Filososfia Prot Transelec RevG

FILOSOFÍA DE PROTECCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA DE TRANSELEC S. A.

NOVIEMBRE 2010 – Versión G Subgerencia Gestión de Redes

TRANSELEC S. A. Chile

FILOSOFÍA DE PROTECCIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO TRANSELEC TR ANSELEC S. A. 1.

INTRODUCCIÓN ................................... .............................. ............................... 4

2.

NECESIDAD DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRANSELEC.  . 5 2.1 2.2 2.3 2.4

3.

DESCRIPCIÓN GENERAL DE LAS PROTECCIONES....................................... ........... 7 3.1 3.2 3.3 3.3.1 3.3.2 3.3.3

4.

FUNCIÓN DE LAS PROTECCIONES ......................... ...................................... ......................... ......................... .......................... ..................... ........ 7 CARACTERÍSTICAS ARACTERÍSTICAS FUNCIONALES DE LAS L AS PROTECCIONES ......................... ....................................... ......................... .................. ....... 7 DEFINICIÓN DE CONCEPTOS DE PROTECCIÓN .......................... ....................................... ........................ ........................ ...................... ......... 8 General ........................... ........................................ ........................ ........................ .......................... ........................... ......................... .................. ....... 8 Protecciones contra cortocircuitos .......................... ........................................ ......................... ........................ .......................... .............9 Protecciones contra otras fallas o perturbaciones. ........................... ........................................ ........................ ................ ..... 11

TIPOS DE PROTECCIONES USADAS EN EL SIT ..................................................... 12 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8

5.

SEGURIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO .......................... ....................................... ......................... ......................... .......................... ............... .. 5 ESTABILIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO .......................... ........................................ ......................... ........................ .......................... ............. 5 CONSIDERACIONES ECONÓMICAS ......................... ...................................... ......................... ......................... .......................... ..................... ........ 6 ESPECIALIZACIÓN .......................... ....................................... ........................ ......................... ........................... .......................... ........................ ............. 6

DEFINICIONES GENERALES. ......................... ....................................... ......................... ........................ .......................... .......................... ............. 12 PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE SOBRECORRIENTE ......................... ...................................... ......................... ......................... .......................... ................. .... 12 PROTECCIÓN DIRECCIONAL DIRECCIONAL ......................... ....................................... ......................... ........................ .......................... .......................... ............. 13 PROTECCIÓN DE DISTANCIA. ........................... ........................................ ........................ ........................ ........................... ........................ .......... 13 PROTECCIÓN DIFERENCIAL ......................... ....................................... ......................... ........................ .......................... .......................... ............. 15 PROTECCIÓN PARA FALLA DE INTERRUPTOR .......................... ....................................... ........................ ........................ .................... ....... 16 PROTECCIÓN DE SOBRE Y BAJO VOLTAJE ......................... ....................................... ......................... ........................ ...................... ......... 16 PROTECCIÓN DE SOBRE Y BAJA FRECUENCIA .......................... ....................................... ........................ ........................ .................. ..... 16

FUNCIONES COMPLEMENTARIAS A LAS PROTECCIONES................................. ..... 18 18 5.1

TELEPROTECCIONES ......................... ...................................... ......................... ......................... .......................... .......................... ..................... ........ 18

5.1.1 5.1.2

Sistemas de telecomunicación ......................... ...................................... ......................... ......................... .......................... ................. .... 18 Esquemas de Protecciones con comunicación. .......................... ....................................... ......................... ..................... ......... 19 5.2 RECONEXIÓN AUTOMÁTICA ......................... ....................................... ......................... ........................ .......................... .......................... ............. 23 5.2.1 Definiciones. ........................... ........................................ ........................ ......................... ........................... .......................... ....................... .......... 23 5.2.2 Consideraciones para las reconexiones automáticas. ........................... ........................................ ........................ ............. 24 5.2.3 Consideraciones para las reconexiones rápidas. .......................... ........................................ ......................... .................. ....... 24

6.

CRITERIOS GENERALES DE PROTECCIÓN DEL SIT ............................................... 25 6.1

CARACTERÍSTICAS ARACTERÍSTICAS DEL SIT ......................... ....................................... ......................... ........................ .......................... .......................... ............. 25

6.1.1 6.1.2

Estructura del SIT ......................... ...................................... ......................... ......................... .......................... .......................... ................... ...... 25 Fallas en el SIT .......................... ....................................... ........................ ......................... ........................... .......................... ..................... ........ 26 6.2 ESTUDIOS PARA EL AJUSTE DE LAS PROTECCIONES . ......................... ...................................... ......................... ....................... ........... 26 6.2.1 Introducción .......................... ....................................... ........................ ........................ ........................... ........................... ........................ ............. 26 6.2.2 Estudios de cortocircuito. ........................... ........................................ ........................ ......................... ........................... ..................... ........ 26 6.2.3 Estudios complementarios .......................... ....................................... ........................ ........................ ........................... ...................... ........ 28

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2

 ANEXO – A CRITERIOS DE PROTECCIÓN PROTECCIÓN DE LÍNEAS....................................... ....... A-1 1.

PROTECCIÓN DE LÍNEAS CRÍTICAS .......................... ........................................ ......................... ........................ ....................... ..........A-2 ....................................... ........................ ........................ ........................... ........................... ........................ ...........A-2 1.1 GENERALES .......................... 1.2. RECONEXIONES AUTOMÁTICAS ......................... ...................................... ......................... ......................... .......................... ............... A-5 1.3. REQUERIMIENTOS Y CRITERIOS DE AJUSTE DE PROTECCIÓNES DE DISTANCIA ................. ................. A-7 1.4. REQUERIMIENTOS Y CRITERIOS DE AJUSTES DE LAS PROTECCIONES DIFERENCIALES DE LÍNEA 11

2.

1.5. OTROS REQUERIMIENTOS ........................... ........................................ ........................ ......................... ........................... ................ ... A-12 PROTECCIÓN DE LÍNEAS NO CRÍTICAS .......................... ....................................... ........................ ........................ ................. .... A-13 ....................................... ........................ ........................ ........................... ........................... ...................... ......... A-13 2.1 GENERALES .......................... 2.2 RECONEXIONES AUTOMÁTICAS. .......................... ....................................... ......................... ......................... ....................... .......... A-15 2.3 REQUERIMIENTOS Y CRITERIOS DE AJUSTE DE PROTECCIÓNES DE DISTANCIA ............... ............... A-16 2.4 OTROS REQUERIMIENTOS ........................... ........................................ ........................ ......................... ........................... ................ ... A-20

 ANEXO – B CRITERIOS DE PROTECCIÓN PROTECCIÓN DE BARRAS DEL DEL SIT ................................. B-1 1.

PROTECCIÓN DE BARRAS CRITICAS (500 K  V, 220 K  V  Y 154  Y 154 K  V) ......................... ..................................... ............B-2 ....................................... ........................ ........................ ........................... ........................... ........................ ...........B-2 1.1. GENERALES ..........................  Y MENOS) ......................... 2. PROTECCIÓN DE BARRAS NO CRÍTICAS (154 K  V  Y ...................................... .................... ....... B-4

 ANEXO – C CRITERIOS DE PROTECCIÓN PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES TRANSFORMADORES  AUTOTRANSFORMADORES,  AUTOTRANSFORMADORES, REACTORES REACTORES Y CONDENSADORES CONDENSADORES ESTÁTICOS ESTÁTICOS .................. C-1  ANEXO – D. CRITERIOS DE PROTECCIÓN PROTECCIÓN DE REACTORES, CONDENSADORES SHUNT Y CONDENSADORES SERIE..................................................................................... D-1 1. 2. 3.

PROTECCIÓN DE REACTORES .......................... ....................................... ........................ ......................... ........................... ................. .... D-2 PROTECCIÓN DE BANCOS DE CONDENSADORES ESTÁTICOS ..................................... ....................................... .. D-2 PROTECCIÓN DE BANCOS DE CONDENSADORES SERIE. ....................... ................................... ....................... .......... D-3

 ANEXO – E CRITERIOS DE PROTECCIÓN PROTECCIÓN DE INTERRUPTORES INTERRUPTORES Y OTROS EQUIPOS. EQUIPOS. ..... E-1 1. 2. 3.

F.

PROTECCIÓN DE INTERRUPTORES .......................... ....................................... ........................ ......................... ........................... ................ ... E-2 OTRAS PROTECCIONES Y  PROTECCIONES Y EQUIPOS EQUIPOS ASOCIADOS  ASOCIADOS ......................... ...................................... ......................... ......................... ............... E-3 OTRAS CONSIDERACIONES .......................... ........................................ ......................... ........................ .......................... ......................... ............ E-4

LISTA DE NUMEROS ANSI PARA DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN  ........................F-1

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3

INTRODUCCIÓN 

1.

INTRODUCCIÓN

El conjunto de protecciones del Sistema de Interconectado de TRANSELEC S.A. (SIT) comprende una compleja conjugación de ajustes y coordinaciones entre los diferentes dispositivos que comprenden la red, con el objetivo de dar fiabilidad al sistema eléctrico en su conjunto. Cada una de estas protecciones tiene una importante incidencia en el sistema en general y por lo tanto afectan directamente las áreas técnicas del SIT, es por esto que es de suma importancia dar a conocer un documento que resuma y dé pautas para el buen funcionamiento de los sistemas de protecciones. Este es el objetivo principal del documento Filosofía de Protección del Sistema de Transmisión de TRANSELEC S. A. El presente documento pretende dar a conocer los criterios generales de funcionamiento de las protecciones para facilitar la operación de las actuales instalaciones, así como también de las futuras que comprenderán el sistema. La presentación de los temas se realiza en 6 capítulos. En los capítulos 2, 3 y 4 se entrega los conceptos y criterios básicos que consideran la estructura del sistema de protecciones, entregando además una descripción de estas. En el capitulo 5 se explican brevemente las funciones o equipos complementarios a las protecciones y que se emplean para el mejoramiento del sistema de protección y las condiciones en las que estas comunicaciones se deben realizar. En el capitulo 6 se detallan los criterios generales de protección del SIT, considerando las condiciones de operación de éste y su topología. Cabe hacer notar que es necesario hacer una revisión periódica cada 2 años, de estos criterios de protección con el objetivo de adecuarse, por una parte a los cambios en las Normativas, y por otra parte a los cambios que pudiera sufrir el sistema de transmisión de Transelec. Es por esta razón que se ha dispuesto de anexos independientes con criterios de protección para Líneas, Barras, Transformadores, y otros elementos, lo que permitirá revisiones o actualizaciones independientes para los distintos equipos de protección empleados en el sistema.

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4

NECESIDAD DE LAS PROTECCIONES EN EL STT 

2.

NECESIDAD DE LAS PROTECCIONES EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRANSELEC.

En este capítulo se definen las características principales que justifican la instalación, operación y mantención de los equipos de protección en un sistema de potencia.

2.1

Seguridad del Sistema Eléctrico

Debido a su complejidad, los sistemas eléctricos de gran potencia se ven sometidos a perturbaciones cuyas consecuencias impiden el correcto funcionamiento de la red eléctrica, y por tanto dificultan la transmisión de energía. Cuando una falla o perturbación es mantenida en el sistema, estas pueden llegar a “bloquear” el sistema eléctrico haciéndolo inoperante provocando pérdidas de consumos, de generación, o peor aún, desconexión de una gran parte del sistema interconectado, generando con esto grandes perdidas para las empresas y clientes. Como las fallas y perturbaciones son inherentes a los sistemas eléctricos, es decir, es imposible impedir su existencia, los equipos de protecciones se diseñan con el objetivo de que estos fenómenos permanezcan el menor tiempo posible en el sistema eléctrico, posibilitando así una mayor seguridad en el suministro de la energía eléctrica. Las funciones principales de una protección son detectar en forma rápida, segura y eficazmente las situaciones anómalas y entregar órdenes rápidas a los equipos de interrupción para que estos aíslen la zona fallada.

2.2

Estabilidad del Sistema Eléctrico

Dependiendo del tipo de falla a la que el sistema eléctrico se ve sometido, éste responderá, siendo sus protecciones las encargadas de evitar que las fallas se mantengan por tiempos que puedan provocar la inestabilidad del sistema eléctrico. El caso más común de fallas, y en general que provocan mayores efectos debido a los cambios bruscos de tensiones y corrientes en el sistema y en el cambio de configuraciones a las que se expone, son los cortocircuitos. Estas fallas provocan desequilibrios severos entre la generación y la carga induciendo en casos severos oscilaciones de potencia y de voltaje. Considerando una operación en falla del sistema, la capacidad para volver a la estabilidad dependerá entre otros factores de la rapidez con que se pueda despejar el cortocircuito en el sistema. Se define entonces un tiempo critico de despeje de falla que va a ser el tiempo máximo admisible en el que la falla debe ser despejada para asegurar que el sistema volverá a la estabilidad. Las protecciones por tanto además de ser seguras y eficaces, deben tener la capacidad de operar en el menor tiempo posible, despejando la falla y permitiendo mejorar el límite de estabilidad transitoria del sistema y aumentar la capacidad de transporte de la red.

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5

NECESIDAD DE LAS PROTECCIONES EN EL STT 

2.3

Consideraciones económicas

Una vez que los sistemas de potencia se exponen a fallas, los equipos que lo componen quedan expuestos a condiciones anormales de funcionamiento, provocando en algunos casos daños o destrucción de algunos equipos. Es decir, además de las perdidas económicas por la interrupción del transporte de energía eléctrica está el daño en los equipos de la red. En general la inversión en equipos de protecciones se justifica de esta manera, invirtiendo en promedio entre un 8 y un 15 por ciento del costo total, en estos equipos. Los beneficios de proteger el sistema eléctrico son: a. b. c. d. e.

Mayor seguridad Mantención de la estabilidad del sistema. Disminución del costo y tiempo de reparación de los equipos, al ser menores los daños. Disminución de la inversión en equipos de reserva al ser más corto el tiempo de reposición de los dañados. Mayor disponibilidad de los elementos del sistema de potencia, considerando que las fallas aislaran selectivamente los puntos fallados.

Otro de los aspectos económicos a considerar es el mantenimiento de los equipos de protecciones, que es especialmente importante por tratarse de equipos que permanecen largos tiempos en reposo y que además deben estar preparados para actuar en cualquier instante.

2.4

Especialización

Como sistema de protecciones se debe entender no solo al un conjunto de elementos destinados a proteger equipos o líneas dentro del sistema de potencia, sino también a la metodología de protección de la red eléctrica considerando para ello todas las variables y la interconexión de este con otros sistemas eléctricos en estudio, empleando para ello los diferentes dispositivos disponibles. La eficacia conseguida por el sistema de protecciones dependerá del diseño, instalación, puesta en servicio, mantenimiento y supervisión sean correctos. Para ello se debe contar con un equipo técnico  especializado   que pueda absorber los cambios tecnológicos en el área y aplicarlos a las condiciones que la red requiera.

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6

DESCRIPCIÓN GENERAL DE LAS PROTECCIONES

3.

DESCRIPCIÓN GENERAL DE LAS PROTECCIONES

3.1

Función de las Protecciones

La función de las protecciones dentro de la red eléctrica, es originar la pronta salida de los elementos que están sufriendo una falla, o que estén provocando una operación anormal poniendo en peligro los otros elementos de la red. Estas protecciones sumadas a otros equipos asociados (localizadores, osciloperturbógrafos, reconectadotes automáticos, equipos de medida) deben proporcionar la información suficiente acerca de la ubicación y tipos de fallas o perturbaciones que se provoquen en el sistema, y en la medida que la falla sea transitoria, permitir que el sistema recupere su configuración previa a la falla.

3.2

Características funcionales de las Protecciones

Cada una de las protecciones debe presentar ciertas características que permitan proteger el sistema eléctrico como antes se mencionó. Estas características son: Selectividad. Cada protección debe ser capaz de definir exactamente que tipo de falla es la que se esta enfrentando para poder discriminar si debe o no actuar y poder aislar solo los elementos fallados. Confiabilidad. Esta característica explica la capacidad de la protección para comportarse adecuadamente, y está en función de la capacidad de los equipos para “saber” ante que condiciones no debe actuar (seguridad ) y ante las que si debe actuar ( obediencia ). Rapidez. Es el tiempo que transcurre desde sucedida la falla hasta el despeje de la misma, considerando la suma de todos los tiempos de los equipos involucrados en la labor de despeje. Mientras menor es éste mejores posibilidades tiene el sistema de potencia de mantener una condición estable de funcionamiento. Sensibilidad. Este es un término que posee dos acepciones. Frecuentemente usado cuando nos referimos a la corriente mínima de operación de la protección, y también se usa en protecciones de alcance definido para medir la capacidad de detección de la falla. Discriminación de fase. Es la capacidad del elemento de protección para definir en que fase o fases se provoca la falla. Flexibilidad. Esta característica es la que posee una protección para adecuarse y operar ante los distintos cambios que sufre la red. Facilidad de mantenimiento. Esta característica considera tanto los medios necesarios para realizar mantenimiento y los tiempos de indisponibilidad de la protección por mantenimiento.

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7

DESCRIPCIÓN GENERAL DE LAS PROTECCIONES

3.3

Definición de conceptos de protección

3.3.1 General En esta sección entregaremos una serie de definiciones que serán empleadas en este documento y que son de uso general.

Falla. Anomalía severa en el sistema eléctrico y que provoca cambios bruscos en las variables impidiendo la operación normal del mismo. Entre las fallas se encuentran los cortocircuitos y las fases abiertas en un Sistema de transmisión.

Perturbación . Anomalía del sistema que, aunque provoca cambios en la operación normal de este, su funcionamiento puede mantenerse en esta condición por breves momentos. Entre las perturbaciones se encuentran las oscilaciones de potencia estables.

Elemento del Sistema eléctrico . Es cada una de las partes que componen el Sistema de Transmisión (líneas, barras, reactores, condensadores, transformadores, autotransformadores, etc.) necesarios para realizar la labor de transferencia de potencia en la red. Cada uno de estos elementos se deberán poder proteger y aislar individualmente (salvo excepciones) mediante interruptores o seccionadores, o fusibles.

Protección   es un equipo o función dentro de un equipo, capaz de detectar, mediante el procesamiento de señales analógicas (corrientes y tensiones) y digitales, una falla o perturbación en un sistema eléctrico y permitir su despeje en el tiempo en el cual se ajustó.

Relé de Protección   es un equipo destinado a la protección de algún o algunos elementos del sistema eléctrico y que puede contener una o más protecciones. Se distinguen básicamente dos tipos de relés de protección: Unifuncionales y multifuncionales.

Sistema de Protecciones   es un conjunto de protecciones o relés de protección y demás equipamiento necesario para detectar una falla para la que está diseñado, y que ocurra dentro de su alcance. Su objetivo es actuar en el menor tiempo posible y minimizar las perturbaciones provocadas en el sistema eléctrico evitando daños que pudieran causar las fallas o perturbaciones, en los equipos. Un Sistema de Protecciones está compuesto al menos por lo siguiente: transformadores de corriente, Transformadores de potencial, Protecciones, interruptores de potencia y otros equipos adicionales necesarios y suficientes para realizar su función.

Zona de protección se le denomina a la parte del sistema que se puede proteger y aislar y que esta delimitada por interruptores de potencia capaces de realizar esta tarea. En la mayoría de los casos, cada elemento de la red constituye una zona de protección, habiendo algunas excepciones en las que, por ejemplo, el transformador está unido a la línea sin interruptor intermedio o el caso de transformadores en paralelo. El alcance de una protección es aquella parte del sistema que es capaz de “ver” la protección en condición de falla.

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8

DESCRIPCIÓN GENERAL DE LAS PROTECCIONES

Criterio de protección   es la metodología para implementar una protección considerando que debe estar coordinada con otras protecciones a fin de lograr un sistema de protección eficiente y robusto.

3.3.2 Protecciones contra cortocircuitos 3.3.2.1

Definiciones Generales

Para proteger los sistemas de potencia contra cortocircuitos, se emplean en general tres sistemas de protecciones: Sistema de Protección Primario o SISTEMA 1 , Sistema Protección Secundario o SISTEMA 2 , y Sistema de Protección de Respaldo . Los Sistemas 1 y 2 están compuestos por un conjunto de protecciones que intenta cubrir la totalidad de las fallas posibles del elemento a proteger. El Sistema de Protección de Respaldo está compuesto por un conjunto de protecciones destinadas dar respaldo desde la misma Subestación o desde Subestaciones adyacentes, a los Sistemas 1 y 2, de modo que la no actuación de estos últimos, sea por indisponibilidad o por insuficiente sensibilidad, sea cubierta por el Sistema de Protección de Respaldo. El respaldo puede ser desempeñado por protecciones locales, remotas o ambas, lo cual da lugar a los términos "respaldo local " y "respaldo remoto ". Se denominan "Sistema 1" y "Sistema 2 " al conjunto de relés de protección, diferenciados cada uno de ellos y con las siguientes características: Alimentaciones auxiliares a través de conjuntos batería-cargador diferenciados y circuitos  con relés termomagnéticos independientes. Informaciones de campo duplicadas, independientes y cableadas con las tensiones de  batería correspondientes a cada sistema. Disparo a interruptores con bobinas de accionamiento duplicadas e independientes.  Armarios diferenciados para cada sistema.  Núcleos de transformadores de corriente independientes para cada sistema.  Enrollamientos de transformadores de tensión y circuitos independientes para cada  sistema. Utilización de canales de teleprotección diferenciados y equipos físicamente separados. 

Como los elementos de protección del sistema de potencia no se duplican por su alto costo, estos sistemas cuentan con una protección contra fallo del interruptor (protección de respaldo local), cuya función es actuar en caso que los Sistemas 1 o 2 hayan visto la falla, pero el interruptor no hubiese abierto. Este relé envía una segunda señal de apertura al interruptor (Retrip) y si aun no actúa, provocará la apertura de todos los interruptores que pueden aportar a la falla desde una zona adyacente. El alcance de esta protección es mayor que las protecciones básicas de un elemento, por lo que se debe coordinar el tiempo considerando éstas.

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9

DESCRIPCIÓN GENERAL DE LAS PROTECCIONES

3.3.2.2

Funcionamiento de las Protecciones

Un Sistema de protección (Sistema 1 o 2) debe actuar sobre todos los interruptores que dividen una zona de protección. Su alcance debe ser tal que se solape con los alcances de los sistemas de protección de los elementos contiguos. Con esta disposición se disparan un número mínimo de interruptores para despejar una falla y al mismo tiempo se protegen todos los puntos del sistema. Un sistema de protección de Respaldo   debe actuar cuando se produzca un error en la detección de una falla del sistema de protección (Sistemas 1 o 2) o cuando el interruptor encargado de aislar la falla no lo haga. Para lograr esta funcionalidad se instala este sistema de protección en una subestación distinta   a la de los Sistemas 1 y 2. Con esto la protección de respaldo queda con un alcance mayor y en caso de actuar lo hace desconectando un mayor número de elementos. Por esta razón, su tiempo de respuesta debe ser más lento que el de los Sistemas 1 o 2, con lo cual, al producirse una falla, ambas protecciones arrancan pero los Sistemas 1 o 2 aislarán primero el elemento fallado, impidiendo que la de respaldo complete su ciclo de funcionamiento. Si el sistema de protección es respaldo de varios sistemas principales (1 y 2), el tiempo de actuación debe ser mayor que el mayor tiempo de estos Sistemas. En instalaciones de menor importancia (Sistemas de Subtransmisión u otros) o en elementos con muy baja probabilidad de falla, se puede prescindir de un Sistema de Protecciones (1 o 2), manteniendo en cualquier caso, Sistemas de protección de respaldo remoto Por otra parte y debido a que los interruptores de poder, transformadores de corriente y transformadores de tensión no se duplican por su elevado costo relativo, su confiabilidad se mejora mediante la duplicación de los circuitos de disparo de los interruptores, multiplicación de núcleos de Transformadores de Corriente, y multiplicación de circuitos de potencial. Adicionalmente, la no duplicidad de interruptores se suple con la incorporación de protecciones para falla de interruptor (Sistema de Protección de Respaldo local), las cuales tienen como objetivo permitir el despeje de una falla ante la no apertura del interruptor del elemento fallado. Estas protecciones se activan con la detección y operación de las protecciones de los Sistemas 1 o y transmite una nueva orden de disparo al interruptor. Si detecta que el interruptor no ha conseguido despejar la falla en un tiempo determinado, transmite nuevamente una orden de disparo pero ahora a la zona adyacente a la fallada, desde la cual se sigue alimentando la falla. Solo el relé para fallo del interruptor posee una selectividad menor que los dos sistemas (1 y 2) pero mayor que el sistema de respaldo remoto. Esta característica permite que el tiempo de actuación de la protección para falla de interruptor sea mayor que el de la protección de sistema 1 y sistema 2, pero menor que el de alguna protección de respaldo remoto. En general, la protección para falla de interruptor ha sido hasta hoy un elemento independiente de los Sistemas 1 y 2, sin embargo, producto de las potencialidades de los nuevos relés de protección, la inclusión de esta función en ambos sistemas, permite duplicar esta protección sin disminuir la seguridad del sistema en conjunto. Debido a que los sistemas de protección principal y secundario (Sistema 1 y Sistema 2), se encuentran en la misma Subestación pueden tener las mismas causas de falla, se recomienda siempre contar con una protección de apoyo remoto.

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DESCRIPCIÓN GENERAL DE LAS PROTECCIONES

3.3.3 Protecciones contra otras fallas o perturbaciones. Las perturbaciones se definen como cualquier anomalía en el sistema que hace que este no se encuentre estable pero que permite su operación. Entre estas se encuentran, sobretensiones, calentamientos, sobrecargas mantenidas, oscilaciones de potencia, etc. Son menos frecuentes y no afectan del mismo modo los elementos del sistema de potencia. De todas formas es necesario proteger cualquier elemento del sistema que pueda ser afectado por condiciones anómalas y que esto repercuta en el funcionamiento normal del sistema eléctrico. Para esto se deben implementar funciones o instalar elementos que eviten que dichas perturbaciones evolucionen provocando daños o inestabilidades en el sistema. Es posible también, que algunas de las perturbaciones del sistema de transmisión provoquen la operación de algún sistema de protección en forma errónea, generando problemas mayores al sistema de transmisión. Parar evitar esto, se habilitan funciones que permitan a los Sistemas de protección, bloquear o actuar según algunos criterios de funcionamiento manteniendo la seguridad del sistema eléctrico.

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TIPOS DE PROTECCIONES USADAS EN EL SIT 

4.

TIPOS DE PROTECCIONES USADAS EN EL SIT

En el capitulo anterior se analizaron y entregaron las definiciones generales más comúnmente usadas en protecciones en un Sistema de transmisión. En el presente capítulo se entrega un desglose general de los tipos y funcionamiento de las protecciones usadas en el Sistema de Transmisión de Transelec.

4.1

Definiciones generales.

Según su alcance las protecciones se pueden dividir en dos grupos: las protecciones de alcance definido  y las protecciones de alcance indefinido . A continuación daremos unas definiciones básicas de conceptos empleados en los sistemas de protecciones:

Protecciones de alcance definido . Son protecciones que detectan fallas o perturbaciones dentro de un área de la red delimitada por sus transformadores de corriente o potencial, los cuales informan a la protección. Las protecciones de alcance indefinido, o abiertas . Son protecciones que poseen un alcance que es función de su ajuste y de las condiciones de operación del Sistema eléctrico, no estando sus límites asociados a un punto físico en la red. La operación de una protección   se define como el cambio de estado de sus contactos de salida cuando detecta una perturbación o falla de magnitud suficiente y dentro de su alcance. La operación de un sistema de protección  es la conclusión de todas las acciones que realiza este sistema para poder aislar la zona defectuosa del resto del sistema de potencia además de señalizar y registrar el evento. La reconexión automática   de un interruptor es la acción de cierre de un interruptor realizada por algún dispositivo habilitado para tal efecto o como una función dentro de algún equipo de protección.

Relé de sincronismo o syncro chek   es un dispositivo de bloqueo/habilitación de una reconexión, cuyo objetivo es que no existan desfases en las tensiones de ambos lados del interruptor.

4.2

Protección de sobrecorriente

Este tipo de protecciones mide las corrientes del elemento del sistema de potencia que está protegiendo y actúa cuando alguno de estos es superior a la establecida en su valor de ajuste. Según sus curvas características de tiempo de actuación se distinguen tres tipos: instantáneas, de tiempo

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TIPOS DE PROTECCIONES USADAS EN EL SIT 

definido, de tiempo inverso (con sus variantes: muy inverso y extremadamente inverso). Estas protecciones son principalmente utilizadas en sistemas de transmisión radiales y se clasifican entre las de alcance indefinido. En la medida que los sistemas se interconectan se compromete severamente la seguridad de un esquema de protección de este tipo al cambiar el sentido de aporte y las magnitudes de corriente en función de la configuración de la red y situación de falla; así como también su selectividad, al aumentar el numero de fuentes intermedias de aporte a la falla. En sistemas de transmisión se utilizan protecciones de sobrecorriente de alcance definido, que permiten un mayor grado de selectividad, rapidez y fiabilidad. Las protecciones de sobrecorriente pueden ser de fase o residuales, según la magnitud de corriente que tengan como variable de entrada.

4.3

Protección direccional

La protección direccional actúa en función del módulo de dos magnitudes eléctricas y su desfase, siendo su ecuación general:  M 1 M 2 cos(θ  − τ  )

Donde θ representa el ángulo entre M1 y M2 y τ el ángulo de par máximo, así denominado porque la tendencia de operación es máxima cuando éste es el desfase entre ambas magnitudes. Los relés de sobrecorriente direccional resuelven el problema de dar protección a un sistema de eléctrico enmallado, sumando a esto un escalonamiento en los tiempos de actuación de los relés, comprometiéndose en parte la rapidez que es un factor importante en un sistema de transmisión. Estas protecciones son utilizables cuando es necesaria una detección complementaria de falla residual de alta resistencia. La protección direccional también se emplea como complemento a la protección de distancia con el objetivo de dar mayor selectividad a estas.

4.4

Protección de distancia.

El principio de operación de esta protección es actuar cuando la impedancia característica del sistema en el punto que esta protegiendo alcanza o supera los valores de ajuste que posee la protección. Esta protección calcula constantemente la impedancia del sistema, medida en el punto en que se encuentra instalada, y la compara con sus valores de ajuste. Para este efecto estas protecciones reciben información de la tensión en el punto de medida y de corrientes que circulan por el elemento protegido para lo cual se utilizan los transformadores de medida. Los parámetros de la red se verán afectados cuando se produzcan fallas o perturbaciones en el sistema de potencia. Dependiendo del tipo de perturbación o falla el valor de impedancia de la red cambiara más rápido o más lento y en mayor o menor grado.

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TIPOS DE PROTECCIONES USADAS EN EL SIT 

Esta protección cuenta comúnmente con tres zonas o más zonas de operación que se definen en un plano R - X (resistencia-reactancia) y que son empleadas para dar tiempos distintos de actuación de la protección. En función de las formas de las zonas existen protecciones de distancia con característica de impedancia, de admitancia, de reactancia y poligonal. Cada una de las zonas que se define en la protección determina la proporción de impedancia de la línea que protegerá y que permite dar un criterio de selectividad en función de la distancia entre la ubicación de la protección y el punto de falla. Esto permite clasificar a este tipo de protecciones como de alcance definido. Hay efectos que producen imprecisión en las características de operación de estas protecciones, y que se deben tener en consideración al momento de su aplicación.

-

La componente de corriente continua que aparece durante los períodos subtransitorios y transitorio de una falla, hace que ésta parezca más cercana y podría provocar el sobrealcance de la protección.

-

Fallas muy cercanas a la ubicación de la protección podrían provocar una depresión total de la tensión medida por la protección, impidiendo que actúe correctamente.

-

Si la protección pierde la información suministrada desde los transformadores de tensión, por falla de estos o sus circuitos secundarios, medirá una impedancia nula lo que podría provocar su operación errónea si no cuenta con método para impedirlo.

-

Al cerrar una línea sobre una falla, la información de tensión inicial es la de la línea desenergizada, es decir, nula.

-

Los errores en la razón de transformación de transformadores de corriente y tensión también producen imprecisión en la medida.

-

Los elementos que aportan corrientes a una falla entre la ubicación de la protección y el punto de falla provocan un aumento de tensión en el tramo común de circuito que aumenta la impedancia vista por la protección y provoca su subalcance.

-

Por otra parte si existe desfase entre las corrientes que aportan a la falla, la resistencia de arco de la falla puede ser vista por la protección como una impedancia compleja y provocar sub o sobrealcance, según el caso. Este es uno de los motivos por los que se aconseja restringir la conexión de elementos en Tap-off.

Las consideraciones descritas transforman a las protecciones de distancia en protecciones con alcance definido limitado el cual depende principalmente de los errores de las medidas y de la impedancia fuente equivalente ubicada detrás de la protección, no obstante, debido a su alto grado de selectividad, confiabilidad y costo relativo, estas protecciones son las más utilizadas para proteger líneas de transmisión. La selectividad en estas protecciones se basa en escalonamiento de zonas y tiempos.

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TIPOS DE PROTECCIONES USADAS EN EL SIT 

La primera zona   se ajusta para operación instantánea y protege gran parte de la línea. No es posible proteger completamente toda la línea con esta zona, por las imprecisiones en la medida, que podrían provocar la operación de la protección para fallas más allá de la línea. Además, diferentes topologías del sistema eléctrico o, incluso, distintas combinaciones de fuentes que aportan a una falla y que favorecen la incerteza para definir con alta precisión la ubicación de la falla. Una segunda zona   protege toda la línea más la subestación y parte de la línea siguiente. Una tercera zona   incluye la longitud total de estas líneas y cumple la función de dar apoyo contra cortocircuitos en el sistema. El resto de las zonas que es posible utilizar en una protección de distancia cumplen funciones de respaldo y de complemento a los esquemas de teleproteccion. Para dar selectividad, la operación de todas las zonas debe ser temporizada. Esto permite que la segunda zona actúe en forma retardada respecto a la primera zona, en tercera zona con respecto a segunda zona, y así sucesivamente. Cuando un elemento del sistema eléctrico está incorporado en una parte importante del sistema, el despeje de una falla en cada zona de protección se debe hacer de manera selectiva e instantánea. Esta necesidad ha motivado el desarrollo de protecciones de alcance definido en barras (diferenciales), transformadores (diferenciales) y líneas (protecciones asistidas por comunicación).

4.5

Protección Diferencial

El principio de funcionamiento de las protecciones diferenciales se basa en la suma de dos o más magnitudes eléctricas, que se compara con un valor ajustado en la protección. En condiciones normales de operación, la suma vectorial de las corrientes que se inyecta a un determinado elemento es igual a las que salen de él, condición que cambia cuando existe una falla en entre la zona delimitada por los transformadores de medida que informan a la protección. Esto muestra que la protección diferencial es de alcance definido contra cortocircuitos. Poseen inconvenientes en el proceso de medida de las intensidades, los cuales se deben a magnetización, pérdidas y saturación de los transformadores de corriente. Esto provoca corrientes diferenciales de desequilibrio permanente, que aumentan cuando se provocan fallas fuera del alcance de la protección. Para solucionar este problema se introducen factores de estabilización en la protección. En protecciones diferenciales se pueden enumerar al menos las siguientes consideraciones:

-

Cuando existen muchos circuitos cuyas corrientes se deben sumar, se acumula mayor desequilibrio debido a errores en los transformadores de medida.

-

Si la potencia de cortocircuito es muy elevada, una falla externa cercana puede provocar la saturación total de uno o más transformadores de corriente por los cuales circula la suma de las corrientes que aportan el resto de las líneas.

-

La configuración de una barra compleja no es siempre la mismo , por lo que hay que informar a la protección de la configuración real en cada momento para que la medida sea correcta y sean selectivas las órdenes de disparo emitidas.

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TIPOS DE PROTECCIONES USADAS EN EL SIT 

4.6

-

Las graves consecuencias que sobre el sistema tienen tanto la pérdida de una barra como la presencia mantenida de falla en barras exigen a la protección rapidez, seguridad, obediencia y selectividad.

-

Si se cuenta con buenos medios de comunicación entre las SS/EE, puede establecerse una protección diferencial para la línea que las interconecta, enviando los datos de cada subestación al otro extremo.

Protección para Falla de Interruptor

Esta protección debe detectar si un interruptor no despejó una falla y se compone de unidades de arranque, detección, temporización y disparo. Cuando se produce una falla en algún elemento, el interruptor debe recibir señal de apertura. Esta misma señal deberá ser recibida además por esta protección que comienza una primera temporización. Una vez terminado el tiempo, reenvía la señal de disparo sobre el interruptor de poder, y comienza una segunda temporización. Si aun así no es despejada la falla, una vez terminada la segunda temporización envía una señal de apertura a los interruptores adyacentes desde donde se sigue alimentando la falla además del otro extremo de la línea (mediante comunicación). En el caso que el interruptor tenga una falla mecánica, no pudiendo separar los contactos, o una falla eléctrica, manteniendo la corriente de cortocircuito a través de un arco, la protección contra fallo de interruptor debe detectar si el interruptor no ha despejado la falla por lo que se debe utilizar alguno de los contactos auxiliares del equipo para dar una información clara a la protección.

4.7

Protección de Sobre y Bajo Voltaje

Los relés de sobre y bajo voltaje miden la tensión en la barra que se desea proteger y actúan ante valores superiores o inferiores al del ajuste de la protección. Estas protecciones, al igual que las de sobrecorriente, tienen características de tiempo inverso, instantánea o tiempo definido. Los relés de bajo voltaje se emplean para proteger equipos que, en condiciones de baja tensión, sufren deterioros como en el caso de CC/EE. Además, permiten la separación de sectores del sistema eléctrico durante la recuperación de una caída de servicio, dando prioridad al sistema troncal. Los relés de sobrevoltaje se emplean principalmente para evitar los daños en aislaciones o incluso perforaciones que los equipos. También se emplean estos relés para detectar diferencias de potencial entre el neutro del equipo y tierra (en bancos de CC/EE, barras, etc.)

4.8

Protección de Sobre y Baja Frecuencia

Estos relés actúan al igual que los de voltaje, ante valores superiores e inferiores a un valor de ajuste. Pueden ser de tiempo inverso o instantáneo, pudiéndose asociar a esto una temporización constante. Su uso principal es la separación de sectores del sistema eléctrico, para tratar de mantener en servicio parte de él.

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TIPOS DE PROTECCIONES USADAS EN EL SIT 

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FUNCIONES COMPLEMENTARIAS A LAS PROTECCIONES

5.

FUNCIONES COMPLEMENTARIAS A LAS PROTECCIONES

5.1

Teleprotecciones

Como se ha indicado en el capitulo 4 el estado de los sistemas de potencia exige que el despeje de la falla en cada zona de protección sea selectiva y lo más rápida posible. En el caso de las líneas, al existir distancias importantes entre los extremos a proteger se ha creado la necesidad de desarrollar protecciones de línea asistidas por comunicaciones, con el fin de darles un alcance más definido. En este capítulo se describen someramente los tipos de comunicaciones empleados para protecciones de líneas en el sistema interconectado TRANSELEC. Un sistema de protección con comunicación incluye, además del resto de equipos citados en este documento necesarios para la función de protección, un sistema de teleprotección. Este sistema tiene como función trasladar de forma adecuada las señales de protección de uno a otro extremo de línea y está a su vez compuesto por los equipos de teleprotección y por el sistema de telecomunicación, siendo éste el conjunto formado por los equipos de telecomunicación y el enlace físico que los interconecta. El equipo de telecomunicación puede estar diseñado específicamente para la transmisión de señales de protección aunque, en general, se emplean equipos normalizados, siendo necesarios los equipos de teleprotección para la adecuación de señales entre los equipos de protección y de telecomunicación.

5.1.1 Sistemas de telecomunicación Los sistemas de telecomunicación utilizados por los sistemas de protección con comunicación se clasifican según el medio a través del cual se realiza la transmisión, pudiendo ser éste onda portadora sobre la propia línea, radioenlace, fibra óptica o hilo piloto. En nuestra empresa se emplean los dos primeros medios, y en líneas muy cortas los hilos piloto. Fibra óptica aún no se ha instalado en nuestra red por lo que no se tratará en el presente documento.

Sistemas de comunicación a través de Onda Portadora . En este sistema de comunicación se envían señales de baja energía en alta frecuencia a través de los conductores del circuito de potencia. El acoplamiento a la línea puede hacerse fase a tierra o entre fases. Los factores críticos en este sistema de telecomunicación son la atenuación de la señal, la baja relación señal/ruido y el ruido generado por un cortocircuito, momento en el que es necesario transmitir la señal. Sistema de telecomunicación a través de Microondas . Permite la transmisión de un número alto de canales y puede ser de dos tipos: Radioenlace analógico y Radioenlace digital Este sistema tiene como inconvenientes, para su uso en protecciones, los fenómenos de desvanecimiento, de dispersión en el tiempo de transmisión y de no inmunidad a las interferencias electromagnéticas.

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FUNCIONES COMPLEMENTARIAS A LAS PROTECCIONES

5.1.2 Esquemas de Protecciones con comunicación. Ya se ha indicado que los sistemas de protección con comunicación son de alcance definido, pero debe distinguirse entre:

-Sistemas de protección no unitarios de alcance definido. Se basan en una protección de alcance no definido en cada extremo de línea. Lo son los de distancia con comunicación. Requieren del sistema de teleprotección para ser de alcance definido pero, sin él, actúan como dos protecciones independientes, selectivas por escalonamiento de zonas. Proporcionan apoyo remoto a elementos adyacentes.

-Sistemas de protección unitarios de alcance definido. Lo son los de comparación direccional, comparación de fase y diferenciales; y se caracterizan porque requieren del sistema de teleprotección para realizar su función básica de protección. El sistema de protección incluye una única protección, compuesta por los equipos de protección de ambos terminales de línea y el sistema de teleprotección que los comunica. El sistema no proporciona protección de apoyo a elementos adyacentes. En el empleo de las protecciones con comunicación se pueden definir distintos esquemas de funcionamiento, entre los que se destacan: -

5.1.2.1

Protecciones de distancia en esquema de aceleración. Protecciones diferenciales de línea con teleprotección Sistema de protección por comparación de fase

Sistema de Protección con comunicación de órdenes

Según la elaboración de la señal a transmitir, y el uso que de la misma hace la protección de cada extremo de línea, existen distintos esquemas de comunicación de los sistemas de protección: -

Esquema a bloqueo. La protección de cada extremo de línea debe recibir, en presencia de una falla fuera de la línea, una orden de bloqueo que impida su decisión de disparo.

-

Esquema a disparo. La protección de cada extremo de línea debe recibir, en presencia de falla en la línea, orden de disparo permisivo u orden permisivo del otro extremo que permita su decisión de disparo.

-

Esquema híbrido. Es un esquema a disparo con una característica adicional: la orden permisivo que genera el extremo remoto puede ser devolución de la emitida por el propio terminal si la protección de aquel extremo no detecta la presencia de falta fuera de la línea. Esta función se denomina eco en algunas protecciones.

-

Esquema a desbloqueo. Se utiliza este término para denominar un esquema a disparo en el que, además, el fallo en el canal de comunicación simula automáticamente la

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FUNCIONES COMPLEMENTARIAS A LAS PROTECCIONES

recepción de la orden permisivo de disparo. Esta señal, originada por la recepción de una orden permisiva o por la pérdida repentina de canal, se denomina orden de desbloqueo. -

Esquema de teledisparo. La orden enviada, denominada orden de disparo directo (T. D. D.) u orden de teledisparo no requiere criterios adicionales de las protecciones del extremo receptor para disparar el o los interruptores correspondientes.

5.1.2.1.1 Sistemas de protección no unitarios con comunicación de órdenes Se basan en protecciones de distancia selectivas por escalonamiento de zonas. La primera zona se ajusta para cubrir entre el 80 % y 90 % de la línea y da orden de disparo directo sin temporización, mientras que la segunda sobrealcanza el extremo remoto. Esta configuración implica disparos escalonados para fallas en los tramos terminales de la línea. Según cómo se resuelva la eliminación simultánea en estos tramos, con ayuda de la comunicación, estos sistemas de protección se clasifican en:

Sistema de protección a distancia en subalcance permisivo (PUTT) . Una falla en la primera zona de la protección de un extremo provoca, además del disparo al interruptor propio, el envío de orden permisivo al otro extremo. El extremo remoto convierte esta orden permisivo en disparo si ha detectado la falla también dentro de la zona definida para esta operación y que en general sobrealcanza el terminal opuesto de la línea. Es un esquema a disparo. Sistema de protección de distancia en subalcance con teledisparo . Difiere del anterior en que la orden recibida da disparo directo, sin criterio adicional de las protecciones (esquema de teledisparo). Sistema de protección de distancia con aceleración.  Difiere del sistema en subalcance permisivo en la utilización de la señal del extremo remoto. La orden recibida aumenta la sensibilidad de la protección acelerando su operación, permitiendo que actúe instantáneamente. La medida independiente tanto de la distancia como de la dirección en el criterio permisivo confiere mayor seguridad a este sistema que al de subalcance permisivo. Sistema de protección de distancia con sobrealcance permisivo (POTT) . En este sistema es la segunda zona la que envía orden permisivo al extremo opuesto, que dará orden de disparo si su propia unidad en sobrealcance ha detectado la falla. El sistema de protección puede incluir una lógica que permita la devolución de señal permisiva sin aportación del extremo remoto (esquema híbrido), en cuyo caso son necesarias unidades mirando hacia fuera de la línea. Sistema de protección de distancia en sobrealcance a bloqueo . En este caso son necesarias unidades para bloqueo mirando hacia atrás (fuera de la línea). La segunda zona disparará (instantáneamente) a no ser que reciba bloqueo del extremo remoto cuando la falta sea externa a la línea. Las unidades de bloqueo deben tener mayor alcance que la segunda zona del extremo remoto. Es necesario retardar ligeramente la orden de disparo de las unidades de segunda zona para permitir la recepción de la orden de bloqueo.

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FUNCIONES COMPLEMENTARIAS A LAS PROTECCIONES

Sistema de protección de distancia en sobrealcance a desbloqueo. La única diferencia con el sistema de sobrealcance permisivo es su respuesta ante la pérdida de canal, momento en el que, durante 100 a 200 ms, se permitirá el disparo de las unidades de sobrealcance (simulando la recepción de la orden permisivo). Este sistema exige supervisión permanente del canal.

5.1.2.1.2 Sistemas de protección unitarios con comunicación de ordenes (comparación direccional). Las órdenes se intercambian en función de si la protección detecta la falla en sentido de la línea o hacia atrás (dirección de la falla). El criterio de detección puede ser de distancia, de potencia, direccional de corriente, de onda viajera y combinaciones direccionales de componentes simétricas. La función de la segunda zona la cumplen aquí las unidades direccionales que, al responder a otros criterios de detección además del de distancia, pueden ofrecer una respuesta muy buena ante fallas resistivas. Estos sistemas de protección suelen incluir unidades ajustables en subalcance para disparo directo sin comunicación.

5.1.2.1.3 Sistema de Teledisparo Este sistema puede complementar a cualquiera de los anteriores. La señal se puede generar en función de diversos criterios. La recepción implica el disparo sin requisitos adicionales. Este sistema debe ser muy seguro, especialmente ante ruidos locales, de líneas adyacentes, de maniobra de seccionadores, de líneas paralelas, etc.

5.1.2.2

Sistema de Protección con comunicación de señales analógicas

La magnitud controlada por el equipo de protección de cada extremo puede ser el paso ascendente por cero o estado positivo (o negativo) la onda de intensidad (protección de comparación de fase) o el valor instantáneo de la misma (protección diferencial). Son, por propia definición, sistemas de protección unitarios. La protección entrega la señal analógica correspondiente al equipo de teleprotección, encargado de hacerla compatible con el equipo de telecomunicación. El equipo de teleprotección tiene requisitos específicos para esta función y está integrado en la protección. En algunos casos el equipo de telecomunicación es también parte integral del equipo de protección. Una consideración general aplicable a todos los sistemas de telecomunicación excepto a los de hilos piloto. Puesto que la protección de cada extremo debe comparar la magnitud analógica en el mismo instante para ambos extremos, el tiempo de transmisión debe ser corto y de valor constante. La naturaleza de las señales a transmitir exige además una calidad muy alta en la comunicación. Los sistemas de protección con comunicación de señales analógicas pueden ser, según su criterio de protección, de dos tipos: comparación de fase y diferencial.

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FUNCIONES COMPLEMENTARIAS A LAS PROTECCIONES

5.1.2.2.1 Sistema de protección de comparación de fase La protección de cada extremo compara la fase relativa de las intensidades entre extremos de línea, detectando falla si existe desfase superior a uno de tolerancia; este desfase, llamado ángulo de bloqueo, y que está directamente relacionado con la sensibilidad de la protección, es el que compensa los desfases no deseados introducidos por el tiempo de transmisión de la señal y por la intensidad capacitiva en la línea. La protección puede ser dual, si realiza comparación en ambos semiperíodos positivo y negativo de la onda, y/o de fases segregadas, si existen tres comparaciones independientes (habitualmente una por fase). Las protecciones no segregadas, comparan una única magnitud entre extremo. Esta magnitud es una combinación lineal de las corrientes de fase o de componentes simétricas, idéntica en ambos extremos, con coeficientes tales que aseguran una sensibilidad suficiente ante cualquier tipo de falla en cualquier fase o fases. La decisión de disparo es única, por lo que es necesario un selector de fases para seleccionar los disparos monofásicos. La protección de fases segregadas realiza intrínsecamente la selección de fases, incluso en fallas intercircuitos, y presenta ventajas ante fallas muy resistivas. En todos los casos la protección realiza comparación sólo si la corriente está por encima de un valor de ajuste. Es decir, la transmisión de señal no ocurre permanentemente. El número de señales que es necesario transmitir en cada sentido varía según el tipo de protección: desde una señal para una no dual no segregada hasta seis para una dual y segregada. El número de canales necesarios puede ser inferior al de señales si el equipo de protección realiza tina codificación previa. Las protecciones utilizadas hoy tienen, en general, esquema a bloqueo y se comunican por onda portadora. Un esquema a disparo y otros sistemas de telecomunicación son también posibles aunque menos frecuentes.

5.1.2.2.2 Sistema de protección diferencial La protección de cada extremo de línea utiliza un criterio diferencial, ya descrito en 4.6. Se vienen utilizando protecciones diferenciales en líneas muy cortas, sobre hilos piloto o fibra óptica dedicada, enlaces en los que el tiempo de transmisión de la señal es prácticamente nulo pero cuyo alcance no supera la decena de kilómetros. Estos sistemas de protección no suelen incluir selección de fases ni posibilidad de disparo monofásico en su configuración básica, ya que en la mayoría de las líneas muy cortas (evacuación de energía y alimentación exterior de centrales) se requieren disparos trifásicos definitivos. Los enlaces multiplexados a través de fibra óptica y la tecnología digital aplicada a las protecciones han propiciado el desarrollo de protecciones diferenciales para líneas largas, al proporcionar una comunicación de larga distancia con alta calidad y retardo constante, y facilitar el tratamiento de compensación del tiempo de transmisión entre extremos. La protección puede ser de fases segregadas, si aplica el criterio diferencial a cada una de las fases. En caso contrario, la magnitud a la que se aplica el criterio diferencial entre extremos es una combinación lineal de intensidades similar a la descrita para una comparación de fase y se requieren funciones adicionales para seleccionar las fases falladas.

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FUNCIONES COMPLEMENTARIAS A LAS PROTECCIONES

5.2

Reconexión Automática

Al ocurrir una falla en alguna línea del sistema eléctrico, esta es despejada en el menor tiempo posible por los equipos de protección con el objetivo de aislarla y mantener el servicio en el resto del sistema, sin embargo, la salida intempestiva del servicio de algún elemento importante del sistema eléctrico, como es el caso de una línea o algún generador importante, provoca cambios bruscos en la topología de la red, generando con ello una serie de inestabilidades, que incluso pueden tener un efecto mas perjudicial que la falla misma. Las estadísticas demuestran que la mayoría de las fallas que ocurren en los sistemas de transmisión eléctrica, aproximadamente un 90%, son de carácter momentáneo, por lo tanto, es perfectamente válido pensar en reconectar rápidamente la línea, luego de una desconexión por falla en la misma. Para lograr esta operación se habilitan equipos o funciones dentro de equipos de protección, que permiten reconectar en forma automática la línea una vez despejada la falla. La operación del sistema interconectado TRANSELEC es aplicado por el CDEC-SIC, el cual considera criterios de explotación de las líneas con criterios N, N-1 y N-1 ajustado, los que sumados a las condiciones de estabilidad del sistema entregan una definición respecto a la utilización de las reconexiones automáticas en las distintas líneas de transmisión.

5.2.1 Definiciones. A continuación definiremos los siguientes conceptos relativos a las reconexiones automáticas, los cuales serán empleados de ahora en adelante: •

Reconexión: Cierre automático de un interruptor mediante un sistema de relés.

•

Reconexión rápida: Es una operación de reconexión la cual es iniciada sin chequeo de sincronización y sin retardo de tiempo más allá del requerido para la extinción del arco. El máximo tiempo de reconexión para el cual se clasifican las reconexiones rápidas es de menos de un segundo.

•

Reconexiones retardadas. Desconexiones después de un tiempo de retardo el cual es intencionalmente más largo que la reconexión rápida. Este tiempo debe ser suficiente para amortiguar las oscilaciones que siguen a la perturbación.

•

Relé de sincronismo: dispositivo de chequeo de sincronización el cual permite cerrar solamente cuando existen voltajes apropiados en ambos lados de un interruptor y el ángulo de desfase entre estos está dentro de un límite especificado para un tiempo especificado.

•

Reconexión simple: acción de reconectar en forma automática en una oportunidad. Si la reconexión no es exitosa, no se intenta reconectar nuevamente hasta que se realice una reconexión manual.

•

Reconexión múltiple: acción de reconectar en forma automática una o más veces con una secuencia predeterminada. Una vez hecha la última reconexión automática no se realizan más intentos hasta realizar una reconexión manual.

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FUNCIONES COMPLEMENTARIAS A LAS PROTECCIONES

5.2.2 Consideraciones para las reconexiones automáticas. Se debe considerar los efectos en los ejes de los grupos turbina - generador debido al torque producido por las reconexiones, que puede producir daños y oscilaciones en líneas cercanas a estos generadores. Se aconseja un tiempo apropiado de retardo que debería ser usado para la reconexión de la línea. Para determinar dicho tiempo se deben realizar estudios de estabilidad en cada caso, el cual en principio debería ser del orden de 15 segundos. Los tiempos de reconexión y secuencias deberían ser seleccionados considerando la capacidad de los interruptores. Para impedir las reconexiones automáticas cuando no existan las condiciones se debe habilitar el bloqueo de las reconexiones automáticas en dos ocasiones: cuando se reciba una señal de trip directo (TDD) del otro extremo de la línea, y cuando opere el relé de falla de interruptor. Los reconectadores no deben ser usados donde los estudios de transitorios indiquen que la reconexión puede producir sobretensiones transitorias que excedan los niveles especificados en los equipos. La reconexión de otros elementos del sistema se deberá evaluar en cada caso teniendo en consideración el riesgo versus el beneficio de aplicar reconexiones automáticas después de fallas. Esto es de principal importancia en transformadores o barras. Para estos elementos del sistema es generalmente no aconsejable reconectar por la probabilidad de que la falla permanezca y se provoquen daños en los elementos. De todas maneras, bajo determinadas circunstancias se puede  justificar la reconexión reconexión..

5.2.3 Consideraciones para las reconexiones rápidas. Cuando se implementa una reconexión rápida se debe considerar el tiempo que es requerido para la eliminación del arco; el cual se basa en los niveles de tensión. Los tiempos mínimos requeridos pueden ser representados por la siguiente ecuación:

T  = 10,5 +

kV 

34,5

[ciclos]

Donde kV es el voltaje nominal entre fases de la línea. A pesar que las reconexiones rápidas pueden ser de gran utilidad para la rápida recuperación del servicio de una línea, es posible que esta pueda provocar mayores problemas que la falla misma cuando se efectúa un cierre automático contra falla, es por esto que se recomienda realizar estudios caso a caso para la habilitación/bloqueo de las reconexiones automáticas.

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CRITERIOS GENERALES DE PROTECCIÓN DEL SIT 

6.

CRITERIOS GENERALES DE PROTECCIÓN DEL SIT

6.1

Características del SIT

El Sistema Interconectado Transelec (SIT) al ser parte del Sistema Interconectado Central se ve afectado directamente por las modificaciones o ampliaciones que en este se produzcan. Es por lo tanto de importancia saber cuales son los tipos de fallas más comunes que se tiene en el SIC y que pueden afectar las instalaciones del sistema de Transmisión. En este capítulo explicaremos brevemente las distintas fallas que se producen en el SIC, y de su influencia en la operación del SIT.

6.1.1 Estructura del SIT El sistema de transmisión de TRANSELEC S. A. comprende básicamente los siguientes elementos: -

Líneas, barras y transformadores transformado res del Sistema Troncal con tensiones desde 154 kV a 500 kV Líneas, barras y transformadores transformador es de Sistemas adicionales con tensiones desde 110 kV a 220 kV Líneas, barras y transformadores transformador es del Sistema de Subtransmisión Subtransmisi ón con tensiones desde 23 a 154 kV

Todos los elementos de cada subsistema es posible aislarlos mediante interruptores de poder, desconectadotes o fusibles. La unión entre líneas de igual tensión nominal se realiza mediante barras en las subestaciones; y entre líneas de distinta tensión nominal, mediante transformadores o autotransformadores que pueden pertenecer o no a TRANSELEC. Cada uno de estos elementos incorpora equipos de medida, protección y maniobra que detectan en forma rápida y eficiente las fallas y perturbaciones provocadas en la red y así dar la seguridad adecuada y necesaria para el buen funcionamiento del sistema de potencia.

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CRITERIOS GENERALES DE PROTECCIÓN DEL SIT 

6.1.2 Fallas en el SIT El en SIT, como en cualquier sistema eléctrico, se pueden producir cualquier tipo de falla. Sin embargo, existen estadísticas que nos indican claramente que algunas fallas son más frecuentes que otras. Este es el caso de los cortocircuitos, y dentro de estos el caso de fallas monofásicas es el que mayor número de registros posee. Paralelo a esto existen estadísticas mundiales que demuestran que el 90 % de las fallas monofásicas son momentáneas, por lo que la reconexión del polo fallado en muchos casos permite recuperar la condición de operación normal del sistema en pocos momentos. No obstante lo anterior, también existen posibilidades de cortocircuitos mas severos que deben ser despejadas y donde la posibilidad de reconexión se analiza según la configuración sistémica y los daños que pudieran provocar a los equipos en caso de no ser fallas momentáneas.

6.2

Estudios para el ajuste de las protecciones.

6.2.1 Introducción Previo al ajuste de protecciones del sistema se deben realizar los estudios necesarios para determinar los mejores ajustes que se deben implementar en el relé. Para esto se considerará necesario el conocimiento de la operación del sistema en estudio, por lo cual se deben haber realizado previamente estudios mínimos de flujos, estabilidad y reconexiones monofásicas y trifásicas, necesarios para analizar dicha operación.

6.2.2 Estudios de cortocircuito. Flujo de potencia. Los estudios de flujos en el sistema son necesarios para el conocimiento de los valores nominales de operación del sistema eléctrico y como condición necesaria para los estudios de cortocircuito. Por esta razón se estudiarán diferentes configuraciones y contingencias de operación del sistema estudiado, las cuales se elegirán de forma de determinar las condiciones más extremas para los límites de las protecciones. En cualquier caso se deberán considerar: 1. 2.

Generación máxima, con máxima generación hidráulica y térmica, lo que implica la mínima impedancia fuente para el punto a considerar. Generación mínima, correspondiente correspondi ente al mínimo, sin referencia referenci a a un periodo estacional, lo que implica máxima impedancia fuente en el punto a considerar.

También se deberán considerar al menos dos casos extremos: 3. Máxima transferencia transferenci a de potencia por la línea estudiada. 4. Mínima transferencia transferenc ia de potencia por la línea estudiada

Metodología

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CRITERIOS GENERALES DE PROTECCIÓN DEL SIT 

La metodología para realizar este estudio será la siguiente: 1. Al número mínimo de escenarios a estudiar desde el punto de vista de flujos, se agregarán las contingencias de interés desde el punto de vista de protecciones. 2. Se deberán analizar los escenarios de operación con máxima y mínima demanda más las condiciones en las cuales exista máxima transferencia por el elemento protegido (líneas, transformadores, etc.). 3. Las contingencias a considerar serán las líneas o transformadores fuera de servicio en caso de contar con elementos en paralelos. 4. Los estudios se realizarán para todos los casos de flujos de potencia y para todos los elementos en los diferentes niveles de tensión hasta la barra remota al elemento protegido. 5. Se deberán simular cortocircuitos trifásicos, bifásicos aislados, bifásicos a tierra y monofásicos a tierra con ubicaciones de falla al 0%, 50%, 80% y 100% de la línea protegida y como mínimo con tres valores de resistencia de falla a tierra: 0, 20 y 40 ohms. Todos los cálculos de cortocircuitos se deberán realizar mediante el método completo, es decir considerando las condiciones de flujo previas por el elemento, esto con el fin de detectar la influencia del flujo en la operación de las protecciones. 6. Para reducir el número de cortocircuitos a estudiar, se podránadoptar simplificaciones: a. Cortocircuitos trifásicos solo con 0 ohms de resistencia. b. Cortocircuitos monofásicos y bifásicos a tierra con tres valores de resistencia de falla. c. En líneas cortas se podrán omitir las simulaciones de fallas intermedias en la línea. d. Los valores de resistencia de fallas a considerar en los estudios serán de acuerdo a la naturaleza del terreno asociado a la instalación.

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CRITERIOS GENERALES DE PROTECCIÓN DEL SIT 

6.2.3 Estudios complementarios Estudios estáticos. a. Para la realización de los estudios se deben considerar los últimos parámetros  calculados de la línea . De no contar con ellos se empleará algún software para la estimación de los mismos. b. Los estudios de fase abierta  están destinados para observar el comportamiento de las protecciones direccionales de sobrecorriente a tierra. Este estudio se realizará con condiciones de máxima generación, para lograr el máximo desequilibrio entre corrientes de fases y máxima corriente de secuencia homopolar. Se deberá simular la apertura de una fase en ambos extremos de cada línea, uno por vez. Estudios dinámicos a.

b.

Para considerar los fenómenos de oscilación de potencia   en las protecciones se deberá realizar un estudio que permita determinar la evolución temporal de las impedancias vistas por las protecciones de las líneas involucradas. Con el objetivo determinar las impedancia medidas por las protecciones se deberán analizar la salida de servicio de líneas paralelas y los límites impuestos por las protecciones de las líneas que quedan en servicio.

Estabilidad y transitorios a.

b.

En el caso de líneas críticas del sistema se deberán realizar estudios que permitan determinar el tiempo máximo de despeje de las fallas para mantener la estabilidad en el sistema. En el mismo sentido estos estudios permitirán determinar el máximo tiempo muerto de reconexión. Se deberán realizar estudios que permitan determinar el mínimo tiempo muerto de reconexión, con el objetivo de asegurar la extinción del arco y el despeje de la falla. Los criterios utilizados serán de acuerdo a los criterios explicados en el punto 4.5 del presente documento.

FILOSOFÍA DE PROTECCIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO TRANSELEC

28

Filosofía de protección del Sistema Interconectado TRANSELEC  Anexo – A

Criterios de protección de líneas

Enero 2004

CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

 A.

PROTECCIÓN DE LÍNEAS DEL SISTEMA INTERCONECTADO TRANSELEC

Las líneas del Sistema Interconectado TRANSELEC se clasifican en líneas críticas y no críticas. Las líneas críticas del sistema se definen como las necesarias para el funcionamiento del sistema de potencia y su indisponibilidad intempestiva podría provocar una inestabilidad o sobrecarga en parte del mismo. Es, por tanto, que estas líneas poseen un mayor y mejor equipamiento para sus sistemas de protección, permitiendo con ello, mantener un sistema eléctrico seguro y confiable. La definición de las líneas críticas del sistema se realizará en un documento independiente desarrollado para tal efecto, aunque en general se considerarán líneas críticas, al menos, las que pertenecen al sistema Troncal administrado por TRANSELEC o con tensiones de 154 kV o superiores.

1.

PROTECCIÓN DE LÍNEAS CRÍTICAS

1.1

GENERALES i.

Sistemas de protección

a. Las líneas críticas del SIT se deben proteger contra cortocircuitos, mediante sistemas de protección principal (sistema 1) y secundario (sistema 2), los cuales formarán parte del sistema de protección de la línea. Las zonas 3 o 4 (de sobrealcance) de las protecciones de distancia de las líneas adyacentes conformarán la protección de respaldo remoto (en la medida de lo posible). b. En general se preferirá que las protecciones del sistema 1  y sistema 2   sean de tecnología numérica, autosupervisada, con capacidad de registros oscilográficos y fundamentalmente de distinto principio de funcionamiento y en lo posible de distintos fabricantes, esto con el fin de minimizar el riesgo de fallas comunes en los equipos debido a diseños deficientes o problemas de equipamiento. c. El alcance de estos sistemas 1 y 2, debe ser definido y abarcar la zona de protección de la línea.

ii.

Tipos de protecciones de líneas

FILOSOFÍA DE PROTECCIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO TRANSELEC

 A-2

CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

a. Como protecciones del sistema 1 y sistema 2 se pueden considerar para proteger las líneas en la red crítica: ◊ Protección diferencial de línea. ◊ Comparación de fase. ◊ Protecciones de distancia con esquema de teleprotección. ◊ Comparación direccional.

b. La protección principal o sistema 1  deberá ser de una  protección de distancia  con el fin de proporcionar apoyo a las líneas o elementos adyacentes. Solamente en casos que esta no resulte conveniente o menos confiable se empleará otro tipo de protección, en cuyo caso el sistema 2 será de distancia.

iii.

Detección de fallas

a. La protección deberá ser capaz de discriminar entre condiciones de falla y condiciones de carga  para las diversas configuraciones de operación del sistema de transmisión. En líneas con doble circuito o líneas paralelas se deberá contemplar la evolución dinámica de la carga cuando el circuito o línea paralela salga de servicio. Esta condición se deberá tener en cuenta para la elección de la protección que cubrirá fallas con alta resistencia. b. La operación de la protección deberá ser rápida y selectiva para fallas entre el 0% y el 100% de la línea propia.

iv.

Fuente débil

En condiciones de fuente débil  o aportes insuficientes de la fuente, se deberá contar con una protección que sea capaz de asegurar la detección y operación ante fallas.

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 A-3

CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

v.

Cierre contra falla (SOTF: switch on to fault)

a. Se deberá asegurar un disparo tripolar instantáneo, sin reconexión automática, de los interruptores cuando se produzca un cierre contra falla  producto de una reconexión automática o una reconexión manual del interruptor. b. La protección de cierre contra falla deberá ser una protección de sobrecorriente que sea capaz de detectar la apertura previa del interruptor y posterior condición de falla en toda la línea protegida. Para evitar operaciones indeseadas su ajuste de sobrecorriente no deberá cubrir más allá del 80% de la línea. El 20% restante se deberá cubrir con la zona 2 operando en tiempo instantáneo. vi.

Protección contra fallas resistivas

a. Cuando exista una alta probabilidad de fallas resistivas, se deberá ajustar las protecciones de distancia con un alcance resistivo mayor, que permita la detección de este tipo de fallas. b. Si por limitaciones de protección o de ajustes, alguno de los sistemas no es capaz detectar fallas con alta resistencia, se deberá habilitar (o instalar) en ese sistema,  protecciones direccionales de sobrecorriente residual  con temporización. Estas se utilizarán principalmente para detectar fallas con alta resistencia que no puedan ser vistas por otro tipo de protecciones del sistema 1 o 2. Por lo tanto, se considerará como función adicionales del sistema que lo requiera y su operación será en cualquier caso tripolar y sin posibilidad de reconexión automática. c. Se preferirá, aunque se deberá estudiar cada caso, una característica de tiempo muy inverso, para dar mayor selectividad, ajustándose de tal forma que actúe en tiempo de segunda zona para fallas que ocurran en el extremo remoto de la línea y en un tiempo comprendido entre el de primera y segunda zona, para fallas en el extremo cercano. d. En casos especiales y cuando la protección direccional por si sola no sea suficiente para cubrir todas las fallas en la línea, se podrá implementar protecciones direccionales con comparación de direccional mediante teleprotecciones, para asegurar el despeje instantáneo.

vii.

Protecciones ante sobretensiones

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 A-4

CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

En el caso de posibilidad de sobretensiones en los equipos, se deberá contar con una  protección de sobretensión  con al menos una etapa de sobretensión– tiempo a tiempo definido. viii.

Líneas con compensación serie

a. Para líneas con compensación serie   solo se podrán emplear protecciones diferenciales de línea, comparación de fase o de distancia, todas las cuales deberán tener la capacidad necesaria para asegurar la direccionalidad y el correcto disparo ante inversiones de tensión o de corriente, fenómenos comunes en sistemas con compensación serie. b. Las protecciones de distancia deberán ser del tipo polarización cruzada o por componentes de secuencia. Además deberán poseer memoria de polarización de al menos 10 ciclos (200 mseg.) lo cual se entenderá como valor mínimo para que el relé determine en forma correcta la dirección de la falla. No obstante, su homologación solo se podrá realizar mediante pruebas in situ con archivos de falla reales en formato COMTRADE. c. Las protecciones diferenciales de línea  o Comparación de fase deberán poseer la capacidad de operar correctamente ante inversiones de corriente, para lo cual se deberán realizar los estudios respectivos. 1.2. ix.

RECONEXIONES AUTOMÁTICAS Criterios de reconexión automática. Se emplearán reconexiones automáticas   con un solo intento de reconexión como

máximo, en las líneas de la red crítica con el objetivo de disponer de éstas en el menor tiempo posible una vez despejada una falla: a. Para líneas con un solo circuito se dispondrá de reconexión automática r rápida del tipo “desconexión por fase” o monopolar, con tiempos de apertura del orden de 0,80 segundos o superior, definido de acuerdo a estudios de tiempo de extinción del arco. b. Para líneas en doble circuito de evacuación de centrales generadoras  se inhabilita la reconexión automática rápida. Esta recomendación se justifica debido al criterio N-1 con que operan las líneas de inyección de las centrales. En el eventual caso

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 A-5

CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

de requerirla, se podrá habilitar una reconexión automática lenta, del orden de 15 segundos, siempre que sea validado por estudios de estabilidad. c. Para líneas en doble circuito que se operen con criterio N-1 en las zonas norte y centro   se inhabilita la reconexión automática. Esta recomendación se justifica, por una parte debido a que la salida de servicio de una línea es compensada adecuadamente por la línea que queda en servicio, y por otra, debido al bajo porcentaje de reconexiones automáticas exitosas en dichas zonas. En el eventual caso de requerirla, se podrá habilitar una reconexión automática lenta, del orden de 15 segundos, si es validado por estudios de estabilidad. d. Para líneas del sistema de transmisión, que sean operadas con criterio N-1 ajustado   se inhabilita la reconexión automática, puesto que se requiere tomar medidas operacionales urgentes que eviten daños en instalaciones y posible pérdida de estabilidad en el sistema, en estas condiciones. La reconexión automática contra falla es un elemento negativo que afectaría la estabilidad del sistema en este caso. e. Para líneas del sistema de transmisión en doble circuito, que sean operadas con criterio N , se habilitará una reconexión automática rápida del tipo tripolar con tiempos de apertura dados por la ecuación descrita en el punto 4.5.3 del presente documento. Las reconexiones tripolares se realizarán secuencialmente primero contra línea muerta en el extremo de línea con mayor nivel de cortocircuito (más fuerte), y luego en el extremo con menor nivel de cortocircuito (más débil) solo si la reconexión fue exitosa desde el extremo fuerte. x.

Equipo de reconexión automática

Se preferirá un equipo de reconexión independiente de los equipos de protección. Si ambos sistemas (1 y 2) cuentan con dicha función se podrá utilizar como parte de cada uno de ellos. Ante esta condición se deberá tener presente que en cualquier caso el equipo de reconexión deberá estar disponible aún cuando uno de los sistemas no lo esté. No obstante lo anterior, para evitar descoordinaciones en los tiempos, siempre se deberá tener solo un equipo (o función) de reconexión habilitada. xi.

Bloqueos de reconexión automática

La reconexión automática  deberá ser bloqueada  en los siguientes casos: a. Se implementará un Bloqueo breve   (8 – 20 seg.) luego de realizar las siguientes maniobras:

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CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS ◊ ◊

Reconexión manual de la línea. Reconexión automática (exitosa o fallida).

b. Se implementará un bloqueo permanente   mientras se mantengan las siguientes condiciones: ◊ Baja presión del interruptor. ◊ Trabajos con tensión en la línea.

1.3. xii.

REQUERIMIENTOS Y CRITERIOS DE AJUSTE DE PROTECCIÓNES DE DISTANCIA Tipos de características

Las características de impedancia de las protecciones de distancia se preferirán tipo mho para fallas entre fases y cuadrilaterales para las fallas a tierra. Permitiendo con esto, evitar la zona de carga y además cubrir fallas con altas resistencias. Para dar apoyo remoto la protección de distancia deberá contar al menos con tres alcances de ajustes independientes hacia adelante:  primera, segunda y tercera zona , para las protecciones de distancia. xiii.

Método de ajuste 

a. Para calcular los ajustes de zonas de la protección se emplearán los programas computacionales disponibles, los cuales permiten representar gráficamente los puntos de impedancia compleja de la falla dentro de las características de zona de las protecciones. Eso dará una clara visión de la operación del sistema de protección de la línea y su coordinación con las protecciones de las líneas adyacentes. b. Por otra parte este método permitirá tomar en cuenta fenómenos tales como: ◊  Valores de K0 diferentes a los de la línea protegida. ◊  Aportes intermedios en la barra remota. ◊ Resistencia y reactancia aparente de falla. ◊ Impedancia mutua de secuencia cero en líneas de doble circuito. ◊ Efectos de la corriente de carga sobre el alcance de la protección. xiv.

Zona 1 (adelante)

Las  primera zona  hacia delante deberá tener disparo directo no temporizado a su propio extremo de línea, independiente de la comunicación, con alcance entre 80 y 90 % de la línea, de modo que aún en caso de fallo de comunicación se mantenga la selectividad.

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 A-7

CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

xv.

Zona 2 (adelante)

La segunda zona  se deberá ajustar al 120 % de la impedancia de la línea cuidando de no alcanzar mas allá del 50 % de la línea más corta que pueda conectarse a la barra del otro extremo de la línea, ni de sobrealcanzar los transformadores o autotransformadores de la barra siguiente. Su tiempo de actuación será entre 400 y 800 ms, dependiendo de los resultados de los estudios de estabilidad mencionados en 6.2.3, y de la coordinación con las protecciones de las líneas adyacentes. xvi.

Zona 3 (adelante)

La tercera zona   hacia delante se debe ajustar para no superar más de un 110 % de la impedancia de la línea mas larga conectada al extremo remoto, debiéndose estudiar en cada caso la coordinación con las protecciones de bancos de transformadores y líneas adyacentes con el fin de mantener la coordinación. El tiempo de operación podrá ser entre 800 y 1200 mseg. Se permitirán tiempos mayores justificados por estudios de coordinación y de estabilidad mencionados anteriormente. xvii.

Tap-off en la línea

En el caso que el ajuste de las zonas de respaldo sobrealcance equipos que estén conectados a la otra barra o como Tap-off   a la línea, se deberá estudiar la coordinación con el resto de las protecciones. Se deberá evaluar cada situación en particular. xviii.

Zonas reversas

Si se habilitaran zonas con dirección hacia atrás, estas deberán coordinar su actuación con las protecciones a las cuales da respaldo. En líneas en doble circuito o líneas paralelas que cuenten con esquema de teleprotección POTT esta zona deberá ser habilitada para permitir el correcto funcionamiento del esquema, sin embargo, el disparo de la misma podrá ser estudiado en cada caso. xix.

 Ajustes de compensación

a. Los ajustes de compensación de impedancias de secuencia cero (Ko)   se ajustará al valor de la impedancia de la línea protegida, aunque se podrá ajustar valores de Ko diferentes para cada una de las zonas, si un solo valor no permite cubrir selectivamente todas las fallas.

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CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

b. Se deberá calcular en todos los casos los efectos de los flujos de carga por la línea y su incidencia en el alcance de la zona 1 de las protecciones. Si los efectos son considerables, la protección deberá contar con el ajuste correspondiente, que evite sobrealcances o subalcances por este efecto., c. Para evitar efectos indeseados en las protecciones de distancia que protegen líneas paralelas o en doble circuito, se deberá considerar el efecto de la impedancia mutua ya sea mediante ajustes en el relé o incorporando la corriente residual de la línea paralela. Para estos efectos se deben considerar al menos los siguientes casos: ◊ ◊ ◊

xx.

Línea paralela en servicio Línea paralela fuera de servicio y puesta a tierra en un extremo Línea paralela fuera de servicio y puesta a tierra en ambos extremos

 Alcance resistivo

a. El alcance de las zonas de protección deberá permitir detección de fallas con resistencia mínima de 20 ohms. En lo posible, este alcance resistivo será cubierto por la zona 1, sin embargo, debido a la influencia de las corrientes de carga en la línea y en casos particulares se podrá utilizar las zonas de mayor alcance para este efecto. b. El resto de las zonas permitirán detectar resistencias de falla de acuerdo a las características particulares cada línea.

xxi.

Esquemas de teleprotección

a. Se debe contar con un sistema de teleprotección  en todas las líneas definidas como críticas, con el objetivo de aislar el elemento fallado en forma selectiva e instantánea. b. Las vías de comunicación  que soporten las teleprotecciones deberán ser distintas o redundantes para reducir el fallo común. En el caso de líneas muy cortas se procurará que los medios de comunicación también sean distintos. c. Los dos sistemas deben asegurar la discriminación de fase . Los circuitos para esto deben ser independientes para cada protección. Se procurará que las protecciones de línea aseguren la discriminación de fase en fallas entre líneas que compartan apoyos, sin que esto suponga un aumento en los actuales tiempos de eliminación.

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CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

d. Se considerarán como esquemas de teleprotección, cualquiera de los descritos en el capítulo 5 del presente documento, teniendo como preferencia la utilización de esquemas POTT con zonas independientes en líneas cortas, con altas resistencias de falla o con mas de dos terminales; y el esquema PUTT en líneas de mayor extensión y donde la posibilidad de fallas con alta resistencia sea baja. e. En líneas con compensación serie, se deberá estudiar cada caso debido a que la ubicación de los TT/PP y de las impedancias fuentes de las protecciones es relevante en el cálculo de impedancia de las protecciones de distancia.

xxii.

Fuente débil

a. Para líneas donde exista una fuente débil (Weak End Feed) o insuficiente para la polarización de las protecciones direccionales durante una falla, se deberá implementar el permiso de disparo del extremo débil al extremo remoto, permitiendo operaciones instantáneas de las protecciones de ambos extremos de la línea. b. El permiso deberá ser dado solo si se cumplen dos condiciones: Recepción de solicitud de permiso del extremo fuerte de la línea y condición de baja tensión en extremo débil. c. La señal de permiso del extremo débil al extremo fuerte (señal eco), deberá excluirse en el caso que la línea esté abierta. d. Especial cuidado debe tenerse en líneas en doble circuito que tengan extremo débil de modo de no provocar la apertura de ambas líneas por fallas en una de ellas.

xxiii.

Bloqueo de protecciones de distancia

a. Las protecciones de distancia o funciones de distancia de las protecciones numéricas, deberán bloquearse cuando se pierda la tensión suministrada por los transformadores de potencial. Esto, con el fin de evitar que actúen ante ausencia de fallas reales en la línea a la cual protegen. b. Para evitar que las líneas queden sin protección suficiente ante una condición de bloqueo como esta, se debe disponer de una función en el mismo relé o bien de otra protección, que permita suplir la protección de distancia, asegurando con esto la apertura ante condiciones de falla mientras se toman medidas operacionales para solucionar el bloqueo.

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CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

xxiv.

Oscilaciones de Potencia

a. Para evitar disparos indeseados de las protecciones de distancia durante oscilaciones de potencia, se deberán habilitar funciones de detección de este fenómeno. Dicha función deberá detectar oscilaciones trifásicas o en dos fases (durante un ciclo de reconexión automática) b. Mediante estudios particulares se deberá determinar la velocidad de desplazamiento y trayectoria de la impedancia de carga, y la necesidad de bloqueo o disparo de alguna de las zonas de las protecciones, con el objetivo de mantener la estabilidad en el sistema. c. En caso de utilizar características de impedancia para la detección de oscilaciones de potencia, se deberá considerar la zona de mayor alcance para las limitaciones de transferencia de potencia por la línea. d. Si se dispone de bloqueos de algunas zonas de la protección de distancia durante oscilaciones de potencia, se deberá disponer de elementos que permitan detectar fallas en la línea mientras se producen las oscilaciones, ya sea durante oscilaciones trifásicas o bifásicas (durante el periodo de reconexión automática monofásica) e. Los elementos de desbloqueo de esta función, en general, podrán ser protecciones direccionales de sobrecorriente de secuencia negativa o funciones propias del equipo de protección, las cuales deberán ser probadas previo a la puesta en servicio de los equipos.

1.4.

REQUERIMIENTOS Y CRITERIOS DE AJUSTES DE LAS PROTECCIONES DIFERENCIALES DE LÍNEA

xxv.

Cuando se utilicen protecciones diferenciales de línea, estas corresponderán al Sistema 1 primario, disponiendo como sistema 2, protecciones de distancia.

xxvi.  Adicionalmente a las características generales especificadas para las protecciones de distancia, las protecciones diferenciales de líneas poseerá las siguientes características particulares: a. Capacidad de evaluación de corriente diferencial en módulo y ángulo de fase.

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CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

b. c. d. e. f. g. h. i.

1.5.

Tiempo máximo de operación 40 ms Transmisión digital segregada de la información de las tres fases. Estabilización ante posibles saturaciones de los transformadores de corriente. Compensación del retardo del canal de comunicaciones. Compensación de corrientes capacitivas para líneas largas. Supervisión de los circuitos de corriente. Supervisión del canal de comunicación. Con capacidad de habilitar funciones de reconexión automática.

OTROS REQUERIMIENTOS

xxvii. En el caso de líneas con esquemas monopolares, las protecciones del sistema 1 y sistema 2 deberán disparar únicamente la fase fallada en el caso de fallas monofásicas a tierra. Para otro tipo de fallas y para todo tipo de fallas posteriores a reconexiones automáticas monopolares, el disparo deberá ser a las tres fases del interruptor. xxviii. En el caso de líneas con esquemas tripolares, las protecciones sistema 1 y sistema 2 deberán disparar las tres fases, cualquiera sea el tipo de falla detectada en la línea. xxix.

En los equipos de protección nuevos o con tecnología numérica se deberá contar con alguna función que permita dar alarma cuando se produzcan fallas en alguno sus componentes internos, previniendo con ello a los operadores.

xxx.

Los Sistemas 1 y 2 de protecciones deberán contar con un equipo o función dentro de un relé numérico, que permita entregar información de la localización de la falla.

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CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

2. 2.1

PROTECCIÓN DE LÍNEAS NO CRÍTICAS

GENERALES i.

Sistemas de protección

a. Las líneas no críticas del SIT se deberán proteger contra cortocircuitos como mínimo con un sistema de protección principal (Sistema 1), y uno de apoyo remoto compuesto por la tercera zona de la protección de distancia de la línea adyacente o la protección de sobrecorriente de fases del transformador que la alimenta. b. El alcance del sistema 1 podrá ser no definido, aunque en cualquier caso deberá cubrir todo tipo de fallas a lo largo de la línea. ii.

Tipos de protecciones de líneas

a. Como protecciones de líneas no criticas se podrán considerar como mínimo: ◊ Protecciones de distancia con o sin esquema de teleprotección. ◊ Protecciones de sobrecorriente direccionales. ◊ Protecciones de sobrecorriente adireccionales. b. En líneas no críticas de 154 o 110 kV interconectadas, el sistema 1 deberá estar compuesto al menos por una protección de distancia para fallas entre fases y una protección de sobrecorriente direccional para fallas residuales las cuales no deberán estar integradas en el mismo equipo de protección. c. En líneas no críticas de 154 o 110 kV de alimentación radial, el sistema 1 podrá estar compuesto por dos relés de protección que contengan elementos de sobrecorriente para fallas entre fases y fallas a tierra, siempre y cuando permitan coordinar su operación con las protecciones de las líneas o transformadores que se conecten a la línea. Las protecciones para estas líneas no deberán estar integradas en el mismo equipo de protección. d. En líneas de 66 kV el esquema de protecciones deberá estar compuesto al menos por una protección de sobrecorriente para fallas entre fases y una protección de sobrecorriente direccional para fallas residuales. Ambas en equipos distintos.

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CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

e. En líneas no criticas con tensiones inferiores a 66 kV el esquema de protección deberá estar compuesto por protecciones de sobrecorriente para fallas entre fases y residuales, dado que su modo de explotación es siempre radial. f. Las protecciones de las líneas no críticas deberán poseer un elevado estándar de seguridad operativa el cual estará medido por su TMEF (MTBF). iii.

Detección de fallas

a. Las protecciones de la línea deberán se capaces de discriminar entre condiciones de falla y condiciones de carga para las diferentes configuraciones de operación del sistema de transmisión y subtransmisión. En líneas con doble circuito se deberá contemplar la evolución dinámica de la carga cuando el circuito o línea paralela salga de servicio, contingencia que puede ser relevante para casos de fallas con alta resistencia. b. La operación de la protección deberá ser rápida y selectiva para fallas ente el 0% y el 100% de la línea propia. iv.

Protección contra fallas resistivas

a. Cuando exista la probabilidad de fallas con alta resistencia, se deberá instalar o habilitar una protección de sobrecorriente residual direccional con tiempo, la cual deberán ser capaz de cubrir todas los valores de resistencia estimadas en los estudios. b. Se preferirá, aunque se estudiará en cada caso, una característica de tiempo inverso, para dar mayor selectividad ajustándose de tal forma que actúe en tiempo instantáneo para fallas cercanas y en tiempo de segunda zona para fallas en el extremo remoto de la línea. c. De no ser posible cubrir todas las resistencias de fallas estimadas con la protección de sobrecorriente direccional residual, se deberá implementar un esquema de comparación direccional mediante comunicaciones, asegurando el despeje ante este tipo de fallas. v.

Protecciones de sobre y bajo tensión

a. En caso de posibilidad de sobretensiones en los equipos se deberá contar con una protección de sobretensión con al menos una etapa de sobretensión de tiempo definido.

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CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

b. En caso de contar con consumos intermedios en las líneas y con el objetivo de asegurar el éxito de las reconexiones automáticas en este tipo de líneas, se deberá contar con protecciones de baja tensión que permitan desconectar los consumos durante el tiempo muerto de la reconexión.

2.2

RECONEXIONES AUTOMÁTICAS. vi.

Criterios de reconexión automática en líneas no críticas Tal como en las líneas críticas, en este tipo de líneas se implementarán reconexiones automáticas con un solo intento de reconexión como máximo. Los criterios para su implementación son los siguientes: a. Para líneas con un solo circuito  se implementará una reconexión automática tripolar en el extremo de línea más fuerte, con tiempo muerto que asegure la extinción del arco el cual vendrá dado por la ecuación descrita en el punto 4.5.3. del presente documento. En el extremo más débil no deberá habilitar reconexión automática. b. Para líneas en doble circuito de evacuación de centrales generadoras  se inhabilita la reconexión automática rápida. Esta recomendación se justifica debido al criterio N-1 con que operan las líneas de inyección de centrales. En el eventual caso de requerirla, se podrá habilitar una reconexión automática lenta del orden de 15 segundo, siempre que sea validado por estudios de estabilidad. c. Para líneas en doble circuito que operen con criterio N-1 en las zonas norte y centro , se inhabilita la reconexión automática. Esta recomendación se justifica, por luna parte debido a que la salida de servicio de una línea es compensada adecuadamente por la línea en servicio, y por otra debido al bajo porcentaje de reconexiones automáticas exitosas en dichas zonas. En el eventual caso de requerirlas se podrá habilitar una reconexión automática lenta del orden de 15 segundos, si es validado por estudios de estabilidad. d. Para líneas del sistema de transmisión, que sean operadas con criterio N-1 ajustado   se inhabilita la reconexión automática, puesto que se requiere tomar medidas operacionales urgentes que eviten daños en instalaciones y posible pérdida de estabilidad en el sistema, en estas condiciones. La reconexión automática contra falla es un elemento negativo que afectaría la estabilidad del sistema en este caso.

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CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

e. Para líneas del sistema de transmisión en doble circuito, que sean operadas con criterio N , se habilitará una reconexión automática rápida del tipo tripolar con tiempos de apertura dados por la ecuación descrita en el punto 4.5.3 del presente documento. Las reconexiones tripolares se realizarán secuencialmente primero contra línea muerta en el extremo de línea con mayor nivel de cortocircuito (más fuerte), y luego en el extremo con menor nivel de cortocircuito (más débil) solo si la reconexión fue exitosa desde el extremo fuerte.

vii.

Equipo de reconexión automática

Se preferirá un equipo de reconexión independiente de los equipos de protección. No obstante, si existen dos relés que cuenten con dicha función, se podrá aceptar como parte de cada una de ellos, aunque solo uno deberá estar en servicio. viii.

Bloqueos de reconexión automática

La reconexión automática  deberá ser bloqueada  en los siguientes casos: a. Se implementará un Bloqueo breve   (8 – 20 seg.) luego de realizar las siguientes maniobras: ◊ Reconexión manual ◊ Reconexión automática (exitosa o fallida). b. Se implementará un bloqueo permanente   mientras se mantengan las siguientes condiciones: ◊ Baja presión del interruptor. ◊ Trabajos con tensión en la línea.

2.3

REQUERIMIENTOS Y CRITERIOS DE AJUSTE DE PROTECCIÓNES DE DISTANCIA ix.

Tipos de características

Las características de impedancia de las protecciones de distancia se preferirán tipo mho para fallas entre fases y cuadrilaterales para las fallas a tierra. Permitiendo con esto, evitar la zona de carga y además cubrir fallas con altas resistencias. Para dar apoyo remoto la protección de distancia deberá contar al menos con tres alcances de ajustes independientes hacia adelante:  primera, segunda y tercera zona .

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CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

x.

Método de ajuste 

c. Para calcular los ajustes de zonas de la protección se emplearán los programas computacionales disponibles, los cuales permiten representar gráficamente los puntos de impedancia compleja de la falla dentro de las características de zona de las protecciones. Eso dará una clara visión de la operación del sistema de protección de la línea y su coordinación con las protecciones de las líneas adyacentes. d. Por otra parte este método permitirá tomar en cuenta fenómenos tales como: ◊  Valores de K0 diferentes a los de la línea protegida. ◊  Aportes intermedios. ◊ Resistencia y reactancia aparente de falla. ◊ Impedancia mutua de secuencia cero en líneas de doble circuito. ◊ Efectos de la corriente de carga sobre el alcance de la protección. xi.

Zona 1 (adelante)

La  primera zona   hacia delante deberá tener disparo directo no temporizado a su propio extremo de línea con alcance entre 80 y 85 %. xii.

Zona 2 (adelante)

La segunda zona  se deberá ajustar al 120 % de la impedancia de la línea cuidando de no sobrealcanzar mas allá del 50 % de la línea más corta que pueda conectarse a la barra del otro extremo de la línea, ni de sobrealcanzar los transformadores o autotransformadores de la barra siguiente. Su tiempo de actuación será entre 400 y 800 ms, dependiendo de los resultados de los estudios de estabilidad mencionados en 6.2.3, y de la coordinación con las protecciones de las líneas adyacentes. xxxi.

Zona 3 (adelante)

La tercera zona  se debe ajustar para no superar más de un 110 % de impedancia de la línea mas larga conectada al extremo remoto, debiéndose estudiar, en cada caso, la coordinación con las protecciones de transformadores y líneas adyacentes con el fin de mantener la coordinación. El tiempo de operación podrá ser entre 800 y 1200 ms, Se permitirán tiempos mayores justificados por estudios de coordinación y de estabilidad mencionados anteriormente.

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 A-17

CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

xiii.

Tap-off en la línea

En el caso que el ajuste de las zonas de respaldo sobrealcance equipos que estén conectados a la otra barra o como Tap-off   a la línea, se deberá estudiar la coordinación con el resto de las protecciones. Se deberá evaluar cada situación en particular. xiv.

Zonas reversas

Si se habilitaran zonas de distancia con dirección hacia atrás, estas deberán coordinar su actuación con las protecciones a las cuales da respaldo. Se deberá estudiar en cada caso la utilidad de esta zona de protección.

xv.

 Ajustes de compensación

a. Los ajustes de compensación de impedancias de secuencia cero (Ko)   se ajustará al valor de la impedancia de la línea protegida, aunque se podrá ajustar valores de Ko diferentes para cada una de las zonas, si un solo valor no permite cubrir selectivamente todas las fallas. b. Se deberá calcular en todos los casos los efectos de los flujos de carga por la línea y su incidencia en el alcance de la zona 1 de las protecciones. Si los efectos son considerables, la protección deberá contar con el ajuste correspondiente, que evite sobrealcances o subalcances por este efecto. c. Para evitar efectos indeseados en las protecciones de distancia que protegen líneas paralelas o en doble circuito, se deberá considerar el efecto de la impedancia mutua ya sea mediante ajustes en el relé o incorporando la corriente residual de la línea paralela. Para estos efectos se deben considerar al menos los siguientes casos: ◊ ◊ ◊

xvi.

Línea paralela en servicio Línea paralela fuera de servicio y puesta a tierra en un extremo Línea paralela fuera de servicio y puesta a tierra en ambos extremos

 Alcance resistivo

d. El alcance de las zonas de protección deberá permitir detección de fallas con resistencia mínima de 20 ohms. En lo posible, este alcance resistivo será cubierto por la

FILOSOFÍA DE PROTECCIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO TRANSELEC

 A-18

CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

zona 1, sin embargo, debido a la influencia de las corrientes de carga en la línea y en casos particulares se podrá utilizar las zonas de mayor alcance para este efecto. e. El resto de las zonas permitirán detectar resistencias de falla de acuerdo a las características particulares cada línea.

xvii.

Bloqueo de protecciones de distancia

f. Las protecciones de distancia o funciones de distancia de las protecciones numéricas, deberán bloquearse cuando se pierda la tensión suministrada por los transformadores de potencial. Esto con el fin de evitar que actúen ante ausencia de fallas reales en la línea. g. Para evitar que las líneas queden sin protección suficiente ante una condición de bloqueo como esta, se debe disponer de una función en el mismo relé o de otra protección, que permita suplir la protección de distancia, asegurando con esto la apertura ante condiciones de falla mientras se toman medidas operacionales para solucionar el bloqueo.

xviii.

Oscilaciones de Potencia

h. Para evitar disparos indeseados de las protecciones de distancia durante oscilaciones de potencia, se deberán habilitar funciones de detección de este fenómeno. i. Mediante estudios particulares se deberá determinar la velocidad de desplazamiento y trayectoria de la impedancia de carga, y la necesidad de bloqueo o disparo de alguna de las zonas de las protecciones, con el objetivo de mantener la estabilidad en el sistema.  j. En caso de utilizar características de impedancia para la detección de oscilaciones de potencia, se deberá considerar la zona de mayor alcance para las limitaciones de transferencia de potencia por la línea. k. Si se dispone de bloqueos de algunas zonas de la protección de distancia durante oscilaciones de potencia, se deberá disponer de elementos que permitan detectar fallas en la línea mientras se producen las oscilaciones.

FILOSOFÍA DE PROTECCIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO TRANSELEC

 A-19

CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS

l. Los elementos de desbloqueo de esta función, en general, podrán ser protecciones direccionales de sobrecorriente de secuencia negativa o funciones propias del equipo de protección, las cuales deberán ser probadas previo a la puesta en servicio de los equipos.

2.4

OTROS REQUERIMIENTOS xix.

Se deberá disponer de alarmas y señalizaciones de los equipos de protección cuando estos hayan operado por alguna falla o si estos presentan alguna falla interna que los inhabilite.

FILOSOFÍA DE PROTECCIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO TRANSELEC

 A-20

Filosofía de protección del Sistema Interconectado TRANSELEC  Anexo – B

Criterios de protección de barras del SIT

Enero 2004

CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE BARRAS

B. PROTECCIONES DE BARRAS DEL SISTEMA INTERCONECTADO TRANSELEC. Para la protección de barras del SIT se clasifican, al igual que las líneas, en barras críticas y no criticas. Las barras críticas serán las que al ser desenergizadas intempestivamente provocan inestabilidad en el sistema pudiendo provocar pérdidas de grandes consumos o salida de servicio de otros elementos importantes del sistema. Las barras no críticas, entonces serán las que no provoquen grandes pérdidas de consumo y que en general no afecten a la estabilidad del resto sistema eléctrico.

1. PROTECCIÓN DE BARRAS CRITICAS (500 kV, 220 kV Y 154 kV) 1.1.

i.

GENERALES

Sistemas de protección.

a. En las barras de 500 kV del SIT, se dispondrá de sistema de protección principal (sistema 1), sistema de protección secundario (Sistema 2), y protección de apoyo remoto. b. En general, se preferirá que las protecciones Sistema 1 y Sistema 2 sean de tecnología numérica, autosupervisada y con capacidad de registros oscilográficos. c. El alcance de los sistemas 1 y 2, debe ser definido y abarcar toda la barra o sección de barra correspondiente. d. En las barras críticas con tensiones nominales inferiores a 500 kV del SIT, se dispondrá de un sistema de protección principal y protección de apoyo remoto. e. La protección de falla de interruptor asociada a cada interruptor de la barra se considerará como protección parcial de respaldo o apoyo local. f. Con el objetivo de minimizar el fallo común se deben desunir totalmente los sistemas de protección asociados a una u otra barra. g. El sistema de protección de respaldo remoto lo suministran los las líneas contiguas a la barra a través de su ajuste de segunda zona de sus protecciones de distancia, y en el

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caso de transformadores y autotransformadores, la protección de respaldo serán las protecciones de sobrecorriente asociados al lado que se conectan a la barra h. Se considera aconsejable dotar a todos los interruptores del paño mediante un relé de fallo de interruptor.

ii.

Tipos de protecciones de barras.

a. Las protecciones sistema 1 y sistema 2 serán del tipo diferencial de barra por suma de corrientes (Kirchoff) entre las corrientes que ingresan y egresan de la barra. b. En el caso de barras simples, barras seccionadas o doble barra, las protecciones de los sistemas 1 y 2 el diseño podrá ser distribuido o centralizado. c. En el caso de barras triples o más secciones, o doble barra con barra de transferencia los sistemas 1 y 2 deberán ser del tipo distribuido y con réplica de barras, para representar fielmente la configuración primaria de las barras. d. Cuando se adopte una protección de barras distribuida, se tomarán las precauciones para que exista un único comando para pasar a la condición “en prueba” a la totalidad de la protección. e. Como protección diferencial solo se considerará una protección diferencial de barra con sistemas de medida independiente para cada fase

iii.

Detección de fallas.

a. Las protecciones de barra deberán ser sensibles solo a fallas en la barra o sección de barra a la cual protege, siendo además insensible ante corrientes diferenciales producidas en condiciones normales, o ante fallas externas derivadas de la diferencia en las características de magnetización de los Transformadores de Corriente o de la saturación de alguno de ellos. b. Para evitar operaciones en estas situaciones, la protección estará basada en el principio de medición de corriente diferencial estabilizada (operación por suma geométrica y restricción por suma aritmética de de las corrientes de la barra) o bien por la adopción de protecciones de alta impedancia.

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c. Las protecciones de barra darán orden de apertura a trifásica a todos los interruptores de la sección de barra fallada.

iv.

Zonas de protección

a. La zona de protección de las protecciones diferenciales de barra estará constituida por la toda la barra, en caso de barras simples, y cada una de las secciones, en caso de barras con dos o mas secciones. b. En configuraciones de un interruptor y medio o de anillo, la protección de la pseudo barra será asumida por las protecciones de los elementos que se conectan al anillo v.

Tiempos de operación

a. El tiempo de operación de las protecciones diferenciales será instantáneo, con tiempos de actuación que no supere los 20 milisegundos. b. El tiempo de operación de las protecciones parcial de respaldo o apoyo local no debe superar los 200 mseg, con el objetivo de coordinar con las protecciones de respaldo remoto vi.

 Alarmas e indicaciones

a. Cada protección diferencial deberá provocar alarma y autobloqueo al detectar una corriente diferencial inferior a la carga y superior a la máxima de desequilibrio debida a errores de transformadores de corriente, fruto de una imagen errónea de configuración de la S/E o de apertura o cortocircuito.

2. PROTECCIÓN DE BARRAS NO CRÍTICAS (154 kV y menos) i.

Sistemas de protección.

a. En las barras no críticas, se dispondrá de un sistema de protección principal y protección de apoyo remoto. b. De existir, la protección de falla de interruptor asociada a cada interruptor de la barra se considerará como protección parcial de respaldo o apoyo local.

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CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE BARRAS

c. El sistema de protección de apoyo remoto lo proporcionan las segundas zonas de las protecciones de las líneas adyacentes a la barra y en el caso de los transformadores, las protecciones de sobrecorriente o distancia asociadas a estos ii.

Tipos de protecciones de barras.

a. En todos los casos, (barras simples o múltiples) la protección de barra será del tipo diferencial por suma de corrientes (Kirchoff) entre las corrientes que ingresan y egresan de la barra. b. En general se podrá utilizar protecciones diferenciales de barra concentradas, y solo en casos que lo amerite se implementará una protección de barra del tipo distribuido y con réplica de barras. c. Como protección diferencial se podrá considerar una protección diferencial de barra con sistemas de medida independiente para cada fase o suma vectorial total de estas. iii.

Detección de fallas.

a. Las protecciones de barra deberán ser sensibles solo a fallas en la barra o sección de barra a la cual protege, siendo además insensible ante corrientes diferenciales producidas en condiciones normales, o ante fallas externas derivadas de la diferencia en las características de magnetización de los Transformadores de Corriente o de la saturación de alguno de ellos. b. Las protecciones de barra darán orden de apertura a trifásica a todos los interruptores de la sección de barra fallada iv.

Zonas de protección

a. La zona de protección de las protecciones diferenciales de barra estará constituida por la toda la barra, en caso de barras simples, y cada una de las secciones, en caso de barras con dos o mas secciones.

v.

Tiempos de operación

a. El tiempo de operación de las protecciones diferenciales será con tiempos de actuación que no superen los 250 milisegundos

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CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE BARRAS

b. En el caso de contar con protecciones parciales de respaldo o apoyo local, su tiempo no debe superar los 250 mseg, con el objetivo de coordinar con las protecciones de respaldo remoto

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Filosofía de protección del Sistema Interconectado TRANSELEC  Anexo – C Criterios de protección de transformadores autotransformadores, reactores y condensadores estáticos

Enero - 2004

CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES Y AUTOTRANSFORMADORES

C.

PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES Y  AUTOTRANSFORMADORES.

Los siguientes criterios de protección se aplicarán para todos los transformadores y autotransformadores. Las protecciones de estos equipos no se clasificarán en críticos o no críticos, por tratarse de elementos que en cualquier caso tienen una alta incidencia en el sistema. Los siguientes son los criterios de protección de estos elementos. i.

Los transformadores y autotransformadores contarán con sistemas de protección primario y secundario.

ii.

El sistema de protección primaria incluye la protección principal contra cortocircuitos y las protecciones propias del transformador o autotransformador.

iii.

El sistema de protección secundaria incluye la protección de respaldo (21T) y la de apoyo a otros elementos de la red (50/51) y una protección contra fallas muy resistivas a tierra de autotransformadores y transformadores con conexión en estrella a tierra (50/51G).

iv.

Cada grupo de protecciones dará orden de disparo trifásico definitivo a los interruptores que delimitan el elemento y bloqueará su reconexión para evitar los posibles daños que pudiera sufrir el equipo.

v.

Las protecciones de apoyo deberán disparar únicamente los interruptores de la red que a la que proporcionan apoyo aunque se deberá estudiar en cada caso para evitar descoordinaciones.

vi.

 A cada uno de los interruptores se les debe asociar una protección de fallo de interruptor. Los disparos sobre estos interruptores serán siempre trifásicos definitivos, por lo que no dispondrán de equipo de reconexión.

vii.

La protección principal será una protección diferencial (87T) con elementos de medida independientes para cada fase y característica porcentual.

viii.

La protección secundaria será una protección de mínima impedancia la cual se deberá estar ubicada en el lado de Alta Tensión del transformador y se ajustará al 80% con tiempo de disparo no superior a 800 mseg.

ix.

Las protecciones propias deben incluir protección de imagen térmica, protección de Buchholz, protección de válvula de alivio, protección contra falla total de refrigeración, protección de temperatura, etc.

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CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES Y AUTOTRANSFORMADORES

x.

Se instalará una protección de respaldo y de apoyo a otros elementos aguas abajo en la red que podrá ser una protección de sobrecorriente o sobrecorriente direccional.

xi.

El tipo de protección y los devanados del banco en que debe instalarse, se definirán en cada caso en función de la potencia de cortocircuito de cada una de las redes y de la magnitud de los aportes a la falla a través del banco de transformadores.

xii.

La protección contra fallas resistivas a tierra será una de sobrecorriente residual, siendo su actuación temporizada para asegurar la selectividad. Es aconsejable para ello una característica de tiempo inverso.

xiii.

En bancos con terciario para alimentación a servicios auxiliares, debe informarse a la protección diferencial de la corriente que entrega este devanado.

xiv.

En el caso más frecuente de terciarios con conexión en triángulo, debe también preverse una protección específica para la detección de puesta a tierra de alguna de las fases. Esta protección dará alarma y, tras una temporización, disparará el banco a través de los relés de disparo y de bloqueo.

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Filosofía de protección del Sistema Interconectado TRANSELEC  Anexo – D. Criterios de protección de reactores, condensadores shunt y condensadores serie.

Enero 2004

CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE REACTORES Y CONDENSADORES SHUNT

D. CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE REACTORES , CONDENSADORES SHUNT Y CONDENSADORES SERIE 1. PROTECCIÓN DE REACTORES i.

Las reactores se protegerán de forma similar a transformadores y autotransformadores, con grupos de protección primaria y secundaria.

ii.

La protección primaria incluye la protección principal (una diferencial fase a fase con característica porcentual) y las protecciones propias de la reactancia (imagen térmica, Buchholz, etc.).

iii.

La protección secundaria incluye la segunda protección (una diferencial fase a fase con característica porcentual), una protección de apoyo, de sobrecorriente, y, en caso de neutro a tierra, una protección se sobrecorriente residual. Esta protección, de sobrecorriente, se debe temporizar para permitir selectividad con los sistemas de protección principal y de apoyo local de la barra y líneas adyacentes.

iv.

Tanto la protección primaria como la secundaria, dan orden de disparo trifásico definitivo al interruptor que alimenta la reactancia, bloquean su cierre e inician su secuencia de f allo de interruptor.

v.

Si se requiere que las protecciones propias de la reactancia den disparo asociado a la protección secundaria, esta actuación será a través de segundos contactos o de contactos de relés auxiliares, para mantener la separación entre las protecciones primaria y secundaria.

2. PROTECCIÓN DE BANCOS DE CONDENSADORES ESTÁTICOS i.

Para la protección de CC. EE. se podrán emplear: a. protección de sobrecorriente b. protección de sobrecorriente residual c. protección de sobre y bajo voltaje. d. protección de sobrevoltaje residual

ii.

Los protecciones de sobrecorriente deberán proteger a estos equipos corrientes excesivas a las que pueden ser expuestos debido resonancias en el banco.

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CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE REACTORES Y CONDENSADORES SHUNT

iii.

Las protecciones de sobrecorriente residual serán empleadas principalmente para evitar la circulación de corrientes entre neutros de condensadores instalados en paralelo y aislado de tierra.

iv.

Las protecciones de sobrevoltaje protegerán al banco para evitar tensiones excesivas en los bornes del banco de condensadores debido principalmente al exceso de reactivos en la red.

v.

Las protecciones de sobrevoltaje residual se emplearán en bancos que se instalen aislados de tierra y sin neutros comunes para detectar desplazamientos del neutro que puedan aparecer al quedar inoperativas algunas celdas del banco.

vi.

Para bancos cuya operación de cierre y apertura sea frecuente, se recomienda contar con dispositivos de cierre sincronizado, a fin de evitar corrientes excesivas de energización. En el caso que el cierre y apertura no sean frecuentes se podrá utilizar reactores limitadores para atenuar dichas corrientes.

3. PROTECCIÓN DE BANCOS DE CONDENSADORES SERIE.

Estas instalaciones deben disponer de elementos de protección contra sobretensiones (varistores), contra sobrecargas y contra fallas internas y externas.

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Filosofía de protección del Sistema Interconectado TRANSELEC  Anexo – E Criterios de protección de Interruptores y otros equipos.

Noviembre 2010

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CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE REACTORES Y CONDENSADORES SHUNT

E.

PROTECCIONES DE INTERRUPTORES Y OTROS EQUIPOS

1. PROTECCIÓN DE INTERRUPTORES La protección asociada a interruptores es la de fallo de interruptor (50BF) y se justifica ante el elevado costo que implica duplicar el interruptor de potencia. Los siguientes son los criterios para la utilización de esta protección: i.

En lo posible cada interruptor debe contar con una protección de fallo de interruptor. Esta recomendación se hará exigible para los interruptores asociados a la red crítica del sistema de potencia.

ii.

Se considerarán dos posibilidades de implementación de esta protección: a. Incluida dentro de las protecciones Sistema 1 y 2, en caso de que ambas dispongan del elemento en forma interna. En este caso, ambas protecciones 50BF deberán actuar en forma independiente y sin comunicación entre ellas. b. Si no se dispone de protecciones principales Sistema 1 y 2 que cuenten con 50BF en forma interna se deberá instalar un equipo que proporcione dicha protección en forma exclusiva.

iii.

Una excepción al caso anterior es cuando la medición entregada a la protección para fallo de interruptor, sea distinta a la protección principal del equipo, en cuyo caso se deberá disponer de una protección de fallo de interruptor como equipo independiente.

iv.

La protección de fallo de interruptor se activará por cualquier orden de disparo de protecciones, debiendo ser sensible a si es monofásica o trifásica, y vigilará su consecución.

v.

La actuación del elemento de protección redesenganche, o desenganche local, deberá enviar una segunda orden de desenganche al interruptor de poder. En el caso que las protecciones Sistema 1 y 2 dispongan en forma interna del elemento de protección para falla de interruptor, el Sistema 1 enviará una segunda orden de apertura a la bobina de desenganche 1 (que es la única utilizada por el Sistema 1) y el Sistema 2 enviará una segunda orden a la bobina de desenganche 2 (que es la única utilizada por el Sistema 2). En el caso que la protección falla de interruptor sea realizada por un equipo externo, éste deberá enviar dos segundas ordenes de apertura, una para la bobina de desenganche 1 y

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CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE REACTORES Y CONDENSADORES SHUNT

la otra para la bobina de desenganche 2. La actuación de esta primera etapa deberá ser instantánea. vi.

La función de fallo de interruptor debe considerar un segundo elemento de protección, denominado desenganche de barra, segunda etapa de tiempo que debe permitir la apertura del interruptor y la extinción del arco de intensidad antes que su operación. Su tiempo de actuación debe ser menor al del sistema de protección de respaldo remoto (tiempo de segunda o tercera zona en caso de líneas y de la protección de apoyo correspondiente en caso de bancos de transformación).

vii.

La actuación de la segunda etapa provocará el disparo de todos los interruptores que delimitan las zonas de protección a ambos lados del interruptor defectuoso, incluidos los de otras tensiones en el caso de transformadores y autotransformadores, para reducir el daño ocasionado a la máquina por el paso de corrientes de falla. Cuando una de estas zonas sea una línea, debe enviarse teledisparo al interruptor, o interruptores, del otro extremo de esta.

viii.

En paños con posibilidad de configuraciones distintas de explotación a través de seccionadores, se debe permitir el disparo de los interruptores que rodean la sección de barra, a excepción del interruptor seccionador en cuyo caso se deberá actuar sobre todos los interruptores adyacentes a este.

ix.

Se asociará a cada polaridad de disparo de cada interruptor una protección contra discordancia de polos. Esta protección puede estar incluida en el propio equipo del interruptor. Detectará operaciones incompletas de cierre o apertura al advertir distinto estado, abierto o cerrado, de un polo respecto a los otros. Su actuación, que dará orden de disparo trifásico definitivo al propio interruptor, debe temporizarse para evitar actuación intempestiva durante un proceso de reenganche monofásico.

x.

Se asociarán también a cada interruptor relés de antibombeo, de modo que, en caso de cierre o reenganche sobre defecto, seguido de disparo, se impida un nuevo cierre del interruptor aunque siga presente la orden inicial de cierre o reenganche.

xi.

Cada circuito de disparo de cada interruptor debe disponer de vigilancia permanente de continuidad del circuito. Su actuación debe provocar una alarma sin disparo.

2. OTRAS PROTECCIONES Y EQUIPOS ASOCIADOS

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CRITERIOS DE PROTECCIÓN DE REACTORES Y CONDENSADORES SHUNT

i.

Para líneas criticas del Sistema, se deberá implementar el teledisparo de interruptor remoto en caso de líneas, con la actuación de la protección de fallo de interruptor.

ii.

Para cada línea se estudiará la conveniencia de teledisparar el extremo remoto ante actuación de otras protecciones o apertura manual.

iii.

Las órdenes de cierre manual y las de reenganche trifásico de los interruptores deben estar supervisadas por relés de comprobación de sincronismo   (synchronism check relay,  ANSI NUMBER: 25) Estos relés deben impedir la orden de cierre si las tensiones a conectar tienen un desfase o diferencia de módulo o diferencia de frecuencia suficientes como para poner en peligro el propio interruptor o la estabilidad del sistema (excepto en el caso de alimentaciones a elementos pasivos).

3. OTRAS CONSIDERACIONES  Además de lo expuesto hasta ahora se deben tener en cuenta los siguientes criterios: i.

Se preferirán las protecciones numéricas a las electromagnéticas. Esto con el fin de contar con capacidad de registro para un completo análisis post-falla.

ii.

Se procurará que los equipos de protección dispongan de autochequeo permanente o periódico para reducir su mantenimiento y alimentar la fiabilidad, siempre que este autochequeo no implique intrínsecamente disminución de la confiabilidad.

iii.

-Los sistemas de protección principal y de respaldo (Sistema 1 y Sistema 2) deben tener el menor número de elementos en común, lo que implica: a. Información desde diferentes transformadores de intensidad o, al menos , desde devanados diferentes. b. Información desde diferentes transformadores de tensión o, al menos, desde devanados diferentes. c.  Alimentación desde baterías independientes. d.  Actuación sobre distintas bobinas de disparo de los interruptores.

iv.

Cada bobina de disparo de un interruptor debe alimentarse de una batería distinta, la misma que alimenta a la protección que lo dispara.

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v.

El equipo de reenganche se alimentará de la misma batería que el circuito de cierre del interruptor.

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