03_1 Requisitos Minimos de Proteccion - Mar 2008

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REQUISITOS MINIMOS PARA LOSSISTEMAS DE PROTECCIÓN

DEL SEIN

Marzo 2008


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Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN

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REQUISITOS MINIMOSPARA LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN DEL SEIN

Capítulo 1 INTRODUCCION1.1 El Sistema Eléctrico de Potencia1.2 Objetivo del Sistema de Protección1.3 Definición de un Sistema de Protección

1.3.1 Zonas de Protección1.3.2 Componentes de los Sistemas de Protección1.3.3 Concepción Sistémica de la Protección

1.4 Operación de los Sistemas de Protección1.4.1 Automatismos de regulación

1.4.2 Niveles de actuación1.4.3 Recierre automático1.4.4 Apertura y bloqueo

1.5 Comportamiento de los Sistemas de Protección1.6 Desempeño de la Protección

1.6.1 Causas de las Fallas1.6.2 Causas de Operaciones Incorrectas de la Protección1.6.3 Índice de Confiabilidad del sistema de protección

Capítulo 2 REQUERIMIENTOS GENERALES DE LAS PROTECCIONES2.1 Relés de Protección

2.1.1 Características Funcionales

2.1.2 Características Requeridas por la Protección2.1.3 Normas Aplicables2.2 Interruptores

2.2.1 Características Funcionales2.2.2 Características Requeridas por la Protección2.2.3 Normas Aplicables

2.3 Transformadores de Tensión2.3.1 Características Funcionales2.3.2 Características Requeridas por la Protección2.3.3 Normas Aplicables

2.4 Transformadores de Corriente2.4.1 Características Funcionales2.4.2 Características Requeridas por la Protección2.4.3 Normas Aplicables

2.5 Enlaces de Comunicaciones2.5.1 Características Funcionales2.5.2 Características Requeridas por la Protección2.5.3 Normas Aplicables

2.6 Fuentes de Alimentación Auxiliar2.6.1 Características Funcionales2.6.2 Características Requeridas por la Protección2.6.3 Normas Aplicables

2.7 Cableado de Control2.7.1 Características Funcionales2.7.2 Características Requeridas por la Protección2.7.3 Normas Aplicables


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Capítulo 3 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LASCENTRALES DE GENERACION

3.1 Criterios Generales3.2 Esquemas eléctricos centrales de generación3.3 Requerimientos de protección contra fallas internas en la instalación

3.3.1 Fallas por cortocircuito en un generador3.3.2 Fallas a tierra en las instalaciones a la tensión de generación3.3.3 Fallas por cortocircuito en un transformador de potencia3.3.4 Fallas por cortocircuito en los servicios auxiliares3.3.5 Fallas por cortocircuito en barras

3.4 Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema3.4.1 Cortocircuito externo a la Central3.4.2 Sobrecarga

3.4.3 Carga no balanceada3.4.4 Pérdida de Sincronismo del Generador3.5 Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de los Equipos

3.5.1 Sobretensiones del generador3.5.2 Sobreexcitación del generador y/o transformador3.5.3 Motorización del generador3.5.4 Pérdida de excitación del generador3.5.5 Frecuencias anormales en el generador

3.6 Falla de Interruptor3.7 Definición de las Protecciones de las Centrales de Generación3.8 Requisitos Mínimos de Protección de las Centrales de Generación

Capítulo 4 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LASSUBESTACIONES4.1 Objetivo de la Protección4.2 Esquema General de las Subestaciones4.3 Sistema de Barras4.4 Requerimientos de protección contra fallas internas en la instalación

4.4.1 Fallas por cortocircuito en el sistema de barras4.4.2 Fallas por cortocircuito en un transformador4.4.3 Fallas por cortocircuito en un autotransformador4.4.4 Fallas por cortocircuito en un reactor en derivación4.4.5 Fallas por cortocircuito en un banco de capacitores4.4.6 Fallas por cortocircuito en el transformador de servicios auxiliares

4.5 Requerimientos de Protección por funcionamiento anormal del sistema4.5.1 Cortocircuitos y fallas a tierra externos a los transformadores4.5.2 Sobrecarga en transformadores (o autotransformadores)4.5.3 Armónicos en capacitores4.5.4 Niveles de tensión máximos y mínimos en equipos de compensación

4.6 Requerimientos de protección por estado inapropiado de los equipos4.7 Falla de Interruptor4.8 Definición de las Protecciones de las Subestaciones4.9 Requisitos Mínimos de Protección de las Subestaciones

Capítulo 5 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS LINEASDE TRANSMISION

5.1 Objetivo de la Protección5.2 Configuraciones de las Líneas de Transmisión


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5.2.1 Línea de dos Terminales5.2.2 Líneas en anillo5.2.3 Líneas paralelas de dos ó más circuitos5.2.4 Línea con transformadores en derivación5.2.5 Líneas con compensación en derivación5.2.6 Líneas con compensación serie

5.3 Conexión al Sistema de Potencia5.3.1 Sistema de puesta a tierra5.3.2 Flujo de potencia5.3.3 Alimentación débil (Weak infeed)5.3.4 Resistencia de arco y resistencia de falla

5.4 Longitud de la Línea5.5 Requerimientos de Protección contra Fallas internas en la instalación

5.5.1 Fallas por cortocircuito entre fases

5.5.2 Fallas por cortocircuitos de una fase y tierra con alta impedancia5.6 Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema5.6.1 Cortocircuito externo a la Línea5.6.2 Sobretensiones permanentes

5.7 Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de las Líneas5.7.1 Rotura de un Conductor

5.8 Consideraciones para la Teleprotección5.8.1 Sistemas de Telecomunicaciones5.8.2 Sistemas de Teleprotección Analógica5.8.3 Sistemas de Teleprotección Lógica

5.9 Falla de Interruptor5.10 Definición de la Protección de las Líneas de Transmisión

5.11 Requisitos Mínimos de Protección de las Líneas de TransmisiónCapítulo 6 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS PARA LAS PROTECCIONES

SISTEMICAS6.1 Objetivo de la Protección Sistémica6.2 Requerimientos de Protección contra Fallas del Sistema

6.2.1 Pérdida de Sincronismo en las Máquinas6.2.2 Colapso de tensión

6.3 Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema6.3.1 Bajas frecuencias por déficit de potencia activa6.3.2 Sobretensiones y sobrefrecuencias por rechazo de carga6.3.3 Otras sobretensiones temporarias

6.4 Requerimientos de protección por estado inapropiado del sistema6.4.1 Sobretensiones por exceso de potencia reactiva6.4.2 Subtensiones por déficit de potencia reactiva

6.5 Requisitos mínimos de protecciones sistémicas


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Capítulo 1 INTRODUCCION

1.1 El Sistema Eléctrico de Potencia

Un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) tiene por finalidad garantizar el suministroregular de energía eléctrica dentro de su área de aplicación, para lo cual debe operargarantizando el abastecimiento (1) al mínimo costo y con el mejor aprovechamientode los recursos energéticos; pero, al mismo tiempo, debe cumplir con los niveles decalidad (2) establecidos en la norma técnica ( 3) correspondiente.

El SEP está constituido por diversas instalaciones que deben ser interconectadas, ya

que los centros de generación se encuentran en distintos lugares de los centros dedemanda de energía eléctrica. Por tal motivo se distingue los siguientescomponentes: Generación que son las Centrales Eléctricas incluyendo lasinstalaciones de conexión al Sistema de Transmisión; Transmisión que son lasLíneas de Transmisión y las Subestaciones (incluyendo los equipos decompensación reactiva) que interconectan las instalaciones de generación con lasde distribución; y Distribución que son las Líneas y Subestaciones desubtransmisión, así como las Redes de Distribución

El SEP debe atender la demanda de potencia eléctrica, la cual debe serpermanentemente equilibrada por la generación (oferta). Esta situación de equilibriocorresponde a la operación de régimen permanente; sin embargo, se pueden

producir perturbaciones cuando se altera el equilibrio de potencia activa o depotencia reactiva en el sistema, lo cual determinará cambios que lo llevan a unanueva situación de régimen permanente. Durante este proceso que se repiteconstantemente se producen oscilaciones de las máquinas que son parte de suoperación normal en estado estacionario.

El SEP puede también ser sometido a solicitaciones que no corresponden a laatención de la demanda, las cuales se presentan como eventos transitorios queocasionan perturbaciones importantes ya sea sobretensiones y/o sobrecorrientesque pueden producir oscilaciones de las máquinas, las cuales deben amortiguarse;caso contrario, serán peligrosas para su funcionamiento, afectando su estabilidad yprovocando la desconexión de las mismas con lo cual se deja de atender lademanda.Los eventos antes mencionados han sido clasificados en tres tipos, según la rapidezde los mismos y son los siguientes:

Clase A: Transitorios ultrarrápidosClase B: Transitorios rápidos o dinámicosClase C: Transitorios moderados o de estado cuasi estacionarioClase D: Transitorios lentos o de estado estacionario

(1) Ver la Ley de Concesiones Eléctricas, DL No. 25844, Art. 2do.(2) Ver el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, DS 009-03-EM, Art. 64.

(3) Ver la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, DS No. 020-97-EM


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ESTADO

NORMAL

ESTADO DE ESTADO DE

ALERTA RESTABLECIMIENTO

ESTADO DE

EMERGENCIA COLAPSOCOLAPSO

En la figura 1.1 se muestra gráficamente la duración en el tiempo de los transitoriosque se presentan en los sistemas de potencia.

Figura 1.1 – Transitorios en los sistemas de potencia

Esta dinámica operativa determina que se tenga distintos estados de operación ( 4)del SEP que son los siguientes: Estado Normal, de Alerta, de Emergencia y deRestablecimiento. La operación del SEP resulta ser un ciclo de estados como el quese muestra en la figura 1.2; y para manejarlo, se requiere de una acción de control

coordinada y permanente. En la NTCOTR se detalla los distintos aspectos que sedebe considerar con la finalidad de asegurar su adecuada operación, con losmejores criterios de seguridad, calidad y economía.

Figura 1.2 – Estados de Operación del SEP

(4) Ver la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados(NTCOTR.)


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En la operación del SEP se debe considerar que algunos fenómenos transitorios deClase A pueden ocasionar fenómenos de la Clase C. En consecuencia, el SEP debeestar diseñado para atender la demanda de potencia; pero, también debe estardotado de los recursos necesarios para prevenir la aparición de estos fenómenos; ysi ocurren, para controlarlos de manera de que el sistema pueda restablecerseprontamente y no colapse, para que siga en Estado Normal atendiendo la demanda.Los recursos que requiere el Sistema de Potencia para operar con seguridad,calidad y economía son:

Sistema de Supervisión y Control (SCADA)Es el sistema de adquisición de datos y de supervisión de las magnitudeseléctricas del sistema y de los estados de los equipos, con la finalidad detomar acciones preventivas. Asimismo, el sistema se complementa con elsistema de control (manual o automático) necesario para conducir la

operación del SEPSistema de Protección

Es el sistema de supervisión de las magnitudes eléctricas que permitedetectar las fallas en los equipos y/o instalaciones del sistema, lascondiciones anormales de operación del sistema y el estado inapropiado delos equipos con la finalidad de tomar las acciones correctivas de manerainmediata.

Sistemas de Registro de PerturbacionesEs el sistema que permite hacer acopio de información de las magnitudeseléctricas del sistema, de manera de analizar dichas perturbaciones con la

finalidad de tomar las acciones correctivas que permitan evitar se repitan enel futuro.

Sistema de Medición de EnergíaEs el sistema que permite hacer acopio de información de las magnitudeseléctricas del sistema relativas a las potencias y energías entregadas endeterminados puntos del sistema eléctrico con fines comerciales y/oestadísticos.

Sistema de TelecomunicacionesEs el sistema que sirve de infraestructura para la mejor operación de lossistemas antes mencionados; y además, sirve como medio de comunicaciónde voz para las actividades de operación del SEP.


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SUBESTACION A SUBESTACION B

INGENIERIA DE PROTECCIONY

ANALISIS DE FALLAS

MEDIDOR DEFACTURACION


COMERCIALIZACIONDE ENERGIA

CONTROL DESUBESTACIÓN

RELE DEPROTECCION

RELE DEPROTECCION

REGISTRO DEOSCILOGRAFIA


RELE DEPROTECCION



CENTRO DECONTROL

CONTROL DESUBESTACIÓN

RELE DEPROTECCION



SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES

Figura 1.3 – Estructura de Operación del SEP

1.2 Objetivo del Sistema de Protección

Tal como ha sido definido, el Sistema de Protección de los equipos y/o instalaciones

del sistema tiene los siguientes objetivos:1. Aislar las fallas tan pronto como sea posible con la finalidad de minimizar las

pérdidas económicas que se pudiesen producir como consecuencia de lasfallas.

2. Alertar sobre las condiciones anormales de operación del sistema con lafinalidad de tomar las acciones preventivas que permitan evitar pérdidaseconómicas por posibles desconexiones. De acuerdo a la gravedad de lasituación efectuar operaciones automáticas de conexiones y/o desconexionespertinentes.

3. Alertar sobre el estado inapropiado de los equipos con la finalidad de tomarlas acciones preventivas que permitan evitar pérdidas económicas porposibles fallas en dichos equipos. De acuerdo a la gravedad de la situaciónaislar al equipo del sistema.

En consecuencia, el Sistema de Protección tiene un beneficio económico quecompensa su costo, lo cual puede ser evaluado con la finalidad de justificar suinversión. Los costos corresponden a los equipos necesarios para suimplementación y los beneficios son aquellos que permiten minimizar las pérdidaseconómicas derivadas de las posibles fallas en el SEP.

Bajo este enfoque, para definir un Sistema de Protección se debe hacer unaestimación o calificación del riesgo, haciendo un análisis del costo o impacto de una


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falla y su probabilidad de ocurrencia. De esta manera, se puede tener el valoresperado que será:

Costo Esperado de la Falla = (Costo Total de la Falla) x (Probabilidad deocurrencia)

El costo o impacto de la falla depende del tipo de falla:

Para una sobretensión será función de la sobretensión y de la duración de lamisma, lo que se traduce en una degradación del aislamiento que disminuyela vida útil del equipo.

Para una sobrecorriente será función del costo del equipo y de la energíadisipada en los equipos que depende del cuadrado de la corriente decortocircuito y del tiempo de duración de la falla.

En ambos casos se tiene que el costo de la falla depende de la duración total de lamisma, la cual a su vez depende de la actuación de la protección; en consecuencia,se tiene una relación del costo de la falla con la protección que se utiliza, por lo quese debe decidir sobre la base de la experiencia y la buena práctica.

A partir de los conceptos expuestos, se puede categorizar las distintas proteccionessegún el Costo Total de la Falla y su Probabilidad de ocurrencia. A título orientativo,en la tabla 1.1 se presenta una matriz de esta categorización.

Tabla 1.1 – Aplicación de Protecciones según el Valor Esperado de la Falla

COSTO DELA FALLA

PROBABILIDAD DE FALLABAJA MEDIA ALTA

ALTO

Protecciones RápidasProtecciones deRespaldo

Protecciones RápidasProteccionesRedundantesProtecciones deRespaldo

Protecciones UltrarápidasProteccionesRedundantesProtecciones deRespaldoMonitoreo del Equipo

MEDIO

ProteccionesNormalesProtecciones deRespaldo


Protecciones RápidasProteccionesRedundantesProtecciones deRespaldo

BAJOProteccionesNormalesRespaldo del Sistema

ProteccionesNormalesProtecciones deRespaldo


Los costos de la falla corresponden a cada caso específico; pero, de manerareferencial se puede mencionar lo siguiente:


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Costos altos: Generadores de gran tamaño, Transformadores de grantamaño, Equipos Compensadores Estáticos SVC

Costos medios: Generadores de tamaño mediano, Transformadores de tamañomediano, Reactores, Barras de Subestaciones, Líneas deTransmisión

Costos bajos: Líneas de Subtransmisión, Capacitores, Equipos de AltaTensión (interruptores, transformadores de medida, etc.)

La probabilidad de ocurrencia se puede estimar de las estadísticas de fallas. Engeneral, las fallas más frecuentes ocurren en las líneas de transmisión. Unaestadística de fallas del SEIN muestra que la mayor cantidad de fallas se presentaen el sistema de transmisión y distribución. Ver tabla 1.2. Adicionalmente, se debemencionar que las fallas más frecuentes son los cortocircuitos monofásicos a tierra.

Ver tabla 1.3.Tabla 1.2 – Estadística de Fallas en el SEIN

(2001-2005) Área Eléctrica Generación Transmisión Total

Número deFallas 299 318 617

Porcentaje 48.46% 51.54% 100.00%

Tabla 1.3 – Estadística de Tipos de Fallas en el SEIN 2006

Monofásicas Bifásicas Trifásicas Total

146 35 12 193

75.7 % 18.1% 6.2% 100.00%

1.3 Definición de un Sistema de Protección

1.3.1 Zonas de Protección

Para definir la protección del SEP se le divide en zonas, constituyéndose así unSistema de Protección. En los límites de estas zonas de protección se instalaninterruptores para aislar las fallas y transformadores de tensión y corriente paradetectar las respectivas tensiones y corrientes en dichos límites, cuyas señalessirven para alimentar a los correspondientes relés de protección. De esta manera, alproducirse una falla, los relés darán la orden de apertura de los correspondientesInterruptores aislando la zona fallada. Ver un caso sencillo en la figura 1.4

La delimitación de las zonas es determinada por la ubicación de los transformadoresde corriente que son los elementos sensores de las corrientes que entran o salen ala zona de protección. Esta delimitación requiere de un traslape de las mismas con lafinalidad de no dejar ninguna parte del sistema eléctrico sin protección. La aplicacióntípica viene dada según el esquema mostrado en la figura 1.5


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AL RELE ZONA 2

TRANSF DE

CORRIENTE

TRANSF DE INTERRUPTOR

CORRIENTE

AL RELE ZONA 1

Figura 1.4 – Zonas de Protección

Figura 1.5 – Traslape de las Zonas de Protección

1.3.2 Componentes de los Sistemas de Protección

El Sistema de Protección queda constituido por el conjunto de las protecciones delas distintas zonas de protección como las que se han definido en la figura 1.4, enlas cuales se puede distinguir los siguientes componentes:

1) Relés de Protección2) Interruptores de Potencia3) Transformadores de Tensión4) Transformadores de Corriente5) Enlaces de Comunicación entre los Relés de distintas estaciones6) Fuentes de Alimentación de los circuitos de protección7) Cableado de Control

Al diseñar un Sistema de Protección se debe especificar todos estos componentes,de manera de obtener la mejor operación posible del Sistema de Protección. Estostrabajan como un conjunto, en el cual una deficiente operación de uno de ellos traerácomo consecuencia una mala operación de todo el Sistema de Protección.

1.3.3 Concepción Sistémica de la Protección

Protección

Generador

Interruptor

de Potencia

Protección

de Equipos

Baja Tensión

Protección

de Transformador

de Potencia

Protección

Línea de

Transmisión

Protección

de Equipos

Alta Tensión

Protección

de Equipos

Alta Tensión


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El Sistema de Protección debe ser concebido para atender la posibilidad de unacontingencia doble; es decir, se debe considerar que es posible que se produzca unevento de falla en el SEP, al cual es posible le siga una falla del Sistema deProtección. Por tal motivo, se establece las siguientes instancias:

1. Protecciones Preventivas2. Protecciones Incorporadas en los Equipos3. Protecciones Principales4. Protecciones de Respaldo

Protecciones PreventivasUna Protección Preventiva consiste en la utilización de dispositivos que soncapaces de dar señales de alarma antes de que suceda una falla; es decir,

no esperan que ésta se produzca sino que actúan con cierta anticipación a lafalla.Modernamente, con la técnica digital, se utiliza equipos con capacidad deefectuar un monitoreo de los parámetros de las máquinas con la finalidad dedar las alarmas correspondientes; y más aún, de efectuar una supervisión delos parámetros, evaluando su variación (derivada con respecto del tiempo) yel cambio de su variación (segunda derivada con respecto del tiempo). Estosdispositivos suelen aplicarse en forma individual o como parte de un Sistemade Control (SCADA) de las instalaciones.

Protecciones Incorporadas en los EquiposLas Protecciones Propias son dispositivos incorporados en los mismos

equipos, según sus propios diseños de fabricación, de manera que se puedasupervisar sus condiciones de operación como son: temperaturas, presiones,niveles, etc. Estas protecciones suelen ser definidas por los fabricantes de losequipos, según su diseño y experiencia, con la finalidad de dar las garantíaspor los suministros. La utilización de esta protección es esencial al Sistemade Protección.

Protecciones PrincipalesLas Protecciones Principales constituyen la primera línea de defensa delSistema de Protección y deben tener una actuación lo más rápida posible(instantánea).En algunas ocasiones, el sistema de protección tiene dos proteccionesredundantes que se denominan Protección Principal y Secundaria. Laactuación de ambas (Principal y Secundaria) es simultánea y no es necesarianinguna coordinación, ya que la actuación de la protección puede serefectuada de manera indistinta por cualquiera de ellas, la que actúe primero.La redundancia de una protección puede ser total o parcial. En el primer casose requiere que se tenga una duplicación de todos los componentes como semuestra en la Figura 1.6 y se tendrá:

Dos relés de protección Dos bobinas de mando de los interruptores Dos juegos de transformadores de tensión

Dos juegos de transformadores de corriente Dos enlaces de comunicación entre los relés de distintas estaciones


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Dos fuentes de alimentación de los circuitos de protección Dos juegos de cables de control

Figura 1.6 – Protecciones Redundantes

Sin embargo, a veces no es muy práctico duplicar todos los componentes y laduplicación es sólo parcial, por lo que debe ser efectuada en los elementosesenciales. Por ejemplo: se puede tener un solo juego de transformadores decorriente, pero se emplea dos secundarios diferentes; y si sólo se emplea unsecundario de los transformadores de tensión, en este caso se puede haceruna duplicación parcial segregando los circuitos en la salida de lostransformadores de tensión.

Protecciones de RespaldoLas Protecciones de Respaldo constituyen la segunda instancia de actuaciónde la protección y deberán tener un retraso en el tiempo, de manera depermitir la actuación de la protección principal y/o secundaria en primerainstancia. Este comportamiento implica efectuar una Coordinación de lasProtecciones a fin de obtener un mejor desempeño del Sistema deProtección.No se debe confundir a la Protección Secundaria con la Protección deRespaldo. La Protección Secundaria debe diseñarse para actuar en primerainstancia y no necesita esperar a la Protección Principal. La Protección

Secundaria no reemplaza a la Protección de Respaldo; sin embargo, en elcaso de las centrales eléctricas hace el papel de respaldo por el hecho de serotro dispositivo independiente.

Tal como han sido definidas, la Protección Principal, la Secundaria y la de Respaldodeben ser tres dispositivos distintos, de manera que la ausencia de un dispositivopuede ser causa de pérdida de la protección correspondiente; pero, nunca deberácausar la pérdida de las otras dos protecciones.

Para la definición de la Protección Principal, Secundaria y de Respaldo, la buenapráctica recomienda emplear equipos de modelos diferentes, de manera deasegurar la mejor operación de la protección mediante el empleo simultáneo dedistintas metodologías de trabajo.


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Por otro lado, una buena práctica de protección exige el uso de dispositivos deprobada confiabilidad; por tal motivo, salvo casos especiales, no es recomendable eluso de dispositivos de última tecnología o de modelos de equipos que aún no tienenexperiencia en la industria eléctrica.

1.4 Operación de los Sistemas de Protección

Tal como ha sido mencionado, la actuación de la protección consiste en efectuar laapertura de los interruptores para aislar la zona donde se ha producido la falla; sinembargo, para cumplir con su cometido, los Sistemas de Protección operan, aveces, de otra manera, la cual puede tener distintas instancias o procedimientos, loque debe ser aplicado de acuerdo a la buena práctica de ingeniería.

1.4.1 Relés de Protección como parte de automatismos de regulación

Una práctica utilizada en el diseño de los Sistemas de Protección consiste en utilizarlos relés como parte de automatismos de regulación. Por ejemplo, para arrancar losventiladores de un transformador de potencia al detectar elevación de temperaturaen la máquina. Otro caso es cuando se utiliza al relé para controlar la tensión; porejemplo, para accionar el conmutador bajo carga de un transformador de potencia.

1.4.2 Niveles de actuación de los Relés de Protección

En el diseño de los Sistemas de Protección se puede aplicar niveles de actuación delos relés de protección. De esta manera se puede establecer por lo menos dosniveles básicos que son:

1) Alarma que corresponde a la actuación de los relés en forma preventiva antes deque se llegue a tener una situación inaceptable para la operación de un equipoy/o instalación. Esta alarma permite continuar con la operación sin restringir ladisponibilidad de los mismos.

2) Disparo que corresponde a un segundo nivel de actuación y se ejecuta cuandose ha llegado a una situación de:

Falla de los equipos y/o instalaciones. Ejemplo: Avería en los equipos porcortocircuito.

Condición indeseable de los equipos y/o instalaciones. Ejemplo: Altatemperatura de una máquina.

Condición anormal de operación que es inaceptable. Ejemplo: Mínimatensión.

1.4.3 Recierre Automático

La apertura de los interruptores tiene por objetivo eliminar la falla; pero, como lo másfrecuente en el SEP son las fallas en las líneas de transmisión, que suelen ser denaturaleza temporal, una vez que se ha recuperado el aislamiento de la zona fallada,y transcurrido un lapso prudencial, es posible volver a energizar la instalación porquela falla ha desaparecido. Por tal motivo, es práctica frecuente, en la protección de laslíneas de transmisión, efectuar un recierre automático. Estos recierres pueden serunipolares y/o tripolares.


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Para el recierre se suele considerar un tiempo de espera que debe ser suficientepara permitir la extinción del arco en el lugar de la falla. La razón de hacer unrecierre es que se considera que la falla se ha producido en el aire donde elaislamiento es regenerativo; y en consecuencia, una vez eliminada la alimentación ala falla se recupera las propiedades aislantes y es posible proceder a laenergización. En todos los casos, el tiempo del recierre debe ser menor que eltiempo crítico estimado para asegurar la estabilidad del sistema de potencia.

El procedimiento de recierre recomendado es el de seleccionar a un extremo paraser el primero en efectuar el recierre, al cual se le denomin a “líder” y hacer que elotro extremo haga el recierre en segunda instancia, por lo que se le denomina“seguidor”. Se selecciona como “líder” al extremo más cercano a una central degeneración; y en otros casos el extremo con mayor nivel de cortocircuito.

Para los recierres tripolares, el extremo “líder” cierra en condición de línea muerta;es decir, sin tensión en la línea; en cambio, el extremo “seguidor” debe cerrar conlínea energizada, para lo cual debe efectuar una supervisión de tensión trifásica paraasegurar en lo posible el éxito del recierre.

Para los recierres unipolares, que es la práctica más frecuente en líneas detransmisión, los interruptores se pueden recerrar siguiendo la secuencia anterior opueden recerrar al mismo tiempo.

1.4.4 Apertura y Bloqueo

Cuando la falla se produce en una parte de la instalación donde se tiene aislamiento

no regenerativo entonces se efectúa la apertura de los interruptores para aislar lazona protegida; pero, además, se hace un bloqueo del cierre para permitir la revisióndel estado del equipo y la verificación de que el aislamiento está en condiciones deser nuevamente energizado.

El procedimiento de disparo y bloqueo se utiliza solo en los casos detransformadores, reactores, capacitores, barras e interruptores.

1.5 Comportamiento de los Sistemas de Protección

Un Sistema de Protección debe tener varias características de comportamiento paraque pueda asegurar el cabal cumplimiento de sus funciones. Las principales son:

A) SensibilidadEs la capacidad de detectar una falla por muy pequeña o incipiente que sea. Lamayor sensibilidad viene a ser la capacidad para diferenciar una situación de fallacon una situación de no existencia de falla.

B) SelectividadEs la capacidad de detectar una falla dentro de la zona de protección. La mayorselectividad viene a ser la capacidad de descartar una falla cercana a la zona deprotección.

C) Velocidad


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Es la capacidad de respuesta con el mínimo tiempo. La necesidad de tener unarápida respuesta está relacionada con la minimización de los daños por causa de lafalla.

D) Fiabilidad (“ dependabi l i ty ”) Es la capacidad de actuar correctamente cuando sea necesario, aún cuando encondiciones de falla se produzcan tensiones y corrientes transitorias que puedanperjudicar la capacidad de detección de la falla.

E) SeguridadEs la capacidad de no actuar cuando no es necesario, aún cuando en condicionesde falla se produzcan tensiones y corrientes transitorias, las cuales puedanocasionar errores en la discriminación de la falla dentro de la zona de protección.

F) Capacidad de RegistroEs la capacidad de almacenar información relativa a la falla con la finalidad deproporcionar datos de las fallas.

1.6 Desempeño de la Protección

La confiabilidad de un elemento se define como la probabilidad de cumplir, dentro deun periodo, con sus funciones especificadas bajo ciertas condiciones operativas, lascuales han sido fijadas de antemano. En el caso de la protección debe considerarseque es un sistema que no está en permanente operación, sino que permanece a laespera de un evento para funcionar (“centinela silencioso”); en consecuencia, laconfiabilidad se estima como la probabilidad de los eventos exitosos. Por esta razón

la confiabilidad de la protección integra las características de fiabilidad (de funcionarcuando le corresponde) y seguridad (de no funcionar cuando no le corresponde).

1.6.1 Causas de las Fallas

Las Fallas en el SEP determinan la apertura de los interruptores correspondientes ala zona donde se ha producido la falla. Estas son las fallas operacionales; pero,como se ha mencionado, el sistema de protección también puede producir laapertura indeseada de los interruptores sin que se haya producido una falla real enel sistema eléctrico. De manera similar, existen causas accidentales que determinanaperturas indeseadas, por lo que se puede establecer la siguiente categorización delas fallas por su origen:

A. Fallas No Controlables

Fallas de Equipos Principales (FEC) Fallas por Fenómenos Naturales (FNA)

B. Fallas Controlables

Falla del Equipo de Protección (FEP) Fallas Humanas (FHU) Fallas por acción de terceros (EXT)

Fallas No identificadas (FNI)


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Ni Nc

Nc Pc

A FEP I FEP E FEP D FEP FEP ....

1.6.2 Causas de Falla del Equipo de Protección

La operación incorrecta de la protección se debe a diversas causas que se debeninvestigar con la finalidad de mejorar su comportamiento. Las causas pueden serclasificadas para identificar en lo posible a aquellas que son inherentes a los mismosequipos. Por tal motivo, se debe diferenciar lo siguiente:

1) Falla de Diseño (FEP.D) Es una aplicación inapropiada de la protección: Por ejemplo, usar un relé que noes direccional en una red que opera en anillo.

2) Falla en el Equipo (FEP.E) Es una falla debida al equipo propiamente dicho. Se produce porque el diseño o

el funcionamiento del relé determina la operación incorrecta.3) Falla durante la Instalación o el Mantenimiento (FEP.I)

Se refiere a conexiones erradas en la instalación. También cuando el relé no fuecalibrado con los ajustes establecidos en los cálculos previos.

4) Falla en el Cálculo de Ajuste (FEP.A) Corresponde a un ajuste proveniente de un cálculo errado.

De acuerdo a lo definido, se puede establecer lo siguiente:

1.6.3 Índice de Confiabilidad del Sistema de Protección

Para evaluar la confiabilidad de una protección se puede usar la probabilidad de unaoperación correcta que será:

Donde:Pc = Índice de desempeño de la protecciónNc = Número de eventos con operación correcta de la protección Ni = Número de eventos con operación incorrecta de la protección


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Capítulo 2 REQUERIMIENTOS GENERALES DE LAS PROTECCIONES

Los requerimientos de protección que se presentan en el presente documento sonaplicables a las nuevas instalaciones del SEIN; Pero, también son aplicables a lasfuturas reposiciones o renovación de las protecciones existentes, Asimismo, lasdiscrepancias entre los requerimientos establecidos y las características de lasprotecciones existentes deben ser evaluadas caso por caso en función a lasestadísticas de fallas, a fin de determinar la necesidad de una reposición.

2.1 Relés de Protección

Los relés de protección tienen por finalidad medir una señal o más señales deentrada de tensión y/o de corriente, provenientes del SEP, con la finalidad dedeterminar si existe una condición de falla en el sistema, de manera de activar una omás señales de salida.

Para cumplir con su finalidad, los relés de protección efectúan un procesamientoanalógico/digital de las señales de entrada y un cálculo numérico ( 5) de las mismas.El relé así definido es un elemento basado en un microprocesador, cuyo diseño debeposeer una arquitectura abierta y utilizar protocolos de comunicación de acuerdo alas normas internacionales, de manera de evitar restricciones a su integración conotros relés o sistemas de otros fabricantes.

Los relés de protección deben ser dispositivos de probada confiabilidad en el uso deprotección de sistemas eléctricos; por tal motivo, salvo casos especiales, no esaceptable el uso de dispositivos de última tecnología o de modelos de equipos queaún no tienen experiencia en la industria eléctrica.


Para cumplir con su propósito, en función de la aplicación específica en el SEP, losrelés de protección deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales:

Efectuar un permanente autodiagnóstico de su estado con bloqueoautomático de su actuación en caso de defecto y señalización local y remotade la falla.

Disponer de redundancias en su diseño de manera que la falla de unelemento o la pérdida de un componente no ocasione una degradación en sudesempeño final.

Tener la capacidad de admitir dos juegos de ajuste como mínimo, de manerade poder efectuar una protección con capacidad de adaptación a más de unacondición de operación del sistema eléctrico.

Almacenar información de las señales de entrada para las condiciones depre-falla, falla y post-falla, así como de las señales de salida.

(5) Se asume que los relés serán de tecnología digital numérica. No se considera aceptable la utilización de relésde tecnologías pasadas como los relés Electromecánicos o Estáticos.


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Tener capacidad de aislamiento apropiada a su utilización en subestacionesde alta y muy alta tensión (6).

Atender los requisitos de compatibilidad electromagnética con el grado deseveridad adecuado a su instalación en subestaciones de alta y muy altatensión.

Poseer facilidades de comunicación local y remota con capacidad de accesoa todos sus datos, magnitudes de entrada, ajustes, registros de eventos ycualquier otra información disponible en el relé.

Poseer facilidades de comunicación dedicadas para un Sistema deSupervisión y Control (SCADA).

Poseer una interfase de comunicación local compuesta por una pantalla devisualización de las magnitudes medidas, calculadas y/o ajustadas, así comoun teclado para su manejo.

Poseer dispositivos que le permitan una intervención de mantenimiento sin

que sea necesaria su desconexión de la instalación.2.1.2 Características requeridas por la Protección

Cada relé de protección será un dispositivo discreto multifunción. Un dispositivosolamente podrá ser aplicado, como Protección Principal (primaria o secundaria), auna zona de protección. La Protección de Respaldo de una zona será un dispositivoseparado de la protección principal.

Las funciones de protección incorporadas a cada relé de protección serán lasapropiadas a cada zona a ser protegida, según la buena práctica establecida. Sudefinición será efectuada para cada caso en particular.

Los relés de protección que estén expuestos a una pérdida accidental de las señalesde tensión, deben poseer una supervisión de estas señales para su bloqueo deoperación y alarma.

Los relés de protección deben ser capaces de operar recibiendo y/o entregandoseñales digitales, haciendo una lógica de decisión con ellas, de manera de optimizarsu funcionamiento.

Los relés de protección tendrán un tiempo total de actuación menor de dos ciclos (33ms) hasta el envío de las señales de disparo a los interruptores.

Los relés de protección deben poseer contactos de salida con la suficientecapacidad para operar los circuitos de disparo de los interruptores asociados, demanera que no se requiera relés auxiliares que son causa de retardo de tiempo yuna posibilidad de falla.

Los relés de protección deben poseer suficiente cantidad de contactos de salida paraoperar las bobinas de apertura de los tres polos del interruptor, o los dosinterruptores (7) si fuese el caso, de manera que no se requiera relés auxiliares queson causa de retardo de tiempo y una posibilidad de falla.

(6) Los relés deben ser apropiados para instalaciones de los SEP y no son aceptables relés de aplicaciones

industriales que no sean aptos para instalaciones de extra alta tensión.(7) Si el sistema de barras es Interruptor y Medio, una protección debe abrir dos interruptores. Lo mismo sucedeen el caso del sistema de barras en Anillo.


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Los relés de protección deben poseer facilidades de comunicación local y remotacon capacidad de acceso a todos sus datos, magnitudes de entrada, ajustes yregistros de eventos. Una salida RS232 en la parte frontal es necesaria para accesoo vía a una PC.

Los relés deben poseer facilidades de comunicación dedicadas para un Sistema deSupervisión y Control (SCADA).

2.1.3 Normas aplicables

Los Relés de Protección deben atender los requerimientos de las siguientes normas:

IEC 60255-5Electrical RelaysPart5: Insulation coordination for measuring relays and protection

equipment –Requirements

IEC 60255-11Electrical RelaysPart 11 Interruptions to and alternating component (ripple) in d.c. auxiliary

energizing quantity of measuring relays

IEC 60255-22-1Electrical Relays

Part 22-1 Electrical disturbance test for measuring relays and protectionequipment1 MHz burst immunity test

IEC 60255-22-2Electrical RelaysPart 22-2 Electrical disturbance test for measuring relays and protectionequipment

Section 2 – Electrostatic tests

IEC 60255-22-3Electrical RelaysPart 22-3 Radiated electromagnetic field disturbance test

2.2 Interruptores

Los Interruptores tienen por finalidad cerrar los circuitos estableciendo lacorrespondiente corriente, conducir todas las posibles corrientes que puedan circularpor dicho circuito (de carga o de falla) e interrumpir las mismas.


Para cumplir con su propósito, en función de la aplicación específica en el SEP, losinterruptores deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales:


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Cerrar e interrumpir las corrientes de carga nominal del sistema a cualquierfactor de potencia.

Cerrar e interrumpir las corrientes de las líneas en vacío sin reencendido dearco.

Cerrar e interrumpir las corrientes de maniobra de los bancos de capacitores. Cerrar e interrumpir pequeñas corrientes inductivas sin provocar

sobretensiones inadmisibles en el sistema eléctrico. Cerrar e interrumpir las corrientes que se produzcan sobre una falla trifásica

en sus terminales. Cerrar e interrumpir las corrientes de una falla kilométrica. Cerrar e interrumpir las corrientes en oposición de fases.

2.2.2 Características requeridas para los Sistemas de Protección

En general, los interruptores que sean aplicados a las líneas de transmisión deberánpermitir indistintamente la operación en modo unipolar o tripolar. Solo losinterruptores que sean aplicados a los circuitos de transformadores, reactores ycapacitores podrán ser de operación tripolar, conforme se aprecia en la siguientetabla.

Tabla 2.1 – Tipos de interruptores según su aplicación

Aplicación 72.5 kV 145 kV 245 kV Muy altatensión

Línea de

Transmisión Tripolar Uni/tripolar Uni/tripolar Uni/tripolarTransformadoresReactores

CapacitoresTripolar Tripolar Tripolar Tripolar

Asimismo, los interruptores serán capaces de efectuar recierres rápidos unipolares otripolares, según la siguiente secuencia: O - 0.3seg - CO – 3min - CO

Por confiabilidad, todos los interruptores estarán dotados de dos bobinas de aperturaen cada mecanismo de mando; en consecuencia, si el interruptor es de operaciónunipolar se tendrá dos bobinas en cada polo, con circuitos de control independientes.

Para atender a los requerimientos del sistema, los tiempos mínimos de operaciónpara la interrupción de las corrientes de cortocircuito será según se indica en la tabla2.2.

Tabla 2.2 – Tiempos de interrupción de cortocircuitos

Nivel de Tensión Tensiones Tiempos de InterrupciónMuy Alta Tensión 550 kV – 362 kV 2 ciclos = 33 ms

Alta Tensión 245 kV - 145 kV 3 ciclos = 50 ms

Media y Alta Tensión 72.5 kV – 52 kV - 36 kV 4 ciclos = 67 ms


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Los interruptores deben atender los requerimientos de las siguientes normas:

IEC 62271-100High-voltage switchgear and controlgearPart 100: High-voltage alternating-current circuit-breakers

IEC/TR 62271-308High-voltage switchgear and controlgearPart 308: Guide for asymmetrical short-circuit breaking test duty

IEC/TR 62271-310

High-voltage switchgear and controlgearPart 310: Electrical endurance test for circuit-breakers of rated voltage 72.5 kV andabove

IEC/TS 62271-233High-voltage alternating-current circuit-breakersInductive load switching

IEC/TS 62271-633High-voltage alternating-current circuit-breakersGuide for short-circuit and switching test procedures for metal enclosed and deadtank

2.3 Transformadores de Tensión

Los Transformadores de Tensión tienen por finalidad proporcionar a los relés deprotección una onda de tensión igual a la que está presente en el sistema depotencia, pero de un valor reducido en su magnitud con una proporción fijada deantemano.

Para aplicación de media tensión se podrá usar transformadores de tensión del tipoinductivos; pero en alta y muy alta tensión se usarán transformadores de tensióncapacitivos.

2.3.1 Características FuncionalesPara cumplir con su propósito, los transformadores de tensión deben cumplir con lossiguientes requisitos funcionales:

Entregar la onda de tensión reducida con una precisión que no sea mayor del3% en toda circunstancia, aún cuando se tenga sobre tensiones.

Entregar una onda de tensión que no debe ser distorsionada por lacomponente de corriente continua de la corriente de cortocircuito.

Deberán tener una adecuada respuesta frente a transitorios, de manera deno distorsionar la onda de tensión que se entrega a los relés de protección.

No deberán ocasionar fenómenos de ferrorresonancia por oscilaciones debaja frecuencia en el sistema.


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Los Transformadores de Tensión tendrán dos secundarios para ser utilizados por loscircuitos de protección: uno para la Protección Primaria y el otro para la ProtecciónSecundaria.

La clase de precisión mínima debe ser del 3% para 1.5 veces la tensión nominal

Para asegurar un buen comportamiento en transitorios, los Transformadores deTensión Capacitivos deberán tener Extra Alta Capacitancia según se indica:

Para 550 kV : 5,000 pF Para 245 kV : 10,000 pF Para 145 kV : 17,000 pF

Para 72.5 kV : 20,000 pF2.3.3 Normas aplicables

Los Transformadores de Corriente deben atender los requerimientos de lassiguientes normas:

ANSI/IEEE C57.13Standard Requirements for Instrument Transformers

ANSI C93.3.1Requirements for Power-Line Carrier Coupling Capacitors and Coupling CapacitorVoltage Transformers (CCVT)

2.4 Transformadores de Corriente

Los Transformadores de Corriente tienen por finalidad proporcionar a los Relés deProtección una onda de corriente igual a la que está fluyendo por el sistema depotencia, pero de un valor reducido en su magnitud con una proporción fijada deantemano.


Para cumplir con su propósito, los transformadores de corriente deben cumplir conlos siguientes requisitos funcionales:

Entregar la onda de corriente reducida con una precisión que no será menordel 5% en ninguna circunstancia, aún cuando se tenga elevadas corrientescomo las que fluyen durante un cortocircuito.

Entregar una onda de corriente que no debe ser distorsionada por lacomponente de corriente continua de la corriente de cortocircuito.

Soportar térmica y dinámicamente las altas corrientes de cortocircuito, sinrecalentamientos ni daños mecánicos que lo perjudiquen.

No deben saturarse por causa de las elevadas corrientes del cortocircuito. No deben ser afectados en su precisión por causa de cualquier flujo

magnético remanente que pudiere presentarse en su operación.


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Los Transformadores de Corriente tendrán dos secundarios para ser utilizados porlos circuitos de protección: uno para la Protección Primaria y el otro para laProtección Secundaria. La clase de precisión mínima debe ser del 5% para 20 vecesla corriente nominal

Los Transformadores de Corriente serán dimensionados según los niveles decortocircuito definidos para el sistema de acuerdo a lo que se indica en la siguientetabla:

Tabla 2.3 - Corriente Nominal de los Transformadores de Corriente

Corriente de Cortocircuitodel Sistema de Potencia [kA]

Corriente Nominal mínima delTransformador de Corriente [A]

40 1600 – 2000

31.5 1250 - 1600

25 1000 - 1250

16 600 - 800

El objetivo del requerimiento de la Tabla 2.3, es que los transformadores de corrientesean aptos para la corriente de cortocircuito de diseño. Esto significa que unacorriente de falla del orden de la corriente de diseño no debe saturar altransformador. Por ejemplo, una clase 5P20 solo garantiza la operación sinsaturación (5% de error) hasta 20 veces la corriente nominal. Por tanto, si se tieneuna corriente nominal de 500 A, no habrá saturación hasta 10 kA; luego, si se tieneuna falla de 15 kA es probable que el transformador no opere correctamente.


Los Transformadores de Corriente deben atender los requerimientos de lassiguientes normas:

IEC 60044-1Instrument transformersPart 1: Current transformers.

IEC 60044-6Instrument transformersPart 6: Requirements for protective current transformers for transient performance.

2.5 Enlaces de Comunicaciones

Los Enlaces de Comunicación de Teleprotección tienen por finalidad comunicar a losrelés de dos subestaciones que se encuentran en los extremos de una línea detransmisión. Estos enlaces sirven para establecer una lógica en la operación de losrelés sobre la base de la información recibida del extremo remoto.


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Para cumplir con su propósito, los Enlaces de Comunicaciones deben cumplir conlos siguientes requisitos funcionales:

Transmitir las señales en condiciones adversas de señal/ruido debido a lapresencia de las líneas de alta tensión energizadas a 60 Hz, las cuales estánademás expuestas a cortocircuitos a tierra, así como a descargasatmosféricas.

Transmitir las señales en condiciones adversas incluyendo la posibilidad deruptura de uno de los conductores de la línea de alta tensión.

Transmitir las señales de teleprotección en canales de transmisión de datos yde voz, priorizando las funciones de protección en condiciones de falla.

2.5.2 Características requeridas por los Sistemas de Protección

Los Enlaces de Comunicaciones serán de los siguientes tipos: Onda Portadora,Fibra Óptica, Microondas y Radio Digital.

Se requiere por lo menos dos canales de teleprotección con frecuencias deoperación diferentes: uno para la Protección Primaria y otro para la ProtecciónSecundaria. En total se tendrá un mínimo de cuatro señales de teleprotección.

La utilización de sistemas de transferencia de disparo directo será efectuando lautilización de dos señales en paralelo, una en cada uno de los dos canales defrecuencia diferentes.Los términos más utilizados en teleprotección son:

Enlace: Es el medio de transmisión de alta frecuencia. En el caso de la ondaportadora será la misma línea de transmisión de potencia en alta tensión,pero que solamente utiliza una o dos fases. En el caso de la fibra ópticaserá la fibra utilizada.

Canal: Es una transmisión de señales en alta frecuencia de un ancho de bandaespecificado. En un mismo enlace puede haber varios canales. En el casode la onda portadora (rango 40 khz – 400 khz), se envía una señal limitada,ejemplo: 120 khz – 128 khz.

Señales: Son las comunicaciones entre los reles, las cuales se envían por medio delos canales.


IEC 60834-1Teleprotection equipment of power systems – Peformance testingPart 1 Command systems

IEC 60834-1Peformance and testing of teleprotection equipment of power systemsPart 2 Analogue comparison systems

2.6 Fuentes de Alimentación Auxiliar


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Las fuentes de alimentación auxiliar sirven para proporcionar la energía a loscircuitos de protección.


Para cumplir con su propósito, las Fuentes de Alimentación auxiliar deben cumplircon los siguientes requisitos funcionales:

Proporcionar energía en forma ininterrumpida y durante periodos quecomprenden la ausencia de energía del SEP.

Ser insensible a los transitorios que se pueden presentar en el SEP.


Las fuentes de alimentación de los Sistemas de Protección serán del tipo: Batería – Rectificador en carga flotante. El sistema será de polos aislados de tierra.

Se debe considerar dos Sistemas de Corriente Continua: uno para la ProtecciónPrimaria y otro para la Protección Secundaria.

Se debe disponer de una supervisión permanente de los circuitos de protección,incluyendo los relés, apertura y cierre de interruptores, equipos de teleprotección, demanera de señalizar y dar alarma ante una falta de suministro.


IEEE Std 450Maintenance, Testing and Replacement of Large Stationary Type Power Plant andSubstation Lead Storage Batteries

IEEE Std 484Large Lead Storage Batteries for Generating Stations and Substations

ANSI C34.2Semiconductor Power Rectifiers

2.7 Cableado de Control

El Cableado de Control tiene por finalidad interconectar los Transformadores deTensión y Corriente con los Relés de Protección, así como los Relés de Proteccióncon los Interruptores.


Para cumplir con su propósito, el Cableado de Control debe cumplir con lossiguientes requisitos funcionales:

Efectuar por separado las conexiones de los Sistemas de ProtecciónPrincipal y Secundaria, con cables diferentes para cada caso.


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Eliminar toda posibilidad de señales espurias llevando todas las señales porun mismo cable, de manera que la suma de las corrientes en un cable seasiempre cero.


Se debe considerar el cableado independiente de Protección Primaria y otro para laProtección Secundaria. Es decir, se debe utilizar dos cables independientes del tipoapantallado, por lo menos para las siguientes conexiones:

Desde las Fuentes de Alimentación a los Tableros de Control. Desde los Transformadores de Medida a los Tableros de Control. Desde de los Tableros de Telecomunicaciones a los Tableros de Control.. Desde de los Tableros de Control al Interruptor de Potencia.


IEC 60227-7Test for electric cables under fire conditions – Circuit integrityPart 7 Flexible cables screened and unscreened with two or more conductors

IEC 60331-31Test for electric cables under fire conditions – Circuit integrityPart 31 Procedures and requirements for fire with shock – Cables of rated

voltage up to and including 0.6/1 kV

IEEE Std 383-1974Standard for Type Test of Class 1E Electrical Cables, Field Splices and Connectionsfor Nuclear Power Generating Stations


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Capítulo 3 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARALAS CENTRALES ELECTRICAS.

3.1 Criterios Generales

Tal como ha sido definido, el SEP tiene por finalidad garantizar el suministro regularde energía eléctrica cumpliendo con los niveles de calidad establecidos en la normatécnica correspondiente. Esto representa un reto ya que se debe mantener lacontinuidad del servicio, pero respetando las tolerancias en los niveles de tensión,frecuencia, contenido de armónicos y/o flicker que se produzcan.

Como se ha explicado, el SEP puede ser sometido a solicitaciones de

sobretensiones y/o sobrecorrientes que pueden producir oscilaciones de lasmáquinas, las cuales deben amortiguarse; para no afectar su estabilidad y evitar ladesconexión de las mismas, con lo cual se deja de atender la demanda. Por tanto,en las centrales eléctricas se requiere contar con un sistema de protección quepermita:

1. Aislar las Fallas en las instalaciones tan pronto como sea posible.

2. Detectar las condiciones anormales de operación del sistema y tomar lasacciones preventivas que permitan minimizar su impacto en los equipos de lacentral.

3. Detectar el estado inapropiado de los equipos de la central con la finalidad detomar las acciones conducentes a evitar perturbaciones en el sistema.

A continuación se presentan los Requisitos Mínimos de Protección de losGeneradores, de manera de atender los requerimientos de la operación del SEP. Sedebe aclarar que no se incluye todas las necesidades de protección de los equipos einstalaciones, las cuales deben ser definidas según los criterios de diseño de cadaproyecto y siguiendo las recomendaciones de los fabricantes de los equipos, lascuales usualmente están vinculadas a las garantías que otorgan los suministradores.Sin perjuicio de lo antes dicho, los requerimientos de protección expuestos seránuna guía o referencia para la definición de las protecciones.

3.2 Esquemas Eléctricos de las Centrales de GeneraciónLa selección de la protección de una central está determinada por su esquemaeléctrico general, el cual establece no solamente su conexión a los motores primos(sean máquinas hidráulicas o térmicas) y sus auxiliares, sino fundamentalmente suconexión al SEP. Adicionalmente, se debe considerar que la operación de lascentrales tiene un procedimiento de arranque y parada, los cuales no son simplesconexiones o desconexiones del SEP. Por tanto, la selección de uno de estosesquemas depende de los criterios de diseño del proyecto y de la operación previstapara la central, incluyendo la posibilidad de arrancar sin necesidad del sistema(blackstart).


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En lo que respecta al sistema de protección de un generador, se debe considerarque su actuación ocasionará una parada de emergencia del mismo, lo cual incluye laapertura inmediata de su conexión al SEP y la parada del respectivo motor primo.

En función de lo expuesto, con la finalidad de establecer un marco de referencia alsistema de protección, se presenta los esquemas unifilares o configuraciones de lasunidades de generación que son los más usados.

A) Unidad Generador – Transformador de PotenciaSe tiene un generador con sus auxiliares el cual se conecta a un transformadorelevador, cuyo lado de alta tensión se conecta al SEP. En este caso, se puede tenero no interruptor de grupo entre el generador y el transformador de potencia.

BARRA DE CONEXIÓN AL SISTEMA ELECTRICO

Figura 3.1 – Esquema Unifilar de Unidad Generador – Transformador

B) Conexión de dos Generadores con un Transformador de PotenciaSe tiene dos generadores, cada uno con sus auxiliares, los cuales se conectan a untransformador elevador que tiene tres devanados: dos de baja tensión para losgeneradores y un tercero de alta tensión, el cual se conecta al SEP. En este caso, se

puede tener o no Interruptores de Grupo entre los generadores y el transformador depotencia.

BARRA DE CONEXIÓN AL SISTEMA DE POTENCIA


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Figura 3.2 – Esquema Unifilar de dos Generadores con unTransformador

C) Conexión de dos o más Generadores en paralelo y un Transformador dePotencia

Se tiene dos (o más) generadores, cada uno con sus auxiliares, los cuales seconectan a una barra de generación, la cual también puede ser de distribución. Laconexión al SEP se efectúa con uno (o más) transformadores elevadores.

BARRA DE CONEXIÓN AL SISTEMA DE POTENCIA

Figura 3.3 – Esquema Unifilar de Generadores y un Transformador

3.3 Requerimientos de Protección contra Fallas internas en la instalación

3.3.1 Fallas por Cortocircuito en un Generador

Los Cortocircuitos en un Generador pueden ser entre fases, entre espiras o de uncontacto a tierra.

a) Cortocircuito entre fases y contacto a tierra


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DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAEsta falla se produce por contacto entre los bobinados cuando se pierde elaislamiento o se produce algún daño físico del mismo. Como consecuencia de lafalla se puede producir una propagación de la misma y hasta causar incendio en lamáquina.

PRINCIPIO DE DETECCIONPara la detección de la falla se utiliza el principio diferencial que permite determinarla diferencia en las corrientes de entrada y salida del elemento protegido. Para ellose debe medir la corriente de cada fase a la entrada y la salida del generadorconstituyendo una protección diferencial (87). Asimismo, la diferencia de la corrienteresidual con la corriente en el neutro puesto a tierra del generador permite unaprotección diferencial restringida a tierra (87GN). Ver la figura 3.4.El Relé de Protección Diferencial calculará la diferencia de las corrientes en cada

fase, lo que permitirá determinar que existe una falla entre fases. De la mismamanera, la evaluación de la diferencia entre la suma de las corrientes de fase a lasalida del generador y la corriente en el neutro permitirá determinar que hay una fallaa tierra.

87G-87GN

87U

Figura 3.4 – Esquema de la Protección Diferencial

Se requiere además que una falla externa no provoque una diferencia en el cálculoque ocasione un disparo indeseado. Para ello, se usa como referencia la suma delas corrientes que se le denomina la corriente de estabilización y la característica deoperación del Relé será un porcentaje de esta corriente de estabilización como semuestra en la figura 3.6.


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Figura 3.5 –Operación de la Protección Diferencial

Para una correcta aplicación, se define una característica con tres zonas deoperación para tener en cuenta lo siguiente:

Es necesario tener una zona insensible para tomar en cuenta que existe unadiferencia en las corrientes de fase como consecuencia de las corrientes demagnetización. Esto determina una zona de pendiente cero.

Se debe tener en cuenta cualquier posible error por las diferentes relacionesde transformación de los transformadores de corriente. Esto determina unazona, hasta aproximadamente la corriente nominal del generador, con unapendiente para tomar en cuenta estos errores. Valores entre 10% - 20% sonusuales.

Se debe considerar cualquier error debido a la operación de lostransformadores de corriente en su zona de saturación. Para ello se debeconsiderar una falla externa cercana al generador. Esto determina unatercera zona con una pendiente que impida cualquier falsa operación por estacausa.

Una cuarta zona se puede considerar para corrientes diferenciales elevadasque corresponden a fallas en bornes del generador. Este criterio se aplicapara corrientes diferenciales entre el 300% - 700% de la corriente nominal.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse una falla se debe dar la apertura del interruptor del grupo y se debehacer una parada de emergencia del motor primo.Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada si fuese elcaso.


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b) Cortocircuito entre espiras

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAEsta falla se produce cuando se pierde el aislamiento o se produce algún daño físicodel mismo y ocasiona un cortocircuito entre espiras. Como consecuencia de la fallase puede producir una propagación de la misma y hasta causar un incendio en lamáquina.

PRINCIPIO DE DETECCION (87GTT)La mayoría de los Generadores tiene un bobinado en cada fase y no será posibletener una protección dedicada a esta falla, la cual requiere, para su detección, que elgenerador tenga por lo menos dos bobinados en cada fase. Un bobinado dividido endos partes iguales significa que se tiene corrientes iguales en cada rama en paralelo;luego, una diferencia en estas corrientes indica que hay una falla entre espiras.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse una falla se debe dar la apertura del interruptor del generador y sedebe hacer una parada de emergencia del motor primo.Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada.

3.3.2 Falla a Tierra en las instalaciones a la tensión de generación

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAEsta falla se produce por contacto a tierra sea en el propio generador o cualquierpunto externo en el sistema conectado a la tensión del generador como son losbobinados de media tensión del Transformador de Potencia y del Transformador de

Servicios Auxiliares, así como todas las conexiones en media tensión existentes enla Central.Como consecuencia de la falla se puede producir una propagación de la misma yhasta causar incendio en las instalaciones.

PRINCIPIO DE DETECCIONPara la detección de esta falla se debe medir la corriente que fluye por el neutro delgenerador, la cual se usa directamente como indicador de falla; o alternativamente,se mide la tensión que esta corriente determina en el neutro del generador, deacuerdo a la configuración que se haya definido para la puesta a tierra del neutro delgenerador.Si se tiene Puesta a Tierra de Baja Impedancia con una Resistencia se puede medirla Corriente Homopolar; pero, si se tiene una Puesta a Tierra de Alta Impedancia conun Transformador se puede medir la tensión que se genera en una Resistencia deCarga conectada en su secundario; e incluso, se puede medir la corriente en estecircuito secundario. Ver la figura 3.6.


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50N51N 59N

51N

50N51N 59N

51N

Figura 3.6 – Protección de Falla a Tierra según conexión del Neutro

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse una falla se debe dar la apertura del interruptor del grupo y se debehacer una parada de emergencia del motor primo.Es necesario contar con la indicación del tipo de falla.

3.3.3 Fallas por Cortocircuito en un Transformador de Potencia

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAEsta falla se produce por contacto entre los bobinados cuando se pierde elaislamiento o se produce algún daño físico del mismo. Como consecuencia de lafalla se puede producir una propagación de la misma y hasta causar incendio en lamáquina.

PRINCIPIO DE DETECCIONPara la detección de la falla se utiliza el principio diferencial que permite determinarla diferencia en las corrientes de entrada y salida del elemento protegido. Para ellose debe medir la corriente de cada fase a la entrada y la salida del Transformador,así como la corriente residual en el neutro del lado de alta tensión. Ver la figura 3.4.El principio es el mismo que el descrito para el Generador; pero, se debe considerarque existen varios aspectos adicionales que son:

Existen diferentes relaciones de transformación en el lado de alta y bajatensión que hay que homogeneizar; pero, sobre todo, la relación no essiempre la misma si se tienen diferentes tomas o gradines (taps) en el ladode alta tensión.

Al momento de su energización el transformador tiene una alta corriente deinserción, la cual sirve para magnetizarlo y provoca una fuerte diferencia decorrientes entre ambos extremos de la zona protegida. También existe unapequeña corriente de magnetización permanente que implica una pequeñadiferencia, la cual es también constante, pero no es por causa de una falla.

Debido a las distintas conexiones trifásicas en el lado de alta tensión, se tieneun desfasaje de las corrientes en ambos extremos de la zona protegida quees causa de una diferencia en los valores instantáneos de las corrientes.


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Figura 3.7Protección

Diferencial delTransformador de

Potencia

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse una falla se debe dar la apertura del lado de alta tensión y al mismotiempo se debe proceder con una parada de emergencia del motor primo (o de losmotores primos) que sean impedidos de seguir entregando energía al sistema comoconsecuencia de la desconexión del sistema.Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada si fuese elcaso.

3.3.4 Fallas por Cortocircuito en los Servicios Auxiliares

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAUna falla en el Transformador de Servicios Auxiliares afectará directamente alGenerador por estar conectado directamente al mismo ocasionando una altacorriente de falla. En cambio, una falla en los circuitos de los auxiliares será de unvalor reducido por la impedancia del Transformador de Servicios Auxiliares. Por talmotivo, por su relevancia, lo importante es proteger a este Transformador.

PRINCIPIO DE DETECCIONPara la detección de fallas en el Transformador de Servicios Auxiliares se puedeutilizar el mismo principio diferencial; o alternativamente se puede considerar unaProtección Diferencial de Unidad que incluya al Generador, el Transformador dePotencia y al Transformador de Servicios Auxiliares. Ver la figura 3.8.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse una falla en el Transformador de Servicios Auxiliares se debe dar laapertura del lado de alta tensión del grupo; y al mismo tiempo, se debe proceder conuna parada de emergencia del correspondiente motor primo.Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada si fuese elcaso.


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87TS.A

87T

CONEXION ALTERNATIVA

CT’S AUX

87TS.A

87T

CONEXION ALTERNATIVA

CT’S AUX

Figura 3.8 Protección delTransformador de

Servicios Auxiliares

3.3.5 Fallas por Cortocircuito en Barras

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLALos cortocircuitos en las Barras de Alta Tensión afectarán directamente todos losGeneradores conectados a dicha barra, ocasionando una alta corriente de falla.Como la falla se produce en un aislamiento en aire no se produce mayores daños enla instalación; pero, las altas corrientes de cortocircuito ocasionan exigenciastérmicas y mecánicas en los generadores.

PRINCIPIO DE DETECCIONLa detección de la falla se efectúa mediante el principio diferencial. Si se tiene doblebarra, se debe poder identificar la barra fallada para proceder a aislar sólo la barrafallada.En el capítulo de Protección de las Subestaciones se explica con mayor detalle laProtección Diferencial de Barras.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse una falla se debe desconectar todos los grupos conectados a la barrafallada. Por tal motivo, si la Central tiene doble barra debe despachar la energía endos bloques a fin de evitar una salida de servicio de toda la central.Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de la fase fallada si fuese elcaso.

3.4 Requerimientos de Protección por Condiciones Anormales del Sistema

3.4.1 Cortocircuito externo a la Central

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLA


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Los cortocircuitos externos afectan a los Generadores en la medida que no seandespejados en un tiempo corto. Estas fallas serán más perjudiciales a las máquinas,a medida que se encuentren más cerca de la Central; y en este caso, provocarán unperfil de tensiones hasta cero en el punto de falla. Esto significa que en los bornesmismos del Generador se tendrá una tensión reducida por la caída de tensión en laimpedancia propia de la máquina.

PRINCIPIO DE DETECCIONLas Barras a las cuales se conecta la Central cuentan con una protección especial;de la misma manera, todas las Líneas de Transmisión a la salida de la Centralcuentan con sus respectivas protecciones con suficiente redundancia y respaldo, porlo que no es necesaria ninguna protección dedicada adicional. Sin embargo, comocomplemento, se considera lo siguiente:

Un Relé de Mínima Impedancia (21) que permita eliminar el aporte de cadamáquina a la falla cuando no haya sido despejada por las protecciones de lasBarras. También se emplea, como alternativa, un Relé de Sobrecorriente conaceleración por reducción de la tensión (Overcurrent with Voltage Restraint).En la figura 3.9 se muestra las conexiones de estos relés.

2151V 51

TN

512151V 51

TN

51

Figura 3.9 – Protecciones contra Cortocircuitos

Un Relé de Sobrecorriente (51) en el punto conexión al sistema de potencia;es decir, en el lado de alta tensión del Transformador de Potencia con la

finalidad de eliminar el aporte de cada máquina a la falla cuando no haya sidodespejada por las protecciones de las Barras o de las Líneas, según sea elcaso. Este Relé se puede complementar con un Relé de Sobrecorriente aTierra (51N) en el neutro del Transformador de Potencia. Ver Figura 3.9. Lascorrientes que miden estos relés son el aporte del grupo generador a lascorrientes de falla, ya que la corriente de falla total tiene el aporte de lasvarias contribuciones del sistema como se puede ver en la figura 3.10.


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I F5

I F5

I F5 I F2

I F1

I FtotI F5I F5

I F5I F5

I F5 I F2

I F1

I Ftot

Figura 3.10 – Protecciones contra Cortocircuitos

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de altatensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia delmotor primo.Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indeseadosque hayan sido alcanzados.

3.4.2 Sobrecarga

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLALa sobrecarga de un Generador se produce como parte de su normal operación y

tiene como limitación su propia capacidad. En la sobrecarga se debe considerar lapotencia aparente que esta vinculada a la potencia total, activa y reactiva. Para ello,se definen dos niveles:

El funcionamiento a régimen nominal que incluye la posibilidad de unasobrecarga permanente. Bajo esta condición el grupo puede admitir unasobrecarga, pero que no suele usarse porque corresponde a una exigenciaque acorta la vida útil de la máquina.

La Sobrecarga transitoria que admite la máquina durante un corto periodo. Lanorma ANSI C50.13 establece los porcentajes de sobrecarga que debenadmitir los Generadores. Ver Tabla 3.1.

Tabla 3.1 – Capacidad de Sobrecarga de Generadores

Corriente (% deIn)

226 154 130 116

Tiempo(segundos)

10 30 60 120

PRINCIPIO DE DETECCIONPara la detección de una sobrecarga se establece una característica de corriente – tiempo debajo de la establecida por la norma y se verifica que no se exceda este

límite.


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Se debe considerar que en una operación de la máquina existe una carga variablepor lo que el estado de la máquina no será el mismo al tomar una sobrecargahabiendo estado a media carga nominal que después de estar operando a plenacarga. Por tal motivo, modernamente se emplea un Relé que hace el seguimiento dela curva de carga del fabricante de la máquina, de manera que cuando la medida dela intensidad supera la máxima permanente se inicia un conteo proporcional a laconstante de calentamiento y con un totalizador proporcional al punto de la curvaque se haya alcanzado. Si desaparece la sobrecarga, se inicia un conteo haciaatrás. Este Relé permite obtener características de disparo por altas temperaturas enel estator y el rotor, mediante la simulación de la evolución térmica de la máquina.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de altatensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia del

motor primo.Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indeseadosque hayan sido alcanzados.

3.4.3 Carga No Balanceada

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLAHay una serie de condiciones que pueden ocasionar corrientes desiguales en lastres fases de un Generador. La causa más común son las asimetrías como son lascargas no balanceadas, las líneas no transpuestas o circuitos abiertos en una fase.En todos los casos se producen corrientes de secuencia negativa que provocancorrientes en la máquina del doble de la frecuencia nominal. Estas corrientes por su

alta frecuencia pueden ocasionar altas y peligrosas temperaturas en corto tiempo.PRINCIPIO DE DETECCIONPara la detección de esta condición anormal del sistema se mide la corriente desecuencia negativa con la finalidad de determinar si supera los límites definidos en lanorma ANSI C50.13 que están indicados en la tabla 3.2.Estos límites son válidos siempre que la corriente máxima del Generador no supereel 105% de su valor nominal; y además, no se sobrepase la potencia nominal.

Tabla 3.2 – Corriente de Secuencia Negativa Admisible

Tipo de Generador Corriente de SecuenciaNegativa (% de In)

RotorCilíndrico

Refrigeración indirecta 10Refrigeracióndirecta

0 – 960 MVA 8960 – 1200 MVA 6

1201 – 1500 MVA 5PolosSalientes

Con arrollamiento amortiguador 10Sin arrollamiento amortiguador 5

Para la verificación de estos límites se utiliza un Relé de Secuencia Negativa conumbrales de tiempo; o alternativamente, se utiliza una característica de tiempo

inverso.DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION


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Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de altatensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia delmotor primo.Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores indeseadosque hayan sido alcanzados.

3.4.4 Pérdida de Sincronismo del Generador

DESCRIPCION Y RIESGOS DE LA FALLALa inestabilidad del Generador puede ser causada por tiempos prolongados dedespeje de fallas, baja tensión del sistema, baja excitación de la máquina, altaimpedancia entre el generador y el sistema, así como por maniobras de desconexiónde líneas. Cuando un Generador pierde sincronismo resultan altos picos de corrienteo una operación de desplazamiento de la frecuencia que causa solicitaciones a los

arrollamientos, torques pulsantes en la máquina y hasta puede producirse unaresonancia que es potencialmente peligrosa para el Generador. Para minimizar laposibilidad de daño por esta causa, el Generador debería ser desconectado sindemora, preferentemente durante el primer ciclo del deslizamiento o la condición dePérdida de Sincronismo.El Relé de Pérdida de Excitación, por su característica de Impedancia, puedeproveer algún grado de protección para esta condición indeseada; pero, no puededetectar la Pérdida de Sincronismo bajo todas las condiciones de operación delsistema. En consecuencia, si durante una Pérdida de Sincronismo el centro eléctricoestá ubicado en la región que comprende la impedancia del Transformador dePotencia y el Generador, se requiere una protección dedicada a la Pérdida deSincronismo de la máquina.

PRINCIPIO DE DETECCIONPara detectar la Pérdida de Sincronismo se debe analizar la variación de laimpedancia aparente como es vista en los terminales de los elementos del sistema.Durante una Pérdida de Sincronismo entre dos áreas o entre un Generador y unSistema, la impedancia aparente (como es vista en una línea o en los terminales delgenerador) variará como una función de la impedancia del generador y del sistema,y la separación angular entre los sistemas.En la figura 3.11 se muestra, para una pérdida de sincronismo del generador, lavariación de la impedancia como es vista desde los terminales de la máquina paratres diferentes impedancias del sistema. El punto P es la impedancia de carga inicial,el punto S es la impedancia al momento del cortocircuito y el punto R es laimpedancia al instante de despejar la falla. En todos los casos, la inestabilidad fuecausada por el prologado despeje de una falla trifásica cercana a los bornes del ladode alta tensión del transformador elevador. Los lugares geométricos de la variaciónde la impedancia son aproximadamente circulares que se mueven en el sentidocontrario a las manecillas del reloj.


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ZsysXt = Transformer ReactanceX’d = Gen. Transient Reactance

Xt P

X’d

Zsys = .4

Zsys = .2

Zsys = .06

0.8 0.4 -X 0.4 0.8

-R R

X

2.4

2.0

1.6

1.2

0.8

0.4

0.4

ZsysXt = Transformer ReactanceX’d = Gen. Transient Reactance

Xt P

X’d

Zsys = .4

Zsys = .2

Zsys = .06

0.8 0.4 -X 0.4 0.8

-R R

X

2.4

2.0

1.6

1.2

0.8

0.4

0.4

Figura 3.11 – Variación de la Impedancia en una Pérdida deSincronismo

El esquema básico para la detección de la pérdida de sincronismo de un generadores uno denominado de simple anteojera (single blinder scheme) y está constituidopor un Relé con característica Mho que se utiliza con dos recortes laterales (blinders)a manera de visera. De esta manera, cuando se detecta que el lugar geométrico dela impedancia aparente atraviesa esta zona es porque se produce la pérdida desincronismo, conforme se puede apreciar en la figura 3.12. Si se produce unaentrada parcial; es decir, que no atraviesa esta zona, es porque se trata de unaoscilación de potencia que no implica pérdida de sincronismo.

DISPAROS Y SEÑALIZACION DE LA PROTECCION Al producirse esta condición indeseada se debe dar la apertura del lado de altatensión y al mismo tiempo se debe proceder con una parada de emergencia delmotor primo.Es necesario contar con la indicación del tipo de falla y de los valores que hayan sidoalcanzados.

8/17/2019 03_1 Requis

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03_1 Requisitos Minimos de Proteccion - Mar 2008