CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACION DEL

REQUISITOS MINIMOS PARA LOS
SISTEMAS DE PROTECCIÓN
DEL SEIN
Marzo 2008
LVC - 2008
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
REQUISITOS MINIMOS
PARA LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN DEL SEIN
Capítulo 1
INTRODUCCION
1.1
El Sistema Eléctrico de Potencia
1.2
Objetivo del Sistema de Protección
1.3
Definición de un Sistema de Protección
1.3.1 Zonas de Protección
1.3.2 Componentes de los Sistemas de Protección
1.3.3 Concepción Sistémica de la Protección
1.4
Operación de los Sistemas de Protección
1.4.1 Automatismos de regulación
1.4.2 Niveles de actuación
1.4.3 Recierre automático
1.4.4 Apertura y bloqueo
1.5
Comportamiento de los Sistemas de Protección
1.6
Desempeño de la Protección
1.6.1 Causas de las Fallas
1.6.2 Causas de Operaciones Incorrectas de la Protección
1.6.3 Índice de Confiabilidad del sistema de protección
Capítulo 2
REQUERIMIENTOS GENERALES DE LAS PROTECCIONES
2.1
Relés de Protección
2.1.1 Características Funcionales
2.1.2 Características Requeridas por la Protección
2.1.3 Normas Aplicables
2.2
Interruptores
2.2.1 Características Funcionales
2.2.2 Características Requeridas por la Protección
2.2.3 Normas Aplicables
2.3
Transformadores de Tensión
2.3.1 Características Funcionales
2.3.2 Características Requeridas por la Protección
2.3.3 Normas Aplicables
2.4
Transformadores de Corriente
2.4.1 Características Funcionales
2.4.2 Características Requeridas por la Protección
2.4.3 Normas Aplicables
2.5
Enlaces de Comunicaciones
2.5.1 Características Funcionales
2.5.2 Características Requeridas por la Protección
2.5.3 Normas Aplicables
2.6
Fuentes de Alimentación Auxiliar
2.6.1 Características Funcionales
2.6.2 Características Requeridas por la Protección
2.6.3 Normas Aplicables
2.7
Cableado de Control
2.7.1 Características Funcionales
2.7.2 Características Requeridas por la Protección
2.7.3 Normas Aplicables
LVC – 2008
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Capítulo 3
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS
CENTRALES DE GENERACION
Criterios Generales
Esquemas eléctricos centrales de generación
Requerimientos de protección contra fallas internas en la instalación
3.3.1 Fallas por cortocircuito en un generador
3.3.2 Fallas a tierra en las instalaciones a la tensión de generación
3.3.3 Fallas por cortocircuito en un transformador de potencia
3.3.4 Fallas por cortocircuito en los servicios auxiliares
3.3.5 Fallas por cortocircuito en barras
Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema
3.4.1 Cortocircuito externo a la Central
3.4.2 Sobrecarga
3.4.3 Carga no balanceada
3.4.4 Pérdida de Sincronismo del Generador
Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de los Equipos
3.5.1 Sobretensiones del generador
3.5.2 Sobreexcitación del generador y/o transformador
3.5.3 Motorización del generador
3.5.4 Pérdida de excitación del generador
3.5.5 Frecuencias anormales en el generador
Falla de Interruptor
Definición de las Protecciones de las Centrales de Generación
Requisitos Mínimos de Protección de las Centrales de Generación
Capítulo 4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
4.8
4.9
REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS
SUBESTACIONES
Objetivo de la Protección
Esquema General de las Subestaciones
Sistema de Barras
Requerimientos de protección contra fallas internas en la instalación
4.4.1 Fallas por cortocircuito en el sistema de barras
4.4.2 Fallas por cortocircuito en un transformador
4.4.3 Fallas por cortocircuito en un autotransformador
4.4.4 Fallas por cortocircuito en un reactor en derivación
4.4.5 Fallas por cortocircuito en un banco de capacitores
4.4.6 Fallas por cortocircuito en el transformador de servicios auxiliares
Requerimientos de Protección por funcionamiento anormal del sistema
4.5.1 Cortocircuitos y fallas a tierra externos a los transformadores
4.5.2 Sobrecarga en transformadores (o autotransformadores)
4.5.3 Armónicos en capacitores
4.5.4 Niveles de tensión máximos y mínimos en equipos de compensación
Requerimientos de protección por estado inapropiado de los equipos
Falla de Interruptor
Definición de las Protecciones de las Subestaciones
Requisitos Mínimos de Protección de las Subestaciones
Capítulo 5
5.1
5.2
REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS LINEAS
DE TRANSMISION
Objetivo de la Protección
Configuraciones de las Líneas de Transmisión
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
5.10
5.11
5.2.1 Línea de dos Terminales
5.2.2 Líneas en anillo
5.2.3 Líneas paralelas de dos ó más circuitos
5.2.4 Línea con transformadores en derivación
5.2.5 Líneas con compensación en derivación
5.2.6 Líneas con compensación serie
Conexión al Sistema de Potencia
5.3.1 Sistema de puesta a tierra
5.3.2 Flujo de potencia
5.3.3 Alimentación débil (Weak infeed)
5.3.4 Resistencia de arco y resistencia de falla
Longitud de la Línea
Requerimientos de Protección contra Fallas internas en la instalación
5.5.1 Fallas por cortocircuito entre fases
5.5.2 Fallas por cortocircuitos de una fase y tierra con alta impedancia
Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema
5.6.1 Cortocircuito externo a la Línea
5.6.2 Sobretensiones permanentes
Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de las Líneas
5.7.1 Rotura de un Conductor
Consideraciones para la Teleprotección
5.8.1 Sistemas de Telecomunicaciones
5.8.2 Sistemas de Teleprotección Analógica
5.8.3 Sistemas de Teleprotección Lógica
Falla de Interruptor
Definición de la Protección de las Líneas de Transmisión
Requisitos Mínimos de Protección de las Líneas de Transmisión
Capítulo 6
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS PARA LAS PROTECCIONES
SISTEMICAS
Objetivo de la Protección Sistémica
Requerimientos de Protección contra Fallas del Sistema
6.2.1 Pérdida de Sincronismo en las Máquinas
6.2.2 Colapso de tensión
Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema
6.3.1 Bajas frecuencias por déficit de potencia activa
6.3.2 Sobretensiones y sobrefrecuencias por rechazo de carga
6.3.3 Otras sobretensiones temporarias
Requerimientos de protección por estado inapropiado del sistema
6.4.1 Sobretensiones por exceso de potencia reactiva
6.4.2 Subtensiones por déficit de potencia reactiva
Requisitos mínimos de protecciones sistémicas
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Capítulo 1
1.1
INTRODUCCION
El Sistema Eléctrico de Potencia
Un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) tiene por finalidad garantizar el suministro
regular de energía eléctrica dentro de su área de aplicación, para lo cual debe operar
garantizando el abastecimiento (1) al mínimo costo y con el mejor aprovechamiento
de los recursos energéticos; pero, al mismo tiempo, debe cumplir con los niveles de
calidad (2) establecidos en la norma técnica (3) correspondiente.
El SEP está constituido por diversas instalaciones que deben ser interconectadas, ya
que los centros de generación se encuentran en distintos lugares de los centros de
demanda de energía eléctrica. Por tal motivo se distingue los siguientes
componentes: Generación que son las Centrales Eléctricas incluyendo las
instalaciones de conexión al Sistema de Transmisión; Transmisión que son las
Líneas de Transmisión y las Subestaciones (incluyendo los equipos de
compensación reactiva) que interconectan las instalaciones de generación con las
de distribución; y Distribución
que son las Líneas y Subestaciones de
subtransmisión, así como las Redes de Distribución
El SEP debe atender la demanda de potencia eléctrica, la cual debe ser
permanentemente equilibrada por la generación (oferta). Esta situación de equilibrio
corresponde a la operación de régimen permanente; sin embargo, se pueden
producir perturbaciones cuando se altera el equilibrio de potencia activa o de
potencia reactiva en el sistema, lo cual determinará cambios que lo llevan a una
nueva situación de régimen permanente. Durante este proceso que se repite
constantemente se producen oscilaciones de las máquinas que son parte de su
operación normal en estado estacionario.
El SEP puede también ser sometido a solicitaciones que no corresponden a la
atención de la demanda, las cuales se presentan como eventos transitorios que
ocasionan perturbaciones importantes ya sea sobretensiones y/o sobrecorrientes
que pueden producir oscilaciones de las máquinas, las cuales deben amortiguarse;
caso contrario, serán peligrosas para su funcionamiento, afectando su estabilidad y
provocando la desconexión de las mismas con lo cual se deja de atender la
demanda.
Los eventos antes mencionados han sido clasificados en tres tipos, según la rapidez
de los mismos y son los siguientes:
Clase A: Transitorios ultrarrápidos
Clase B: Transitorios rápidos o dinámicos
Clase C: Transitorios moderados o de estado cuasi estacionario
Clase D: Transitorios lentos o de estado estacionario
(1)
(2)
(3)
Ver la Ley de Concesiones Eléctricas, DL No. 25844, Art. 2do.
Ver el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, DS 009-03-EM, Art. 64.
Ver la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, DS No. 020-97-EM
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
En la figura 1.1 se muestra gráficamente la duración en el tiempo de los transitorios
que se presentan en los sistemas de potencia.
Figura 1.1 – Transitorios en los sistemas de potencia
Esta dinámica operativa determina que se tenga distintos estados de operación (4)
del SEP que son los siguientes: Estado Normal, de Alerta, de Emergencia y de
Restablecimiento. La operación del SEP resulta ser un ciclo de estados como el que
se muestra en la figura 1.2; y para manejarlo, se requiere de una acción de control
coordinada y permanente. En la NTCOTR se detalla los distintos aspectos que se
debe considerar con la finalidad de asegurar su adecuada operación, con los
mejores criterios de seguridad, calidad y economía.
ESTADO
NORMAL
ESTADO DE
ALERTA
ESTADO DE
RESTABLECIMIENTO
ESTADO DE
EMERGENCIA
COLAPSO
COLAPSO
Figura 1.2 – Estados de Operación del SEP
(4) Ver la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados
(NTCOTR.)
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
En la operación del SEP se debe considerar que algunos fenómenos transitorios de
Clase A pueden ocasionar fenómenos de la Clase C. En consecuencia, el SEP debe
estar diseñado para atender la demanda de potencia; pero, también debe estar
dotado de los recursos necesarios para prevenir la aparición de estos fenómenos; y
si ocurren, para controlarlos de manera de que el sistema pueda restablecerse
prontamente y no colapse, para que siga en Estado Normal atendiendo la demanda.
Los recursos que requiere el Sistema de Potencia para operar con seguridad,
calidad y economía son:
Sistema de Supervisión y Control (SCADA)
Es el sistema de adquisición de datos y de supervisión de las magnitudes
eléctricas del sistema y de los estados de los equipos, con la finalidad de
tomar acciones preventivas. Asimismo, el sistema se complementa con el
sistema de control (manual o automático) necesario para conducir la
operación del SEP
Sistema de Protección
Es el sistema de supervisión de las magnitudes eléctricas que permite
detectar las fallas en los equipos y/o instalaciones del sistema, las
condiciones anormales de operación del sistema y el estado inapropiado de
los equipos con la finalidad de tomar las acciones correctivas de manera
inmediata.
Sistemas de Registro de Perturbaciones
Es el sistema que permite hacer acopio de información de las magnitudes
eléctricas del sistema, de manera de analizar dichas perturbaciones con la
finalidad de tomar las acciones correctivas que permitan evitar se repitan en
el futuro.
Sistema de Medición de Energía
Es el sistema que permite hacer acopio de información de las magnitudes
eléctricas del sistema relativas a las potencias y energías entregadas en
determinados puntos del sistema eléctrico con fines comerciales y/o
estadísticos.
Sistema de Telecomunicaciones
Es el sistema que sirve de infraestructura para la mejor operación de los
sistemas antes mencionados; y además, sirve como medio de comunicación
de voz para las actividades de operación del SEP.
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
INGENIERIA DE PROTECCION
Y
ANALISIS DE FALLAS
CENTRO DE
CONTROL
COMERCIALIZACION
DE ENERGIA
SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES
SUBESTACION A
SUBESTACION B
CONTROL DE
SUBESTACIÓN
CONTROL DE
SUBESTACIÓN
RELE DE
PROTECCION
RELE DE
PROTECCION
RELE DE
PROTECCION
RELE DE
PROTECCION
REGISTRO DE
OSCILOGRAFIA
REGISTRO DE
OSCILOGRAFIA
REGISTRO DE
OSCILOGRAFIA
REGISTRO DE
OSCILOGRAFIA
MEDIDOR DE
FACTURACION
MEDIDOR DE
FACTURACION
MEDIDOR DE
FACTURACION
MEDIDOR DE
FACTURACION
Figura 1.3 – Estructura de Operación del SEP
1.2
Objetivo del Sistema de Protección
Tal como ha sido definido, el Sistema de Protección de los equipos y/o instalaciones
del sistema tiene los siguientes objetivos:
1. Aislar las fallas tan pronto como sea posible con la finalidad de minimizar las
pérdidas económicas que se pudiesen producir como consecuencia de las
fallas.
2. Alertar sobre las condiciones anormales de operación del sistema con la
finalidad de tomar las acciones preventivas que permitan evitar pérdidas
económicas por posibles desconexiones. De acuerdo a la gravedad de la
situación efectuar operaciones automáticas de conexiones y/o desconexiones
pertinentes.
3. Alertar sobre el estado inapropiado de los equipos con la finalidad de tomar
las acciones preventivas que permitan evitar pérdidas económicas por
posibles fallas en dichos equipos. De acuerdo a la gravedad de la situación
aislar al equipo del sistema.
En consecuencia, el Sistema de Protección tiene un beneficio económico que
compensa su costo, lo cual puede ser evaluado con la finalidad de justificar su
inversión. Los costos corresponden a los equipos necesarios para su
implementación y los beneficios son aquellos que permiten minimizar las pérdidas
económicas derivadas de las posibles fallas en el SEP.
Bajo este enfoque, para definir un Sistema de Protección se debe hacer una
estimación o calificación del riesgo, haciendo un análisis del costo o impacto de una
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
falla y su probabilidad de ocurrencia. De esta manera, se puede tener el valor
esperado que será:
Costo Esperado de la Falla = (Costo Total de la Falla) x (Probabilidad de
ocurrencia)
El costo o impacto de la falla depende del tipo de falla:

Para una sobretensión será función de la sobretensión y de la duración de la
misma, lo que se traduce en una degradación del aislamiento que disminuye
la vida útil del equipo.

Para una sobrecorriente será función del costo del equipo y de la energía
disipada en los equipos que depende del cuadrado de la corriente de
cortocircuito y del tiempo de duración de la falla.
En ambos casos se tiene que el costo de la falla depende de la duración total de la
misma, la cual a su vez depende de la actuación de la protección; en consecuencia,
se tiene una relación del costo de la falla con la protección que se utiliza, por lo que
se debe decidir sobre la base de la experiencia y la buena práctica.
A partir de los conceptos expuestos, se puede categorizar las distintas protecciones
según el Costo Total de la Falla y su Probabilidad de ocurrencia. A título orientativo,
en la tabla 1.1 se presenta una matriz de esta categorización.
Tabla 1.1 – Aplicación de Protecciones según el Valor Esperado de la Falla
COSTO DE
LA FALLA
ALTO
MEDIO
BAJO
PROBABILIDAD DE FALLA
BAJA
MEDIA
ALTA
Protecciones Ultra
Protecciones Rápidas
Protecciones Rápidas
rápidas
Protecciones
Protecciones de
Protecciones
Redundantes
Respaldo
Redundantes
Protecciones de
Protecciones de
Respaldo
Respaldo
Monitoreo del Equipo
Protecciones
Protecciones Rápidas
Protecciones Rápidas
Normales
Protecciones
Protecciones de
Protecciones de
Redundantes
Respaldo
Respaldo
Protecciones de
Respaldo
Protecciones
Protecciones
Protecciones Rápidas
Normales
Normales
Protecciones de
Protecciones de
Respaldo del Sistema
Respaldo
Respaldo
Los costos de la falla corresponden a cada caso específico; pero, de manera
referencial se puede mencionar lo siguiente:
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Costos altos:
Generadores de gran tamaño, Transformadores de gran
tamaño, Equipos Compensadores Estáticos SVC
Generadores de tamaño mediano, Transformadores de tamaño
mediano, Reactores, Barras de Subestaciones, Líneas de
Transmisión
Líneas de Subtransmisión, Capacitores, Equipos de Alta
Tensión (interruptores, transformadores de medida, etc.)
Costos medios:
Costos bajos:
La probabilidad de ocurrencia se puede estimar de las estadísticas de fallas. En
general, las fallas más frecuentes ocurren en las líneas de transmisión. Una
estadística de fallas del SEIN muestra que la mayor cantidad de fallas se presenta
en el sistema de transmisión y distribución. Ver tabla 1.2. Adicionalmente, se debe
mencionar que las fallas más frecuentes son los cortocircuitos monofásicos a tierra.
Ver tabla 1.3.
Tabla 1.2 – Estadística de Fallas en el SEIN
(2001-2005)
Área Eléctrica
Generación
Transmisión
Total
Número de
Fallas
299
318
617
Porcentaje
48.46%
51.54%
100.00%
Tabla 1.3 – Estadística de Tipos de Fallas en el SEIN 2006
1.3
Monofásicas
Bifásicas
Trifásicas
Total
146
35
12
193
75.7 %
18.1%
6.2%
100.00%
Definición de un Sistema de Protección
1.3.1 Zonas de Protección
Para definir la protección del SEP se le divide en zonas, constituyéndose así un
Sistema de Protección. En los límites de estas zonas de protección se instalan
interruptores para aislar las fallas y transformadores de tensión y corriente para
detectar las respectivas tensiones y corrientes en dichos límites, cuyas señales
sirven para alimentar a los correspondientes relés de protección. De esta manera, al
producirse una falla, los relés darán la orden de apertura de los correspondientes
Interruptores aislando la zona fallada. Ver un caso sencillo en la figura 1.4
La delimitación de las zonas es determinada por la ubicación de los transformadores
de corriente que son los elementos sensores de las corrientes que entran o salen a
la zona de protección. Esta delimitación requiere de un traslape de las mismas con la
finalidad de no dejar ninguna parte del sistema eléctrico sin protección. La aplicación
típica viene dada según el esquema mostrado en la figura 1.5
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Protección
de Equipos
Alta Tensión
Protección
Línea de
Transmisión
Protección
de Equipos
Alta Tensión
Protección
de Transformador
de Potencia
Protección
de Equipos
Baja Tensión
Interruptor
de Potencia
Protección
Generador
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Figura 1.4 – Zonas de Protección
AL RELE ZONA 2
TRANSF DE
CORRIENTE
TRANSF DE
CORRIENTE
INTERRUPTOR
AL RELE ZONA 1
Figura 1.5 – Traslape de las Zonas de Protección
1.3.2 Componentes de los Sistemas de Protección
El Sistema de Protección queda constituido por el conjunto de las protecciones de
las distintas zonas de protección como las que se han definido en la figura 1.4, en
las cuales se puede distinguir los siguientes componentes:
1)
2)
3)
4)
5)
6)
7)
Relés de Protección
Interruptores de Potencia
Transformadores de Tensión
Transformadores de Corriente
Enlaces de Comunicación entre los Relés de distintas estaciones
Fuentes de Alimentación de los circuitos de protección
Cableado de Control
Al diseñar un Sistema de Protección se debe especificar todos estos componentes,
de manera de obtener la mejor operación posible del Sistema de Protección. Estos
trabajan como un conjunto, en el cual una deficiente operación de uno de ellos traerá
como consecuencia una mala operación de todo el Sistema de Protección.
1.3.3 Concepción Sistémica de la Protección
LVC – 2008
11
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
El Sistema de Protección debe ser concebido para atender la posibilidad de una
contingencia doble; es decir, se debe considerar que es posible que se produzca un
evento de falla en el SEP, al cual es posible le siga una falla del Sistema de
Protección. Por tal motivo, se establece las siguientes instancias:
1.
2.
3.
4.
Protecciones Preventivas
Protecciones Incorporadas en los Equipos
Protecciones Principales
Protecciones de Respaldo
Protecciones Preventivas
Una Protección Preventiva consiste en la utilización de dispositivos que son
capaces de dar señales de alarma antes de que suceda una falla; es decir,
no esperan que ésta se produzca sino que actúan con cierta anticipación a la
falla.
Modernamente, con la técnica digital, se utiliza equipos con capacidad de
efectuar un monitoreo de los parámetros de las máquinas con la finalidad de
dar las alarmas correspondientes; y más aún, de efectuar una supervisión de
los parámetros, evaluando su variación (derivada con respecto del tiempo) y
el cambio de su variación (segunda derivada con respecto del tiempo). Estos
dispositivos suelen aplicarse en forma individual o como parte de un Sistema
de Control (SCADA) de las instalaciones.
Protecciones Incorporadas en los Equipos
Las Protecciones Propias son dispositivos incorporados en los mismos
equipos, según sus propios diseños de fabricación, de manera que se pueda
supervisar sus condiciones de operación como son: temperaturas, presiones,
niveles, etc. Estas protecciones suelen ser definidas por los fabricantes de los
equipos, según su diseño y experiencia, con la finalidad de dar las garantías
por los suministros. La utilización de esta protección es esencial al Sistema
de Protección.
Protecciones Principales
Las Protecciones Principales constituyen la primera línea de defensa del
Sistema de Protección y deben tener una actuación lo más rápida posible
(instantánea).
En algunas ocasiones, el sistema de protección tiene dos protecciones
redundantes que se denominan Protección Principal y Secundaria. La
actuación de ambas (Principal y Secundaria) es simultánea y no es necesaria
ninguna coordinación, ya que la actuación de la protección puede ser
efectuada de manera indistinta por cualquiera de ellas, la que actúe primero.
La redundancia de una protección puede ser total o parcial. En el primer caso
se requiere que se tenga una duplicación de todos los componentes como se
muestra en la Figura 1.6 y se tendrá:
 Dos relés de protección
 Dos bobinas de mando de los interruptores
 Dos juegos de transformadores de tensión
 Dos juegos de transformadores de corriente
 Dos enlaces de comunicación entre los relés de distintas estaciones
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN


Dos fuentes de alimentación de los circuitos de protección
Dos juegos de cables de control
Figura 1.6 – Protecciones Redundantes
Sin embargo, a veces no es muy práctico duplicar todos los componentes y la
duplicación es sólo parcial, por lo que debe ser efectuada en los elementos
esenciales. Por ejemplo: se puede tener un solo juego de transformadores de
corriente, pero se emplea dos secundarios diferentes; y si sólo se emplea un
secundario de los transformadores de tensión, en este caso se puede hacer
una duplicación parcial segregando los circuitos en la salida de los
transformadores de tensión.
Protecciones de Respaldo
Las Protecciones de Respaldo constituyen la segunda instancia de actuación
de la protección y deberán tener un retraso en el tiempo, de manera de
permitir la actuación de la protección principal y/o secundaria en primera
instancia. Este comportamiento implica efectuar una Coordinación de las
Protecciones a fin de obtener un mejor desempeño del Sistema de
Protección.
No se debe confundir a la Protección Secundaria con la Protección de
Respaldo. La Protección Secundaria debe diseñarse para actuar en primera
instancia y no necesita esperar a la Protección Principal. La Protección
Secundaria no reemplaza a la Protección de Respaldo; sin embargo, en el
caso de las centrales eléctricas hace el papel de respaldo por el hecho de ser
otro dispositivo independiente.
Tal como han sido definidas, la Protección Principal, la Secundaria y la de Respaldo
deben ser tres dispositivos distintos, de manera que la ausencia de un dispositivo
puede ser causa de pérdida de la protección correspondiente; pero, nunca deberá
causar la pérdida de las otras dos protecciones.
Para la definición de la Protección Principal, Secundaria y de Respaldo, la buena
práctica recomienda emplear equipos de modelos diferentes, de manera de
asegurar la mejor operación de la protección mediante el empleo simultáneo de
distintas metodologías de trabajo.
LVC – 2008
13
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Por otro lado, una buena práctica de protección exige el uso de dispositivos de
probada confiabilidad; por tal motivo, salvo casos especiales, no es recomendable el
uso de dispositivos de última tecnología o de modelos de equipos que aún no tienen
experiencia en la industria eléctrica.
1.4
Operación de los Sistemas de Protección
Tal como ha sido mencionado, la actuación de la protección consiste en efectuar la
apertura de los interruptores para aislar la zona donde se ha producido la falla; sin
embargo, para cumplir con su cometido, los Sistemas de Protección operan, a
veces, de otra manera, la cual puede tener distintas instancias o procedimientos, lo
que debe ser aplicado de acuerdo a la buena práctica de ingeniería.
1.4.1 Relés de Protección como parte de automatismos de regulación
Una práctica utilizada en el diseño de los Sistemas de Protección consiste en utilizar
los relés como parte de automatismos de regulación. Por ejemplo, para arrancar los
ventiladores de un transformador de potencia al detectar elevación de temperatura
en la máquina. Otro caso es cuando se utiliza al relé para controlar la tensión; por
ejemplo, para accionar el conmutador bajo carga de un transformador de potencia.
1.4.2 Niveles de actuación de los Relés de Protección
En el diseño de los Sistemas de Protección se puede aplicar niveles de actuación de
los relés de protección. De esta manera se puede establecer por lo menos dos
niveles básicos que son:
1) Alarma que corresponde a la actuación de los relés en forma preventiva antes de
que se llegue a tener una situación inaceptable para la operación de un equipo
y/o instalación. Esta alarma permite continuar con la operación sin restringir la
disponibilidad de los mismos.
2) Disparo que corresponde a un segundo nivel de actuación y se ejecuta cuando
se ha llegado a una situación de:



Falla de los equipos y/o instalaciones. Ejemplo: Avería en los equipos por
cortocircuito.
Condición indeseable de los equipos y/o instalaciones. Ejemplo: Alta
temperatura de una máquina.
Condición anormal de operación que es inaceptable. Ejemplo: Mínima
tensión.
1.4.3 Recierre Automático
La apertura de los interruptores tiene por objetivo eliminar la falla; pero, como lo más
frecuente en el SEP son las fallas en las líneas de transmisión, que suelen ser de
naturaleza temporal, una vez que se ha recuperado el aislamiento de la zona fallada,
y transcurrido un lapso prudencial, es posible volver a energizar la instalación porque
la falla ha desaparecido. Por tal motivo, es práctica frecuente, en la protección de las
líneas de transmisión, efectuar un recierre automático. Estos recierres pueden ser
unipolares y/o tripolares.
LVC – 2008
14
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Para el recierre se suele considerar un tiempo de espera que debe ser suficiente
para permitir la extinción del arco en el lugar de la falla. La razón de hacer un
recierre es que se considera que la falla se ha producido en el aire donde el
aislamiento es regenerativo; y en consecuencia, una vez eliminada la alimentación a
la falla se recupera las propiedades aislantes y es posible proceder a la
energización. En todos los casos, el tiempo del recierre debe ser menor que el
tiempo crítico estimado para asegurar la estabilidad del sistema de potencia.
El procedimiento de recierre recomendado es el de seleccionar a un extremo para
ser el primero en efectuar el recierre, al cual se le denomina “líder” y hacer que el
otro extremo haga el recierre en segunda instancia, por lo que se le denomina
“seguidor”. Se selecciona como “líder” al extremo más cercano a una central de
generación; y en otros casos el extremo con mayor nivel de cortocircuito.
Para los recierres tripolares, el extremo “líder” cierra en condición de línea muerta;
es decir, sin tensión en la línea; en cambio, el extremo “seguidor” debe cerrar con
línea energizada, para lo cual debe efectuar una supervisión de tensión trifásica para
asegurar en lo posible el éxito del recierre.
Para los recierres unipolares, que es la práctica más frecuente en líneas de
transmisión, los interruptores se pueden recerrar siguiendo la secuencia anterior o
pueden recerrar al mismo tiempo.
1.4.4 Apertura y Bloqueo
Cuando la falla se produce en una parte de la instalación donde se tiene aislamiento
no regenerativo entonces se efectúa la apertura de los interruptores para aislar la
zona protegida; pero, además, se hace un bloqueo del cierre para permitir la revisión
del estado del equipo y la verificación de que el aislamiento está en condiciones de
ser nuevamente energizado.
El procedimiento de disparo y bloqueo se utiliza solo en los casos de
transformadores, reactores, capacitores, barras e interruptores.
1.5
Comportamiento de los Sistemas de Protección
Un Sistema de Protección debe tener varias características de comportamiento para
que pueda asegurar el cabal cumplimiento de sus funciones. Las principales son:
A) Sensibilidad
Es la capacidad de detectar una falla por muy pequeña o incipiente que sea. La
mayor sensibilidad viene a ser la capacidad para diferenciar una situación de falla
con una situación de no existencia de falla.
B) Selectividad
Es la capacidad de detectar una falla dentro de la zona de protección. La mayor
selectividad viene a ser la capacidad de descartar una falla cercana a la zona de
protección.
C) Velocidad
LVC – 2008
15
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Es la capacidad de respuesta con el mínimo tiempo. La necesidad de tener una
rápida respuesta está relacionada con la minimización de los daños por causa de la
falla.
D) Fiabilidad (“dependability”)
Es la capacidad de actuar correctamente cuando sea necesario, aún cuando en
condiciones de falla se produzcan tensiones y corrientes transitorias que puedan
perjudicar la capacidad de detección de la falla.
E) Seguridad
Es la capacidad de no actuar cuando no es necesario, aún cuando en condiciones
de falla se produzcan tensiones y corrientes transitorias, las cuales puedan
ocasionar errores en la discriminación de la falla dentro de la zona de protección.
F) Capacidad de Registro
Es la capacidad de almacenar información relativa a la falla con la finalidad de
proporcionar datos de las fallas.
1.6
Desempeño de la Protección
La confiabilidad de un elemento se define como la probabilidad de cumplir, dentro de
un periodo, con sus funciones especificadas bajo ciertas condiciones operativas, las
cuales han sido fijadas de antemano. En el caso de la protección debe considerarse
que es un sistema que no está en permanente operación, sino que permanece a la
espera de un evento para funcionar (“centinela silencioso”); en consecuencia, la
confiabilidad se estima como la probabilidad de los eventos exitosos. Por esta razón
la confiabilidad de la protección integra las características de fiabilidad (de funcionar
cuando le corresponde) y seguridad (de no funcionar cuando no le corresponde).
1.6.1 Causas de las Fallas
Las Fallas en el SEP determinan la apertura de los interruptores correspondientes a
la zona donde se ha producido la falla. Estas son las fallas operacionales; pero,
como se ha mencionado, el sistema de protección también puede producir la
apertura indeseada de los interruptores sin que se haya producido una falla real en
el sistema eléctrico. De manera similar, existen causas accidentales que determinan
aperturas indeseadas, por lo que se puede establecer la siguiente categorización de
las fallas por su origen:
A. Fallas No Controlables


Fallas de Equipos Principales (FEC)
Fallas por Fenómenos Naturales (FNA)
B. Fallas Controlables




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Falla del Equipo de Protección (FEP)
Fallas Humanas (FHU)
Fallas por acción de terceros (EXT)
Fallas No identificadas (FNI)
16
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
1.6.2 Causas de Falla del Equipo de Protección
La operación incorrecta de la protección se debe a diversas causas que se deben
investigar con la finalidad de mejorar su comportamiento. Las causas pueden ser
clasificadas para identificar en lo posible a aquellas que son inherentes a los mismos
equipos. Por tal motivo, se debe diferenciar lo siguiente:
1) Falla de Diseño (FEP.D)
Es una aplicación inapropiada de la protección: Por ejemplo, usar un relé que no
es direccional en una red que opera en anillo.
2) Falla en el Equipo (FEP.E)
Es una falla debida al equipo propiamente dicho. Se produce porque el diseño o
el funcionamiento del relé determina la operación incorrecta.
3) Falla durante la Instalación o el Mantenimiento (FEP.I)
Se refiere a conexiones erradas en la instalación. También cuando el relé no fue
calibrado con los ajustes establecidos en los cálculos previos.
4) Falla en el Cálculo de Ajuste (FEP.A)
Corresponde a un ajuste proveniente de un cálculo errado.
De acuerdo a lo definido, se puede establecer lo siguiente:
FEP  FEP .D  FEP .E  FEP .I  FEP . A
1.6.3 Índice de Confiabilidad del Sistema de Protección
Para evaluar la confiabilidad de una protección se puede usar la probabilidad de una
operación correcta que será:
Pc 
Nc
Nc  Ni
Donde:
Pc = Índice de desempeño de la protección
Nc = Número de eventos con operación correcta de la protección
Ni = Número de eventos con operación incorrecta de la protección
LVC – 2008
17
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Capítulo 2
REQUERIMIENTOS GENERALES DE LAS PROTECCIONES
Los requerimientos de protección que se presentan en el presente documento son
aplicables a las nuevas instalaciones del SEIN; Pero, también son aplicables a las
futuras reposiciones o renovación de las protecciones existentes, Asimismo, las
discrepancias entre los requerimientos establecidos y las características de las
protecciones existentes deben ser evaluadas caso por caso en función a las
estadísticas de fallas, a fin de determinar la necesidad de una reposición.
2.1
Relés de Protección
Los relés de protección tienen por finalidad medir una señal o más señales de
entrada de tensión y/o de corriente, provenientes del SEP, con la finalidad de
determinar si existe una condición de falla en el sistema, de manera de activar una o
más señales de salida.
Para cumplir con su finalidad, los relés de protección efectúan un procesamiento
analógico/digital de las señales de entrada y un cálculo numérico (5) de las mismas.
El relé así definido es un elemento basado en un microprocesador, cuyo diseño debe
poseer una arquitectura abierta y utilizar protocolos de comunicación de acuerdo a
las normas internacionales, de manera de evitar restricciones a su integración con
otros relés o sistemas de otros fabricantes.
Los relés de protección deben ser dispositivos de probada confiabilidad en el uso de
protección de sistemas eléctricos; por tal motivo, salvo casos especiales, no es
aceptable el uso de dispositivos de última tecnología o de modelos de equipos que
aún no tienen experiencia en la industria eléctrica.
2.1.1 Características Funcionales
Para cumplir con su propósito, en función de la aplicación específica en el SEP, los
relés de protección deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales:




(5)
Efectuar un permanente autodiagnóstico de su estado con bloqueo
automático de su actuación en caso de defecto y señalización local y remota
de la falla.
Disponer de redundancias en su diseño de manera que la falla de un
elemento o la pérdida de un componente no ocasione una degradación en su
desempeño final.
Tener la capacidad de admitir dos juegos de ajuste como mínimo, de manera
de poder efectuar una protección con capacidad de adaptación a más de una
condición de operación del sistema eléctrico.
Almacenar información de las señales de entrada para las condiciones de
pre-falla, falla y post-falla, así como de las señales de salida.
Se asume que los relés serán de tecnología digital numérica. No se considera aceptable la utilización de relés
de tecnologías pasadas como los relés Electromecánicos o Estáticos.
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18
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN






Tener capacidad de aislamiento apropiada a su utilización en subestaciones
de alta y muy alta tensión (6).
Atender los requisitos de compatibilidad electromagnética con el grado de
severidad adecuado a su instalación en subestaciones de alta y muy alta
tensión.
Poseer facilidades de comunicación local y remota con capacidad de acceso
a todos sus datos, magnitudes de entrada, ajustes, registros de eventos y
cualquier otra información disponible en el relé.
Poseer facilidades de comunicación dedicadas para un Sistema de
Supervisión y Control (SCADA).
Poseer una interfase de comunicación local compuesta por una pantalla de
visualización de las magnitudes medidas, calculadas y/o ajustadas, así como
un teclado para su manejo.
Poseer dispositivos que le permitan una intervención de mantenimiento sin
que sea necesaria su desconexión de la instalación.
2.1.2 Características requeridas por la Protección
Cada relé de protección será un dispositivo discreto multifunción. Un dispositivo
solamente podrá ser aplicado, como Protección Principal (primaria o secundaria), a
una zona de protección. La Protección de Respaldo de una zona será un dispositivo
separado de la protección principal.
Las funciones de protección incorporadas a cada relé de protección serán las
apropiadas a cada zona a ser protegida, según la buena práctica establecida. Su
definición será efectuada para cada caso en particular.
Los relés de protección que estén expuestos a una pérdida accidental de las señales
de tensión, deben poseer una supervisión de estas señales para su bloqueo de
operación y alarma.
Los relés de protección deben ser capaces de operar recibiendo y/o entregando
señales digitales, haciendo una lógica de decisión con ellas, de manera de optimizar
su funcionamiento.
Los relés de protección tendrán un tiempo total de actuación menor de dos ciclos (33
ms) hasta el envío de las señales de disparo a los interruptores.
Los relés de protección deben poseer contactos de salida con la suficiente
capacidad para operar los circuitos de disparo de los interruptores asociados, de
manera que no se requiera relés auxiliares que son causa de retardo de tiempo y
una posibilidad de falla.
Los relés de protección deben poseer suficiente cantidad de contactos de salida para
operar las bobinas de apertura de los tres polos del interruptor, o los dos
interruptores (7) si fuese el caso, de manera que no se requiera relés auxiliares que
son causa de retardo de tiempo y una posibilidad de falla.
(6)
Los relés deben ser apropiados para instalaciones de los SEP y no son aceptables relés de aplicaciones
industriales que no sean aptos para instalaciones de extra alta tensión.
(7) Si el sistema de barras es Interruptor y Medio, una protección debe abrir dos interruptores. Lo mismo sucede
en el caso del sistema de barras en Anillo.
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19
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Los relés de protección deben poseer facilidades de comunicación local y remota
con capacidad de acceso a todos sus datos, magnitudes de entrada, ajustes y
registros de eventos. Una salida RS232 en la parte frontal es necesaria para acceso
o vía a una PC.
Los relés deben poseer facilidades de comunicación dedicadas para un Sistema de
Supervisión y Control (SCADA).
2.1.3 Normas aplicables
Los Relés de Protección deben atender los requerimientos de las siguientes normas:
IEC 60255-5
Electrical Relays
Part5:
Insulation coordination for
equipment–Requirements
measuring
relays
and
protection
IEC 60255-11
Electrical Relays
Part 11
Interruptions to and alternating component (ripple) in d.c. auxiliary
energizing quantity of measuring relays
IEC 60255-22-1
Electrical Relays
Part 22-1
Electrical disturbance test for measuring relays and protection
equipment
1 MHz burst immunity test
IEC 60255-22-2
Electrical Relays
Part 22-2
Electrical disturbance test for measuring relays and protection
equipment
Section 2 – Electrostatic tests
IEC 60255-22-3
Electrical Relays
Part 22-3
Radiated electromagnetic field disturbance test
2.2
Interruptores
Los Interruptores tienen por finalidad cerrar los circuitos estableciendo la
correspondiente corriente, conducir todas las posibles corrientes que puedan circular
por dicho circuito (de carga o de falla) e interrumpir las mismas.
2.2.1 Características Funcionales
Para cumplir con su propósito, en función de la aplicación específica en el SEP, los
interruptores deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales:
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN







Cerrar e interrumpir las corrientes de carga nominal del sistema a cualquier
factor de potencia.
Cerrar e interrumpir las corrientes de las líneas en vacío sin reencendido de
arco.
Cerrar e interrumpir las corrientes de maniobra de los bancos de capacitores.
Cerrar e interrumpir pequeñas corrientes inductivas sin provocar
sobretensiones inadmisibles en el sistema eléctrico.
Cerrar e interrumpir las corrientes que se produzcan sobre una falla trifásica
en sus terminales.
Cerrar e interrumpir las corrientes de una falla kilométrica.
Cerrar e interrumpir las corrientes en oposición de fases.
2.2.2 Características requeridas para los Sistemas de Protección
En general, los interruptores que sean aplicados a las líneas de transmisión deberán
permitir indistintamente la operación en modo unipolar o tripolar. Solo los
interruptores que sean aplicados a los circuitos de transformadores, reactores y
capacitores podrán ser de operación tripolar, conforme se aprecia en la siguiente
tabla.
Tabla 2.1 – Tipos de interruptores según su aplicación
Aplicación
Línea de
Transmisión
Transformadores
Reactores
Capacitores
72.5 kV
145 kV
245 kV
Muy alta
tensión
Tripolar
Uni/tripolar
Uni/tripolar
Uni/tripolar
Tripolar
Tripolar
Tripolar
Tripolar
Asimismo, los interruptores serán capaces de efectuar recierres rápidos unipolares o
tripolares, según la siguiente secuencia: O - 0.3seg - CO – 3min - CO
Por confiabilidad, todos los interruptores estarán dotados de dos bobinas de apertura
en cada mecanismo de mando; en consecuencia, si el interruptor es de operación
unipolar se tendrá dos bobinas en cada polo, con circuitos de control independientes.
Para atender a los requerimientos del sistema, los tiempos mínimos de operación
para la interrupción de las corrientes de cortocircuito será según se indica en la tabla
2.2.
Tabla 2.2 – Tiempos de interrupción de cortocircuitos
Nivel de Tensión
Muy Alta Tensión
Tensiones
550 kV – 362 kV
Tiempos de Interrupción
2 ciclos = 33 ms
Alta Tensión
245 kV - 145 kV
3 ciclos = 50 ms
72.5 kV – 52 kV - 36 kV
4 ciclos = 67 ms
Media y Alta Tensión
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21
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
2.2.3 Normas aplicables
Los interruptores deben atender los requerimientos de las siguientes normas:
IEC 62271-100
High-voltage switchgear and controlgear
Part 100: High-voltage alternating-current circuit-breakers
IEC/TR 62271-308
High-voltage switchgear and controlgear
Part 308: Guide for asymmetrical short-circuit breaking test duty
IEC/TR 62271-310
High-voltage switchgear and controlgear
Part 310: Electrical endurance test for circuit-breakers of rated voltage 72.5 kV and
above
IEC/TS 62271-233
High-voltage alternating-current circuit-breakers
Inductive load switching
IEC/TS 62271-633
High-voltage alternating-current circuit-breakers
Guide for short-circuit and switching test procedures for metal enclosed and dead
tank
2.3
Transformadores de Tensión
Los Transformadores de Tensión tienen por finalidad proporcionar a los relés de
protección una onda de tensión igual a la que está presente en el sistema de
potencia, pero de un valor reducido en su magnitud con una proporción fijada de
antemano.
Para aplicación de media tensión se podrá usar transformadores de tensión del tipo
inductivos; pero en alta y muy alta tensión se usarán transformadores de tensión
capacitivos.
2.3.1 Características Funcionales
Para cumplir con su propósito, los transformadores de tensión deben cumplir con los
siguientes requisitos funcionales:




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Entregar la onda de tensión reducida con una precisión que no sea mayor del
3% en toda circunstancia, aún cuando se tenga sobre tensiones.
Entregar una onda de tensión que no debe ser distorsionada por la
componente de corriente continua de la corriente de cortocircuito.
Deberán tener una adecuada respuesta frente a transitorios, de manera de
no distorsionar la onda de tensión que se entrega a los relés de protección.
No deberán ocasionar fenómenos de ferrorresonancia por oscilaciones de
baja frecuencia en el sistema.
22
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
2.3.2 Características requeridas para los Sistemas de Protección
Los Transformadores de Tensión tendrán dos secundarios para ser utilizados por los
circuitos de protección: uno para la Protección Primaria y el otro para la Protección
Secundaria.
La clase de precisión mínima debe ser del 3% para 1.5 veces la tensión nominal
Para asegurar un buen comportamiento en transitorios, los Transformadores de
Tensión Capacitivos deberán tener Extra Alta Capacitancia según se indica:




Para 550 kV
Para 245 kV
Para 145 kV
Para 72.5 kV
:
:
:
:
 5,000 pF
 10,000 pF
 17,000 pF
 20,000 pF
2.3.3 Normas aplicables
Los Transformadores de Corriente deben atender los requerimientos de las
siguientes normas:
ANSI/IEEE C57.13
Standard Requirements for Instrument Transformers
ANSI C93.3.1
Requirements for Power-Line Carrier Coupling Capacitors and Coupling Capacitor
Voltage Transformers (CCVT)
2.4
Transformadores de Corriente
Los Transformadores de Corriente tienen por finalidad proporcionar a los Relés de
Protección una onda de corriente igual a la que está fluyendo por el sistema de
potencia, pero de un valor reducido en su magnitud con una proporción fijada de
antemano.
2.4.1 Características Funcionales
Para cumplir con su propósito, los transformadores de corriente deben cumplir con
los siguientes requisitos funcionales:





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Entregar la onda de corriente reducida con una precisión que no será menor
del 5% en ninguna circunstancia, aún cuando se tenga elevadas corrientes
como las que fluyen durante un cortocircuito.
Entregar una onda de corriente que no debe ser distorsionada por la
componente de corriente continua de la corriente de cortocircuito.
Soportar térmica y dinámicamente las altas corrientes de cortocircuito, sin
recalentamientos ni daños mecánicos que lo perjudiquen.
No deben saturarse por causa de las elevadas corrientes del cortocircuito.
No deben ser afectados en su precisión por causa de cualquier flujo
magnético remanente que pudiere presentarse en su operación.
23
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
2.4.2 Características requeridas para los Sistemas de Protección
Los Transformadores de Corriente tendrán dos secundarios para ser utilizados por
los circuitos de protección: uno para la Protección Primaria y el otro para la
Protección Secundaria. La clase de precisión mínima debe ser del 5% para 20 veces
la corriente nominal
Los Transformadores de Corriente serán dimensionados según los niveles de
cortocircuito definidos para el sistema de acuerdo a lo que se indica en la siguiente
tabla:
Tabla 2.3 - Corriente Nominal de los Transformadores de Corriente
Corriente de Cortocircuito
del Sistema de Potencia [kA]
40
Corriente Nominal mínima del
Transformador de Corriente [A]
1600 – 2000
31.5
1250 - 1600
25
1000 - 1250
16
600 - 800
El objetivo del requerimiento de la Tabla 2.3, es que los transformadores de corriente
sean aptos para la corriente de cortocircuito de diseño. Esto significa que una
corriente de falla del orden de la corriente de diseño no debe saturar al
transformador. Por ejemplo, una clase 5P20 solo garantiza la operación sin
saturación (5% de error) hasta 20 veces la corriente nominal. Por tanto, si se tiene
una corriente nominal de 500 A, no habrá saturación hasta 10 kA; luego, si se tiene
una falla de 15 kA es probable que el transformador no opere correctamente.
2.4.3 Normas aplicables
Los Transformadores de Corriente deben atender los requerimientos de las
siguientes normas:
IEC 60044-1
Instrument transformers
Part 1: Current transformers.
IEC 60044-6
Instrument transformers
Part 6: Requirements for protective current transformers for transient performance.
2.5
Enlaces de Comunicaciones
Los Enlaces de Comunicación de Teleprotección tienen por finalidad comunicar a los
relés de dos subestaciones que se encuentran en los extremos de una línea de
transmisión. Estos enlaces sirven para establecer una lógica en la operación de los
relés sobre la base de la información recibida del extremo remoto.
LVC – 2008
24
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
2.5.1 Características Funcionales
Para cumplir con su propósito, los Enlaces de Comunicaciones deben cumplir con
los siguientes requisitos funcionales:



Transmitir las señales en condiciones adversas de señal/ruido debido a la
presencia de las líneas de alta tensión energizadas a 60 Hz, las cuales están
además expuestas a cortocircuitos a tierra, así como a descargas
atmosféricas.
Transmitir las señales en condiciones adversas incluyendo la posibilidad de
ruptura de uno de los conductores de la línea de alta tensión.
Transmitir las señales de teleprotección en canales de transmisión de datos y
de voz, priorizando las funciones de protección en condiciones de falla.
2.5.2 Características requeridas por los Sistemas de Protección
Los Enlaces de Comunicaciones serán de los siguientes tipos: Onda Portadora,
Fibra Óptica, Microondas y Radio Digital.
Se requiere por lo menos dos canales de teleprotección con frecuencias de
operación diferentes: uno para la Protección Primaria y otro para la Protección
Secundaria. En total se tendrá un mínimo de cuatro señales de teleprotección.
La utilización de sistemas de transferencia de disparo directo será efectuando la
utilización de dos señales en paralelo, una en cada uno de los dos canales de
frecuencia diferentes.
Los términos más utilizados en teleprotección son:
Enlace: Es el medio de transmisión de alta frecuencia. En el caso de la onda
portadora será la misma línea de transmisión de potencia en alta tensión,
pero que solamente utiliza una o dos fases. En el caso de la fibra óptica
será la fibra utilizada.
Canal: Es una transmisión de señales en alta frecuencia de un ancho de banda
especificado. En un mismo enlace puede haber varios canales. En el caso
de la onda portadora (rango 40 khz – 400 khz), se envía una señal limitada,
ejemplo: 120 khz – 128 khz.
Señales: Son las comunicaciones entre los reles, las cuales se envían por medio de
los canales.
2.5.3 Normas aplicables
IEC 60834-1
Teleprotection equipment of power systems – Peformance testing
Part 1 Command systems
IEC 60834-1
Peformance and testing of teleprotection equipment of power systems
Part 2 Analogue comparison systems
2.6
Fuentes de Alimentación Auxiliar
LVC – 2008
25
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Las fuentes de alimentación auxiliar sirven para proporcionar la energía a los
circuitos de protección.
2.6.1 Características Funcionales
Para cumplir con su propósito, las Fuentes de Alimentación auxiliar deben cumplir
con los siguientes requisitos funcionales:


2.6.2
Proporcionar energía en forma ininterrumpida y durante periodos que
comprenden la ausencia de energía del SEP.
Ser insensible a los transitorios que se pueden presentar en el SEP.
Características requeridas para los Sistemas de Protección
Las fuentes de alimentación de los Sistemas de Protección serán del tipo: Batería –
Rectificador en carga flotante. El sistema será de polos aislados de tierra.
Se debe considerar dos Sistemas de Corriente Continua: uno para la Protección
Primaria y otro para la Protección Secundaria.
Se debe disponer de una supervisión permanente de los circuitos de protección,
incluyendo los relés, apertura y cierre de interruptores, equipos de teleprotección, de
manera de señalizar y dar alarma ante una falta de suministro.
2.6.3 Normas aplicables
IEEE Std 450
Maintenance, Testing and Replacement of Large Stationary Type Power Plant and
Substation Lead Storage Batteries
IEEE Std 484
Large Lead Storage Batteries for Generating Stations and Substations
ANSI C34.2
Semiconductor Power Rectifiers
2.7
Cableado de Control
El Cableado de Control tiene por finalidad interconectar los Transformadores de
Tensión y Corriente con los Relés de Protección, así como los Relés de Protección
con los Interruptores.
2.7.1 Características Funcionales
Para cumplir con su propósito, el Cableado de Control debe cumplir con los
siguientes requisitos funcionales:

LVC – 2008
Efectuar por separado las conexiones de los Sistemas de Protección
Principal y Secundaria, con cables diferentes para cada caso.
26
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN

2.7.2
Eliminar toda posibilidad de señales espurias llevando todas las señales por
un mismo cable, de manera que la suma de las corrientes en un cable sea
siempre cero.
Características requeridas para los Sistemas de Protección
Se debe considerar el cableado independiente de Protección Primaria y otro para la
Protección Secundaria. Es decir, se debe utilizar dos cables independientes del tipo
apantallado, por lo menos para las siguientes conexiones:




Desde las Fuentes de Alimentación a los Tableros de Control.
Desde los Transformadores de Medida a los Tableros de Control.
Desde de los Tableros de Telecomunicaciones a los Tableros de Control..
Desde de los Tableros de Control al Interruptor de Potencia.
2.7.3 Normas aplicables
IEC 60227-7
Test for electric cables under fire conditions – Circuit integrity
Part 7
Flexible cables screened and unscreened with two or more conductors
IEC 60331-31
Test for electric cables under fire conditions – Circuit integrity
Part 31
Procedures and requirements for fire with shock – Cables of rated
voltage up to and including 0.6/1 kV
IEEE Std 383-1974
Standard for Type Test of Class 1E Electrical Cables, Field Splices and Connections
for Nuclear Power Generating Stations
LVC – 2008
27
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Capítulo 3
3.1
REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA
LAS CENTRALES ELECTRICAS.
Criterios Generales
Tal como ha sido definido, el SEP tiene por finalidad garantizar el suministro regular
de energía eléctrica cumpliendo con los niveles de calidad establecidos en la norma
técnica correspondiente. Esto representa un reto ya que se debe mantener la
continuidad del servicio, pero respetando las tolerancias en los niveles de tensión,
frecuencia, contenido de armónicos y/o flicker que se produzcan.
Como se ha explicado, el SEP puede ser sometido a solicitaciones de
sobretensiones y/o sobrecorrientes que pueden producir oscilaciones de las
máquinas, las cuales deben amortiguarse; para no afectar su estabilidad y evitar la
desconexión de las mismas, con lo cual se deja de atender la demanda. Por tanto,
en las centrales eléctricas se requiere contar con un sistema de protección que
permita:
1. Aislar las Fallas en las instalaciones tan pronto como sea posible.
2. Detectar las condiciones anormales de operación del sistema y tomar las
acciones preventivas que permitan minimizar su impacto en los equipos de la
central.
3. Detectar el estado inapropiado de los equipos de la central con la finalidad de
tomar las acciones conducentes a evitar perturbaciones en el sistema.
A continuación se presentan los Requisitos Mínimos de Protección de los
Generadores, de manera de atender los requerimientos de la operación del SEP. Se
debe aclarar que no se incluye todas las necesidades de protección de los equipos e
instalaciones, las cuales deben ser definidas según los criterios de diseño de cada
proyecto y siguiendo las recomendaciones de los fabricantes de los equipos, las
cuales usualmente están vinculadas a las garantías que otorgan los suministradores.
Sin perjuicio de lo antes dicho, los requerimientos de protección expuestos serán
una guía o referencia para la definición de las protecciones.
3.2
Esquemas Eléctricos de las Centrales de Generación
La selección de la protección de una central está determinada por su esquema
eléctrico general, el cual establece no solamente su conexión a los motores primos
(sean máquinas hidráulicas o térmicas) y sus auxiliares, sino fundamentalmente su
conexión al SEP. Adicionalmente, se debe considerar que la operación de las
centrales tiene un procedimiento de arranque y parada, los cuales no son simples
conexiones o desconexiones del SEP. Por tanto, la selección de uno de estos
esquemas depende de los criterios de diseño del proyecto y de la operación prevista
para la central, incluyendo la posibilidad de arrancar sin necesidad del sistema
(blackstart).
LVC – 2008
28
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
En lo que respecta al sistema de protección de un generador, se debe considerar
que su actuación ocasionará una parada de emergencia del mismo, lo cual incluye la
apertura inmediata de su conexión al SEP y la parada del respectivo motor primo.
En función de lo expuesto, con la finalidad de establecer un marco de referencia al
sistema de protección, se presenta los esquemas unifilares o configuraciones de las
unidades de generación que son los más usados.
A) Unidad Generador – Transformador de Potencia
Se tiene un generador con sus auxiliares el cual se conecta a un transformador
elevador, cuyo lado de alta tensión se conecta al SEP. En este caso, se puede tener
o no interruptor de grupo entre el generador y el transformador de potencia.
BARRA DE CONEXIÓN AL SISTEMA ELECTRICO
Figura 3.1 – Esquema Unifilar de Unidad Generador –
Transformador
B) Conexión de dos Generadores con un Transformador de Potencia
Se tiene dos generadores, cada uno con sus auxiliares, los cuales se conectan a un
transformador elevador que tiene tres devanados: dos de baja tensión para los
generadores y un tercero de alta tensión, el cual se conecta al SEP. En este caso, se
puede tener o no Interruptores de Grupo entre los generadores y el transformador de
potencia.
BARRA DE CONEXIÓN AL SISTEMA DE POTENCIA
LVC – 2008
29
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Figura 3.2 – Esquema Unifilar de dos Generadores con un
Transformador
C) Conexión de dos o más Generadores en paralelo y un Transformador de
Potencia
Se tiene dos (o más) generadores, cada uno con sus auxiliares, los cuales se
conectan a una barra de generación, la cual también puede ser de distribución. La
conexión al SEP se efectúa con uno (o más) transformadores elevadores.
BARRA DE CONEXIÓN AL SISTEMA DE POTENCIA
Figura 3.3 – Esquema Unifilar de Generadores y un Transformador
3.3
Requerimientos de Protección contra Fallas internas en la instalación
3.3.1 Fallas por Cortocircuito en un Generador
Los Cortocircuitos en un Generador pueden ser entre fases, entre espiras o de un
contacto a tierra.
a)
LVC – 2008
Cortocircuito entre fases y contacto a tierra
30
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Esta falla se produce por contacto entre los bobinados cuando se pierde el
aislamiento o se produce algún daño físico del mismo. Como consecuencia de la
falla se puede producir una propagación de la misma y hasta causar incendio en la
máquina.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para la detección de la falla se utiliza el principio diferencial que permite determinar
la diferencia en las corrientes de entrada y salida del elemento protegido. Para ello
se debe medir la corriente de cada fase a la entrada y la salida del generador
constituyendo una protección diferencial (87). Asimismo, la diferencia de la corriente
residual con la corriente en el neutro puesto a tierra del generador permite una
protección diferencial restringida a tierra (87GN). Ver la figura 3.4.
El Relé de Protección Diferencial calculará la diferencia de las corrientes en cada
fase, lo que permitirá determinar que existe una falla entre fases. De la misma
manera, la evaluación de la diferencia entre la suma de las corrientes de fase a la
salida del generador y la corriente en el neutro permitirá determinar que hay una falla
a tierra.
87U
87G-87GN
Figura 3.4 – Esquema de la Protección Diferencial
Se requiere además que una falla externa no provoque una diferencia en el cálculo
que ocasione un disparo indeseado. Para ello, se usa como referencia la suma de
las corrientes que se le denomina la corriente de estabilización y la característica de
operación del Relé será un porcentaje de esta corriente de estabilización como se
muestra en la figura 3.6.
LVC – 2008
31
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Figura 3.5 –Operación de la Protección Diferencial
Para una correcta aplicación, se define una característica con tres zonas de
operación para tener en cuenta lo siguiente:




Es necesario tener una zona insensible para tomar en cuenta que existe una
diferencia en las corrientes de fase como consecuencia de las corrientes de
magnetización. Esto determina una zona de pendiente cero.
Se debe tener en cuenta cualquier posible error por las diferentes relaciones
de transformación de los transformadores de corriente. Esto determina una
zona, hasta aproximadamente la corriente nominal del generador, con una
pendiente para tomar en cuenta estos errores. Valores entre 10% - 20% son
usuales.
Se debe considerar cualquier error debido a la operación de los
transformadores de corriente en su zona de saturación. Para ello se debe
considerar una falla externa cercana al generador. Esto determina una
tercera zona con una pendiente que impida cualquier falsa operación por esta
causa.
Una cuarta zona se puede considerar para corrientes diferenciales elevadas
que corresponden a fallas en bornes del generador. Este criterio se aplica
para corrientes diferenciales entre el 300% - 700% de la corriente nominal.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
Al producirse una falla se debe dar la apertura del interruptor del grupo y se debe
hacer una parada de emergencia del motor primo.
Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada si fuese el
caso.
LVC – 2008
32
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
b)
Cortocircuito entre espiras
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Esta falla se produce cuando se pierde el aislamiento o se produce algún daño físico
del mismo y ocasiona un cortocircuito entre espiras. Como consecuencia de la falla
se puede producir una propagación de la misma y hasta causar un incendio en la
máquina.
PRINCIPIO DE DETECCION (87GTT)
La mayoría de los Generadores tiene un bobinado en cada fase y no será posible
tener una protección dedicada a esta falla, la cual requiere, para su detección, que el
generador tenga por lo menos dos bobinados en cada fase. Un bobinado dividido en
dos partes iguales significa que se tiene corrientes iguales en cada rama en paralelo;
luego, una diferencia en estas corrientes indica que hay una falla entre espiras.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
Al producirse una falla se debe dar la apertura del interruptor del generador y se
debe hacer una parada de emergencia del motor primo.
Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada.
3.3.2 Falla a Tierra en las instalaciones a la tensión de generación
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Esta falla se produce por contacto a tierra sea en el propio generador o cualquier
punto externo en el sistema conectado a la tensión del generador como son los
bobinados de media tensión del Transformador de Potencia y del Transformador de
Servicios Auxiliares, así como todas las conexiones en media tensión existentes en
la Central.
Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma y
hasta causar incendio en las instalaciones.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para la detección de esta falla se debe medir la corriente que fluye por el neutro del
generador, la cual se usa directamente como indicador de falla; o alternativamente,
se mide la tensión que esta corriente determina en el neutro del generador, de
acuerdo a la configuración que se haya definido para la puesta a tierra del neutro del
generador.
Si se tiene Puesta a Tierra de Baja Impedancia con una Resistencia se puede medir
la Corriente Homopolar; pero, si se tiene una Puesta a Tierra de Alta Impedancia con
un Transformador se puede medir la tensión que se genera en una Resistencia de
Carga conectada en su secundario; e incluso, se puede medir la corriente en este
circuito secundario. Ver la figura 3.6.
LVC – 2008
33
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
50N
51N
59N
51N
Figura 3.6 – Protección de Falla a Tierra según conexión del Neutro
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
Al producirse una falla se debe dar la apertura del interruptor del grupo y se debe
hacer una parada de emergencia del motor primo.
Es necesario contar con la indicación del tipo de falla.
3.3.3 Fallas por Cortocircuito en un Transformador de Potencia
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Esta falla se produce por contacto entre los bobinados cuando se pierde el
aislamiento o se produce algún daño físico del mismo. Como consecuencia de la
falla se puede producir una propagación de la misma y hasta causar incendio en la
máquina.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para la detección de la falla se utiliza el principio diferencial que permite determinar
la diferencia en las corrientes de entrada y salida del elemento protegido. Para ello
se debe medir la corriente de cada fase a la entrada y la salida del Transformador,
así como la corriente residual en el neutro del lado de alta tensión. Ver la figura 3.4.
El principio es el mismo que el descrito para el Generador; pero, se debe considerar
que existen varios aspectos adicionales que son:



LVC – 2008
Existen diferentes relaciones de transformación en el lado de alta y baja
tensión que hay que homogeneizar; pero, sobre todo, la relación no es
siempre la misma si se tienen diferentes tomas o gradines (taps) en el lado
de alta tensión.
Al momento de su energización el transformador tiene una alta corriente de
inserción, la cual sirve para magnetizarlo y provoca una fuerte diferencia de
corrientes entre ambos extremos de la zona protegida. También existe una
pequeña corriente de magnetización permanente que implica una pequeña
diferencia, la cual es también constante, pero no es por causa de una falla.
Debido a las distintas conexiones trifásicas en el lado de alta tensión, se tiene
un desfasaje de las corrientes en ambos extremos de la zona protegida que
es causa de una diferencia en los valores instantáneos de las corrientes.
34
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Figura 3.7
Protección
Diferencial del
Transformador de
Potencia
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
Al producirse una falla se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al mismo
tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo (o de los
motores primos) que sean impedidos de seguir entregando energía al sistema como
consecuencia de la desconexión del sistema.
Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada si fuese el
caso.
3.3.4 Fallas por Cortocircuito en los Servicios Auxiliares
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Una falla en el Transformador de Servicios Auxiliares afectará directamente al
Generador por estar conectado directamente al mismo ocasionando una alta
corriente de falla. En cambio, una falla en los circuitos de los auxiliares será de un
valor reducido por la impedancia del Transformador de Servicios Auxiliares. Por tal
motivo, por su relevancia, lo importante es proteger a este Transformador.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para la detección de fallas en el Transformador de Servicios Auxiliares se puede
utilizar el mismo principio diferencial; o alternativamente se puede considerar una
Protección Diferencial de Unidad que incluya al Generador, el Transformador de
Potencia y al Transformador de Servicios Auxiliares. Ver la figura 3.8.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
Al producirse una falla en el Transformador de Servicios Auxiliares se debe dar la
apertura del lado de alta tensión del grupo; y al mismo tiempo, se debe proceder con
una parada de emergencia del correspondiente motor primo.
Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada si fuese el
caso.
LVC – 2008
35
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Figura 3.8 Protección del
Transformador de
Servicios Auxiliares
87T
S.A
87T
CONEXION
ALTERNATIVA
CT’S AUX
3.3.5 Fallas por Cortocircuito en Barras
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Los cortocircuitos en las Barras de Alta Tensión afectarán directamente todos los
Generadores conectados a dicha barra, ocasionando una alta corriente de falla.
Como la falla se produce en un aislamiento en aire no se produce mayores daños en
la instalación; pero, las altas corrientes de cortocircuito ocasionan exigencias
térmicas y mecánicas en los generadores.
PRINCIPIO DE DETECCION
La detección de la falla se efectúa mediante el principio diferencial. Si se tiene doble
barra, se debe poder identificar la barra fallada para proceder a aislar sólo la barra
fallada.
En el capítulo de Protección de las Subestaciones se explica con mayor detalle la
Protección Diferencial de Barras.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
Al producirse una falla se debe desconectar todos los grupos conectados a la barra
fallada. Por tal motivo, si la Central tiene doble barra debe despachar la energía en
dos bloques a fin de evitar una salida de servicio de toda la central.
Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada si fuese el
caso.
3.4
Requerimientos de Protección por Condiciones Anormales del Sistema
3.4.1 Cortocircuito externo a la Central
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
LVC – 2008
36
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Los cortocircuitos externos afectan a los Generadores en la medida que no sean
despejados en un tiempo corto. Estas fallas serán más perjudiciales a las máquinas,
a medida que se encuentren más cerca de la Central; y en este caso, provocarán un
perfil de tensiones hasta cero en el punto de falla. Esto significa que en los bornes
mismos del Generador se tendrá una tensión reducida por la caída de tensión en la
impedancia propia de la máquina.
PRINCIPIO DE DETECCION
Las Barras a las cuales se conecta la Central cuentan con una protección especial;
de la misma manera, todas las Líneas de Transmisión a la salida de la Central
cuentan con sus respectivas protecciones con suficiente redundancia y respaldo, por
lo que no es necesaria ninguna protección dedicada adicional. Sin embargo, como
complemento, se considera lo siguiente:

Un Relé de Mínima Impedancia (21) que permita eliminar el aporte de cada
máquina a la falla cuando no haya sido despejada por las protecciones de las
Barras. También se emplea, como alternativa, un Relé de Sobrecorriente con
aceleración por reducción de la tensión (Overcurrent with Voltage Restraint).
En la figura 3.9 se muestra las conexiones de estos relés.
21
51V
51
TN
51
Figura 3.9 – Protecciones contra Cortocircuitos

LVC – 2008
Un Relé de Sobrecorriente (51) en el punto conexión al sistema de potencia;
es decir, en el lado de alta tensión del Transformador de Potencia con la
finalidad de eliminar el aporte de cada máquina a la falla cuando no haya sido
despejada por las protecciones de las Barras o de las Líneas, según sea el
caso. Este Relé se puede complementar con un Relé de Sobrecorriente a
Tierra (51N) en el neutro del Transformador de Potencia. Ver Figura 3.9. Las
corrientes que miden estos relés son el aporte del grupo generador a las
corrientes de falla, ya que la corriente de falla total tiene el aporte de las
varias contribuciones del sistema como se puede ver en la figura 3.10.
37
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
IFtot
IF5
IF5
IF1
IF5
IF2
Figura 3.10 – Protecciones contra Cortocircuitos
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta
tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del
motor primo.
Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indeseados
que hayan sido alcanzados.
3.4.2 Sobrecarga
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
La sobrecarga de un Generador se produce como parte de su normal operación y
tiene como limitación su propia capacidad. En la sobrecarga se debe considerar la
potencia aparente que esta vinculada a la potencia total, activa y reactiva. Para ello,
se definen dos niveles:
 El funcionamiento a régimen nominal que incluye la posibilidad de una
sobrecarga permanente. Bajo esta condición el grupo puede admitir una
sobrecarga, pero que no suele usarse porque corresponde a una exigencia
que acorta la vida útil de la máquina.
 La Sobrecarga transitoria que admite la máquina durante un corto periodo. La
norma ANSI C50.13 establece los porcentajes de sobrecarga que deben
admitir los Generadores. Ver Tabla 3.1.
Tabla 3.1 – Capacidad de Sobrecarga de Generadores
Corriente (% de
In)
226
154
130
116
Tiempo
(segundos)
10
30
60
120
PRINCIPIO DE DETECCION
Para la detección de una sobrecarga se establece una característica de corriente –
tiempo debajo de la establecida por la norma y se verifica que no se exceda este
límite.
LVC – 2008
38
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Se debe considerar que en una operación de la máquina existe una carga variable
por lo que el estado de la máquina no será el mismo al tomar una sobrecarga
habiendo estado a media carga nominal que después de estar operando a plena
carga. Por tal motivo, modernamente se emplea un Relé que hace el seguimiento de
la curva de carga del fabricante de la máquina, de manera que cuando la medida de
la intensidad supera la máxima permanente se inicia un conteo proporcional a la
constante de calentamiento y con un totalizador proporcional al punto de la curva
que se haya alcanzado. Si desaparece la sobrecarga, se inicia un conteo hacia
atrás. Este Relé permite obtener características de disparo por altas temperaturas en
el estator y el rotor, mediante la simulación de la evolución térmica de la máquina.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta
tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del
motor primo.
Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indeseados
que hayan sido alcanzados.
3.4.3 Carga No Balanceada
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Hay una serie de condiciones que pueden ocasionar corrientes desiguales en las
tres fases de un Generador. La causa más común son las asimetrías como son las
cargas no balanceadas, las líneas no transpuestas o circuitos abiertos en una fase.
En todos los casos se producen corrientes de secuencia negativa que provocan
corrientes en la máquina del doble de la frecuencia nominal. Estas corrientes por su
alta frecuencia pueden ocasionar altas y peligrosas temperaturas en corto tiempo.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para la detección de esta condición anormal del sistema se mide la corriente de
secuencia negativa con la finalidad de determinar si supera los límites definidos en la
norma ANSI C50.13 que están indicados en la tabla 3.2.
Estos límites son válidos siempre que la corriente máxima del Generador no supere
el 105% de su valor nominal; y además, no se sobrepase la potencia nominal.
Tabla 3.2 – Corriente de Secuencia Negativa Admisible
Tipo de Generador
Rotor
Cilíndrico
Polos
Salientes
Refrigeración indirecta
Refrigeración
0 – 960 MVA
directa
960 – 1200 MVA
1201 – 1500 MVA
Con arrollamiento amortiguador
Sin arrollamiento amortiguador
Corriente de Secuencia
Negativa (% de In)
10
8
6
5
10
5
Para la verificación de estos límites se utiliza un Relé de Secuencia Negativa con
umbrales de tiempo; o alternativamente, se utiliza una característica de tiempo
inverso.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
LVC – 2008
39
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta
tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del
motor primo.
Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indeseados
que hayan sido alcanzados.
3.4.4 Pérdida de Sincronismo del Generador
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
La inestabilidad del Generador puede ser causada por tiempos prolongados de
despeje de fallas, baja tensión del sistema, baja excitación de la máquina, alta
impedancia entre el generador y el sistema, así como por maniobras de desconexión
de líneas. Cuando un Generador pierde sincronismo resultan altos picos de corriente
o una operación de desplazamiento de la frecuencia que causa solicitaciones a los
arrollamientos, torques pulsantes en la máquina y hasta puede producirse una
resonancia que es potencialmente peligrosa para el Generador. Para minimizar la
posibilidad de daño por esta causa, el Generador debería ser desconectado sin
demora, preferentemente durante el primer ciclo del deslizamiento o la condición de
Pérdida de Sincronismo.
El Relé de Pérdida de Excitación, por su característica de Impedancia, puede
proveer algún grado de protección para esta condición indeseada; pero, no puede
detectar la Pérdida de Sincronismo bajo todas las condiciones de operación del
sistema. En consecuencia, si durante una Pérdida de Sincronismo el centro eléctrico
está ubicado en la región que comprende la impedancia del Transformador de
Potencia y el Generador, se requiere una protección dedicada a la Pérdida de
Sincronismo de la máquina.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para detectar la Pérdida de Sincronismo se debe analizar la variación de la
impedancia aparente como es vista en los terminales de los elementos del sistema.
Durante una Pérdida de Sincronismo entre dos áreas o entre un Generador y un
Sistema, la impedancia aparente (como es vista en una línea o en los terminales del
generador) variará como una función de la impedancia del generador y del sistema,
y la separación angular entre los sistemas.
En la figura 3.11 se muestra, para una pérdida de sincronismo del generador, la
variación de la impedancia como es vista desde los terminales de la máquina para
tres diferentes impedancias del sistema. El punto P es la impedancia de carga inicial,
el punto S es la impedancia al momento del cortocircuito y el punto R es la
impedancia al instante de despejar la falla. En todos los casos, la inestabilidad fue
causada por el prologado despeje de una falla trifásica cercana a los bornes del lado
de alta tensión del transformador elevador. Los lugares geométricos de la variación
de la impedancia son aproximadamente circulares que se mueven en el sentido
contrario a las manecillas del reloj.
LVC – 2008
40
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Zsys
Xt = Transformer Reactance
X’d = Gen. Transient Reactance
X
0.4
Xt
-R
P
R
X’d
0.4
Zsys = .06
0.8
1.2
Zsys = .2
1.6
2.0
Zsys = .4
2.4
0.8
0.4
-X
0.4
0.8
Figura 3.11 – Variación de la Impedancia en una Pérdida de
Sincronismo
El esquema básico para la detección de la pérdida de sincronismo de un generador
es uno denominado de simple anteojera (single blinder scheme) y está constituido
por un Relé con característica Mho que se utiliza con dos recortes laterales (blinders)
a manera de visera. De esta manera, cuando se detecta que el lugar geométrico de
la impedancia aparente atraviesa esta zona es porque se produce la pérdida de
sincronismo, conforme se puede apreciar en la figura 3.12. Si se produce una
entrada parcial; es decir, que no atraviesa esta zona, es porque se trata de una
oscilación de potencia que no implica pérdida de sincronismo.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta
tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del
motor primo.
Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores que hayan sido
alcanzados.
LVC – 2008
41
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
X
D
SYSTEM
A
Figura 3.12
Esquema de Protección de
Pérdida de Sincronismo
Single Blinder Scheme
P
G
B
O
R
TRANS
N
F
M
MHO
ELEMENT
GEN
X’d
A
ELEMENT
PICKUP
H
B
C
ELEMENT
PICKUP
BLINDER
ELEMENTS
3.5
Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de los Equipos
3.5.1 Sobretensiones del Generador
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Un rechazo de carga puede embalar a la máquina hasta el 200% de su velocidad
nominal; y bajo esta condición, la relación Tensión/Frecuencia (V/Hz) puede no ser
excesiva, pero la tensión generada en forma sostenida puede superar los límites
permisibles por la máquina. En general, este no es un problema de las máquinas
térmicas porque sus sistemas de control de velocidad y de tensión tienen una rápida
respuesta; pero, suele presentarse en los hidrogeneradores en los cuales puede
ocurrir una Sobretensión sin necesidad de exceder los límites de la relación
Tensión/Frecuencia de la máquina.
También puede presentarse una Sobretensión si hubiese un funcionamiento anormal
o una falla del Regulador de Tensión.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para detectar la condición indeseada se utiliza un Relé de Tensión ajustado a los
límites permisibles.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta
tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del
motor primo (o de los motores primos) que sean impedidos de seguir entregando
energía al sistema como consecuencia de la desconexión del sistema.
Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores de tensión
alcanzados.
3.5.2 Sobreexcitación del Generador y/o Transformador
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
LVC – 2008
42
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Las normas ANSI para Generadores y Transformadores establecen que deben
operar satisfactoriamente a su potencia nominal, frecuencia y factor de potencia,
considerando las siguientes condiciones simultáneas:
 Con la relación Voltios/Hertz no mayor de 1.05
 Con un Factor de Potencia mayor del 80%
 Con la Frecuencia de al menos el 95% de la nominal
Cuando la relación Voltios/Hertz supera el valor de 1.05 se produce un incremento
del Flujo Magnético de diseño de la máquina; y si es mayor, se puede producir la
saturación del núcleo magnético. Como consecuencia de ello, se producen
calentamientos excesivos en el Generador y/o Transformador, lo que puede causar
una falla del aislamiento.
Una causa de la excesiva relación Voltios/Hertz es la operación del Generador
durante el Arranque y la Parada donde se tiene frecuencias reducidas. También se
puede producir una Sobreexcitación cuando se produce un rechazo de carga, el cual
deja conectadas a la Central a las Líneas de Transmisión en vacío.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para detectar esta condición indeseada se mide la relación Voltios/Hertz. Se puede
establecer umbrales de actuación o adoptar una característica de tiempo inverso.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta
tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del
motor primo.
Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indeseados
que hayan sido alcanzados.
3.5.3 Motorización del Generador
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
La motorización del generador ocurre cuando la máquina recibe energía activa del
sistema y se comporta como un motor síncrono que mueve al motor primo. Esta
circunstancia se puede producir como consecuencia de la pérdida de energía en el
motor primo.
Esta condición indeseada de funcionamiento de la máquina afecta de manera
diferente a los distintos motores primos, según su naturaleza, como se indica:
 Entre las máquinas térmicas, en las turbinas de vapor y de gas los efectos de
la motorización provocan mayores perjuicios. En los motores diesel existe el
peligro de explosión.
 Entre las turbinas hidráulicas, las Kaplan son las más afectadas, las Francis
son menos sensibles y las Pelton casi no son afectadas por este fenómeno.
Se debe considerar que el Generador puede recibir energía del sistema cuando se
produce la sincronización de la máquina con el sistema; es decir, se puede llegar a
una motorización durante esta maniobra. Sin embargo, esta es una situación
transitoria y no es una condición indeseada de la máquina.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para detectar la motorización se utiliza un Relé Direccional de Potencia, el cual debe
discriminar la condición indeseada de aquella que es momentánea debido a posibles
oscilaciones de potencia como ocurre durante la sincronización de la máquina.
LVC – 2008
43
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta
tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del
motor primo.
Es necesario contar con la indicación del tipo de evento y de los valores indeseados
que hayan sido alcanzados.
3.5.4 Pérdida de Excitación del Generador
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
La pérdida de excitación de un Generador puede ser causada por diversas
circunstancias como son: falla del sistema de excitación, pérdida de suministro al
circuito de excitación, apertura accidental del interruptor de campo, o cuando se abre
el circuito de excitación.
Cualquiera que sea la causa, una pérdida de excitación constituye una condición
indeseada que puede afectar al sistema y a la misma máquina, ya que el Generador
empieza a tomar potencia reactiva del sistema y tiende a embalarse. Esta situación
será más crítica cuanto mayor haya sido la potencia que estuvo generando; y en el
caso de haber estado operando a plena carga, las corrientes en el estator y el
campo pueden llegar a ser el doble de los valores nominales, con los consiguientes
mayores esfuerzos térmicos y mecánicos. Además de ello, al embalarse el
Generador es probable que se pierda el sincronismo, afectando al sistema.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para detectar esta condición indeseada lo más usual es medir la Impedancia del
sistema en los bornes del Generador con la finalidad de determinar si la máquina se
comporta como una Reactancia Capacitiva.
En la figura 3.13 se muestra la variación de la Impedancia vista en los bornes del
Generador. El punto C representa la operación a plana carga y al perderse la
excitación la Impedancia se mueve al punto D; en cambio, el punto E representa la
operación al 30% de la carga y al perderse la excitación la Impedancia se mueve al
punto G.
X
0.5
Figura 3.13
Comportami
ento de la
Impedancia
con la
Pérdida de
Excitación
C
(a)
-R
D
G
1.0
2.0
R
Xd
-x
F
(b)
E
L
1.0
2.0
3.0
En función de lo expuesto, la protección se realiza con un Relé tipo Mho, desplazado
del origen un valor igual a la mitad de la Reactancia Transitoria del Generador, con
dos zonas de operación. Para mayor detalle, ver la figura 3.14.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
LVC – 2008
44
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta
tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del
motor primo.
Es necesario contar con la indicación del tipo de falla.
+X
-R
+R
OFFSET = X’d/2
Figura 3.14
Protección de
Pérdida de
Excitación del
Generador
DIAMETER = 1.0 P.U.
DIAMETER = Xd
-X
3.5.5 Frecuencias anormales en el Generador
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
La operación de los Generadores a frecuencias anormales resulta generalmente de
rechazos de carga total o parcial, lo cual produce sobrefrecuencia; o de sobrecarga,
lo que produce baja de frecuencia.
La situación más crítica corresponde a la sobrecarga que reduce la frecuencia, lo
que ocasiona una reducción de la capacidad de suministro del grupo generador.
Esta reducción es en cierta medida, proporcional a la reducción de la frecuencia y
ocurre precisamente cuando el grupo esta siendo sobrecargado.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para detectar esta condición indeseada se mide la frecuencia de operación con la
finalidad de determinar la capacidad admisible de la máquina. En la figura 3.15 se
muestra una curva típica de la capacidad de generación a frecuencia reducida
LVC – 2008
45
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
MAXIMUM KVA IN PERCENT
100
MRF 2
98
96
94
92
MFR2 y MFR1 son curvas para
generadores de dos polos y
cuatro polos
MRF 1
90
88
92
93
94
95
96
97
98
99
100
FREQUENCY IN PERCENT
Figura 3.15 – Capacidad del Generador en función de su Frecuencia
Nominal
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de alta
tensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del
motor primo.
Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indeseados
que hayan sido alcanzados.
3.6
Falla de Interruptor
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Cuando un Relé de Protección ha dado la orden de apertura de un Interruptor existe
el peligro de que no se produzca la apertura del circuito por falla del Interruptor en
efectuar dicha maniobra. En esta situación, dada la condición de falla, no se debe
demorar la apertura del circuito, por lo que es necesario un esquema de protección
para prevenir la Falla del Interruptor. Esta falla se puede producir por diversas
razones como son:
 Falla del cableado de control
 Falla de las Bobinas de Apertura
 Falla del mecanismo propio del interruptor
 Falla del Interruptor al extinguir el arco dentro del equipo
PRINCIPIO DE DETECCION
El principio de detección se basa en la medición de la corriente que circula por el
interruptor, la cual debe ser cero al haberse efectuado la apertura exitosa del
circuito, después de un mando de apertura por protecciones.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
Al producirse una Falla de Interruptor se debe proceder de la siguiente manera:
 En primera instancia se debe efectuar una orden de apertura a ambas
Bobinas de Apertura del Interruptor.
LVC – 2008
46
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN

En segunda instancia se debe proceder con la apertura de los Interruptores
vecinos de manera que se pueda obtener la apertura del circuito deseado, al
mismo tiempo que se consigue aislar al Interruptor fallado.
La Falla de Interruptor debe concluir en una Apertura y Bloqueo de Cierre del
Interruptor fallado hasta detectar la causa de la falla.
3.7
Definición de las Protecciones en las Centrales Eléctricas
Las Protecciones de las Centrales deben ser efectuadas con Relés Multifunción, los
cuales deben ser aplicados en bloques diferenciando lo siguiente:



Protecciones del Generador
Protecciones de los Transformadores
Protecciones de los Equipos de Alta Tensión (Sistema de Barras).
Asimismo, las protecciones serán segregadas para distinguir lo siguiente:


Protecciones Principales, las cuales deben ser conectadas a un juego de
Transformadores de Corriente y Tensión.
Protecciones Redundantes y de Respaldo, las cuales deben ser conectadas
a un juego diferente de Transformadores de Corriente y Tensión de los
utilizados por las Protecciones Principales.
Las Protecciones de Falla de Interruptor se aplicarán junto con la Protección de
Barras. Si no hubiese esta protección, por la naturaleza del sistema de barras, su
aplicación será parte de la Protección de Respaldo de cada equipo.
Por otra parte, sobre la base de esta segregación se procederá a definir las
tensiones de alimentación a las protecciones en corriente continua de la siguiente
manera:
Sistema 1 de Corriente Continua Rectificador-Batería
 Protecciones Propias de los Equipos
 Protecciones Principales
 Falla interruptor
Sistema 2 de Corriente Continua Rectificador-Batería
 Protecciones Redundantes
 Protecciones de Respaldo
 Falla interruptor
Adicionalmente a las Protecciones mencionadas, se debe considerar la utilización de
dispositivos de protección preventiva para el Generador y el Transformador de
Potencia. En particular, se considera que se debe supervisar, por lo menos, las
temperaturas y las corrientes del Generador y el Transformador de Potencia.
3.8
Requisitos Mínimos de Protección de las Centrales Eléctricas
Los Requisitos Mínimos de Protección para las Centrales Eléctricas se establecen
según las potencias de los grupos. En tal sentido se define los siguientes rangos
para las unidades de generación:
LVC – 2008
47
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Mini Centrales
Grupos Pequeños
Grupos Medianos
Grupos Grandes
Grupos con Potencia menor que 1 MVA
Potencia mayor o igual a 1 MVA y menor que 5 MVA
Potencia mayor o igual a 5 MVA y menor que 50 MVA
Potencia mayor o igual a 50 MVA
En el Plano RP-CE-01 se muestra las protecciones mínimas que deben ser
consideradas para los grupos pequeños. Se ha considerado como esquema general
de la central la de varias unidades en paralelo con solo un transformador, ya que es
el esquema más usual para estos grupos. Para un esquema general diferente, se
debe considerar las mismas protecciones, adaptándose a los transformadores de
medida correspondientes.
En el Plano RP-CE-02 se muestra las protecciones mínimas que deben ser
consideradas para los grupos medianos. Se ha considerado como esquema general
de la central dos grupos conectados a un único transformador elevador. Para un
esquema general diferente, se debe considerar las mismas protecciones,
adaptándose a los transformadores de medida correspondientes.
En el Plano RP-CE-03 se muestra las protecciones mínimas que deben ser
consideradas para los grupos grandes. Se ha considerado como esquema general
de la central la conexión generador–transformador, ya que es el esquema más usual
para estos casos.
LVC – 2008
48
LVC - 2008
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
LVC – 2008
50
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
LVC – 2008
51
Capítulo 4
4.1
REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION
PARA LAS SUBESTACIONES
Objetivo de la Protección
Tal como ha sido definido, el SEP tiene por finalidad garantizar el suministro regular
de energía eléctrica cumpliendo con los niveles de calidad establecidos en la norma
técnica correspondiente. Esto representa un reto ya que se debe mantener la
continuidad del servicio, a pesar solicitaciones de Sobretensiones y/o
Sobrecorrientes que se presentan en la operación del sistema de potencia, las
cuales pueden ser peligrosas para su funcionamiento, afectando sus instalaciones y
provocando la desconexión de todo o una parte de las mismas, con lo cual se deja
de atender la demanda. Por tal motivo, en las Subestaciones de Alta Tensión se
requiere contar con un Sistema de Protección que permita:
1. Aislar las Fallas en las instalaciones tan pronto como sea posible.
2. Detectar las condiciones anormales de operación del sistema y tomar las
acciones preventivas que permitan minimizar su impacto en los equipos de la
subestación.
3. Detectar el estado inapropiado de los equipos de la subestación con la
finalidad de tomar las acciones conducentes a evitar perturbaciones en el
sistema.
A continuación se presentan los Requisitos Mínimos de Protección que deben ser
aplicados en las Subestaciones de Alta Tensión, de manera de atender los
requerimientos de la operación del SEP. Se debe aclarar que no se incluye todas las
necesidades de protección de los equipos e instalaciones que incorpora el
fabricante, las cuales deben ser definidas según los criterios de diseño de cada
proyecto y siguiendo sus recomendaciones, las cuales usualmente están vinculadas
a las garantías que ellos otorgan. Sin perjuicio de lo antes dicho, los requerimientos
de protección expuestos serán los requisitos mínimos para las protecciones.
4.2
Esquema General de las Subestaciones
La selección de la protección de una subestación está determinada por su esquema
eléctrico general, el cual establece su conexión al SEP, así como la provisión de sus
servicios auxiliares. La selección de este esquema depende de los criterios de
diseño del proyecto y de la operación prevista para la subestación.
Una Subestación de Alta Tensión comprende una o más barras del sistema de
potencia donde se conectan los demás componentes de la red que son las unidades
de generación, las cargas y las líneas de transmisión. También se conectan a las
barras de las subestaciones equipos de compensación reactiva como son los
reactores, los capacitores y los equipos de compensación estática (SVC). Cuando se
tiene más de una barra, cada una corresponde a un nivel de tensión diferente y se
encuentran interconectadas por uno más transformadores o autotranformadores en
paralelo.
LVC - 2008
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Un aspecto que es fundamental para definir el tipo de subestación es el sentido del
flujo de potencia activa a través de los transformadores. En función de ello se define:

Subestaciones de Interconexión cuando el sentido del flujo de potencia activa
puede ser bidireccional en los transformadores. En este caso, existe
generación en ambos extremos de los equipos, los cuales pueden alimentar
una falla en la subestación.

Subestaciones de alimentación radial cuando el flujo de potencia activa sólo
tiene una dirección, debido a que sólo se tiene generación en un lado de la
subestación. Generalmente es en el sentido de la mayor a la menor tensión
porque se reduce la tensión para la subtransmisión o distribución. En este
caso, para una falla en la subestación sólo se tiene una alimentación radial a
la misma.
En forma general se puede considerar que una subestación está compuesta por una
barra de un nivel de tensión del sistema de potencia, en la cual se efectúa la
maniobra de los circuitos que se conectan a la misma. También se puede tener
barras de otros niveles de tensión interconectados por uno más transformadores o
autotranformadores en paralelo, constituyéndose así una subestación más compleja.
En la figura 4.1 se muestra un típico Esquema General de esta clase de
Subestaciones.
Lineas de Transmisión
Compensación
En derivación
Compensacion
En Serie
BARRA DE TENSION AT1
Transformadores o
Autotransformadores
En Paralelo
BARRA DE TENSION MT
Servicios Auxiliares
Banco de Capacitores
Reactores de Compensación
Equipos SVC
Distribución
BARRA DE TENSION AT2
Lineas de Transmisión
LVC – 2008
53
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Figura 4.1 – Esquema General de una Subestación de Interconexión
Las conexiones trifásicas de los transformadores se seleccionan según el criterio de
proyecto y dependen del tipo de Subestación. En general, se puede considerar lo
siguiente:
4.3

En Subestaciones de Interconexión se tiene Autotransformadores o
Transformadores con conexión en Estrella – Estrella – Delta (en el terciario),
estando ambas estrellas con su neutro puesto a tierra.

En Subestaciones de alimentación radial se puede tener solamente dos
barras y en este caso las conexiones preferidas son Delta – Estrella con el
neutro puesto a tierra, De esta manera, el lado de la fuente del sistema
queda con conexión en delta mientras que el lado de la carga queda con
alimentación con el neutro a tierra. Si se tiene tres barras, se utiliza el mismo
criterio; es decir, el lado de la fuente en delta y los demás en Estrella con el
neutro puesto a tierra.
Sistema de Barras
El Sistema de Barras es el esquema de maniobra que se utiliza para la conexión de
los circuitos de los componentes del sistema de potencia (generaciones, cargas y
líneas de transmisión) a la barra de la subestación. Existen varios esquemas y se
pueden aplicar diversas variantes según el criterio de diseño de la subestación; pero,
los esquemas básicos que son los más utilizados son los siguientes:
A.
B.
C.
D.
E.
F.
G.
Barra Simple
Barra Simple con Barra de Transferencia
Barra Seccionada
Barra Doble
Barra Doble con Doble Interruptor
Barra Doble con Interruptor y Medio
Barra en Anillo
En las figuras 4.2, 4.3, 4.4, 4.5, 4.6, 4.7 y 4.8 están mostradas cada una de estas
configuraciones, mostrando la Protección de Barras delimitada por la posición de los
respectivos Transformadores de Corriente.
LVC – 2008
54
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
87B
Figura 4.2 – Barra Simple y su Protección de Barras
BARRA DE TRANSFERENCIA
BARRA
PRINCIPAL
INTERRUPTOR DE
TRANSFERENCIA
NO
NO
NC
NO
NC
NO
NC
87B
NC
NC
Figura 4.3 – Barra Simple con Barra de Transferencia y su Protección de
Barras
LVC – 2008
55
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
BARRA1
BARRA2
87B
87B
BARRA1
BARRA2
Figura 4.4 – Barra Simple Seccionada con Interruptor Acoplador con sus dos
Protecciones de Barras
En la figura 4.5, se muestra la protección diferencial de barras para una
configuración de doble barras, en esta configuración es necesario la señal de
posición de los seccionadores.
A
B
BARRA A
87B
BARRA B
87B
Figura 4.5 – Barra Doble con sus dos Protecciones de Barras
LVC – 2008
56
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
BARRA A
87B
BARRA A
87B
BARRA B
BARRA B
Figura 4.6 – Barra Doble con sus dos Protecciones de Barras
BARRA A
87B BARRA A
87B BARRA B
BARRA B
Figura 4.7 – Barra Doble con Interruptor y Medio con sus dos
Protecciones de Barras
LVC – 2008
57
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
L1
L2
L1
L2
Figura 4.8 – Barra en Anillo mostrando que las Protecciones de Barras
están incluidas en las Protecciones de los circuitos
4.4
Requerimientos de Protección contra Fallas internas en la instalación
4.4.1 Fallas por Cortocircuito en el Sistema de Barras
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Esta falla se produce por contacto entre las fases o contacto a tierra por objetos
extraños que ocasionan la falla. Como la falla se produce normalmente en el aire y
no en el aislamiento de un equipo, no hay un daño físico; pero, como consecuencia
de las altas corrientes de cortocircuito, se producen esfuerzos térmicos y mecánicos
importantes en todos los equipos de la barra por esta causa. Si bien los equipos
están diseñados para las magnitudes de las corrientes que se producen, estas fallas
resultan en una merma de la vida útil de los equipos. Por esta razón, es deseable
tener un sistema de protección con una alta velocidad de operación, a fin de reducir
el tiempo de duración de los cortocircuitos.
PRINCIPIO DE DETECCION (87B)
La detección se basa en el principio de la corriente diferencial, ya que la sumatoria
de todas las corrientes que se conectan a la barra debe ser cero. Existen dos
metodologías que son:
Corriente Diferencial con Alta Impedancia
Se evalúa la tensión sobre una Alta Impedancia a la cual se conectan todos los
circuitos de la Barra. Si la suma de las corrientes es cero no hay tensión en esta
impedancia; luego, al producirse una falla interna aparece una corriente diferencial
que produce la tensión de operación del Relé. Ver la figura 4.9. Este sistema es
preferido por su seguridad frente a fallas externas ya que se calcula para impedir
una falsa actuación en este caso.
LVC – 2008
58
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Diferencial Porcentual
Se determina la corriente diferencial como un porcentaje de la suma de las
corrientes, de manera de obtener la máxima sensibilidad. En la figura 4.10 se
muestra la característica de operación. A este sistema también se le denomina de
Baja Impedancia en oposición al anterior, ya que no se emplea ninguna Impedancia.
A
B
C
52-1
86-1
A
86-2
86-3
B
A
C
B
52-4
C
A
B
C
HI-Z
C
HI-Z
B
HI-Z
A
52-3
52-2
Figura 4.9 – Protección Diferencial de Alta Impedancia (Z)
Figura 4.10 – Característica de la Protección Diferencial Porcentual
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
LVC – 2008
59
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Al producirse una falla en barras, se debe efectuar el disparo a todos los
interruptores de la barra fallada en forma instantánea; al mismo tiempo, se debe
efectuar un bloqueo de cierre de estos interruptores.
En el caso de la Doble Barra, se usa doble Relé, uno para cada barra, por lo que se
debe efectuar la apertura de los circuitos conectados a la barra fallada. La selección
del circuito se hace según la posición de los seccionadores de barra.
4.4.2 Fallas por Cortocircuito en un Transformador
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Esta falla se produce por contacto entre los bobinados cuando se pierde el
aislamiento o se produce algún daño físico del mismo. La falla puede ser en los
bobinados, en el cambiador de tomas o gradines (taps), en los aisladores pasatapas
(bushings), o en el núcleo. También se producen fallas en la caja de los terminales
de las conexiones del cableado de control.
Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma y
hasta causar incendio en el transformador.
PRINCIPIO DE DETECCION
Protección Diferencial
Para la detección de la falla se utiliza el principio diferencial que permite determinar
la diferencia en las corrientes de entrada y salida del elemento protegido. Para ello
se debe medir la corriente de cada fase a la entrada y la salida del Transformador.
Para la aplicación de esta protección existen varios aspectos que deben ser
evaluados:
 Se tiene diferentes relaciones de transformación en el lado de alta y baja
tensión que hay que homogeneizar; pero, sobre todo, la relación no es
siempre la misma si en el lado de alta tensión se tienen diferentes tomas o
gradines (taps).
 Al momento de su energización el transformador tiene una alta corriente de
inserción, la cual sirve para magnetizarlo y provoca una fuerte diferencia de
corrientes entre ambos extremos de la zona protegida. También existe una
pequeña corriente de magnetización permanente que implica una pequeña
diferencia, la cual es también constante, pero no es causa de una falla.
 Debido a las distintas conexiones trifásicas en el lado de alta tensión, se tiene
un desfasaje de las corrientes en ambos extremos de la zona protegida que
es causa de una diferencia en los valores instantáneos de las corrientes.
 Un Transformador de Puesta a Tierra dentro de la protección diferencial
constituye una fuente de corrientes homopolares; y por tanto, será causa de
una corriente diferencial, a menos que se incluya algún filtro especial para
estas corrientes.
Protección Diferencial Restringida a Tierra
Para la protección de los bobinados conectados en estrella se puede considerar la
protección diferencial restringida a tierra con la finalidad de tener una detección más
sensible de estas fallas. Ver la figura 4.11.
LVC – 2008
60
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
IL1
L1
L1
IL2
L2
L2
IL3
L3
L3
3Io = IL1 + IL2 + IL3
Isp
3Io’=Isp
Figura 4.11 Protección Restringida a Tierra
Protección de Sobrecorriente
La Protección de Sobrecorriente se puede aplicar para detectar las fallas en el
transformador. Por ser una protección que no es totalmente selectiva, cubre fallas
externas al transformador y en ambas direcciones, por lo que resulta una protección
complementaria a las protecciones totalmente selectivas como la protección
diferencial.
Protección de Distancia
La Protección de Distancia también puede aplicarse para detectar las fallas dentro
del transformador. Es una protección que no es totalmente selectiva ya que cubre
fallas externas al transformador, por lo que resulta una protección complementaria.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Al producirse una falla se debe dar la apertura de los dos o tres interruptores que
conectan el transformador al sistema de potencia; al mismo tiempo, se debe
bloquear su cierre mediante un relé auxiliar para impedir la reconexión hasta que se
verifique la causa de la falla y que el equipo esté en condiciones de ser nuevamente
energizado.
Se debe identificar la falla y registrar la información de la misma.
4.4.3 Fallas por Cortocircuito en un Autotransformador
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Las fallas que se presentan en estos equipos son las mismas que las que han sido
mencionadas para los Transformadores.
PRINCIPIO DE DETECCION
Protección Diferencial
Para la detección de las fallas se utiliza la misma protección diferencial en los dos o
tres terminales del equipo, de manera que su aplicación es similar a la indicada para
el Transformador.
LVC – 2008
61
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Protección Diferencial Restringida a Tierra
Debido a que se tiene los lados de alta y baja tensión con un neutro único, la
protección diferencial restringida a tierra debe ser aplicada en un solo bloque a todo
el conjunto. De esta manera se logra una protección más completa del equipo que la
del caso de los transformadores donde está limitada solamente al bobinado en
estrella.
Protección de Sobrecorriente
La Protección de Sobrecorriente se aplica de manera similar a los Transformadores
Protección de Distancia
La Protección de Distancia también se aplica de manera similar a los
Transformadores
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Al igual que en el caso del Transformador, al producirse una falla se debe dar la
apertura de los dos o tres Interruptores que conectan el Autotransformador al
sistema de potencia; al mismo tiempo, se debe bloquear su cierre mediante un relé
auxiliar para impedir la reconexión hasta que se verifique la causa de la falla y que el
equipo está en condiciones de ser nuevamente energizado.
Se debe identificar la falla y registrar los valores de la misma.
AT1
51N
50
51
87
T
MT
87
TN
50
51
AT2
50
51
51N
Figura 4.12 – Protección de Autotransformadores
4.4.4 Fallas por Cortocircuito en un Reactor en Derivación
a)
Cortocircuito entre fases y contacto a tierra
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Esta falla se produce por contacto entre los bobinados cuando se pierde el
aislamiento o se produce algún daño físico del mismo. La falla puede ser en los
bobinados, en los aisladores pasatapas (bushings), o en el núcleo. También se
producen fallas en la caja de los terminales de las conexiones del cableado de
control.
LVC – 2008
62
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma y
hasta causar incendio en el reactor.
PRINCIPIO DE DETECCION
Protección Diferencial
El Relé de Protección Diferencial calculará la diferencia de las corrientes en cada
fase, lo que permitirá determinar que existe una falla entre fases. De la misma
manera, la evaluación de la diferencia entre la suma de las corrientes de fase
entrando al Reactor y la corriente en el neutro permitirá determinar que hay una falla
a tierra.
Se requiere además que una falla externa no provoque una diferencia en el cálculo
que ocasione un disparo indeseado. Para ello, se usa como referencia la suma de
las corrientes que se le denomina la corriente de estabilización y la característica de
operación del Relé será un porcentaje de esta corriente de estabilización.
Protección de Sobrecorriente de Respaldo
Es conveniente utilizar la Protección de Sobrecorriente como un respaldo a la
Protección Diferencial; sin embargo, para su correcta aplicación se debe tener en
cuenta lo siguiente:
 Para una falla monofásica externa, cercana al Reactor, se produce una
disminución de la tensión que ocasiona un desbalance de las corrientes de
fase.
 Para una falla monofásica interna cerca de los terminales de alta tensión las
corrientes en el neutro son muy pequeñas y no son detectadas por el Relé de
sobrecorriente del Neutro.
 Para una falla monofásica interna cerca del neutro las corrientes en la
entrada al Reactor son similares a la corriente nominal y no pueden ser
detectadas por los Relés de Corriente Residual en el lado de alta tensión.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Al igual que en el caso del Transformador, al producirse una falla se debe dar la
apertura del Interruptor que conecta el Reactor al sistema de potencia; al mismo
tiempo, se debe bloquear su cierre mediante un relé auxiliar para impedir la
reconexión hasta que se verifique la causa de la falla y que el equipo esté en
condiciones de ser nuevamente energizado.
Se debe identificar la falla y registrar su informacion.
b)
Cortocircuito entre espiras
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Esta falla se produce cuando se pierde el aislamiento o se produce algún daño físico
del mismo y ocasiona un cortocircuito entre espiras. Como consecuencia de la falla
se puede producir una propagación de la misma y hasta causar incendio en el
reactor.
PRINCIPIO DE DETECCION
Protección Diferencial de Bobinados Divididos
En este método de detección de la falla se requiere que el Reactor tenga por lo
menos dos bobinados en cada fase. Con un bobinado dividido en dos partes iguales
se tiene corrientes iguales en cada rama en paralelo; luego, una diferencia en estas
corrientes indica que hay una falla entre espiras. Este esquema requiere de
Transformadores de Corriente dedicados a este fin y usualmente están incorporados
en el equipo.
LVC – 2008
63
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Protección por Desbalance de Tensión
Al producirse un cortocircuito entre espiras se tendrá un desbalance de impedancias
que provocará un desbalance de tensiones y corrientes de fase en el Reactor; en
consecuencia, mediante un Relé Direccional de Corriente Homopolar mirando hacia
el Reactor se puede detectar esta falla. Ver la figura 4.13.
Figura 4.13 – Protección de Reactor en Derivación
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Al producirse una falla se debe dar la apertura del Interruptor que conecta el Reactor
al sistema de potencia; al mismo tiempo, se debe bloquear su cierre mediante un
relé auxiliar para impedir la reconexión hasta que se verifique la causa de la falla y
que el equipo este en condiciones de ser nuevamente energizado.
Se debe identificar la falla y registrar su información.
4.4.5 Fallas por Cortocircuito en un Banco de Capacitores
a)
Cortocircuito en las Unidades
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Cada Banco de capacitores está formado por un conjunto de unidades en paralelo,
las cuales a su vez se conectan en serie. Cada unidad viene en un tanque y suele
ser a su vez un conjunto de capacitores internos. Cuando el dieléctrico de los
capacitores pierde sus propiedades se empieza a producir un calentamiento que
termina en una falla del correspondiente elemento y para su protección se utiliza
fusibles. Esta protección viene a ser una protección propia del equipo, ya que es
proporcionada por el fabricante. Al respecto se debe aclarar que existen las
tecnologías siguientes:
 Fusibles Externos, donde cada unidad tiene su fusible instalado encima de la
misma unidad en forma expuesta. Cuando se produce una falla se pierde
solo una unidad, pero el resto del banco sigue funcionando.
 Fusibles Internos, donde cada elemento interno cuenta con su propio fusible
y la falla de uno de estos componentes determina la actuación de su
LVC – 2008
64
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
correspondiente fusible, lo que implica que la unidad pierde su capacidad en
forma gradual. En este caso se pierde elementos, pero el resto del banco
sigue funcionando. Ver la figura 4.14.
(1) Resistencia de Descarga interna
(2) Fusible interno
(3) Elemento de Capacitor dentro de la Unidad
Figura 4.14 – Capacitor con Fusibles internos
Cuando se produce un cortocircuito interno, los fusibles de protección actúan
desconectando al correspondiente elemento fallado. La corriente de falla proviene no
solamente del sistema sino también de las demás unidades que están en paralelo y
que descargan sobre el elemento fallado. Después de producirse la falla de un
elemento, se produce un desbalance de tensiones, lo que genera una sobretensión
en las unidades que permanecen en servicio: De esta manera, después de la
desconexión de varios elementos se puede llegar a tener sobretensiones lo
suficientemente peligrosas para originar sobrecorrientes que pueden provocar más
fallas en otros elementos.
PRINCIPIO DE DETECCION
La detección de las fallas de los elementos de un Banco de Capacitores depende de
sus conexiones trifásicas, las cuales se muestran en la figura 4.15. Las conexiones
aceptadas son las de Simple Estrella (c) y la Doble Estrella (d), ambas aisladas de
tierra, para evitar corrientes homopolares y/o armónicas a través del banco que son
perjudiciales al equipo y al sistema.
LVC – 2008
65
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
(a)
(b)
(d)
(c)
(e)
Figura 4.15 – Conexiones trifásicas de Bancos de Capacitores
Banco conectado en Estrella Aislada
Para la detección de una Sobretensión en las Unidades se mide la Tensión del
corrimiento del neutro por lo que se requiere un Relé de Sobretensión (59N)
conectado a un transformador de tensión en el neutro del banco conectado a tierra.
Ver figura 4.16(b). También se puede usar el esquema mostrado en la Figura
4.16(c). No son aceptables los esquemas mostrados en las figuras 4.16(a) ni en
4.16(d) para evitar las puestas a tierra con baja impedancia.
Banco conectado en Doble Estrella Aislada
Para la detección de una Sobretensión en las Unidades se mide la Corriente entre
los neutros de ambas estrellas por lo que se requiere un Relé de Sobrecorriente
(51N) conectado a un transformador de corriente conectado entre los neutros de
ambos bancos. Ver figura 4.17(a). También se puede aceptar el esquema mostrado
en la figura 4.17(b). Los esquemas mostrados en las figuras 4.17(c) y en 4.17(d) no
son aceptables.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Al detectarse sobretensiones peligrosas para los elementos del banco, como
consecuencia de la salida de varias unidades, se debe proceder con la apertura y el
bloqueo de cierre del Interruptor del Banco de Capacitores, con la finalidad de
proceder a una inspección, y sobre todo, con la reposición de los elementos fallados.
Después de la inspección se procederá a energizarlo, asegurando que no habrá
sobretensiones en las unidades.
LVC – 2008
66
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
VT
59
59
59 N
59
86
86
59 N
Surge
Arrester
(a)
(b)
59 N
Gap or
Surge
Arrester
86
86
(c)
59N
(d)
Figura 4.16 – Protección de Banco de Capacitores en Estrella
CT
VT
(a)
51N
59N
(b)
87
VT
(c)
59 N
(d)
Figura 4.17 – Protección de Banco de Capacitores de Doble Estrella
LVC – 2008
67
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
b)
Cortocircuito entre fases
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Aunque no es frecuente, suelen presentarse fallas entre fases las cuales pueden
afectar a las conexiones del banco de capacitores.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para la detección de las sobrecorrientes se utiliza Relés de Sobrecorriente de Fase.
Estos relés de sobrecorriente deben ser sensibles a las armónicas.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Al detectarse una sobrecorriente en el banco se debe proceder con la apertura y el
bloqueo de cierre del Interruptor del Banco de Capacitores, con la finalidad de
proceder a una inspección que permita determinar el origen de la falla.
Posteriormente se podrá proceder a energizarlo, asegurando que no habrá
sobretensiones en las unidades.
4.4.6 Fallas por Cortocircuito en el Transformador de Servicios Auxiliares
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Una falla en el Transformador de Servicios Auxiliares afectará a la instalación a la
cual se conecta. En tal sentido, como se suele conectar al terciario (o a veces al
secundario) de los transformadores principales, se debe considerar una zona de
protección independiente de la que corresponde a estos equipos, con la finalidad de
no interferir con la correcta operación del equipamiento principal.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para la detección de estas fallas se utiliza Relé de Sobrecorriente o Fusibles
Rápidos que aíslan al equipo fallado.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Se debe identificar la falla y dar señales de alarma. La falta de servicios en corriente
alterna no debe afectar el cabal funcionamiento de los servicios de corriente
continua.
4.4.7 Puesta a tierra en el sistema de corriente continua
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
El sistema de corriente continua utilizado en las subestaciones es de polos aislados
con el punto medio puesto a tierra; por tal motivo, las fallas más frecuentes son la
puesta a tierra de uno de los polos.
Una falla en el sistema de corriente continua afecta el suministro de energía auxiliar
a las protecciones, el sistema de control y/o las alarmas. La falla no constituye un
daño físico grave, pero representa un gran riesgo para la buena operación del SEP.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para la detección de los cortocircuitos entre polos se utiliza interruptores
termomagnéticos. Para la puesta a tierra de los polos se utiliza un Relé de Puesta a
Tierra que detecta el desbalance de las tensiones a tierra.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Se debe identificar la falla y dar señales de alarma.
LVC – 2008
68
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
4.5
Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema
4.5.1 Cortocircuitos y fallas a tierra externos a los Transformadores
(o Autotransformadores)
DESCRIPCION Y RIESGOS
Los cortocircuitos externos a la subestación afectan a los equipos, principalmente a
los transformadores de potencia (o autotranformadores) los cuales requieren
asegurar que no habrá demasiado retardo en la eliminación de las fallas en las
zonas vecinas a la del transformador (o autotransformador), ya que un cortocircuito
externo constituye una solicitación térmica y mecánica a la máquina que reduce su
vida útil.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para la detección se emplea Relés de Sobrecorriente en el secundario del
Transformador (o Autotransformador). Esta protección constituye una protección de
respaldo, por lo que debe ser temporizada lo necesario para permitir la actuación de
las respectivas protecciones principales. El criterio general es supervisar la
eliminación de las fallas en las zonas de protección que son vecinas a la del equipo
a proteger; luego, se debe proteger lo siguiente:
a)
b)
c)
Falla en Barras del lado secundario o del terciario (Ver figura 4.18, falla
F2).
Falla en el comienzo de las Líneas conectadas a las barras del lado
secundario, así como del terciario (Ver figura 4.18, falla F2).
Falla en el Transformador en paralelo, sea en el secundario o el terciario
(Ver figura 4.18, falla F1).
Se debe considerar que en los casos a) y b) el Relé de Sobrecorriente operará con
la corriente que fluye por el Transformador a la falla; en cambio, en el caso c)
operará con el aporte del sistema a la falla en el Transformador que se protege. Por
tanto, cuando se tiene transformadores en paralelo es necesario considerar la
utilización de Relés de Sobrecorriente Direccional para distinguir apropiadamente las
fallas. Ver la figura 4.18.
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
51
51
Falla F1
51
Corriente para
Falla F2
67
Corriente para
Falla F1
Falla F2
Figura 4.18 Protección de Fallas Externas
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Al detectarse un cortocircuito externo al Transformador se debe proceder con la
apertura del Interruptor correspondiente. Siendo una falla externa, el equipo se
encuentra en condiciones de ser nuevamente energizado; pero, se debe asegurar
que no será conectado sobre la falla.
4.5.2 Sobrecarga en Transformadores (o Autotransformadores)
DESCRIPCION Y RIESGOS
La Sobrecarga que se produce en los Transformadores (o Autotransformadores) de
Potencia puede ocasionar un aumento de temperatura mayor que el de su diseño
por causa de las mayores corrientes.
PRINCIPIO DE DETECCION
La detección de la sobrecarga se efectúa mediante relés de imagen térmica de
comportamiento similar a la operación del equipo. Estos relés deben medir las
corrientes en el primario, secundario y el terciario del transformador.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Al detectarse una sobrecarga en los Transformadores se debe proceder con la
apertura del Interruptor correspondiente. Una vez desconectado el equipo se debe
esperar un tiempo antes de volver a energizarlo, de manera de permitir su
enfriamiento.
4.5.3 Armónicos en Capacitores
DESCRIPCION Y RIESGOS
La presencia de armónicos en el sistema, aún con contenidos bajos, puede
ocasionar corrientes de sobrecarga en los Capacitores, ya que son sensibles a las
altas frecuencias.
LVC – 2008
70
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
PRINCIPIO DE DETECCION
La detección se efectúa por un relé de sobrecorriente que debe ser sensible a estas
armónicas a fin de poder complementar apropiadamente a la función de
sobrecorriente con la sobrecarga por armónicas. La sobrecorriente medida debe ser
la sumatoria de la onda fundamental con las armonicas. Este relé debe tener dos
niveles de actuación, de alarma y disparo.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Tal como se ha descrito anteriormente, al detectarse una sobrecarga en el banco se
debe proceder con la apertura y el bloqueo de cierre del Interruptor del Banco de
Capacitores, con la finalidad de proceder a una inspección que permita determinar el
origen de la falla. Posteriormente se podrá proceder a energizar al banco.
4.5.4 Niveles de Tensión Máximos y Mínimos en Equipos de Compensación
DESCRIPCION Y RIESGOS
Cuando se tiene niveles de tensión elevados en el sistema se puede afectar a los
equipos por superar la tensión máxima de servicio para la cual están diseñados. Las
sobretensiones permanentes que se aplican a los equipos son causa de una
disminución de su vida útil, de manera que es necesario limitar el tiempo de duración
de las sobretensiones, considerando que cuanto mayor sea la sobretensión, su
duración permisible es menor.
Por otro lado, se debe considerar que las sobretensiones son consecuencia de un
exceso de potencia reactiva en la red; por tanto, se debe tener cuidado de no tomar
acciones conducentes a agravar la situación: por ejemplo, después de la
desconexión de un reactor se provoca sobretensiones mayores que las que se tenía
antes de su desconexión.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para la detección de las sobretensiones se emplean relés de sobretensiones (59) y
de Mínima Tensión (27), los cuales deben tener por lo menos dos o tres niveles de
actuación. Estos relés deben estar conectados a las Barras.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Al producirse una sobretensión se requiere efectuar las siguientes acciones:
 Nivel Máximo que corresponde a la situación más crítica para la cual se debe
efectuar la desconexión de los equipos.
 Nivel Mayor para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen la
desconexión de los Capacitores que se puedan tener en la Subestación.
 Nivel Muy Alto para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen
la conexión de Reactores que se pueda tener en la Subestación.
 Nivel Alto para el cual sólo se debe dar alarma y no disparo, de manera que
el responsable de la operación tome las acciones pertinentes.
Al producirse una disminución de la tensión se requiere efectuar las siguientes
acciones:
 Nivel Menor para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen la
conexión de los Capacitores que se pueda tener en la Subestación.
 Nivel Bajo para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen la
desconexión de Reactores que se pueda tener en la Subestación.
 Nivel Mínimo para el cual sólo se debe dar alarma y no disparo, de manera
que el responsable de la operación tome las acciones pertinentes.
LVC – 2008
71
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
4.6
Requerimientos de Protección por estados inapropiados de los Equipos
El estado inapropiado de los equipos de las subestaciones puede impactar en el
sistema debido a su desconexión como consecuencia de llegar a una condición
crítica (altas temperaturas, alta presión de los gases, bajos niveles de los líquidos,
etc). Las protecciones propias de los equipos supervisan esta situación ya que este
estado inapropiado es originado en los equipos y no en el sistema.
Los equipos pasivos de las subestaciones, no afectan la tensión ni la frecuencia del
sistema. Sin embargo, las maniobras de conexión o desconexión, particularmente
aquellas que son fortuitas causan transitorios que perturban el comportamiento de la
red.
En consecuencia no se establecen requisitos de proteccion para los estados
inapropiados de los equipos los cuales seran definidos por sus propietarios.
4.7
Falla de Interruptor
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Cuando un Relé de Protección ha dado la orden de apertura de un Interruptor existe
el peligro de que no se produzca la apertura del circuito por falla del Interruptor en
efectuar dicha maniobra. En esta situación, dada la condición de falla, no se debe
demorar la apertura del circuito, por lo que es necesario un esquema de protección
para prevenir la Falla del Interruptor.
Esta falla se puede producir por diversas razones como son:
 Falla del cableado de control
 Falla de las Bobinas de Apertura
 Falla del mecanismo propio del interruptor
 Falla del Interruptor al extinguir el arco dentro del equipo
PRINCIPIO DE DETECCION
El principio de detección se basa en la medición de la corriente que circula por el
interruptor, la cual debe ser cero al haberse efectuado la apertura exitosa del
circuito, después de un mando de apertura por protecciones.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
Al producirse una Falla de Interruptor se debe proceder de la siguiente manera:
 En primera instancia se debe efectuar una orden de apertura a ambas
Bobinas de Apertura del Interruptor.
 En segunda instancia se debe proceder con la apertura de los Interruptores
vecinos de manera que se pueda obtener la apertura del circuito deseado, al
mismo tiempo que se consigue aislar al Interruptor fallado.
La Falla de Interruptor debe concluir en una Apertura y Bloqueo de Cierre del
Interruptor hasta detectar la causa de la falla.
4.8
Definición de las Protecciones de las Subestaciones
Las Protecciones de las Subestaciones deben ser efectuadas con Relés
Multifunción, los cuales deben ser aplicados diferenciando los equipos según se
indica:
LVC – 2008
72
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN





Protecciones de Barras
Protecciones de los Transformadores (o Autotransformadores)
Protecciones de Reactores
Protecciones de Banco de Capacitores
Protecciones de Compensadores estáticos de potencia reactiva (SVC)
Así mismo, las protecciones serán segregadas de la siguiente manera:


Protecciones Principales, las cuales deben ser conectadas a un juego de
Transformadores de Corriente y Tensión.
Protecciones Redundantes y de Respaldo, las cuales deben ser conectadas
a un juego diferente de Transformadores de Corriente y Tensión de los
utilizados por las Protecciones Principales.
Las Protecciones de Falla de Interruptor se aplicarán junto con la Protección de
Barras. Si no hubiese esta protección, por la naturaleza del sistema de barras, su
aplicación será parte de la Protección de Respaldo de cada equipo.
Por otra parte, sobre la base de esta segregación se procederá a definir las
alimentaciones en corriente continua a las protecciones, de la siguiente manera:
Sistema 1 de Corriente Continua Rectificador-Batería
 Protecciones Propias de los Equipos
 Protecciones Principales
 Falla interruptor
Sistema 2 de Corriente Continua Rectificador-Batería
 Protecciones Redundantes
 Protecciones de Respaldo
 Falla interruptor
Adicionalmente a las Protecciones mencionadas, se debe considerar la utilización de
dispositivos de protección preventiva para los Transformadores de Potencia. En
particular, se considera que se debe supervisar, por lo menos, las temperaturas y las
corrientes.
4.9
Requisitos Mínimos de Protección de las Subestaciones
Los Requisitos Mínimos de Protección para las Subestaciones de Transmisión se
establecen por equipos que son:
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
Sistemas de Barras que se aplica en todas las Subestaciones de
Interconexión, excepto donde se usa Barras en Anillo, cuyo sistema no
requiere de una protección dedicada.

Transformadores o Autotransformadores, cuyas protecciones son
definidas según la potencia de estos equipos, de acuerdo a lo siguiente:
 Pequeños
Potencia mayor o igual a 1 MVA y menor que 5 MVA
 Medianos
Potencia mayor o igual a 5 MVA y menor que 50 MVA
 Grandes
Potencia mayor o igual a 50 MVA
73
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN

Reactores en Derivación, cuyas protecciones son definidas según la
potencia de estos equipos, de acuerdo a lo siguiente:
 Pequeños
Potencia mayor o igual a 1 MVA y menor que 5 MVA
 Medianos
Potencia mayor o igual a 5 MVA y menor que 50 MVA
 Grandes
Potencia mayor o igual a 50 MVA.

Banco de Capacitores, cuyas protecciones son definidas según el tipo de
conexión del Banco (Simple o doble estrella).
En el plano RP-SE-01 se muestra las protecciones mínimas que deben ser
consideradas para los transformadores pequeños. Se ha considerado como
esquema general una subestación radial con un único transformador de dos
bobinados, así como la utilización de dos unidades en paralelo.
En el plano RP-SE-02 se muestra las protecciones mínimas que deben ser
consideradas para los transformadores medianos. Se ha considerado como
esquema general una subestación radial con un único transformador de tres
bobinados. Asimismo, se ha considerado el caso de dos unidades en paralelo.
En el plano RP-SE-03 se muestra las protecciones mínimas que deben ser
consideradas para los transformadores grandes. Se ha considerado como esquema
general una subestación de interconexión con un autotransformador, el cual tiene un
terciario conectado en delta. Asimismo, se ha considerado el caso de dos unidades
en paralelo.
En el plano RP-SE-04 se muestra las protecciones mínimas que deben ser
consideradas para los reactores de alta tensión. En todos los casos se trata de
reactores en derivación con sus bobinados conectados en estrella con el neutro
puesto a tierra.
En el plano RP-SE-05 se muestra las protecciones mínimas que deben ser
consideradas para los bancos de capacitores. Se ha incluido el caso de un banco
conectado en estrella simple con el neutro aislado, así como el caso de un banco
conectado en doble estrella con el neutro aislado de tierra.
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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79
Capítulo 5
5.1
REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION
PARA LAS LINEAS DE TRANSMISION
Objetivo de la Protección
Como se ha explicado, el SEP puede ser sometido a solicitaciones de
Sobretensiones y/o Sobrecorrientes que pueden producir Oscilaciones de las
Máquinas, las cuales deben amortiguarse; caso contrario, serán peligrosas para su
funcionamiento, afectando su estabilidad y provocando la desconexión de las
mismas, con lo cual se deja de atender la demanda. Por tanto, en las Líneas de
Transmisión se requiere contar con un Sistema de Protección que permita:
1. Aislar las Fallas en las instalaciones y restablecer el servicio tan pronto como sea
posible en los siguientes casos:
 Sobrecorrientes por cortocircuito sólido entres las tres fases
 Sobrecorrientes por cortocircuitos de dos fases, permaneciendo la tercera
sana. En este caso puede haber o no contacto a tierra de las fases
falladas
 Sobrecorrientes por cortocircuitos de una fase y tierra, permaneciendo
sanas las otras dos fases
2. Detectar el estado inapropiado en las líneas con la finalidad de tomar las
acciones conducentes a evitar perturbaciones en el sistema como son:
 Apertura de Conductores sin contacto a tierra
3. Detectar las condiciones anormales de operación del sistema y tomar las
acciones preventivas que permitan minimizar su impacto, como son:
 Cortocircuitos externos a las líneas
 Sobretensiones permanentes
En el presente capítulo se presentan los Requisitos Mínimos de Protección que
deben ser empleados en las Líneas de Alta Tensión, de manera de atender los
requerimientos de la operación del SEP.
Para la Protección de las Líneas se puede aplicar una protección totalmente
selectiva o unitaria, como lo es una protección diferencial longitudinal; o también,
una protección relativamente selectiva o graduada, como una protección de
distancia. Es obvio que en el primer caso se requiere de un sistema de
telecomunicaciones que permita obtener las señales del extremo remoto, las cuales
corresponden al sistema de protección a ser empleado. En consecuencia, la
definición completa del sistema de protección de la línea incluirá la teleprotección a
ser empleada.
Se debe aclarar, sin embargo, que en un proyecto de telecomunicaciones debe
atenderse no sólo los requerimientos de la teleprotección, sino también los otros
requerimientos como son: la telemedida, el telemando, la transmisión de datos y la
comunicación de voz. Por razones operativas, la prioridad la tendrá la teleprotección,
pero la decisión será en función de todas las necesidades en su conjunto. Más aún,
LVC - 2008
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
por su propia naturaleza, los proyectos de telecomunicaciones son desarrollados
considerando un sistema que comprende a las distintas subestaciones del sistema
de potencia.
Sin perjuicio de lo antes dicho, los requerimientos de protección que sean expuestos
serán los requisitos minimos para la definición de las protecciones y teleprotecciones
por parte de los propietarios de las instalaciones.
5.2
Configuraciones de las Líneas de Transmisión
La selección de la protección de una línea de transmisión está determinada por su
configuración y su conexión al SEP. Estos aspectos se definen con los criterios de
diseño del proyecto y de la operación prevista para la línea. Las configuraciones
utilizadas en el SEIN son las siguientes:
A.
B.
C.
D.
E.
F.
Líneas de dos terminales
Líneas en anillo
Líneas paralelas en dos o más circuitos
Líneas con transformadores en derivación
Líneas con compensación en derivación
Líneas con compensación serie
5.2.1 Líneas de dos terminales
La configuración básica de una línea es con dos terminales, ya sea una
interconexión o una alimentación radial, según se tenga un flujo bidireccional o
unidireccional respectivamente. No es recomendable la configuración con más de
dos terminales porque los sistemas de protección son muy sofisticados.
Una línea debe ser considerada como un circuito que tiene solamente dos extremos
en dos subestaciones bien definidas donde se cuenta con los Interruptores para la
maniobra y protección del correspondiente circuito. Se puede considerar las
siguientes variantes:
a)
Un circuito de línea aérea con cable
La combinación de una Línea Aérea con un Cable Subterráneo o con un Ducto de
Conductores en SF6, en una conexión en serie. Es decir, que existe un tramo aéreo
y otro subterráneo.
Esta es una configuración válida y no tiene mayores
complicaciones para el diseño de su protección.
b)
Un circuito de línea con transformador
La combinación de una Línea con un Transformador (o Autotransformador) en un
extremo debe ser considerada como dos circuitos en serie. Es decir, se debe tener
por lo menos un Interruptor entre la Línea y el Transformador para maniobra y
protección. No es aceptable la configuración de un solo circuito (línea-transformador)
por las dificultades de protección que se pueden presentar.
Algunas veces se considera, en la combinación de línea con transformador, la
instalación de un Seccionador de Puesta a Tierra para provocar una falla franca que
LVC – 2008
81
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
permita detectar fallas incipientes. Tampoco es aceptable esta configuración porque
representa una exigencia al sistema que se debe evitar.
c)
Un circuito de líneas en paralelo
La combinación de dos líneas en paralelo como un circuito único solamente es
aceptable cuando se trata de una alimentación radial en distribución. No es
aceptable esta configuración para una interconexión por las dificultades que se tiene
con la detección de las fallas, ya que se puede tener una línea con falla en paralelo
con una línea sin falla.
5.2.2 Líneas en anillo
La configuración básica de una línea es con dos terminales que puede ser
alimentada desde ambos extremos, como una interconexión donde se tiene un flujo
bidireccional. En consecuencia, una línea que forma parte de un anillo corresponde a
la configuración general ya que tiene alimentación por ambos extremos.
5.2.3 Líneas paralelas de dos o más circuitos
En los sistemas eléctricos se suele utilizar líneas paralelas que están instaladas en
una misma franja de servidumbre e incluso utilizan las mismas estructuras soporte.
La protección de estas líneas es afectada por el acoplamiento mutuo entre ambos
circuitos. Este acoplamiento no es significativo para las corrientes de secuencia
positiva y negativa, sobre todo si las líneas cuentan con transposiciones, lo que
significa que están adecuadamente compensadas.
Sin embargo, las corrientes homopolares son corrientes iguales en las tres fases y
sus efectos de acoplamiento electromagnético se suman en la línea paralela; por
tanto, se tendrá un significativo acoplamiento mutuo para las fallas a tierra.
5.2.4 Líneas con transformadores en derivación
La instalación de Transformadores en Derivación solo es aceptable en niveles
menores a 220 kV, siempre que sean de bajo valor de potencia, de manera que la
impedancia de los transformadores sea mucho mayor que la impedancia de la línea.
El criterio general es que la primera zona de la protección de distancia de la línea no
alcance más del 20% de la impedancia del transformador.
Se recomienda el grupo de conexión en delta en el lado primario conectado a la
línea (8) ya que cuando se tiene la conexión estrella con el neutro a tierra, el
transformador constituye una fuente de corriente homopolar para las fallas en la
línea.
5.2.5 Líneas con compensación en derivación
Es frecuente hacer una compensación de las líneas de transmisión, de manera de
mejorar su desempeño tanto durante las maniobras de energización como en la
operación en estado permanente. Lo más usual suele ser utilizar Reactores en
(8)
También puede ser estrella con el neutro aislado
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82
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Derivación. Estos equipos son parte de la Subestación donde están instalados y
deben contar con una protección dedicada para los mismos.
Un Reactor en derivación debe tener una protección unitaria y rápida,
independientemente que esté conectado a la línea o a la barra.
Si el Reactor está conectado dentro de la línea; es decir, la derivación al Reactor
está antes de la llegada de la línea, de manera que el Relé de la Línea mide la
corriente incluyendo la compensación, entonces la protección de la línea debe
considerar que existe esta posibilidad operativa. En este caso, una falla dentro del
Reactor será también vista por la Protección de la Línea.
Por otro lado se requiere que la protección del Reactor sea bastante rápida.
Además, se debe tener en cuenta que puede haber corrientes oscilantes entre la
Línea y el Reactor que no deben afectar el desempeño de la protección de la línea.
Por otro lado, cuando se efectúa un recierre en líneas largas, es posible que
después de la apertura de la fase fallada no se extinga el arco porque se sigue
teniendo energía a través de las fases sanas. En este caso, se puede usar un
Reactor adicional conectado en el Neutro del Reactor en Derivación. Este Reactor
del Neutro se dimensiona para provocar que la corriente del arco secundario sea lo
suficientemente baja para permitir su extinción (9).
5.2.6 Líneas con Compensación Serie
Los Capacitores Serie suelen estar diseñados para compensar del 25% al 75% de la
Impedancia Serie de la Línea y deben estar convenientemente conectados a la
Línea con la finalidad de no afectar el desempeño del sistema de protección.
A
1
XA
2
XL
XB
B
XC
VA
VB
Relay
Vr1
Va
Relay
Vr2
Vb
B
A
Va
A
Vb
B
Figura 5.1 – Perfil de Tensiones en Línea con Capacitores Serie
(9)
Ver ANSI/IEEE C37.13 ítem 4.8
LVC – 2008
83
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Conforme se aprecia en la figura 5.1 los perfiles de tensiones son fuertemente
afectados por los capacitores serie. Por tal motivo lo usual es instalar la
compensación en serie en la mitad de la línea.
5.3
Conexión al Sistema de Potencia
5.3.1 Sistema de puesta a tierra
Las Líneas de Transmisión deben ser alimentadas por un sistema efectivamente
puesto a tierra. El término “efectivamente puesto a tierra” es una definición
establecida por las normas para indicar que en todos los puntos de la línea la
relación de reactancia de secuencia cero a la de secuencia positiva no es mayor que
tres y que la relación de la resistencia de secuencia cero a la de secuencia positiva
no es mayor que uno, bajo ninguna condición operativa. Es decir, en ambos
extremos de la línea y en cualquier punto intermedio, se debe cumplir lo siguiente:
R0
1
R1
X0
3
X1
Este el criterio para establecer las condiciones del sistema que permiten detectar
corrientes de falla a tierra; por tanto, resulta obligatorio al diseño del sistema
eléctrico y deben ser verificadas en el diseño de la protección. Si estas condiciones
no se cumplen, se trata de un sistema que no esta puesto efectivamente a tierra y
requiere sistemas especiales de protección para la detección de las fallas a tierra,
los cuales serán tratados como casos especiales.
2.0
1.8
1.6
1.4
2L-G Short-Circuit X2/X1 = 0.5
Current
1.2
1.0
2L-G Short-Circuit X2/X1 = 1.0
0.8
2L-G Short-Circuit X2/X1 = 1.5
0.6
0.4
L-G Short-Circuit X2/X1 = 0.5 1.0 1.5
0.2
0
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0
1
2
3
Ratio X0/X1
4
5
6

84
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Figura 5.2 – Corrientes de Falla a Tierra en función de las Reactancias del
Sistema
En la figura 5.2 (extraída del T&D de Westinghouse) se muestra los valores de las
corrientes de falla con respecto a la corriente de falla trifásica en función de la
relación de las Reactancias(X0/X1). En esta evaluación se ha considerado que todas
las Resistencias son iguales a cero. Cuando la relación (X0/X1) aumenta a mas de 3,
la corriente de falla disminuye al 60% de la corriente de falla trifásica.
5.3.2 Flujo de Potencia
Las variaciones del sentido de flujo de potencia en la línea determinará si se tiene
una Interconexión o una Alimentación Radial, según se tenga un flujo bidireccional o
unidireccional respectivamente. Este aspecto es importante porque en el primer caso
se tiene una alimentación a la falla desde ambos extremos de la línea, lo que obliga,
en caso de una falla en la línea, a la apertura de los Interruptores de ambos
extremos de la línea. En cambio, en el segundo caso, será suficiente la apertura del
Interruptor que está del lado de la fuente de alimentación.
La Potencia de Transmisión representa la carga que tiene conectada la Línea. Este
es un valor con el cual se ha diseñado la línea considerando los siguientes
aspectos:



La máxima potencia de transmisión en potencia dada por los límites térmico y
mecánico de su diseño.
La máxima potencia de transmisión de acuerdo a los límites de regulación de
tensión establecidos en el sistema.
Los límites de la potencia de transmisión impuestos por la estabilidad del
sistema.
El valor de la Impedancia de Carga conectada a la línea se puede modelar con la
tensión de operación y la potencia de transmisión. Para la protección de la línea es
importante el valor mínimo de esta impedancia que será:
Zc 
(V min)2
P max
Donde
Zc = Mínima Impedancia de Carga
Vmin = Mínima Tensión de Operación de la Línea
Pmax = Máxima Potencia de Transmisión de la Línea
5.3.3 Alimentación Débil (Weak Infeed)
Un sistema eléctrico puede tener en un lado de la línea una alimentación débil
cuando la potencia de generación es baja; y por consiguiente, su impedancia de
fuente es alta., lo que proporciona bajos valores de corrientes de cortocircuito. Esto
LVC – 2008
85
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
se agrava cuando a veces, las fuentes del lado débil no están conectadas
permanentemente.
Con alimentación débil a la falla se debe tener en cuenta las siguientes
consideraciones:



La detección de la falla puede obligar a usar una lógica especial en un
sistema de teleprotección. Se le conoce como lógica eco.
Se debe considerar las distintas configuraciones de operación del sistema
con fuentes en ambos extremos de la línea y en ausencia de una de las
fuentes, si fuese el caso.
En ciertas configuraciones, como líneas en paralelo, se puede producir un
disparo secuencial debido a los cambios en las magnitudes de las corrientes.
En este caso, se debe evitar perder la selectividad de la protección.
5.3.4 Resistencia de Arco y de Falla
Al producirse una falla en una línea, la Impedancia vista por los Relés corresponde al
tramo de la línea donde se produce la falla más una impedancia que incluye lo
siguiente:


La Resistencia del Arco que se produce por la falla, el cual se forma en el
aire y tiene una longitud según la distancia del aislamiento correspondiente.
La Resistencia de Puesta a Tierra del punto donde se produce la falla, la cual
corresponde al camino de retorno por tierra hasta la fuente.
Si la falla corresponde a un cortocircuito entres dos fases, la Resistencia de Falla
será:
R falla  Rarco 2 f
Si la falla corresponde a un cortocircuito entres una fase y tierra
R falla  Rarco1 f  RPAT
Donde
Rfalla = Resistencia de Falla
Rarco1f = Resistencia del arco de fase-tierra
Rarco2f = Resistencia del arco de fase-fase
RPAT = Resistencia de Puesta a Tierra en el punto de falla
El valor de la Resistencia del Arco ha sido modelado de diversas maneras y no hay
un consenso sobre su estimación. La fórmula de mayor aceptación es la de
Warrington que es la siguiente:
Rarco 
LVC – 2008
8750  ( S  3  v  t )
I 1.4
86
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Donde
S = distancia de aislamiento fase-fase o fase-tierra, según sea el caso [pies]
I = Corriente de cortocircuito [Amperios]
v = Velocidad del viento [millas/hora]
t = Tiempo de duración del cortocircuito [segundos]
En unidades métricas se tiene:
Rarco 
28707  ( S  2.046  v  t )
I 1.4
Donde
S = distancia de aislamiento fase-fase o fase-tierra, según sea el caso
[metros]
I = Corriente de cortocircuito [Amperios]
v = Velocidad del viento [metros/segundo]
t = Tiempo de duración del cortocircuito [segundos]
5.4
Longitud de la Línea
Cuando la línea es corta, la Resistencia de Falla resulta comparable con la
Impedancia de la Línea por lo que la medición de su impedancia se ve afectada por
dicha resistencia. Una manera de ponderar la Impedancia de la Línea es compararla
con respecto a la Impedancia de la Fuente, ya que cuanto menor es la Impedancia
de la Línea menor es la tensión que se obtiene al medir su impedancia,
dificultándose su evaluación. Para analizar este aspecto se puede considerar el
circuito de un sistema al cual se conecta una simple línea con un Relé que mide la
Tensión y la Corriente en la línea.
Figura 5.3
Tensión en el Relé de Distancia
para una Falla en la Línea
ZS
ZS
V
ZL
IR
ZL
VR
Si se tiene un cortocircuito al final de la línea, sin considerar la Resistencia de falla,
la tensión que mide el Relé será:
VR 
LVC – 2008
Z L V
V

Zs  ZL ZS
1
ZL
87
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Donde
V = Tensión de la Fuente
VR = Tensión en el Relé
ZS = Impedancia de la Fuente
ZL = Impedancia de la Línea
Esta expresión indica que la tensión en el Relé depende de la relación entre las
Impedancias de la Fuente y la Línea que se suele expresar como SIR (Source
Impedance Ratio). Con un SIR de 0.5 la tensión será del 67% del sistema; en
cambio, si se tiene un SIR de 4 entonces la tensión que mide el Relé se reduce al
20% de la tensión del sistema. La norma ANSI/IEEE C37.113 toma precisamente
estos valores para clasificar las líneas. Ver la tabla 5.1.
Tabla 5.1 – Clasificación de las Líneas de Transmisión
SIR
CORTAS
MEDIANAS
LARGAS
Mayor que 4
Entre 0.5 y 4
Menor que 0.5
Si se considera que la Impedancia de la Fuente depende de la Potencia de
Cortocircuito en el punto en que se conecta la línea al sistema, entonces se puede
definir
SIR 
ZS
V2

Z L Pcc  x L  L
Donde
V =Tensión del sistema
Pcc =Potencia de cortocircuito
xL = Reactancia unitaria de la Línea
L = Longitud de la Línea
Las figuras 5.4, 5.5, 5.6 y 5.7 han sido construidas de acuerdo a esta relación,
usando valores de típicos de las Reactancias de las Líneas, con la finalidad de
determinar si una línea es corta, mediana o larga.
LVC – 2008
88
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Potencia de Cortocircuito [MVA]
10,000
Lineas
Largas
1,000
SIR = 0.5
SIR = 4
100
Lineas
Cortas
10
0
20
40
60
Longitud de la Linea [km]
Potencia de Cortocircuito [MVA]
Figura 5.4 – Líneas Cortas y Largas de 66 kV
10,000
Lineas
Largas
1,000
SIR = 0.5
SIR = 4
100
Lineas
Cortas
10
0
50
100
150
Longitud de la Linea [km]
Figura 5.5 – Líneas Cortas y Largas de 132 kV
LVC – 2008
89
Potencia de Cortocircuito [MVA]
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
100,000
Lineas
Largas
10,000
SIR = 0.5
1,000
100
SIR = 4
Lineas
Cortas
10
0
50
100
150
200
250
300
Longitud de la Linea [km]
Figura 5.6 – Líneas Cortas y Largas de 220 kV
Potencia de Cortocircuito [MVA]
100,000
Lineas
Largas
10,000
SIR = 0.5
1,000
SIR = 4
Lineas
Cortas
100
10
0
100
200
300
400
500
600
Longitud de la Linea [km]
Figura 5.7 – Líneas Cortas y Largas de 500 kV
LVC – 2008
90
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
5.4
Requerimientos de Protección contra Fallas internas en la instalación
5.4.1 Fallas por cortocircuito entres fases (dos o tres fases)
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Las fallas trifásicas en las líneas de transmisión son producidas por diversas causas;
pero, las más frecuentes son accidentales, sea por acción de terceros o por falla
humana del personal propio. También ocurren fallas por fenómenos naturales como
son las descargas atmosféricas, las cuales afectan a una o dos fases, pero a veces
evolucionan a fallas trifásicas.
PRINCIPIO DE DETECCION
Protección de Sobrecorriente
La Protección de Sobrecorriente es el tipo de protección más sencillo, el cual mide
permanentemente la corriente de cada fase con la finalidad de detectar las
sobrecorrientes que se presentan si se tiene un cortocircuito. El tiempo de actuación
de esta protección es una función del valor de la corriente y puede ser:


Tiempo Definido cuando se supera un umbral previamente calibrado. En este
caso su operación puede ser instantánea (función 50) o temporizada (función
51).
Tiempo Inverso (función 51) según una función exponencial establecida por
las normas, de acuerdo a la siguiente expresión:



t  TMS  
  I
  I
  S
k










  c


1



Donde
t= Tiempo de actuación del relé (variable dependiente)
I= Corriente que mide el relé (variable independiente)
α= Constante de la curva característica de operación del relé
Is= Corriente de arranque del relé
TMS= Constante de ajuste del relé
k= Constante propia de la característica del relé
c= Constante propia de la característica del relé
La Protección de Sobrecorriente puede ser usada para medir no solamente el valor
de la corriente sino también su sentido; es decir, el sentido del flujo de la potencia
entregada, para lo cual se toma como referencia la tensión del sistema, conformando
una Protección de Sobrecorriente Direccional (función 67).
La Protección de Sobrecorriente se aplica cuando se tiene líneas radiales donde el
sentido de la corriente es siempre el mismo y es irrelevante su dirección. En cambio,
cuando se tiene líneas de interconexión los valores de las corrientes no son los
mismos en ambos sentidos; por tanto, es necesario tener una Protección de
Sobrecorriente Direccional.
LVC – 2008
91
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Las normas establecen las curvas características de operación del Relé según el
exponente α, al cual están asociados los demás parámetros del Relé, conforme se
indica en la tabla 5.2.
Tabla 5.2 – Relés de Sobrecorriente
IEC/BS
NI
VI
EI
LI
ANSI
t=
0.14
. TP
( I / IP )0.02 - 1
t=
8.9341
+ 0.17966 . D
( I / IP )2.0938 - 1
t=
13.5
. TP
( I / IP ) - 1
t=
3.922
+ 0.0982 . D
( I / IP )2 - 1
t=
80
. TP
( I / IP )2 - 1
t=
5.64
+ 0.02434 . D
( I / IP )2 - 1
t=
120
5.6143
. TP
+ 2.18592 . D
t
=
( I / IP ) - 1
( I / IP ) - 1
t = Tripping Time
Tp (D) = Setting value of the time multiplier
I = Fault Current
Ip = Setting value of the current
Protección de Distancia
La Protección de Distancia utiliza las corrientes y tensiones para calcular
permanentemente las impedancias vistas en el extremo de la línea: De esta manera,
al producirse una falla dentro de la línea se puede determinar si la impedancia
medida por el rele está dentro de la zona protegida por el Relé (que es la
Impedancia total o parcial de la Línea).
En la operación normal se tiene la línea con su carga conectada al final de la misma;
luego, si se produce una falla dentro de la línea, la impedancia vista por el Relé será
una fracción de la Impedancia de la Línea. El Relé tiene la capacidad de ver fallas
más allá de la línea protegida; pero, su actuación dependerá de su ajuste.
La Protección de Distancia se prefiere a la Protección de Sobrecorriente porque la
utilización de esta última depende fundamentalmente de las corrientes de
cortocircuito, por lo cual resulta a veces muy difícil de aplicar.
Hay varios tipos de Protección de Distancia, los principales son los siguientes:
A) Característica de mínima Impedancia
Mide la relación entre la Tensión y la Corriente sin considerar ningún ángulo de fase.
Su característica es un círculo en el plano R-X y opera cuando las impedancias
LVC – 2008
92
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
medidas están dentro de este círculo. Si se desea obtener direccionalidad se
necesita una característica complementaria adicional. Ver figura 5.8.
B) Característica Mho
Su característica es un círculo que pasa por el origen en el plano R-X y su diámetro
tiene un ángulo especificado similar al de las líneas de transmisión. Es direccional
por naturaleza y opera cuando las impedancias medidas están dentro de este
círculo. Ver figura 5.8. A veces se modifica la característica para desplazar
ligeramente el círculo, de manera que no pase por el origen. A esta característica
modificada se le denomina Mho desplazado (offset).
C) Característica Lenticular
Su característica es una superposición de dos características circulares para
constituir una forma de lente. Es direccional por naturaleza y opera cuando las
impedancias medidas están dentro de la zona formada por la lente. Ver figura 5.8.
jX
jX
jX
TRI
P
NON
-TR
IP
ZON
E
R
ZON
E
R
R
a)Caracteristica tipo impedancia
b)Caracteristica tipo mho
c)Caracteristica tipo lenticular
Figura 5.8 -– Relés con característica Impedancia, Mho y Lenticular
D) Característica Cuadrilateral
Esta característica se consigue con una combinación de características de
Reactancia Direccionales con controles de los alcances Resistivos. Es direccional
por naturaleza y opera cuando las impedancias medidas están dentro del
cuadrilátero. Ver figura 5.9.
jX
jX
ZONE 3
ZONE 3
ZONE 2
ZONE 2
ZONE 1
R
d)Caracteristica cuadrilateral
ZONE 1
R
e)Caracteristica tipo mho con
Polarización propia
Figura 5.9 Relés de Distancia con característica de Reactancia
E) Característica Reactancia con Mho
LVC – 2008
93
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Esta característica se consigue con una combinación de características de
Reactancia Direccionales con un control de característica Mho. Es direccional por
naturaleza y opera cuando las impedancias medidas están dentro de este círculo.
Ver figura 5.9.
Los Relés de Distancia operan normalmente siguiendo una secuencia de arranque,
medición y selección de fase. Para ello, normalmente cuentan con tres unidades de
medida fase-fase independientes en cada zona. Las Impedancias entre fases
pueden ser calculadas según el circuito mostrado en la Figura 21 donde se tiene:
Z a b 
Va  Vb
Ia  Ib
Donde
Va, Vb = Tensiones de fase
Ia, Ib = Corrientes de fase
IL1
ZL
IL2
ZL
L1
L2
UL1-E
UL2-E
L3
E
Figura 5.10 – Circuito para el cálculo de la Impedancia Fase-Fase
La Protección de Distancia depende no solamente de las corrientes sino también de
las tensiones en la línea; por tanto, están expuestas a falsas operaciones por las
oscilaciones de potencia que se pueden presentar en el sistema, ya que durante
estas perturbaciones es posible que las impedancias vistas por el Relé de Distancia
sean variables, y en algún momento de la oscilación, la impedancia medida puede
caer dentro de la zona de operación del Relé. Por tal motivo, se requiere un Bloqueo
por Oscilación de Potencia (función 68) para impedir esta operación indeseada.
Como la Protección de Distancia depende de las tensiones en la línea tiene
problemas de operación en ausencia de esta tensión, como en los siguientes casos:
 Energización de la línea con falla (Switch on to Fault)
El Relé de Distancia debe contar con una función adicional que le permita
detectar una falla al momento de energizar la línea, ya que siempre existe la
posibilidad de energizar sobre una falla.

LVC – 2008
Pérdida de la Tensión de Medida (Loss of Voltage)
94
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
El Relé de Distancia debe contar con un bloqueo de su operación cuando se
pierde la medida de la tensión de la línea. Es evidente que es también
necesaria una alarma.
La Protección de Distancia no puede ser ajustada para cubrir el total de la línea
porque no se puede obtener un ajuste que garantice una completa selectividad. Por
tal motivo se ajusta una primera zona para cubrir aproximadamente el 85% de la
línea y una segunda zona para cubrir el 120% de la línea, garantizando con ello la
cobertura total. Para garantizar la selectividad de la protección, la segunda zona
requiere de un esquema de teleprotección, el cual permite la transmisión de
información lógica para el correcto funcionamiento de la protección, tal como ha sido
antes descrito.
Protección Diferencial
La protección diferencial de la línea opera bajo el principio de comparar las
corrientes de ambos extremos mediante un enlace de comunicaciones, el cual suele
ser de fibra óptica por su gran eficiencia, tal como se muestra en la figura 5.11. Esta
protección tiene la ventaja de ser rápida, selectiva y segura cuando utiliza fibra
óptica instalada en el cable de guarda (OPGW) y es inmune a las oscilaciones de
potencia.
La característica de operación de esta protección se representa en el plano alfa (),
el cual es un plano complejo donde sé grafica los componentes de la relación de las
corrientes remota y local.
IR
   a  j b
IL
Fibra Optica
87L
87L
Figura 5.11 – Protección Diferencial de Línea
Si se considera que la operación del relé diferencial sigue la relación
I operacion  k  I restriccion
IL  IR  k  IL  IR
1
IR
I
 k  1 R
IL
IL

(1  a) 2  b 2  k 2  (1  a) 2  b 2
LVC – 2008

95
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Esto significa que en el plano alfa de las variables a y b se obtiene una característica
circular como la mostrada en la figura 5.12.
Figura 5.12 – Característica de la
protección diferencial en el plano
alfa
Se requiere considerar en la característica de operación una adecuada
compensación de la corriente de carga de la línea, la cual es un valor constante y
representa una diferencia de corrientes que no representa una falla.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
La Protección de las fallas entre fases de la línea efectúa disparos de apertura
trifásica con recierre o apertura trifásica definitiva en caso que sólo se utilice el
esquema de recierre monofásico en la línea de transmisión.
5.4.2 Fallas por cortocircuitos de una fase y tierra con alta impedancia
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Las fallas monofásicas en las líneas de transmisión son producidas por diversas
causas, como son el contacto de un árbol o una descarga atmosférica en un
conductor de una fase de la línea de transmisión. Al producirse la pérdida del
aislamiento fase- tierra como consecuencia de la falla, se establece una corriente de
falla que circula por tierra hasta retornar al(os) neutro(s) de la(s) fuente(s) donde el
sistema está puesto a tierra.
La circulación de la corriente de falla se ve afectada por la Resistencia de Puesta a
Tierra en el punto de falla, la cual teóricamente debe ser baja, menor de 25 Ohmios
(10); pero, por causa de la naturaleza del terreno (roca o desierto) suele ser del orden
de 250 Ohmios. En las líneas donde se tiene cable de guarda la situación puede ser
mejor porque este cable constituye un camino paralelo de baja resistencia para el
retorno de la corriente del punto de falla al(os) neutro(s) de la(s) fuente(s). La
protección para los cortocircuitos fase-tierra debe ser la apropiada considerando las
peores condiciones de la resistencia de puesta a tierra de la linea.
Este tipo de fallas es el más frecuente en las líneas de transmisión por lo que es muy
importante contar con una protección muy sensible a estas fallas, sobre todo que
tome en cuenta lo que se ha mencionado con respecto a la corriente de falla.
PRINCIPIO DE DETECCION
Protección de Sobrecorriente Homopolar
La detección de las corrientes de falla a tierra puede ser efectuada mediante la
medición de la corriente homopolar la cual teóricamente no debería existir; sin
embargo como consecuencia de alguna carga no balanceada puede tener un valor
mínimo.
(10)
Ver Código Nacional de Suministro
LVC – 2008
96
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Si se tiene una línea radial, se requiere coordinar los ajustes de los reles según el
flujo de corriente homopolar hacia la fuente con la finalidad de obtener selectividad
en la protección, conforme se ha mencionado para las corrientes de falla entre fases.
Sin embargo, en líneas de interconexión el sentido del flujo de la corriente de falla
será siempre entrando a la línea, ya que se tiene alimentación a la falla desde
ambos extremos. Por tanto, se requiere detectar el sentido del flujo de la corriente
homopolar para lo cual se debe tomar una referencia o polarización que puede ser:
o Polarización con Tensión Homopolar
o Polarización con Corriente Homopolar
o Polarización de Corriente de Secuencia Negativa
o Polarización Dual (tensión y corriente)
La polarización con tensión es la más usual porque es muy fácil de aplicar, ya que la
polarización de corriente requiere de las corrientes en los neutros de los
transformadores que se conectan a la línea.
Solamente cuando la polarización con tensión homopolar no resulta apropiada para
la protección, se debe considerar la aplicación de una polarización diferente.
Protección de Distancia
La Protección de Distancia utiliza las corrientes y tensiones para calcular
permanentemente las impedancias vistas en el extremo de la línea, de manera que
al producirse una falla dentro de la línea se puede determinar si la impedancia
medida por el rele está dentro de la zona de protección.
Los Relés de Distancia operan normalmente siguiendo una secuencia de arranque,
medición y selección de fase. Para ello, normalmente cuentan con tres unidades de
medida fase-tierra independientes en cada zona. Las Impedancias fase-tierra
pueden ser calculadas según el circuito mostrado en la figura 5.13 donde se tiene:
Donde
Va  I a  Z a  I E  Z E
Va = Tensión de fase a
Ia = Corriente de fase a
Za = Impedancia de fase a
IE = Corriente de retorno por tierra
ZE = Impedancia del retorno por tierra
Luego, la Impedancia vista por el Relé será:
Za 
Va
Z 
I a   E   I E
 Za 
Se debe notar que el valor de la Impedancia Za que se mide en el momento de una
falla depende de la longitud de la línea hasta el punto de falla, mientras que la
relación de (ZE/Za) no depende de la longitud de la línea sino solo de los parámetros
de la línea.
LVC – 2008
97
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
L1
L2
UL3-E
IL3
ZL
IE
ZE
L3
E
Figura 5.13 – Circuito para el cálculo de la Impedancia Fase - Tierra
Para evaluar relación (ZE/Za) se debe considerar que la tensión en la fase (a) es
función de la corriente por dicha fase más el acoplamiento mutuo de las otras dos
fases; luego:
Va  I a  Z  I b  Z m  I c  Z m
Donde
Va = Tensión en la fase a
Ia,b,c = Corrientes en las fases b y c
Z = Impedancia propia de la línea
Zm = Impedancia mutua entre las fases
Pero las Impedancias de secuencia positiva (Z1) y de secuencia cero (Zo) son:
Z1 = Z - Zm
Z0 = Z + 2·Zm
Luego, se puede deducir que
Va  I a  Z1  I 0  (Z 0  Z1 )
De donde se obtiene que
Z1 
Va
 Z  Z1 
  (3  I 0 )
I a   0
 3  Z1 
La expresión entre paréntesis viene a ser la relación (ZE/Za) que no depende de la
longitud de la línea y permite calcular la impedancia de la línea fallada. Luego,
k0 
Z E Z 0  Z1

ZL
3  Z1
Y la Impedancia que se mide cuando hay una falla fase-tierra es
LVC – 2008
98
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Z1 
Va
I a  3  k0  I 0
Se debe tomar en cuenta también que el Flujo de Potencia por la línea, en
condiciones de pre-falla, tiene una influencia en la medida de la Impedancia vista por
el Relé cuando se tiene una falla con alto valor de la Resistencia de Puesta a Tierra.
Para ello, se puede considerar el circuito de la figura 5.14 donde la Impedancia vista
en el Relé como el cociente entre la tensión y la corriente es igual a:
ZA 
ISf
VA m  Z L  I A  R f  I f

 m  ZL  Rf
IA
IA
VGf
VHf
mZL
ZS
(1-m)ZL
G
VS
If
 
 IA
Rf




IRf
ZR
H
VR
If
Figura 5.14 – Falla con Resistencia de Puesta a Tierra
Durante el cortocircuito se tiene la superposición de la corriente del flujo de potencia
pre- falla con la corriente de falla que fluye por la Resistencia de Falla y la
Impedancia vista por el Relé que tiene dos componentes:


La Impedancia correspondiente a la longitud de la línea hasta el punto de
falla
La Resistencia de Falla afectada de un factor que es igual a la relación
entre la corriente de falla y la corriente del Relé (If/IA).
En consecuencia, este segundo componente será puramente resistivo solamente si
las corrientes de falla y del Relé tienen el mismo ángulo de fase, lo que significa que
se puede tener un sobrealcance o un subalcance en la medición total del Relé, tal
como se muestra en la figura 5.15.
LVC – 2008
99
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
B
jX
Rf for arg (Ks)> 0
Rf for arg (Ks)= 0
Rf for arg (Ks)< 0
mZ2
ZA
R
A
Figura 5.15 – Efecto del Flujo de Potencia en la medición de una
Falla con Alta Resistencia
Si se tiene dos líneas paralelas, se tiene un acoplamiento mutuo de secuencia cero
entre la línea fallada y la línea sana. En consecuencia, se puede calcular la
Impedancia vista por el Relé a partir del circuito de la figura 5.16 y se tendrá:
UL3-E
ZL
IL3
ZE
IE
ZM
IEP
e.g L3-E
Figura 5.16 – Circuito para calcular la Impedancia en líneas paralelas
Va  I a  Z a  I E  Z E  I E  Z M
Donde:
Va = Tensión de fase a
Ia = Corriente de fase a
Za = Impedancia de fase a
IE = Corriente de retorno por tierra
ZE = Impedancia del retorno por tierra
ZM = Impedancia mutua de secuencia cero entre las líneas paralelas
Luego, la Impedancia vista por el Relé será:
Za 
LVC – 2008
Va
Z 
Z 
I a   E   I E   M   I E
 Za 
 Za 
100
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
También se define el factor de acoplamiento cero entre las líneas paralelas
kM 
ZM ZM

Za
ZL
Luego la Impedancia medida por el Relé será:
Za 
Va
I a  3  k0  I 0  3  k M  I 0
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Al producirse una falla fase-tierra el Relé detecta la falla y si ha efectuado la correcta
selección de fase puede proceder con una apertura monopolar con la finalidad de
proceder a un Recierre. También se puede efectuar un recierre Tripolar.
En ambos casos se debe hacer una Verificación de Sincronismo o una Supervisión
de Tensión, a fin de que no se produzca un segundo Recierre sobre falla.
5.6
Requerimientos de Protección por funcionamiento anormal del sistema
5.6.1 Cortocircuito externo a la Línea
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Al producirse un cortocircuito externo a la línea no se afecta a la línea protegida; más
bien, la protección de la línea sirve de protección de respaldo para despejar estas
fallas. Esto es posible solamente con las protecciones graduadas como son las
protecciones de sobrecorriente y de distancia, pero no es posible con las
protecciones unitarias por su propia naturaleza.
PRINCIPIO DE DETECCION
Protección de Sobrecorriente
Las Protecciones de Sobrecorriente serán coordinadas para actuar con una
temporización mayor que la protección de sobrecorriente de las líneas siguientes.
Protección de Distancia - Efecto Infeed
La Protección de Distancia cuenta con una segunda y una tercera zona que puede
ver las fallas más allá de la línea protegida. En particular, es deseable que la tercera
zona pueda cubrir la totalidad de las líneas siguientes a la línea protegida. Ver la
figura 5.17 donde se muestra una aplicación típica.
LVC – 2008
101
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
t
Z3
Z2
Z1
L
A
B
C
Figura 5.17 – Protección de Distancia para fallas externas a la línea protegida
Sin embargo, cuando se tiene un sistema complejo, en las barras donde convergen
las líneas que conectan varias centrales al sistema, aparecen corrientes que se
suman a las que alimentan una falla, las cuales no son vistas por los Relés de
Distancia. Esto se denomina Efecto “Infeed”, el cual provoca un subalcance. En la
figura 5.18 se muestra un sistema complejo y se puede calcular la impedancia vista
por el Relé en la barra A donde se puede apreciar que la mayor corriente que circula
por la línea siguiente ocasiona un efecto de subalcance porque las fallas se alejan”
del relé..
VA  I A  Z A  ( I A  I B )  Z B
Luego, la Impedancia vista por el Relé de Distancia en A será:
Z Re le 
 I 
VA
 Z A  1  B   Z B  Z A  (1  K )  Z B
IA
 IA 
Si no hubiese la corriente IB la impedancia medida sería la suma de las impedancias;
pero, como consecuencia de esta corriente, la cual no es registrada por el Relé,
existe un subalcance, ya que se mide una impedancia mayor que la real. En la figura
5.18 se puede apreciar como la falla en el punto F se aleja como consecuencia del
infeed.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Al detectarse una falla externa, la protección actúa con la temporización necesaria
para permitir actuar a las correspondientes protecciones y así evitar disparos
indeseados. Los disparos de las protecciones de segunda y tercera zona son
tripolares y definitivos.
LVC – 2008
102
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
A
B
ZA
IA
ZB
IA +IB
F
IR
ZL1
Z=m.d(1+K)
m=slope
Z=m.d
Ubicación real Posición vista
Figura 5.18 – Efecto Infeed
5.6.2 Sobretensiones permanentes
DESCRIPCION Y RIESGOS
Las líneas de transmisión son instalaciones con aislamiento en el aire, el cual es
auto-regenerativo, por lo que las sobretensiones permanentes de operación no
afectan la vida útil de los aisladores. Más bien, las sobretensiones en el sistema son
consecuencia de un exceso de potencia reactiva en la red, la cual es producida, en
parte, por la capacitancia de las líneas. Por tal motivo, cuando se detectan
sobretensiones es posible considerar la desconexion de las líneas de transmisión;
pero, esta protección debe ser calibrada con un criterio de sistema.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para la detección de las Sobretensiones se emplea Relés de Sobretension (59), los
cuales deben tener por lo menos dos o tres niveles de actuación. Estos relés deben
estar conectados a las Barras.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Al producirse una sobretensión se requiere efectuar las siguientes acciones:
LVC – 2008
103
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN

5.7
Nivel Máximo que corresponde a la situación más crítica para la cual se debe
efectuar la desconexión de los equipos.
 Nivel Mayor para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen la
desconexión de las Líneas de Transmisión.
 Nivel Alto para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen la
conexión de Reactores que se pueda tener en la Subestación.
Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de las Líneas
5.7.1 Rotura de un Conductor
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
La rotura de un conductor de Fase es una falla frecuente en las líneas de
transmisión y se manifiesta como una carga o interconexión asimétrica que
ocasionarán corrientes de secuencia negativa en los generadores.
A veces esta falla está acompañada de la caída al suelo del conductor roto lo que
significa que se tiene una falla fase-tierra.
PRINCIPIO DE DETECCION
Se usa una lógica de corrientes que considera que cuando se produce la Rotura de
un Conductor el Relé de Protección, el cual está alimentado por las tensiones de
fase y las corrientes de línea, detectará que la corriente que fluye por la fase
averiada está debajo del mínimo valor de la corriente definido para la línea mientras
que las corrientes en las fases sanas están muy encima de este valor.
Esta función es propia de la tecnología digital y no todas las protecciones de líneas
lo disponen, de ahí, que su aplicación se recomienda en las líneas ligadas a los
centros de generación.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Al producirse esta falla se da una alarma para que se proceda con la supervisión de
las magnitudes de la operación de la línea antes de que el operador desconecte la
línea.
5.8
Consideraciones para la Teleprotección
5.8.1 Sistemas de Telecomunicaciones
El propósito del empleo de las Telecomunicaciones para fines de teleprotección es
conducir una o más señales del equipo de protección de una subestación a un
equipo similar en la subestación del extremo remoto de la línea de transmisión. Esta
transmisión de la señal es bidireccional, lo que significa que debe permitir la
transmisión simultánea de las señales de una subestación a otra. En la figura 5.19
se muestra un Enlace de Comunicaciones conectado a una aplicación de Protección.
Se debe aclarar que en un Enlace se puede tener otras aplicaciones, las cuales no
han sido representadas.
LVC – 2008
104
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
EQUIPO DE
TELE
COMUNICACIONES
EQUIPO DE
TELEPROTECCION
MEDIO DE TRANSMISION
EQUIPO DE
TELE
COMUNICACIONES
EQUIPO DE
TELEPROTECCION
ENLACE
DE
TELECOMUNICACIONES
SISTEMA
DE
RELE DE
PROTECCION
RELE DE
PROTECCION
PROTECCION
Figura 5.19 – Sistema de Telecomunicaciones y Teleprotección
Los Equipos de Teleprotección constituyen las interfases entre las
Telecomunicaciones y los Relés de Protección. Según la información que debe ser
transmitida de una subestación a otra se puede considerar lo siguiente:


Sistemas de Teleprotección Analógicos cuando se transmite señales que son
valores o funciones del tiempo
Sistemas de Teleprotección Lógicos cuando se transmite señales del tipo
digital.
Un Sistema de Telecomunicaciones debe tener varias características para que
pueda asegurar el cabal cumplimiento de sus funciones como son:
Potencia
Es la capacidad de transmisión de la señal. Debe ser la adecuada para
anular las inevitables atenuaciones y pérdidas que se pueden producir en el
medio de transmisión y que pueden ser críticas en condiciones de falla de la
línea.
Ancho de Banda
Es la banda de frecuencia utilizada para la transmisión de las señales. La
cantidad de información transmitida es directamente proporcional al ancho de
banda utilizado; pero un mayor ancho de banda está más expuesto a los
ruidos que atenúan la señal.
Velocidad
Las señales de protección deben ser transmitidas tan rápido como sea
posible con la finalidad de asegurar una protección rápida.
Fiabilidad (dependability)
Es la capacidad de transmitir y recibir señales correctamente cuando sea
necesario, aún cuando en condiciones de falla el medio de transmisión pueda
perjudicar su desempeño.
Seguridad
LVC – 2008
105
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Es la capacidad de no aceptar señales espurias como correctas, aún cuando
en operación normal de la línea se tenga ruidos como los causados por
efecto corona.
Capacidad
Es la cantidad de señales que puede ser transmitida dentro de una canal de
comunicación.
Los Sistemas de Comunicaciones que se utilizan para la Teleprotección son
básicamente los siguientes:
a)
Hilo Piloto
El sistema de Hilo Piloto consiste de un par de hilos instalados en una línea aérea o
cable subterráneo para transmitir señales como las corrientes, tensiones y/o los
valores de fase. Este sistema tiene el inconveniente de estar expuesto a la
permanente interferencia de la línea de transmisión y es más crítico durante las
fallas, en las cuales se puede presentar altas tensiones inducidas.
Para evitar la interferencia con la línea de transmisión muchas veces se prefiere
emplear una ruta diferente de la línea, lo que trae consigo otras complicaciones para
su realización.
La transmisión puede ser efectuada en corriente alterna a la frecuencia del sistema;
pero, a veces se emplea señales moduladas en una frecuencia de audio (2 kHz) o
en corriente continua.
Por las dificultades operativas expuestas este sistema deberá evolucionar y será
reemplazado por el sistema de fibra óptica descrito en el punto c).
b)
Onda Portadora
El sistema de Onda Portadora envía señales de alta frecuencia utilizando la misma
línea de transmisión como medio para las telecomunicaciones. Para ello, los Equipos
Transmisores/Receptores de Onda Portadora son acoplados a la Línea de
Transmisión a través de un Capacitor (que usualmente es el mismo del
Transformador de Tensión Capacitivo) y se filtra a la entrada de las señales a la
Subestación mediante una Trampa de Onda. Se debe mencionar que las Cuchillas
de Puesta a Tierra de la Línea están ubicadas fuera del Enlace de
Telecomunicaciones por lo que la Puesta a Tierra de la Línea no le afecta a la
transmisión de la alta frecuencia.
Este sistema también tiene el inconveniente de estar expuesto a la interferencia de
la línea de transmisión. En la operación permanente el ruido del efecto corona causa
interferencia; pero, durante las fallas puede ser más crítica la transmisión, ya que la
propia falla puede ser causa de una gran atenuación de la señal. Por esta razón no
se utiliza acoplamientos sencillos (fase-tierra) sino que se prefiere acoplamientos
redundantes (fase-fase o mejor terna-terna). En la figura 5.20 se muestra estos
acoplamientos.
LVC – 2008
106
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
A los aparatos
de alta
frecuencia
A los aparatos
de alta
frecuencia
Acoplamiento bifásico
Acoplamiento monofásico
Sistema 1
Sistema 2
Acoplamiento de dobles fases
Acoplamiento entre sistemas
Bloque de alta frecuencia
Condensador de acoplamiento
Transmisor entre líneas (aparato de acoplamiento)
Figura 5.20 – Clases de Acoplamientos de la Onda Portadora
En el acoplamiento monofásico la línea de retorno es aparentemente tierra, cuya
resistencia para la alta frecuencia es relativamente grande; pero, las corrientes en
realidad fluyen también a través de la capacidad con tierra de los conductores no
acoplados y de la capacidad entre ellos mismos. La atenuación y las pérdidas de
este proceso perjudican notablemente el desempeño de este acoplamiento. Es
evidente que en el acoplamiento fase-fase se tiene una redundancia en relación al
acoplamiento fase-tierra; pero, sigue siendo crítica la transmisión en el caso de una
falla trifásica en la línea. En el acoplamiento terna-terna se obtiene un mejor
desempeño porque la falla de una línea solo afecta a una parte del conjunto.
La Onda Portadora transmite señales en el rango de 40 kHz – 400 kHz, siendo
preferidas las frecuencias mas bajas sobre todo para las líneas largas. Cada enlace
emplea un ancho de banda de 4 kHz ó 8 kHz en cada sentido. La transmisión puede
hacerse con el envío (o no envío) de la señal; pero, también con el envío de una
señal permanente (señal de guarda) en una determinada frecuencia, la cual se
cambia por otra señal de una frecuencia algo diferente (señal de operación o
disparo).
c)
Fibra Óptica
El sistema de Fibra Óptica utiliza una fina fibra de vidrio (óxido de silicio y germanio),
la cual tiene una baja atenuación a las ondas de luz que pueden viajar en su interior,
debido a su alto índice de refracción y está rodeado de un material similar con un
índice de refracción menor. De esta manera el cable de fibra óptica actúa como una
guía de onda de la luz introducida por un láser, o por un diodo emisor de luz (LED).
LVC – 2008
107
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
El Cable de Fibra Óptica suele ser instalado dentro del Cable de Guarda de la línea
de transmisión, ya que por tratarse de la transmisión de luz es totalmente inmune a
las interferencias electromagnéticas de la línea. Además, los Relés normalmente
están preparados para un acoplamiento directo a la Fibra Optica. Por estas razones,
este medio resulta de muy fácil aplicación e integración a la protección de las líneas
de transmisión.
Existen enlaces de distinta capacidad y en una aplicación específica de protección,
donde se utiliza señales analógicas y lógicas, es usual emplear enlaces de mediana
capacidad con una velocidad de transmisión de 64 kbits/segundo. Sin embargo,
existen enlaces de hasta 2 Mbits/segundo.
d)
Radio UHF
El sistema de Radio usado para las telecomunicaciones envía señales en una banda
que requiere una línea de visión entre ambos puntos extremos. Por tanto, muchas
veces es necesario utilizar Estaciones Repetidoras. Este sistema, por su naturaleza,
es totalmente inmune a las interferencias electromagnéticas de la línea.
El Radio transmite sus señales en el rango de 1350 MHz – 39500 MHz, aunque
también se utiliza la banda de 380 MHz – 470 MHz. Cada enlace utiliza un ancho de
banda que puede ser de 200 MHz hasta 2500 MHz, según la aplicación.
5.8.2 Sistemas de Teleprotección Analógica
Se constituye un Sistema de Teleprotección Analógica cuando se aplican las
siguientes protecciones:
A)
Protección Diferencial Longitudinal
En esta protección se detecta las fallas cuando existe una diferencia entre las
corrientes de entrada y salida de la línea. Evidentemente no se debe considerar
como falla la diferencia de corrientes por causa de la corriente de carga de la línea.
Para la Protección Diferencial Longitudinal se puede emplear Hilos Piloto o Fibra
Optica.
i2
i1
X
X
I2
I1
I1
I1
I2
I2
Figura 5.21 – Protección Diferencial Longitudinal
B)
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Protección por Comparación de Fase
108
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
En esta protección se mide el ángulo de fase de la corriente de entrada a la línea en
ambos extremos y se puede detectar la falla cuando existe un desfase de 180° que
indica que la corriente no fluye por la línea sino que ambos extremos alimentan una
falla. Para la Protección por Comparación de Fase se puede emplear Onda
Portadora o Fibra Óptica.
Figura 5.22 – Protección de Comparación de Fase
Como se aprecia en la figura 5.22, el sistema es sumamente selectivo ya que
cuando se produce una falla externa como las indicadas en F1 y F3 las corrientes en
ambos extremos estarán prácticamente en fase; pero, si se produce una falla interna
como la marcada en F2, ambos extremos alimentarán la falla y las corrientes tendrán
un desfase de 180°.
Hay dos sistemas de Comparación de Fase que son:


Sistema con Segregación de Fases en el cual la comparación de fase es
efectuada en cada fase por separado. Prácticamente se trata de una
protección por cada fase.
Sistema de Fases No Segregadas en el cual las corrientes de las tres fases
son sumadas geométricamente en una proporción preestablecida, de manera
de obtener una cantidad susceptible de identificar una falla.
En este sistema solamente se necesita entrada de corrientes y no se considera la
magnitud sino el ángulo de fase; por tanto, no es afectado por las oscilaciones de
potencia ni tampoco por las corrientes de secuencia cero inducidas en las líneas
paralelas.
5.8.3 Sistemas de Teleprotección Lógica
Se dice que se tiene un Sistema de Teleprotección Lógica cuando se envía señales
tipo digital de una subestación a otra para establecer una lógica que permita decidir
si existe una falla con la finalidad de efectuar el correspondiente disparo de los
interruptores. Estos sistemas se pueden clasificar en los siguientes tipos:
LVC – 2008
109
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN

Sistemas de Comparación Direccional que transmiten señales permisivas o
de bloqueo según la dirección de la corriente (entrando o saliendo de la
línea). Existen básicamente los siguientes tipos:

Sistemas para Transferencia de Disparo que transmiten señales directas o
permisivas del disparo cuando se detecta una falla dentro del alcance
calibrado en el Relé. Existen básicamente los siguientes tipos:
Debido a que en estos sistemas solamente se requiere enviar señales tipo digital se
puede emplear cualquiera de los Sistemas de Telecomunicaciones antes
mencionados; es decir, Hilo Piloto, Onda Portadora, Radio o Fibra Óptica.
A)
Bloqueo por Comparación Direccional (DCB)
En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales
podrian estar ajustados de la siguiente manera:



Zona 1 al 85% de la longitud de la línea
Zona 2 al 120% de la longitud de la línea
Zona R(Reversa) al 50% de la longitud de la línea mirando hacia atrás
En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas en el 85% de la
longitud son despejadas por la Zona 1 y el 15% alejado será despejado por la Zona
2 en un tiempo mayor. La Teleprotección permite mejorar este desempeño
obteniendo tiempos más cortos. Para ello, la Zona 2 está habilitada para actuar sin
ninguna temporización, siempre que no se reciba una señal de bloqueo del extremo
remoto. Es importante que el alcance de la Zona R de Bloqueo sea mayor que la
Zona 2. En este caso se indica un ajuste del 50% que es mayor que el exceso del
20% que tiene ajustada la Zona 2.
Es evidente que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea
por lo menos del 60% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada
extremo, garantizando con ello un eliminación de la falla en tiempo cero en caso no
esté disponible la teleprotección.
LVC – 2008
110
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Figura 5.23 – Teleprotección con Bloqueo por Comparación Direccional (DCB)
Se usa solamente un canal de comunicaciones y no existe el peligro de que un ruido
produzca un disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia
de la falla. Tampoco existe el peligro de que la falla provoque una atenuación de la
señal de bloqueo porque esta señal se envía usando la línea sana, ya que la falla es
externa a la línea.
En la figura 5.23 se muestra la lógica que se emplea. Se debe notar que es
necesario un tiempo de coordinación para esperar que llegue la señal de bloqueo y
no se produzca una falsa operación por esta causa.
B)
Desbloqueo por Comparación Direccional (DCU)
En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales
podrian estar ajustados de la siguiente manera:



Zona1 al 85% de la longitud de la línea
Zona2 al 120% de la longitud de la línea
ZonaR (Reversa) al 50% de la longitud de la línea mirando hacia atrás
En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas en el 85% de la
longitud son despejadas por la Zona 1 y el 15% alejado será despejado por la Zona
2 en un tiempo mayor. La Teleprotección permite mejorar este desempeño
obteniendo tiempos más cortos. En este sistema la Zona 2 es permanentemente
deshabilitada por una señal de bloqueo, excepto durante las fallas internas en que
se desbloquea para permitir su actuación sin retardo de tiempo.
Es importante que el alcance de la Zona R de Bloqueo sea mayor que la Zona 2. En
este caso se indica un ajuste del 50% que es mayor que el exceso del 20% que tiene
ajustada la Zona 2.
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111
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Es evidente que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea
por lo menos 60% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo,
garantizando con ello una eliminación de la falla en tiempo cero en caso no esté
disponible la teleprotección.
Figura 5.24 – Desbloqueo por Comparación Direccional (DCU)
Se usa solamente un canal de comunicaciones y no existe el peligro de que un ruido
produzca un disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia
de la falla. Usualmente el sistema de comunicaciones transmite una señal de
guarda, de baja potencia y en una frecuencia que no es la de operación normal, lo
que permite verificar que el sistema está en funcionamiento. Cuando se produce una
falla, la señal de guarda cambia a la frecuencia normal y se emite con una mayor
potencia, de manera de asegurar la correcta operación del sistema. Si se produjera
una falla en la recepción de la señal de guarda y no hay recepción de la señal de
operación, existe la posibilidad que se deba a una falla en la línea; por tanto, para
este caso se incluye una “ventana de tiempo” para que la Zona 2 pueda actuar.
C)
Transferencia de Disparo Directo (DUTT)
En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales
podrian estar ajustados de la siguiente manera:


Zona 1 al 85% de la longitud de la línea
Zona 2 al 120% de la longitud de la línea
En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas al 85% de la
longitud son despejadas por la Zona1 y el 15% alejado será despejado por la Zona2
en un tiempo mayor. La Teleprotección permite mejorar este desempeño obteniendo
tiempos más cortos. Para ello, la Zona1 de la Subestación Remota envía una señal,
la cual provoca una acción directa de disparo del Interruptor Local.
La señal de disparo se aplica sin ninguna lógica en la Subestación Local. Por tal
motivo también se le denomina Interdisparo por subalcance de distancia
(Intertripping underreach distance protection). También se dice Interdisparo No
permisivo por subalcance de distancia (Non-permissive underreach distance
protection).
LVC – 2008
112
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Es evidente que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea
por lo menos 60% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo,
garantizando con ello una eliminación de la falla en tiempo cero en caso no esté
disponible la teleprotección.
Figura 5.25 – Transferencia de Disparo Directo (DUTT)
Si solo se usa un canal de comunicaciones existe el peligro de que un ruido en la
línea provoque una señal espuria y se produzca un disparo indeseado. Por esta
razón, es necesario utilizar dos señales obtenidas de dos enlaces de distinta
frecuencia para que el buen funcionamiento no sea afectado por un ruido.
D)
Aceleración de Zona (ZA)
En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales
podrían estar ajustados de la siguiente manera:



Zona 1 al 85% de la longitud de la línea
Zona 2 al 120% de la longitud de la línea
Zona A (Aceleración) al 120% de la longitud de la línea
En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas al 85% de la
longitud son despejadas por la Zona1 y el 15% alejado será despejado por la Zona2
en un tiempo mayor. La Teleprotección permite mejorar este desempeño obteniendo
tiempos más cortos. Para ello, la Zona1 de la Subestación Remota envía una señal,
la cual hace intervenir a la Zona A que tiene un mayor alcance que la Zona1.
Usualmente se utiliza como Zona A a la Zona2 y se dice que se acelera su operación
porque actúa sin ninguna temporización.
Es evidente que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea
por lo menos 60% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo,
garantizando con ello una eliminación de la falla en tiempo cero en caso no esté
disponible la teleprotección.
LVC – 2008
113
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Se usa solamente un canal de comunicaciones y no existe el peligro de que un ruido
produzca un disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia
de la falla. Más bien, existe el peligro de que la falla en la línea provoque una
atenuación de la señal de aceleración.
Figura 5.26 – Teleprotección con Aceleración de Zona
E)
Disparo con Subalcance Permisivo (PUTT)
En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales
podrían estar ajustados de la siguiente manera:


Zona 1 al 85% de la longitud de la línea
Zona 2 al 120% de la longitud de la línea
En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas al 85% de la
longitud son despejadas por la Zona 1 y el 15% alejado será despejado por la Zona
2 en un tiempo mayor. La Teleprotección permite mejorar este desempeño
obteniendo tiempos más cortos. Para ello, la Zona 1 de la Subestación Remota
envía una señal, la cual se convierte en disparo del Interruptor Local solamente si la
falla ha sido vista por la Zona 2 de la Subestación Local. La señal de la Zona 1
(Subalcance) es sólo permisiva ya que se necesita confirmar la existencia de la falla
por la Zona 2 para que se produzca el disparo.
Es evidente que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea
por lo menos 60% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo,
garantizando con ello una eliminación de la falla en tiempo cero en caso no esté
disponible la teleprotección.
Se usa solamente un canal de comunicaciones y no existe el peligro de que un ruido
produzca un disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
de la falla. Más bien, existe el peligro de que la falla en la línea provoque una
atenuación de la señal permisiva.
Figura 5.27 – Teleprotección con Disparo Permisivo por Subalcance (PUTT)
F)
Disparo con Sobrealcance Permisivo (POTT)
En este sistema se emplea Relés de Distancia en ambas subestaciones, los cuales
podrían estar ajustados de la siguiente manera:


Zona 1 al 85% de la longitud de la línea
Zona 2 al 120% de la longitud de la línea
En este sistema, en cada extremo de la línea, las fallas cercanas al 85% de la
longitud son despejadas por la Zona 1 y el 15% alejado será despejado por la Zona
2 en un tiempo mayor. La Teleprotección permite mejorar este desempeño
obteniendo tiempos más cortos. Para ello, la Zona 2 de la Subestación Remota
envía una señal, la cual se convierte en disparo del Interruptor Local solamente si la
falla ha sido vista por la Zona 2 de la Subestación Local. La señal de la Zona 2
(Sobrealcance) es sólo permisiva ya que se necesita confirmar la existencia de la
falla por la Zona 2 para que se produzca el disparo.
Es evidente que el ajuste del 85% puede ser menor, pero es recomendable que sea
por lo menos 60% para cubrir el total de la línea con las Zonas 1 de cada extremo,
garantizando con ello una eliminación de la falla en tiempo cero en caso no esté
disponible la teleprotección.
Se usa solamente un canal de comunicaciones y no existe el peligro de que un ruido
produzca un disparo indeseado porque se requiere la confirmación de la existencia
de la falla. Más bien, existe el peligro de que la falla en la línea provoque una
atenuación de la señal permisiva.
LVC – 2008
115
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Figura 5.28 – Teleprotección con Disparo Permisivo por Sobrealcance (POTT)
En la tabla 5.3 se indica de manera resumida los Sistemas de Teleprotección de
Líneas
Tabla 5.3 – Esquemas de Teleprotección Lógica
LINEA PROTEGIDA
LINEA SIGUIENTE
LINEAS DE TRANSMISION
10%
...
80%
90%
Zona1 = 85%ZLinea
t1 = 0
100%
110%
120%
130%
150%
ZonaA = 120% ZLinea
tA = 0
SUBESTACION
LOCAL
DETECCION
DE LA FALLA
Zona2 = 120% ZLinea
t2 = 0.5 s
SUBESTACION
REMOTA
LVC – 2008
TRANSFERENCIA
DE DISPARO
FUNCIONAMIENTO
CON
TELEPROTECCION
COMPARACION
DIRECCIONAL
FUNCIONAMIENTO
SIN
TELEPROTECCION
Zona3 > 150% ZLinea
t3 = 1 s
Zona1, ZonaA, Zona2 y Zona3
con alcances y tiempos similares a Subestacion Local
Zona 1 DETECTA LA FALLA
OPERA EN t1 = 0 Seg.
ZonaR = 50%ZLinea
t1 = 0
Zona 2 DETECTA LA FALLA
OPERA EN t1 = 0.5 Seg.
Zona 2 DETECTA LA
FALLA
OPERA EN t1 = 1 Seg.
DCB
Zona1 DETECTA LA FALLA Y
OPERA EN
t1 = 0 Seg.
SI ZonaR opuesta
NO envía Señal DCB
Zona2 dispara con t2=0
NO HAY Disparo
ZonaR
envía Señal DCB
NO HAY Disparo
ZonaR
envía Señal DCB
DCU
Zona1 DETECTA LA FALLA Y
OPERA EN
t1 = 0 Seg.
SI ZonaR opuesta
NO envía Señal DCB
Zona2 dispara con t2=0
NO HAY Disparo
ZonaR
envía Señal DCB
NO HAY Disparo
ZonaR
envía Señal DCB
DUTT
Zona1 DETECTA LA FALLA Y
OPERA EN
t1 = 0 Seg.
Disparo por recepción de
DUTT con t=0
NO HAY Disparo
NO HAY Señal
NO HAY Disparo
NO HAY Señal
PUTT
Zona1 DETECTA LA FALLA Y
OPERA EN
t1 = 0 Seg.
Si se recibe Señal PUTT
Zona2 dispara con t2=0
NO HAY Disparo
NO HAY Señal
NO HAY Disparo
NO HAY Señal
POTT
Zona1 DETECTA LA FALLA Y
OPERA EN
t1 = 0 Seg.
Si se recibe Señal POTT
Zona2 dispara con t2=0
NO HAY Disparo
NO HAY Señal
NO HAY Disparo
NO HAY Señal
AZ
Zona1 DETECTA LA FALLA Y
OPERA EN
t1 = 0 Seg.
Si se recibe Señal POTT
ZonaA dispara con t2=0
NO HAY Disparo
NO HAY Señal
NO HAY Disparo
NO HAY Señal
116
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
5.9
Falla de Interruptor
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Cuando un Relé de Protección ha dado la orden de apertura de un Interruptor existe
el peligro de que no se produzca la apertura del circuito por falla del Interruptor en
efectuar dicha maniobra. En esta situación, dada la condición de falla, no se debe
demorar la apertura del circuito, por lo que es necesario un esquema de protección
para prevenir la Falla del Interruptor.
Esta falla se puede producir por diversas razones como son:
 Falla del cableado de control
 Falla de las Bobinas de Apertura
 Falla del mecanismo propio del interruptor
 Falla del Interruptor al extinguir el arco dentro del equipo
PRINCIPIO DE DETECCION
El principio de detección se basa en la medición de la corriente que circula por el
interruptor, la cual debe ser cero al haberse efectuado la apertura exitosa del
circuito, después de un mando de apertura por protecciones.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION
Al producirse una Falla de Interruptor se debe proceder de la siguiente manera:
 En primera instancia se debe efectuar una orden de apertura a ambas
Bobinas de Apertura del Interruptor.
 En segunda instancia se debe proceder con la apertura de los Interruptores
vecinos para abrir el circuito comprometido, al mismo tiempo que se consigue
aislar al Interruptor fallado.
La Falla de Interruptor debe concluir en una Apertura y Bloqueo de Cierre del
Interruptor hasta detectar la causa de la falla.
5.10
Definición de la Protección de las Líneas de Transmisión
Las Protecciones de las Líneas deben ser efectuadas con Relés Multifunción, los
cuales deben ser aplicados en forma segregada para distinguir lo siguiente:


Protecciones Principales, las cuales deben ser conectadas a un juego de
devanados secundarios de los Transformadores de Corriente y Tensión.
Protecciones Redundantes y de Respaldo, las cuales deben ser conectadas
a devanados secundarios diferentes de Transformadores de Corriente y
Tensión de los utilizados por las Protecciones Principales.
Por otra parte, sobre la base de esta segregación se procederá a definir las
tensiones de alimentación a las protecciones en corriente continua de la siguiente
manera:
Sistema 1 de Corriente Continua Rectificador-Batería
 Protecciones Propias de los Equipos
 Protecciones Principales
 Falla interruptor
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117
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Sistema 2 de Corriente Continua Rectificador-Batería
 Protecciones Redundantes
 Protecciones de Respaldo
 Falla interruptor
5.11
Requisitos Mínimos de Protección de las Líneas de Transmisión
Los Requisitos Mínimos de Protección para las Líneas de Transmisión se establecen
según los niveles de tensión que son los siguientes:




Líneas de Alta Tensión con niveles menores de 132 kV
Líneas de Alta Tensión con nivel 132 kV
Líneas de Alta Tensión con nivel 220 kV
Líneas de Muy Alta Tensión (mayores a 245 kV)
A su vez, dentro de cada nivel de tensión se debe distinguir dos casos: Líneas
Radiales e Interconexiones; y para estas últimas se define los siguientes rangos:



Líneas Cortas
Líneas Medianas
Líneas Largas
En el plano RP-LT-01, RP-LT-02, RP-LT-03 y RP-LT-04 se muestra las protecciones
mínimas para las líneas (con aporte a la falla por ambos extremos de la línea) de 60
kV, 132 kV, 220 kV y 500 kV, respectivamente. En cada línea se ha considerado tres
casos que son: líneas cortas, líneas medianas y líneas largas.
Los esquemas anteriores se deben tomar como una referencia general y esta
orientado a las nuevas instalaciones. Siempre es importante analizar que esquema
se adecua mejor a la línea, dependiendo de la importancia de la carga que alimenta,
su ubicación dentro del Sistema Interconectado, puede hacer que si la falla tarda
unos milisegundo mas, sea crítica para la operación, etc. Se dan casos por ejemplo,
que una línea de interconexión de 138 kV es más importante que líneas de 220 kV
con configuración radial.
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118
-
LVC - 2008
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
LVC – 2008
121
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
LVC – 2008
122
Capítulo 6
6.1
REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS PARA LAS
PROTECCIONES SISTEMICAS
Objetivo de la Protección Sistémica
Como se ha explicado, el SEP puede ser sometido a solicitaciones de
Sobretensiones y/o Sobrecorrientes que pueden producir Oscilaciones de las
Máquinas, las cuales deben amortiguarse; caso contrario, serán peligrosas para su
funcionamiento, afectando su estabilidad y provocando la desconexión de las
mismas, con lo cual se deja de atender la demanda.
Sin embargo, se debe tener en cuenta que el objetivo final es el funcionamiento del
sistema eléctrico en su conjunto; es decir, no se trata de que la protección tenga la
máxima sensibilidad y la mayor velocidad para detectar y eliminar las condiciones
que afectan a los equipos, ya que muchas veces esta actuación de la protección
puede comprometer aún más la situación del sistema eléctrico para cumplir con su
cometido. De esta manera, muchas veces la mejor solución para el sistema es
mantener el equipo que retirarlo del servicio prontamente. Indudablemente, esto no
significa que se deba atentar contra la integridad de los equipos en forma individual.
Lo que se plantea es un compromiso entre la Velocidad y la Seguridad de la
Protección, la cual a su vez está vinculada con la Calidad del Suministro, ya que si
bien es deseable que una falla sea despejada rápidamente, un disparo indeseado o
la salida anticipada de una parte del sistema termina afectando su capacidad para
atender la demanda.
Por tanto, se requiere de protecciones que no sean diseñadas en función de los
equipos en forma individual, sino en función del sistema eléctrico en su conjunto. Se
les denomina Protecciones Sistémicas y son adicionales a las de los propios equipos
o instalaciones. En función de lo expuesto, en el Sistema Eléctrico se requiere contar
con un Sistema de Protección que permita:
1. Detectar las fallas de operación del sistema y establecer la secuencia de
operaciones necesaria para minimizar su impacto y permitir el
restablecimiento del servicio tan pronto como sea posible, como son:
a. Pérdida de Sincronismo en las Máquinas
b. Colapso de tensión
2. Detectar el funcionamiento anormal del sistema y tomar las acciones
preventivas que permitan minimizar su impacto, como son:
a. Sobrefrecuencias por pérdida súbita o Rechazo de Carga
b. Bajas frecuencias por desbalance con pérdida de Potencia Activa
3. Detectar el estado inapropiado en el sistema con la finalidad de tomar las
acciones conducentes a evitar perturbaciones en el sistema como son:
a. Sobretensiones por desbalance con pérdida de Potencia Reactiva
b. Subtensiones por desbalance con exceso de Potencia Reactiva
En el presente capítulo se presentan los Requisitos Mínimos de Protección que
deben ser empleados en el Sistema, para atender los requerimientos de la operación
LVC - 2008
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
del SEP. Se debe aclarar que estas protecciones suelen formar parte de las propias
instalaciones y se aplican a los equipos en forma individual; pero, también requieren
de una aplicación sistémica, la cual debe ser coordinada con la protección del propio
equipo.
6.2
Requerimientos de Protección contra Fallas del Sistema
6.2.1 Pérdida de Sincronismo en las Máquinas
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Cuando se produce un desbalance de Potencia Activa en el sistema, aparece una
oscilación de potencia en los generadores. Si esta oscilación se amortigua, se
continúa con la operación normal. Pero, si no se amortigua, se puede llegar a una
pérdida del sincronismo, que no le permite continuar al generador con la operación; y
además, le ocasiona fuertes exigencias mecánicas a la máquina.
Con el fenómeno descrito se produce una inestabilidad en el Sistema Eléctrico.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para la detección se emplea un Relé de Impedancia en el Generador (78), mirando
hacia el sistema. Cuando se produce una Oscilación de Potencia que deviene en
Pérdida de Sincronismo, la Impedancia vista como el cociente de la tensión y la
corriente resulta en un gráfico como el mostrado en la Figura 6.1.
Figura 6.1 – Impedancia vista en el Generador con Pérdida de Sincronismo
LVC – 2008
124
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Como consecuencia de la oscilación de potencia, la cual provoca la pérdida de
sincronismo, la impedancia registra un vaivén en forma de círculo alrededor del eje
de las impedancias.
Por esta razón la detección de la pérdida de sincronismo se fundamenta en el
registro de la impedancia con el fin de determinar si se produce el vaivén antes
mencionado. En la Figura 6.2 se muestra uno de los modelos empleados para la
detección de este fenómeno.
Figura 6.2 – Esquema de Protección de Pérdida de Sincronismo
Se utiliza Relés de Pérdida de Sincronismo (78) como protecciones especiales en
determinadas ubicaciones del sistema, de acuerdo a configuraciones especiales que
se puedan dar. En principio debe preverse en las interconexiones entre
Subsistemas; pero, también puede requerirse en otras ubicaciones que no se puede
anticipar y será objeto de un análisis en particular.
La Pérdida de Sincronismo (Out of Step) debe ser analizada con un Estudio de
Estabilidad.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Al producirse una Pérdida de Sincronismo la proteccion debe desconectar el
generador del sistema e iniciar una parada del grupo generador. De manera similar,
en las interconexiones debe desconectar la linea.
En el caso de una protección ubicada en una línea de transmisión, se efectúa el
disparo local donde está instalado el Relé y el disparo del extremo remoto se efectúa
manualmente.
6.2.2 Colapso de Tensión
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Al producirse un cortocircuito cerca de un centro de carga importante se produce la
disminución de la tensión consecuencia de la falla. Esta caída de la tensión
LVC – 2008
125
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
desacelera sensiblemente a los motores cuyo par depende del cuadrado de la
tensión. Al mismo tiempo, este fenómeno puede ser agravado por la disminución de
la Potencia Reactiva de los Bancos de Capacitores, la cual depende igualmente del
cuadrado de la tensión. Después de la falla, los motores tratan de tomar una
sobrecorriente para acelerarse; pero, si los generadores no son capaces de
responder a esta súbita exigencia de corriente, se puede producir una masiva
pérdida de carga.
Con el fenómeno descrito se produce una falla de Estabilidad de Tensión en el
Sistema Eléctrico.
PRINCIPIO DE DETECCION
La detección de las tensiones criticas de colapso de tensión se efectúa con Relés de
Mínima Tensión.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Al producirse una caída de tensión debe efectuarse los disparos según una
secuencia que ha sido previamente seleccionada de acuerdo a un estudio de
estabilidad de tension.
Se debe también indicar que este fenómeno es sumamente crítico dentro de las
propias centrales de generación, donde, dependiendo de la magnitud y duración del
colapso de tensión se pueden perder los motores de los servicios auxiliares. Por
tanto, en estas fallas se debe iniciar la secuencia de disparos y se debe evitar el
arranque simultáneo de los motores ante una pérdida de la tensión.
6.3
Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema
6.3.1 Bajas frecuencias por déficit de Potencia Activa
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Cuando se produce un déficit de Potencia Activa entre la generación y la carga, se
produce una disminución de la velocidad de las máquinas, lo que se traduce en una
reducción de la frecuencia. Este fenómeno puede ser regresivo por dos razones:


LVC – 2008
Al disminuir la velocidad también se disminuye la ventilación de la máquina y
su potencia nominal disminuye. Ver la Figura 3.
Si se produce la desconexión de un grupo el déficit de potencia reactiva
aumenta y existe la posibilidad de que se produzca una salida sucesiva de
los demás grupos del sistema.
126
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
MAXIMUM KVA IN PERCENT
100
MRF 2
98
96
94
92
MRF 1
90
88
92
93
94
95
96
97
98
99
100
FREQUENCY IN PERCENT
Figura 6.3 Capacidad del Generador en función de la Frecuencia
PRINCIPIO DE DETECCION
La detección de esta condición se efectúa con Relés de Mínima Frecuencia (81-u)
con la finalidad de establecer un Sistema de Rechazo de Carga que permita evitar la
desconexión de todas las generaciones y las cargas al mismo tiempo.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
La Protección de Sobretensión debe estudiarse a nivel de subsistemas y debe
analizarse los distintos escenarios de operación posible, de manera que se pueda
establecer la secuencia de desconexión mas apropiada. Se emplea un
escalonamiento de varios niveles.
6.3.2 Sobretensiones y sobrefrecuencias por Rechazo de Carga
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Cuando se produce una pérdida súbita de carga, los generadores tienden a
aumentar su velocidad con el consiguiente aumento de la frecuencia, así como una
Sobretensión permanente. En la Figura 4 se muestra el diagrama vectorial para
visualizar el fenómeno.
LVC – 2008
127
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Figura 6.4 – Sobretensión por Rechazo de Carga
PRINCIPIO DE DETECCION
La Sobretensión se detecta con un Relé de Máxima Tensión (59) y la
Sobrefrecuencia con Relés de Máxima Frecuencia (89-o)
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Al igual que lo antes mencionado, la Protección de Sobretensión debe estudiarse a
nivel de subsistemas y debe analizarse los distintos escenarios de operación posible,
de manera que se pueda establecer la secuencia de desconexión mas apropiada
según los niveles establecidos.
6.3.3 Otras Sobretensiones Temporarias
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Las Sobretensiones Temporarias son fenómenos de poco amortiguamiento, más
bien son sobretensiones sostenidas. El caso más crítico es el que se presenta luego
del rechazo de carga; pero, existen otros como son: las Fallas a Tierra, la
Resonancia, la Ferrorresonancia y el Efecto Ferranti.
PRINCIPIO DE DETECCION
Las Sobretensiones Temporarias son detectadas con Relés de Máxima Tensión
(59).
LVC – 2008
128
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
Conforme a lo antes mencionado, la Protección de Sobretensión debe estudiarse a
nivel subsistema para establecer la secuencia de disparo más apropiada.
6.4
Requerimientos de protección por estado inapropiado del sistema
6.4.1 Sobretensiones por exceso de potencia reactiva
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Durante la operación normal del sistema se puede producir en determinadas zonas
del sistema un exceso de Potencia Reactiva por cualquiera de las siguientes causas:



Pérdida de Compensadores de Potencia Reactiva como son los Reactores
en Derivación.
Efecto Ferranti por conexión en cascada de líneas de transmisión o líneas
largas en vacío.
Conexión de Bancos de Capacitores.
PRINCIPIO DE DETECCION
Para la detección de las Sobretensiones se emplea Relés de Sobretension (59), los
cuales deben tener por lo menos dos o tres niveles de actuación. Estos relés deben
estar conectados a las Barras y a cada circuito conectado a la Subestación.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
La Protección de Sobretensión debe estudiarse a nivel de subsistemas y debe
analizarse los distintos escenarios de operación posible, de manera que se pueda
establecer la secuencia de desconexión mas apropiada. En principio, al producirse
una sobretensión se requiere efectuar las siguientes acciones:
 Nivel Máximo que corresponde a la situación más crítica para la cual se debe
efectuar la desconexión de toda la barra con la finalidad de proteger a los
equipos.
 Nivel Mayor para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen:
o La desconexión de los Capacitores que se pueda tener en la
Subestación.
o La conexión de Reactores que se pueda tener en la Subestación.
 Nivel Alto para el cual sólo se debe dar Alarma.
6.4.2 Subtensiones por déficit de potencia reactiva
DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA
Durante la operación normal del sistema se puede producir en determinadas zonas
del sistema un déficit de Potencia Reactiva por cualquiera de las siguientes causas:


Pérdida de Compensadores de Potencia Reactiva como son los Bancos de
Capacitores en Derivación.
Conexión de Reactores .
PRINCIPIO DE DETECCION
LVC – 2008
129
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Para la detección de las Subtensiones se emplea Relés de Mínima tensión (27), los
cuales deben tener por lo menos dos o tres niveles de actuación. Estos relés deben
estar conectados a las Barras y cada circuito conectado a la Subestación.
DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA FALLA
La Protección de Mínima Tensión debe estudiarse a nivel de subsistemas y debe
analizarse los distintos escenarios de operación posible, de manera que se pueda
establecer la secuencia de desconexión mas apropiada. No se debe disparar todos
los circuitos simultáneamente.
En principio, al producirse una disminución de la tensión se requiere efectuar las
siguientes acciones:


6.5
Nivel Menor para el cual se debe efectuar acciones de control que incluyen:
o La conexión de los Capacitores que se pueda tener en la
Subestación.
o La desconexión de Reactores que se pueda tener en la Subestación.
Nivel Mínimo para el cual sólo se debe dar Alarma.
Requisitos Mínimos de Protecciones Sistémicas
Las protecciones sistémicas deben detectar las oscilaciones de potencia, así como
las tensiones y frecuencias anormales en el sistema; por tanto, lo que se requiere
son los siguientes relés



Relé de Pérdida de Sincronismo (78)
Relé de mínima/máxima tensión (27 / 59)
Relé de mínima/máxima frecuencia (81-u / 81-o)
Estos dispositivos deben contar con varios umbrales de ajuste según la aplicación
deseada. En la Tabla 6.1 se muestra los requisitos mínimos de protecciones
sistémicas.
Tabla 6.1 - REQUERIMIENTOS DE PROTECCIONES SISTEMICAS
REQUERMIENTO DE
PROTECCION
Pérdida de
Sincronismo en las
Por Fallas en
Máquinas
el Sistema
Eléctrico
Colapso de
Tensión
Bajas frecuencias
por déficit de
Por
Potencia Activa
funcionamient
o anormal del Sobretensiones y
sobrefrecuencias
Sistema
por Rechazo de
Carga
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Generador
Transformad
or
Reactor
Banco de
Capacitores
Línea de
Transmisión
78
-
-
-
78
27
27
-
-
27
81-u
-
-
-
-
59
81-o
59
59
59
59
130
Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN
Por estado
inapropiado
del sistema
Otras
Sobretensiones
Temporarias
Sobretensiones por
exceso de Potencia
Reactiva
Subtensiones por
déficit de Potencia
Reactiva
59
59
59
59
59
59
-
-
59
59
-
-
27
-
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