Coordinación de Protecciones en Sistemas Eléctricos con DIgSILENT

Expositor: Francir Escobedo
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2
Objetivos

Presentar las facultades del módulos de protecciones

Modelar sistemas de protección

Verificar y desarrollar esquemas coordinados de protección
Temas principales

Relés de protección

Elementos de medición

Curvas de coordinación

Representación de protecciones

Análisis de selectividad
3

Las protecciones deben ser tan realistas como sea posible
✔
Facilita el traspaso de la información de ajustes
✔
Minimiza el tiempo de análisis
✔
Permite que los ajustes obtenidos tengan coherencia con la realidad

Modelos de usuario y de librería
✔
Los modelos de protección pueden ser creados a partir de sub-modelos ya existentes
✔
Existen modelos de librería que modelan al detalle protecciones reales
✔
Puede ser modelada cualquier tipo de protección

Entorno de trabajo
✔
Los ajustes de protecciones se realizan de forma simple y flexible
✔
El simulador permite visualizar la coordinación a través de múltiples diagramas
✔
En simulaciones dinámicas los modelos pueden actuar sobre interruptores
✔
No se requiere el análisis específico de cada relé en cada simulación
Los Sistemas Eléctricos de Potencia están conformados por un gran número de componentes
interconectados que están diseñados con el propósito de generar, transmitir y distribuir la energía eléctrica
hasta los centros de consumo.
Los eventos que más afectan a los sistemas eléctricos son las perturbaciones que traen como
consecuencia que la frecuencia, corriente y tensión excedan sus límites nominales.
5
•
En un Sistema Eléctrico Interconectado a menudo se incorporan proyectos de expansión de la red
Eléctrica, tanto en el área de generación como en la de transmisión y distribución, todo ello con la
finalidad de cubrir nuevos requerimientos de energía para el sector industrial y para localidades aisladas
que no cuentan con suministro eléctrico.
•
El crecimiento de la demanda, crea la necesidad de nuevos centros de generación, nuevas líneas
de transmisión, reforzamiento de líneas existentes, nuevos centros de transformación,
integración de sistemas aislados, etc.; todas estas variaciones devienen inevitablemente en el
cambio de la topología de la red.
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Al producirse una perturbación, una mínima parte de la red debe ser desconectada, lo cual significa que los
relés de protección tienen que detectar las fallas dentro de su zona de protección, los relés modernos
permiten detectar la fase fallada y la ubicación de la falla.
IEC-60909 “Cálculo de corrientes de cortocircuito en sistemas trifásicos AC”
IEEE C37.91-2000Guide_for_Protective_Relay_Applications_to_Power_Transformers
IEEE Std C37.230-2007 Guide for Protective Relay Applications to Distribution Lines.
IEEE C37.102-2006 Guide For Ac Generator Protection
NORMAS USADAS
IEEE Std 242-2001Recommended Practice for Protection and Coordinartion of Industrial and
Comercial Power Systems.
IEEE C37.96-2000 GUIDE FOR AC MOTOR PROTECTION
Std C57.109-2018 Guide For Liquid-inmersed Transformer Trough-fault-current Duration
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Para identificar las protecciones se han estandarizado las funciones de protección para una nomenclatura
que se pueda interpretar e identificar:
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La información de las tensiones y corrientes de la red se transfiere a los relés de protección a través de
los transformadores de medida, basado en esta información, los relés detectaran todas las fallas eléctricas
o condiciones anormales de operación.
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Como se conoce se realizara en DIgSILENT la verificación de protecciones graduadas o coordinables,
estas a su vez se clasifican dependiendo de la función de protección que cumplen en la topología de la red,
a continuación se mencionan las protecciones que serán motivo de evaluación:
•
•
•
•
•
•
Protección no direccional de sobrecorriente de fases, toma como elemento de medida las
corrientes de fase.
Protección no direccional de sobrecorriente de tierra, toma como elemento de medida la corriente
homopolar (3I0).
Protección direccional de sobrecorriente de fases, toma como elemento de medida las corrientes
y las tensiones de fase.
Protección direccional de sobrecorriente de tierra, toma como elemento de medida la corriente y la
tensión homopolar (3I0 y 3V0).
Protección de sobrecorriente controlado por tensión, toma como elemento de medida las
corrientes y las tensiones de fase.
Protección de distancia de fases y tierra, toma como elemento de medida las corrientes y
tensiones de fase y homopolar.
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La protección de sobrecorriente es el criterio más antiguo empleado en la protección de todos los
componentes de un sistema eléctrico. Es usada como protección principal en alimentadores radiales de
distribución y en transformadores de baja potencia; y como protección de respaldo en equipos más
importantes del sistema eléctrico como son los generadores, transformadores de grandes potencias,
barras, líneas de transmisión, etc.
La protección de sobrecorriente mide la corriente de cada fase y la corriente homopolar, con la finalidad
de detectar sobrecorriente que se pueden producir en una falla polifásica o monofásica
respectivamente.
Para denominar las distintas funciones de protección de sobrecorriente, existe una codificación de uso
general, de acuerdo a la norma ANSI. Los códigos que corresponden a las funciones de sobrecorriente
son los siguientes:
➢
➢
➢
➢
➢
➢
50 → Relé instantáneo de sobreintensidad para fallas entre Fases.
50N → Relé instantáneo de sobreintensidad para fallas a Tierra.
51 → Relé temporizado de sobreintensidad para fallas entre Fases.
51N → Relé temporizado de sobreintensidad para fallas a Tierra.
67 → Relé direccional de sobreintensidad para fallas entre Fases.
67N → Relé direccional de sobreintensidad para fallas a Tierra.
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La información de las tensiones y corrientes de la red se transfiere a los relés de protección a través de
los transformadores de medida, basado en esta información, los relés detectaran todas las fallas eléctricas
o condiciones anormales de operación.
Generalmente Usados en:
• Redes Aterradas (20kV – 22.9kV)
• Con altos niveles de corriente homopolar (3I0)
Generalmente Usados en:
• Redes Aisladas (10kV)
• Con bajos niveles de corriente homopolar (3I0)
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Icc1 Falla Local
Tiempo
t (s)
Icc2 Falla Remota
RA (Curva)
Barra A
RA
Barra B
Línea de Transmisión
Icc1
Icc2
Icc1>>Icc2
Fuente: Elaboración Francir Escobedo
Curva IEC Normalmente Inversa
Curva de Tiempo Definido Temporizado
Curva IEC Muy Inversa
Curva IEC Extremadamente Inversa
Curva de Tiempo Definido Instantáneo
Icc2
Icc1
I (A)
Intensidad de Corriente
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En las protecciones de sobrecorriente se pueden emplear diferentes tipos de curvas de operación, el criterio para
seleccionar el tipo de curva se describe a continuación:
Tiempo
t (s)
Icc1 Falla Local
RA (Curva)
Icc2 Falla Remota
➢ Curva Normalmente Inversa (NI)
Es el tipo de curva más empleada en los sistemas de protección, se recomienda utilizar esta curva cuando los
niveles de corriente de cortocircuito varían considerablemente entre dos puntos; por ejemplo: cuando se tiene un
relé que protege una línea de transmisión larga, se empleara una curva NI si se tiene un valor de corriente en el
orden de kiloamperios para fallas cercanas y amperios para fallas remotas.
Barra A
Barra B
RA
Línea de Transmisión
I (Gran Variación de Corriente)
Icc1
Icc2
Icc1>>Icc2
Fuente: Elaboración Francir Escobedo
t (Poca variación de Tiempo)
Curva IEC Normalmente Inversa
I (A)
Icc2
Icc1
Intensidad de Corriente
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Tiempo
t (s)
Icc1 Falla Local
RA (Curva)
Icc2 Falla Remota
➢ Curva Muy Inversa (MI)
Se recomienda emplear este tipo de curva cuando los niveles de corriente de cortocircuito varían poco entre
dos puntos, esta curva permite obtener una mayor variación del tiempo de operación ante pequeñas
variaciones de corriente de falla.
Barra A
RA
Barra B
Línea de Transmisión
I (Mediana Variación de Corriente)
Icc1
Icc2
Icc1>>Icc2
Fuente: Elaboración Francir Escobedo
t (Mediana variación de Tiempo)
Curva IEC Muy Inversa
I (A)
Icc2
Icc1
Intensidad de Corriente
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Tiempo
t (s)
Icc1 Falla Local
RA (Curva)
Icc2 Falla Remota
➢ Curva Extremadamente Inversa (EI)
Se recomienda emplear este tipo de curva cuando los niveles de corriente de cortocircuito varían muy poco
entre dos puntos, esta curva permite obtener una mayor variación del tiempo de operación ante mínimas
variaciones de corriente de falla, se emplea como curva para coordinar con fusibles por tener la misma
característica de curva de operación.
Barra A
Barra B
RA
Línea de Transmisión
I (Poca Variación de Corriente)
Icc1
Icc2
Icc1>>Icc2
t (Gran variación de Tiempo)
Fuente: Elaboración Francir Escobedo
Curva IEC Extremadamente Inversa
I (A)
Icc2
Icc1
Intensidad de Corriente
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➢ Curvas de Tiempo Inverso IEC
Las curvas de tiempo inverso tienen ecuaciones definidas que se presentan a continuación:
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En todo sistema interconectado existen sectores de la red en donde se hace difícil realizar una buena coordinación
empleando únicamente los elementos de sobrecorriente de fases y tierra, los cuales se basan en niveles de
corriente de cortocircuito y tiempos de operación.
Estas configuraciones se presentan cuando la corriente de cortocircuito no circula en un solo sentido, es decir se
tienen aportes de corriente de cortocircuito por ambos sentidos, un ejemplo típico se da en los relés de protección
de sobrecorriente instalados en las líneas de transmisión de las centrales eléctricas, en donde ante una falla, se
tiene aporte de corriente de falla por un sentido desde la red externa y por el otro sentido desde los generadores
de la central. En estos casos se recomienda considerar como variable de coordinación el sentido de flujo de
corriente.
En conclusión, para poder obtener una correcta coordinación se tiene que adicionar "Unidades Direccionales", las
cuales detectan el sentido de la circulación de corriente, estas unidades sumadas a las unidades de sobrecorriente
tradicional, anteriormente explicadas, dan lugar a las "Protecciones de Sobrecorriente Direccional".
Unidad Direccional + Unidad de Sobrecorriente = Protección Direccional
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La unidad direccional supervisa y controla la operación de la unidad de sobrecorriente de acuerdo al siguiente
principio:
La unidad de sobrecorriente sólo operará si el sentido del flujo de corriente coincide con el ajustado como disparo,
durante un tiempo igual o superior al ajustado como tiempo operación. Cuando la unidad direccional detecte la
corriente en sentido contrario al de disparo, la temporización se repondrá a cero, independientemente del valor de
corriente medido. Este principio es llamado control de par.
Para poder determinar el sentido de circulación de la corriente se requiere de dos elementos o magnitudes:
a.- Magnitud de Operación: Es el fasor de corriente de falla que determina la operación de la unidad de
sobrecorriente y cuyo sentido se trata de determinar (la, Ib, Ic, 3I0)..
b.- Magnitud de Polarización: Es el fasor de tensión o corriente utilizado como referencia fija. Esta magnitud
deberá permanecer invariable, independientemente del sentido de la corriente y no debe anularse en condiciones
de falla.
Para poder determinar el sentido de circulación de la corriente se tendrá que comparar ambas magnitudes.
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UNIDAD DIRECCIONAL DE FASES
El principio de operación de una unidad direccional de fase radica en determinar el desfasaje entre las magnitudes de
operación y de polarización.
En la figura anterior se está evaluando una falla en la fase A, la magnitud de operación es lA, la magnitud de
polarización es VBC y el ángulo característico es MTA (ajuste propio del relé).
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Se debe recordar que el comportamiento de los fasores puede variar dependiendo de la corriente de carga que circule
por la línea y del valor de la resistencia de falla.
En una falla monofásica, el ángulo (ϕ1) que existe entre la tensión y corriente de la fase fallada es similar al ángulo de
secuencia positiva de la línea, por lo tanto el ángulo entre la magnitud de polarización (Vbc) y la corriente de falla (la)
seria:
90°- ϕ1
El principal parámetro de ajuste de la unidad direccional de fase es el ángulo característico (α), ya que este ángulo
definirá la zona de operación, lo que se busca es seleccionar un ángulo tal que permita, que en situaciones de falla, la
magnitud de operación se ubique dentro de la zona de operación. Se recomienda ajustar este
valor en:
MTA = α = 90°- ϕ1
Donde:
α : Ángulo característico
ϕ1 : Ángulo de secuencia positiva de la línea
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UNIDAD DIRECCIONAL DE TIERRA
La unidad de sobrecorriente de tierra, como ya es sabido, trabaja con la medición de corriente homopolar (3I0), la
unidad direccional también utilizará este vector como magnitud de operación, sin embargo para la magnitud de
polarización se tienen dos alternativas: la tensión homopolar (3V0) y la intensidad de corriente que circula por la
puesta a tierra. La primera se emplea en la mayoría de casos, el uso de la segunda dependerá si es que se cuenta con
una puesta a tierra en el lugar de instalación de la protección. Ambas alternativas cumplen con los criterios de una
magnitud de polarización ya descritos anteriormente.
En esta oportunidad solo hablaremos de la polarización por tensión homopolar, ya que es la de uso común en todos los
relés de protección.
Cuando ocurre una falla monofásica la tensión homopolar (3V0) está desfasada aproximadamente 180° con respecto a
la tensión de la fase fallada, es por esta razón, que para manejar ángulos característicos (a) menores a 90° se utiliza el
fasor opuesto de la tensión homopolar ( -3V0).
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Cuando sucede una falla monofásica el fasor de la magnitud de operación se ubicará sobre el plano,
de acuerdo al desfasaje con la magnitud de polarización; si este fasor de corriente homopolar se
encuentra dentro de la zona de operación, la unidad direccional permitirá la operación de la unidad
de sobrecorriente a tierra, si cae dentro de la zona de bloqueo, el relé no realizará ninguna
operación.
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Las protecciones en DIgSILENT respetan la filosofía base del programa:
✔
Todo es un Objeto
✔
Los elementos (Elm*) son casos particulares de los tipos (Typ*)
✔
Todo está almacenado en la Base de Datos
BASE DE DATOS
Relé
Modelado
Modelo
Elemento Real
Tipo
(Biblioteca)
Relé
Modelado
Relé
Modelado
Elementos
(Red)
29

■
Crear un sistema de protección implica:
Crear los tipos transformadores de corriente (TypCt) y/o voltaje (TypVt)
Crear los elementos transformadores de corriente (StaCt) y/o voltaje (StaVt)
Crear el tipo relé (TypRelay)
Crear el elemento relé (ElmRelay)
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Modelos de relés
de sobrecorriente
genéricos
El soporte de DigSilent
ofrece relés específicos
aún más detallados
El soporte de DigSilent
ofrece relés específicos
aún más detallados
Modelos de relés
de sobrecorriente
específicos
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Ubicación de
elementos de medición
y protección
SISTEMA DE POTENCIA
Creación de
elementos de
protección
Tr2_110kV/11kV
Terminal_110kV
Terminal_11kV
Load_A
Load_B
Creación de
elementos
de medición
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TIPO
UBICACIÓN
SLOTS
●
Transformador de
medida
●
Módulos de Protección
●
Logica de protección
CREACIÓN
ELEMENTO
DE MEDIDA
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

Importar el proyecto: “Ejercicio Protecciones I - DIgSILENT”
Crear los elementos Relé y Transformador de corriente
Ubicarlos en el lado de MT y BT del transformador
Asignarles los tipos presentes en la librería de protecciones
EQUIPOS DE PROTECCION
●
Lado de Baja Tensión
●
Lado de Media Tensión
●
Logica de proteccion
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Ioc>
Direccionalidad
Tipo de Curva
Ajuste de Corriente
Dial
35
Ioc>>
Direccionalidad
Ajuste de Corriente
Ajuste de Tiempo
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DIgS ILE NT
Posibilidad de Ajuste
sobre el gráfico
10 0
Curvas de daño
[s]
10
1
0,1
11 ,00 kV
100
110,00 kV
10
1000
10000
100
Cub_1\Rel_T rafo_BT
10 00
Cub_1\Rel _T rafo_AT
Cub_3\Rel_Load_B
Tr2_110kV/11kV
Cub_2\Rel_Entrada
Cub_2\Rel_Load_A
[pri.A]
100 000
10000
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DIgS ILE NT
Corriente de Cortocircuito
I =9508,757 pri.A
100
[s]
10
1.003 s
1
Tiempos de
actuación
0.420 s
0,1
11,00 kV 100
110,00 kV 10
Cub_1\Rel_Trafo_BT
Cub_3\Rel_Load_B
Tr2_110kV/11kV
Cub_4\Rel_MD
1000
10000
100
1000
100000
10000
Cub_1\Rel_Trafo_AT
Cub_2\Rel_Entrada
Cub_2\Rel_Load_A
[pri.A]
1000000
100000
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 Importar el proyecto: “Ejercicio Protecciones I - DIgSILENT”
 Crear y ajustar protecciones del nivel de 22.9kV
 Representar en una carta de coordinación la curva de
todos los relés de protección de transformadores.
 Incluir curva de daño del transformador
 Calcular cortocircuitos trifásicos (método completo) e
indicar en la curva de sobrecorriente los niveles
máximos (sin impedancia)
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External Grid
REVERSE (BUSBAR)
1,020 s
1866,37
9,796
24,262
9999,9..
9999,9..
Terminal_11kV
Módulo de
dirección
Requiere
transformador
de tensión
2,233
0,203
22,827 1,708 s
Tr2_110kV/11kV
Terminal_110kV
FORWARD (BRANCH)
9999,9..
9999,9..
Load_A
Load_B
G
~
GD
Ingreso Nuevo Generador
40
 Mismas características que los módulos de fase
 Actúan según el valor de la corriente homopolar 3xI0
 Pueden ser direccionales
Ie>
41
SISTEMA DE POTENCIA
Terminal_110kV
Tr2_110kV/11kV
Click derecho
Terminal_11kV
No requiere elementos de medición
Load_A
Load_B
42
Tipo de Fusible
Ubicación
Estado
Tipo de Elemento
Curva
determinante del
tiempo de
actuación
43
DIgS ILE NT
1000
[s]
100
10
Definición
de las
curvas
1
Total clear
curve
0,1
Minimun
melt curve
0,01
33,00 kV 100
1000
Cub_2\Fuse_T1
[pri.A]
10000
44
MODELO 7SJ601 →
SIEMENS
→
Descargado del soporte de DigSilent
45
Ventaja
MMisism
moossm
móódduuloloss
qquueeeellre
relélére
reaall
MMóódduuloloss
ddeeFF
aasseeyyTTieierra
ra
MMooddeeloloddeelala
ppro
rote
tecccióiónn
46
Ventajas
CCuurv
rvaassppre
resseennte
tess
eenneellre
relélére
reaall
RRaannggoossddeeaaju
jusste
te
igiguuaalelessaallre
relélére
reaall
RR
eelalaccióiónnddirie
rectca
ta
eenntrte
h
o
ja
d
e
re hoja de
ddaato
tossyym
mooddeelolo
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48
49
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PROTECCION DE TRANSFORMADORES
Los transformadores de distribución de baja tensión suelen estar equipados en el lado primario (por
encima de 600 V) con fusibles de media tensión dimensionados para protección contra
cortocircuitos. La protección de sobrecarga del transformador se puede proporcionar fusionando el
secundario de bajo voltaje con fusibles apropiados dimensionados al 100% al 125% de los amperios
de carga completa del secundario del transformador.
Los transformadores se utilizan con frecuencia en sistemas de distribución eléctrica de bajo voltaje
para transformar 480 V a 208Y / 120 V. Para estos tipos de transformadores, se deben proporcionar
fusibles de retardo de tiempo apropiados, dimensionados al 100% al 125% de la corriente primaria
de carga completa. Se debe considerar la corriente de irrupción magnetizante porque los
transformadores sumergidos en líquido y seco tienen corrientes de inserción equivalentes a
aproximadamente 12, o incluso tan altas como 18, veces la capacidad de carga completa con una
duración de 0,1 s (también aproximadamente 20 a 25 veces clasificación durante 0,01 s).
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SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO
Los ajustes de los relés de sobreintensidad de fase en los transformadores implican un compromiso entre
los requisitos de operación y protección. El ajuste de activación debe ser lo suficientemente alto para
permitir la sobrecarga del transformador cuando sea necesario, pero cuanto mayor sea el ajuste, menor
será la protección.
Es común un ajuste de 125-150% de la capacidad nominal máxima de kVA en la placa de identificación
de un transformador, aunque a veces se usan valores más altos. En transformadores de clasificación
múltiple, puede ser necesario un ajuste más alto para utilizar la capacidad total del transformador en la
clasificación de enfriamiento forzado más alto.
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SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEO
Se puede obtener una limpieza rápida de fallas internas graves mediante el uso de unidades de
sobrecorriente instantáneas.
Cuando se utilizan, las unidades de sobrecorriente instantánea deben configurarse para que se activen a un
valor superior a la corriente de falla pasante asimétrica máxima. Esta suele ser la corriente de falla a través
del transformador para una falla trifásica de lado bajo. Para las unidades instantáneas sujetas a
sobrealcance transitorio, una activación del 175% (son comunes las variaciones en los ajustes de 125200%) de la corriente de falla simétrica trifásica del lado bajo máximo calculada generalmente proporciona
un margen suficiente para evitar disparos falsos para un nivel bajo. falla del bus lateral, sin dejar de brindar
protección para fallas internas severas. Para unidades instantáneas con sobrealcance transitorio
insignificante, se puede usar un margen menor. Los ajustes en ambos casos también deben estar por
encima de la corriente de entrada del transformador para evitar disparos molestos. En estos casos, se
puede considerar un relé instantáneo de restricción armónica para proporcionar la protección deseada.
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SOBRECORRIENTE DE FALLA A TIERRA
La principal ventaja de los relés de tierra sobre los relés de fase es su sensibilidad. En sistemas donde la
corriente de falla a tierra está deliberadamente limitada, su uso puede ser vital. Los relés de tierra
normalmente se pueden aplicar con sensibilidades del 10% o menos de la corriente de carga completa.
Esto se compara muy favorablemente con los relés diferenciales, cuya corriente de activación puede ser del
20 al 60% de la corriente a plena carga en las condiciones más ventajosas. Es una práctica común en el
Reino Unido y otros países influenciados por el Reino Unido proteger todos los transformadores de
potencia con el relé de tierra restringido. El término tierra restringida es una expresión que se refiere a un
sistema de relés de tierra sensible que está diseñado para detectar fallas a tierra dentro de una zona de
protección bien definido.
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SECUENCIA NEGATIVA
Dado que estos relés no responden a fallas de carga equilibrada o trifásicas, los relés de sobrecorriente de
secuencia negativa pueden proporcionar la protección contra sobrecorriente deseada. Esto es
particularmente aplicable a los transformadores Δ − Y puestos a tierra donde solo el 58% de la corriente de
falla de fase a tierra secundaria por unidad aparece en cualquier conductor de fase primaria. La protección
de respaldo puede ser particularmente difícil cuando la Y está conectada a tierra por impedancia.
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RELE DIRECCIONAL
Este relé, a diferencia de un relé de sobrecorriente direccional, responde solo al producto de la magnitud
de la corriente por el coseno del ángulo entre esta corriente y una referencia de voltaje. La magnitud del
voltaje no entra en la ecuación de operación, siempre que esté por encima de un límite prescrito. En esta
aplicación, el relé se puede conectar para responder solo al componente reactivo de la corriente. No
responderá al componente real de ninguna corriente de carga y, por lo tanto, tiene una buena capacidad
de carga. El relé está configurado para la corriente de falla mínima esperada con un margen adecuado.
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59