UNIVERSIDAD VERACRUZANA TESIS

UNIVERSIDAD VERACRUZANA
FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA ELÉCTRICA
“APLICACIÓN DEL SOFTWARE COMPUTER
AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) EN
PROTECCIONES A SISTEMAS DE POTENCIA”
TESIS
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE:
INGENIERO MECÁNICO ELECTRICISTA
PRESENTA:
NOHÉ RAMÍREZ GARCÍA
DIRECTOR DE TESIS:
DR. ALFREDO RAMÍREZ RAMÍREZ
XALAPA-ENRÍQUEZ, VER. ENERO 2010
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
ÍNDICE
INTRODUCCIÓN.................................................................................................... 3
CAPÍTULO I ............................................................................................................ 4
Conceptos básicos y principales consideraciones en la protección por
relevadores ............................................................................................................. 4
1.1 Protección por relevadores (definición). ...................................................... 4
1.2 Función de la protección por relevadores.................................................... 7
1.3 Principios fundamentales de la protección por relevadores. ...................... 8
1.4 Características funcionales de la protección por relevadores. ................. 10
1.5 Principales características de los relevadores de protección. .................. 12
CAPÍTULO II ......................................................................................................... 14
Características y fundamentos de la operación de los diferentes tipos de
relevadores de protección. ................................................................................... 14
2.1 Clasificación de los relevadores................................................................. 14
2.2 Principio de funcionamiento. ...................................................................... 18
2.3 Relevadores direccionales del tipo de atracción electromagnética ......... 24
2.4 Relevadores de inducción de una sola magnitud. ..................................... 25
2.5 Relevadores de inducción direccionales. .................................................. 28
CAPÍTULO III ........................................................................................................ 35
Transformadores de instrumentos para el accionamiento de los relevadores .. 35
3.1 Transformadores de corriente. ................................................................... 35
3.1.1 Simbología y marcas de polaridad. ..................................................... 38
3.1.2 Circuito equivalente de un transformador de corriente. ...................... 38
3.1.3 Clasificación de los transformadores de corriente para protección. .. 40
3.1.4 Conexiones de transformadores de corriente. .................................... 47
3.2 Transformadores de potencial. .................................................................. 49
3.2.1 Relación de transformación. ................................................................ 50
3.2.2 Clases de precisión. ............................................................................. 50
3.2.3 Conexiones de transformadores de potencial..................................... 52
CAPÍTULO IV ....................................................................................................... 54
Descripción general de la protección de sobrecorriente, direccional y de
distancia. ............................................................................................................... 54
4.1 Protección contra sobrecorriente por relevadores. .................................. 54
4.2 Coordinación por ajuste de corriente y por ajuste de tiempo.................... 56
4.3 Relevadores de sobrecorriente de tipo instantáneo. ................................. 59
4.4 Relevadores de sobrecorriente a tierra. .................................................... 59
4.5 Relevadores direccionales. ........................................................................ 60
4.6 Relevadores de distancia. .......................................................................... 64
4.7 Relevador diferencial. ................................................................................. 68
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
CAPÍTULO V ........................................................................................................ 74
Protección de líneas de transmisión. ................................................................... 74
5.1 Causas de fallas en líneas de transmisión. ............................................... 74
5.2 Protección de líneas con relevadores de sobrecorriente. ......................... 75
5.3 Protección de líneas con relevadores de distancia. .................................. 89
5.4 Protección de líneas con relevadores piloto. ............................................. 98
CAPÍTULO VI .....................................................................................................107
Aplicación del software CAPE. ..........................................................................107
CONCLUSIONES ............................................................................................... 164
BIBLIOGRAFÍA...................................................................................................165
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
INTRODUCCIÓN
El capital invertido involucrado en un sistema de potencia, para la generación,
transmisión y distribución es muy grande que se deben de tomar en cuenta las
precauciones propias para asegurar que el equipo opere lo más cercano
posible a su máxima capacidad y eficiencia, de éste modo estará protegido
contra accidentes.
La trayectoria normal de la corriente eléctrica, desde la fuente de generación a
través de conductores, en los generadores, transformadores y líneas de
transmisión a la carga, se confinan a esta trayectoria por aislamiento. No
obstante el material aislante, puede sufrir una avería ocasionada por los
efectos de temperaturas altas o por accidentes físicos, y debido a esto se
producen las fallas, puesto que la corriente sigue una trayectoria errónea.
Lo cual conocemos como cortocircuito o fuga de corriente. De modo que
cuando esto sucede se destruye la capacidad del sistema de potencia
causando una costosa pérdida o deterioro del equipo, además de una severa
baja en el voltaje y pérdida del servicio producido por ésta interrupción.
Tales fallas son raramente reparadas por un buen protector de aparatos y
líneas de potencia, además de un dispositivo de protección extra que
seguramente desviara y neutralizará la falla, aunque inevitablemente y a pesar
de estas medidas ocurrirá cierto número de accidentes ocasionados por
inesperados relámpagos que condicionan a éste tipo de accidentes.
El propósito de los relevadores de protección y sistemas de relevadores, es
hacer funcionar correctamente los circuitos para desconectar o parar la falla del
equipo tan rápido como sea posible minimizando de éste modo el problema y
el daño causado por la falla.
Lo ideal sería que se pudiera anticipar la protección y así prevenir las fallas.
Por lo tanto aquí es donde se encuentra la importancia de contar con un
software para la simulación de dichas fallas y la coordinación de las
protecciones, en este caso el software es CAPE, quien en su base de datos se
encuentras varias aplicaciones que son de mucha importancia para realizar
ejercicios con diferentes tipos de relevadores, así como la simulación de la
operación de interruptores, para hacer más eficientes y obtener mejores
resultados en las protecciones a sistemas de potencia.
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
CAPÍTULO I
Conceptos básicos y principales consideraciones en la protección por
relevadores.
1.1 Protección por relevadores (definición).
Al hablar de un sistema de potencia generalmente lo primero que llega a la
mente son las enormes redes de transmisión, los transformadores, las grandes
centrales generadoras de potencia, etc. Sin embargo todos estos elementos
solo son parte de un sistema ya que además existen elementos y componentes
que son de vital importancia, uno de ellos es la protección por relevadores.
¿Que es un relevador?; más específicamente, ¿qué es un relevador de
protección? El instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos (IEEE) define
al relevador como "un mecanismo eléctrico que está diseñado para interpretar
condiciones especificas, se encuentra para responder a la operación de cierre
a causa de un cambio abrupto o hechos similares asociados con circuitos
eléctricos de control". La siguiente nota ampliará la información: "Las entradas
son usualmente eléctricas, pero pueden ser mecánicas, térmicas, u otras
cantidades. Los interruptores de límite, y mecanismos simples similares no son
relevadores”.
La IEEE define un relevador de protección como: "Aquel cuya función es
detectar defectos de líneas o aparatos u otras condiciones del sistema de
potencia de naturaleza anormal o peligrosa y que inicia una apropiada acción
del circuito de control".
Los relevadores son utilizados en todas las partes importantes de los sistemas
eléctricos de potencia, acompañados por lo regular con fusibles para la
detección de las condiciones intolerables.
El objetivo principal y primordial de todos los sistemas de potencia es el
mantener en un alto nivel la continuidad del servicio, y que cuando ocurran
condiciones intolerables, reducir el número de cortes de energía eléctrica. Las
pérdidas de potencia, y sobrevoltajes ocurren de cualquier manera, porque es
imposible y también poco práctico, poder evitar las consecuencias de eventos
naturales y accidentes físicos; como son fallas del equipo, o mala operación
debido a errores humanos. Muchas de estas fallas resultan de: descuidos,
conexiones accidentales o "descargas" entre conductores de fase o de un
conductor de fase a tierra.
Las causas naturales que pueden provocar cortocircuitos (fallas) son descargas
atmosféricas (voltaje inducido o descarga directa en el conductor), viento, hielo,
terremotos, fuego, explosiones, árboles caídos sobre las líneas, objetos
voladores, contactos físico de animales y contaminación. Los accidentes
incluyen las fallas resultantes de choques de vehículos con los postes o equipo
vivo, así como el sabotaje por parte de las personas a las instalaciones y
equipos del sistema eléctrico de potencia. Se hace un esfuerzo considerable
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
para reducir los posibles daños, pero la eliminación de todos estos problemas
semejantes aún no es posible.
La mayoría de fallas en un sistema eléctrico de distribución con red de líneas
aéreas son fallas de fase a tierra, producto de las descargas atmosféricas, que
inducen un alto voltaje transitorio y dañan o flamean el aislamiento. En los
sistemas aéreos de distribución, el contacto de árboles con líneas originado por
viento es otra fuente de fallas. El hielo, nieve y viento durante tormentas
severas pueden originar muchas fallas y daños, al equipo.
En algunos casos la descarga originada por eventos de esta naturaleza, no
causan daño permanente si el circuito es interrumpido rápidamente. Esta
interrupción rápida es una práctica común. Pero en muchos casos se produce
una sobretensión en la tensión nominal del sistema causada por este corte
momentáneo de energía. El tiempo promedio del corte de energía está en el
orden del ½ a 1 ó 2 minutos que es un buen tiempo en comparación con
muchos minutos y horas que puede estar fuera el sistema.
Las fallas originadas en el sistema no siempre suministran cambios
significativos de las cantidades eléctricas del sistema que pueden ser usadas
para distinguir las condiciones tolerables de las no tolerables por el sistema.
Estos cambios cuantitativos, incluyen sobrecorriente, sobre o bajo voltaje,
potencia, factor de potencia, dirección de la corriente, impedancia, frecuencia,
temperatura, movimientos físicos y presión.
También la acumulación de contaminación en el aislamiento es una fuente de
falla muy común que es impredecible y que generalmente significa un
incremento en la corriente, por lo que la protección de sobrecorriente es muy
aplicada.
La protección es la ciencia, técnica o arte de aplicar y seleccionar relevadores
y/o fusibles para proporcionar la máxima sensibilidad para la detección de las
fallas o condiciones indeseables, y no obstante, evitar su operación en todas
las condiciones permisibles o tolerables.
En un sistema eléctrico de potencia se deben cuidar los siguientes aspectos:
i.
ii.
iii.
iv.
Funcionamiento normal.
Previsión de una falla eléctrica.
Reducción de los efectos de la falla.
Protección con relevadores.
Cuando se habla de un “funcionamiento normal” se cree que no existen errores
humanos, que la naturaleza no castiga al sistema y que el equipo instalado
funciona de manera correcta, por mencionar algunas situaciones. También se
considera que existen los requisitos mínimos para la alimentación de la carga
5
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
existente, además de tener una cierta cantidad de carga anticipada. Algunas de
las consideraciones son las siguientes:
i. Selección de la fuente de potencia.
ii. Localización de las centrales de generación.
iii. Transmisión de la potencia a la carga.
iv. Estudio de la carga instalada y de la carga futura.
v. Medición.
vi. Regulación de la tensión y de la frecuencia.
vii. Operación del sistema.
viii.Mantenimiento normal.
Previsión de una falla eléctrica: Las fallas que ocurren en cualquier sistema
eléctrico ocasionan pérdidas, de esta manera se debe instalar equipo adicional
al sistema con la finalidad de reducir los daños al mismo y con esto también
disminuir las interrupciones del servicio eléctrico debido a fallas.
Algunas de las características de funcionamiento y diseño que tienen como
finalidad prevenir una falla son los siguientes:
i. Provisión de un aislamiento adecuado.
ii. Coordinación de la resistencia de aislamiento con las capacidades de los
pararrayos.
iii. Uso de hilos de guarda y baja resistencia a tierra de las torres.
iv. Resistencia mecánica de diseño para reducir la exposición y para
disminuir la probabilidad de falla originada por contaminación, granizo,
animales, etc.
v. Operación y prácticas de mantenimiento apropiados.
A continuación se mencionan algunas de las características de diseño y
funcionamiento para “reducir los efectos de una falla eléctrica”:
1) Características que reducen los efectos inmediatos de una falla eléctrica:
i. Diseño para limitar la magnitud de la corriente de cortocircuito.
 Evitando concentraciones muy grandes de capacidades de generación.
 Utilizando impedancia limitadora de corriente.
ii. Diseño para soportar los esfuerzos mecánicos y los calentamientos
debidos a corrientes de cortocircuito.
iii. Dispositivos de baja tensión con acción retardada en interruptores para
evitar la caída de la carga durante disminuciones de tensión
momentáneas.
iv. Neutralizadores de fallas a tierra (bobinas Peterson).
2) Características para la desconexión rápida de los elementos defectuosos:
i. Protección por relevadores.
ii. Interruptores con suficiente capacidad interruptiva.
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
iii. Fusibles.
3) Características que reducen la pérdida del elemento defectuoso:
i. Circuitos paralelos.
ii. Capacidad de reserva de generadores y transformadores.
iii. Recierre automático.
4) Características presentes en todo el periodo, desde que inicia la falla hasta
que se elimina, para mantener la tensión y la estabilidad.
i. Regulación automática de la tensión.
ii. Características de estabilidad de los generadores.
5) Medios para observar la eficacia de las características anteriores.
i. Oscilógrafos automáticos.
ii. Observación humana eficiente y registro de datos.
6) Inspecciones frecuentes a medida que cambia el sistema o adiciones que
se hagan para estar seguro de que las características anteriores son aun
adecuadas.
La protección por relevadores es una de las características importantes del
diseño de un sistema relacionado con la disminución del daño al equipo y con
interrupciones al servicio cuando se presentan fallas en el sistema de potencia.
Aun cuando es muy importante la economía en el diseño de un sistema
eléctrico de potencia, también debe existir la certeza de que el sistema está
adecuadamente protegido.
1.2 Función de la protección por relevadores.
La función de la protección por relevadores es originar el retiro rápido del
servicio de cualquier elemento de un sistema de potencia, cuando se presenta
una falla o cuando se presenta un funcionamiento anormal que pueda
ocasionar un daño o interfiera de otra forma con el funcionamiento eficaz del
resto del sistema.
Las protecciones actúan sobre interruptores, que son los que desconectan al
elemento defectuoso cuando el equipo de protección les manda la señal. Los
interruptores se localizan de tal manera de que cada elemento (transformador,
línea de transmisión, generador, etc.) pueda aislarse por completo del resto del
sistema.
Estos interruptores deben tener la capacidad suficiente para conducir corrientes
máximas de cortocircuito de manera momentánea y además poder interrumpir
dicha corriente; deben soportar también el cierre de un cortocircuito semejante
e interrumpirlo de acuerdo con normas establecidas.
La función principal de los relevadores es la de reducir los efectos de los
cortocircuitos, una función secundaria de la protección por relevadores es
indicar el lugar donde se presenta la falla, además de indicar que tipo de falla
se presenta. Estos datos ayudan en la reparación oportuna; también
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
proporcionan medios para el análisis de la eficacia de la prevención de la falla y
las características de disminución que incluye la protección por relevadores.
1.3 Principios fundamentales de la protección por relevadores.
La filosofía general para aplicar la protección por relevadores consiste en dividir
todo el sistema eléctrico de potencia en zonas de protección a las cuales los
relevadores las puedan proteger de manera eficiente, con una mínima cantidad
de interrupciones del suministro eléctrico.
En la Figura 1.1 se puede observar un sistema eléctrico de potencia dividido en
zonas:
1.
2.
3.
4.
5.
Generadores o unidades tipo generador-transformador.
Transformadores.
Barras.
Líneas de transmisión.
Motores.
Figura 1.1. Diagrama de la zonas de protección en un sistema eléctrico de potencia.
Las zonas de protección están traslapadas para evitar la posibilidad de áreas
sin protección. El traslape se logra conectando los relevadores a los
transformadores de corriente como se muestra en la figura 1.2. Cualquier
anomalía en la pequeña área entre los transformadores de corriente se detecta
por la protección de ambas zonas y dispara todos los interruptores de las dos
zonas.
Considerando en un principio un equipo de protección solo contra
cortocircuitos. Existen dos grupos de dichos equipos: el primero llamado
protección primaria, y el segundo protección de respaldo.
Es obvio que la confiabilidad es de vital importancia en un sistema de
protección, sin embargo existen muchos factores que pueden afectarla
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
recordando que también el interruptor pude llegar a fallar. Por estas razones se
usan zonas de protección primaria y de respaldo para garantizar el libramiento
de una falla bajo cualquier situación.
Figura 1.2. Zonas de protección traslapadas.
La protección primaria como su nombre lo dice es la primera en actuar cuando
se presenta una falla, debe ser capaz de librarla en el menor tiempo posible y
también debe abrir únicamente los interruptores del circuito donde se presentó
la falla.
En cuanto a la protección de respaldo es generalmente más pausada
comparándola con la protección primaria. La protección de respaldo debe
operar cuando la protección primaria no opera, por cualquier circunstancia; de
modo que actúa como respaldo local. Otro caso es cuando no abra el
interruptor de un circuito con falla en una subestación lejana; entonces actúa
como protección de respaldo remota.
Generalmente la protección de respaldo solo se emplea para protección de
cortocircuitos. La experiencia ha mostrado que la protección de respaldo no es
justificable económicamente para casos distintos de los cortocircuitos.
Se debe mencionar también que cuando la protección primaria está fuera de
servicio por reparación o por mantenimiento, la protección de respaldo actuará
como protección primaria.
La protección por relevadores para los casos que no sean de cortocircuito se
incluye en la protección primaria. Cada elemento del sistema se encuentra
provisto de protecciones independientes que actuarán cuando se presente un
funcionamiento anormal y abrirán interruptores para proteger a dicho elemento.
Y la protección de respaldo para cortocircuitos va a funcionar cuando ocurran
otras condiciones diferentes que produzcan tensiones o corrientes anormales.
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 1.3 Diagrama unifilar con varias LT en un sistema eléctrico de potencia.
Analizando el diagrama de la Figura 1.3, simulando una falla en la línea 5-6,
debe operar su protección primaria abriendo los interruptores 5 y 6. Si ésta
llegara a fallar por cualquier circunstancia deberán operar las protecciones de
respaldo local abriendo los interruptores 5 y 6 respectivamente. Si no llegara a
operar el interruptor 5 deben operar las protecciones de respaldo remoto, es
decir; en 1 y 2 respectivamente. En el caso de que fallara 6 deberá operar con
respaldo remoto los interruptores 9 y 10.
Si la falla llegara a ocurrir en las barras colectoras de la SE “3”, debe operar la
protección primaria desconectando los interruptores 3, 4 y 5, en caso de que
no opere la protección, deben operar con protección de disparo remoto los
interruptores 1, 2 y 6, para librar la falla.
1.4 Características funcionales de la protección por relevadores.
La aplicación de la protección por relevadores divide en forma muy estricta las
partes del sistema de potencia, cada una con sus problemas particulares. Se
debe tomar muy en cuenta la aplicación de cinco principios fundamentales
para obtener un buen diseño y una protección eficaz, que se mencionan a
continuación:
i. Confiabilidad. Habilidad de la protección o conjunto de protecciones para
operar correctamente cuando se requiere y evitar operaciones indebidas.
Es un requisito básico que el equipo de protecciones sea confiable.
Cuando la protección por relevadores no funciona adecuadamente, las
características de reducción implicadas son muy inefectivas. Por lo tanto,
es esencial que el equipo de protección por relevadores sea muy
confiable y que la aplicación, mantenimiento e instalación aseguren que
se aprovecharán al máximo.
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Los sistemas de protección deben funcionar correctamente bajo
condiciones adversas del sistema y del medio que lo rodea. Deben operar
en respuesta a disturbios en su área asignada o bloquear correctamente
si el disturbio ocurre fuera de su área.
La aplicación adecuada del equipo de protección por relevadores
involucra una selección no solo del equipo de relevadores sino también de
los aparatos asociados.
ii. Velocidad. Librar la falla en el tiempo mínimo requerido y el menor daño al
equipo.
iii. Selectividad. Es la propiedad mediante la cual se aísla el elemento del
sistema que se encuentra en falla, y las demás secciones se encuentran
en condiciones normales (lograr máxima continuidad de servicio y mínima
desconexión de circuitos). Se habla de una selectividad absoluta cuando
la protección se acciona únicamente cuando ocurren fallas dentro de su
zona, y se hace referencia a la selectividad relativa si se obtiene
graduando los ajustes de las protecciones de las diversas zonas que
puedan responder a una falla dada.
iv. Simplicidad. Un sistema de protección se debe de diseñar de una manera
muy simple, pero debe cumplir con sus propósitos de diseño (mínimo
equipo y mínimo alambrado).
v. Economía. Se busca tener la máxima protección al mínimo costo. Cuando
se habla de un sistema de valor inicial bajo generalmente no es el más
confiable, ya que presenta dificultades mayores cuando se instala y
cuando se opera.
Los relevadores de alta velocidad ofrecen mayor continuidad del servicio
reduciendo los daños producidos por disturbios y daños al personal.
Generalmente estos relevadores tienen un costo inicial alto, que no siempre se
puede justificar, por lo tanto para la protección de los sistemas de potencia se
hace una combinación de los relevadores de baja y alta velocidad ya que
ambos tipos son muy confiables.
La protección por relevadores se examina sobre la base primordial que es la
contribución al mejoramiento del servicio de los consumidores, dentro de lo
económicamente posible. La contribución de la protección por relevadores es
ayudar al sistema de potencia, además de funcionar con mayor eficiencia y
efectividad posible cuando ocurre una falla. Esto lo realiza el sistema de
protección, en la siguiente forma:
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
A. Disminuyendo el daño al ocurrir una falla, reduciendo:
i. El costo de la reparación.
ii. La posibilidad de que la falla pueda extenderse e involucrar otros
equipos.
iii. El tiempo que el equipo está fuera de servicio.
B. Reduciendo la cantidad de equipo de reserva:
i. Con el restablecimiento oportuno del servicio.
ii. Disminuyendo la probabilidad de otra falla, antes que la primera sea
reparada.
C. Permitiendo el uso más completo de la capacidad del sistema:
i. Los relevadores de alta velocidad libran las fallas en tiempos más
pequeños.
ii. Evitando la pérdida de sincronismo del sistema de potencia.
Para obtener una seguridad de operación cuando se requiera de la intervención
de un relevador, además de la confiabilidad misma del instrumento se deben
implementar programas de mantenimiento que los mantenga en buenas
condiciones para tener la certeza de que en cualquier momento que ocurra una
falla el relevador opere de forma eficiente y precisa, de acuerdo a la política de
seguridad establecida para el sistema eléctrico de que se trate y ésta consiste
en la justificación del costo de la protección incluyendo el capital, mano de obra
y mantenimiento en función de la importancia del servicio que prestara el
sistema eléctrico.
1.5 Principales características de los relevadores de protección.
Un sistema de potencia no funcionaría sin la protección por relevadores, pero
esto no lo hace apreciable. Como en toda buena ingeniería, la economía es de
vital importancia. El ingeniero de protecciones puede justificar por lo general
gastos para la protección por relevadores sobre la base de una práctica
normalizada, las circunstancias pueden alterar dichos conceptos, y a menudo
viene a ser necesario evaluar los beneficios que van a lograrse. Esta no es una
cuestión por justificar la protección por relevadores, sino evaluar hasta donde
es factible la inversión para obtener la mejor protección.
Como todas las otras partes de un sistema de potencia, la protección por
relevadores se evaluaría sobre la base del mejoramiento al servicio eléctrico,
económicamente posible para los usuarios. La contribución de la protección por
relevadores es ayudar al resto del sistema de potencia a funcionar con la
mayor efectividad y eficiencia posible ante la falla. Todo esto lo hace la
protección por relevadores disminuyendo el daño cuando se presentan las
fallas, la protección por relevadores disminuye:
1. El costo de la reparación del daño.
2. La probabilidad de que la falla pueda extenderse e involucrar otro equipo.
12
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
3. El tiempo que el equipo está fuera de servicio.
4. La pérdida en ingreso y la tirantez de las relaciones públicas mientras el
equipo está fuera de servicio.
La calidad del equipo de protección por relevadores afecta a los gastos de
ingeniería al aplicar el equipo de protección mismo. El gasto justificable para un
equipo dado de protección por relevadores es necesariamente proporcional al
valor o importancia del elemento de un sistema que va a ser protegido de un
modo directo. Una falla en ese elemento de sistema puede afectar la capacidad
para dar servicio del sistema completo y, por lo tanto, ese equipo de protección
está protegiendo realmente el servicio del sistema completo. Algunos de los
paros más serios han sido ocasionados por los efectos que provienen de una
falla original en equipo de relativa importancia que no se protegió de manera
adecuada.
Todos los relevadores utilizados para la protección de cortocircuitos y muchos
otros tipos, también funcionan en virtud de la corriente y/o tensión
proporcionada a éstos por los transformadores de instrumentos (corriente y
tensión) conectados en diversas combinaciones al elemento del sistema que va
a protegerse. Por cambios ya sean individuales o relativos en estas dos
magnitudes las fallas señalan su presencia, tipo, y localización a los
relevadores de protección. Para cada tipo y localización de falla, existe alguna
diferencia característica en estas magnitudes así como varios tipos de equipos
de protección por relevadores disponibles, cada uno de los cuales está
diseñado para reconocer una diferencia particular y funcionan en respuesta a
ésta.
Existen más diferencias posibles en estas magnitudes de las que uno pueda
sospechar. Las diferencias en cada magnitud son posibles en una o más de las
que siguen:
i.
ii.
iii.
iv.
v.
vi.
vii.
Magnitud
Frecuencia.
Ángulo de fase.
Duración.
Razón de cambio.
Dirección u orden de cambio.
Armónicas o forma de onda.
De modo que, cuando corriente y tensión son considerados en combinación, o
relativas a magnitudes similares en diferentes localidades, uno puede empezar
a darse cuenta de los medios disponibles para propósitos de discriminación.
Esta es una circunstancia afortunada que, aunque la naturaleza ha impuesto en
su forma contraria la precisión de la falla de un sistema eléctrico de potencia,
nos ha provisto al mismo tiempo con un medio para combatirla.
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
CAPÍTULO II
Características y fundamentos de la operación de los diferentes tipos de
relevadores de protección.
2.1 Clasificación de los relevadores.
La clasificación de los relevadores tomando en cuenta sus características
constructivas, los cuales pueden ser:
A. Relevadores electromagnéticos. Se basan en la fuerza de atracción
ejercida entre pieza de material magnético y son accionados por una
señal de corriente.
B. Relevadores de inducción. Estos relevadores tienen muchas
aplicaciones y su principio de funcionamiento es el mismo que el de los
motores de inducción, los cuales utilizan el sistema de estructura
electromagnética. Son accionados por una señal de corriente.
C. Relevadores electrónicos. Estos relevadores funcionan por medio de
diodos, tiristores, transistores, etc. Su principal característica es que son
de mayor velocidad de operación. Su funcionamiento es equivalente al
de los relevadores electromagnéticos.
D. Relevadores térmicos. Estos relevadores operan dejando fuera de
servicio al equipo o máquina que protegen, y el cual ha sido sometido a
sobrecarga o a falla. Estos efectos producen calentamiento excesivo
elevando la temperatura de los devanados. Estos relevadores son muy
utilizados en transformadores de mediana y de gran potencia. Estos
relevadores generalmente toman en cuenta la imagen térmica del equipo
que protege, es decir; de un dispositivo cuya ley de calentamiento sea
análoga a la ley del objeto protegido. Tienen tres contactos los cuales
cierran a diferentes temperaturas. Uno de tales contactos sirve para el
control de abanicos otro para evitar una señal de alarma y el último para
enviar una señal de disparo dejando fuera el equipo que se protege.
Varios dispositivos incluyendo los relevadores, han sido provistos de
identificación, de su operación con números y algunas veces con sufijos de
letras apropiadas para uso de esquemas y diagramas de alambrado. Estos
fueron introducidos por NEMA y ahora adoptados como norma estándar para
sistemas de interrupción automática por la AIEE. Son como se presentan
enseguida, haciendo mención de solo aquellos de relevante importancia:
No. De Disp.
Definición y función
12
SOBRE-VELOCIDAD: Es generalmente un switch de velocidad
conectado directamente y que funciona al sobrepasar de un
valor determinado la velocidad de una máquina.
13
VELOCIDAD SINCRÓNICA: Tal como un switch centrífugo de
velocidad, un relé de voltaje, un relé de baja corriente o
14
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
cualquier tipo de dispositivo, opera aproximadamente a la
velocidad sincrónica de la máquina.
14
BAJA VELOCIDAD: Funciona cuando la velocidad de una
máquina cae por debajo de un valor predeterminado.
15
DISPOSITIVO QUE EMPAREJA LA VELOCIDAD O
FRECUENCIA: Iguala y mantiene la velocidad o la frecuencia
de una máquina o de un sistema igual o aproximadamente igual
al de la otra máquina, fuente o sistema.
21
RELÉ DE DISTANCIA: Funciona cuando la admitancia,
impedancia o reactancia de un circuito, aumenta o disminuye
más allá de los límites predeterminados.
23
CONTROL DE TEMPERATURA: Funciona al elevar o bajar la
temperatura de una máquina u otro aparato, cuando excede o
baja un valor predeterminado.
25
SINCRONISMO: Opera cuando dos circuitos están dentro de
límites deseados de frecuencia, ángulo de fase o voltaje para
permitir o hacer el emparalelamiento de esos dos circuitos.
27
RELÉ DE BAJO VOLTAJE: Funciona a un cierto valor de bajo
voltaje.
32
RELÉ DIRECCIONAL DE POTENCIA: Funciona en valor
deseado de flujo de potencia en una dirección dada o porque se
invierte la potencia como resultado de invertir el ánodo-cátodo
de un rectificador de potencia.
37
RELÉ DE BAJA-CORRIENTE O BAJA-POTENCIA: Dispositivo
que funciona cuando la corriente o flujo de potencia disminuye a
menos de un valor predeterminado.
40
RELÉ DE CAMPO: Opera a un dado o bajo valor anormal o
pérdida de la corriente de campo de una máquina o a un
excesivo valor del componente reactivo de la corriente de
armadura en máquinas de CA, que indican la excitación anormal
baja del campo.
46
RELÉ DE CORRIENTE, INVERSION DE FASE, O BALANCE
DE FASE: Funciona cuando las corrientes polifásicas son de
secuencia inversa de fase, o cuando las corrientes se
desbalancean o contienen componentes de secuencia de fase
negativa, sobre una cantidad dada.
49
RELÉ TÉRMICO DE MÁQUINA O TRANSFORMADOR:
Funciona cuando la temperatura de armadura de una máquina
15
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
de CA u otra carga que tiene devanado o elemento de máquina
de CD, convertidor o rectificador de potencia (incluyendo un
transformador rectificador de potencia) excede a un valor
predeterminado.
50
RELÉ DE SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEO: Funciona
instantáneamente a un excesivo valor de corriente o a una
excesiva relación de aumento de corriente, de este modo
indicando una falla en el aparato o circuito que protege.
51
RELÉ DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO CA: Es un
dispositivo con una característica de tiempo definida o inversa
que funciona cuando la corriente en un circuito excede de un
valor predeterminado.
52
INTERRUPTOR DE CA: Dispositivo que se usa para cerrar e
interrumpir un circuito de potencia bajo condiciones normales o
para interrumpir este circuito bajo condiciones de falla o de
emergencia.
53
RELÉ EXCITADOR DE CD: Dispositivo que obliga la excitación
del campo de la máquina de CD reforzándola durante el
encendido o que funciona cuando el voltaje de la máquina ha
alcanzado un valor dado.
54
INTERRUPTOR DE ALTA VELOCIDAD: Es un interruptor que
funciona para reducir la corriente al inicio en el circuito principal
en 0.01 segundos o menos, después de ocurrir la sobrecorriente
CD o relación excesiva de alza corriente.
55
RELÉ DE FACTOR DE POTENCIA: Opera cuando el factor de
potencia en un circuito de CA aumenta o disminuye más de un
valor predeterminado.
56
RELÉ DE APLICACIÓN DE CAMPO: Es un dispositivo que
controla automáticamente la aplicación de la excitación del
campo a un motor de CA a un punto predeterminado en el lapso
de ciclo.
59
RELÉ DE SOBREVOLTAJE: Es un dispositivo que funciona a
un cierto valor dado de sobrevoltaje.
60
RELÉ DE BALANCE DE VOLTAJE: Dispositivo el cual opera a
una diferencia dada en voltaje entre dos circuitos.
61
RELÉ DE BALANCE DE CORRIENTE: Dispositivo que opera a
una diferencia dada de entrada o salida de corriente de dos
circuitos.
16
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
62
RELÉ DE RETARDO DE TIEMPO DE PARAR O ABRIR: Es un
dispositivo retardador de tiempo que sirve en conjunción con el
aparato que inicia la operación del cierre, paro o apertura en una
secuencia automática.
63
RELÉ DE PRESIÓN, FLUJO O NIVEL DE GAS Ó LÍQUIDO: Es
un aparato que opera en un dado valor de presión flujo o nivel
de gas o liquido o a una relación dada de cambios de estos
valores.
64
RELÉ PROTECTOR DE TIERRA: Funciona en fallas del
aislamiento de una máquina, transformador o de otro aparato
que tenga conexión a tierra. NOTA: esta función es asignada
solamente a un relé que detecta el flujo de corriente de la
armazón de una máquina o cubierta, estructura o una pieza de
un aparato a tierra en un circuito o devanado normalmente no
conectado a tierra. No se aplica a un dispositivo conectado en el
circuito secundario o neutro secundario de un transformador de
corriente o transformadores de corriente, conectados en el
circuito de potencia de un sistema normalmente aterrizado.
67
RELÉ DIRECCIONAL DE SOBRECORRIENTE CA: Funciona a
un valor deseado de sobrecorriente fluyendo en una dirección
predeterminada.
72
INTERRUPTOR CD: Se usa para cerrar e interrumpir un circuito
de potencia bajo condiciones normales o para interrumpir este
circuito bajo condiciones de falla, emergencia o peligro.
74
RELÉ DE ALARMA: Este dispositivo es diferente al relé
anunciador (con No. 30), y que se usa para operar en conexión
con una alarma visual o auditiva.
76
RELÉ DE SOBRECORRIENTE CD: Aparato el cual funciona
cuando la corriente excede a un valor dado.
78
RELÉ MEDIDOR DE ÁNGULO DE FASE O DE
DESBALANCE: Es un dispositivo que funciona a un valor
predeterminado de ángulo entre dos voltajes, dos corrientes o
entre voltaje y corriente.
81
RELÉ DE FRECUENCIA: Dispositivo que funciona a un
predeterminado valor de frecuencia ya sea por arriba o por
abajo o a la frecuencia normal del sistema o relación de cambio
de frecuencia.
84
MECANISMO DE OPERACIÓN: Es el mecanismo eléctrico
completo o servomecanismo, incluyendo el motor de operación,
solenoides, posición de los switches, etc. Para un cambio
disponible, regulador de inducción, o cualquier pieza de aparato
17
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
que no tenga número de función de aparato.
85
RELÉ RECEPTOR DE MENSAJE O DE CONDUCTORPILOTO: Aparato el cual es operado o controlado por una señal
usada en conexión con la corriente mensajera o conductor piloto
de CD en una falla de relevamiento direccional.
86
RELÉ DE
eléctricamente
funciona para
mantenerlo así
87
RELÉ DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL: Dispositivo el cual
funciona a un porcentaje, ángulo de fase u otra diferencia
cuantitativa de dos corrientes o algunas otras cantidades
eléctricas.
90
DISPOSITIVO REGULADOR: Funciona para regular una
cantidad o cantidades, tales como: voltaje, corriente, potencia,
velocidad, frecuencia, temperatura y carga a un cierto valor o
valores entre ciertos límites para máquinas, líneas enlazadas u
otros aparatos.
91
RELÉ DIRECCIONAL DE VOLTAJE: Dispositivo el cual opera
cuando el voltaje a través de un interruptor abierto o contactor
excede en un valor dado en una dirección dada.
92
RELÉ DIRECCIONAL DE VOLTAJE Y POTENCIA: Aparato
que permite o causa la conexión de dos circuitos cuando la
diferencia de voltajes entre ellos excede a un valor dado en una
dirección predeterminada y causa que estos dos circuitos se
desconecten el uno del otro cuando el flujo de potencia entre
ellos exceda a un valor dado en la dirección opuesta.
CIERRE FORZADO: Dispositivo operado
que se reajusta manual o eléctricamente que
suspender el funcionamiento de un equipo y
al presentarse condiciones anormales.
2.2 Principio de funcionamiento.
Los relevadores de protección para sistemas de potencia, están formados por
una o más unidades de decisión o detectores de fallas, además de los circuitos
lógicos y unidades auxiliares que necesiten. Debido a que varios de estos
detectores de fallas se usan en diferentes relevadores, son llamados unidades
básicas.
El principio de funcionamiento de todos los relevadores considerados es
función de una respuesta a una o más magnitudes eléctricas, ya sea para abrir
o cerrar contactos.
Existen dos principios fundamentales de funcionamiento diferentes de los
relevadores que son:
i.
Atracción electromagnética.
18
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
ii.
Inducción electromagnética.
Los de atracción electromagnética emplean un embolo que es atraído dentro
de un solenoide, o una armadura que es atraída por los polos de un
electroimán, estos relevadores pueden ser accionados por corriente alterna o
por corriente directa.
Los relevadores de tipo inducción electromagnética funcionan en forma
análoga al motor de inducción, por este motivo el par se obtiene mediante la
inducción en el rotor. Estos relevadores solo son accionados por corriente
alterna.
De acuerdo a su tipo de estructura se tiene que las cinco primeras utilizan el
principio de atracción electromagnética, mientras las siguientes usan el de
inducción electromagnética. Las estructuras iv, vii, viii, ix y x son direccionales
y las correspondientes a v y xi son diferenciales.
i.
ii.
iii.
iv.
v.
vi.
vii.
viii.
ix.
x.
xi.
Atracción de Armadura (Abisagrada).
Atracción de Armadura (Pivotada).
Núcleo de Succión.
Direccional de Atracción Electromagnética.
Diferencial de Atracción Electromagnética.
Polo sombreado.
Vatihorimétrica.
Cilindro de Inducción.
Anillo de Inducción Doble.
Anillo de inducción Sencillo.
Diferencial de Inducción
Figura 2.1 (i) Atracción de Armadura (Abisagrada); (ii) Atracción de Armadura
(Pivotada).
Figura 2.2 (iii) Núcleo de Succión; (iv) Direccional de Atracción Electromagnética.
19
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 2.3 (v) Diferencial de Atracción Electromagnética; (vi) Polo sombreado.
Figura 2.4 (vii) Vatihorimétrica; (viii) Cilindro de Inducción.
Figura 2.5 (ix) Anillo de Inducción Doble; (x) Anillo de inducción Sencillo.
20
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 2.6 (xi) Diferencial de Inducción.
En relación con los contactos, estos pueden ser normalmente abiertos o
normalmente cerrados. Se entiende por condiciones normales cuando el
relevador no opera, es decir; está fuera de servicio y precisamente la posición
que adopten dichos contactos en estas circunstancias será lo que los defina
como normalmente abiertos (NA) o normalmente cerrados (NC).
El símbolo para designar contactos NA o NC se muestran en la figura:
Figura 2.7 Símbolos de los contactos.
Para tener una mejor comprensión de los contactos se hacen las siguientes
definiciones:
Valor de puesta en trabajo: es el valor mínimo de la magnitud de influencia
que logra abrir o cerrar los contactos del relevador.
Valor de reposición: es cuando la magnitud de influencia disminuye y los
contactos retornan a su condición normal.
Valor de paso al reposo: es cuando un relevador funciona para abrir un
contacto pero no se repone, se dice que este pasa al reposo y el valor máximo
de la magnitud de influencia a la que esto ocurre se llama valor de paso al
reposo.
Indicadores de funcionamiento o indicadores: son elementos de cierto color
que son accionados por el mecanismo del relevador, o eléctricamente por flujo
de la corriente de contacto y salen a la vista cuando funciona el relevador.
Bobinas de sello y de retención: para la protección de los contactos del
deterioro y evitar falsos contactos, algunos relevadores están provistos de una
pequeña bobina conectada serie con los contactos, ésta se localiza sobre un
21
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
electroimán que actúa sobre la armadura en el conjunto móvil del contacto, de
esta forma una vez que se establece el flujo de corriente de la bobina de
disparo, los contactos se mantendrán herméticamente cerrados. Esta
descripción corresponde a lo que se conoce como bobina de sello, pues otros
relevadores emplean precisamente otro pequeño relevador cuyos contactos
están en derivación con los del relevador de protección para mantener cerrado
el circuito mientras fluya la corriente de disparo. Este relevador es conocido
como relevador de contactos de sello o de retención.
Ajuste de puesta en trabajo o de reposición: aquí se utilizan bobinas de
corriente o bobinas de potencial, en ambos casos deberán tener tomas o
resistencias o bien el ajuste se logrará por un resorte ajustable o por la
variación del entrehierro con respecto a su solenoide o electroimán.
Las figuras 2.8 y 2.9 complementan la idea para comprender de mejor maner a
la operación, el control, su disposición, etc.; en cuanto a los contactos de un
relevador.
Figura 2.8 Alternativas de los métodos de contactos de sello.
Figura 2.9 Curvas de tiempo de funcionamiento contra el valor de la magnitud de
influencia.
22
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Continuando con el análisis correspondiente para los distintos tipos de
relevadores, vemos el principio de funcionamiento del relevador de una sola
magnitud de atracción electromagnética.
La fuerza que se desarrolla sobre el elemento móvil es proporcional al
cuadrado del flujo en el entrehierro. Despreciando el efecto de saturación, la
fuerza total es:
F K1 I 2 K 2
F Fuerza neta.
K1 Constante de conversión de la fuerza.
I Corriente eficaz en la bobina.
K 2 Fuerza de retención.
Cuando el relevador está en el límite de la puesta en trabajo, la fuerza neta es
cero, entonces la característica de funcionamiento es:
K1 I 2
K 2 o bién; I
K2
K1
Una característica que afecta la aplicación de algunos de estos relevadores es
la diferencia relativamente grande entre sus valores de puesta en trabajo y de
reposición. El problema es menor en relevadores de CA que en CD, donde es
entre 90 a 95%, en cambio, en CD se habla de un 60 a 90%, para aplicaciones
en sobrecorriente, el relevador dispara un interruptor que reduce la corriente a
cero, y por esto el valor de reposición no es de consecuencia.
Otra anomalía que representan estos relevadores es la tendencia a la vibración
sobre todo en CA, una mejoría se consigue si las piezas polares tienen anillos
de sombra que dividan el flujo del entrehierro en dos componentes fuera de
fase, así disminuye la tendencia a reponer cada medio ciclo, cuando el flujo
pasa por cero.
Estos relevadores no se recomiendan en control direccional, como son de
respuesta rápida son afectados por los transitorios y particularmente por la CD
descentrada en ondas de CA. El relevador se podrá poner en trabajo durante
un transitorio dependiendo de la cantidad de descentrado, su constante de
tiempo y de su velocidad. Esta tendencia se conoce como “sobrealcance”.
Estos relevadores son de funcionamiento rápido, y son recomendables cuando
no se desea retardo, si éste fuera necesario se obtendría, mediante fuelles,
amortiguadores, escapes, etc. Si la acción retardada es muy corta, ésta se
obtendría con relevadores de CD rodeando al circuito magnético con un anillo
23
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
de baja resistencia o slug, que aumenta o disminuye el entrehierro según se
desea.
2.3 Relevadores direccionales del tipo de atracción electromagnética.
Los relevadores direccionales del tipo de atracción electromagnética funcionan
con CD o CA rectificada. El uso más común es en protección de circuitos de
CD, donde la magnitud de influencia se obtiene de una resistencia en
derivación o directamente del circuito.
La figura 2.10 es un esquema de un relevador direccional de atracción
electromagnética.
Figura 2.10 Relevador direccional de atracción electromagnética.
La armadura móvil magnetizada por la corriente que fluye en la bobina actuante
alrededor de la armadura, y con tal polaridad como para cerrar contactos. Un
cambio de polaridad de la magnitud de influencia invertirá las polaridades
magnéticas de los extremos de la armadura que ocasionará la apertura de
contactos. En la misma figura 2.10 se ve entre la sección X y Y una bobina
polarizadora la cual, en ocasiones es remplazada por un imán permanente.
Un análisis de la fuerza que hace mover la armadura será el siguiente,
despreciando la saturación:
F
K1 I p I a
24
K2
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Cuando el relevador está en el límite de funcionamiento:
I pIa
K2
K1
cte.
Este relevador se denomina direccional precisamente por la capacidad que
tiene de distinguir entre dos direcciones opuestas de la c orriente de la bobina
actuante o entre polaridades opuestas.
Con un imán permanente de polarización o con la bobina polarizadora activada
por una corriente constante, la característica de funcionamiento es:
Ia
K2
K1 I p
cte.
Se exige para I a un valor para la puesta en trabajo, así como una polaridad
correcta.
Este relevador es más eficiente que los de armadura articulada o solenoide, por
la energía requerida del circuito de la bobina actuante. Por esta razón estos
relevadores se emplean cuando la fuente es una resistencia en derivación de
CD. Otra opción para operar este relevador es el uso de CA rectificada de onda
completa, esto sería un relevador de CA de baja energía.
Los relevadores direccionales son instantáneos, pero un retardo corto se logra
con un slug colocado alrededor de la armadura. Por la elevada relación de
corriente continua o capacidad de tensión al valor de puesta en trabajo, se
tendrán calentamientos con el consiguiente aumento de la eficiencia.
2.4 Relevadores de inducción de una sola magnitud.
Los relevadores del tipo de inducción son los más ampliamente utilizados en la
protección por relevadores, utilizan exclusivamente CA por el principio de
funcionamiento. Estos relevadores son motores de inducción de fas e auxiliar
provistos de contactos. La fuerza actuante se desarrolla en un elemento móvil,
ya sea un disco o bien otra forma de rotor de material no magnético que sea
conductor de corriente, para eliminar el efecto de las corrientes parásitas de
Foucault.
25
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
En la figura las corrientes fluyen en el rotor por la influencia de las dos
tensiones. La corriente producida por un flujo reacciona con el otro, y viceversa,
de este modo se dá lugar a la fuerza actuante sobre el rotor.
La figura 2.11 se ilustra cómo se produce la fuerza actuante sobre el rotor.
Figura 2.11 Producción del par en un relevador de inducción.
1
1
sen t; donde
1
es el flujo máximo.
Así mismo
2
2
sen( t
)
Siendo θ el ángulo de fase entre los flujos
1 y
2 . Para evitarse el considerar
la autoinducción de las corrientes creadas en la placa y también el ángulo de
fase de estas con respecto a sus fuerzas electromotrices que por lo demás son
despreciables, se puede establecer que las corrientes son proporcionales a las
derivadas del flujo con respecto al tiempo, según las expresiones siguientes:
i
1
i
2
d 1
dt
d 2
dt
1
cos t
cos( t
2
)
Como se puede observar en la figura las fuerzas F1 y F2 se encuentran en
oposición y la resultante será la diferencia de ellas:
F
( F2 - F1 )
( 2i
1
1
i 2)
Sustituyendo los valores de los flujos en esta ecuación tenemos:
F
1
2
sen
La ecuación anterior nos indica que la fuerza es constante en todo momento
dependiendo únicamente de los valores máximos de los flujos y el ángulo de
fase entre ellos.
26
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
En los relevadores de inducción de acuerdo con su estructura de
funcionamiento, hay una clasificación como sigue: de polo sombreado, tipo
Wattorímetro tipo de tambor o copa de inducción y de anillo sencillo.
En el relevador de polos sombreados el flujo principal se divide en dos flujos
desfasados. El relevador de tipo Wattorímetro contiene dos bobinas separadas,
cada una de ellas produce un flujo que creará la fuerza neta para mover el rotor
que es un disco. Los relevadores tipo tambor o copa de inducción y el de anillo
de inducción, son parecidos a los motores de inducción, solo que aquí el hierro
del rotor está estacionario y el tambor que es un cilindro hueco es el que gira,
la misma operación se desarrolla si la parte que gira es uno o dos anillos.
El relevador tipo polos sombreados es un ejemplo de éstos. También los otros
relevadores de inducción pueden ser utilizados con una sola magnitud de
influencia, conectando sus circuitos actuantes en serie o paralelo, el
defasamiento entre los flujos está en función de la relación X/R que será
distinta para cada circuito.
En la siguiente figura se muestra en forma esquemática la construcción del
relevador de inducción.
Figura 2.12 Relevador de inducción tipo de polos sombreados.
Si se desprecia el efecto de saturación el par de estos relevadores es:
T
K1 I 2
K2
T
K 1V 2
K2
si el relevador es de corriente.
si el relevador es de voltaje.
En estos relevadores el par es controlado por un contacto en serie con uno de
los circuitos si éstos están en paralelo o en serie con una parte del circuito si
éstos están en serie.
Un relevador se diseña para tener la puesta en trabajo más baja a su
frecuencia nominal. El efecto de ligeros cambios en la frecuencia, en los
sistemas de potencia, puede despreciarse, pero una forma distorsionada de la
onda puede alterar la característica de puesta en trabajo y tiempo.
27
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
En general, la puesta en trabajo de los relevadores de alta velocidad, es tan
alta que de esta forma compensa cualquier tendencia al sobrealcance.
La relación de reposición a puesta en trabajo está entre 95% y 100% y son la
fricción y compensación imperfecta del resorte de control del par, las únicas
cosas que hacen que la relación sea del 100%. Además, la relación no se
afectará por el ajuste de la puesta en trabajo, donde las bobinas de corriente
con tomas, proporcionan el ajuste de la puesta en trabajo.
Cuando se necesita el recierre rápido automático de un interruptor, el tiempo de
reposición de un relevador de tiempo inverso, puede ser una característica
crítica para su selección. Si todos los relevadores involucrados no tienen
tiempo de reposición rápida, después que se dispara un interruptor, y antes que
este recierre, y si el otro que originó el disparo se restablece cuando cierra el
interruptor, algunos relevadores pueden funcionar muy rápido y disparar sin
necesidad.
Las curvas de tiempo inverso se obtienen con relevadores cuyo rotor en un
disco y estructura de polo sombreado o del tipo Wattorímetro. El
funcionamiento de alta velocidad se obtiene con las estructuras de tambor de
inducción o de anillo de inducción.
2.5 Relevadores de inducción direccionales.
El relevador direccional es de tipo de inducción y solamente toma en cuenta en
qué dirección se encuentra la falla. Por lo que cierra sus contactos solamente
cuando la energía circula en un sentido determinado.
Debido a la característica direccional este relevador tiene la característica
principal de funcionamiento de ser selectivo, o sea que se desconecta
solamente de la línea que ha fallado. Sus contactos cierran o abren según sea
el ángulo formado por los vectores representativos de la corriente y la tensión.
La señal de corriente y de tensión que se suministran a cada relevador
direccional, no debe ser de una misma fase ya que al producirse una falla en tal
fase la tensión y el factor de potencia caen a valores muy bajos lo cual dificulta
el funcionamiento del relevador. Por esta razón se aplica a cada relevador una
tensión entre fases.
La señal de corriente que reciben estos relevadores al igual que todos los
demás que necesiten de esta señal para su funcionamiento, viene de los
transformadores de corriente, los cuales generalmente vienen montados en la
parte interior de los interruptores, transformadores de potencia, etc. Vienen uno
o dos por fase, tanto para protección como para medición.
La señal de tensión la reciben de los transformadores de potencial los cuales
generalmente se colocan en la subestación conectándose del bus principal. Al
igual que todos aquellos relevadores que necesitan de esta señal para su
funcionamiento.
28
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
La protección direccional se utiliza donde existen dos o más tramos de línea,
así pues los dos extremos de la línea deben de estar provistos de relevadores
direccionales de protección los cuales deben operar solamente cuando el
defecto está en dirección de la línea. En la actualidad los relevadores
direccionales cierran sus contactos según sea el sentido de la energía
independientemente de la magnitud de la potencia y de la corriente aunque
ésta debe de excederse de un límite.
Existen varios tipos de relevadores direccionales en general cada uno de ellos
contienen los siguientes elementos:
i.
ii.
iii.
iv.
Unidad o unidades direccionales.
Unidades de sobrecorriente.
Unidad de sello.
Unidad instantánea.
Estos relevadores contienen también un mecanismo defasador.
La unidad direccional es un producto que se realiza en la unidad de operación
la cual es del tipo cilindro de inducción sobre el cual interacciona entre el
circuito del flujo de polarización y el circuito del flujo de operación.
Mecánicamente la unidad direccional está compuesta de cuatro componentes
básicos:
1.
2.
3.
4.
Marco de aluminio de forma de cuña fundida.
Marco electromagnético.
Elemento móvil.
Puente moldeado.
El marco sirve como estructura de montaje para el núcleo magnético, además
tiene dos bobinas de polarización conectadas en serie y montadas
diametralmente opuestas una de otra; dos bobinas de operación conectadas en
serie y montadas diametralmente una de la otra.
El elemento móvil consiste de un resorte en espiral, de un contacto móvil y de
un cilindro de aluminio montado sobre una pequeña flecha. Los topes del
elemento móvil o contacto móvil son una parte integral del puente el cual está
fijo al marco electromagnético. Este puente es usado para el montaje del ajuste
del contacto estacionario.
Con los contactos fijo y móvil se logra hacer la conexión eléctrica y así poder
mandar una señal de disparo al interrumpir del tramo de línea protegido, al
ocurrir una falla en tal tramo siempre y cuando se cierren tales contactos
cuando el relevador direccional opere satisfactoriamente.
Los contactos de la unidad direccional son conectados en serie con la bobina
de polos sombreados de la unidad de sobrecorriente, dándole control
29
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
direccional a la unidad de sobrecorriente. Este arreglo evita que el relevador
opere para fallas en la dirección de no disparo.
Partes del relevador direccional más importantes:
Figura 2.13 Relevador direccional sin caja, mostrando sus partes más importantes.
1. Unidad direccional.
2. Unidad de sobrecorriente.
3. Unidad de sello.
Figura 2.14 Relevador direccional.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Contacto estacionario.
Resorte de presión (para presionar al contacto estacionario).
Plugs. Ajuste magnético.
Tornillo de ajuste magnético.
Conjunto de elemento móvil.
Prensa para el ajuste del resorte.
Vía oblicua de corriente.
30
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Partes de la unidad de sobrecorriente de tiempo:
Figura 2.15 Relevador de sobrecorriente, mostrando sus partes más importantes.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Block de Tap´s.
Dial de tiempo.
Conjunto del resorte de control.
Disco.
Conjunto de contacto estacionario.
Plugs magnéticos.
Imán permanente.
Figura 2.16 Indicating Contactor Switch (ISC).
Las características de tiempo de los relevadores direccionales de
sobrecorriente son de tiempo corto, de tiempo largo, inverso de tiempo muy
inverso, y de tiempo extremadamente inverso. Esto también se verá con más
detalle en el capítulo 4. Puesto que se verá por medio de figuras, las cuales
mostrarán las curvas de tiempo para las diferentes palancas o ajustes de dial.
Estas figuras mostrarán las características de tiempo al cual los contactos
cierran para un determinado ajuste de palanca y un determinado valor de
corriente en múltiplos del TAP de corrientes aplicado al relevador.
31
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 2.17 Diagrama vectorial para el par máximo en un relevador direccional el cual
funciona con las magnitudes de tensión y corriente, el relevador es de tipo de inducción.
Los relevadores direccionales se utilizan para la protección de algún tramo de
línea y cuando la falla ocurre en las fases, pero también se utiliza para cuando
la falla que ocurre es a tierra.
En la figura 2.17 se puede observar el diagrama vectorial para el par máximo
en un relevador direccional.
Según las magnitudes de influencia para el funcionamiento de los relevadores
direccionales, el par es estrictamente:
T
K1VI cos(
) K2
Donde:
V La magnitud eficaz de la tensión aplicada a la bobina de tensión del
circuito.
I
La magnitud eficaz de la corriente de la bobina de corriente.
Ángulo entre I y V.
El ángulo del par máximo.
El valor de φ es del orden de 60° a 70° de atraso para la mayoría de las
bobinas de tensión y por lo tanto, será del orden de 20° a 30° de adelanto si
no hay impedancia en serie con la bobina de tensión. Con la inserción en el
circuito del relevador de una combinación de resistencia y capacidad en serie
con la bobina de tensión, podemos cambiar el ángulo entre la tensión aplicada
e Iv a casi cualquier valor, ya sea atrasado o adelantado V sin cambiar la
magnitud de Iv. Por lo mismo el ángulo de par máximo puede hacerse casi a
cualquier valor deseado.
En el punto de equilibrio, cuando el relevador está en el límite del
funcionamiento, el par neto es cero, y tenemos:
VI cos(
)
K2
K1
cte.
Esta característica de funcionamiento se muestra en la figura 2.18 mediante
coordenadas polares. La magnitud polarizante, que es la tensión para este tipo
32
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
de relevadores es la distancia y la magnitud es constante. Por lo que se
obtiene:
I cos(
)
cte.
Cualquier vector de corriente cuya punta esté situada en el área del par positivo
originará la puesta en trabajo del relevador; ésta no se pondrá en trabajo, para
cualquier vector de corriente cuya punta está situada en el área del par
negativo.
Figura 2.18 Características de funcionamiento de un relevador direccional.
Para una magnitud diferente de la tensión de referencia, la característica de
funcionamiento será otra, nada más que paralela a la anterior o sea cuando la
magnitud de la tensión era constante según la figura en cuestión y relacionada
a ésta por la expresión.
VI mín
cte.
Donde Imín, es la magnitud mínima de todos los vectores de corriente cuyas
puntas finalizan en la característica de funcionamiento. , es conocida como la
corriente mínima de puesta en trabajo del relevador aunque debe ser algo
mayor para cumplir con su cometido. De este modo hay un número infinito de
características de funcionamiento, una para cada magnitud posible de la
tensión de referencia.
Siempre se desea que el par máximo ocurra en algún valor de θ diferente de
90°, lo cual se logra poniendo en paralelo una resistencia o un capacitor con las
bobinas principales.
El efecto de los transitorios puede despreciarse con relevadores de tiempo
inverso; pero con relevadores de alta velocidad tendrán que ser vigilados
ciertos transitorios ya sea contra el diseño del relevador en su aplicación. En
33
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
general, un aumento de la puesta en trabajo, o la adición de uno o dos ciclos
(60 hertz como base) de acción retardada evitará el funcionamiento indeseado.
El efecto de ligeros cambios en la frecuencia como los encontrados
normalmente, puede, no obstante, despreciarse. Si las frecuencias de las dos
magnitudes proporcionadas al relevador son diferentes, se producirá un par
senoidal alterno entre positivo y negativo; el par neto para cada ciclo del par
será cero.
Los relevadores del tipo de disco se utilizan donde se desean las
características de tiempo inverso, y los relevadores de tambor o de anillo se
utilizan para el funcionamiento de alta velocidad. Cuando se desea acción
retardada, ésta se encuentra provista a menudo por otro relevador asociado
con el relevador direccional.
Todos los relevadores ya considerados son meramente combinaciones de los
tipos que han sido descritos. Este punto podemos escribir la ecuación universal
del par como sigue:
T
K1 I 2
K 2V 2
K 3VI cos(
)
K4
Asignando signos más o menos a algunas de las constantes; haciendo cero las
otras, y añadiendo algunas veces otros términos similares, pueden expresarse
las características de funcionamiento de todos los tipos de relevadores de
protección.
34
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
CAPÍTULO III
Transformadores de Instrumentos para el Accionamiento de los
Relevadores.
3.1 Transformadores de corriente.
En los sistemas eléctricos de potencia de medición de corriente alterna es una
de las cosas más comunes, no solo por la medición misma, sino porque se
requiere para determinar otros parámetros de los circuitos eléctricos ya que las
señales de corriente y voltaje se requieren para:
i.
ii.
iii.
iv.
Instrumentos indicadores y registradores.
Medición de potencia y energía eléctrica.
Telemedición.
Alimentación de relevadores de protección.
Cuando las corrientes por medir son relativamente pequeñas y los circuitos de
baja tensión, la medición se puede hacer en forma directa, en cambio si los
voltajes son grandes al igual que las corrientes, se debe tener una réplica de
las corrientes y tensiones que se tienen en el circuito primario por medio del
uso de transformadores de corriente y de potencial que son dispositivos que
están diseñados para operar en su primario con las corrientes y tensiones
nominales del circuito. De esta manera los transformadores de instrumentos
son usados para:
i. Proteger al personal y los aparatos del alto voltaje.
ii. Permitir el uso de niveles de aislamientos razonables y capacidades de
conducción de corriente en relevadores a una base común.
Los transformadores de instrumentos y relevadores están estandarizados a 5
Amperes y/o 120 Volts, 60 ciclos. La dirección del flujo de corriente en los
devanados del transformador no es importante cuando los relevadores operan
sobre magnitud de corriente y voltaje, sin embargo; donde el relevador
compara la suma o diferencia de dos corrientes, o las interacciones de varias
corrientes o voltajes, es necesario conocer la polaridad del transformador.
Como ya se comentó antes en lo referente a la medición de corrientes
nominales grandes que no se pueden pasar directamente por los instrumentos
de medición o protección, entonces es necesario establecer un aislamiento
eléctrico entre el circuito primario conductor y los instrumentos de medición y
protección; esto se logra al utilizar transformadores de corriente.
La ecuación básica para los transformadores de corriente es la siguiente:
35
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
I 1 N1
I2 N2
También
I1
I2
N2
N1
a
Donde:
Se designa por ZC la impedancia de carga; el voltaje que aparece en el
secundario de un TC es función de otra impedancia de carga.
V2
I 2 ZC
Si se considera la impedancia interna Zi del TC entonces el voltaje secundario
es:
V2
(Z C
Z i )I 2
En el transformador de corriente se deben considerar para su aplicación los
errores de relación y de ángulo, mismo que aparecen en las denominadas
clases de precisión de los TC´S.
Para la aplicación de los transformadores de corriente se requieren conocer
como parámetros los siguientes:
i.
ii.
iii.
iv.
v.
vi.
vii.
viii.
ix.
Corriente primaria.
Corriente secundaria.
Corriente de cortocircuito para efectos térmicos.
Corriente de cortocircuito para efectos dinámicos.
Potencia de salida del TC.
Clase de precisión.
Nivel básico de aislamiento.
Número de devanados secundarios.
Burden (Cargas).
Los transformadores de corriente pueden ser de medición, de protección,
mixtos o combinados.
Transformador de medición. Los transformadores cuya función es medir,
requieren reproducir fielmente la magnitud y el ángulo de fase de la corriente.
Su precisión debe garantizarse desde una pequeña fracción de corriente
36
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
nominal del orden del 10%, hasta un exceso de corriente del orden del 20%,
sobre el valor nominal.
Transformadores de protección. Los transformadores cuya función es
proteger un circuito, requieren conservar su fidelidad hasta un valor de veinte
veces la magnitud de la corriente nominal, cuando se trata de grandes redes
con altas corrientes puede ser necesario requerir treinta veces la corriente
nominal. En el caso de los relés de sobrecorriente, sólo importa la relación de
transformación, pero en otro tipo de relés, como pueden ser los de impedancia,
se requiere además de la relación de transformación, mantener el error del
ángulo de fase dentro de valores predeterminados.
Transformadores mixtos. En este caso, los transformadores se diseñan para
una combinación de los dos casos anteriores, un circuito con el núcleo de alta
precisión para los circuitos de medición y uno o dos circuitos más, con sus
núcleos adecuados, para los circuitos de protección.
Transformadores combinados. Son aparatos que bajo una misma cubierta
albergan un transformador de corriente y otro de tensión. Se utilizan en
estaciones de intemperie fundamentalmente para reducir espacios.
Los componentes básicos de los transformadores de corriente son:
Aislamiento externo: el aislamiento externo consta de una envolvente
cerámica con una línea de fuga lo suficientemente larga como para que ningún
arco pueda contornear bajo condiciones de contaminación, como lluvia, niebla,
polvo, etc.
Aislamiento interno: puede variar según sus características constructivas. Un
caso es aquél en que las partes activas se moldean en resina de epoxy que las
fija, las separa y las aísla, existiendo una cámara de aire entre el aislamiento
externo de porcelana y el cuerpo de resina. Esta cámara se sella
herméticamente con juntas de caucho nitrílico y se la rellena con aceite aislante
o gas SF6. Existe otro tipo constructivo, indicado para potencias de precisión
elevadas y grandes intensidades de cortocircuito, en que el aislamiento interno
suele ser cartón prespán impregnado en aceite para el conjunto de los núcleos,
arrollamientos secundarios y la bajante de los conductores que unen los
arrollamientos secundarios con sus cajas de bornes.
Este bajante lleva incorporada en el interior de su aislamiento una serie de
pantallas metálicas de forma cilíndrica, estando todo ello envuelto por un tubo
metálico en forma decreciente, de forma cónica. Este conjunto constituye un
capacitor que permite un reparto uniforme de tensión a lo largo de todo el
aislamiento interno. El aceite que se utiliza para impregnar el cartón es
desgasificado y filtrado, y cuando se rellena el transformador se hace bajo
condiciones de vacío.
Los transformadores con aislamiento de cartón impregnado en aceite suelen
disponer de un depósito de expansión (donde va a parar el aceite sobrante
cuando éste se calienta) en su extremo superior. Conviene indicar que la parte
37
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
superior del transformador, donde se halla el conjunto del núcleo y
arrollamiento secundario, está moldeada en resina epoxy, formando una
cabeza donde da cabida también al depósito de expansión de aceite. Este tipo
constructivo de transformador se utiliza para tensiones desde 36 hasta 765 kV.
3.1.1 Simbología y marcas de polaridad.
En los diagramas eléctricos, los transformadores de corriente se representan
en cualquiera de las dos formas mostradas en la figura 3.1.
Figura 3.1 Símbolos del transformador de corriente.
En las cuales la línea horizontal representa el devanado primario que se
conoce conecta en serie o se intercala en el circuito de alta tensión (AT) y el
resto del diagrama, que se asemeja a una “M” corresponde al devanado
secundario.
La polaridad del transformador está usualmente marcada en el transformador
de instrumento, pero donde no sea conocida, existen dos métodos
convencionales para determinarla.
Las marcas de polaridad, representadas por puntos o pequeños cuadros,
designan las direcciones instantáneas de la corriente en el primario y la
corriente del secundario durante medio ciclo.
3.1.2 Circuito equivalente de un transformador de corriente.
La figura 3.2 muestra el circuito equivalente aproximado de un transformador
de corriente. La magnitud de la corriente se reduce a través de los devanados
ab y cd del transformador. La impedancia del devanado primario ( Z H ) se
multiplica por n 2 para referirlo al secundario. La impedancia del secundario es
Z L y las pérdidas de excitación se representan como Rm y X m .
Figura 3.2 Circuito equivalente de un TC.
38
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
El devanado primario está conectado en serie con la línea o alimentador y
muchas veces es ésta misma, por lo que la corriente primaria es la misma de la
línea y la impedancia primaria es lo suficientemente pequeña que puede ser
despreciada.
La impedancia de carga es la resultante de la conexión en serie de las bobinas
de corriente de los equipos de protección y medición que el TC debe alimentar;
ésta tendrá siempre una magnitud pequeña para ofrecer una oposición mínima
al paso de la corriente y no sacar al TC de sus características de diseño.
Este circuito puede reducirse aun más, como se muestra en la figura 3.3. El
valor de ( Z H ) se puede despreciar, puesto que no afecta a la corriente
IH
, ni al voltaje a través de X m .la corriente de excitación I e
n
queda representada como la corriente que circula a través de X m .
transformada
Figura 3.3 Circuito equivalente reducido de un TC.
En la figura 3.4, se muestra el diagrama fasorial mostrando las caídas de
tensión con magnitudes más grandes de las reales para visualizarlo mejor. En
general Z L es resistivo. I e atrasa Vcd por 90° y es la causa principal de error.
Figura 3.4 Diagrama fasorial de un TC.
Es importante mencionar en este tema el efecto de saturación siendo el efecto
representado por la disminución de impedancia de magnetización del núcleo,
pues provoca en la mayoría de los casos un retraso en la operación de
protecciones.
39
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
3.1.3 Clasificación de los transformadores de corriente para
protección.
Los transformadores de corriente para la protección se clasifican según las
normas nacionales (NOM-J-109/1977), mediante dos símbolos: una letra y el
voltaje de clase, los cuales definen las características del transformador. Las
letras de designación pueden ser:
C= indica que la relación de transformación puede ser calculada.
T= indica que la relación debe ser determinada mediante pruebas.
La primer clasificación (C) cubre a los TC tipo dona o boquilla con el devanado
secundario uniformemente distribuido o cualquier otro transformador en el cual,
el flujo de dispersión en el núcleo tiene un efecto despreciable sobre el error de
relación, dentro de los límites de corriente y carga establecidos por las normas.
Figura 3.5 Transformador de corriente” tipo dona o boquilla”.
La segunda clasificación (T) cubre la mayoría de los TC tipo devanado y
cualquier otro transformador, en los cuales el flujo de dispersión afecta la
relación de transformación en forma apreciable.
El voltaje en las terminales del secundario, es el voltaje que el transformador
entregara a una carga estándar con 20 veces la corriente nominal secundaria
sin exceder el 10% de error de relación.
40
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 3.6 Transformador de corriente QDR 123 a 245 kV serie Balteau de Alsthom.
Figura 3.7 Caja de terminales secundarias.
El transformador de corriente tipo boquilla (o clase C) tiene el devanado
secundario aislado y bobinado sobre el núcleo y no tiene devanado primario
como una parte integral de su estructura. Está provisto con aislamiento en el
orificio a través del cual se hace pasar el conductor de línea de alta tensión,
para formar el devanado primario. Normalmente estos TC´s son de relación
múltiple. Las combinaciones normales de corrientes primarias son las
siguientes:
41
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
600/500/450/400/300/250/200/150/100/50 amperes.
1200/1000/900/800/600/500/400/300/200/100 amperes.
2000/1600/1500/1200/1100/800/500/400/300 amperes.
3000/2000/1500 amperes.
4000/3000/2000 amperes.
5000/4000/3000 amperes.
La corriente nominal secundaria es de 5 amperes, pero puede ser empleada
una corriente nominal de 1 ampere, siempre que así se especifique.
Los TC´s tipo boquilla reciben este nombre porque normalmente van instalados
en las boquillas de los transformadores o interruptores de potencia.
La figura 3.8 muestra un TC tipo boquilla con relación total de 1200/5. Las
terminales H1 y H2 corresponden a la línea de alta tensión, que forma el
devanado primario y las terminales marcadas con las letras “X” corresponden a
las derivaciones del devanado secundario. Las marcas de polaridad están
representadas implícitamente por H 1 en el primario y en el secundario por la X
de menor índice (considerando las dos terminales en uso).
Figura 3.8 Transformador de corriente tipo “boquilla” con relación múltiple.
El transformador de corriente es aquel en el cual el devanado primario está
fijado mecánicamente al núcleo y puede tener una o más vueltas primarias. Los
devanados primario y secundario están aislados completamente y permanente
unidos al núcleo formando una estructura integral.
Las relaciones normalizadas para los transformadores de corriente tipo
devanado son:
5:5; 10:5; 15:5; 20:5; 25:5; 30:5; 40:5; 50:5; 75:5; 100:5; 150:5; 200:5; 250:5;
300:5; 400:5; 500:5; 600:5; 800:5; 1000:5; 1200:5; 1500:5; 1600:5; 2000:5;
3000:5; 4000:5; 5000:5; 6000:5; 8000:5; 12000:5
42
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 3.9 Esquema del transformador de corriente tipo “dona”.
En cada relación el primer número corresponde a la corriente nominal del
devanado primario y el segundo número a la corriente en el devanado
secundario, que en todos los casos es de 5 amperes.
Para el caso del transformador de corriente de doble relación se tienen los
siguientes valores normalizados:
5 X 10:5; 10 X 20:5; 15 X 30:5; 25 X 50:5; 50 X 100:5; 75 X 150:5;
100 X 200:5; 150 X 300:5; 200 X 400:5; 300 X 600:5; 400 X 800:5;
500 X 1000:5; 600 X 1200:5; 1000 X 2000:5; 2000 X 4000:5;
Los bornes de los arrollamientos primario y secundario deben poder ser
identificados con fiabilidad. Para ello, en la norma IEC 60185 se indica el
criterio a seguir para su nomenclatura, siendo aquellos bornes que empiecen
con P y C los del arrollamiento primario, y los que empiecen con S los del
arrollamiento secundario. En la figura 3.10 se visualizan los diferentes casos:
1. Transformador de simple relación.
2. Transformador con toma intermedia en el secundario.
3. Transformador con dos secciones en el arrollamiento primario para su
conexión en serie o paralelo.
4. Transformador con dos arrollamientos secundarios y núcleos
independientes.
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 3.10 Esquemas típicos de conexión de los TC´s.
En la figura 4 dentro de la figura 3.10 existen dos posibilidades de identificación
de los bornes secundarios.
Todos los terminales identificados con P1, S1 y C1 deben tener la misma
polaridad en el mismo instante.
Los bornes terminales deben marcarse o identificarse clara e indeleblemente
sobre su superficie o en su inmediata vecindad.
La identificación consiste de letras seguidas, o precedidas donde fuera
necesario, por números. Las letras deben ser siempre mayúsculas.
Figura 3.11 Relación de transformación simple.
Figura 3.12 Relación de transformación doble por acoplamiento serie-paralelo del
primario.
44
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 3.13 Doble secundario y relación de transformación doble en cada secundario.
La figura 3.14 muestra la capacidad de voltaje secundario para varios
transformadores de corriente clase C graficados contra corrientes secundarias.
Con un transformador de clase C200 por ejemplo, la relación de transformación
puede ser calculada y el error de relación no debe ser mayor del 10% con
corrientes entre 1 y 20 veces la corriente nominal, si la carga no excede el valor
de 2Ω. El numero 200 indica que en las terminales secundarias del
transformador aparecen 200 volts cuando entrega una corriente de 100
amperes (20 veces la corriente nominal secundaria de 5 amperes) a la carga
normalizada B 2.0 (2.0Ω) de acuerdo con V=ZI.
Figura 3.14 Características de transformadores de corriente tipo “C”.
La precisión normalizada, se aplica solamente al devanado completo del
transformador. Cuando se usa una derivación (parte del devanado), se tiene un
voltaje menor proporcional al voltaje nominal (observar tabla 3.1).
Además de la precisión el fabricante deberá suministrar otros datos sobre los
transformadores, como la capacidad térmica, resistencia del devanado
secundario, curvas de excitación (también llamada curva de saturación);
cuando se trate de un TC del tipo “C”. En el caso del TC tipo “T” se suministra
además el error de relación y ángulo medido mediante un puente patrón,
además del valor de la corriente de excitación que resulta al aplicar el voltaje
de clase al devanado secundario.
45
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Tabla 3.1 Clases de precisión del transformador de corriente para protección.
Las cargas normalizadas para los transformadores de corriente se muestran en
la Tabla 3.2. Para el caso de los transformadores de corriente tipo “C”, cuando
se usa solo una parte del devanado, únicamente puede aplicarse una parte de
la carga normalizada, sin exceder el 10% de error.
Tabla 3.2 cargas nominales para transformadores con corriente nominal
a una frecuencia de 60 Hz.
Se debe mencionar también que los transformadores de intensidad deben
llevar una placa de características, indeleble, en la que deben figurar, las
siguientes indicaciones según la norma IEC 60185:
Nombre del constructor o cualquier otra marca que permita su fácil
identificación.
Número de serie y designación del tipo.
Corrientes nominales primaria y secundaria en amperes.
Frecuencia nominal en Hz.
Potencia de precisión y clase de precisión correspondiente a cada
núcleo.
Tensión más elevada de la red.
Nivel de aislamiento nominal.
46
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
3.1.4 Conexiones de transformadores de corriente.
Para la protección de los sistemas de potencia trifásicos generalmente se
utilizan las conexiones delta y estrella en los devanados secundarios de los
transformadores de corriente.
En la figura 3.15 (a), se puede apreciar la conexión de los transformadores en
estrella, y en la figura 3.15 (b) se observa el diagrama vectorial de las
corrientes primarias y secundarias.
Para la conexión estrella, se unen las terminales de no polaridad para formar la
estrella y se aterriza. Las terminales de polaridad van conectadas a los
relevadores de protección.
Figura 3.15 (a) Conexión en estrella de transformadores; (b) diagramas vectoriales de las
corrientes secundarias y primarias.
En cuanto a la conexión delta existen dos posibilidades para llevarla a cabo,
hablando de un primera caso se tiene que las corrientes fuera de la delta, es
decir, las corrientes que van a los relevadores están adelantadas 30° con
47
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
respecto a las corrientes de fase y para el segundo caso, dichas corrientes
están atrasadas por el mismo ángulo. Se considera un sistema balanceado.
Figura 3.16 (a) Conexión en delta de transformadores; (b) diagramas vectoriales de las
corrientes secundarias y primarias.
En la figura 3.16 (a) se puede observar la conexión de transformadores de
corriente en delta; y en la figura 3.16 (b) se observa el diagrama vectorial de las
corrientes primarias y secundarias. Las corrientes fuera de la delta están
adelantadas 30° respecto a la corriente de fase.
48
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 3.17 (a) Conexión en delta de transformadores; (b) diagramas vectoriales de las
corrientes secundarias y primarias.
3.2 Transformadores de potencial.
Un transformador de tensión es un dispositivo destinado a la alimentación de
aparatos de medición y /o protección con tensiones proporcionales a las de la
red en el punto en el cual está conectado. El primario se conecta en paralelo
con el circuito por controlar y el secundario se conecta en paralelo con las
bobinas de tensión de los diferentes aparatos de medición y de protección que
49
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
se requiere energizar. Cada transformador de tensión tendrá, por lo tanto,
terminales primarios que se conectarán a un par de fases o a una fase y tierra,
y terminales secundarios a los cuales se conectarán aquellos aparatos.
En estos aparatos la tensión secundaria, dentro de las condiciones normales
de operación, es prácticamente proporcional a la tensión primaria, aunque
ligeramente desfasada.
Desarrollan dos funciones: transformar la tensión y aislar los instrumentos de
protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión.
En esta definición tan amplia quedan involucrados los transformadores de
tensión que consisten en dos arrollamientos realizados sobre un núcleo
magnético y los transformadores de tensión que contienen un divisor
capacitivo. A los primeros los llamaremos en adelante "Transformadores de
Tensión Inductivos" y a los segundos "Transformadores de Tensión
Capacitivos".
Es de hacer notar que estas denominaciones no son de uso universal, pero
consideramos que son las que mejor se adaptan a la Norma IRAM 2271, que
incluye a los dispositivos con divisor capacitivo.
Estos transformadores se fabrican para servicio interior o exterior, y al igual que
los de corriente, se fabrican con aislamientos de resinas sintéticas (epoxy) para
tensiones bajas o medias de hasta 33 kV, mientras que para altas tensiones se
utilizan aislamientos de papel, aceite, porcelana o con gas SF6.
3.2.1 Relación de transformación.
La relación de transformación está en función del voltaje nominal primario y el
voltaje nominal secundario, este último es normalmente de 120 / 3 para
protección y 200 / 3 para medición
3.2.2 Clases de precisión.
Las clases de precisión normalizadas para los transformadores de potencial
son 0.3, 0.6 y 1.2. Se designan por el máximo error admisible expresado en
porciento, que el transformador puede introducir en la medición de potencia,
operando con su tensión nominal primaria y a su frecuencia nominal. La clase
de precisión especificada debe asociarse con una o varias cargas nominales de
precisión.
Para un transformador de potencial con una especificación de 0.6Y, 1.2Z,
significa que para una carga Y tendrá un error de relación y ángulo no mayor
de 0.6% y si la carga es Z, su error será de 1.2%.
50
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
En la figura 3.18 se muestran los tres paralelogramos que representan los
límites del error para un transformador de potencial de clases de precisión 0.3,
0.6 y 1.2.
Las cargas normalizadas para los TC se muestran en la Tabla 3.3. En el caso
de los TC tipo “C”, cuando se usa sólo una parte del devanado, únicamente
puede aplicarse una parte de la carga normalizada, sin exceder el 10% de
error.
Tabla 3.3 Cargas nominales de precisión usuales para transformadores de potencial con
tensión secundaria nominal de 120 y 69.3 volts.
Para mediciones en aparatos en que se considera solo la magnitud del voltaje,
los límites del factor de corrección de la relación están dados por las líneas
horizontales de las graficas.
Ejemplo: para la precisión 1.2, los límites del FCR, son:
%E
1. 2
FCR1, 2 1
1
100
100
El límite superior es:
FCR1
1 0.012
FCR1
1.012
FCR2
1 0.012
FCR2
0.998
El límite inferior es:
Las líneas oblicuas representan los valores correspondientes al error de
ángulo. (Ver figura 3.18).
51
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 3.18 Clases de precisión para los transformadores de potencial.
3.2.3 Conexiones de transformadores de potencial.
En caso de circuitos muy importantes, se utiliza un juego de transformadores
de potencial exclusivos, instalados en el propio circuito. Lo más usual es
instalar un juego de transformadores de potencial por barra y con ello se
polarizan todos los circuitos correspondientes a la misma barra.
Los transformadores de potencial normalmente tienen tres devanados
secundarios, uno de los cuales se utiliza para medición, el segundo para
polarizar relevadores con voltajes de fase y tierra y el tercero se conecta en
delta quebrada (o delta rota) para polarizar relevadores con 3Vo (ver figura
3.19).
52
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 3.19 Diagrama típico de conexión de transformadores de potencial, para usarse
en circuitos de potencia.
53
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
CAPÍTULO IV
Descripción general de la protección de sobrecorriente, direccional y de
distancia.
4.1 Protección contra sobrecorriente por relevadores.
La protección de sobrecorriente es de las más sencillas y económicas que tiene
su aplicación en los alimentadores radiales, líneas de transmisión cortas, en
líneas de cierta importancia como de respaldo para proteger equipos de
pequeñas capacidades, etc.
El relevador que se usa en esta protección es el llamado “Relevador de
Sobrecorriente”, de esta clase de relevadores hay varios tipos: Instantáneos y
de tiempo retardado o combinados. Generalmente se usan los combinados.
Sus características de tiempo permiten formar cascadas en cuanto a tiempo de
apertura, así como tomar en cuenta la magnitud de la falla de tal manera que
en cuanto más corriente haya, menos tiempo tarda en operar el relevador,
característica llamada de “Tiempo Inverso”.
El principio en que se basan, es la inducción, aún cuando puede contar con un
elemento instantáneo que es de atracción electromagnética.
Estas características de tiempo de los relevadores se pueden comprender
mediante las curvas de tiempo inverso.
Cada una de las curvas es una posición en la que se puede colocar el
relevador. Si por ejemplo ponemos la curva (1) el relevador trabajara de
acuerdo con ésta y operara en un tiempo determinado de acuerdo con la
corriente que circula en su bobina.
Esta corriente está indicada en el eje horizontal en forma indirecta, puesto que
no está marcada en amperes, sino en veces o múltiplos de la corriente de
operación, es decir, si nosotros deseamos que el relevador no opere con una
cierta corriente “X” o que opere pero en tiempo infinito, ésta será la base que
tenemos marcada en la gráfica (Ver figura 4.1).
Como se ve esta corriente empieza con 1.5 veces y se termina con 20 veces,
cosa que está dentro de los límites medios y el operador puede ajustar el
relevador para que trabaje en la curva que se desee.
54
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 4.1 Curvas de tiempo inverso.
Si por ejemplo se ajusta sobre la curva de 10 se verá que no se opera, sino que
hasta que por su bobina circulen corrientes 2.5 veces la mínima a que nos
hemos referido y con tiempo entre 7 y 3 segundos.
Esta característica de tiempo inverso de los relevadores de sobrecorriente que
produce el elemento de inducción nos permite aplicarles a un sistema de
cascada como el siguiente.
Figura 4.2 Sistema en cascada.
55
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
El diagrama mostrado en la figura 4.2 indica que los interruptores más lejanos
de la fuente pueden operar más rápidamente, en cambio los que se encuentran
más próximos pueden ajustarse a un tiempo mayor, todo esto sobre la base de
una misma corriente, es decir, que sobre la base de una misma corriente que
fuera por ejemplo 5 veces la mínima de operación, el relevador del último paso
operara en ½ segundo y el del penúltimo paso operara en un segundo y el
primero en tres segundos.
Sobre la base de otra corriente el tiempo de operación sería distinto, pero de
acuerdo con las curvas de ajuste de cada relevador, sin embargo, operarían
primero los últimos y después los más cercanos a la fuente de energía.
Por su lado el elemento instantáneo que no está basado en el principio de
inducción, sino de fuerza electromagnética, es de ajuste muy alto, es decir, solo
opera con corrientes muy altas y su acción es muy rápida.
Un ajuste más que debe tomarse en cuenta, es el de sobrecarga, para lo cual
los relevadores tienen un grupo de derivaciones en sus bobinas de operación.
Para comprender claramente el significado de lo anterior, veremos un ejemplo:
Ejemplo: si se tiene un sistema por donde circulan 300 amperes normales y si
se instala un juego de transformadores de corriente de 300/5 amperes, o sea
una relación de 60:1, el ajuste del relevador deberá estar de acuerdo con la
sobrecarga permisible.
Si se desea que esta sea de 25, 50, 100%, etc. Tendremos entonces la mínima
de operación del relevador o sea la máxima corriente permisible, siendo en
este caso de 375 amperes, 450 amperes o 600 amperes, respectivamente.
Escogeremos entonces la derivación más cercana del relevador.
Los relevadores más comunes tienen las siguientes derivaciones:
4, 5, 6, 8, 10, 12, 16
Otros con 1.5, 2.0, 2.5, 3.0, 4.0, 5.0, 6.0
Otros como son los que se usan en sobrecorriente de tierra tiene:
0.5, 0.6, 0.8, 1.0, 1.2, 1.5 y 2.0
En el ejemplo que estamos analizando para corriente de 6.25 amperes,
pondríamos las derivaciones de 6, para 7.5 amperes, la derivación de 8, y para
10 amperes, la derivación de 10.
4.2 Coordinación por ajuste de corriente y por ajuste de tiempo.
El concepto más simple en la coordinación de relevadores es el gradiente de
corriente de tal forma que los relevadores tienen diferente tiempo de disparo.
Supóngase que se tiene un sistema como el de la figura 4.3:
56
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 4.3 Sistema eléctrico de potencia básico.
En el sistema anterior los relevadores ajustados trabajan mejor cuando la
impedancia de la fuente Zf es mucho menor que la línea Zl, ya que entonces la
corriente de falla para una terminación remota es considerablemente menor
que para una falla en el extremo de la fuente.
Suponiendo que ocurre una falla de 80 Amperes en el lado de la carga,
siguiendo el principio de ajuste de corriente solo los relevadores de 50 amperes
harían operar a sus correspondientes interruptores ya que los interruptores
ajustados para 100 y 200 amperes tienen el ajuste de sus relevadores arriba
del valor de la corriente de falla, sin embargo este no es el caso general de
ajuste de relevadores de sobrecorriente ya que puede ocurrir en el lado de la
carga una falla que demande una corriente mayor, por ejemplo 250 Amperes y
entonces los tres interruptores operarían, para comprender en qué consiste el
ajuste por corriente y porque solo el interruptor de la carga operaria en lugar de
los tres basta examinar la siguiente curva característica tiempo-corriente de los
relevadores.
Figura 4.4 Características de tiempo-corriente de los relevadores.
Las curvas características mostradas en la figura 4.4 corresponderían a
relevadores que son del tipo que operan más rápido para valores grandes de
corrientes de falla que para valores pequeños de corrientes de falla conocidas
57
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
como relación inversa tiempo-corriente y es una característica típica de los
relevadores de inducción.
Nótese en la figura que el tiempo t 1 del relevador que controla al interruptor de
50 Amperes es menor que t2 y t3 por lo que la falla la interrumpirá el interruptor
de 50 Amperes antes que operen los relevadores de los interruptores de 100 y
200 Amperes. En caso de que por alguna razón no interrumpiera el interruptor
de 50 Amperes, lo haría el de 100 Amperes en un tiempo t 2, y si esto no
ocurriera así lo haría el de 200 Amperes en un tiempo t 3.
No todas las situaciones permitirán usar relevadores de ajuste inverso ya que
por ejemplo cuando la impedancia de la fuente Z f es grande con respecto a la
impedancia de la línea la corriente de falla no es mayor cerca de la fuente que
para una falla en el extremo del alimentador de la carga lo que implica la
necesidad de revisar para diferentes localizaciones de la falla.
En lo que se refiere a la coordinación por ajuste de tiempo se tiene que los
relevadores empleados es este esquema se denominan definidos en lugar de
los conocidos como inversos de sobrecorriente; esto significa que los
relevadores definidos tiene un valor especifico de disparo por corriente una vez
que se ha alcanzado ese valor de corriente para disparar. El valor real de
tiempo de operación es independiente de la corriente. En la figura 4.5 se ilustra
y compara las relativas relaciones tiempo-corriente de varios elementos de
sobrecorriente.
Figura 4.5 Relaciones tiempo-corriente de varios elementos de sobrecorriente.
El concepto de coordinación de los relevadores por tiempo considérese la
figura 4.6 que se trata de un sistema con tres relevadores fuente.
58
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 4.6 Sistema con tres relevadores fuente.
Considérese que son tres relevadores están ajustados para operar al mismo
valor de corriente, sin embargo los relevadores más cercanos a la fuente darían
un mayor tiempo de retraso para proporcionar el respaldo y la selectividad
necesaria.
El relevador A respalda a los relevadores B y C, en tanto que el relevador B
respalda al C no obstante una falla que ocurra entre los interruptores A y B
tendrá un largo tiempo de retraso antes de que sea liberada por el interruptor A,
esta es la principal desventaja de usar la coordinación con relevadores de
tiempo definido.
Por lo general los relevadores de tiempo definido deberían ser usados
únicamente en sistemas aislados o como respaldo de relevadores de
impedancia o diferenciales.
4.3 Relevadores de sobrecorriente de tipo instantáneo.
Si el relevador opera instantáneamente sin ningún retardo intencional en el
tiempo se denominan instantáneos y esta característica se puede lograr por
medio de relevadores del tipo de armadura de atracción no polarizada, tiene la
ventaja de reducir el tiempo de operación a un mínimo para fallas muy
cercanas a la fuente cuando la corriente de falla es muy grande y es efectivo
solo cuando la impedancia entre el relevador y la fuente es pequeña con la
impedancia de la zona por proteger.
Una de las importantes consideraciones en la aplicación de relevadores de
sobrecorriente y sobrevoltaje es su velocidad de operación, los relevadores de
acción instantánea se emplean para fallas de línea a tierra restringidas y otras
formas de circulación de corriente. La relación X/R del sistema de la fuente a la
falla controla el grado de desajuste y el índice de decremento de la onda de
corriente y la relación de al impedancia de la fuente a la impedancia de la carga
el grado de rapidez que puede ser logrado.
Para que un esquema de protección como este sea eficiente se requiere que a
falla mínima de corriente de falla exceda a la máxima corriente de carga.
4.4 Relevadores de sobrecorriente a tierra.
Cuando un relevador de sobrecorriente se conecta en el punto neutro de sus
transformadores de corriente solo es sensitivo a las fallas a tierra. Dado que
tales relevadores a tierra no son sensitivos a las corrientes desbalanceadas de
línea, no detectan corrientes de carga y por lo tanto se pueden ajustar para
operar a valores mucho más bajos de corriente que los relevadores de fase,
59
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
esto conduce en gran medida más rápida que la lograda con los relevadores de
fase. En la figura 4.7 se muestra la conexión típica de los relevadores de
sobrecorriente a tierra.
Figura 4.7 Conexión típica de relevadores de sobrecorriente a tierra.
4.5 Relevadores direccionales.
La protección direccional es de las más sencillas y tiene múltiples aplicaciones,
además de ser una de las más económicas para pequeños sistemas en anillos,
donde existen derivaciones que pueden ser controlados con interruptores.
Un ejemplo de esto se tiene en el siguiente sistema que se explica a
continuación, en las figuras 4.8 y 4.9.
Figura 4.8 Anillo de una subestación en derivaciones.
60
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 4.9 Anillo de una subestación en derivaciones (con tiempos de operación).
Un anillo como el mostrado con subestaciones en las derivaciones marcadas,
se usa para la protección direccional en los interruptores indicados por las
flechas, de tal manera que operan cuando hay una falla en el sector
comprendido entre dos interruptores, por ejemplo, si existiera una falla en el
punto A se abrirían los interruptores E y F, porque la alimentación al
cortocircuito esta en el sentido en que debe operar la protección direccional, en
cambio los interruptores D y G permanecerán cerrados, los demás interruptores
que tienen el mismo sentido de los E y F, se ajustan sus tiempos de operación.
Partiendo por la rama derecha el interruptor más alejado de los que operan en
el mismo sentido, es el interruptor B y es el que se debe tener un ajuste de
tiempo menor, por ejemplo 0.1 seg., el D llevara un tiempo ligeramente mayor
de 0.2 seg., el F, 0.3 seg., el H;0.4 seg., y el J, 0.5 seg.
Partiendo por la rama izquierda, siguiendo el sentido de las corrientes de
operación también se ajustan los tiempos quedando: interruptor K, que es el
más alejado en este sentido y contrario al anterior, 0.1 seg., I, 0.2 seg., G, 0.3
seg., E, 0.4 seg., y C, 0.5 seg.
De esta manera, se logra que es falla en cualquier punto no trascienda a otra
parte del sistema y no operen falsamente otros interruptores, sucediendo esto
en la siguiente forma.
Si se analiza el mismo punto A, de acuerdo con los sentidos de operación, se
abre primero el F, en el sentido de la rama derecha, después el H, y por último
el J. del otro lado se abriría primero el E y después el C, logrando así la
combinación de ajustes de tiempo y dirección, además de aislar la parte del
sistema afectada, sin interrumpir el servicio de las subestaciones.
61
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Los interruptores A y L no necesitan protección direccional, y con
sobrecorriente y su ajuste de tiempo será suficiente.
En la figura 4.10 se puede observar otro ejemplo de la aplicación de la
protección direccional.
Figura 4.10 Ejemplo de una aplicación de protección.
En líneas de alimentación que trabajan en paralelo, se usa protegerlos
direccionalmente haciendo que los interruptores operan en la forma indicad con
las flechas. Si existe una falla en una de ellas, por ejemplo en el punto A,
únicamente operan los interruptores 3 y 4.
La protección direccional comprende dos partes, la dirección de la potencia y la
sobrecorriente que produce la falla, los relevadores pueden estar construidos
para comprender los dos tipos elementos en la misma caja o separados. El
elemento de potencia direccional puede también basarse en el principio de
inducción utilizando dos fuentes de alimentación del mismo sistema, que
pueden ser corriente y voltaje o corriente y corriente y en este último de
diferentes partes del sistema.
La operación de estos relevadores depende de la comparación de estas dos
cantidades y del ángulo que forman entre ellas. Se procura tener una de ellas
fija o como punto de referencia, llamándose fuente polarizante. Tomando por
ejemplo el voltaje como factor de referencia de corriente puede variar en
magnitud y en ángulo con respecto a este de tal manera que cuando el extremo
del vector corriente caiga en una región determinada, opera el relevador, así en
el siguiente diagrama se ven los vectores mencionados (figura 4.11).
Figura 4.11 Diagrama de los vectores donde opera el relevador.
62
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Haciendo permanecer fijo el vector voltaje en la posición marcada y
considerando que la corriente puede variar tanto en magnitud como en ángulo
a través de los 360° y considerando que la corriente y el voltaje provienen de
fuentes como la indicada en la figura que marcan un desfasaje de 30° (figura
4.11).
Figura 4.12 Conexiones internas y externas de un relevador direccional.
El diagrama nos explica que cuando la corriente y el voltaje forman un ángulo
de 30° al llegar al relevador, trabaja este en sus condiciones mejores y
haremos adaptaciones al aparato para que en este momento nos produzca el
máximo par en el disco.
Si hay variaciones de la corriente en ángulo dentro de la región no sombreada
habrá operación del disco mientras que cuando la corriente se encuentre en la
región sombreada no se permitirá que el relevador trabaje.
Cuando por necesidades del sistema quisiéramos que el relevador operara
precisamente en sentido contrario el mencionado anteriormente, es decir; que
la operación del relevador se efectuara con una corriente contraria a la que
consideramos solo tendríamos que cambiar la conexión de la bobina de
corriente en cuanto a polaridad, esto es, cambiando X 1 por X2, y por lo tanto las
condiciones del relevador y las características de dirección dependerán de la
polaridad que pueden depender de las conexiones externas o internas del
relevador direccional, figura 4.12.
Las combinaciones del voltaje y la corriente pueden ser analizadas
vectorialmente y presentan tres tipos que se usan en los sistemas
direccionales.
1. Conexión de 90°.
2. Conexión de 30°.
3. Conexión de 60°.
Estas conexiones están representadas en los siguientes diagramas vectoriales,
mostrados en la figura 4.13.
63
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 4.13 Tipos de conexiones en diagrama vectorial.
Las conexiones que producen estos diagramas se muestran en la figura 4.14.
Figura 4.14 Tipos de conexiones de los Transformadores de Potencial.
4.6 Relevadores de distancia.
Con la necesidad de reducir la duración de una falla que ocurriese en algún
punto de una línea de transmisión la cual forma gran parte de una red eléctrica
de un sistema de potencia. Estos relevadores comparan y equilibran las
64
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
señales de tensión y corriente, las cuales pueden expresarse en función de la
impedancia. Esta impedancia es una medida eléctrica de la distancia a lo largo
de una línea de transmisión. Los relevadores de distancia actualmente son muy
utilizados y tiene muchas aplicaciones en redes eléctricas de alta tensión.
Estos relevadores son para protección de fase, aunque también los hay para la
protección de distancia de tierra. Tiene tres zonas de protección. La primera y
segunda zona checa la distancia por medio de una unidad la cual tiene una
característica de reactancia (u ohm), la tercera zona checa la distancia por
medio de una unidad la cual tiene una característica direccional (o mho).
Para que un relevador de distancia opere tiene que haber ciertas relaciones de
las magnitudes de tensión, corriente y ángulo de fase. Estos relevadores
debido a sus características de reactancia de su primera y segunda zona, son
particularmente convenientes para la protección de circuitos donde la
resistencia de arco es un problema. Puesto que la resistencia de arco es una
falla está directamente relacionada con la longitud del arco e invers amente a la
corriente, la resistencia de arco es independiente de la longitud de la línea. Así
pues, la resistencia de arco llega a ser la parte más significativa de la
impedancia total desde el relevador al punto de falla según se consiga acortar
la longitud de la línea protegida. Por esta razón, estos convenientes para
proteger líneas de transmisión cortas. Sin embargo tales relevadores también
pueden ser aplicados sobre líneas largas si el rango del relevador permite el
ajuste del alcance requerido.
La unidad de reactancia en cada relevador proporciona diferentes ajustes del
alcance mínimo básico. No es recomendable que la unidad ohm sea ajustada
por medio de taps en menos de 10%. La tercera zona o unidad mho de los
relevadores es ajustada para que tenga un ángulo de par máximo de 60°.
No es recomendable que la unidad significante sobre-alcance, las unidades de
la primera zona puede ser ajustadas para que operen sobre un 90% de la
distancia desde el relevador hasta el punto más remoto. Las unidades de
segunda zona deberán ajustarse a que alcance al menos 110% de la terminal
remota más lejana. La unidad de tercera zona deberá ajustarse para que
alcance lo suficiente como para asegurarse que se acomode la resistencia de
arco en el punto de balance de la segunda zona.
La unidad mho es del tipo de cilindro de inducción con cuatro polos. Los dos
polos laterales, se energizan con un porcentaje del mismo voltaje entre fases,
interaccionando con el flujo de polarización produciendo el par de restricción. El
flujo en el polo posterior, energizado con las corrientes de las dos líneas
asociadas con las mismas fases del voltaje, interaccionado con el flujo de
polarización para producir par de operación.
T
K1 EI cos(
Donde:
E Voltaje de fase.
I La corriente delta.
65
) K2E 2
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Ángulo de par máximo de la unidad.
Ángulo del factor de potencia de la impedancia de la falla.
K1 Constante de conversión del par positivo.
K 2 Constante de conversión del par negativo.
Dividiendo por E 2 y despejando K 1 y K 2 , la ecuación se reduce a la siguiente
expresión en términos de impedancia.
I
cos(
Z
)
Y cos(
)
K2
K1
CONSTANTE
CONSTANTE.
En esta forma la unidad opera para una componente constante de la
admitancia a un ángulo fijo, dependiendo del ángulo de par máximo.
La unidad mho tiene la característica de impedancia circular que pasa por el
origen y que tiene su centro en la línea de ángulo de par máximo de la unidad.
El alcance mínimo básico de la unidad en el ángulo de par máximo es obtenido
cuando el E2 o tap de restricción está sobre el porcentaje del voltaje de falla
aplicado al circuito de restricción, lo cual se logra haciendo que los taps de
restricción, E2 sean bajos, los cuales generalmente vienen expresados en
porciento. El alcance óhmico de la unidad de la línea de transmisión con su
ángulo correspondiente, el cual usualmente difiere del ángulo de par máximo,
puede ser determinado mediante la siguiente ecuación:
Alcance óhmico a un determinad o ángulo de línea
(Tap de entrada)Z mín cos(
E 2 ajuste del Tap (%)
)
Donde:
Ángulo de par máximo de la unidad.
Ángulo de línea.
Z mín Alcance óhmico básico de fase de la unidad tap de entrada.
Z mín
E2
Ajuste del tap de entrada en porciento.
Ajuste de tap en (%)=voltaje de restricción ( E 2 ) , ajuste de tap en porciento
El propósito primario de la unidad mho en los relevadores de distancia es
proporcionar una discriminación direccional la cual es necesaria puesto que la
unidad ohm es inherentemente no direccional. Las características direccionales
de la unidad mho son tales que la hacen que opere correctamente para fallas
hacia adelante o hacia atrás en voltajes abajo del 1% del rango de voltaje sobre
un rango de corriente de 5 a 60 Amperes. Un propósito secundario de la unidad
mho es medir la impedancia de falla de la tercera zona de protección.
66
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 4.15 Diagrama de la característica de operación.
La unidad ohm es también del tipo de unidad de inducción de cuatro polos.
Los polos frontales y posteriores son energizados por la corriente delta,
produciendo flujo de polarización. Los polos laterales son energizados con un
voltaje igual a la diferencia entre la cantidad de operación IZT y el voltaje de
restricción E, donde I es la corriente delta y ZT es la impedancia de
transferencia del transactor. El par es la unidad resulta de la interacción entre el
flujo neto frontal y posterior y el punto de polarización en los polos frontal y
posterior y el punto de balance pueden ser expresados con la siguiente
ecuación:
T 0 KI ( IZT E )senB
Donde:
E
voltaje de fase a fase (E12 ).
I
corrientedelta ( I 1
I 2 ).
ZT impedancia de transferencia del transactor (constantede diseño).
B ángulo entre I e /IZT - E).
K constantede diseño.
Por medio de relaciones trigonométricas, la ecuación anterior puede ser
reducida a:
( KI )(IZTsen
KI ( E )sen )
0
Donde:
67
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
ángulo entre I e IZT (esto es el ángulo del transactor, constante de diseño).
ángulo entre E e I (esto es el ángulo de la impedancia de la falla).
Puesto que ZT para un tap de ajuste en particular el transactor es también una
constante de diseño, la ecuación queda:
KY2
KIESen
K
K
K
K Sen
E
ISen
KF
En esta forma la unidad opera cuando la reactancia de falla XF es menor que
una constante determinada por la característica del transactor y del tap de
ajuste.
Las características de impedancia de la unidad ohm cuando se representa
sobre un diagrama R-X es una línea recta con el eje R. la unidad operará para
impedancias de fallas falsas. Debajo de las características de la unidad, ahí no
es direccional.
Durante condiciones normales cuando se está alimentando carga por la línea
protegida, el voltaje y la corriente suministrados a la unidad presentan una
impedancia que está cerca del eje R puesto que la carga tiene un factor de
potencia cerca de la unidad en contraste KVA reactivos que fluyen durante
condiciones de falla. Una impedancia, cerca del eje R estará bajo la
característica de la unidad ohm, por lo tanto sus contactos cerraran. Esto no
causa problemas, puesto que el contacto de la unidad mho la cual es del tipo
direccional no cerrará bajo estas condiciones. Tal como se muestra en la figura
4.15.
El ajuste requerido para proteger una línea de x ohms la longitud, donde X es la
reactancia positiva (de fase a neutro) expresada en ohms secundarios, es
determinado por la siguiente ecuación:
Ajuste de salida en %
(ajuste de entrada en %)(ohms mínimos básicos)
X
Existen varios tipos de relevadores de distancia a los cuales tiene el mismo
principio de funcionamiento, solamente cambian en algún o algunos elementos
componentes, según la aplicación que se les vaya a dar o ciertas
consideraciones que se deban tener en cuenta, tales como: funcionalidad,
rapidez, eficacia, economía, etc., de cada tipo de relevador.
4.7 Relevador diferencial.
La protección diferencial estriba esencialmente en la diferencia de dos
magnitudes eléctricas al compararlas vectorialmente dentro de un relevador.
68
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
La protección diferencial está indicada en el diagrama de la figura 4.16. La
diferencia de las corrientes que pasan por la bobina es igual a cero,
condiciones normales, ya que la corriente I 1 es igual a la corriente I2.
Figura 4.16 Diagrama de flujos de corriente en relevador diferencial normal.
Si hubiera una falla en el interior de este tramo, las corrientes I1 e I2 serían
distintas en magnitud y en sentido al mostrado, y aparecería una corriente de
operación en el relevador que cerrará los contactos y estos a su vez, hicieran
abrir los interruptores extremos del tramo de línea, como se muestra en la
figura 4.17.
Figura 4.17 Diagrama de flujos de corriente en relevador diferencial con falla.
Si la falla ocurriera en el exterior o fuera de los puntos donde se encuentran los
transformadores de corriente, volveríamos a caer en la primera condición, solo
las corrientes I1 o I2 serian mucho mayores que las normales.
El tramo de línea aquí representado, puede ser sustituido por cualquier sección
del sistema que comprenda equipo eléctrico, como son: Transformadores,
Generadores, etc., sin embargo como las corrientes de entrada y salida pueden
ser distintas debido a los cambios de voltaje, solo será necesario que los
transformadores de corriente, den la relación de transformación correcta en
Amperes, a fin de que la cantidad de energía que entra por un lado, sea igual a
69
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
la que sale por el otro, y que la diferencia vectorial de las corrientes entrantes y
salientes, sean igual a cero, para que la condición de estabilidad permanezca.
En caso de cualquier falla interna, existirá un desbalanceo y al comparar las
corrientes, habrá una diferencia que hará operar la protección.
Con el propósito de estabilizar el funcionamiento de estos relevadores
diferenciales, se ha incluido en ellos una bobina más, a la cual se le ha llamado
restrictora, ver figura 4.18.
Figura 4.18 Diagrama de flujos de corriente en relevador diferencial con bobina
restrictora.
Los efectos de estas dos bobinas son opuestas y su funcionamiento se explica
de la siguiente manera:
La bobina operadora trabaja en proporción a la diferencia de las corrientes I 1-I2
a medida que esta diferencia es más grande, tiene mayores efectos. La bobina
restrictora está formada por dos partes, una que es atravesada por una
corriente proporcional a I1 y otra por I2, y como la derivación está en el punto
medio de los Amperes-vueltas de las dos mitades son proporcionales a:
N
xI 1 Y
2
N
xI 2
2
Donde N, es el número de vueltas, lo que da por resultado que la suma de
estas dos partes es igual a:
N ( I1 I 2 )
2
La operadora por lo tanto trabaja en proporción a I 1-I2 y la restrictora en
proporción a:
( I1
I2 )
2
70
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Hay sin embargo una cantidad admitida de no operación comprendida entre
estas dos corrientes I1 o I2 que permite que en la diferencia esté incluida cierta
cantidad de energía que se pierde en el interior del tramo protegido. Esta
cantidad puede representar las pérdidas naturales de un transformador o
algunas otras corrientes de fuga naturales del sistema, y aun las diferencias
que marcan los transformadores de corriente, cuando se saturan sus núcleos
son corrientes muy altas, y por lo tanto, esta diferencia I 1-I2 es imposible
mantenerla en cero.
Por esta razón los relevadores están adaptados para incluir una diferencia
antes de operar. A medida que las corrientes aumentan, por ejemplo, cuando
hay un cortocircuito en el exterior del tramo mencionado, la diferencia también
aumentaría y no conviene que nuestros relevadores operen aun en este caso
por lo que se construyen estos aparatos para operar no propiamente con la
diferencia sino con el porciento de diferencia con respecto a una de las
corrientes, I1 o I2 (generalmente la más pequeña), la cual si permanece
constante denominándose por esta razón, este tipo de relevadores de
porcentaje diferencial.
Las características de porciento de pendiente de un relevador diferencial son
de las más interesantes y nos muestran rápidamente las condiciones dentro de
las cuales va a operar se encuentran por ejemplo, ajustes en el aparato para
dar 10, 15, 25, 40%, etc., porcientos de pendiente que el operador escoge de
acuerdo con las condiciones del sistema. Si por ejemplo, la corriente que
atraviesa el sistema es de 500 Amperes y se va a permitir una máxima
diferencia de corrientes de 75 Amperes, el porciento de la diferencia será:
75x100
500
15%
Entonces se ajusta el relevador a 15% de pendiente.
La condición de pendiente como característica se explica de la siguiente
manera:
Como se expresó anteriormente la bobina operadora depende o está su
funcionamiento en proporción a la diferencia de las corrientes I 1-I2, en cambio la
bobina restrictora se rige por la semisuma de las corrientes.
I1
I2
2
O sea la corriente media.
Los relevadores se construyen para operar no con la corriente media, sino con
la corriente más pequeña o sea la que entra y sale del sistema, para mayor
comodidad en los cálculos y ajustes.
71
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Usando entonces la diferencia de corriente y la corriente I 2 que suponemos es
la parte de corriente no afectada, se puede trazar el siguiente diagrama,
mostrado en la figura 4.19:
Figura 4.19 Diagrama que muestra la diferencia de corrientes y la corriente I2.
La recta teóricamente pasa por el origen y que hemos marcado con 15% de los
valores de la diferencia de corrientes para cualquier valor de la corriente I2 que
mantienen el relevador sin operar. Si por ejemplo con la I 2=500 Amperes se
tiene una diferencia mayor de 75 Amperes, es decir que caemos al punto A, los
contactos permanecerán cerrados, pero en su límite y cualquier diferencia
mayor para esta misma corriente por ejemplo 150 Amperes (punto B) hará
trabajar al relevador. Cuando la diferencia está por debajo de esta recta de
pendiente 15% por ejemplo en el punto C los contactos permanecerán cerrados
y la bobina restrictora aumentara su esfuerzo por mantener la posición de no
operación.
En general para cualquier curva de pendiente determinada por el ajuste del
relevador, si el punto que requiere las condiciones del sistema diferencialmente
protegido no cae dentro de la recta, no opera el relevador, pero si cae dentro
de la anterior cerrara los contactos y estos darán por resultado que en el
circuito de apertura de uno de los varios interruptores del sistema opere y, que
aíslen una falla en la parte encerrada por los transformadores de corriente que
se instalan para este relevador.
Las curvas verdaderas las publican los fabricantes de los relevadores y son
parecidos a estos, sin embrago, siguiendo este principio y la construcción de
sus elementos, ver la figura 4.20.
72
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 4.20 Curvas de relevadores.
Los ejes se marcan en múltiplos de la mínima corriente de operación, o máxima
corriente permisible de operación.
Los relevadores diferenciales no necesitan tener características de tiempo
retardado o tiempo inverso, como los de sobrecorriente u otros, y se
construyen, cayendo dentro de la clasificación de relevadores instantáneos aun
cuando hay unos más rápidos en su operación que otros.
La razón para ser instantáneos, es que al proteger una zona completamente
determinada y encerrada entre los transformadores de corriente detectores, no
es necesario considerar secuencias de operación con respecto a otra parte del
sistema y mientras más rápidamente se libre el equipo de una falla, menores
efectos tendrá el deterioro de éste.
Hay relevadores diferenciales que adicionalmente a su elemento normal, tienen
uno que opera con corrientes muy altas, y que se designan como el elemento
instantáneo de sobrecorriente, aun cuando ocurre en el interior del sector
protegido por este sistema.
73
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
CAPÍTULO V
Protección de líneas de transmisión.
5.1 Causas de fallas en líneas de transmisión.
El elemento más susceptible de fallas en una red eléctrica es la línea de
transmisión, ya que está expuesta por su longitud a las condiciones
climatológicas y ambientales.
El 95% de las fallas ocurren de una fase atierra, bien por descargas
atmosféricas o por problemas de aislamiento, contaminación, animales, hilos
de guarda caídos y vandalismo.
Los requerimientos para una protección de líneas son básicos:
i.
ii.
iii.
iv.
Deberían ser selectivos, es decir, únicamente se librará el tramo de línea
afectado por la falla.
Deberán ser de operación rápida, de tal forma que los daños al equipo
se reduzca al mínimo y se eviten problemas de estabilidad.
Tendrán flexibilidad para que puedan seguir operando debidamente aun
con cambios en la configuración del sistema de potencia.
La impedancia de una línea de transmisión con determinadas
características y configuración de los conductores, es proporcional a la
longitud. Esta realidad ofrece la factibilidad del relevador de distancia.
Para los propósitos específicos de la protección por relevadores las líneas de
transmisión de potencia se clasifican como sigue:
i.
ii.
iii.
Líneas de distribución (que constituyen las redes de distribución) de 2.4
a 34.5 KV.
Líneas de subtransmision, las que transmiten potencia a distancias
relativamente cortas o bien interconectan áreas urbanas por lo que
existe cierto traslape con las líneas de distribución ya que cubren de
13.8 hasta 115 KV.
Líneas de transmisión, que se consideran a las que interconectan
subestaciones importantes o partes de sistemas, razón por la que
también existe cierto traslape con las líneas de subtransmision. Ya que
cubren un rango de 69 hasta 800 KV, o tensiones superiores según sea
el caso.
La selección del esquema de protección más adecuado para la protección de
una línea de transmisión se basa principalmente en los siguientes factores:
i.
Tipo del circuito a proteger, es decir: si es línea aérea o cable, si está
constituido por una línea, doble circuito o dos líneas en paralelo, si tiene
terminaciones múltiples en los puntos de llegada o salida, etc.
74
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
ii.
Función de la línea y su importancia es decir su efecto en la continuidad
del servicio, requerimientos reales y prácticos respecto al aislamiento de
la falla con respecto del sistema.
Compatibilidad con el equipo y resto de esquemas de protección del
sistema.
iii.
A las tres consideraciones anteriores se deben agregar los aspectos de tipo
económico así como el conocimiento y experiencia que se tenga del sistema en
cuanto a su operación se refiere, y al cual se interconectará la línea o líneas de
transmisión en proyecto.
Como se podrá observar existen varios esquemas de protección y
consideraciones para la selección de los mismos, razón por la cual no es
posible dar reglas específicas para la protección de líneas de transmisión.
La aplicación de los esquemas de protección se puede hacer en base de las
características de los relevadores mismos, por lo que un enfoque de esta
naturaleza permite dar cierta generalidad al problema.
5.2 Protección de líneas con relevadores de sobrecorriente.
La protección de sobrecorriente es la más sencilla y la más económica, la más
difícil de aplicar y la que más rápido necesita ajuste o reemplazo a medida que
cambia el sistema.
Se le utiliza en general de la siguiente forma:
i.
ii.
Protección contra fallas de fase.
Protección de fallas de tierra.
Cuando menor es el cambio en la magnitud de la corriente de cortocircuito con
cambios en la capacidad de generación conectada, para una falla en un punto
dado, mayor será el beneficio que puede obtenerse de la mayor diversidad.
En la protección de circuitos de distribución de servicio eléctrico, puede
aprovecharse la máxima ventaja de la característica de tiempo inverso debido a
que la magnitud de la corriente de falla depende, la mayoría de las veces de la
localización de ésta y se mantiene prácticamente inafectada por cambios en la
generación o en el sistema de transmisión de alta tensión. No solo por esta
razón pueden utilizarse los relevadores con curvas extremadamente inversas
sino que también proporcionan la mejor selectividad con fusibles y
restauradores. Resumiendo podemos decir lo siguiente respecto a la aplicación
de la característica de tiempo:
i.
Característica de tiempo inverso.- Se utiliza generalmente, con los
mejores resultados, cuando la magnitud de la corriente de cortocircuito,
75
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
ii.
iii.
al ocurrir la falla, depende de gran parte de la capacidad de generación
del sistema.
Característica de tiempo muy inverso.- Se utiliza mas adecuadamente
en sistemas donde la magnitud de la corriente de cortocircuito depende
principalmente de la posición relativa respecto al punto donde se ha
producido la falla y muy poco o casi nada de las características de
generación del sistema.
Características de tiempo extremadamente inverso.- Son excelentes
para aplicaciones en las que se necesite suficiente retardo para permitir
a un circuito recerrar una suma de cargas que han estado
desconectadas sin disparos innecesarios durante el periodo de cierre y
al mismo tiempo coordinar adecuadamente con fusibles.
Los relevadores de sobrecorriente instantáneos se pueden aplicar si la
magnitud de la corriente de falla bajo condiciones de máxima generación
alcanza un valor aproximadamente el triple a medida que la falla se mueve
desde el extremo lejano de la línea hacia la posición del relevador.
Con la protección de sobrecorriente instantánea en ambos extremos de la
línea, se obtiene el disparo simultáneo en éstos bajo condiciones de máxima
generación, en las fallas en la parte media de la misma.
La protección de sobrecorriente se hace direccional para simplificar el problema
de obtener la selectividad cuando puede fluir la misma magnitud de la corriente
de falla en cualquier dirección en la localidad del relevador. Todos los
relevadores de sobrecorriente direccionales deberán tener la característica de
control direccional, con lo cual la unidad de sobrecorriente no empieza a
funcionar hasta que la unidad direccional lo hace para el flujo en la corriente en
la dirección en la que deberá de funcionar la primera.
Por lo general se prefieren relevadores direccionales de sobrecorriente
monofásicos para protección contra fallas entre fases la razón principal es que
la muy adecuada característica de “control direccional” se obtiene más
sencillamente y con mayor seguridad con los relevadores direccionales de
sobrecorriente monofásicos que con un polifásico direccional en combinación
con monofásicos de sobrecorriente de tierra. Una ventaja menor de los
relevadores monofásicos, es que estos proporcionan un poco de más de
flexibilidad en la instalación de los tableros.
La ventaja de un direccional polifásico es que esta menos expuesto que los
monofásicos al mal funcionamiento ocasional. Para ciertas condiciones de falla,
uno de los tres relevadores monofásicos puede desarrollar par en la dirección
de disparo cuando éste pueda ser indeseable si la corriente de este relevador
fuera bastante elevada para hacer funcionar la unidad de sobrecorriente,
resultaría un disparo inadecuado. Ya que un elevador polifásico direccional
funciona sobre el par neto de sus tres elementos, un par invertido en uno de
76
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
ellos puede equilibrarse por los otros dos, y por lo general resulta el par neto
correcto.
Bajo ciertas circunstancias, los relevadores monofásicos direccionales de
sobrecorriente para la protección de falla de fase pueden originar el disparo
innecesario en fallas a tierra en la dirección de no disparo.
Las componentes de secuencia cero de la corriente de falla a tierra producen
una tendencia hacia el mal funcionamiento. Todas estas corrientes están en
fase, y cuando se utilizan transformadores de corriente conectados en estrella,
siempre producen par de cierre de contacto en una de las tres unidades
direccionales, independientemente de la dirección en que fluya la corriente. En
general, las otras componentes de la corriente de falla son capaces de “ahogar”
el efecto de las componentes de secuencia cero. Pero, cuando la corriente de
falla se compone principalmente a base de la componente de secuencia cero,
el mal funcionamiento es más probable.
Figura 5.1 Esquema que muestra la probabilidad a que se produzca un disparo
indeseado.
En la figura 5.1 se muestra el tipo básico de aplicación en la cual hay mayor
probabilidad a que se produzca el disparo indeseado. Supongamos que se
aplican las unidades direccionales de los relevadores para permitir el disparo
solo en fallas a la izquierda de la localidad del relevador, como se indica por la
flecha. Sin embargo una falla a tierra a la derecha, como la mostrada, originará
que por lo menos una unidad direccional cierre su contacto y permita el disparo
por su unidad de sobrecorriente. Depende de sus ajustes de puesta en marcha
(pick up) y de tiempo el que dicha unidad dispare en realidad su interruptor, y
de si toma suficiente corriente para funcionar antes de que se retire la falla del
sistema por algún otro relevador que se supone funcionara para esta falla.
Para evitar el mal funcionamiento en la situación mostrada en la figura 5.1,
debe impedirse que los relevadores de fase respondan a la secuencia cero, de
la misma que utilice 3 transformadores de corriente auxiliares, como se
muestra en la figura 5.2. Se hace hincapié en que el neutro de los relevadores
77
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
de fase no deberá conectarse al neutro de los transformadores de corriente
pues puede perderse parte de la efectividad de la derivación.
Figura 5.2 Esquema que muestra la compensación para evitar un disparo indeseado.
Las unidades direccionales para relevadores de tierra pueden polarizarse de
ciertas fuentes de corriente o de tensión de secuencia cero, o de ambas en
forma simultánea.
La figura 5.3 muestra un método para la obtención de la tensión de polarización
del lado de baja tensión de un banco de transformadores de potencia con
conexión Δ/Δ, que solo utiliza un transformador de potencial de alta tensión
para establecer el neutro en el lado de baja.
Figura 5.3 Esquema que muestra un método para la obtención de la tensión de
polarización del lado de baja tensión.
78
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
La figura 5.4 muestra cómo puede obtenerse la corriente de polarización, a
partir de la corriente del neutro puesto a tierra, de un banco trifásico de
transformadores de potencia.
Figura 5.4 Esquema que muestra cómo obtener la corriente de polarización, a partir de la
corriente del neutro puesto a tierra.
La corriente de polarización de los TC´s en paralelo en los neutros puestos a
tierra de dos o más bancos de transformadores se considera bastante segura si
los bancos tienen interruptores separados de tal manera que siempre estará en
servicio un banco.
Con un banco de transformadores de potencia de 3 arrollamientos λ/λ, los TC´s
de polarización deberán ponerse en los neutros puestos a tierra de ambos
arrollamientos en estrella, y conectados en paralelo. Las relaciones de estos
TC´s deberán ser inversamente proporcionales a los valores nominales de la
tensión en los arrollamientos en estrella.
Como una alternativa a los TC´s del neutro con transformadores de dos o tres
arrollamientos, puede utilizarse un solo TC en serie con uno de los
arrollamientos en delta si estos no alimentan carga externa o no están
conectados a una fuente de generación. Si hay conexiones externas a la delta,
se requieren tres TC´s, uno en cada uno de los arrollamientos. Estos TC´s
deberán ponerse en paralelo como se muestra en la figura 5.5.
Como una segunda alternativa a los TC´s del neutro, se puede utilizar la
corriente del neutro de los TC´s conectados en estrella, en serie con los
arrollamientos en estrella, como se muestra en la figura 5.6.
79
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 5.5 Diagrama que muestra que los TC´s deben ponerse en paralelo.
En un banco de de autotransformadores con un terciario en delta, puede
emplearse cualquiera de las dos alternativas de los TC´s en el neutro. Por lo
general no se permite utilizar un TC en el neutro porque puede invertirse la
corriente en éste en una falla de baja tensión en comparación con la que se
obtiene en el mismo para una falla es tal que puede utilizarse un TC en el
neutro; sin embargo, debe tomarse en cuenta que las condiciones pueden
cambiar a medida que se hacen los cambios del sistema.
Figura 5.6 Diagrama que muestra que los TC´s deben ponerse en serie.
El valor de la corriente primaria de un TC de neutro de arrollamiento delta
utilizado para la polarización de las unidades direccionales de relevadores de
tierra debe ser tal que las bobinas de polarización y funcionamiento de una
unidad direccional tomen casi las mismas magnitudes de corriente para
cualquier falla para las que deben operar.
80
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Se dispone de relevadores direccionales que están diseñados para polarización
simultánea por tensión y corriente. Aparte de simplificar el problema del ahorro
de existencias almacenadas de relevadores, la polarización doble, como se le
llama, tiene ciertas ventajas funcionales. Algunas veces, no son satisfactorias
la corriente o la tensión solas, debido a que cualquier fuente puede
desconectarse alguna vez del sistema, con lo cual se deja sin uso cuando aún
se le necesita. Con la doble polarización, puede desconectarse cualquier fuente
en tanto se deja en servicio la otra. De otro modo, sea la tensión o la corriente
de polarización, proporcionan está en forma débil, pero las dos juntas aseguran
una polarización fuerte.
Cuando no hay fuente de corriente o tensión de secuencia cero para la
polarización de la unidad direccional de un relevador, es posible utilizar a
menudo una unidad direccional de secuencia negativa, si se requiere
protección de tierra separada. Sin embargo, se debe estar seguro de que se
dispondrá de suficiente corriente y tensión de secuencia negativa, para
garantizar la operación segura de dicha unidad para todas las condiciones en
las que debe operar. En algunos sistemas que están puestos a tierra a través
de impedancia, las cantidades de secuencia negativa pueden ser muy
pequeñas.
Otra ventaja de las unidades direccionales de secuencia negativa es que no
están afectadas por la inducción mútua entre circuitos paralelos cuando
ocurren fallas a tierra.
A pesar de algunas ventajas que puede tener el relevador de secuencia
negativa, solo se le utiliza como último recurso, debido a que el de secuencia
cero es más fácil de probar, y porque produce un par más seguro en todas las
condiciones en que es aplicable.
En la práctica generalmente se utiliza un conjunto de dos o tres relevadores de
sobrecorriente para la protección contra fallas entre fases y un relevador de
sobrecorriente separado para las fallas a tierra.
El problema de considerar si se emplea dos o tres relevadores de
sobrecorriente para la protección contra fallas de fase, surge por un deseo de
evitar el gasto de un TC y un relevador, o al menos del relevador, en ocasiones
donde sólo puede tolerarse un gasto mínimo para la protección de una línea.
La protección de sobrecorriente no direccional para fallas de fase puede
proporcionarse por medio de dos relevadores alimentados por TC´s de dos o
tres fases. Sin embargo no será posible proporcionarla si los TC´s en todos los
circuitos no están localizados en las mismas fases como se muestra en la
figura 5.7.
Se supone que el sistema mostrado en la figura 5.7 no está aterrizado. Las
fallas a tierra simultáneas en fases diferentes de dos circuitos distintos
constituirán una falla de fase a fase en el sistema y no operará ningún
relevador de sobrecorriente.
81
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Por otro lado si utilizamos únicamente dos transformadores de corriente, no
podríamos lograr la protección completa contra fallas de fase y a tierra, ya que
se logra si se utilizan tres transformadores de corriente con dos relevadores de
fase y un relevador de tierra como se muestra en la figura 5.8.
Si se utiliza la protección direccional de fases en dos fases únicamente en un
sistema con neutro aterrizado, deben proporcionarse relevadores de tierra para
la protección contra fallas a tierra.
Si la magnitud de la corriente de falla para fallas de fase no es varias veces la
magnitud de la carga, deberán utilizarse tres relevadores direccionales de
sobrecorriente monofásicos para asegurar el disparo cuando se desee.
Figura 5.7 Esquema que muestra la protección de sobrecorriente no direccional para
fallas de fase
Figura 5.8 Esquema que muestra la protección completa contra fallas de fase y a tierra.
82
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Si se usan solo dos relevadores direccionales de sobrecorriente, deberán
disponerse en conexión en la cuadratura. En ésta asegura de uno de los dos
relevadores que operará por debajo del límite de condiciones que existen
cuando ocurren fallas cercanas a la localidad del relevador.
Finalmente podemos decir que se utilizan 3 transformadores de corriente y 3
relevadores de fase siempre que sea justificable económicamente para evitar
las dificultades anteriores, debido que al menos siempre operara un relevador
para todas las fallas entre fases.
El problema principal causado por los errores transitorios de los TC´s es su
efecto sobre los relevadores de sobrecorriente de tierra rápidos y sensibles.
Este transformador efecto, llamado “corriente residual falsa” consiste en el flujo
de grandes corrientes transitorias a través de la bobina del relevador de tierra
en el neutro de los TC´s, cuando no hay corriente de falla a tierra real en los
primarios de los TC´s. Esto sucede porque los TC´s tienen errores diferentes
debido a la componente de corriente directa en las corrientes primarias de falla,
o debido a cantidades distintas de magnetismo remanente. Como
consecuencia, si la corriente de falla a tierra está muy limitada por la
impedancia del neutro y es necesario utilizar relevadores de tierra muy
sensibles para detectar en forma segura las fallas a tierra, éstos deberán tener
acción retardada o pueden funcionar en forma inadecuada en corrientes
elevadas de fallas entre fases.
La resistencia de arco es la oposición al paso de la corriente en el momento de
producirse el arco. La resistencia de arco puede o no existir. En ocasiones,
puede presentarse una falla metálica sin arco.
Para corrientes debajo de los 1000 Amperes la fórmula:
V 8750 / I 0.4
Da el valor máximo comunicado de volts (V) por pie para cualquier valor de la
corriente eficaz de arco (I).
Para tomar en cuenta el alargamiento del arco por el viento, puede utilizarse la
fórmula aproximada:
L
3vt
Lo
Donde:
L Longitud del arco, en pies.
v Velocidad del viento en millas por hora.
t Tiempo después de que se inició el arco en segundos.
Lo Longitud inicial del arco, esto es, la distancia mínima entre conductores o a
través de un aislador (pies).
83
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
La resistencia de tierra es la resistencia en la tierra. Esta resistencia se agrega
a la de arco. Cuando no se utilizan hilos de guarda, o cuando éstos están
aislados de las torres o polos, la resistencia de tierra es la resistencia de la
tierra de la torre en la localidad donde ha ocurrido la falla más la resistencia de
la tierra de regreso a la fuente.
En ocasiones, un conductor se rompe y cae a tierra. La resistencia de cont acto
de tierra de una falla semejante puede ser mucho más elevada que la
resistencia de tierra de las torres donde por lo general se obtiene resistencia
relativamente baja con varillas de tierra o tomas de tierras equilibradas. La
resistencia de contacto depende de la geología de una localidad dada, si la
tierra es húmeda o seca, y si es seca, que tan elevada es la tensión; ésta toma
una cierta cantidad de la tensión para perforar el aislamiento de la superficie.
El “sobrealcance” es la tendencia de un relevador a ponerse en operación en
las fallas a mayor distancia de la que se esperaría si se desprecia el efecto de
la simetría de la corriente de falla.
Los relevadores de atracción magnética son los más afectados por la asimetría
de las fallas que los relevadores de inducción, y algunos de estos lo son más
que otros.
El sobrealcance en porcentaje es un término que describe el grado en el cual
existe la tendencia, y se ha definido como sigue:
( A B)
Sobrealcance en porcentaje 100
A
Donde:
A La corriente de puesta en trabajo (pick up) del relevador, en Amperes
eficaces de estado estable.
B Los amperes eficaces en estado estable que en cuanto se inicie la simetría
total pondrán en operación el relevador.
El sobrealcance en porcentaje aumenta a medida que se incrementa la relación
de reactancia a resistencia de la impedancia que limita la corriente de falla, o
bien, en otras palabras a medida que aumenta la constante de tiempo de la
componente de CD de la corriente de falla. Cuanto más lento es el decaimiento
de la componente de corriente directa más pronto originará la operación del
elevador. Con lo anterior se hace evidente que, siendo iguales otras
condiciones cuanto más rápido es un relevador, tanto mayor será su
sobrealcance en porcentaje.
A continuación se mencionan algunas recomendaciones para realizar un ajuste
a estos relevadores:
i.
Para ajustar un relevador de fase debe calcularse una falla trifásica para
las condiciones de corriente máxima. El ajuste para selectividad se hace
suponiendo condiciones de corriente máxima de falla porque, si se
obtiene selectividad para tales condiciones, es seguro que se obtendrá
para corrientes menores. Sin embargo, un relevador de fase no debe ser
84
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
tan sensible como para ponerse en operación en condiciones de
emergencia de máxima carga en la línea de la que recibe su corriente.
ii.
Para relevadores cercanos a una gran central generadora que
proporciona la mayor parte de la corriente de cortocircuito la impedancia
síncrona, la mejor para la determinación de la puesta en marcha (pick
up) de un relevador cuyo objetivo es el respaldo especialmente si el
tiempo de operación del relevador fuera tanto como uno o dos
segundos. Por otra parte la puesta en marcha del relevador de alta
velocidad cercano a dicha central generadora se determinaría por la
utilización de la impedancia transitoria, y aún la subtransitoria. Sin
embargo, por lo general, se encontrará más adecuada la impedancia
transitoria para todo propósito. Por otro lado cuando interesa conocer el
valor máximo posible de la corriente de falla no se debe tomar en cuenta
la resistencia d arco.
iii.
Para utilizar la parte más inversa de las curvas de tiempo del relevador,
la puesta en trabajo (pick up) en función de la corriente primaria deberá
ser tan elevada como sea posible y también ser aun bastante baja como
para que el relevador funcione en forma segura bajo la condición de
corriente mínima de falla. En dichas condiciones, el relevador deberá
funcionar a no menos de 1.5 veces la puesta en trabajo (pick up). La
razón para esta regla es que, cuanto más cercana es a la corriente (pick
up) el par es tan lento que un pequeño aumento de la fricción podría
impedir el funcionamiento o podría aumentar demasiado el tiempo de
operación.
iv.
Cuando se está seleccionando la puesta en trabajo (pick up) de
relevadores de tiempo inverso, si deberá considerarse el efecto de la
resistencia de arco.
v.
Deben evitarse los relevadores con características diferentes.
vi.
La puesta en trabajo del relevador instantáneo se muestra en la figura
5.9 que es 25% más elevada que la magnitud de la corriente para una
falla trifásica en el extremo lejano de la línea; el relevador no deberá
ponerse en marcha con una corriente mucho menor de otro modo este
podría sobrealcanzar el extremo de la línea cuando la onda de la
corriente de falla está completamente asimétrica, en las condiciones de
la figura 5.9 se notara que el relevador operara con fallas trifásicas
exteriores hasta el 70% de longitud de la línea y para fallas de fase a
fase exteriores hasta el 54%.
vii.
El sobrealcance máximo de un relevador que fuera lo bastante rápido en
porcentaje sería 50% y 42% para relevadores que no son muy rápidos.
Cuando no se dispone de los datos del sobrealcance en porcentaje, será
suficiente por lo general ajustar la puesta en trabajo 25% más elevada
que el valor máximo de la corriente de falla simétrica en la cual el
relevador no debe funcionar.
85
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 5.9 Puesta en trabajo del relevador instantáneo.
Ahora se dan unas recomendaciones para los relevadores de tierra:
i.
Para ajustar un relevador de tierra debe calcularse una falla de fase a
tierra para las condiciones de máxima generación; la corriente de carga
no es un factor en la selección de la corriente de pick up de un relevador
de tierra, excepto en un sistema de distribución donde por lo general hay
corriente de tierra debido a la carga desequilibrada.
ii.
Si hay dos o más secciones de líneas adyacentes, deberá suponerse la
falla en el extremo de la sección que origina el flujo de la corriente
mínima en la localidad del relevador que va ajustarse.
iii.
La resistencia de tierra solo nos interesa en las fallas a tierra, esta se
agrega a la resistencia de arco.
iv.
Para relevadores de tierra en líneas entre las que hay inductancia mutua
ésta deberá tomarse en cuenta en el cálculo de la magnitud de corriente
en las fallas monofásicas a tierra.
Para la coordinación de los relevadores de sobrecorriente en circuitos radiales,
el primer paso es seleccionar la puesta en trabajo del relevador de tal manera
que éste (1) funcione con todos los cortocircuitos en su propia línea y (2)
proporcione protección de respaldo para los cortocircuitos en los elementos del
sistema inmediatamente adyacentes, bajo ciertas circunstancias, por ejemplo,
si el elemento adyacente es una sección de línea, el relevador se ajusta para
ponerse en trabajo con una corriente algo menor que la que recibe por un
cortocircuito en el extremo lejano de esta sección de línea en condiciones de
máxima generación. Ésta se muestra en la figura 5.10.
Figura 5.10 Esquema que muestra un sistema radial con una falla.
86
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Para asegurar la selectividad bajo todas las circunstancias la puesta en trabajo
(pick up) de un relevador dado deberá ser algo más elevada que la de otros
relevadores más cercanos a la falla y con los que debe ser selectivo el
relevador dado.
El segundo paso en el ajuste de los relevadores de sobrecorriente de tiempo
inverso es ajustar la acción retardada para obtener selectividad con los
relevadores de los elementos inmediatamente adyacentes del sistema. Este
ajuste deberá hacerse para las condiciones de flujo de máxima corriente en la
localidad del relevador.
Para la falla tal como se muestra en la figura 5.10, el relevador localizado en el
interruptor 2 debe cerrar sus contactos, y el interruptor 2 debe disparar e
interrumpir el flujo de la corriente de cortocircuito antes de que el relevador en
el interruptor 1 pueda cerrar sus contactos. Además ya que el relevador en el
interruptor 1 puede “sobrecorrer” un poco después de que cesa el flujo de la
corriente de cortocircuito, deberá hacerse también una previsión para esta
sobrecarrera. Podemos expresar el tiempo de funcionamiento del relevador
requerido en 1 en función del tiempo de funcionamiento del relevador en 2 por
la siguiente fórmula:
T1
T2
B2
O1
F
Donde:
T1 Tiempo de funcionamiento del relevador 1.
T2 Tiempo de funcionamiento del relevador 2.
B2 Tiempo de interrupción de la corriente de cortocircuito del interruptor 2.
O1 Tiempo de sobrecarrera del relevador 1.
F Tiempo del factor de seguridad.
El tiempo de sobrecarrera para los tipos de tiempo inverso utilizados
generalmente puede suponerse un valor de 0.1 segundos. En general será
suficiente un valor de 0.2 a 0.3 segundos, para la sobrecarrera más el factor de
seguridad. “Intervalo de tiempo selectivo” es la suma de los tiempos del
interruptor, sobrecarrera, y el factor de seguridad.
Figura 5.11 Esquema de un sistema radial con tiempos de operación.
87
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Para casos como el mostrado en la figura 5.11, podemos generalizar y afirmar
que el ajuste debe iniciarse en el relevador eléctricamente más distante de la
fuente de generación y trabajar entonces de regreso hacia dicha fuente.
Ahora consideramos el siguiente procedimiento para la coordinación de un
sistema en anillo como el mostrado en la figura 5.12, es el mismo que el que se
siguió para circuitos radiales. El orden en que se ajustaran los relevadores
“que ven” una trayectoria alrededor del anillo es 1-2-3-4-5, y viendo la otra
trayectoria, a-b-c-d-e. Por lo general, se emplearían relevadores direccionales
de sobrecorriente como se indica por las flechas de una punta que señalan en
la dirección del flujo de la corriente de falla para la que debería disparar el
relevador. Solamente los relevadores en e y 5 pueden ser o no direccionales
como se muestra por las flechas de dos puntas. El relevador 1, por ejemplo,
debe recibir como mínimo 1.5 veces su corriente de puesta en trabajo para una
falla de fase a fase en el extremo lejano de su línea con el interruptor e abierto
y con mínima generación.
Figura 5.12 Esquema que muestra un sistema en anillo.
La primera complicación en el ajuste de relevadores de sobrecorriente en
circuitos en anillo surge cuando los generadores están localizados en varias
estaciones alrededor del anillo. El problema es entonces dónde empezar. Y en
fin, cuando los circuitos de un anillo forman parte de otros anillos, el problema
es más difícil. El método de tanteos es el único camino para proceder con
dichos circuitos.
La experiencia ha demostrado que del 70% al 95% de todas las fallas de líneas
de transmisión, subtransmision y distribución de alta tensión no son
permanentes si se desconecta del sistema en forma rápida el circuito
defectuoso. Esto se debe a que la mayor parte de las fallas de las líneas son
originadas por las descargas atmosféricas, y si se evita que el arco que sucede
en la falla dure mucho tiempo como para dañar en forma perjudicial
conductores y aisladores, la línea puede regresar al servicio en forma
inmediata.
El recierre automático se aplica por lo general a todos los tipos de circuitos. Las
líneas de subtransmisión que tienen protección de sobrecorriente tienen por lo
88
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
general equipo de recierre múltiple, con un equipo suplementario de
“comprobación de sincronismo” en un extremo. El equipo de comprobación de
sincronismo es un equipo de relevadores que permite cerrar un interruptor sólo
si las partes que van a conectarse por éste están en sincronismo. En líneas
radiales no se requiere este equipo.
En sistemas de distribución en los que se incluye la selectividad con fusibles de
circuitos derivados, también se utiliza el recierre múltiple. Los relevadores de
sobrecorriente instantáneos y de tiempo inverso están arreglados de tal forma
que, cuando ocurre una falla, el relevador instantáneo funciona para disparar el
interruptor antes de que pueda quemarse un fusible de un circuito derivado, y
se cierra entonces en forma inmediata al interruptor.
Sin embargo, después de la primera salida, los relevadores instantáneos salen
de servicio en forma automática, de tal manera que si la falla persistiera los
relevadores de tiempo inverso tendrían que funcionar para disparar el
interruptor. Esto da tiempo para que se queme el fusible del circuito derivado
del circuito defectuoso, si suponemos que la falla está más allá de este fusible.
En esta forma, se disminuye el costo del reemplazamiento de los fusibles
quemados del circuito derivado.
5.3 Protección de líneas con relevadores de distancia.
A medida que las redes eléctricas aumentan de tamaño y consecuentemente
de complejidad, los Esquemas de Protección de sobrecorriente con selección
de tiempo resultan inadecuados por requerirse ajustes demasiado altos en los
relevadores que quedaron en los últimos escalones.
Debido a lo anterior se diseñaron y construyeron los relevadores de distancia
cuyo principio de operación es tal que su tiempo de diseño es proporcional a la
distancia que se produce la falla.
Los relevadores utilizados para protección de cortocircuitos funcionan en virtud
de la corriente y/o tensión proporcionada a éstos por los transformadores de
corriente y tensión, conectados en diversas combinaciones al elemento del
sistema que se va a proteger.
En relevadores de distancia hay un equilibrio entre la tensión y la corriente que
se expresa en función de la impedancia. La impedancia es una medida
eléctrica de la distancia a lo largo de la línea de transmisión lo que explica el
nombre aplicado a ese grupo de relevadores.
Hablando sobre el relevador de distancia de impedancia, el término Impedancia
puede aplicarse solo a la resistencia, solo a la reactancia, o a la combinación
de los 2, en protección el relevador de impedancia tiene una característica
diferente del relevador que responde a cualquier componente de impedancia.
89
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
El elemento de corriente produce par positivo (puesta en servicio del relevador)
mientras que el elemento de tensión produce par negativo (reposición). La
ecuación del par es:
T K1 I 2 K 2V 2 K 3
Donde I y V son magnitudes eficaces de la corriente y de la tensión y K 3 el
efecto del resorte de control.
Cuando el par neto es cero se tiene:
0
K1 I 2
K 2V 2
K1 I 2
K3
2
2
K3
K2I 2
K1 I
K2I 2
V
Z2
V
I
K1 I 2
K2I 2
Z
K 2V 2
K 3 , despejando y dividiendo entre K 2 I 2
K3
K2 I 2
Despreciando el efecto del resorte de control ya que su efecto sólo es notorio a
magnitudes de corriente relativamente bajas.
Z
V
I
K1
K2
constante
Lo anterior nos indica que un relevador de impedancia está en el límite de
funcionamiento a un valor constante dado por la relación de V a I que es una
impedancia. Su característica se indica en la figura 5.13.
Figura 5.13 Característica de funcionamiento de un relevador de impedancia.
90
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Otra forma más común que la anterior es de mostrar la característica de
funcionamiento del relevador de distancia es por medio del diagrama de
impedancia o diagrama R-X. Ver figura 5.14.
En este diagrama el valor numérico de la relación de V a I se muestra como
una longitud de un radio vector Z y ángulo de fase θ entre V e I determina la
posición. Si la I está en fase con la V el vector se sitúa en el eje +R; si está
180° fuera de fase con V el vector se sitúa en el eje –R; si I se atrasa de V el
vector tiene I componente +X y si la I se adelanta de V, el vector tiene una
componente –X.
Figura 5.14 Característica de funcionamiento de un relevador de impedancia de un
diagrama R-X.
Cualquier valor de Z menor que el radio del círculo resultara en un par positivo
y cualquier valor de Z mayor que este radio tendrá par negativo haciendo caso
omiso del ángulo de fase entre V e I.
El principio de operación de los relevadores de distancia lo rige la relación o el
cociente entre el voltaje y la corriente en el punto de ubicación del relevador, es
decir que es:
V
Z
I
La impedancia de la línea hasta el punto de falla. En una línea de transmisión
la impedancia es proporcional a la distancia, por lo tanto el relevador recibe el
nombre de distancia.
Una forma de ilustrar el concepto de impedancia que detecta el relevador hasta
el punto de falla se indica en la figura 5.15.
Se considera que el relevador está conectado al bus A y sus bobinas reciben
las señales del V que es proporcional al de la falla y la corriente I F que es la de
la falla, el relevador opera debajo de un cierto valor Z=V/I lo que hace
básicamente un relevador de distancia es comparar la corriente y el voltaje del
sistema de potencia para determinar si la falla se presentó dentro o fuera de su
zona de operación.
91
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 5.15 Esquema que ilustra el concepto de impedancia que detecta el relevador
hasta el punto de falla.
La protección de líneas de transmisión, un relevador de distancia monofásico
del tipo de impedancia de alta velocidad y una unidad de tiempo, junto con los
indicadores comunes (banderas) unidad de sello y otros auxiliares. En la figura
5.16 se muestra un circuito esquemático.
Figura 5.16 Conexiones esquemáticas de los contactos de un relevador de distancia del
tipo de impedancia.
Las tres unidades de impedancia están rotuladas Z 1, Z2 y Z3 las características
de funcionamiento de estas 3 unidades son ajustables independientemente. En
la figura 5.17 del diagrama R-X el círculo para Z 1 es el más pequeño y el circulo
Z3 el más grande, el circulo para Z2 es intermedio, por tanto es evidente que
cualquier valor de impedancia que este dentro del circulo Z 3 origina que las 3
unidades de impedancia.
Figura 5.17 Esquema que muestra en el diagrama R-X las impedancias.
92
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
La unidad direccional sólo permite el disparo en su región positiva de par, las
partes inactivas de las características de la unidad de impedancia se muestran
punteadas, resultando que el disparo ocurrirá solo para puntos que estén
dentro de los círculos y arriba de la unidad direccional.
La unidad direccional que se muestra en el diagrama R-X tiene una
característica de funcionamiento de línea recta, solo si se desprecia el efecto
del resorte de control que es suponer que no hay par de retención.
Si se desarrolla la característica de funcionamiento de un relevador direccional
cuando se toma en cuenta el efecto del resorte de control nos describe una
condición como la mostrada en la figura 5.18 dando una serie de círculos uno
para cada valor de V.
Figura 5.18 Las características de un relevador direccional para un valor de la tensión.
Viendo la aplicación de los relevadores de distancia para protección de líneas
de transmisión, se muestra el tiempo de funcionamiento contra la característica
de impedancia que es conocida como tiempo-impedancia escalonada. Las
unidades Z1 y Z2 proporcionan la protección primaria para una sección de una
línea de transmisión, mientras que Z2 y Z3 proporcionan la protección de
respaldo para barras colectoras y secciones de líneas adyacentes.
El relevador de distancia del tipo impedancia modificado es igual al relevador
de tipo impedancia, excepto que las características de funcionamiento de la
unidad de impedancia están desplazadas como se muestra en la figura 5.19.
Este desplazamiento se lleva a cabo por una corriente de polarización, la que
consiste de a introducción en la tensión de alimentación de una tensión
adicional proporcional a la corriente que da una ecuac ión de:
T K1 I 2 K 2 (V CI ) 2 lo anterior nos da círculos con centros desplazados del
origen y por cualquier cantidad deseada aun cuando el origen está fuera del
círculo.
93
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Figura 5.19 Esquema que muestra el desplazamiento de la unidad de impedancia.
La unidad de reactancia de un relevador de distancia del tipo de reactancia
tiene, de hecho un elemento de sobrecorriente que desarrolla un par positivo y
un elemento direccional corriente-tensión que se opone o ayuda al elemento de
sobrecorriente según sea el ángulo de fase entre la corriente y la tensión.
T
K1 I 2
K 2VIsen
K3;
(
positivo cuando I se atraza de V).
Cuando el par neto es cero se tiene:
K1 I 2
K1
K 2VIsen
K2
V
sen
I2
K 3 ; dividiendo entre I 2 se tiene que :
K3
I2
V
sen
Zsen
X
I
K3
K1
X
; despreciando el efecto del resorte tenemos que :
K2 K2I 2
X
K1
K2
constante
Figura 5.20 Característica de funcionamiento de un relevador de reactancia.
94
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
En otras palabras, este relevador tiene una característica de funcionamiento tal
como se muestra en la figura 5.20.
Un relevador de distancia del tipo reactancia para protección de líneas de
transmisión no podrá utilizar una unidad direccional sencilla, porque el
relevador de reactancia disparará bajo condiciones normales de carga, por lo
anterior se tiene una unidad que es conocida por relevador o unidad de
admitancia ó Mho, cuya característica se muestra en la figura 5.21.
Figura 5.21 Característica de funcionamiento de un relevador direccional con tensión de
retención.
A continuación en la figura 5.22 el relevador de reactancia completo con las
diversas unidades, se observa que la unidad direccional o de arranque tiene
doble utilidad no solo proporciona dirección sino también un tercer escalón de
la medición de la distancia.
Figura 5.22 Característica de funcionamiento de un relevador de distancia tipo de
reactancia.
En cuanto al relevador de distancia del tipo Mho su unidad es igual a la unidad
de arranque del relevador de reactancia, este relevador completo para la
95
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
protección de líneas de transmisión está compuesto de 3 unidades Mho de alta
velocidad M1, M2, M3 y una unidad de tiempo similar a la que se mostró para un
relevador de distancia del tipo impedancia, excepto que no se requiere unidad
direccional separada ya que las unidades Mho son inherentemente
direccionales, la característica de funcionamiento del relevador completo se
muestra en la figura 5.23.
Figura 5.23 Característica de funcionamiento de un relevador de distancia del tipo Mho.
Algunas consideraciones generales sobre los relevadores de distancia son las
siguientes:
Sobrealcance: cuando ocurre un cortocircuito, la onda de la corriente está
propensa a descentrarse inicialmente, bajo estas condiciones los relevadores
tienden al Sobrealcance, esto es a funcionar para un valor mayor de
impedancia que para el que están ajustados para funcionar en estado estable.
Esta tendencia es mayor cuanto más inductiva es la impedancia. También es
mayor la tendencia en relevadores del tipo de atracción electromagnética que
en los de inducción.
La compensación para el sobrealcance, lo mismo que para, imprecisiones en
TC y TP se obtiene por el ajuste de los relevadores para funcionar en 10% a
20% menos de impedancia que aquella para la cual se ajustarían en estado
estable.
El significado de Z: para la protección de líneas de transmisión contra
cortocircuito, que es el campo más amplio de aplicación de los relevadores de
distancia ésta impedancia es proporcional, dentro de ciertos límites a la
distancia física del relevador al cortocircuito, sin embargo el relevador estará
aún alimentado por tensión y corriente bajo otras condiciones distintas que los
cortocircuitos, como cuando un sistema está conduciendo carga normal o
cuando una parte de este pierde el sincronismo con la otra, etc.
96
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Se puede pensar que hay diferentes tipos de relevadores de distancia para
protección de líneas de transmisión y que cada tipo tiene ampliamente su
campo de aplicación particular en donde resulta más apropiado.
Para suponer el trazo de la característica de un relevador en el trazo de la
característica de un sistema, ambos trazos deben estar hechos con las mismas
bases. Un relevador funciona en respuesta a la tensión y corriente obtenida de
ciertas fases, por lo tanto, deben tratarse las características del sistema en
función de estas mismas magnitudes.
Si se utilizan ohms reales, ambas características, deben estar en una base
primaria o secundaria tomando en cuenta las relaciones de los TC y TP como
sigue:
Ohms secundarios Ohms primarios
RTC
RTP
Es conveniente que ambas coordenadas tengan la misma escala porque
ciertas características son circulares si las escalas son las mismas.
Es necesario establecer una conversión de las características relevadorsistema en el diagrama R-X, es decir que una condición del sistema que
requiere el funcionamiento del relevador, debe estar situada en la región de
funcionamiento del relevador. La conversión consiste: tomando como
referencia la figura 5.24.
Figura 5.24 Esquema de referencia.
CONDICIÓN
SIGNO DE "R" SIGNO DE "X"
Potencia (W) de A a B
±
Potencia (W) de B a A
Potencia reactiva (VAR) atrasada de A a B
+
Potencia reactiva (VAR) atrasada de B a A
Potencia reactiva (VAR) adelantada de A a B
Potencia reactiva (VAR) adelantada de B a A
+
97
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Las siguientes relaciones dan los signos numéricos de R y X par una condición
trifásica:
R
V 2W
;
W 2 (VAR) 2
X
V 2 (VAR)
W 2 (VAR) 2
V= voltaje de fase a fase.
W= potencia trifásica.
VAR= potencia reactiva trifásica.
R y X= componentes de secuencia positiva en condiciones trifásicas
balanceadas, dividiendo el voltaje de fase a neutro entre la I correspondiente.
Lo anterior nos proporciona la localización de un punto en el diagrama R-X, es
decir la impedancia para cualquier condición trifásica equilibrada del sistema.
5.4 Protección de líneas con relevadores piloto.
Un requerimiento fundamental que deben cumplir las protecciones de las líneas
de enlace en un sistema eléctrico de potencia es lograr el disparo simultáneo
con alta velocidad de los interruptores de todos los terminales de la línea para
todos los cortocircuitos internos. Las protecciones direccionales de
sobrecorriente y de distancia solamente cumplen este requerimiento para los
cortocircuitos en la porción central de la línea, pero para fallas cercanas a sus
terminales la protección opera con alta velocidad, mientras que las de las
restantes terminales (en el caso general de una línea multiterminal) operan con
retardo de tiempo (a menos que las condiciones del sistema sean tales, que
ocurra el disparo secuencial es decir, la aceleración de la operación de las
protecciones remotas después del disparo de la protección cercana a la falla).
La protección piloto constituye la solución de este problema, al garantizarse el
disparo simultáneo con alta velocidad de todos los interruptores de la línea, se
obtienen las siguientes ventajas:
a) Mejoramiento de la estabilidad transitoria.
b) Posibilidad de aplicar el recierre automático de alta velocidad, que si es
exitoso mejora la estabilidad transitoria, reduce los tiempos de
interrupción y mejora las condiciones de voltaje en parte de la carga.
c) Reducción de la posibilidad de daño de conductores y equipos debido a
la corriente de falla.
La protección tipo piloto tiene selectividad absoluta y basa su funcionamiento
en la comparación directa o indirecta de las señales provenientes de todos los
terminales de la línea de transmisión. En la figura 5.25 se ilustra la necesidad
de esta comparación para lograr la protección de alta velocidad para
cortocircuitos en cualquier punto de la línea. Si la protección de la línea ubicada
en el extremo A de la línea de transmisión, recibe información correspondiente
a ese terminal solamente (protección direccional de sobrecorriente o de
distancia), resulta prácticamente imposible que sea capaz de discriminar
98
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
correctamente entre los cortocircuitos F´ y F´´, que ocurren en puntos muy
cercanos entre si y por tanto dan lugar a valores muy semejantes de la
corriente o de la impedancia medida por la protección 1, sin embargo, estos
dos cortocircuitos representan condiciones muy diferentes cuando la
información se recibe en el extremo B de la línea, ya que hay una variación de
aproximadamente 180° en el ángulo de la corriente de uno a otro caso.
Figura 5.25 Fundamentación de la necesidad de la protección piloto de una línea de
transmisión.
En la protección tipo piloto la protección 1 recibe información desde las
subestación B, que define la ubicación precisa del cortocircuito, con lo que se
puede decir si se origina o no el disparo instantáneo del interruptor de este
terminal de la línea de igual forma la protección 2 recibe información desde la
subestación A.
De lo anterior se deduce la necesidad de disponer de un canal de
comunicación que enlace los terminales de la línea, este canal, también
denominado canal piloto en la literatura especializada, es el da nombre a este
tipo de protección. Existen en la actualidad 4 tipos de canales de comunicación
factibles de utilizar con esta finalidad: a) Un par de conductores
complementarios tendidos a lo largo de la línea protegida (hilo piloto), b) un
canal de onda portadora de alta frecuencia, que utiliza los propios conductores
de la línea protegida, c) un canal de enlace por radio en la banda de
microondas, d) un cable de fibra óptica.
De acuerdo con el canal de comunicación utilizado, las protecciones tipo piloto
se subdividen en:
a) Protección por hilo piloto (incluye la variante de fibra óptica)
b) Protección piloto por onda portadora.
c) Protección piloto por microonda.
Una segunda posibilidad de clasificación de las protecciones tipo piloto es
atendiendo al principio de detección del circuito. Pueden en general
establecerse las siguientes comparaciones entre las señales provenientes de
los terminales de la línea protegida:
a) Comparación directa de los valores instantáneos de las corrientes
(protecciones diferenciales de corriente) o de sus fases (protecciones
diferenciales de fase de corriente o por comparación de fase).
b) Comparación indirecta de las direcciones relativas de las corrientes o de
las potencias, a partir de la operación de relevadores direccionales o de
distancia (protecciones por comparación direccional).
99
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
En la práctica no se han utilizado todas las variantes posibles de comparación
en cada uno de los tipos de protecciones pilotos. En la protección por hilo piloto
se utiliza preferentemente el principio diferencial de comparación directa de los
valores instantáneos de las corrientes. En las protecciones piloto por onda
portadora y por microonda, por el contrario, han encontrado mayor aplicación
los principios de comparación directa de fase (o protección diferencial de fase)
y de comparación indirecta direccional.
El canal de hilo piloto consiste en un par de conductores, generalmente de
tipo telefónico, por los que la información puede transmitirse mediante señales
de corriente directa (actualmente en desuso), de corriente alterna de frecuencia
del sistema (50 a 60 Hz, según el caso), que es la variante más difundida, o de
corriente alterna de una frecuencia del orden de 1000 a 3000 Hz (tonos de
audio). Estos conductores deben ser subterráneos para garantizar un
adecuado nivel de fiabilidad canal, no es recomendable utilizar conductores
aéreos con esta finalidad, aunque esta variante se aplica en la práctica. Existen
valores límites admisibles de la resistencia serie y capacidad paralelo del hilo
piloto, aunque se dispone de medios para compensar parcialmente los efectos
de estos parámetros sobre el funcionamiento del canal, ellos constituyen
restricciones a la longitud del canal y el calibre mínimo de conductor a utilizar.
No es recomendable la aplicación de la protección por hilo piloto en líneas de
longitudes superiores a unos 25Km.
Un problema que se confronta en este tipo de canal de comunicación es el de
los sobrevoltajes, que están determinados por dos causas fundamentales. Una
de ella es la inducción electromagnética entre los conductores piloto y la línea
de transmisión. En este caso la situación más crítica es la de los cortocircuitos
a tierra, en que la corriente de secuencia cero puede inducir valores altos de
voltaje. Si los conductores se disponen trenzados, en ambos se inducen
voltajes prácticamente iguales, por lo que entre ellos no aparecen grandes
diferencias. Sin embargo, los valores de este potencial con respecto a tierra
pueden ser altos, y deben tratar de reducirse. La variante más común a este fin
consiste en apantallar el par trenzado de conductores con cubierta metálica,
que se pone a tierra de la subestación. Cuando ocurre un cortocirc uito a tierra,
la corriente que circula por el apantallamiento tiene un sentido tal, que reduce
el campo magnético asociado con la corriente de cortocircuito, un buen
apantallamiento puede reducir el sobrevoltaje por inducción electromagnética a
menos de la mitad de su valor posible.
La segunda causa de sobrevoltaje es la elevación que experimenta el potencial
de la malla de tierra de la subestación cuando ocurre un cortocircuito a tierra en
la línea, debido a la circulación de parte de la corriente de retorno por tierra a
través del paso resistivo existente entre la tierra remota y la malla de tierra. En
subestaciones con altos niveles de cortocircuito a tierra la elevación de este
potencial puede ser considerable, y ello hace precisamente recomendable que
100
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
el apantallamiento del hilo piloto se aísle de la malla de tierra (si se conecta
también a esta, las corrientes circulares resultantes del sobrevoltaje pueden
incluso dañarlo). El sobrevoltaje aparece, por tanto, entre los conductores de
hilo piloto y su apantallamiento, que está conectado a la tierra remota. Es
conveniente que el aislamiento de los conductores sea capaz de soportar este
sobrevoltaje, y en caso contrario hay que disponer de una protección especial
contra el mismo.
Para garantizar la seguridad del personal y de los equipos conectados al canal,
es necesario instalar dispositivos especiales de protección contra los dos tipos
de sobrevoltaje anteriormente mencionados, la operación de estos dispositivos
no deben afectar el funcionamiento normal de la protección por hilo piloto.
Adicionalmente es necesario brindar protección contra sobrevoltajes por
descargas atmosféricas o por contactos con circuitos de potencia, en cuyo caso
no se considera indispensable garantizar el buen funcionamiento de la
protección piloto.
El aseguramiento de niveles altos de fiabilidad en la protección implica la
necesidad de supervisar ininterrumpidamente el estado del canal. Por ello se
utilizan equipos de supervisión, que comprueban el estado del piloto inyectando
en este una corriente directa, y permiten detectar cortocircuitos, circuitos
abiertos o contactos con tierra.
El canal de onda portadora se basa por lo general en la utilización de los
propios conductores de la línea protegida para transmitir señales en la banda
de frecuencia comprendida entre 30 y 300 KHz. La variante más difundida en la
práctica es aquella en que se utiliza una sola fase de la línea, y la señal se
aplica entre esa fase y tierra, otras variantes involucran dos o las tres fases, y
requieren más equipos. La señal de onda portadora transmitida puede ser de
una frecuencia única, de las frecuencias (sistema de corrimiento de frecuencia),
o de modulación por simple banda lateral. La señal de frecuencia única es
siempre de bloqueo, el sistema de corrimiento de frecuencia puede utilizarse
para bloqueo o para disparo transferido, en el sistema de simple banda lateral
la señal de alta frecuencia es modulada por tonos de audio portadores de la
información.
En la figura 5.26 se presenta el esquema general del canal de onda portadora
de una fase de una línea de transmisión. El canal está formado por los
conductores de la línea protegida (las tres fases participan en la propagación
de la señal aun cuando esta se aplique a una sola fase), las trampas de onda
(1), los capacitores de acoplamiento (2), los reactores de drenaje (3), los
sintonizadores (4) y los transmisores-receptores (5). En la figura se muestran
también los relevadores de protección, representados por bloques (6). La
conexión entre los transmisores-receptores y los sintonizadores se hace
mediante cables coaxiales.
101
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Las trampas de onda son circuitos resonantes paralelos que constituyen pasos
de alta impedancia a la señal de radiofrecuencia, y de baja impedancia a la
señal de frecuencia de potencia. Su funciones evitar las pérdidas de señal de
onda portadora hacia las barras de la subestación adyacente, lo que reduce la
señal en la dirección deseada y origina interferencia en los canales de onda
portadora cercanos.
Figura 5.26 Esquema que muestra el esquema general del canal de onda portadora de
una fase de una línea de transmisión.
Las trampas también evitan que las fallas externas a la línea protegida
constituyan cortocircuitos para las señales de onda portadora de la línea. Las
trampas de onda se diseñan para permitir continuamente la circulación de la
corriente normal de la línea con pérdidas reducidas, y para soportar la máxima
corriente de cortocircuito de la línea.
Existen distintos tipos de trampa de onda, que pueden sintonizarse a una o dos
frecuencias, o a toda banda de frecuencias.
La señal de radiofrecuencia generada por cada transmisor-receptor se aplica a
la línea de capacitores de acoplamiento, compuestos por un conjunto de
capacitores en serie, montados dentro de un aislador de porcelana. Los
sintonizadores, que por lo general están situados en la base de los capacitores
de acoplamiento, garantizan la adaptación de impedancia entre el cable coaxial
de la salida de los transmisores-receptores y la línea de transmisión, cada
sintonizador conforma con el capacitor de acoplamiento un filtro pasa banda,
que puede estar sintonizado a una, o toda una banda de frecuencias de la
señal de onda portadora. Por otra parte, los capacitores de acoplamiento
presentan una impedancia muy alta a la señal de frecuencia de potencia (50 o
60 Hz) de la línea de transmisión.
Las líneas aéreas de transmisión tiene impedancias características del orden
de 200 a 500 ohm de fase a tierra, el canal de onda portadora hace la
adaptación a esta impedancia para obtener la condición de máxima
transferencia de potencia a la radiofrecuencia. Las derivaciones y otras
102
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
discontinuaciones de la línea de transmisión pueden dar lugar a grandes
pérdidas de señal. La aplicación de los sistemas de onda portadora a los
cables de potencia es prácticamente imposible, debido a que tienen valores
bajos de impedancia característica y perdidas mucho mayores que las de las
líneas aéreas.
En los canales de onda portadora es de gran importancia mantener la
atenuación de la señal, en niveles aceptables la atenuación tiene lugar en
todos los elementos del canal, y especialmente en la línea de transmisión, y
depende de un gran número de factores. La atenuación de la señal constituye
uno de los parámetros fundamentales a la máxima longitud de línea utilizable
como canal de onda portadora, estos canales se ven afectados por ruidos o
interferencias de distintos tipos que también afectan la longitud admisible en la
línea, al imponer un límite a la atenuación del canal. Como fuentes de ruidos
están la propia línea (efecto corona, arco del cortocircuito o de los
desconectivos del aire, operación de interruptores, etc.) y factores externos,
tales como canales cercanos de radiofrecuencia, descargas eléctricas,
atmosféricas o estaciones de radio.
El canal de microondas consiste en un alcance por radio en la banda de
microonda usualmente en el intervalo de frecuencia de 2 a 12 GHz, con
antenas entre las que debe existir un enlace “visual” directo. Cuando no se
dispone de estaciones repetidoras la máxima longitud del canal es de unos 60
Km.
La información puede transmitirse por el canal de dos formas. En una de ellas
un tono de audio o una señal de una frecuencia que oscila entre la de audio y
varios cientos de KHz modulada directamente la frecuencia de microonda
(modulación de banda base). Cuando se requieren más canales se utiliza la
segunda forma, en que se aplican directamente a un canal de voz de tonos de
audio en el intervalo de frecuencias de 400 a 3000 Hz, este canal de voz es
una señal de frecuencia comprendida entre audio y varios cientos de KHz, que
modula la frecuencia de microonda.
El canal de microonda es independiente de la línea protegida, por lo que las
señales no son afectadas por los cortocircuitos y las interferencias asociadas
con ellos. Tiene también la ventaja de que admite muchos canales de banda
ancha, esto hace que, una vez establecido el enlace de microonda, la adición
de nuevos canales no implica un costo elevado.
Los sistemas de protección piloto que utilizan los canales de onda portadora y
de microonda se basan por lo general en los principios de detección del
cortocircuito, que son esencialmente los de comparación de fase y
comparación direccional, por lo que para su estudio no establece operación. De
hecho, los equipos de protección de un principio de operación dado pueden
aplicarse a uno u otro canal.
103
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
El canal de fibra óptica consiste en un cable de fibra óptica de pequeño
diámetro (del orden de 100 micrómetros), no conductor de la electricidad, por el
que la información se transmite por técnicas de modulación de luz. Este canal
es de gran capacidad y está libre de los problemas relacionados con voltajes
inducidos y aislamiento eléctrico.
El canal de fibra óptica presenta altos niveles de atenuación de las señales,
como en el caso de hilo piloto limita su aplicación a líneas de transmisión de
longitud relativamente pequeña. Por lo general no se utilizan técnicas de
modulación de amplitud, debido precisamente a la atenuación y a la falta de
consistencia de las características transferenciales de los transductores electroópticos utilizados en la interfaz entre la protección y el canal de comunicación.
Son de mayor aplicación las técnicas de modulación de fase (o la
demodulación de periodos de pulsos) o las digitales.
Una variante práctica para la protección del cable de fibra óptica contra daños
mecánicos consiste en colocarlo en el interior del conductor que se utiliza como
hilo de guarda de la línea de transmisión.
Al igual que la protección por hilo piloto, la protección piloto por comparac ión de
fase es inherentemente diferencial y se basa en la comparación de corrientes,
por lo que tienen las siguientes ventajas:
i.
ii.
iii.
iv.
v.
No requiere transformadores de potencial (excepto en el caso en que se
utilizan relevadores de distancia detectores de falla).
No es afectada por la inducción mutua entre la línea protegida y la línea
adyacente.
No es afectada por regímenes asimétricos de la línea protegida, tales
como los relacionados con el recierre deficiente de interruptores o el
disparo y recierre monopolar.
Es aplicable a la protección de líneas largas con compensación serie
capacitiva.
No es afectada por las oscilaciones de potencia y pérdidas de
sincronismo.
La comparación piloto por comparación de fase tiene problemas con la
discriminación entre las corrientes de carga y de cortocircuito, lo que limita su
aplicación a los casos en que hay una diferencia apreciable entre ambas
corrientes. Por esta misma razón su aplicación es difícil en líneas con
alimentación débil en una terminal, o en líneas multiterminales.
En la protección piloto por comparación direccional se hace una comparación
indirecta de las direcciones relativas de las corrientes o de las potencias a partir
de la operación de relevadores que tienen direccionalidad. Este principio se ha
utilizado con todos los tipos de canales. En la figura 5.27 se presenta el
104
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
diagrama esquemático simplificado de una protección piloto por comparación
direccional para una línea de dos terminales.
La protección piloto por comparación direccional, al igual que la de
comparación de fase, no realiza la función de respaldo para cortocircuitos
externos, por lo que debe complementarse con protecciones de distancia o
direccionales de sobrecorriente. La protección de fase generalmente es de
distancia, mientras que la de tierra puede ser de distancia o direccional de
sobrecorriente.
Figura 5.27 Diagrama esquemático simplificado de una protección piloto por
comparación direccional para una línea de dos terminales.
En la práctica es común disponer el esquema de modo que las protecciones de
distancia o direccionales constituyen también gran parte de la protección
primaria de la línea protegida, y que su operación sea acelerada por la
protección piloto en los casos de cortocircuitos internos cercanos a la terminal
remota de la línea. Esto se logra disponiendo en el circuito de disparo del
interruptor un contacto del relevador auxiliar de salida de la protección piloto en
paralelo con el contacto de la unidad correspondiente a la segunda zona de la
protección de distancia o con el contacto direccional de sobrecorriente.
Por lo general también se utilizan algunos de los elementos de medición de los
esquemas de distancia o direccionales de sobrecorriente como detectores de
falla para la protección piloto por comparación direccional.
Algunas consideraciones finales sobre las protecciones piloto por comparación
direccional son las siguientes (esto se hace en comparación con la protección
piloto por comparación de fase):
i.
ii.
iii.
iv.
Tiene mayor velocidad de operación (tiempos de operación inferiores a
20mseg).
Es más adecuada para la protección de líneas con derivaciones y, en
general, de redes con cualquier configuración.
Tiene mayor flexibilidad para admitir cambios en el sistema, incluyendo
la adición de cargas en derivación en las líneas.
Tiene mayor sensibilidad, ya que no confronta problemas de
discriminación entre las corrientes de carga y de cortocircuito.
105
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
v.
Impone menores requerimientos al canal de comunicación.
La protección piloto por comparación direccional, por utilizar detectores de falla
de tipos direccional o de distancia, requieren transformadores de potencial,
puede ser afectada por regímenes asimétricos de la línea protegida (disparo y
recierre monopolar o cierre deficiente de interruptores) o por la inducción mutua
entre líneas, tiene limitaciones para su aplicación a líneas largas con
compensación serie capacitiva y perdidas de sincronismo.
En la protección piloto por comparación combinada de fase y direccional se
combinan los principios de cada uno, utilizando un solo canal de comunicación,
con lo que se tratan de retener las ventajas de ambos principios. En la
comparación de fase se utiliza secuencia negativa pura o secuencia cero pura,
y en la comparación direccional se utilizan dos detectores de falla
(generalmente son relevadores de tiempo Mho), uno de ellos opera para fallas
en la dirección de la línea protegida, y hace la función de disparo, mientras el
otro opera para fallas en la dirección contraria, y hace la función de bloqueo.
Al combinarse ambos principios, para la comparación de fase no se requiere la
componente de corriente de secuencia positiva, pues la comparación puede
cubrir aquellos cortocircuitos que no se detecten por comparación de fase. Esto
tiene la ventaja de que la corriente de carga no afecta la protección, y no hay
problema de sensibilidad.
106
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
CAPÍTULO VI
Aplicación del software CAPE.
Este último capítulo contiene la traducción del manual original del software
Computer Aided Protection Engineering (CAPE). Se darán cuenta de que éste
software tiene muchas aplicaciones de las que se estudiaron en los capítulos
anteriores.
Su recorrido por CAPE.
Esto no es una presentación publicitaria conservada. La mejor manera de
entender una nueva herramienta, es manejarla por sí mismo. Usted estará
trabajando con el programa de CAPE real. Se mostrarán algunos de los
fundamentos y algunos aspectos más destacados. Usted es libre para explorar.
Se ha organizado la gira como un conjunto de tareas que normalmente puede
ser que se desee hacer. Después de comenzar CAPE se podrá hacer cualquier
tarea en cualquier orden, las mismas se han enumerado en un orden que
parece bueno para aprender sobre el programa de forma natural.
Inicio de CAPE
(Start CAPE).
Aplicar las fallas
(Apply faults).
Iniciar el programa, adjunte una base de
datos, y ajustar el diagrama unifilar.
Aplicar las fallas con el diagrama unifilar,
los datos de árbol, o los menús. No fallas
estándar. Los informes impresos.
Estudio de los relevadores
de sobrecorriente
(Study overcurrent relays).
Visualización de los relevadores de
sobrecorriente y su respuesta a las fallas.
Arrastre para cambiar el ajuste de curvas o
editar los ajustes directamente.
Estudio de los relevadores
de distancia
(Study distance relays).
Visualización de los relevadores de
distancia y su respuesta a las fallas.
Arrastre para cambiar el ajuste de curvas
o cambiar directamente la configuración.
Configuración automatizada de ejecutar
los cálculos para establecer un relevador
digital.
Simular interactivamente el sistema de
protección en torno a una falla y el
funcionamiento de los interruptores paso
a paso.
Coloque y fije un nuevo relevador.
Establecer un relevador
digital
(Set a digital relay).
Simular la protección
(Simulate protection).
Añadir un relevador digital
(Add a digital relay).
Estudio de interruptores
(Study breakers).
Realizar un análisis del funcionamiento
del interruptor.
INICIO DE CAPE.
Para empezar CAPE, haga clic en Inicio/programa/CAPE/CAPE Executive.
107
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Haga click en Aceptar en el “Time Remaining” ("tiempo restante") o pop-up si
está utilizando el CD de demostración CAPE.
Cuando CAPE aparece, haga clic en Attach Database (Adjuntar base de
datos) en la barra de acción.
La forma de selección del archivo aparece muy familiar a Windows. Búsqueda
a \cape\dat, seleccione cape.gdb, y haga click en Open. El archivo “cape.gdb”
es un ejemplo de la base de datos que tiene alrededor de 100 buses.
El formulario de configuración de la sesión se abrirá automáticamente. Este
formulario le permite elegir desde la base de datos adjunta qué datos de la red
requiere para leer. Ya que queremos que CAPE lea todos los datos de la red
de "cape.gbd", no se necesita hacer ninguna selección, sin embargo, es
conveniente decirle a CAPE para abrir un dibujo de la red para este sistema.
Haga clic en la casilla Read Graphics File (leer archivo de gráficos), si está en
blanco.
108
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Si no hay ningún nombre de archivo aparece a la derecha, esta acción
aparecerá el diálogo de archivo abierto, elija \cape\dat\cape.gf y abrir. También,
observe que un botón de radio le permite elegir entre ANSI / IEEE e IEC modos
de cálculo de corto circuito. Para el cortocircuito (SC), los dos son casi iguales,
aunque hay algunas diferencias en el modelado de los generadores. Para el
análisis de funcionamiento del interruptor (BD), hay diferencias más
importantes en la evaluación de las calificaciones del interruptor de circuito.
Haga click en aceptar, Build SC Network (construir red de cortocircuito) para
aceptar las entradas de la sesión. CAPE leerá los datos de la red de la base de
datos. Si un diagrama unifilar no aparece, haga clic en el Zoom-to-Fit button
(Zoom-a-Botón de Ajuste) en la barra de herramientas estándar: La pantalla
será algo como esto, a pesar de las barras de herramientas están en diferentes
lugares, se pueden arrastrar a donde se prefiera.
La pantalla de CAPE.
Los Menús Principales (file…help) (archivo…ayuda) se encuentran en la parte
superior de barra. Todos los menús a la izquierda de la línea divisoria vertical (|)
son los mismos en cada módulo de CAPE. Los de la derecha del divisor tienen
comandos que son especiales para el módulo activo.
La Barra de Acción está justo debajo de los menús principales. Contiene los
comandos más utilizados en el menú principal para su conveniencia.
La mayor parte del resto de la pantalla se compone de:
109
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Árbol de datos. Esta columna de la izquierda es un árbol de Explorer que
te da acceso natural a todos sus datos, a partir de las subestaciones,
como se muestra.
Área de texto. Salida de texto de los programas que aparecen aquí.
Área de gráficos. El diagrama de la red, las características del relevador,
y otras representaciones gráficas aparecen aquí.
Puede arrastrar los separadores entre estas zonas con el ratón para cambiar el
tamaño de ellos.
La línea de comandos aparece bajo el árbol de datos y de los gráficos de la
zona. Aquí es donde se pueden teclear comandos y respuestas a las
instrucciones que aparecerán aquí de vez en cuando.
La barra de estado en la parte inferior muestra el nombre de la base de datos
adjuntos y archivos de dibujo.
Ajustar el diagrama unifilar.
A menudo van a interactuar con el diagrama unifilar cuando se realicen todos
los ejercicios. Es importante que sepa lo siguiente:
¿Cómo ampliar el diagrama? Haga click y mantenga pulsado el botón 1 del
ratón en algún lugar del diagrama donde no se dibuja nada, arrastre hasta que
el cuadro incluya lo que quiere ver, y luego suelte el botón del ratón. Si lo
prefiere, haga clic en uno de los iconos de lupa, hasta el nivel de aumento que
se adapte. En cualquier momento, usted puede ajustar la vista con las barras
de desplazamiento horizontal y vertical. Para empezar, haga clic k en Draw All
(todo el dibujo) en el menú de gráficos.
¿Cómo seleccionar y cambiar el tamaño del texto? Usted necesitará la barra de
herramientas Formato de texto. Si no es visible, vaya a View menu (menú
Ver) y haga clic en Text Formatting (Formato de texto). Haga clic en cualquier
parte del área de gráficos o en el área de texto, según el texto que desea
controlar. Y puede elegir el tipo de letra, tamaño y atributos de negrita.
¿Cómo encontrar un bus? En primer lugar ajuste la ampliación a un nivel que
desee. Luego haga click derecho en el diagrama, lejos de cualquier objeto.
Seleccione Fin a bus (buscar un bus) en el menú resultante.
110
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Alternativamente, haga clic en Options (Opciones) en la parte superior del
árbol de datos y configurar el botón de radio que dice CAPE al centro del
diagrama unifilar en un objeto que seleccione en el árbol de datos. Entonces,
cada vez que la búsqueda de, por ejemplo, un bus y haga clic en el árbol de
datos, el diagrama unifilar se centrará en sí en el bus.
APLICAR LAS FALLAS.
Uno de los cálculos más frecuentes un ingeniero de protección es que debe
calcular las corrientes y tensiones causadas por una falla. Con el software de
CAPE puede rápidamente estudiar cualquier condición de falla que pueda
imaginarse: las fallas típicas en cualquier fase, con o sin impedancia, fallas
serie, defectos entre diferentes niveles de tensión, fallas simultáneas, o lo que
sea. Errores estándar son normalmente estudiados a la hora de establecer los
relevadores. Defectos complejos son necesarios cuando se tiene la
reconstrucción de un verdadero acontecimiento de la vida y aprender por qué
los dispositivos de protección operan en la forma en que lo hizo. Por ejemplo,
es posible que desee saber lo que las corrientes de sus relevadores vio cuando
un conductor de alta tensión se rompió y cayó sobre un conductor de baja
tensión más adelante, posiblemente en contacto con la torre en el proceso.
Es fácil de estudiar las fallas con CAPE, con o sin un diagrama unifilar.
Primero.
Después de haber iniciado CAPE, como se explica en la página 1, tendrá la
base de datos de ejemplo y de la red de dibujo adjunto. Haga clic en Cape
Modules (Módulos Cape) y Short Circuit (cortocircuito) para ir al módulo SC
(cortocircuito).
111
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Arrastre el separador de barras que separa el texto y las áreas de gráficos y el
árbol de datos para ajustar el tamaño de las ventanas como deseé. Presione y
mantenga el botón de liberación 1 en la barra de división para hacer esto.
Ajuste la ampliación del diagrama unifilar, como se explicó anteriormente, en el
ajuste del diagrama unifilar.
Falla en un bus.
Con el diagrama unifilar con un aumento cómodo, desplácese hacia abajo a la
subestación de Winder en el árbol de datos. Ampliar esta subestación hasta
que el árbol muestre la lista de los buses en Winder. Haga clic en el botón
Options (Opciones) en la parte superior del árbol de datos, elija el botón que
dice Center one line diagram on selected item (Centro de un diagrama de
línea sobre el tema seleccionado), y cierre el formulario. Luego haga clic en el
bus 183 "Winder 230" en el árbol. El diagrama unifilar se centrará en sí en
este bus.
Haga clic derecho en el bus 183 Winder 230kV en el diagrama unifilar (no en
una de sus líneas) y elegir Faults|Other Faults (Fallas | otras fallas). (Se
podría haber elegido una de las tres fallas normal de manera directa, pero que
sería demasiado fácil). Seleccionar Single_Line_Ground (sola_línea_tierra).
La forma se ampliará como se muestra en la figura anterior. Tenga en cuenta
112
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
que puede elegir la fase fallada, la R y X de una impedancia de falla. Haga clic
en aceptar para aplicar la falla.
Para ver las corrientes de falla en el diagrama, haga clic derecho en el
diagrama, pero lejos de objetos y seleccione Change displayed text (cambiar
el texto que se muestra). La forma aquí se puede editar y estas son sólo
algunas de las muchas muestras que pueda tener. Pruebe unos pocos y
observe cómo la pantalla cambia a medida que prueba diferentes
combinaciones. El botón Advances (Opciones avanzadas) conduce a una
forma en la que podría convertirse en los ángulos fasorial, por ejemplo. Por
último, seleccione Show Phase A and Zero Sequence Branch Currents
(mostrar la fase A y la secuencia cero corrientes de rama) y haga clic en
Aceptar.
Para ver un informe de texto estándar, tira hacia abajo la barra de división entre
el texto y gráficos de áreas. Para obtener un informe para cualquier bus, dar
click en Reports|bus (Informes|Bus) y seleccione un bus desde el menú popup (emergente). También puede resaltar un número buses en un informe
existente, haga clic derecho y elegir el bus # K informar bus.
Puede imprimir el texto o gráficos de la zona haciendo click en cualquier área
(para centrar el programa en ella), y luego haciendo click en File|print
(Archivo|Imprimir). Si hace click en File|Print Preview (Archivo|Vista
preliminar), se puede ver lo que obtendría sin malgastar papel. Informes de
texto con las líneas de encabezado se puede producir con la opción de los
informes de archivo en el menú de preferencias, pero que no se explica aquí.
113
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Falla de una línea (fallas de deslizamiento).
Haga click en cualquier línea conectada a 183 Winder 230kV, más cerca de
Winder que al bus remoto, por ejemplo, la línea superior en el lado derecho. Si,
por error, hace click en el bus o en uno de los textos de cerca, sabrá que
cuando se mira en la parte superior del menú contextual resultante. Elija
Faults|Midline (fallas|línea media). Mueva el control deslizante a 0.7, lo que
significa el 70% de la distancia desde el extremo que se ha elegido, y click en
Aceptar. A continuación, seleccione del menú Single_Line_Ground
(sola_línea_tierra) y haga clic en Aceptar.
Su diagrama ahora tiene el siguiente aspecto. Observe que el bus de la línea
media ahora indica donde ha sido aplicada la falla. Si desea mostrar los
voltajes del bus o de otras corrientes de fase, haga click derecho en un espacio
vacío del diagrama y seleccione Change displayed text (cambiar texto
exhibido) como lo hizo anteriormente.
114
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Falla en multi-segmento de línea.
Si el modelo tiene una línea de carga de los buses del en varios puntos,
todavía puede desear la caída de una falla a lo largo de toda la línea, es decir,
puede hacer caso omiso de los buses adicionales temporalmente. Nuestro
caso de prueba tiene tal línea. Haga click en Options (opciones) en la parte
superior del árbol de datos y, si es necesario, establecer la opción # 1 para
“center one line diagram on selected item” ("centro de un diagrama de línea
sobre el tema seleccionado"). Buscar subestación Monroe en el árbol de datos
y ampliar esta subestación para mostrar la lista de sus buses. Haga click en
bus 173 "Monroe". El diagrama se desplazará para mostrar este bus. (Está en
la esquina inferior izquierda del dibujo.) Tenga en cuenta que la línea del bus
181 Monroe Winder 115 dispone de dos buses de carga. Haga click derecho
sobre la línea cerca al extremo de 173 Monroe y elija Faults|Midline
(fallas|línea media). Seleccione el bus remoto 181 Winder y elija aceptar en
pop-up (en la ventana emergente). Ajuste el control deslizante a 0.85 y haga
click en aceptar. A continuación, seleccione Three_Phase y haga click en
aceptar. Nota donde CAPE puso la falla. Las carga de los buses son
designadas como ficticias en la base de datos lo que permite que CAPE pueda
saltar sobre ellos en forma automática.
Combinación de línea de interrupción y falla cerca de un interruptor.
Haga click en la línea de 104 Lawrville 115kV que se dibuja sobre el cruce de
Monroe-línea Winder. Elija Network Changes|Outage line (cambios en la
red|Línea de corte de energía). A continuación, haga click derecho sobre la
línea entre Monroe y Winder, cerca de 173 Monroe. Elija Faults|Close-in
(fallas|cerrado) y seleccione un tipo de falla Single_Line_Ground. CAPE
lugares poco más allá de la falla del interruptor, efectivamente cero impedancia
de distancia de los buses. Una vista de cerca en un bus se dibuja en el
diagrama y todas las corrientes de Monroe están marcados con una "C" para
indicar que se refieren a un primer plano en condición de falla ahí. Las
corrientes de línea al final de la línea de Monroe difieren de aquellos en el
extremo remoto, porque son la suma de los flujos en otras ramas en 173
Monroe (que obviamente no se muestra).
115
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Fallas complejas.
CAPE puede modelar cualquier falla o una combinación de fallas que pueden
ocurrir en la vida real. He aquí un ejemplo que puede haber experimentado o al
menos oído hablar. Imagínate que un conductor de fase de una línea de alta
tensión se rompe y cae sobre una fase diferente de una línea de baja tensión
en la misma torre. Hay 30 grados implícitos de diferencia de fase entre los dos
niveles de tensión causadas por los transformadores estrella-delta. El arco se
extiende a la torre, formando un camino de tierra con impedancia. ¿Cómo
analizar este problema con el fin de determinar si sus relevadores operan como
se "espera"?
En CAPE, se puede definir la falla, hacer algunos cambios balanceados en la
red, y aplicar la falla. Es así de fácil.
Una falla es cualquier desequilibrio que se pueda definir en el dominio de fase.
Los cambios de la red, tales como interruptores abiertos y buses temporales,
son condiciones de equilibrio, es decir, que implican las tres fases. La condición
de falla general es una combinación de cambios en la red equilibrada. Éste
diagrama ilustra lo que se quiere decir.
116
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Inserta un bus temporal en la línea de alto voltaje en el punto donde el
conductor se rompió. Luego de abrir las tres fases de la línea en ese punto (un
cambio equilibrado). Esto crea un bus temporal en el segundo punto. A
continuación, insertar un bus de la línea temporal de bajo voltaje (LV) en el
punto donde el conductor hace contacto con el alto voltaje (HV). Esto hace un
total de tres buses de carácter temporal. El último paso consiste en aplicar una
falla previamente definida en la parte superior de los tres buses. El diagrama
unifilar muestra la mayoría de las corrientes de intereses, puede solicitar un
informe detallado del texto haciendo click en Report|Bus (Informe|Bus) y pedir
un informe de "todos los buses fallado".
La definición de la falla que usaría está dibujada en la parte inferior derecha del
diagrama de la página anterior. Tenga en cuenta que se compone de las
conexiones entre tres buses y la tierra. Las conexiones entre las fases A, de los
nodos 1 y 2 y entre B de los mismos nodos pueden parecer extraños a primera
vista. Simplemente volver a conectar las fases en buen estado de la apertura
equilibrada que hemos creado en la línea de alta tensión, dejando a la fase C
abierta. Para definir la falla en CAPE, haría click en Define Fault (Definir error)
en la barra de acción. En pop-up (formulario emergente), se le daría un
nombre a la falla, utilice Add Node (agregar nodo) para agregar de tres nodos,
y luego utilice Add Connection (agregar conexión), sucesivamente para añadir
la conexión cuatro mostrada. (Siéntase libre de errores, haga click en Define
Fault (Definir falla) y elija la falla en Fallen Conductor para que pueda ver la
forma, lo que falla o algo similar que ya está definido).
¿Qué pasa si no tengo un diagrama unifilar?
Si usted no tiene un diagrama, haga click en Define Fault (definir la falla) y
aplica la falla en la barra de acción cuando sea necesario. Los formularios
permiten la búsqueda de componentes de red para tener fuera de servicio y el
bus bajo falla. Todos los informes aparecerán en el área de texto.
117
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
ESTUDIO DE LOS RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE.
Típicamente, el ingeniero de relevadores estudia la coordinación entre los
dispositivos de sobrecorriente (relevadores, restauradores de distribución, y
fusibles), trabajando con curvas de coordinación de tiempo-corriente (TCC)
para encontrar las curvas de los tiempos de operación de las fallas de interés.
Esto se puede hacer muy rápidamente en CAPE con el módulo de gráficos de
la Coordinación. CAPE utiliza modelos específicos de relevadores de los
fabricantes, será capaz de ajustar la misma configuración que lo haría en el
dispositivo físico y además puede guardar los ajustes en el dispositivo físico.
Usted puede ahorrar ésos ajustes con dos clicks de ratón.
Primero.
Después de haber iniciado CAPE, como se explicó anteriormente, tendrá
nuestra base de datos de ejemplo y de la red de dibujo adjunto. Haga click en
Cape Modules y Short Circuit (módulos cape y cortocircuito), de modo que el
cortocircuito (SC) estará disponible. Luego haga click en Cape Modules y
Coordination Graphics (módulos cape y coordinación de gráficos) para pasar
a CG.
El CG de Windows son un poco diferentes del resto de CAPE: el área de texto
se coloca a la derecha del área de gráficos por defecto. Usted puede arrastrar
las barras del divisor que separan a estas zonas y el árbol de datos para
ajustar el tamaño de la ventana que quiera. Para hacer esto presione y
mantenga el botón de liberación 1 en la barra de división.
Si usted ha comenzado primero el módulo de cortocircuito, usted puede
cambiar rápidamente hacia adelante y hacia atrás entre las exhibiciones del
diagrama unifilar de la curva haciendo click en las etiquetas de Short Circuit y
Coordination Graphics (cortocircuito y coordinación de graficas). De un click
en Short Circuit (cortocircuito) y ajuste la ampliación del diagrama unifilar
como se explicó anteriormente.
118
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Mostrar curvas.
Con un aumento cómodo en el diagrama unifilar, haga click derecho en el
diagrama lejos de cualquier objeto y seleccione Find a bus or substation
(buscar un bus o subestación). Haga clic en el botón de radio en Bus names y
Case insensitive (nombre de los buses y sin diferenciación entre minúsculas y
mayúsculas) en la parte superior de la ventana emergente. La opción
Match.....no importa mucho aquí. Comience a escribir la abreviatura de
"Gansvle 1"; por el tiempo que usted ha escrito "ga", sólo pocos buses se
mantendrán. Haga click en el bus "Gansvle1 115" y haga click en Aceptar. El
diagrama unifilar se centrará en sí en éste bus. Ahora será fácil escoger un
relevador principal directamente en el diagrama, que mira de Gainesville a
Cornelia. Puesto que usted también puede elegir desde el árbol de datos en
Coordination Graphics (CG) los relevadores primarios, éste método se
utilizará para escoger un relevador de seguridad que mira de Gainesville No.2 a
Gainesville No.1.
Su pantalla se verá como la imagen siguiente:
La imagen muestra en el diagrama unifilar el cortocircuito de la línea que va de Gainesville2 a
Gainesville1 y a Cornelia.
Estamos interesados en relevadores de sobrecorriente direccionales y se
mostrarán relevadores instantáneos y de retardo en Gainesville1 y
Gainesville2. Haga click derecho sobre la línea de conexión 153 "GANSVLE1
115kV" a 160 "Cornelia 115kV", más cerca del extremo de Gainesville. Elija
Device Curves|Initialize (curvas de dispositivo|iniciar). El formulario ha
119
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
escogido la subestación denominada "Gainesville N º 1" y el panel de
relevadores (LZOP) llamado "Cornelia Línea 115" en la línea de Cornelia para
usted. Los dispositivos de protección de la Zona Local de Protección se
enumeran en el centro de la forma. Elija el IRQ-9 (que tiene el nombre de
"258DG"). La lista de elementos en la IRQ-9 en la parte inferior. Haga click en
el elemento de IOC y después en el elemento de TOC.
CAPE ya ha pasado a las ventanas del CG, y ahora se muestra las curvas. Si
se quiere añadir un relevador de seguridad. Por la variedad y la conveniencia,
usaremos el árbol de datos para hacer esto.
Busque la subestación de "Gainesville N.2," LZOP "Gainesville # 1 White 115",
y realmente "11.00 358DG (IRQ-9...)." Arrastrar el elemento de la IOC desde el
árbol de datos y colóquelo en el área de gráficos. (Nota cómo el símbolo de la
"mano" del cursor cambia mientras que se mueve a la pantalla que indica que
es permisible hacer eso), a continuación, arrastre el elemento de TOC en la
pantalla.
120
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
La exhibición de la curva parecerá la que se muestra aquí.
El número que muestra el número de curva, estilos de línea, y en realidad los
nombres no pueden ser como se muestra, pero puede arrastrar en cualquier
lugar o haga click derecho sobre él y moverlo. Los números de la curva se
pueden arrastrar donde se quiera.
Tenga en cuenta que las curvar TOC y IOC se truncan donde se cruzan. Para
ver toda la curva de TOC, haga click en:
Preferences|Overcurrent_Element_Option (tab). Y para quitarlo seleccione
Truncate_TOC y haga click en aceptar.
Mire el área de la leyenda (texto) para ver la clase de información que contiene.
Usted puede necesitar arrastrar la barra del separador para hacer la leyenda
más grande temporalmente.
Aplicar una falla.
Las curvas por sí solas no nos dicen lo suficiente. Tenemos que aplicar una
falla para ver si los elementos funcionan rápidamente. Volver al diagrama
unifilar (Short Circuit tab). Haga click en el bus de 153 al bus 160, elegir Plot
Faults in CG|Midline, (cuadro de fallas en CG|línea media), ajuste el
deslizador a 0.3, y elegir una falla Single_Line _Ground. El CG responde
trazando las marcas de la corriente de falla y el tiempo de operación de cada
elemento gráfico, que tenga un tiempo de funcionamiento finito. Más importante
aún, observe la tabla de cantidades de funcionamiento, los múltiplos de pick up,
121
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
y los tiempos en el área de texto (no mostrado aquí). Solamente el elemento
del IOC de respaldo no funciona (como era de esperar).
Aplicar las fallas de deslizamiento.
Haga click derecho en un espacio vacío de la imagen y elija Remove all faults
(Quitar todos las fallas). Haga click derecho de nuevo y elija Clear all network
changes and stored changes (borrar todos los cambios de red y los cambios
guardados).
Volver al diagrama unifilar (Short Circuit tab). Haga click derecho en la línea
del bus 153 al bus 160 cerca del final del bus 153, elija Plot Faults in
CG|Faults
Study
(fallas
en
CG|estudio
de fallas),
seleccione
Single_Line_Ground y aceptar, y, cuando se le pregunte por un tamaño de
paso, elegir el valor por defecto de 0.1 con sólo hacer click en aceptar. Cuando
se le preguntó si se abre el interruptor remoto, otra vez sólo haga click en
aceptar (de aceptar o no la respuesta por omisión, que es "no"). CAPE aplica
fallas a lo largo de la línea principal y los informes de las respuestas en la
leyenda. Examinar la tabla. Tenga en cuenta que la falla en la línea del extremo
significa que el interruptor remoto está abierto y la falla está "colgada" al final.
Cuando esté listo, haga click derecho en un espacio vacío de la imagen y elija
Remove all faults (eliminar todas las fallas).
122
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Cambiar la configuración.
Es casi trivial para cambiar los valores y ver los efectos. Puede hacer esto
arrastrando una pequeña parte de la curva con el ratón o haciendo click
derecho en la curva para solicitar un formulario para la configuración de la
edición directamente. Antes de ejercer estos métodos, aplicar un falla a tierra
del 80% hacia afuera del bus 153 en la línea del bus 153 al bus 160. (Haga
click en Short Circuit, haga click derecho en la línea del bus cerca de 153,
elegir Plot Faults in CG|midline, la posición del cursor en 0.8..... y de aceptar,
luego elija Single_Line_Ground....y aceptar).
Observe que ninguno de los dos elementos del IOC funciona pero que el
elemento primario del IOC (curva #1 en éstas curvas) ve un poco menos de
uno de los múltiplos de la corriente de pick up (arranque). Utilizando el botón 1
del ratón, arrastre y suelte la parte vertical de la curva # 1 un poco a la
izquierda hasta que se opere. La tabla de operaciones en la leyenda le dirá tan
pronto como esto sucede. Ahora arrastre y suelte la curva de TOC hacia arriba
y hacia abajo (curva # 2 en estas fotos). Observe cómo el tiempo de
funcionamiento y el tiempo de línea (dial), el cambio de la curva en la leyenda
como lo puede arrastrar.
Para utilizar editar formularios, haga click derecho en la curva de TOC y elija
Setting|Make temporary setting changes (configuración|Hacer cambios de la
configuración temporal). Podrá ver la forma mostrada en la siguiente hoja.
El botón situado junto a Time Dial Settings muestra el valor que acaba de
arrastrar. Haga click en este botón. El pop-up hace el cambio de valor de los
límites a los valores mínimos y máximos, así como este estilo particular de
retransmisión. CAPE ilustra el valor de los modelos de los relevadores, que son
específicos de cada fabricante. Introduzca un valor de 3.0 y haga click en
aceptar. El dial cambia el valor de ajuste y los cambios de tiempo de prueba
123
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
con él, como debe ser. Estos son sólo los cambios provisionales. Para ver la
configuración almacenada en la base de datos, haga clic k en el botón de
Modified (modificado). Ahora, el formulario muestra la base de datos (Original)
de valores. Activar el botón de nuevo lo que cambia de nuevo a "Modificado".
Para hacer el cambio de la curva sin cerrar el formulario de edición, puede
hacer click en Apply (aplicar). Para cambiar la curva y cerrar el formulario,
haga click en aceptar.
Haga click derecho en cualquier curva y notar que se le puede cambiar la
relación de CT o la relación de VT temporalmente. (Si usted se pregunta por
qué hay una relación de VT en todos, recordará que estos relevadores son de
tensión polarizada).
Una vez más, ninguna de nuestras manipulaciones ha cambiado la base de
datos. Para demostrar esto, haga click en Refresh Protection Data (Actualizar
los datos de protección) en la barra de acción. Esto sustituye a todos los
cambios con los valores de configuración de la base de datos. Usted puede
ahorrar solamente ajustes cambiados explícitamente. Usted haría eso haciendo
click en Save Modified Settings (guardar configuración modificada) en la
barra de la acción y eligiendo los relevadores para ponerse al día.
ESTUDIO DE LOS RELEVADORES DE DISTANCIA.
Relés de distancia en CAPE se estudian en la misma forma como usted trabajó
con relevadores de sobrecorriente en el ejercicio anterior. Usted puede
seleccionar y mostrar características de los elementos, se aplican las fallas, y
cambiar la configuración. Normalmente, usted trabajará en el plano R-X, pero
también se puede estudiar la coordinación en el plano de tiempo-distancia o
analizar la sensibilidad de la carga en el plano P-Q (potencia). Los modelos de
fasores de CAPE de los relevadores de distancia son insuperables por
cualquier producto de software de la competencia. La característica dinámica
es siempre usada por CAPE para evaluar el funcionamiento de un elemento de
distancia, aunque CAPE muestra la característica estática de forma
124
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
predeterminada. Al modificar el ajuste, usted ajusta los mismos ajustes
nombrados que estarían el dispositivo físico.
Primero.
Después de haber iniciado CAPE, como ya se explicó, tendrá nuestra base de
datos de ejemplo y de la red de dibujo adjunto. Haga click en Cape Modules y
Short Circuit, de modo que la SC estará disponible. Luego haga click en Cape
Modules y Coordination Graphics para pasar a CG.
El CG de Windows son un poco diferentes del resto de CAPE: el área de texto
se coloca a la derecha del área de gráficos por defecto. Puede arrastrar el
divisor de barras que separan a estas zonas y el árbol de datos para ajustar el
tamaño de Windows como desee. Presione, mantenga, y suelte el botón 1 del
ratón en una barra del divisor para hacer esto.
125
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Si usted tiene ha iniciado el módulo de cortocircuito, puede cambiar
rápidamente de nuevo y el diagrama unifilar haciendo click en las pestañas de
Short Circuit y Coordination Graphics. Haga click en Short Circuit y ajustar
el aumento del diagrama unifilar a un nivel cómodo, como ya se explicó
anteriormente.
Esta parte de la gira CAPE se centrará en los relevadores de distancia en
Tugalo y la subestación de Commerce. Mientras tenga el diagrama unifilar a la
vista, céntrela en Data Tree (árbol de datos) a lo largo de la ruta de
Commerce|Buses y haga click con el botón 1 del ratón sobre 179 "Commerce
115". Options|Center one line diagram on select item se establece cuando
se hizo esto, el diagrama se ajusta automáticamente a bus 179 en el centro de
la pantalla. Haga click en Coordination Graphics (tab).
Mostrar curvas.
En el ejercicio anterior, se comenzó a seleccionar las curvas de sobrecorriente
haciendo click derecho sobre su ubicación en el diagrama unifilar. Esta vez
vamos a utilizar el árbol de datos completo. Una vez más, en el ejercicio
anterior se trabajó con los relevadores electromecánicos. Esta vez tendremos
que seleccionar relevadores digitales. En lo que se refiere a CAPE, los
relevadores digitales no son más complicados para trabajar, a excepción de
que tienen un poco más de ajustes.
Buscar en el árbol de datos a lo largo de la ruta de acceso Tugalo|LZOPs
|"Commerce 115 Line"|Relays|Digital_REL521. Al expandir el último
elemento, observar aquí una lista impresionante de elementos. Este es un ABB
REL521 y tiene cinco zonas de la fase y los elementos de distancia de tierra,
así como muchas otras funciones.
Observar debajo de la lista, encontramos DIST "ZM1_PH", haga click derecho
sobre él y elija Draw this Device (dibujar este dispositivo). La característica
cuadrilátera de la zona 1 del elemento se mostrará. De manera similar, haga
click derecho sobre DIST "ZM2_PH" 2 y seleccione Add this device (agregar
este dispositivo). Observe cómo esto se suma a la pantalla existente y no se
tiene que iniciar uno nuevo. (Si elije algún otro elemento, por error, haga click
derecho en su curva y elija Remove this curve (eliminar esta curva) en el
menú emergente).
126
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Usted puede agregar más elementos de distancia y la red a la pantalla. Busc ar
en Data Tree (árbol de datos) a lo largo de la ruta de acceso de
Commerce|LZOPs|"Toccoa 115 Line"|Relays|Digital_7SA513. Este es un
relevador de Siemens. No se deje engañar en pensar que tiene menos
elementos de distancia que el anterior, su tierra y las funciones de distancia de
fase se combinan en cada elemento de la distancia. Haga click derecho sobre
DIST "Z1" 1 y seleccione Add this device (agregar este dispositivo). Haga click
derecho sobre DIST "Z2" 2 y seleccione otra vez Add this device. Su área de
gráficos tendrá el siguiente aspecto. Puede ampliar la pantalla con la técnica
de costumbre "arrastre-liberación", o simplemente haga click en cualquier curva
de distancia y la elija Zoom to fit (ajuste de tamaño). Puede colocar la clave
de color y las etiquetas de la curva que desee arrastrándolos con el ratón.
El relevador primario de este par es el 7SA513 en el bus 179, el respaldo es el
REL521 en el bus 167. Desde la zona principal 2 el elemento va más allá de su
bus remoto, 169, podría ser útil para mostrar más de la red en ese bus. Haga
click derecho en el bus etiquetado "169" en la zona del gráfico (también
seleccionar "Bus 169" en la ventana emergente, si es necesario distinguir los
objetos cercanos) y seleccione Add forward looking branches (agregar
ramas hacia adelante). Elija bus 168 Yonah 115 en la ventana emergente,
haga click en aceptar y tenga en cuenta que la línea del bus 169 al 168 se
muestra ahora en la pantalla R-X. Puede añadir más líneas haciendo click en
cualquier bus de muestra.
127
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Hay muchas otras características cosméticos puede explorar por su cuenta.
Por ejemplo, usted puede hacer click derecho sobre el número y seleccione
“Remove Key” ("Eliminar clave") y usted puede hacer click derecho sobre
cualquier curva y seleccione Curve labe|Info Box. El cuadro de información
puede sustituir a la zona de la leyenda, ya que contiene gran parte de la misma
información.
Aplicar una falla.
Cualquier falla de cortocircuito aplicada en el diagrama unifilar se puede trazar
de inmediato en la pantalla de curvas. Sin embargo, no es necesario utilizar el
diagrama unifilar. Haga click derecho en el bus 169 en el diagrama RX y
después el Bus 169 en el pop-up, y seleccione las fallas.
128
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Seleccione el tipo de fallo de Line-to-Line (línea a línea). CAPE traza la
ubicación de las fallas en la pantalla R-X. También se informa de la impedancia
aparente vista por cada elemento gráfico, su tiempo de funcionamiento, y su
cociente de impedancia de la fuente en el área de leyenda. Examinar la tabla
en la siguiente imagen. Como indica el gráfico, sólo el elemento de la zona
primaria 2 opera. El tiempo de operación reportada es la suma del tiempo de
operación de elementos y su tiempo asociado, que fue establecido en 30 ciclos.
La observación más interesante es que las zonas 1 y 2 del relevador de
respaldo en el bus 167 consideran la falla detrás de sí mismos (indicado por el
ángulo negativo de la impedancia aparente). La razón es que nuestro ejemplo
de relevadores está en un lazo. Las fallas grandes de otras partes de la red
contribuyen en el lazo de Commerce. La mayor parte de la corriente de falla de
fluye directamente a la falla en Toccoa, pero algunas corrientes fluyen
alrededor del lazo, hacia nuestro relevador de respaldo en Tugalo. Si desea ver
la topología, haga click en "Short Circuit". CAPE ofrece pantallas de texto
predefinidos que muestran impedancias aparente en el diagrama unifilar. Son
excelentes para aclarar situaciones como ésta.
Cuando CAPE evalúa la respuesta de un elemento de distancia, utiliza su
modelo completo, detallando la trama de la localización de fallas evidentes.
129
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Usted siempre debe basarse en el tiempo de funcionamiento que se muestra
en la leyenda, no en el gráfico, para evaluar la operación. CAPE evalúa otros
factores que pueden no ser evidentes para usted, tal cómo la supervisión del
elemento de partida, la lógica de selección de la falla, y las características de
expansión dinámica. Estas cosas dependen del fabricante y el modelo, en los
programas que utilizan métodos genéricos no los encontrará de manera que
sólo CAPE los utiliza.
Ahora ha estudiado un sólo bus con una falla simple. Para aplicar una falla de
línea, haga click derecho en una línea que se muestra en la segunda figura de
la página anterior.
Aplicar las fallas de deslizamiento.
Vamos a empezar con una pizarra limpia. Haga click derecho en cualquier
curva y elija Remove faults|Remove all faults. Repita, esta vez eligiendo
Auto Scale|Off (auto escala|cancelado). Para mantener la escala como lo es
ahora. Es una simple cuestión de estudiar las fallas de deslizamiento a lo largo
de toda la línea. Haga click derecho en la línea del bus 179 (Commerce) a 169
(Toccoa), cerca del bus 179, en la pantalla de R-X. Elija Faults|Faults study
(fallas|estudio de fallas) en el menú contextual resultante. Haga click en Lineto-Line y en aceptar. Por último, haga click en aceptar para aceptar el valor
predeterminado de "cerrado" para la condición de interruptores remotos.
Examinar la tabla que se ha escrito en el área de leyenda (arriba). La
impedancia aparente vista por el elemento respaldo (# 1 y # 2) crecerá
rápidamente a medida que la falla se deslice a lo largo de la línea. Cuando la
falla está en el 90% y 100% de las posiciones, en realidad aparece detrás de
los relevadores, como se indicó anteriormente.
Haga click en cualquier curva y elija Remove faults|Remove all faults.
Repetir, seleccionando Auto Scale|On.
130
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Cambiar la configuración.
Al igual que con relevadores de sobrecorriente, puede cambiar la configuración
de relevador de distancia, ya sea arrastrando la curva con el ratón (click
izquierdo-arrastrar-soltar) o directamente con el formulario de edición (botón
derecho de la curva). Ninguna de las dos operaciones cambia los ajustes en la
base de datos. Sólo la copia temporal del relevador se cambia en CAPE.
La interacción entre varios ajustes que controlan cada característica de
cuadrilátera hace la interacción más complicada en comparación con el
arrastre, por ejemplo, el círculo mho. Usted puede arrastrar las curvas de
primaria también, pero usted tendrá que elegir entre la primera las Unidades 1
y 2 en el pop-up). Recuerde que se realiza arrastrando con el botón izquierdo.
Cuando haya terminado, haga click en Refresh Protection Data (actualizar los
datos de protección) en la barra de acción para restaurar la configuración
original.
Para estos relevadores, es probable que prefiera editar la configuración
directamente. Haga click en la zona 1 característica del relevador de respaldo
(curva # 1). Seleccione Setting|Make temporary setting changes
(Configuración|Hacer cambios temporales de ajuste). La distancia estándar
del elemento aparece en el editor de formularios. Los ajustes no aparecen aquí
porque este es un relevador digital; haga click en el botón Common en la
parte inferior del editor de formularios para ver el Common Taps. La forma en
la derecha. Siéntase libre para desplazarse por la lista de los ajustes. Sin
embargo, los relevadores digitales tienen muchos Taps que puede resultarle
más fácil utilizar la función buscar característica de esta forma. Introduzca
Operation_Z1 en Find field (buscar campo) y haga click en Find. Es necesario
que pueda ver la siguiente configuración"Operation_Z1", como se representa
aquí.
131
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Haga click en cualquier parte de la línea con el ajuste de nombre X1PP_Z1.
Controla la reactancia de alcance de fase-fase de la unidad de la zona 1, y el
elemento de distancia tiene el valor de 3.01. Cambiar el valor a 4.0 en la
ventana emergente y haga click en aceptar. El valor en la forma ha cambiado.
Si quiere ver el valor de base de datos de nuevo, alterne el botón Modified
(modificado). Para ver el efecto de la nueva configuración de la curva, haga
click en Apply (aplicar) (que sale del editor de formularios de arriba) o en
aceptar (que cierra el editor de formularios también).
Usted se preguntará inmediatamente porqué el ángulo de una porción más
oculta del elemento del cuadro ha cambiado. Después de todo, sólo se cambió
el alcance de la reactancia, La respuesta es, los cálculos para el ángulo de
éste relevador particular, se calcula como el arctan (X1PP_Z1/R1PP_Z1). No
se cambió R1PP_Z1 en la proporción. El modelo hizo lo que tenía que hacer.
Esto ilustra la ventaja del modelo de CAPE.
Mostrar la característica dinámica.
Las gráficas que han estado buscando hasta ahora son llamadas
características estado estáticas o fijas. Estas son correctas si el relevador
utiliza la auto-polarización de tensión como su referencia. Sin embargo, la
mayoría de los relevadores de distancia emplean una memoria de polarización
cruzada, o combinación de tensión cómo referencia. En tales casos, la
característica real se expandirá. El importe de la de expansión depende de la
tensión de referencia utilizada y la impedancia de la fuente detrás del relevador.
Por tanto, El relevador puede operar por las fallas fuera de la característica
estática. Los cambios dinámicos característicos de la localización de fallas y el
tipo, si CAPE fuera a trazar las características dinámicas en lugar de las
estáticas, el gran número de curvas que habría que mostrar para el error de
varios estudios se hacen en el gráfico ilegible. Para esto CAPE siempre utiliza
características dinámicas para evaluar la operación. Eso es un beneficio
inherente del uso de CAPE por tener los modelos detallados de los
132
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
relevadores. La tabla de las operaciones en la leyenda, le indica si el relevador
opera correctamente.
Es fácil trazar la característica dinámica cuando se requiera. Como ejemplo, se
exhibirá ahora la característica mho de un SEL-321, se aplica una falla, y luego
decirle a CAPE que trace la característica real de la falla.
Utilice Data Tree para buscar la trayectoria de Commerce|LZOPs|"Tugalo
Línea 115"|Relays | Digital_SEL_321. Amplíe este relevador, haga click
derecho sobre el elemento DIST "M1P 1, y elija Draw this device.
Antes de elaborar la característica dinámica, usted debe aplicar una falla que
opere al elemento. Para ello, haga click derecho en el diagrama R-X e Indicar
en la línea de bus 179 a 167. Elija Faults|Midline. Cuando el control pop-up
aparece, arrastre el deslizador a 0.5 (50% de la línea) y haga click en aceptar.
Elija una falla Three_Phase y haga click en aceptar. La falla será trazada y la
tabla de leyenda dirá que éste elemento de la zona 1 opera.
Haga clic derecho sobre la curva de la zona 1 y elija Plot the dynamic
characteristic (trazar la característica dinámica). La característica dinámica se
representa como usted considere (observar la imagen anterior).
Haga click derecho sobre la línea de nuevo, cerca de autobús 179, elegir
Faults|Midline, deslice la barra a 0.3 y haga click en aceptar. Elige una falla
Three_Phase de nuevo pero esta vez incorpore una resistencia de 10 ohmios y
elija aceptar. Observar el informe en la leyenda. Explícitamente le dice que en
133
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
el exterior de los diagramas de la falla fuera del estado (estable), el relevador
opera. Esto ilustra una característica importante de CAPE: Usted puede confiar
en él.
ESTABLECER UN RELEVADOR DIGITAL.
Nadie hoy en día puede confiar todo el trabajo de ajuste de los relevadores a
un programa de computadora. Sin embargo, es muy razonable dejar a la
computadora asumir el control de la mayor parte del trabajo. CAPE puede
ejecutar todos los estudios de las fallas, calcular los ajustes iniciales y
siguiendo las mismas reglas que usted seguiría. Cuando una norma no puede
ser satisfecha, CAPE puede advertirle sobre el conflicto. Entonces, el ingeniero
de relevadores, le puede decidir qué hacer. Esto le ayuda a ser mucho más
productivo.
Algunos usuarios de CAPE han estado aplicando algoritmos de ajuste de los
relevadores desde 1994. Ellos han demostrado que el enfoque es práctico y
que conduce al ahorro de tiempo y de costes significativos.
Los algoritmos del ajuste son los pequeños programas que usted utiliza en el
interior de CAPE. Pueden ser muy específicas de una empresa o pueden ser
impulsadas por los parámetros a controlar, y por lo tanto ser bastante general.
Recientemente se han desarrollado una excelente biblioteca de la creación de
macros relés de distancia digital. Se han presentado en los documentos en seis
conferencias técnicas en cuatro países.
Primero.
Después de haber iniciado CAPE cómo ya se explicó anteriormente, se puede
contar con la base de datos de ejemplo y de la red de dibujo adjunto.
Haga click en Cape Modules y Relay Setting para moverse
al módulo de RS.
Arrastre el separador de barras que separa el texto y gráficos de áreas y el
árbol de datos para ajustar el tamaño de ventana que desee. Presione,
mantenga, y libere el botón 1 del ratón sobre una barra de división.
Para hacer esto ajuste la ampliación del diagrama unifilar tal como se explicó
anteriormente.
134
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Elegir un relevador.
Vamos a establecer un relevador SEL-321 en la subestación Winder en la línea
de la subestación Centro. Usted puede elegir una retransmisión desde Data
Tree, la barra de acciones, o del menú de acción, no importa. Vamos a usar la
barra de acciones. Haga click en Set Relay.
Los relevadores están en los paneles de relevadores que llamamos LZOPs
(Zonas Locales de Protección). Un subestación puede tener cualquier número
de LZOPs. Desplácese la lista de la subestación y elija Winder. Elegir en LZOP
la línea denominada Center 230 Line. Éste panel tiene cuatro sistemas de
protección; elegir la primera, Demo. Haga click en SEL-321 en éste esquema
y, a continuación, haga click en aceptar.
Elegir un algoritmo de ajuste.
A continuación, verá una ventana emergente con todos los algoritmos de ajuste
en la biblioteca de CAPE. Haga click en la primera, General Purpose: Phase
and ground mho elements of digital Relay. Cuando lo haga, un poco ya la
explicación aparece en la mitad inferior del formulario. Haga click en aceptar. El
135
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
algoritmo le pedirá el máximo avance y retroceso corrientes de carga y
ángulos, escriba 1000 Amperes y 30 grados para cada uno. Acepte el voltaje
de bus de prefalla de 1.0 PU y haga click en aceptar. El algoritmo comenzará a
correr un estudio de la falla y, a continuación aparecerá una pregunta sobre si
para el tratamiento de la zona 3, como un elemento de distancia escalonada o
un elemento piloto inverso. Simplemente haga click en aceptar para elegir el
valor (piloto inversa).
El algoritmo calcula el alcance primario de cualquier relevador de distancia
digital. Sin embargo, el SEL-321 es un modelo para los que se puede traducir
el alcance primario en los ajustes reales del relevador. Así que, antes de que
finalice, le preguntará si reajustar ese relevador temporalmente dentro de
CAPE. Haga click en Aceptar. Siempre es la misma configuración en la base de
datos, sólo la imagen de la retransmisión con las que trabajamos dentro de
CAPE. (Si usted realmente desea guardar la configuración volver a la base de
datos, haría click Save Modified Settings (guardar cambios) en la barra de
acción.)
Examinar el informe.
Arrastre la barra divisoria entre el texto y el diagrama unifilar hacia abajo de
manera que puede tener una buena observación en el informe del estudio de
ajuste. Usted no puede entender todo si no observa detenidamente el informe
de arriba a abajo, sólo para tener una idea de lo que está allí. Podrá darse
cuenta que CAPE ha examinado la red alrededor del relevador y ha hecho
estudios de la falla con varias interrupciones para determinar impedancias
136
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
aparentes que utilizará para computar los justes primarios iniciales del alcance
para un posible esquema stepped-distance. Más tarde, comprueba si alguno
de los primarios de la zona de configuración ven demasiado lejos en
transformadores remotos. Puede Observar que la zona de 3 llega a través de
un transformador y tiene que ser jalado hacia atrás para ver sólo el 80% de
ella. De este modo, ya no puede ver una zona remota 2 de bus. Desde
entonces que entra en conflicto con las normas seguido, se da una advertencia
para el ingeniero.
Controles de la invasión de carga son hechos. La carga máxima permitida por
los ajustes provisionales es superior al máximo de carga prevista máxima
especificada anteriormente.
Las zonas piloto de avance y retroceso se calculan, (teleprotecciones) y hacen
diversos controles. Los ajustes de la fase piloto y la tierra tienen que ser
limitadas porque de lo contrario vería demasiado lejos en un transformador.
Más controles se hacen y se comprueba que los ajustes previamente tirados
detrás de la zona 3 no pueden considerar los dos buses de la zona remota 2.
En la parte inferior, podrás ver el informe de la configuración recomendada que
se muestra arriba. Si desea más detalle que este informe, a su vez en
Detailed_Reports en el menú Preferences.
137
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Elemento de secuencia negativa direccional.
Hay muchos otros tipos de elementos para fijar en la mayoría de los relés
digitales. Uno de los tipos de interés es el elemento de secuencia negativa
direccional empleado en el SEL-321. Se utiliza para dar control direccional
instantáneo y elementos de sobrecorriente de tiempo inverso, así como
elementos de distancia. Esto sustituye a la técnica tradicional de polarización
de corriente de secuencia cero. Dado que la carga desequilibrada crea una
corriente de secuencia negativa, un ajuste existe para la especificación de un
cociente normal de las corrientes de secuencia negativa a positiva. Un
algoritmo en la biblioteca CAPE puede establecer este elemento.
Haga click en File|Clear Text Screen para borrar el informe anterior. Haga
click en Set Relay en la barra de acción de nuevo. Para la búsqueda del
relevador, simplemente haga click en el SEL_321 para activar y haga click en
aceptar.
Esta vez, elegir el algoritmo General Purpose: SEL negative-sequence
directional element y haga click en aceptar. Cuando se le solicite para la
corriente de carga máxima, de nuevo escriba 1000 y haga click en aceptar.
Para los más pequeños permite proporción de las corrientes de secuencia de
negativa a positiva, acepte el valor predeterminado de 0.10 haciendo click en
aceptar cuando se le solicite.
Cuando se le pregunte si desea guardar la nueva configuración, haga click en
aceptar. Recuerde que éste paso sólo guarda los cambios de manera temporal
de la imagen del relevador de CAPE, no la configuración almacenada en la
base de datos.
Desplácese por el informe. Como antes, un estudio de la falla se ha hecho para
dar los números en los que los ajustes iniciales se basan. En éste caso, el peor
138
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
de los casos de avance y retroceso de impedancias aparentes se encuentran
sobre la base de las tensiones de y las corrientes de secuencia negativa. Estas
situaciones conducen a valores recomendados para la configuración de Z2F y
Z2R. El estudio de la falla también conduce a los ajustes para los elementos
delanteros y elementos de revertir esa medida 3I2.
Por último, observe que al menos I 2 de las fallas inversas estudiado es menor
que el desequilibrio I2 que dijo que sería normal cuando dejamos que a2 = 0.10.
El algoritmo recomienda un menor valor que permitirá a la corriente de falla
inversa lo peor que pueda reconocer. Sólo usted el ingeniero puede decidir qué
ajuste a aplicar a2.
Para concluir, note cuánto de los cálculos desperdiciadores de tiempo puede
hacer este software para usted, cómo te lleva rápidamente a las cuestiones que
necesitan de su decisión, y cómo el informe puede ser su registro por escrito de
cómo los ajustes se han desarrollado en el primer lugar.
SIMULAR LA PROTECCIÓN.
El simulador del sistema CAPE le permite colocar una falla en la red y ver la
de respuesta de su sistema de protección como interruptores abierto para
desactivarla. Creemos que es la herramienta más útil y práctica que ha sido
desarrollado para evaluar el rendimiento de un sistema de protección. Los
dispositivos sobrecorriente y de distancia y la protección de falla a tierra son
normalmente simuladas juntos, como un sistema. Una simple expresión lógica
del contacto une los relevadores de cada panel de relevadores, que nosotros
139
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
llamamos una zona local de la protección. Un disparo del interruptor de la señal
cuando la expresión lógica se hace realidad. Los modelos detallados de los
relevadores de CAPE son la clave para el realismo de la simulación. Con el
Simulador de Sistemas usted camina a través de la de simulación de cualquier
falla y ve las respuestas del dispositivo gráficamente y en informes textuales.
Primero.
Después de haber iniciado CAPE cómo ya se explico anteriormente, se puede
contar con la base de datos de ejemplos y el dibujo de la red adjunto. Haga
click en Cape Modules y System Simulator para moverse al módulo de SS.
Arrastre el separador de barras que separa el texto y gráficos de áreas y el
árbol de datos para ajustar el tamaño de ventana que desee. Presione,
mantenga, y libere el botón 1 del ratón sobre una barra de división. Presione F5
para actualizar el esquema.
Ajuste la ampliación del diagrama unifilar tal como se explicó anteriormente.
¿Cómo funciona el simulador?
Simulando el sistema de protección es casi trivial en CAPE. Aplicar la falla de
interés en el diagrama unifilar y mire cómo responde el diagrama. Pida los
informes del texto si usted quiere los detalles.
El simulador del sistema funciona de la siguiente manera:
Se aplica una falla en algún lugar del diagrama unifilar. SS examina la región
en torno a la falla y reúne todos los dispositivos de protección que se
encuentran en un conjunto que llamamos simulación de área. Piense en esto
como una ventana alrededor de la falla. Las opciones del programa de control
del tamaño de dicha ventana, es decir, a qué distancia de la falla SS simula los
dispositivos de protección. SS calcula la tensión y entradas de corriente a cada
elemento del dispositivo para determinar si funciona el elemento y cuando lo
haría. Esto le sirve a SS para determinar qué interruptores recibirán el error de
señales (incluyendo el impacto de la supervisión) y el tiempo de esas señales
se les dará. El interruptor más rápido se abre y la simulación se detiene.
140
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Durante la pausa, el diagrama unifilar muestra los tiempos previstos de
apertura del interruptor y los elementos que causan el error. Puede hacer click
en el diagrama para obtener los pop-ups con útiles informes impresos. Cuando
esté listo, le dice a SS a seguir la simulación. SS vuelve a calcular las
cantidades de falla, pero ahora con uno o más interruptores abiertos. Los
tiempos de funcionamiento previstos se vuelven a calcular para los relevadores
restantes (incluyendo el efecto de parcial previa operación), el interruptor
siguiente vuelve a operar y es abierto, y la simulación se detiene de nuevo.
Usted puede repetir este ciclo hasta que la falla esté desactivada.
Antes de comenzar la simulación, usted puede preparar su red quitando líneas,
generadores, etc., del servicio y mediante la desactivación de interruptores.
Usted puede dirigir SS para volver a realzar un reciente o apertura del
interruptor después de un tiempo muerto especificado, o hacer una pausa y
cambiar el tipo de falla.
Simular la respuesta inicial de una falla a tierra.
Usted comenzará ejecutando una simulación cuya área de simulación abarca
un solo nivel de protección de respaldo. Eso demostrará la técnica de steppedevent. Entonces usted ampliará el área de simulación y "encuentre" una mala
operación causada por un relevador más alejado que se ha colocado de forma
incorrecta.
141
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Ajusta su pantalla para que el diagrama unifilar muestre toda la línea de 183
Winder a 177 Center; lo que significa que usted debe mostrar la parte inferior
izquierda del diagrama hasta que se parezca que la imagen de arriba. Usted
puede ajustar el tamaño de fuente y el formato texto con la herramienta de
formato de texto. (Es posible que tenga que activar esta herramienta en el
menú View).
Haga click en Winder – Center line, más cerca del centro que a Winder. Esto le
da un menú de las acciones posibles para esa línea. Elija Fault
Simulation|Midline. Pop-up le pedirá que hacer con los cambios preexistentes
de la red que usted haya hecho. Usted no ha hecho ninguna, por lo que la
respuesta, no importa. Haga click en aceptar, para aceptar la respuesta
predeterminada. Entonces elija la falla Single_Line_Ground. Arrastre la línea
media de distancia hacia la izquierda, a 0.01 (1% de 177 Center) y haga click
en aceptar. Eso es todo. La simulación comienza automáticamente.
Habrá una breve demora mientras SS encuentra los relevadores alrededor de
la falla. Un estado de pop-up te mantendrá informado de lo que está
sucediendo. Esta ventana emergente desaparece cuando finaliza la simulación
de cada elemento de SS. Este es el final del primer evento. SS hace una pausa
para dejar que nos fijemos en los informes.
El diagrama unifilar mostrará la ubicación de la falla, el primer interruptor está
previsto para abrir, y en los tiempos previstos los interruptores acabarán de
abrirse en todos los lugares cuyos relevadores fueron simulados. Debajo de
cada tiempo de apertura podrás ver uno o más códigos de la lógica de los
elementos. Las etiquetas de user-assigned nos dicen qué elemento(s)
funcionaron para causar el error local. Por ejemplo, aquí el código de la lógica
DIR_GND_IOC sugiere que un elemento direccional instantáneo de tierra y un
142
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
elemento de sobrecorriente causaron que el interruptor dispare en 0.058
segundos.
Ahora mire el extremo opuesto de esta línea, en el bus 183 Winder. No se ha
abierto aún el interruptor, pero algo con un código de la lógica de
DIR_GND_TOC se prevé que se debe hacer para abrir el interruptor en 0.525
segundos. Esto es probablemente un elemento tiempo de sobrecorriente
direccional de tierra, verificar con los informes de abajo. Es importante que
usted pueda darse cuenta de que todas las veces que se predijo para la
condición del primer evento: el de la falla de línea a tierra en el 1% hacia afuera
del centro y antes de que cualquier interruptor se abra. Quizá la predicción
inicial no sea lo que realmente sucede.
Examinar los informes.
SS ofrece cinco tipos de informe para darle diferentes niveles de detalle sobre
lo que está sucediendo. Pronto nos ocuparemos de tres de ellos. Usted puede
solicitar cualquier informe o bien en el menú de Reports o haciendo click
derecho en el diagrama unifilar, lejos de un objeto, y la elección de " Reports".
Vamos a empezar con un resumen. Haga click derecho en una parte clara del
diagrama unifilar y elija Reports|LZOP Summary. La siguiente ventana le
mostrará las respuestas iniciales previstas (todos los LZOP del panel de
relevadores) en el área de simulación. Ellos están ordenados del más rápido al
más lento. El código del elemento que causa la señal de error, el tiempo de las
señales que se le dará (en "LZOP"), el tiempo que tarda el interruptor para abrir
(extinción del arco), y el tiempo total que sea mencionado. Puede ser
reconfortante observar que las dos primeras operaciones implican los dos
LZOP primarios. Luego elija Cancel el informe.
143
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
A continuación, vamos a ver qué sucede en el extremo de la línea con los
primeros errores en, 177 Center. Haga click derecho cerca del final de Center y
Center - Winder Line. Seleccione informe de síntesis de los elementos. Si se
desplaza un poco hacia abajo, debería ver el siguiente informe.
Éste es ancho debido a que toda la información necesita ser demostrada.
Observe el elemento de contacto con el código de la lógica DIR_GND_IOC.
Éste es el que causa el error. Mire cuidadosamente el informe del elemento de
retransmisión. Observe que no comienza a operar hasta 0.017 segundos
después de que se produce de la falla y que opera (el código de la lógica se
convierte en "true") a 0.033 segundos. Puede que ya hayas adivinado la razón
de la demora en el inicio - que es supervisado por un elemento de dirección,
que deben funcionar en primer lugar. Ese elemento se informa en la línea
inmediatamente superior. Como era de esperar, ese elemento DIR empieza a
responder inmediatamente y opera a 0.017 segundos, el momento en que el
elemento de la COI comienza a operar.
Si alguna vez se trata de la operación (o no operación) de un relevador, se
puede obtener un informe muy detallado para el relevador. Ponga el cursor del
ratón en cualquier parte la línea en que dicho elemento, en este caso, el
elemento DIR y haga click con el botón izquierdo del ratón. CAPE anexará un
informe detallado de las operaciones de ese elemento. (Es posible que desee
ajustar las fronteras del pop-up.)
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Observe la mitad inferior del informe. Éste elemento es de doble dirección
polarizada. El fabricante, los límites individuales publicados en el de
explotación y de cantidades de polarización, su producto, y la combinación de
recogida del producto cuando es de doble polarizado. CAPE modela de todo
esto.
Por último elija Cancel informe.
Continuar la simulación.
La falla no se despeja todavía. Haga click en Continue Simulation en la barra
de acción. La aplicación de la falla sigue siendo la misma pero ahora un
interruptor está abierto. El cómputo del segundo acontecimiento es mucho más
rápido que antes, porque CAPE tiene toda la información que necesita el
relevador.
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
El diagrama unifilar muestra una nueva serie de interruptores con tiempos
previsto de apertura. También muestra que el interruptor al final de WinderCenter de la línea se ha abierto para solucionar la falla. Sin embargo, no se
abrió en el momento que se predijo por primera vez, el tiempo previsto
anteriormente fue de 0.525 segundos, pero el tiempo "Real" resultó ser de
0.125 segundos. El elemento de sobrecorriente instantánea operó en su lugar
de otro. Inicialmente, el elemento de IOC no vio la falla. Cuando el interruptor
remoto se abrió, las corrientes de falla se redistribuyen, aumentando suficiente
la corriente en el elemento de IOC para hacerlo funcionar.
Si usted quiere explorar un poco, haga click derecho en cualquier extremo de
línea con un tiempo de apertura previsto y haga click en Element Summary
Report. O bien, haga click derecho en el diagrama de distancia de cualquier
objeto, haga click en Reports, y elija uno.
Amplíe el área y la repetición de la simulación.
La base de datos que está utilizando tiene un relevador descoordinado
intencionadamente, pero la simulación de usted acaba de ejecutar no lo tomó.
Evidentemente, el tamaño del área de simulación puede ser crucial para
observar o no una descoordinación que está al acecho.
Nuestra primera simulación Simulation_Depth utiliza el valor predeterminado de
1. Esto significa un nivel de la protección de respaldo. SS recoge en todos los
relevadores de los extremos de la línea de falla (nivel 0) y a continuación, sale
un bus real de distancia de cada extremo (nivel 1) y se reúne en estos
dispositivos también. Cargue el tap y la unión de buses que no tienen
interruptores de protección y se omiten.
Una mala operación también puede ser causada por corrientes de secuencia
cero inducidas en las líneas mutuo junto a las líneas cerca de la falla. Son
fáciles de perder. Por lo tanto, hay una opción similar llamado Mutual_Depth
que determina cuántos acoplamientos mutuos SS se cruzan, ya que construye
su área de simulación. Por default Mutual_Depth es 0. Si fuera 1, SS saltarían
a cualquier línea directamente acoplado a una línea en el área de simulación y
se reúnen en la protección dispositivos que se encuentran en los extremos de
esa línea. Si Mutual_Depth se establece en 2, SS se va a las líneas de dos
conexiones fuera de las líneas originales.
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Haga click en Preferences en la barra de acción. Establezca opción
Mutual_Depth a 1 y haga click en aceptar. La línea de 230 kV de 177 a Center
154 de Gansvle2c230 estaba en nuestra área de simulación original. La línea
de 115 kV de 178 Center a 179 de Commerce se junta mutuamente a ella y no
estaba en el área de simulación. Será ésta vez.
Haga click en Repeat Simulation en la barra de acción. El pop-up nos dice que
la zona de simulación ahora tiene 770 elementos, el doble que antes. Cuando
se detiene la simulación brevemente, note que los tiempos previstos ahora
aparecen en la línea juntada, Commerce 179 a 178 Center. Haga click en el
diagrama lejos de los objetos y elija Reports|LZOP Summary.
Esta vez, el respaldo LZOP en Commerce se informa en la segunda lista, justo
después de la ubicación a la que acaba de abrirse. De hecho, el informe dice
que el interruptor de Commerce ha comenzado a operar. Está demasiado
atrasado para que cualquier cosa lo detenga. Un elemento con el código
GND_IOC de la lógica de sobrecorriente direccional instantánea, es el culpable.
Y por último elegir Cancel informe.
Haga click en Continue Simulation en la barra de acción. El diagrama nos
dice que el interruptor en 179 Commerce es el próximo en abrir, como se
esperaba.
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Hay un informe resumido de los eventos que no se han estudiado aún, pero
que pudieron ser instructivos. Haga click lejos de los objetos y elija
Reports|Event Summary.
Este informe le dice que tiene una mala coordinación y le muestra que es más
rápida la operación de respaldo de LZOP que la operación primaria de LZOP. Y
con esto puede comenzar a apreciar el valor de esta herramienta.
Puede estudiar cualquier condición de falla, incluyendo las fallas con
impedancia, en múltiples fallas de bus, y fallas simultáneas que pueden
suceder en la realidad. Los relevadores del módulo de CAPE realizan este
mismo tipo de estudio, sólo funciona automáticamente, sin pausas, y se aplica
tal vez cientos de faltas, ya que busca malas coordinaciones.
AÑADIR UN RELEVADOR DIGITAL.
La base de datos del CAPE es un depósito de red y protección de datos para el
análisis, así como otros datos que mantener para el mantenimiento de
registros. Mientras que usted puede construir y mantener sus datos
directamente con el editor de bases de datos, es probable que prefiera utilizar
más la interfaz gráfica del diagrama unifilar en el módulo CAPE.
Para nuestro ejercicio de edición de datos, vamos a añadir un relevador digital
a nuestra red de ejemplo. Dado que la mayoría de los usuarios ya disponen de
datos de la red cuando adquieren CAPE, añadiendo la protección de datos será
más informativo para usted ahora. Antes de colocar un relevador, primero
añade sus fuentes de corriente y voltaje (un CT y VT) y un panel para
sostenerlo. Llamamos al panel de una zona local de protección, o "LZOP" para
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
el cortocircuito. El acceso a todos los dispositivos de protección es a través del
símbolo del interruptor.
Primero.
Si usted ha comenzado CAPE, cómo ya se explicó, tendrá nuestra base de
datos de ejemplos, (cape.gdb) y el dibujo de la red (cape.gf) adjunto. Haga click
en Cape Modules y One Line.
Su ventana de OL se organizará similar a la imagen de la pantalla a
continuación. La principal diferencia entre éste y los módulos CAPE es la
presencia de dos barras de herramientas especiales: la barra de herramientas
de la red y la barra de herramientas de protección. Ambos son barras de
acoplamiento que puede arrastrar a otros lugares en la pantalla, más
popularmente el lado izquierdo.
Vamos a utilizar la barra de herramientas de protección en este ejercicio
porque es el más rápido y la forma natural para agregar dispositivos de
protección. Sin embargo, también puede agregar la protección de Data Tree y
desde el Database Editor. Use cualquier método. Los formularios de entrada de
datos son los mismos.
Cuando la adición de protección, usted querrá que el diagrama unifilar mostrará
dónde hay dispositivos existentes. Haga click en el diagrama, lejos de cualquier
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
objeto, y seleccione Change displayed text en el menú contextual. Luego
haga click en Show Protection Information|OK en pop-up.
Centre el diagrama en el bus "AIRLINE 115". Una manera fácil de para hacer
esto con una gran red desconocida está a la derecha, haga click en el
diagrama de nuevo, lejos de cualquier objeto. Seleccione FIND A BUS OR
SUBSTATION en el menú contextual y el uso del formulario de búsqueda que
resulta encontrar un bus, por ejemplo, "air" en su nombre.
Para añadir cualquier cosa al sistema de protección, el procedimiento es
siempre el mismo: haga click en una vez en dicho objeto en la barra de
herramientas de protección y luego mover el cursor en el área de dibujo. Los
símbolos del interruptor se encienden automáticamente, si es necesario. La
ayuda flotante le dirá qué hacer a continuación. Mayoría de las veces que se
haga click en un interruptor asociado con el dispositivo que están haciendo.
Algunas veces usted puede hacer click en un bus en lugar de otro, como
cuando se coloca un VT del bus. Si hace un click aparecerá el formulario de
datos, si usted está poniendo un relevador, en primer lugar, puede surgir una
forma que le solicitará que seleccione el LZOP (panel de relevador) en cuál
ponerlo. Cuando el formulario de datos aparece, introduzca los datos en los
campos marcados con rojo. Eso es todo lo que hay que hacer.
Para examinar o editar los datos más adelante, haga doble click en el
interruptor. El pop-up contiene un pequeño árbol de búsqueda desde el que
puede seleccionar cualquier dispositivo en esta ubicación.
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Añadir un VT.
Necesitaremos un VT del bus. Si el símbolo VT no es visible en la barra de
herramientas de protección, haga click con la flecha hacia abajo demostrada
para abrir el menú completo de los transformadores de instrumentos. Escoger
el símbolo de VT, pero luego suelte el botón, no lo suelte hacia abajo.
El cursor se ha convertido en un símbolo de VT. Muévalo sobre "265 AIRLINE
115"del bus. Cuando la etiqueta del cursor cambia al "bus", haga click en el
bus. La forma de datos VT aparecerá, como se muestra a continuación. Su
forma estará vacía.
Usted notará que algunos campos tienen una etiqueta roja. Éstos son los datos
requeridos. Observe también que los datos del VP en CAPE se dividen en
bobinas primaria y secundaria. Hay un bus de VT con devanado primario, pero
puede haber varios secundarios. Vamos a introducir dos: un trifásico, el
secundario conectado en estrella-delta (no necesita el relevador en este
ejercicio).
Para los datos primarios, seleccione VT Estilo de catálogo 115kV PT de la lista
desplegable (es el primero). A continuación, seleccionar un Tap primario de
69,000.00 y una conexión primaria Wye (estrella).
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Es opcional utilizar los estilos del catálogo de VT, que se almacenan en la
biblioteca de la base de datos de CAPE, podría simplemente haber incorporado
el valor de 69000 desde el teclado.
A continuación, agregue dos secundarios al VT. Haga click en el botón Add
Secondary (agregar secundario) y rellene los cuatro campos de datos como
sigue, usando las casillas desplegables en su caso:
Secondary Name
3PH
Style
Y Wdg-115kV PT
Tap Used
69
Connection:
Wye
Usted puede dejar " Primary Phase Lead " como cero. Haga click de nuevo en
el botón Add Secondary para agregar el otro secundario, con los siguientes
datos:
Secondary Name
3V0
Style
X Wdg-115kV PT
Tap Used
115
Connection:
Broken Delta
Haga click
en la casilla para guardar las entradas. Los valores individuales
para los taps primarios y secundarios no son importantes por sí mismos, lo
único que importa a CAPE es la razón. Los dos VT secundarios son
equivalentes a 1000:1 y 1000:1.667 (600:1).
La forma VT se cierra automáticamente y el diagrama unifilar en la pantalla
indica que el VT ahora con dos buses tiene las conexiones disponibles.
Añadir un CT.
El relevador va a proteger la línea de Airline a la subestación Bio. Tenemos que
añadir un terminal de línea CT en el extremo de aerolíneas. Así que, esta vez,
haga click en el CT símbolo
en la barra de herramientas de protección
para resaltarlo, no sujete el botón de ratón hacia abajo. Mueve el cursor sobre
el símbolo de interruptor en 265 AIRLINE 115 en la línea del bus 174 BIO 115.
Cuando el cursor se dice "Breaker", haga click en él. El Formulario de datos del
CT a continuación aparecerá. (La tuya es vacía; la de CAPE muestran los
datos previstos.)
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Note cómo la forma ya muestra el autobús y la ubicación cerca de la línea.
Entrar en el equipo en forma arbitraria con el nombre de 123.209 y una
designación del CT del lado del Bus. Luego, utilizando la lista desplegable
estilo de lista, seleccionar el estilo del CT en primer lugar, 1200/5amr. Uso de
la lista desplegable de conexiones CT, seleccione Y. De la lista caída de CT
Ratio, seleccionar un valor de 600,00 (que es de 120 / 1). No era necesario
haber elegido un estilo de en el catálogo de CT, que se almacena en el lado de
la biblioteca de la base de datos de CAPE, que podría muy fácilmente haber
entrado en el valor de 600 directamente en el campo de la relación del CT.
Deja la polaridad CT como +. Deje la función CT, por default en el de terminal,
este campo es donde se indican que un transformador está en una fase neutral
o devanado delta. Cuando usted ha incorporado estos datos, el formulario debe
ser similar al siguiente.
Para guardar el CT de la línea, haga clic
en el cuadro. Esto cierra la forma y
actualiza el diagrama unifilar en la pantalla.
Añadir una LZOP.
En CAPE, un dispositivo de protección deberá ser colocado dentro de la
llamada zona local de protección. (Piense en una LZOP como un panel de
relevadores responsable de los interruptores de disparo en particular). Su
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
relevador protege la línea de Airline de Bio, por lo que se necesita un LZOP
en la subestación de AIRLINE.
Haga click en el símbolo LZOP
en la barra de herramientas de protección
para destacarla, no sujete el botón del ratón hacia abajo. Mueve el cursor sobre
el símbolo de interruptor en el 265 AIRLINE 115 en la línea del bus 174 BIO
115. (La nueva LZOP controlará éste interruptor.) Cuando el cursor dice
"Breaker", haga click en él.
Ésta vez una intermedia pop-up aparece en lugar del formulario de datos de
CAPE, porque necesita saber si desea agregar una nueva LZOP o
simplemente añadir el interruptor haciendo click a éstos, controlados por
algunos LZOP existentes. Haga click en el botón radio para crear un LZOP
nuevo. Ésta elección activa otros botones de la misma forma. Haga click en el
botón de radio Create a new LINE LZOP seguido de dar click en el botón
aceptar, para crear una línea nueva de LZOP.
Se podría haber evitado la forma anterior por completo haciendo click en el
símbolo LINE LZOP de la barra de herramientas, como se muestra en la
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
siguiente figura. Así las cosas, hemos hecho click en el símbolo genérico de
LZOP.
La zona local de protección de datos aparecerá. Introduzca el nombre de Bio
115 line. Se trata de todos los datos que usted necesita por ahora. La
expresión lógica importante es LZOP sólo para la simulación de sistemas y la
comprobación de los relevadores. Se refiere a una expresión lógica definida en
otra tabla que describe cómo los relevadores en ésta LZOP funcionan juntos
para disparar el interruptor.
Haga click en el botón para guardar la LZOP. El formulario se cierra y se
actualiza la pantalla del diagrama unifilar.
Agregue y conecte un relevador.
Ahora que usted ha definido un LZOP para sostener relevadores, un VT y un
CT, para medir el sistema de voltajes y corrientes, que están listos los
relevadores para "instalar". Hemos escogido un dispositivo digital con cuarenta
ajustes, a pesar de que los relevadores digitales a menudo tienen cientos de
ellos (¡o peor!).
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Haga click en el símbolo del relevador
en la barra de herramientas
protección de para poner de relieve que, no lo sostenga el botón del ratón
abajo. Mueve el cursor sobre el mismo interruptor símbolo en 265 AIRLINE 115
como antes. Cuando el cursor dice "Breaker", haga clic en él.
El dispositivo de protección de datos para los relevadores aparecerá como se
ilustra en la siguiente figura. Se tienen la LZOP ya seleccionado, porque sólo
hay una que define los errores del interruptor que selecciono.
Como siempre, nos centramos en los campos marcados con rojo. CAPE eligió
un defecto LZOP de 1.0. Esto distingue a los relevadores múltiples del mismo
estilo y es usado como el orden de presentación de informes en el módulo de
producción de orden. Puede introducir cualquier número real si así lo desea.
Introduzca un Nombre del dispositivo de 618ZDG. Usted puede dejar en blanco
el grupo activo de campo, como su sello negro implica. Esto se refiere a la
característica Configuración de la Variante de grupo que le permite almacenar
más de un grupo de valores de un relevador, aplicados e históricos. Para
seleccionar un relevador de la biblioteca de CAPE, haga click en el botón
Select Style. La búsqueda del relevador aparecerá. Trabajo desde la izquierda,
haga click en el fabricante en la opción en la primera columna y, a
continuación, seleccione SCHWEITZER. De los próximos tres listas, haga click
en el Tipo de relé, modelo y estilo (incluso si ya están resaltados): SEL-pg10,
SELPG10, y SEL-pg10-00. En este punto, el buscador va a desaparecer, y el
seleccionador de estilo aparecerá en la forma de datos de relevadores (como
se muestra a continuación). Seleccione Demo para el sistema.
Ahora, el relevador debe estar conectado a los transformadores de
instrumentos. Haga click en la ficha Elements, que muestra los elementos de
relevador en el modelo SEL-pg10 (unidades instantáneas, unidad de tiempo de
sobrecorriente, las unidades direccionales, unidad de distancia, y
temporizadores). Si conecta el relevador a un CT y VT, éstos elementos
estarán en funcionamiento en CAPE. En primer lugar, haga click en el botón
etiquetado Connect Op CT y seleccione el VT secundaria con nombre 3PH.
Por último, haga click en el botón Connect Pol VT y seleccione la entrada
llamada 3V0 (utilizado por el elemento direccional 32D). La lista de elementos
muestra las conexiones de funcionamiento y las cantidades de funcionamiento
del CT.
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Nota: Usted es libre de hacer click en el botón en cualquier momento durante
la entrada de datos. Sin embargo, al hacerlo se cierre el formulario desde que
se está agregando el relevador a través del diagrama unifilar. Para obtener de
nuevo la edición, haga doble click en el interruptor y busque a través de la
LZOP los dispositivos de protección.
Ajuste el relevador.
La mayoría de los relevadores digitales modernos tienen un gran número de
ajustes, algunos de los cuales afectan a más de uno de los relevadores. Para
simplificar el acceso a la configuración, los modelos de relevadores digitales de
CAPE tienen todas las la configuración en un solo lugar. Haga click en la
pestaña Common Taps para ver forma en ésta parte del relevador. Hay tres
tipos de taps: el numérico, el de texto, y de información. Se ha establecido
relevadores Schweitzer antes, se le reconocen algunos de los nombres de
ajuste. A medida que botón sugiere la configuración de I/O, CAPE puede tomar
en la configuración del software del relevador de muchos fabricantes. En este
ejercicio, veinte ajustes de taps se introducen manualmente. Haga click en el
nombre del parámetro y responder en el pop-up estableciendo un tap. Algunos
ajustes pueden tener valores que son continuas o incrementales dentro de un
rango definido, y otros pueden tener sólo valores discretos que pueden ser
seleccionados de una lista.
Para reducir este ejercicio, vamos a introducir sólo los ajustes que afectan a la
respuesta de este relevador a las fallas. Utilice ésta tabla como guía e
introduzca los ajustes siguientes para el PG10:
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Haga click en la casilla
para guardar el relevador en su totalidad. La mitad
inferior de la forma debería tener este aspecto:
Usted ha puesto el relevador, conectado a un V T y CT, y lo fijó. Es operacional
ahora para el uso en CAPE.
ESTUDIO DE INTERRUPTORES.
El módulo del interruptor de servicio de CAPE clasifica los interruptores s egún
los estándares de ANSI/IEEE y el estándar del IEC 909. Sus métodos y uso se
describen muy bien en la guía de usuario del interruptor de servicio de CAPE a
que usted puede tener acceso del menú de ayuda de CAPE.
Dentro de la norma de clasificación ANSI / IEEE, se ofrece apoyo para los
interruptores de grado dentro de la base de "corriente simétrica" de acuerdo a
IEEE C37.010-1999 y IEEE C37.04-1999, y para los interruptores de grado
dentro de una "corriente total", de acuerdo con ANSI C37.5-1979 y ANSI
C37.6-1971.
El método de cálculo de corriente de cortocircuito IEC es algo diferente del
Método ANSI, por lo que se refiere al análisis de grado del interruptor. El
158
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
método IEC se describe en la norma IEC 909. La estructura del número de
interruptores para los interruptores de IEC descrito en la norma IEC 56.
Este ejercicio le mostrará la colección de las dos formas en que la información
de catálogo simple se almacena en sobres los distintos modelos de
interruptores. También le mostrará el sistema de forma donde se representa un
caso particular de un relevador. Entonces se le mostrará la forma de analizar y
generar informes automáticos.
Primero.
Inicie CAPE, como ya se explicó. Cuando la sesión de la forma de instalación
aparece, Asegúrese de hacer click en el botón de radio para la IEC, si deseen
evaluar las puntuaciones del interruptor de acuerdo a las normas IEC. Después
haga click en aceptar, Build SC Network tendrá nuestro ejemplo base de
datos y la red de dibujo adjunto. Haga click en Cape Modules y Breaker Duty
para pasar al módulo de BD.
Arrastre las barras del divisor que separan el texto y las áreas de los gráficos y
el árbol de los datos para ajustar los tamaños de la ventana como usted lo
requiera. Presione, sostenga el botón 1 del ratón de liberación en una barra del
divisor. Presione F5 para actualizar el diagrama.
Ajuste la ampliación del diagrama unifilar, como se explicó anteriormente.
Biblioteca de datos de los interruptores.
Un interruptor para el análisis debe existir como un modelo en la biblioteca de
la base de datos y también debe ser representado más específicamente en la
base de datos del sistema. La base de datos que ha anotado, cape.gdb, incluye
dos modelos de catálogo del interruptor y un ejemplo de un sistema de
interrupción. Estos serán utilizados para ejecutar el simple estudio aquí.
Inicie el Editor de bases de datos, haga click en Cape Modules y Database
Editor. Desde la Biblioteca, haga click en el menú de Breaker Catalog. Usted
verá esta lista de modelos de la biblioteca.
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Seleccione el modelo del interruptor ATB 230-25 y haga click en View Data en
la parte inferior del formulario. Cuando el catálogo datos del interruptor
aparece, seleccione la IEC vista de formulario. Observe cómo diferentes
campos de datos están con etiqueta roja en función de si usted eligió ANSI /
IEEE o IEC. Las normas requieren diferentes datos, los campos de negro son
para los propósitos de registros.
El significado de cada campo se explica en la guía del usuario del interruptor,
que puede acceder desde el menú Help de CAPE.
Hay una segunda forma y más pequeña, en la que la colección de cualquier
número de secuencias de cambio de cierre puede ser definida y almacenada.
Es necesario los cálculos para ANSI / IEEE. Usted puede acceder a él desde
el menú de Biblioteca de la DBE, si desea verlo.
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Datos del sistema de interruptores.
Para ver dónde el modelo GE ATB 230-25 es utilizado en el sistema, haga click
en el botón Show System Breakers en la esquina superior derecha de la
forma de catálogo del interruptor. Se usa sólo una vez en nuestra base de
datos de ejemplo muy simple, haga click en la entrada de la subestación
CENTER para moverse al sistema de datos importante del formulario.
La forma de arriba muestra los datos introducidos por un interruptor de línea en
un interruptor y medio régimen. En este caso, el interruptor es responsable de
las dos ramas se describe en la "Sección 1" y "Sección 2" - "177 175 1" y "177
183 1". El campo Tipo Breaker es quizás el campo en el formulario más
importante, ya que define el entorno físico del interruptor en su red. Su elección
determina el conjunto de fallas que CAPE debe aplicar en su modelo de
sistema de lógica para evaluar el interruptor.
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Realizar un análisis del servicio de interrupción.
Para evaluar este interruptor particular, ahora debería volver al módulo de
servicio de interrupción. Cierre todas las ventanas visibles del editor de la base
de datos.
Antes de ejecutar un análisis, tendrá que mirar las opciones que ofrece el
Breaker Módulo de Guardia. Haga click en Preferencias en la barra de acción y
examinar las opciones en el local y las fichas de informes. Recuerde hacer click
en el signo "?" Botón de ayuda para las explicaciones de las opciones que no
son obvios para usted.
A continuación, seleccione la ATB 230 - 25 interruptores en el centro. Haga
click en Select Individual Breakers en la barra de acción y elegir el interruptor
de esta forma:
Usted puede, por supuesto, elegir el número de interruptores de otros,
individualmente o en grupos. Ahora seleccionar de la barra de acción Perform
Study (realizar estudio) para ejecutar un análisis en el interruptor seleccionado.
Se observará un informe completo, que en parte se parece a esto:
162
“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
Al examinar el informe, te darás cuenta de que este interruptor tiene márgenes
de fallas de 65.4% y el 68.3% para los trifásicos y para los de línea a tierra,
respectivamente.
La Guía del usuario Breaker Duty 'incluye un minucioso análisis de cómo se
deben evaluarse los interruptores de acuerdo con el IEC y ANSI. También se
han examinado diferentes configuraciones de circuitos de interruptor y cómo se
puede modelar situaciones especiales. Una explicación de todas las opciones
disponibles también se encuentra en la Guía.
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
CONCLUSIONES
Los relevadores electromecánicos juegan un papel muy importante en los
sistemas de protección para sistemas de potencia.
Estos relevadores son los utilizados en los sistemas de protección; sus
diferentes curvas características tiempo-corriente hacen posible una fácil
coordinación con otros mecanismos de protección.
Los relevadores electromecánicos tienden a ser sustituidos por los relevadores
digitales, pero estos tienen ciertas desventajas ante los electromecánicos, las
condiciones ambientales tales como la temperatura, humedad y polvo influyen
en el óptimo funcionamiento de estos relevadores.
Después de analizar las diferentes formas de funcionamiento de los
relevadores y también de estudiar lo básico acerca de las protección de líneas
de transmisión se llega a la conclusión de que se necesita un laboratorio para
realizar las prácticas de protecciones a sistemas de potencia a través del
software CAPE, ya que sería más didáctico para los estudiantes de la Facultad
de Ingeniería Mecánica Eléctrica porque tendrían la oportunidad de hacer
simulaciones sobre los ejercicios que en clase se proponen, además de que las
oportunidades de trabajo serían mayores ya que se tendría un conocimiento
más amplio acerca de los programas de cómputo.
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“Aplicación del software COMPUTER AIDED PROTECTION ENGINEERING (CAPE) en protecciones a sistemas de potencia”
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