RECIERRE TRIPOLAR

CAPITULO 4 RECIERRE TRIPOLAR 4.1 INTRODUCCIÒNL11 Los recierres automáticos son la operación de cierre de un interruptor, luego de un retardo preestablecido que se realizara en forma automática después de la apertura del mismo ordenada por el sistema de protecciones asociado. Este tipo de recierre automático no se presenta en sistemas muy mallados o con varias líneas en paralelo, ya que pueden presentarse problemas de estabilidad. El recierre automático en las líneas de transmisión, es una práctica muy utilizada en todo el mundo ya que mejora la confiabilidad del sistema eléctrico, esto se debe a que la mayor parte de las fallas en una línea aérea son transitorias y desaparecen luego de un tiempo, por lo tanto si se ajustan adecuadamente el tiempo entre apertura ordenada por las protecciones y el recierre automático del interruptor la falla habrá desaparecido y el servicio se mantendrá. Las fallas transitorias son por lo general de origen atmosférico, las sobretensiones que se inducen en las líneas producen descargas en los aisladores que pueden autoextinguirse. Otro tipo de fallas transitorias se debe a fallas por oscilación de conductores, por acción del viento, además existen fallas temporarias es decir instantáneas producidas por contacto de pájaros, ramas de árboles. Las fallas permanentes son aquellas que no se pueden despejar con el disparo

L11  Power Systems Relaying Committee; Automatic Reclosing of Transmission Lines, IEE Transactions Vol 1

y recierre, un ejemplo de una falla permanente en las líneas de alto voltaje con un cable totalmente descompuesto o estropeado, en este caso el cable debe ser reparado antes de restituir el servicio. 4.1.2 HISTORIAL11. Según el reporte escrito por la IEEE PSRC en 1984 el primer recierre recierre fué aplicado en el año 1900 en redes radiales, predominantes en las líneas de distribución. Los recierres de alta velocidad (HSR) ,fueron usado por American Electric Power System (luego conocido como American Gas & Electric) en 1935 . Estudios realizados para diseño de los pararrayos con el objetivo de minimizar los cierre de los disyuntores permitieron además determinar tiempos para la desionización del arco, aplicaciones rápidas de recierres sobre líneas provocaron desgastamientos en los materiales, por eso se vio obligado a realizar estudios de recierres que tomen en cuenta el tiempo de des-ionización del arco. Las razones para usar un recierre automático, en cualquier tipo de aplicación que se refiere a la Distribución y Transmisión son: 1. Minimizar la existencia de interrupciones del cliente. 2. El mantenimiento de la estabilidad de sistema y la sincronización (disparos rápidos/ recierres automáticos), en las líneas de transmisión. 3. Restauración de la capacidad de sistema y la confiabilidad con el mínimo de apagones y menos gastos de los recursos humanos. 4. Restauración de las interconexiones de sistema críticos. 5. Restauración del servicio para cargas críticas 6. La reducción de la duración de falla, da como resultado menos daños provocados por las fallas y menos fallas permanentes. 7. El uso de disparos rápidos y recierres automáticos de alta velocidad, para prevenir los apagones permanentes, no son muy recomendables ya que no se eliminan las fallas por completo. 8. El uso de disparos y recierres automáticos retrasados, permite que el tiempo retrasado elimine las fallas por completo. 9. Habilitar subestaciones desatendidas.

4.1.3 DISPONIBILIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICOL11. Según las estadísticas sobre cantidad de fallas aleatorias que afectan al sistema eléctrico de alta tensión son las siguientes: 83% falla monofásica ,a tierra. 9% falla fase a fase . 5% fallas fase a fase con puesta a tierra. 1,5% falla trifásica . 1,5% falla trifásica con puesta a tierra. Por lo cual si se desea lograr una alta disponibilidad del servicio eléctrico de transporte (línea en servicio), será necesario realizar recierre automático. Como es conocido, al abrir y cerrar simultáneamente los interruptores de ambos extremos de la línea (una o más veces), la falla transitoria desaparecerá, restituyéndose el sistema eléctrico luego del recierre. En caso que posteriormente al último recierre la falla continúe, (indicando una falla permanente) el interruptor abrirá definitivamente. Por lo cual para obtener el máximo beneficio del recierre, deberá tenerse en cuenta: - El máximo tiempo admisible por el sistema eléctrico para efectuar la apertura y cierre de los interruptores, de manera que no salgan de sincronismo de las barras conectadas a la línea. - El tiempo tiempo de des-ionización de la zona del arco, de manera de imposibilitar el nuevo encendido del arco al realizar el recierre. - La máxima velocidad de apertura y cierre de los interruptores.

4.1.4 FINALIDAD La finalidad de este estudio es adjuntar varias ideas sobre la protección con recierres y presentar una aplicación práctica y correcta sobre los recierres en las líneas, de manera que poder mantener la estabilidad del sistema luego de producirse una falla transitoria. 4.1.5 FUNDAMENTOS La puesta en práctica de un recierre automático requiere la evaluación de muchos factores. Estos factores pueden variar dependiendo de la configuración de los componentes del sistema Los siguientes factores son fundamentales: 1. La elección del tiempo muerto. 2. La elección del tiempo de recierre. 3. La decisión de usar uno o múltiplos intentos de recierres. Estos factores deben ser pensados para enfrentar cualquier tipo de problemas que pueden surgir al realizarse un recierre automático. La selección de los tiempos muertos del interruptor y de reposición del relé de recierre, son de vital importancia en la aplicación de los esquemas de recierre automático, la elección de un recierre automático rápido o lento tiene que ver directamente con el tiempo muerto. Decidir como escoger esta aplicación del recierre es influenciada por el tipo de protección y el switcheo, dependen de la naturaleza del sistema, la estabilidad del sistema y el efecto en varias cargas consumidas.

4.2 DEFINICIONES FUNDAMENTALESL11. Antes de continuar con las aplicaciones de un recierre automático, es muy importante dar las siguientes definiciones. La mayoría de estas definiciones están dadas por IEEE Standard Definitions for Power Switchgear, IEEE Std. C37.100-1992. Las definiciones que se van a describir se las pude ver en la figura 1, la cual muestra la secuencia de eventos de una típica operación en un recierre automático, en donde el disyuntor realiza el intento para cerrar el circuito luego del disparo que se produce una vez eliminada toda la falla . En la grafica se puede ver claramente dos condiciones que son: - Un recierre exitoso en este evento se puede apreciar que la falla es transitoria Un cierre no existoso en el que perdura la falla.

Fig.1: Operación del recierre para una falla transitoria y una falla permanente

Para comprender mejor los términos empleados se va a dar algunas definiciones: Tiempo de Recierre.- Es generalmente definido con el tiempo que toma el disyuntor para abrir y cerrar la línea, tiempo medido entre el instante en que el relé energiza el circuito de disparo hasta el instante en que los contactos del disyuntor reacondicionan la línea, este período es la suma del tiempo utilizado por el disyuntor y el tiempo del relé incluyendo además el tiempo muerto. Tiempo Muerto.- Es el tiempo entre la extinción del arco y el primer restablecimiento de la corriente de los contactos del polo durante la operación del recierre, el tiempo muerto de la falla es el intervalo durante el cual línea fallada es desenergizada todos los terminales. Tiempo del arco.- Es el intervalo de tiempo entre el instante de inicio del arco y el instante de extinción del arco en todos los polos.

Tiempo de Apertura.- Es el intervalo de tiempo comprendido entre la energización de la bobina de disparo y la separación de los contactos del interruptor. Recierre Tripolar.- Las tres fases actúan simultáneamente en una operación de recierre. Ciclo Operativo.- En el esquema de la figura 3 se puede apreciar claramente la secuencia de operación del relé, el disyuntor y cada uno de los intervalos de tiempos para el estudio de recierres.

Fig. 3: Esquema de operación del recierre El recierre en las líneas que se encuentran cercanas a los generadores deben realizarse cuidadosamente de esa manera se evita transitorios que puedan causar daños en los equipos. La determinación de los tiempos muertos del disyuntor y de la reposición del relé de recierre son muy importantes para la aplicación de los esquemas de recierre automático. Tiempo de recerrado del disyuntor.- El tiempo transcurrido entre la energización de la bobina de disparo del disyuntor y el cierre de los contractos del disyuntor para restablecer el circuito junto con los contactos primarios del disyuntor.

Tiempo de cierre en el disyuntor.- Es el intervalo de tiempo entre la iniciación de operación de cierre y el instante cuando la continuidad en los polos metálicos es restablecida. Tiempo de Des-ionización.- Es la extinción del arco de falla de la línea, necesario para asegurar la dispersión de de la ionización del aire de manera que cuando se re-energiza la línea no exista este arco de falla. Retardo de un recierre automático.- El retardo de tiempo para un recierre automático de un disyuntor es por lo general amplio de manera que se elimine todo el arco eléctrico. Tiempo de Operación (disyuntor).- El tiempo de la energización de las bobinas de disparo Tiempo de Operación (protección).- Es el tiempo desde el inicio de la falla hasta el cierre de los contactos de disparo, donde un relé auxiliar de disparo es energizado. Tiempo de Reposición.- Es el tiempo requerido después de uno o más operaciones de conteo, para regresar a la posición inicial. Tiempo de disturbio en el Sistema.- Es el tiempo entre el inicio de la falla y cerrado exitoso de los contactos del disyuntor, de manera que el recierre sea exitoso.

4.3 PRINCIPIO DE UN RECIERREL12. 4.3.1 Recierre Tripolar En el recierre trifásico ante la presencia de una falla de cualquier tipo, el sistema de protecciones abre el interruptor en forma trifásica y luego del periodo muerto o denominado tiempo muerto el mismo se cierra. Durante el tiempo que la línea queda desconectada en el lugar de descarga, existe una zona de gas altamente ionizado que va disminuyendo hasta desaparecer, si se aplica voltaje antes de que desaparezca la nube gaseosa el recierre será no exitoso ya que la nube se convierte en un canal de descarga. Por ese motivo el tiempo muerto de recierre tendrá que tener en cuenta la característica del tiempo de extinción de arco, dicho tiempo para la apertura trifásica se debe a los siguientes factores. - Condiciones climáticas (viento y temperatura). - Configuración del lugar de descarga. - Voltaje de restablecimiento, modulo y velocidad de crecimiento. - Un estudio en las líneas de alta tensión en Estados Unidos, donde se utiliza la mayor parte recierres tripolares, recomienda que el tiempo muerto empleado sea del orden de 400ms, el cual garantiza que la des-ionización del arco se encuentra completamente extinguida. En la práctica la aplicación del recierre tripolar es realizada sin restricciones salvo aquellas condiciones inherentes a problemas de estabilidad, estudios que utilizan recierres ultrarrápidos, se ha llegado a demostrar que producen solicitaciones en los ejes de grandes generadores de turbinas de vapor, estas solicitaciones producidas son vibraciones torsionales que fatigan los ejes del conjunto del generador-turbina.

L12  Apuntes de Estabilidad para recierre.

El deterioro que se produce es de tipo acumulativo, por lo que superado el límite de la vida útil de la máquina, pueden ocasionar daños irreparables. Por lo que es recomendable no realizar recierres ultrarrápidos, en las cercanías de las centrales con grandes generadores de turbinas de vapor. La mayoría de las fallas pueden ser eliminadas cuando se utiliza correctamente los disparos y recierres. La desenergización de las líneas debe ser en un tiempo suficientemente largo de manera que se extinga el arco, luego automáticamente recerrar la línea para restituir el servicio. Por lo tanto, un recierre automático puede reducir el tiempo de apagón significativamente debido a las fallas y proveer un nivel más alto en la continuidad del servicio para el cliente. Para las fallas que son permanentes realizar un recierre automático cuando la falla no ha sido eliminada completamente, puede causar efectos en la estabilidad del sistema, particularmente en el sistema de transmisión. Los análisis que se realiza en las simulaciones ayudan en mucho para determinar cuando y donde usar un recierre principalmente en las líneas de transmisión. 4.4 APLICACIÓN DEL RECIERRE. La continuidad del servicio en las líneas de transmisión, el aumento del límite de potencia transmitida el mantenimiento de la estabilidad del sistema aplicando el recierre depende de: - Tiempo de des-ionización, es muy importante para evitar el reencendido del arco al momento de recerrarse los disyuntores, de manera que para mantener la estabilidad del sistema y lograr un recierre exitoso el tiempo de des-ionización tiene un tiempo mediano no instantáneo ya que puede producir solicitaciones en los generadores a vapor. - Tiempo máximo del recierre, este tiempo se analiza en base a la estabilidad que el sistema mantiene, ya que es muy importante analizar los tiempos de

apertura del disyuntor además el tiempo que el relé emplea frente a una falla. Una de las aplicaciones fundamentales del recierre automático es mantener la estabilidad y el sincronismo del sistema. Existen varios criterios sobre los tiempos de des-ionización del arco y el tiempo de máximo recierre, mientras mas rápido sea el tiempo de recierre, mayor potencia puede ser transmitida sin perdidas de sincronismo pero la posibilidad de un reencendido del arco de falla es mayor como sucede en la vida práctica. Cuando se produce un recierre no exitoso es muy perjudicial para la estabilidad, es mejor que si no se aplicara recierre, por esta razón es prudente mantener la línea desenergizada por un tiempo no menor al necesario para asegurar que la posibilidad de reencendido del arco sea pequeña. 4.5 FACTORES QUE INTERVIENEN EN UN RECIERREL11. Los factores que intervienen en un recierre deben tener en cuenta: 1.- El tiempo máximo disponible para la apertura y cerrado del disyuntor sin la pérdida del Sincronismo (el tiempo muerto máximo), este tiempo es en función de la configuración del sistema y la potencia transmitida. 2.- El tiempo requerido para la des-ionización del arco, con el propósito de que el arco se elimine por completo cuando el disyuntor es recerrado. El tiempo de des-ionización del arco eléctrico puede ser calculado con el uso de una fórmula que más adelante se lo va explicar, desarrollada de pruebas de laboratorios y experiencias que se han suscitado en varios estudios. 3.- Características de las protecciones eléctricas. 4.- Características y limitaciones de los disyuntores. 5.- Elección del tiempo de reposición. 6.- Número de intentos para el recierre.

a.- ESTABILIDAD Y SINCRONISMO DEL SISTEMAL11. El problema de estabilidad afectado la planificación, explotación, control y protección de los sistemas de energía eléctrica desde el comienzo del desarrollo de los sistemas eléctricos en corriente alterna. Por una parte la estabilidad del sistema ha impuesto límites en la utilización de las redes de transporte de energía eléctrica. La primera forma conocida del problema de estabilidad aparece cuando se plantea la conexión de generadores hidráulicos a centros de consumo distantes, el problema que se plantea es saber si un generador podría mantenerse funcionando en sincronismo tras la ocurrencia de un cortocircuito en algún punto de su red de transporte. En otras palabras si el tiempo que invertían las protecciones e interruptores en el despeje de la falla si era transitoria, era superior al denominado tiempo critico de despeje de falla, en este caso de ser superior al tiempo crítico se hacía preciso una modificación del diseño de la citada red de transporte, por ejemplo construyendo líneas adicionales en paralelo a las iniciales consideradas. Los estudios de estabilidad que evalúan el impacto de disturbios en el comportamiento dinámico electromecánico de los sistemas de potencia son de dos tipos: transitorio y de estado estacionario. Un sistema de potencia se dice que está funcionando en un estado "estable" si: -Permanece funcionando en un estado operativo de régimen aceptable (las variables eléctricas del sistema (tensión, corriente, etc.) se mantienen constantes al pasar el tiempo y dentro de un rango de valores aceptables)

Los estudios de estabilidad se dedican a investigar la respuesta que tienen los sistemas de potencia frente a diferentes tipos de perturbaciones, son importantes desde el punto de vista de planificación y operación, pues los resultados que se obtengan permitirán tomar las acciones debidas para evitar que el sistema opere en condiciones de desequilibrio luego de ocurrir una contingencia y que eventualmente pueden conducir a un colapso total o parcial del sistema, causando pérdidas económicas. -Selección clásica de las variables que se monitorean para decidir si el estado del sistema es estable: •

Ángulos (posición) de los rotores de las máquinas (estabilidad "de ángulo")

•

Voltaje de las barras de la red (estabilidad "de voltaje")

Ejemplos de perturbaciones -Variaciones de carga -Cortocircuito en una línea

→ 

Actuación de protecciones

transferencias de potencia en la red

→ 

→ 

Cambio en

Cambios en velocidad de rotores y

tensiones de barra → Actuación de reguladores de voltaje, velocidad → Variación de las potencias de las cargas

→ actuación

frecuencia → Nuevo estado de equilibrio

de controles centralizados potencia-

POM/Pomasqui138

137.95 1.00 -44.19

      T       N       E       L       I       S      g       I       D

-151.98 -47.99 159.37 54.57 2

   0   0   0   7    5    0  .  .    0  .    0  .    4    0   -    0   0   5

DOM/SDomingo 138

POM/Pomasqui230

139.73 1.01 -38.08

19.45 -23.66 30.62 18.71

T_ATU_DOM

P0.00 Q 0.00 S0.00 phiu1 ..

2

DOM/SDomingo 230

-19.42 24.38 31.17 18.71

ROS/SRosa 138 229.18 1.04 -40.63

P-4.16 Q 9.25 S10.15 phiu1 ..

FicticiaPomasqui 1

P4.17 Q -17.28 S17.78 phiu1 ..

QVD/Quev..

TOT/Totoras 138 139.86 1.01 -32.76

-270.94 -66.25 278.93 76.29

P-36.09 Q -9.69 S37.37 phiu1 ..

P45.80 Q -2.51 S45.87 phiu1 ..

P45.80 Q -2.51 S45.87 phiu1 ..

227.90 1.04 -40.48

   0   0   0   9    2    0  .  .    0  .    0  .    6    0   -    0   0   7

2 271.10 82.89 283.49 76.29

P4.17 Q -17.28 S17.78 phiu1 ..

ROS/SRosa 230 P-36.09 Q -9.69 S37.37 phiu1 ..

138.07 1.00 -43.66

P-4.16 Q 9.25 S10.15 phiu1 ..

45.12 -25.90 52.02 52.74

T_ATU_ROS

X_RCW_DOM

229.46 1.04 -38.58 144.79 1.05 -38.52

152.06 59.08 163.14 54.57

T_POM

P-45.62 Q -9.91 S46.68 phiu1 ..

P-45.62 Q -9.91 S46.68 phiu1 ..

-45.09 28.54 53.36 52.74

TOT/Totoras 230 P-94.10 Q -14.26 S95.17 phiu1 ..

232.71 1.06 -35.03

P-94.10 Q -14.26 S95.17 phiu1 ..

T_ATT_TOT

   T    O    T _    X    C    R _    X

 .   1    0   0   0  .    0  .    0  .    0  .    1   u    0   0   0   i    h    P   Q   S   p

   4    0   0   0   7    0  .  .    0  .    0  .    2    0   -    0   -    0   5

2

 .   1    0   0   0  .    0    1    0  .  .    0  .   u    0   0   0   i    P   Q    S   h   p

RIO/Riobamba 69 P95.22 Q 3.54 S95.28 phiu1 ..

P95.22 Q 3.54 S95.28 phiu1 ..

P-90.01 Q -21.17 S92.46 phiu1 ..

P-55.33 Q -14.45 S57.19 phiu1 ..

71.97 1.04 -38.02

-44.60 -6.10 45.01 44.83

X_RCW_QVD 1

-72.64 -10.81 73.44 44.17

T_ATT_QVD

1

P0.00 Q 0.00 S0.00 phiu1 ..

RIO/Riobamba 230

QVD/Quevedo 230 230.56 1.05 -36.66

P-72.59 Q 1.74 S72.61 phiu1 ..

P-72.59 Q 1.74 S72.61 phiu1 ..

P73.48 Q -21.79 S76.64 phiu1 ..

P73.48 Q -21.79 S76.64 phiu1 ..

6 -0.00 -0.00 0.00 44.83

3 P55.48 Q 7.72 S56.01 phiu1 ..

72.69 13.56 73.94 44.17

P36.25 Q -8.52 S37.23 phiu1 ..

P-57.99 Q -37.93 S69.30 phiu1 ..

P-57.99 Q -37.93 S69.30 phiu1 ..

T_TRK_RIO

P0.00 Q 0.00 S0.00 phiu1 .. 1

X_RCX_RIO

234.31 1.07 -33.83

P36.25 Q -8.52 S37.23 phiu1 ..

44.64 9.66 45.67 44.83

P-100.12 Q -17.38 S101.62 phiu1 ..

G_U8_PAUTE G_U10_PAUTE G_U6_PAUTE G_U7_PAUTE G_U9_PAUTE

229.76 1.04 -31.11

-9.25 66.19 66.83 17.84

P-32.15 Q -21.42 S38.63 phiu1 ..

PAS/Pascuales 230 X_RCW_PAS

1

 .   1    0   0   0  .    0  .    0  .    0  .    1   u    i    0   0   0   h

9.30 -64.74 65.41 17.84

   P   Q   S   p

-9.65 67.89 68.57 18.30

P37.58 Q 9.69 S38.81 phiu1 ..

P-37.57 Q -11.41 S39.26 phiu1 .. 229.45 1.04 -31.30

T_ATT_PAS 1

P-48.48 Q -26.64 S55.32 phiu1 ..

86.05 38.05 94.09 56.48

232.01 1.05 -30.31

PAS/Pascuales 138

P-68.38 Q -35.95 S77.26 phiu1 ..

6

C_MIL

71.07 1.03 -32.05

P69.16 Q 15.30 S70.83 phiu1 ..

241.43 1.10 -26.01

P58.79 Q 7.36 S59.25 phiu1 ..

P58.79 Q 7.36 S59.25 phiu1 ..

 .   0    0   0   0  .    0  .    0  .    0  .    1   u    i    0   0   0   h

MIL/Milagro 69

-65.01 10.65 65.87 3 16.73

T_AT1_MOL

1    0   0   0   9    9    0  .  .    0  .    0  .    3    0   -    0   0   1

T_ATK_MIL

DCE/Dos Cerritos 69

P69.15 Q 15.29 S70.82 phiu1 ..

-12.44 29.20 31.74 13.99

   P   Q    S   p

T_ATK_DCE 72.58 1.05 -33.76

P-68.37 Q -35.95 S77.25 phiu1 ..

144.61 1.05 -25.35

~ G

~ G

P0.00 Q 0.00 S0.00 phiu1 ..

P80.00 Q 22.77 S83.18 phiu1 ..

~ G P80.00 Q 22.77 S83.18 phiu1 ..

~ G

~ G

P80.00 Q 22.77 S83.18 phiu1 ..

P80.00 Q 22.77 S83.18 phiu1 ..

-65.01 10.65 65.87 16.73

T_AT2_MOL

   1  .    0   0   0  .    0  .    0  .    0  .    1   u    0   0   0   i    h    P   Q    S   p

3

X_R2_MOL

X_R1_MOL

T_ATU_MIL 144.33 1.05 -29.93

MIL/Milagro138

M O L / M o l in o 1 3 8

P0.00 Q 0.00 S0.00 phiu1 ..

G ~

Ramas Potencia Activa [MW] Potencia Reactiva [Mvar] Potencia Aparente [MVA]

P101.83 Q 1.15 S101.83 phiu1 ..

   1  .  .    0   0   0   1    0  .    0  .    0  .   u    0   0   0   i    h    P   Q   S   p

P0.00 Q 0.00 S0.00 phiu1 ..

G ~

G_U1_PAU

FlujoCargaBalanceada Nodos Ul,Magnitud[kV] u, Magnitud [p.u.] U, Ángulo [deg]

P91.79 Q -2.48 S91.82 phiu1 ..

MOL/Molino230 68.35 10.87 69.21 41.08 2

9.70 -66.42 67.12 18.30

P32.22 Q 12.12 S34.43 phiu1 ..

MIL/Milagro 230

DCE/Dos Cerritos 230

T_ATU_PAS 143.22 1.04 -31.00

P48.62 Q 19.71 S52.47 phiu1 ..

G_U2_PAU

P90.00 Q 14.52 S91.16 phiu1 ..

G ~ G_U3_PAU

P90.00 Q 14.52 S91.16 phiu1 ..

P90.00 Q 14.52 S91.16 phiu1 ..

G ~

G ~

G_U4_PAU

G_U5_PAU

Red de 230 kV

PowerFactory13.1.257

 SISTEMA INTEGRAL DE PROTECCIONES  FLUJOS DE CARGA  Período Seco - Demanda Máxima

 Anexo:

Fig. 4: Elementos básicos de un sistema de potencia. Un desbalance entre la generación y la carga iniciados por un transitorio que se da al momento de la falla, en el rotor de la maquina sincrónica puede causar una aceleración o desaceleración, por los torques ejercidos en los rotores. Estos torques son lo suficientemente grandes que producen en los rotores unos giros violentos, provocando que los polos se resbalen o rompan, de manera que se pierde el sincronismo. La perdida de estabilidad puede ser causada por una grave generación desequilibrada, ( por ejemplo: generación excesiva debido a la pérdida de la carga, en la figura 5 literal a se puede apreciar claramente como aumenta el ángulo del rotor de las maquinas, cuando la diferencia de ángulos entre las maquinas no cambia significativamente la sincronización se mantiene, y las maquinas regresaran a un nuevo ángulo de equilibrio, mientras que si la diferencia entre los ángulos se distancia cada vez más la estabilidad se llegará a perder como se puede ver en la figura 5 literal b.

El problema de estabilidad esta relacionado con el comportamiento de las máquinas sincrónicas después de ocurrir una falla, si la perturbación no involucra cambios en la red las máquinas deben regresar a la posición original, si un desequilibrio entre el suministro y demanda es creada por un cambio en la carga, en la generación, o en la red es necesario un nuevo estado de operación, en todo caso si el sistema es estable todas las máquinas conectadas deben mantenerse en sincronismo (operar en paralelo y a la misma velocidad). El transitorio que se produce luego de una perturbación sobre el sistema es oscilatorio y se estabiliza si el sistema recupera la estabilidad. Las oscilaciones son reflejadas como unas fluctuaciones sobre las líneas de alto voltaje, y se puede representar gráficamente utilizando el criterio de igualdad de áreas y la curva de potencia- ángulo (figura 6). La curva de potencia-ángulo de una máquina sincrónica se relaciona con la potencia de salida de la máquina con el ángulo del rotor. Para dos máquinas el sistema puede ser representado: P = (VSVR / X) sin δ Donde: P = la potencia transmitida entre las maquinas durante la condición transitoria. Vs = el voltaje transmitido VR = el voltaje recibido δ = el ángulo que especifica que VS adelanta a V R.

La potencia máxima se da cuando el ángulo entre las dos máquinas es 90 grados y la potencia mínima se da cuando el ángulo es 0 o 180 grados. La figura 6 muestra la aplicación del criterio de igualdad de áreas para un sistema de doble línea. La falla se le aplica a una línea de manera que se abre para despejar la falla, la curva de potencia-ángulo es casi tan alta como la curva en condiciones normales, la estabilidad debe ser mantenida durante el disturbio, la suma de las áreas 2 y 3 debe ser mayor que el área 1. La interpretación de la figura 6 es la siguiente: A – B: Ocurre una falla monofásica en una de las líneas del circuito, de manera que como se observa en la figura se produce el cambio de la curva de prefalla hacia la curva de falla de A hacia B dándo como resultado el ángulo δο. B – C: La falla esta presente, se mantiene. C – D: Se abren los disyuntores de manera que se traslada hacia el ángulo

δ1,

este ángulo determina el caso más crítico de los dos escenarios, cuando se habla del ángulo crítico es en el que la estabilidad del sistema tiende a perderse ya que en la figura 5 se explica claramente como el ángulo se abre a medida que no se recupera pronto el sistema, se puede apreciar que al momento de despejar la falla el evento se traslada hacia la curva de posfalla ya que cuando se tiene un sistema de doble línea, la línea adyacente mantiene la estabilidad. D – E: Se cierra el un extremo de la línea de manera que se tiene el ángulo δ2, el cierre de la línea puede ser en cualquiera de los dos extremos, es recomendable realizarlo en el que se tiene el voltaje más bajo, se puede ver que el evento se traslada a la curva de posfalla hacia la de pretalla con el objetivo de recuperar la estabilidad. E- F: Es cuando se va a realizar el sincronismo entre el extremo de la línea y la barra eso si respetando los limites establecidos de manera que la variación de ángulo y voltaje se mantengan, se tiene el ángulo δ3,

b. DES-IONIZACIÓN DEL ARCO ELÉCTRICOL11. Cuando es aplicado un recierre automático en una línea de transmisión con la finalidad de mantener la estabilidad del sistema es muy importante que la desenergización del arco eléctrico se elimine por completo de manera que cuando se aplique nuevamente voltaje el arco no debe mantenerse. El tiempo de des-ionización depende de varios factores, como: - El espaciamiento entre los conductores. - La magnitud de la corriente de falla. - Las condiciones ambientales. - El voltaje del circuito. Resultados obtenidos de las pruebas de laboratorio y experiencias de investigaciones se aprecia en la figura 7. La ecuación para el cálculo del tiempo de des - ionización del arco esta relacionada con el nivel de voltaje, mientras el voltaje sea mayor el tiempo de des- ionización aumenta.

Donde: kV es el voltaje de la línea.

t = 10.5 + kV/34.5 cycles

Por lo tanto cuando el voltaje es mayor la prolongación del arco perdura, en otras palabras el tiempo de des-ionización aumenta. A continuación se da los valores para los siguientes voltajes, mediante la aplicación de la formula. En la figura 7 se puede ver claramente los valores designados para cada voltaje de manera que se puede comprobar claramente con la aplicación de la fórmula. Voltaje fase- fase (kV) 69 138 230

Tiempo De- ionización (ciclos) 13 15 18

c.- CARACTERÍSTICAS EN EL SISTEMA DE PROTECCIONESL13. Las protecciones en un sistema eléctrico deben cumplir con una serie de características para que en conjunto cada esquema de protección trabaje asociado al resto con el fin de aislar las fallas y perturbaciones. Un sistema de protecciones debe cumplir con lo siguiente: Rápido.- El esquema de protecciones debe aislar en el menor tiempo posible el equipo fallado, esto disminuirá los daños en los equipos, mientras más rápido se aísle la falla la estabilidad del sistema no se verá afectada, se disminuirán las perturbaciones en el resto del sistema y se evitará que una falla simple o transitoria se haga compleja. Selectivo.- Debe permitir a las protecciones discriminar la ubicación de la falla con el objeto de aislar únicamente el equipo fallado, manteniendo en servicio aquel equipo que no es imprescindible desconectar. Sensible.-  Un sistema de protecciones debe operar bajo cualquier condición de falla máxima o mínima que se presente en la parte del sistema eléctrico que esta protegido. Confiable.- Es la cualidad que permite garantizar la operación de los relés y en definitiva del o de los interruptores que comanda el esquema de protecciones, cada vez que se produce la falla, se debe además realizar un mantenimiento preventivo para verificar el correcto funcionamiento del sistema de protecciones. Simple.-  Todo esquema de protecciones debe ser diseñado de la manera más simple, se debe optimizar las características de sus dispositivos como su sistema de control, se debe tomar en cuenta que este debe cumplir los objetivos para los que fue diseñado. Económico.- El costo de un sistema de protecciones en sistemas grandes como de generación y transmisión no es representativo comparado con el de todos los elementos, se debe considerar la búsqueda de la solución más económica.

L13  Protecciones Eléctricas, José López

Un sistema de protecciones debe cumplir ciertas condiciones como ser independiente de la operación del sistema eléctrico, esto es por ejemplo, si al desconectar parte de los equipos las protecciones del resto deben continuar cumpliendo sus funciones sin modificar sus ajustes o circuitos. Un sistema de protecciones debe saber diferenciar entre carga, sobrecarga y cortocircuito, ya que en ciertos casos la corriente de cortocircuito mínima puede ser inferior a la nominal de un determinado equipo. Además debe discriminar entre falla y perturbación, en caso de falla en el sistema las protecciones deben actuar de inmediato, sin embargo existen perturbaciones decrecientes que permanecen por tiempos muy cortos en los sistema sin causar daño en los equipos en estos casos no es necesaria la actuación del sistema de protecciones. c.1.- ESQUEMA DE PROTECCIÓN EN LAS LÍNEAS DE 230KV DEL SNT PARA LA APLICACIÓN DEL RECIERRE AUTOMÁTICOL12. Las líneas de 230kV del SNT, disponen de dos esquemas de protección llamada PROTECCION PRIMARIA y PROTECCION SECUNDARIA, independientes de manera que se puede afirmar que ninguno de los esquemas tiene prioridad operativa sobre otro. Las señales de corrientes a los relés se toman de diferentes transformadores de corriente, mientras que las señales de voltaje se toman de los divisores capacitivos de potencia de línea y de los transformadores de potencial de barra para la protección primaria y secundaria respectivamente, para el estudio de recierres sólo se aplica para la zona 1. c.1.1.- PROTECCION PRIMARIA. La protección primaria funciona en base al esquema de sobre alcance (POTT), esto es que se produce el despeje de la falla instantáneamente con confirmación, mediante la transmisión y recepción de disparo transferido en los dos extremos de la línea, a través del canal de comunicación que se dispone para el efecto.

El esquema de la protección primaria dispone de la función de bloqueo de oscilación de potencia cuyo objeto es bloquear el disparo del disyuntor en caso que la impedancia aparente registrada ingrese a la característica de operación del relé en un tiempo mayor que el de ajuste, que normalmente es de 40 milisegundos. Adicionalmente, este esquema dispone de la función de “switch on to faul” (SOTF), cuya función es disparar instantáneamente el disyuntor cuando se energiza la línea con falla. Cuando se efectúa maniobras de transferencia de una posición de 230kV, se debe tomar en cuenta que la mayoría de los casos queda indisponible la protección primaria. En el SNT para la protección primaria existen relés electromecánicos, de estado sólido y numérico de características mho de un solo paso y de característica cuadrilateral. Respecto a los relés numéricos, debe mencionarse que adicionalmente se dispone de la función de sobre corriente de respaldo, y en el caso que se produzca una falla del canal de comunicación estos operan en forma similar a la protección secundaria. La estabilidad en las líneas de transmisión es de gran interés, de manera que la activación del disparo de los dos disyuntores simultáneos ayuda a que el arco de des-ionización provocado al instante de despejar la falla se le pueda extinguir a tiempo. Los disparos simultáneos de los disyuntores ayudan en mucho para realizar un recierre automático, de manera que el tiempo de disturbio del sistema no sea muy extenso, para no perder la estabilidad.

c.1.2.- CARACTERÍSTICAS DE LOS RELESL14. PROTECCIÓN DE LÍNEAS CON RELES DE DISTANCIA Es esencial que cualquier falla en un sistema eléctrico de potencia sea despejada rápidamente, o de otra manera podría resultar en la interrupción del servicio a los consumidores y daños en el equipamiento. Las protecciones de distancia satisfacen los requerimientos de confiabilidad y velocidad necesarios para proteger los circuitos, y por tal razón es extensamente utilizada en redes de sistemas de potencia. La protección de distancia, a diferencia de las protecciones de unidad como la protección diferencial, tiene la capacidad de discriminar entre fallas que ocurren en diferentes partes del sistema, en función de la impedancia medida por la misma hasta el punto de falla; esto último implica la comparación de la corriente de falla con la voltaje en el punto de instalación del relé. La principal ventaja de utilizar un relé de distancia es que su zona de protección depende de la impedancia de la línea protegida, la cual es en teoría independiente de las magnitudes de tensión y corriente. Por ello, el relé de distancia tiene un alcance fijo a diferencia de los relés de sobrecorriente cuyo alcance varía dependiendo de las condiciones del sistema (variación de la impedancia de fuente). c.1.2.a TIPOS DE RELÉS DE DISTANCIA Los relés de distancia se clasifican de acuerdo sus características en el plano complejo RX, el número de señales entrantes y el método utilizado para comparar la señales entrantes. El tipo más común compara la magnitud o fase de dos señales entrantes con el objeto de obtener las características de operación, las cuales son líneas rectas o círculos cuando se representan en el plano complejo RX. Cualquier tipo de característica obtenida con un tipo de comparador puede obtenerse con otro tipo, a pesar de que las cantidades comparadas fueran distintas en cada caso.

L14

Technical reference manual, ProtectIT Line high speed distance protection terminal REL 531*2.5

c.1.2.b AJUSTE DE RELÉS DE DISTANCIA En el ajuste de protecciones de distancia debe llevarse a cabo lo siguiente: •

selección y activación de las funciones de protección y suplementarias requeridas

•

adaptación de la protección a la red e instrumentos transformadores

•

configuración de la interface con la subestación (supervisión de las alarmas, comandos y entradas y salidas binarias)

•

configuración de las interfaces serie

•

ajuste de los valores de los umbrales de activación de las funciones

AJUSTE DE LOS ALCANCES DE CADA ZONA • Con los relés convencionales se logran características optimizadas con variaciones de implementación de círculos y líneas rectas, que tienen como objetivo: grandes alcances en la dirección de X para la detección de fallas remotas y suficiente compensación de arco de falla en la dirección de R, mientras que se mantiene márgenes de seguridad por la contracción del área de impedancias de carga (línea de transmisión de altas potencias). Los relés de distancia se ajustan sobre la base de la impedancia de • secuencia positiva desde la ubicación del relé hasta el punto de la línea a ser protegido. Las impedancias son proporcionales a lo largo de la línea y es esta propiedad la utilizada para determinar la localización de la falla, partiendo desde la localización del relé. Sin embargo, este valor se obtiene por medio de voltajes y corrientes del sistema de los transformadores de medición que alimentan el relé. Por lo tanto, con el objeto de convertir la impedancia primaria en valores de secundario que se utiliza para el ajuste del relé, se utiliza la siguiente expresión: • Zsec= Zprimx(TIR/TVR) • Algunos relés tienen una o dos zonas adicionales en la dirección de la falla más otra en la dirección opuesta, esta última actuando como back-up de protección de las barras de la) estación. Otros criterios utilizados en el ajuste de alcance de zona 2 y 3 son:

•

•

Zona 2 : se ajusta para cubrir toda la línea protegida más el 50% de la línea próxima más corta en el caso de que se trate de un sistema radial ramificado Zona 3: se ajusta para cubrir toda la línea protegida más el 100% de la segunda línea más larga, más el 25% de la próxima línea más corta.

c.1.2.c CARACTERISTICAS DEL RELÉ REL 531-3 Lógica automática de cierre sobre falla (SOTF) •

Activación Manual o Automática

•

Manual: una entrada binaria se conecta a un contacto auxiliar del interruptor o a la orden de cierre.

•

Automática: midiendo U e I en combinación con la función Línea Muerta (DLD).

U = Voltaje •

La función queda activa durante 1 seg. (fijo) luego del cierre del CB

En la figura 9 se aprecia las señales que el relé detecta para el funcionamiento

Fig. 9: Logica del relé REL 531-3

c.1.3 SIMULACIÓN DE UN DISTURBIO EN EL SISTEMA - El relé detecta la falla, se puede ver que el voltaje disminuye mientras que la corriente aumenta para las tres fases, es un caso real que permite en estas oscilografías analizar cada uno de los eventos, estos datos son proporcionados por el REL531-3 que es un IED que abarca todas las funciones de protección.

Fig 10: Disparo del relé En la figura 10 se aprecia el disparo del relé una vez detectada la falla.

Fig 11: Voltajes y corrientes - En la figura 11 observa la variación de voltaje y corriente cuando se produce la falla

Fig 12: Apertura de los disyuntores. - La figura 12 muestra la apertura de los disyuntores de manera que la línea queda desenergiazada para lograr despejar la falla.

Objetivo: El objetivo de estas gráficas es mostrar que la duración de la falla junto con la apertura de los disyuntores es de 106ms lo cual justifica el tiempo que se implementa para el estudio, que es de 109ms, además se puede ver que la aplicación de carrier es casi instantánea es por eso que la apertura de los disyuntores es de manera simultanea en los dos extremos, eso si el análisis se lo realiza solo para la zona 1. A continuación se presenta en la figura 13 la manera de actuar las protecciones en zona 1.

Fig 13: Aplicación de la zona 1

Para justificar que el recierre se da solo en zona 1 se analiza los siguientes casos: Caso 1: La falla se da al 50 % de la longitud de la línea, lo que significa que los dos extremos de la línea ven en zona 1 y disparan, en otras palabras no dependen de la teleprotección.

Caso 2: Cuando la falla se da en un porcentaje menos del 50% de la longitud de la línea, el esquema de Teleprotección funciona.

 Z 2 + Tx =  Acc

aM

Z 1

El Terminal 2 que esta en Zona 2 recibe la señal enviada por zona 1 y acelera para disparar en zona 1. Caso 3: Cuando en el terminal 2 la comunicación falla.

El evento es: Se produce la falla a los 109ms se abre el un extremo de la línea, mientras que el otro extremo permanece cerrado por una falla en la comunicación, en el segundo extremo se tiene un relé auxiliar que abre a los 350ms cuando la comunicación falla. Para el cierre del primer extremo se asegura que se puede dar en el intervalo de 400 – 600 ms luego de la apertura de la línea, si se observa en el esquema planteado una vez abierta la línea en el segundo extremo a los 350ms , el tiempo que le queda a éste extremo de la línea para que se extinga el arco es de 200m, si se logra extinguir el arco el recierre funciona caso contrario no es recomendable realizar un cierre.

d.- CARACTERÍSTICAS DE LOS DISYUNTORESL11. Los disyuntores usados para recierres automáticos, disponen de mecanismos de operación y controles automáticos de alta velocidad capaces de soportar un segundo disparo. Los circuitos especiales de los disyuntores son usados para el recierre automático. Después de haber sido disparados por los relés de protección, el disparo es desenergizado, antes de golpe final de cerrado se debe tener muy en cuenta la des-ionización del arco, la señal del pistón o los contactos del disyuntor dan la señal de cerrado, en la figura 14 se puede ver claramente el ciclo de operación de un disyuntor en aceite con un mecanismo de operación neumático.

Para el análisis del tiempo de apertura de los disyuntores el estudio se lo realiza en base a: Tiempo de apertura= 4 ciclos. En el siguiente cuadro se muestra la operación del disyuntor EDF SK, muestra cada uno de los tiempos de operación. A continuación se muestra una tabla de la apertura de los disyuntores L15 L15 Interruptores de potencia tipo PMP&PMRI

La justificación de los 4 ciclos comparados con el cuadro mostrado es que se sabe a ciencia cierta que la apertura de los disyuntores se encuentra en un rango de 2-4 según los manuales de los disyuntores, como se ve en las gráficas de las oscilografias de eventos reales la apertura de los disyuntores se da en 4 ciclos la finalidad de este estudio es tomar los valores máximos en base a estudios reales, de manera de mantener la estabilidad del sistema. A continuación se puede ver un reporte de la apertura de los disyuntores en la S/E RiobambaL16.

L16  Reporte de la apertura de los disyuntores.

e. DETERMINACIÓN DEL TIEMPO MUERTOL11. El ajuste del tiempo muerto en un relé para el recierre automático usado en las líneas de transmisión, debe ser lo suficientemente largo de manera que la desionización del arco se de por completo, el tiempo de des-ionización es una variable que depende del nivel de voltaje. f.- DETERMINACIÓN DEL TIEMPO DE REPOSICIÓNL11. El tiempo de reposición de un recierre automático en una línea de transmisión debe ser lo suficientemente largo de manera que no vuelva a ocurrir cualquier tipo de perturbaciones, se puede ver en estudios que la reposición del sistema se da en un tiempo aproximado de 1 segundo de manera que el sistema recupera la estabilidad, este tiempo asegura que la falla ha sido eliminada por completo. En la figura 15 se puede ver cada uno de los eventos para la determinación de este tiempo.

4.6 ENFOQUE PARA DESCRIBIR LOS PROCESOS TRANSITORIOS EN LOS RECIERRES DE LA LÍNEAL17. Durante los pasos del sistema de un régimen permanente (estado de equilibrio) a otro hay una variación en la cantidad de energía relacionada con el circuito eléctrico o electromecánico en el régimen inicial. Este fenómeno, que es único por su naturaleza, se toma en el análisis como compuesto por una serie de procesos, cada uno de los cuales refleja la variación de un determinado grupo de parámetros del régimen, que se considera por separado y que caracteriza dicho proceso, se denomina parámetros del proceso. Los procesos transitorios deberían ser analizados al mismo tiempo en el espacio y en el tiempo (por ejemplo la propagación de las ondas electromagnéticas en el espacio a lo largo de la línea). L17  Procesos Transitorios, Capitulo 10 , Venikov.

En el análisis de recierre el proceso transitorio se realiza solo en el tiempo, los procesos transitorios al igual que los regímenes, se clasifican según los siguientes criterios. Condiciones en que transcurre; en los regimenes transitorios normales se puede  juzgar sobre los procesos transitorios de avería, esta división es un tanto convencional ya que la naturaleza física del fenómeno no depende de si este es normal o de avería. De acuerdo a la velocidad con que trascurren los procesos en el sistema aquí se debe tener en cuenta que un proceso transitorio que comenzó en el momento de la perturbación del régimen en un sistema lineal se prolonga por tiempo indefinido, en la practica se considera que el proceso termino si el parámetro que caracteriza su variación difiere del valor teórico permanente en un valor finito. En los estudios de los procesos transitorios con frecuencia se realiza la linealización, o la simplificación del sistema real no lineal en las que las no linealidades no se tienen en cuenta en los estudios de procesos transitorios que se dan al instante de desconectar una línea. Durante el funcionamiento normal del sistema siempre se tienen algunas acciones perturbadoras pequeñas, que provocan pequeñas perturbaciones del régimen, por consiguiente tiene lugar una acción continua y correspondiente de los dispositivos de regulación, esto significa que un régimen del sistema rigurosamente invariable no existe y el régimen permanente es en si una serie de procesos transitorios provocados por las perturbaciones pequeñas. Se sobreentiende que estas pequeñas perturbaciones pequeñas no deben provocar la perdida de la estabilidad del régimen, no permitiendo un cambio creciente de los parámetros del régimen (incluyendo la amplitud de las oscilaciones). Durante el proceso de la falla seguida de la desconexión de la línea se producen procesos transitorios que dan lugar a las desviaciones de los parámetros del régimen con relación a su estado inicial, que se hace obligatorio tener en cuenta en la mayoría de los casos las dependencias no lineales mas importantes de P = f(∂).

4.7 EXIGENCIAS A LOS RÉGIMENES Y A LOS PROCESOS TRANSITORIOS PARA EL RECIERREL17. Después de un régimen transitorio normal o de avería que terminó exitosamente, el sistema regresa a un régimen permanente inicial o prácticamente cercano a el, los regimenes de los sistemas eléctricos de potencia tanto permanentes como transitorios deben responder a ciertas exigencias que hay que tener en cuenta en la realización de los cálculos. Los regímenes transitorios de los sistemas eléctricos de potencia en la práctica deben terminar en un régimen deseado (por una u otra razón) permanente, es importante que dicho régimen sea realizable con los parámetros admitidos en los cálculos, y si es realizable , debe ser estable y lo suficientemente confiable para que el sistema pueda funcionar por largo tiempo sin temores en lo relativo a cambios pequeños aleatorios (perturbaciones pequeñas), los cuales no deben conllevar a la pérdida de su estabilidad. El régimen transitorio y los procesos más importantes para el problema de ingeniería, dado que forman parte del dicho régimen, deben también responder a ciertas exigencias, las cuales fijan la calidad de los procesos transitorios. Cuando se evalúa la calidad de los procesos transitorios es necesario que las medidas tomadas para mejorar la calidad sean económicas y que, además, la variación de los parámetros del régimen no pueda disminuir sustancialmente la calidad del suministro de energía a los consumidores. Para esto primero que todo es necesario que los procesos transitorios en estudio terminen lo suficientemente rápido. Así, por ejemplo, si desconectamos una línea o cualquier operación de conmutación conlleva a oscilaciones duraderas en los rotores de los generadores del sistema y, por consiguiente, a oscilaciones de la tensión en los consumidores, el proceso transitorio no es aceptable según la exigencia de asegurar a los consumidores la calidad de la energía eléctrica, la calidad del proceso transitorio no es aceptable si como consecuencia de éste aparecen nuevos procesos transitorios, que a fin de cuentas pueden conllevar a la pérdida de la estabilidad del sistema o a una baja no permitida de la calidad de la

energía suministrada al consumidor, un proceso transitorio no se puede considerar aceptable si después de su terminación el sistema va a tener una reserva pequeña de estabilidad. En otras palabras, los procesos transitorios que en conjunto conforman el régimen transitorio deben ser tales, que después de su terminación se establezca un régimen que responda a determinadas exigencias.

4.7.1 CALIDAD DE LOS PROCESOS TRANSITORIOSL17. La calidad de los procesos que aparecen durante el paso del sistema de un régimen a otro puede evaluarse de acuerdo a los siguientes índices: 1.- Tiempo en el transcurso del cual termina el proceso; 2.- Carácter del proceso (oscilatorio); 3.- Posible influencia del proceso dado en el régimen del sistema y de sus subsistemas (oscilación de otras máquinas que son parte del sistema, baja de la tensión) y en la inestabilidad de la carga; 4.- Peligro del proceso transitorio para los equipos del sistema (recalentamiento de los conductores de la red, de los devanados de las máquinas eléctricas); 5.- Pérdidas de potencia (y energía) durante el proceso transitorio 4.8 CONFIABILIDAD DEL SISTEMA DE PROTECCIONES DEL SNIL18 La confiabilidad es un índice que expresa el atributo de un dispositivo o sistema de protección de operar correctamente en situaciones para las que fue diseñado para actuar. Esto incluye también el atributo de no operar (u operar en forma incorrecta) para todas las otras situaciones. Al realizar el análisis de un sistema de protecciones para mantener la confiabilidad se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos relacionados con su confiabilidad:

1. Elevada confiabilidad de cada elemento del sistema. La confiabilidad del sistema está vinculada con la confiabilidad de cada elemento del sistema. 2. Resistencia. En lo posible, la falla de un elemento no debiera dejar todo el sistema sin funcionar. 3. Mantenimiento. Un adecuado mantenimiento de los sistemas eléctricos al menos mantiene su confiabilidad en las protecciones del SNI. Por el contrario una mantención no realizada o realizada en mala forma disminuye la confiabilidad del sistema. 4. Capacidad del sistema. El sistema de protecciones debe estar diseñado de manera que se frente a una sobrecarga transitoria el sistema mantiene la estabilidad. 5. Flexibilidad. El sistema debe ser flexible y prever que existirán perturbaciones, o que existirán cambios tecnológicos que requerirán de un sistema distinto del que fue proyectado inicialmente. En este escenario las modificaciones del sistema deben ser relativamente fáciles de realizar, sin que el sistema pierda confiabilidad. 6. Interfaz adecuado con la infraestructura existente. Opciones que mejoran la confiabilidad de un sistema dentro de los diversos esquemas que mejoran la confiabilidad se incluyen los siguientes: - El diseño de sistemas de transmisión de doble línea con interruptores automáticos de transferencia. - Detección de las fallas de una manera rápida por parte de las protecciones nos ayuda a mantener la estabilidad del sistema de manera que nuestro sistema se vuelva cada vez más confiable.