7.2 Sistemas de protección Un sistema de protección tiene como función principal detectar cuando sucede un cortocircuito y aislar rápidamente del sistema de potencia al elemento en cual ocurrió la falla, para disminuir el daño en el mismo equipo y las interrupciones del servicio. Un sistema de protección está formado por el siguiente equipo: - transductores - sensores - baterías - interruptores 7.1.1 Transductores Un transductor es un dispositivo que su entrada es una variable cualquiera de un sistema y que produce una salida con valor proporcional al de la entrada, de acuerdo a una regla especifica de conversión. En la mayor parte de los casos, el valor de la salida es directamente proporcional al valor de la entrada. En la protección sistemas eléctricos de potencia a los transductores se les conoce como transformadores de instrumento que a su vez pueden ser [12]: - transformadores de corriente - transformadores de potencial Transformadores de corriente (TC’s).- La función de los transformadores de corriente es proporcionar aislamiento de la tensión del sistema potencia y suministrar una corriente secundaria, de valor normalizado, para alimentar a los relevadores de protección. Transformadores de potencial (TP’s).- Los transformadores de potencial tiene como función reducir la tensión nominal del sistema de potencia a una tensión secundaria para alimentar a los relevadores de protección con tensión de valor normalizado. En la Sección 7.4 se describen mas ampliamente las características de los transformadores de instrumento. 7.1.2 Sensores Los sensores detectan un cambio de estado de un sistema. En los sistemas eléctricos a se les conoce como relevadores. Un relevador de protección es un dispositivo que es energizado por una señal de tensión, corriente o por ambas, a través de los transformadores de instrumento. Cuando la señal excede un valor predeterminado el relevador opera mandando una señal para la desconexión de la parte del sistema donde ocurrió la condición anormal [1].

7.1.3 Baterías Las baterías son el equipo que, en un sistema de protección, tienen la función de proporcionar alimentación al circuito de disparo, enviando a través de los contactos de los relevadores la señal de disparo a la bobina de los interruptores. La alimentación al circuito de disparo se prefiere de corriente directa en vez de corriente alterna debido a que esta alimentación puede no ser de la adecuada magnitud durante un cortocircuito; por ejemplo, cuando ocurre una falla trifásica puede resultar una tensión de corriente alterna igual a cero para la alimentación de los servicios, por lo que en estas circunstancias la potencia requerida para el disparo no puede ser obtenida del sistema de corriente alterna, con lo cual fallaría el disparo. La batería está conectada permanentemente a través de un cargador-rectificador al servicio de estación de corriente alterna. El cargador tiene capacidad suficiente de potencia aparente (VA) para proporcionar toda la carga en estado estable suministrada por la batería [12]. 7.1.4 Interruptores El interruptor es el equipo que recibe la señal de disparo de los relevadores de protección, para desenergizar a un elemento que está en cortocircuito, de tal manera que al quedar este elemento aislado, el resto del sistema puede continuar en operación normal. Los interruptores deben tener la capacidad suficiente para que puedan conducir momentáneamente la máxima corriente de cortocircuito, que circule a través de ellos y adicionalmente interrumpir esta corriente. Este equipo además de desconectar a un elemento del sistema en cortocircuito, tiene la función de cerrar o abrir un circuito de potencia en condiciones normales de operación o en vació.

7.2 Clasificación de protecciones por relevadores Las protecciones por relevadores según la función que realizan se clasifican genéricamente en: - sobrecorriente - direccional - diferencial - distancia - piloto 7.2.1 Relevador de sobrecorriente El relevador de protección de sobrecorriente es el que responde con selectividad relativa a la corriente que circula por el elemento protegido y que opera cuando esa corriente excede un valor preestablecido [2].

Los relevadores de sobrecorriente por su característica de tiempo de operación se clasifican en instantáneos y con retardo de tiempo. Los relevadores de sobrecorriente con retardo de tiempo están divididos en relevadores de tiempo definido y relevadores de tiempo inverso [2]. Los relevadores de sobrecorriente con tiempo definido tienen un tiempo de operación constante independientemente de la magnitud de la corriente. Este tipo de característica se aplica normalmente en donde la magnitud de corriente de cortocircuito no varia para condiciones de generación máxima o mínima, así como para una falla en las barras colectoras locales o remotas [3, 8]. Para los relevadores de sobrecorriente con característica de tiempo inverso, su tiempo de operación es función inversa de la magnitud de corriente, de tal modo que el tiempo decrece conforme aumenta la corriente [2, 6]. Las característica tiempo-corriente de operación de los relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso, de acuerdo a su grado de inversión pueden ser: - Tiempo inverso: generalmente se aplica donde la magnitud de corriente de

cortocircuito depende considerablemente de la capacidad de generación en el momento de la falla o por cambios en la configuración del sistema. Este tipo de característica permite una adecuada coordinación en sistemas muy grandes [8] [9]. En la Fig.7.1 se indica este tipo de característica

- Tiempo muy inverso: es aplicada en las partes del sistema donde la magnitud de la

corriente de corto circuito que fluye a través de un relevador determinado, depende principalmente de la localización relativa de la falla con respecto al relevador y depende ligeramente en la capacidad de generación del sistema; asimismo, el tiempo de liberación de la falla es considerablemente importante. Este tipo de característica es adecuada cuando se requiere coordinar con fusibles [1, 9]. La Fig. 7.2 muestra esta característica.

- Tiempo extremadamente inverso: Este tipo de característica se aplica en la parte

del sistema donde se debe proporcionar el suficiente tiempo de retardo de operación para la coordinación apropiada con fusibles. Esta característica es la más recomendable en las redes de distribución, porque es la que mejor se puede coordinar con los restauradores y fusibles de un mismo circuito [6, 9]. Este tipo de característica se representa en la Fig. 7.3

Las curvas características para los relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso están determinadas por la siguiente ecuación [4].

( ) 1−= aM

kt (7.1)

SIIM = (7.2)

donde: t = tiempo de operación k = constante de diseño para un tipo de característica de operación dado M = múltiplo de la corriente de ajuste del relevador a = grado de inversión de la característica I = magnitud de la corriente que circula por el relevador SI = magnitud de la corriente de ajuste o arranque del relevador

Los valores de k y de a según el tipo de la característica se indican en la Tabla 7.1

Tabla 7.1 Factores para determinar la característica de operación de los relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso [4]

Característica k a

Tiempo inverso 0.14 0.02

Tiempo muy inverso 13.5 1.0

Tiempo extremadamente

inverso 80.0 2.0

Se puede deducir de la Ec. 7.1 que el tiempo de operación del relevador es infinitamente grande cuando la corriente que circula a través de este es igual a su corriente de ajuste o sea que [3]:

SII = de la misma ecuación también se puede determinar que para 0.1=a se obtiene la característica para los relevadores de sobrecorriente de tiempo definido [7]. Un relevador de sobrecorriente de tiempo inverso además de ajustarse para controlar su corriente de arranque, también se puede ajustar para controlar su tiempo de operación en función de la corriente que circula por el mismo relevador, para este ajuste se tiene una familia de curvas para cada tipo de característica [3, 5, 7, 10]. Por tanto la ecuación de la curva característica tiempo-corriente en función de este ajuste es:

( ) 1−= aM

kTDt (7.3)

Donde TD, conocida comúnmente como palanca de tiempo, es el ajuste que se le adiciona al relevador para seleccionar una curva dentro de una familia con la misma característica de operación y determina el tiempo mínimo de operación del relevador en función de la corriente que fluye por el mismo [3, 6]. 7.2.2 Protección de sobrecorriente direccional La protección de sobrecorriente direccional es aquella que responde al valor de la corriente de falla y a la dirección de la potencia de cortocircuito en el punto de su ubicación. La protección opera si la corriente sobrepasa el valor de arranque y la dirección de la potencia coincide con la correspondiente a un cortocircuito en la zona protegida. Esta protección se compone de una unidad de sobrecorriente con selectividad relativa, en combinación con una unidad de medición de dos señales de entrada que responde al sentido de circulación de la potencia aparente y que opera cuando esa potencia fluye hacia el elemento protegido por efecto de un cortocircuito, a esta unidad se le denomina direccional [2, 3]. El relevador direccional trabaja con señales de corriente y de tensión las cuales interactúan entre sí proporcionando un torque positivo o negativo dependiendo del ángulo de fase entre la corriente y la tensión, de acuerdo a la característica de operación del relevador mostrada en la Fig. 7.4 [5, 6, 11]: El torque está definido por la siguiente expresión:

( )φθ −= senIVT (7.4) donde:

=V tensión entre los bornes de la bobina de polarización (señal de polarización o referencia)

=I magnitud de corriente eficaz que circula por la bobina de corriente (cantidad a comparar )

=θ ángulo entre la corriente y la tensión =φ ángulo de torque o par mínimo =T torque producido

El ángulo τ indicado en la Fig. 7.4 es conocido como ángulo de torque o par máximo ya que para este valor de θ se obtiene el par máximo positivo. Normalmente se especifica el ángulo τ en lugar del ángulo φ por lo que refiriéndose a la Ec. 7.4 con este ángulo tenemos que:

°−= 90τφ

por lo que

( )τθ −= cosIVT (7.5)

Como V es la cantidad de polarización entonces es la referencia con la que se compara el ángulo de fase de I , por lo que se considera que el ángulo de fase de V permanece constante cuando I sufre cambios en su ángulo de fase. La unidad direccional opera para torque positivo y para torque negativo no opera. También existen unidades direccionales que se polarizan con corrientes en las cuales su característica de operación está representada en la Fig. 7.5 y está definida por la siguiente expresión [17]:

( )τθ −= cos21IIT (7.6) La corriente 1I es la señal de polarización, por lo que es la referencia contra la que se compara el ángulo de fase de la corriente 2I

Lo anteriormente expuesto puede ser aplicado directamente en sistemas trifásicos para fallas de fase a tierra, debido a que se requiere de una sola unidad direccional para lo cual se puede utilizar como señal de polarización o referencia 03V , 03 I o ambas. La referencia 03V se obtiene de la conexión de los secundarios de los TP’s de las tres fases en delta quebrada y la 03 I se puede obtener de un TC conectado en el neutro del devanado primario conectado en estrella de un banco de potencia [17]. Para fallas entre fases en sistemas trifásicos se necesitan tres unidades direccionales una para cada fase, por lo que requiere tener una señal de polarización adecuada para cada una de ellas. Para obtener la señal de polarización adecuada, se emplea normalmente la conexión de 90° representada vectorialmente por la Fig. 7.6 [5, 11, 13]. Como se puede apreciar en la Fig. 7.6 para la conexión de 90° se aplican tensiones del sistema de potencia que atrasan 90° a la corriente de carga con factor de potencia unitario, entendiéndose como factor de potencia unitario cuando la corriente está en fase con la tensión entre fase y neutro. Las tensiones y corrientes se obtienen del sistema de potencia a través de TC’s y TP’s, que con las conexiones adecuadas, se tienen las siguientes combinaciones: la unidad direccional de la fase A recibe la corriente AI y la tensión BCV atrasada 90°. La unidad direccional de fase B recibe la corriente BI y la tensión CAV atrasada 90°. Finalmente la unidad direccional de la fase C recibe la corriente CI y la tensión ABV atrasada 90° [13, 17]. Los relevadores direccionales son de operación instantánea y controla a la unidad de sobrecorriente que puede ser también de operación instantánea o de tiempo inverso [13, 17].

Los relevadores de sobrecorriente direccionales son utilizados en sistemas con fuentes de generación múltiples, cuando es necesario limitar el disparo de la protección de sobrecorriente para fallas en una dirección. 7.2.3 Protección diferencial La protección diferencial es uno de los métodos mas sensitivos y efectivos para proporcionar protección contra fallas por cortocircuito. La protección diferencial compara la corriente que entra al elemento protegido con la que sale de el. Si las dos corrientes son iguales el elemento está sano, si las corrientes son diferentes el elemento presenta falla. Basándose en esta comparación, la protección diferencial discrimina entre los cortocircuitos en la zona protegida y los cortocircuitos externos. Es decir la corriente en la unidad de operación del relevador diferencial es proporcional a la diferencia vectorial entre la corriente que entra y la que sale del elemento protegido y si la corriente diferencial excede el valor de la corriente de arranque, el relevador opera [2, 6]. En los extremos del elemento protegido se instalan transformadores de corriente con iguales relaciones de transformación, los secundarios de los TC’s se interconectan en la forma mostrada en la Fig. 7.7 y entre los conductores de unión se conecta un relevador de sobrecorriente [2, 5, 13].

En la Fig. 7.7 se indican los sentidos de las corrientes secundarias de los TC’s en condiciones normales de operación, oscilaciones de potencia o cortocircuitos externos a la protección. En este caso la protección no opera debido a que no existe diferencia entre las corrientes secundarias y no circula corriente en el elemento de operación. Aplicando la ley de corrientes de Kirchhoff tenemos:

21 ii =

021 =− ii o sea

0=opi (7.7)

La Fig. 7.8 muestra el sentido de las corrientes secundarias de los TC’s para cortocircuitos dentro de la zona protegida, aplicando la ley de Kirchhoff las corrientes se suman para circular a través de la unidad de operación del relevador. Si esta corriente es mayor que la de arranque del relevador de sobrecorriente este opera.

21 iiiop += (7.8) La corriente que circula por la unidad de operación del relevador opi tiene el valor de la corriente de cortocircuito referida al secundario de los TC’s.

Cuando se trata de un elemento energizado solo por un extremo, para una falla en la zona protegida es, por ejemplo, 02 =i . En este caso se puede considerar que la corriente 1i circula en su totalidad por el relevador de sobrecorriente, sin derivarse por el secundario del TC que no tiene corriente primaria, ya que este presenta una impedancia muy alta, prácticamente igual a la de magnetización referida al secundario [2, 3]. Para evitar la posibilidad de que opere la protección diferencial al presentarse una falla fuera de la zona de protección, debido al error de precisión o por saturación de los TC’s, se utilizan comúnmente los relevadores diferenciales de tanto porciento. En este tipo de relevadores la corriente de arranque crece automáticamente con el incremento de la corriente que circula por el relevador. De esta forma es posible garantizar que la protección no opere incorrectamente para grandes corrientes fluyendo hacia el exterior ya sea por fallas externas o por oscilación de potencia [5, 13]. En la Fig. 7.9 se muestra el diagrama de la protección diferencial de tanto porciento. Este tipo de relevadores está formado por dos elementos de retención y uno de operación. La corriente que circula los elemento de retención esta determinada por:

221 ii

iret+

= (7.9)

La corriente que circula por el elemento de operación del relevador es

21 iiiop −= (7.10) En la Fig. 7.10 se representa la característica de operación para el relevador diferencial de tanto porciento. La relación de la corriente diferencial a la corriente promedio de restricción es un porcentaje fijo, que determina la pendiente del relevador expresada en porciento o sea que:

2iiiitan21

21

+−=α (7.11)

Por lo que la protección diferencial de tanto porciento opera cuando

retop kii ≥ (7.12) donde:

αtank = (7.13)

Debido a que el relevador diferencial de tanto porciento tiene una característica de operación que crece a medida que aumenta la corriente de paso, el relevador está limitado contra el funcionamiento inadecuado [5]. Cuando el elemento protegido se trata de un transformador de potencia, se debe considerar que las relaciones de transformación y las conexiones de los TC’s, instalados en los extremos del transformador de potencia, deben ser tales que compensen la diferencia de la magnitud y del ángulo de fase entre la corrientes primaria y secundaria del transformador de potencia. Con la conexión de los TC’s en estrella del lado de la delta de un banco de potencia conectado en delta/estrella y la conexión de los TC’s en delta en el lado de la estrella del banco, se compensa el desfasamiento angular de 30° introducido en un banco de potencia conectado en delta/estrella, con lo que se asegura que las corrientes en la protección diferencial estén en fase. Para los bancos de potencia que están conectados en estrella tanto en el devanado alta como en el de baja tensión, como es el caso de los bancos 400/230 kV y de 230/23 kV, se recomienda que los TC’s de ambos devanados del banco se conecten en delta. Debido a que si los TC’s se conectan en estrella los relevadores pueden operar falsamente en caso de falla a tierra externa, ya que, la corriente 0I3 circularía por dichos TC’s y por las bobinas de operación de la protección diferencial para retornar por el neutro. Al estar los TC’s en delta la corriente 0I3 producida por una falla externa queda atrapada dentro de la delta evitando una falsa operación de la protección diferencial. [5, 13, 17]. Otro factor que se debe considerar es que durante la energización de un transformador de potencia se presentan grandes corrientes de magnetización, ricas en componentes armónicas, que pueden alcanzar la magnitud de la corriente de cortocircuito haciendo operar falsamente a la protección, por lo que el relevador diferencial para la protección de transformadores de potencia es necesario que cuente con una unidad formada por filtros para la restricción de armónicas [5, 12, 13].

7.2.4 Protección de distancia Un relevador de distancia responde a la relación de tensión medida entre corriente medida, dada por la siguiente expresión:

IVZ = (7.14)

La impedancia Z medida por el relevador, también conocida como impedancia aparente, es la distancia a lo largo del elemento protegido, o sea, está impedancia es proporcional a la distancia eléctrica desde el sitio donde se localiza el relevador hasta el punto en donde se presenta la falla, por lo que el relevador es conocido como relevador de distancia.

Al ocurrir un cortocircuito la corriente aumenta y la tensión disminuye, por lo que la impedancia aparente Z , o medida por el relevador, tiende a disminuir y si esta llega a ser menor que la impedancia de operación o característica rZ del relevador de distancia, este opera [3, 14]. Los relevadores de distancia se conectan a los secundarios de los transformadores de corriente y de potencial. Por lo que además de la impedancia Z aparente o medida por el relevador tenemos la impedancia pZ , que es la impedancia medida por el relevador referida al primario de los transformadores de instrumento y está determinada por

p

pp IV

Z = (7.15)

Donde PI y PV son la corriente y tensión medidas por el relevador referidas al lado primario de los transformadores de instrumento. La relación entre Z y pZ está dada por [3, 5, 14]:

ptp

tc

p

p

tp

tc

tcp

tpp Znn

IV

nn

nInV

IVZ ==== (7.16)

donde:

=tcn relación de transformación de TC’s =tpn relación de transformación de TP’s

Para que los relevadores de distancia proporcionen mayor confiabilidad y selectividad se han desarrollado diferentes tipos de características que están representadas en el diagrama XR − , también conocido como diagrama de impedancia, para su interpretación y análisis. Con la introducción de relevadores basándose en microprocesadores, se han realizado una gran variedad de características, siendo las más usuales las siguientes [12, 14, 16]: - admitancia (mho) - admitancia desplazada (offset mho) - reactancia - poligonal 7.2.4.1 Relevador de distancia con característica tipo admitancia (mho) La característica del relevador tipo admitancia es un circulo que pasa por el origen del diagrama R-X como se indica en la Fig. 7.11. La característica tipo mho es inherentemente direccional, es decir detecta fallas en una sola dirección. Por lo que en el diagrama R-X este tipo de relevador no detecta fallas en el tercer cuadrante [14, 18].

Los parámetros de ajuste de los relevadores tipo mho son el diámetro o magnitud de la impedancia característica rZ y su ángulo φ con respecto al eje R del diagrama de impedancias. Este tipo de característica se utiliza principalmente para la protección de líneas de transmisión de 115 y 230 kV [3, 14]. 7.2.4.2 Relevador de distancia tipo admitancia desplazada (offset-mho) Para proporcionar protección a una pequeña sección de la línea que se encuentra atrás del relevador de distancia tipo mho, se puede desplazar esta característica con respecto al origen del diagrama de impedancias hacia el tercer cuadrante, obteniéndose la característica de tipo admitancia desplazada (offset mho). Este tipo de característica se muestra en la Fig. 7.12 [3, 14, 18]. 7.2.4.3 Relevador de distancia con característica tipo reactancia El relevador de distancia tipo reactancia tiene como característica una línea recta paralela al eje R del diagrama de impedancia, como se muestra en la Fig. 7.13. Su condición de operación esta dada por [3, 16, 18]:

rXX ≤ (7.17)

La reactancia de arranque o característica rX es el ajuste del relevador. Como la protección de distancia tipo reactancia responde solamente a la componente reactiva de la impedancia aparente, esta protección no es afectada por la resistencia de falla, por lo que se emplea normalmente para la protección de líneas cortas y para la protección de distancia contra cortocircuitos a tierra, en la que la resistencia de falla puede ser grande comparada con la impedancia de la línea [3, 5]. Como los relevadores de distancia tipo reactancia no son inherentemente direccionales y además son muy sensibles a las impedancias de carga normales con factor de potencia cercano a la unidad y a las oscilaciones de potencia, esta protección requiere de una unidad de distancia que sea inherentemente direccional como unidad de arranque, para limitar el alcance de la unidad de tipo reactancia sobre el eje R del diagrama de impedancia. Normalmente la función de arranque se realiza con una unidad tipo mho, que además se puede utilizar como protección de tercera zona [3, 5, 14]. 7.2.4.4 Relevador de distancia con característica tipo poligonal La característica tipo poligonal, también conocida como cuadrilateral, es una combinación de características tipo reactancia y direccional como se muestra en la Fig. 7.14. [3, 14, 18]. El lado superior de la característica tipo poligonal es similar al relevador tipo reactancia con respecto a la resistencia de falla, este lado fija con precisión el alcance de cada

zona de protección. Los costados izquierdo y derecho previene la operación incorrecta de la protección durante oscilaciones de potencia o periodos severos de carga. El lado inferior, que parte del origen con cierta inclinación hacia el cuarto cuadrante, proporciona la direccional y la operación correcta del relevador para fallas cercanas, provocadas por flameo o por arqueo en aisladores [3, 14]. Un requerimiento importante de la característica tipo poligonal es que exista la posibilidad de ajustar cada uno de sus lados en forma independiente [3]. Los relevadores de distancia con característica tipo poligonal se aplican por lo general para la protección de líneas de transmisión de 230 kV y de tensiones superiores [3]. 7.2.4.5 Esquema de la protección de distancia El objetivo principal de un esquema de protección de distancia, es proporcionar protección primaria contra un cortocircuito dentro de la línea de transmisión protegida y protección de respaldo a las líneas adyacentes. Los relevadores de distancia no pueden ser ajustados para suministrar protección primaria, con un alcance del 100% de la longitud de la línea, debido a que pueden operar falsamente para una falla en el otro lado del extremo remoto de la línea protegida. Las probables causas que ocasionan una falsa operación de la zona de protección primaria de los relevadores de distancia pueden ser por los siguientes errores [14, 18]: - producidos por los transformadores de corriente y potencial. - en los datos de los parámetros de las líneas de transmisión. - en el ajuste de la protección. Para satisfacer los requerimientos de protección primaria y de respaldo, impuestos a los relevadores de distancia y proporcionar la discriminación adecuada entre fallas internas y externas de la línea protegida, se han adoptado los esquemas de protección de distancia con tres zonas. El alcance de cada una de las zonas de la protección de distancia, es expresado como un porcentaje de la impedancia total de la línea en la forma siguiente [5, 14, 18]: - La primera zona es ajustada normalmente para proporcionar protección primaria a

la línea contra fallas, que ocurren entre el 80% y 90% de la longitud de la línea. La primera zona de la protección de distancia es instantánea, su tiempo de operación depende únicamente del tiempo que se lleva en operar el relevador y en disparar el interruptor.

- La segunda zona proporciona protección para el resto de la línea mas allá del

alcance de la primera zona y entre el 20% y 50% de la longitud de la línea adyacente. La segunda zona se debe coordinar con la primera zona de la misma protección de distancia de la línea, así como con la primera zona de la protección de distancia del extremo remoto de la línea y con las protecciones primarias de las líneas y otros elementos conectados a la subestación remota. Por lo que

normalmente a la segunda zona se le da un retardo de tiempo de 0.2 a 0.5 segundos.

- La tercera zona ofrece protección de respaldo para fallas que se producen fuera

del alcance de la segunda zona en la línea adyacente. El ajuste para la tercera zona, se da en la práctica para que esta tenga un alcance entre el 125% y el 150% de la línea adyacente. Se debe tener la precaución de que el alcance de la tercera zona no sea tan largo para evitar que opere para cualquier condición de carga o durante oscilaciones de potencia. Para la coordinación de la tercera zona con la segunda zona de la misma protección y con las protecciones de las líneas adyacentes, a esta zona se le da normalmente un retardo de tiempo entre 0.4 y 1.0 segundos.

En la Fig. 7.15 se muestra el esquema de los alcances para cada una de las zonas de una protección de distancia.

7.2.5 Protección piloto La protección piloto utiliza relevadores de protección en ambas terminales de la línea de transmisión y un canal de comunicación entre ellas, para lograr disparos simultáneos de alta velocidad en los interruptores de ambos extremos de la línea protegida. Los relevadores de este tipo de protección determinan si una falla es interna o externa a la línea protegida y el canal de comunicaciones, llamado piloto, se usa para transportar esta información entre ambas terminales de la línea. La ubicación de la falla es indicada por la presencia o ausencia de la señal piloto. Si la presencia de una señal bloquea el disparo, indicando una falla externa, recibe el nombre de protección piloto de bloqueo. Si la presencia de una señal es requerida para causar disparo, indicando falla interna se le llama protección piloto de disparo [19] . Existen diferentes canales de comunicación siendo los mas usuales los siguientes: - hilo piloto - fibra óptica - onda portadora por línea de alta tensión (OPLAT) Los esquemas de protección tipo piloto utilizados en las líneas de transmisión se pueden clasificar en: - Esquema de protección por diferencial de corriente - Esquema de protección por comparación direccional 7.2.5.1 Esquema de protección por diferencial de corriente En la protección diferencial de corriente se determina la posición de la falla comparando la magnitud y el ángulo de fase de la corriente que entra y de la que sale de la línea. En estos esquemas, las corrientes de las tres fases son convertidas en una tensión

monofásica por medio de filtros de secuencia. La tensión monofásica se usa después para comparar las corrientes en las terminales de la línea a través del canal de comunicación. Hay dos esquemas diferenciales de corriente básicos utilizados en las líneas de transmisión [19]: - Protección diferencial por hilo piloto de corriente circulante - Protección por comparación de fases 7.2.5.1.1 Protección diferencial por hilo piloto de corriente circulante. El equipo de comunicación por hilo piloto consiste en un par de conductores, generalmente del tipo telefónico, por los que generalmente se transmite la información mediante señales de corriente alterna con la frecuencia del sistema de potencia (60 Hz) [3]. En la protección diferencial por hilo piloto de corriente circulante se utilizan relevadores del tipo porcentaje diferencial, solo que en lugar de compararse las corrientes de las tres fases, la comparación se hace en base de la corriente circulante que se obtiene de la tensión del filtro de secuencia de cada extremo del hilo piloto. En este tipo de protección se tiene en relevador de porcentaje diferencial en cada extremo. Con este esquema durante la comparación se determina si la falla está dentro o fuera de la línea de transmisión protegida. [3, 13]. En la Fig. 7.16 se muestra el esquema de protección diferencial por hilo piloto de corriente circulante. En esta la comparación de la magnitud y del ángulo de fase entre las corrientes que entran y salen de la línea, la hace de hecho, la corriente que circula por el hilo piloto. En condiciones normales de operación o durante una falla externa, las tensiones 1V y 2V aplicadas en los extremos del hilo piloto tiene los sentidos mostrados en la Fig. 7.16 por lo que circula una corriente a través de las bobinas de restricción y por el hilo piloto, lo cual impide que el relevador opere. Debido a los errores de transformación y precisión de los transformadores de corriente también circulará una corriente muy pequeña a través de la bobina de operación, pero esta no provoca el arranque de la protección. Durante una falla interna el sentido de la tensión de una de las terminales se invierte. Con las tensiones 1V y 2V en oposición la mayor parte de la corriente circulará a través de la bobina de operación del relevador de cada extremo. Puesto que el par de operación es mayor que el par de restricción, los relevadores en ambos extremos operan. Para acoplar al relevador diferencial al canal de comunicación por hilo piloto se utiliza un transformador de aislamiento. En la protección por hilo piloto se emplean relevadores auxiliares para monitorear en forma continua al hilo piloto (hilo abierto, en corto, invertido o a tierra). Estos relevadores auxiliares también pueden usarse para obtener funciones de disparo transferido directo unidireccional o bidireccional entre las

terminales de la línea. La protección diferencial por hilo piloto utiliza solamente señales de corriente por lo que no se requieren transformadores de potencial. Para garantizar la seguridad del personal y de los equipos asociados al hilo piloto, generalmente se utilizan reactores de neutralización, para mitigar los efectos de las elevaciones de las tensiones de transferencia que se pueden presentar en los sistemas de tierra de las subestaciones que están interconectadas por la línea de transmisión de potencia protegida, al ocurrir un cortocircuito en la misma línea. La protección diferencial por hilo piloto de corriente circulante se emplea principalmente para la protección de líneas cortas con longitud máxima de 15 km por razones económicas ya que su costo crece casi proporcionalmente con la longitud de la línea. Además debido a que para mayores longitudes se produce la atenuación de las señales por la resistencia del mismo hilo piloto [3, 5]. Para resolver algunos de estos problemas se utiliza actualmente como canal de comunicación la fibra óptica [3]. El equipo de comunicación de fibra óptica consiste de un cable de pequeño diámetro, no conductor de electricidad. La información se transmite mediante técnicas de modulación de luz. Este canal es de gran capacidad y está libre de los problemas relacionados con tensiones inducidas y de las elevaciones de tensiones de transferencia de los sistemas de tierra de las subestaciones. El cable de fibra óptica presenta altos niveles de atenuación por lo que su aplicación se limita para líneas de transmisión con longitud menor a 50 km. Por cuestiones económicas y para la protección mecánica del cable de fibra óptica, este normalmente se coloca en el interior del conductor utilizado como hilo de guarda de la línea de transmisión de potencia. 7.2.5.1.2 Protección por comparación de fase El equipo de protección por comparación de fases utiliza su piloto para comparar la relación de fase entre la corriente que entra en una terminal de la línea de transmisión y la que sale por su otro extremo. Las magnitudes de corriente no se comparan. La protección por comparación de fases utiliza como canal de comunicación piloto al equipo de onda portadora [5]. La onda portadora es el equipo de comunicación por el cual las bajas frecuencias de radio se propagan sobre conductores metálicos [13]. En los sistemas de potencia se utilizan las líneas de alta tensión como medio de propagación de la onda portadora para la comunicación, por lo que normalmente se le conoce como equipo de onda portadora por línea de alta tensión (OPLAT). El rango de frecuencia utilizado en la onda portadora es de 30 a 300 kHz. Este rango de frecuencia es suficientemente alto para que quede aislado de la frecuencia del sistema de potencia que es de 60 Hz y del ruido que este produce, sin embargo no es tan alto como para tener una atenuación excesiva [13]. Para acoplar el equipo de comunicación de onda portadora a la línea de alta tensión se requiere de un condensador de acoplamiento conectado a la línea de transmisión en

derivación. Este presenta una baja impedancia a las señales de alta frecuencia de comunicación permitiendo el paso al equipo de onda portadora y por otra parte una alta impedancia a las señales de 60 Hz del sistema de potencia, impidiendo el paso a dicho equipo. También se emplea una trampa de onda que esencialmente es un circuito resonante en paralelo conectado en serie con la línea de transmisión. La trampa de onda tiene una impedancia despreciable para las señales con frecuencia de 60 Hz del sistema de potencia y una impedancia muy elevada para las señales de alta frecuencia del equipo de comunicación de onda portadora. Por lo que la señal del equipo de onda portadora solo puede fluir entre los extremos de la línea de transmisión [5, 12]. En la Fig. 7.17 se muestra el esquema funcional simplificado para la protección por comparación de fases en ambos extremos de la línea de transmisión protegida. De la misma forma que la protección diferencial por hilo piloto, los transformadores de corriente de la línea de transmisión alimentan a un filtro de secuencia que transforma a las corrientes de salida de los TC’s en una tensión de salida monofásica senoidal. La señal de tensión monofásica se transforma en una onda cuadrada mediante un amplificador de onda cuadrada. La parte positiva de la onda cuadrada de tensión corresponde al medio ciclo positivo de la onda senoidal de tensión y la parte de tensión cero de la onda cuadrada corresponde al medio ciclo negativo de la onda senoidal de tensión [13, 17]. La onda cuadrada de tensión se aplica al transmisor del equipo piloto por corriente portadora y a un comparador. El comparador discrimina si la falla es interna o externa y en función de esta discriminación controla la operación de un relevador auxiliar para el disparo de interruptores de la línea de transmisión, en caso de que la falla sea interna. Estos elementos proporcionan medios para la transmisión o recepción de las señales de la corriente portadora para comparar en cada extremo las relaciones de fase de las corrientes de la línea de transmisión en los extremos [5, 13, 17]. Las relaciones entre las tensiones de salida del amplificador de onda cuadrada en ambos extremos de la línea transmisión y también de las señales de la corriente portadora que se transmiten durante condiciones de falla, se muestran en la Fig. 7.18. Como se puede observar en la figura para una falla en D , las tensiones de salida del amplificador de onda cuadrada en las subestaciones A y B (ondas a y c ) están 180° fuera de fase, esto se debe a que las conexiones de los transformadores de corriente en las dos subestaciones están invertidas. Como la onda cuadrada de tensión controla el transmisor del equipo de comunicación, la corriente portadora solo se transmite en el semiciclo positivo de la onda cuadrada de tensión. Las señales de la corriente portadora transmitida desde A a B (ondas b y d ) están desplazadas en tiempo, de tal manera que siempre hay una señal de corriente portadora que se envía de un extremo a otro. Para una falla interna en C , debido a la inversión de la tensión de salida del amplificador de onda cuadrada en la subestación B , originada por la inversión de las corrientes de la línea de potencia, las señales de la corriente portadora (ondas b y f )

son concurrentes y no hay señal en ninguna de las subestaciones para cada otro semiciclo. La protección por comparación de fases actúa para bloquear el disparo en ambas terminales siempre que las señales de la corriente portadora estén desplazadas en tiempo, de tal manera que solo hay un pequeño o ningún intervalo de tiempo cuado no está siendo transmitida alguna señal desde un extremo o desde el otro. Cuando las señales de la corriente portadora son aproximadamente concurrentes, se manda disparo si hay suficiente flujo de corriente de cortocircuito [5, 13, 17]. 7.2.5.2 Esquema de protección por comparación direccional En los esquemas de comparación direccional se usan relevadores de distancia y/o relevadores direccionales de sobrecorriente con un canal piloto para determinar la posición de la falla. Hay dos tipos de esquemas de comparación direccional [19]: - Esquema de comparación direccional de bloqueo - Esquema de comparación direccional de disparo 7.2.5.2.1 Esquema de comparación direccional de bloqueo Los esquemas de comparación direccional de bloqueo utilizan tanto relevadores de disparo como de bloqueo. Los relevadores de disparo se ajustan en cada terminal para sobrealcanzar el extremo remoto a fin de detectar todas las fallas que puedan presentarse en cualquier punto de la línea. Los relevadores de bloqueo son ajustados para detectar las fallas externas. La lógica simplificada del esquema de comparación direccional de bloqueo se ilustra en la Fig. 7.19. En este esquema, la operación de un relevador de bloqueo inicia o arranca una señal para bloquear el disparo en la terminal remota de la línea protegida. Por ejemplo, para una falla en 1F , el relevador de bloqueo en B ( )MBB transmitirá una señal para bloquear el disparo en la terminal A . Cuando operen los relevadores de disparo, producirán un disparo si no está presente la señal de bloqueo. Los relevadores de disparo tienen preferencia sobre los de bloqueo en el control del transmisor local. Para la interna 2F , los relevadores de disparo en A y en B dispararán sus interruptores ya que los relevadores de bloqueo no transmitirán la señal de bloqueo. El disparo de cada terminal es independiente de la operación de los relevadores de disparo en la otra terminal y no requiere la recepción de una señal piloto. Un pequeño retardo para coordinación se inserta en la cadena de disparo a fin de dar tiempo para recibir una señal de bloqueo de la terminal remota durante fallas externas. El esquema de bloqueo de comparación direccional se usa generalmente con un canal de comunicación on-off. El canal de comunicación es encendido únicamente durante fallas externas que están dentro de las funciones de bloqueo. No se requiere operación del canal durante fallas internas. La perdida del canal no afecta el disparo durante fallas internas, pero puede causar un disparo incorrecto si una falla externa está dentro del alcance de un relevador de disparo. Por lo tanto, el esquema de bloqueo es considerado como altamente

confiable para fallas internas, pero menos confiable para fallas externas. Cuando se usa un canal de desplazamiento de frecuencia, el esquema se diseña de tal manera, que el disparo es bloqueado cuando se pierde el canal. Esto reduce la confiabilidad para fallas internas, pero aumenta su seguridad para fallas externas [19]. Existen diferentes esquemas de disparo usados en la protección de líneas de transmisión que son: - disparo transferido directo con bajo alcance - disparo transferido permisivo con bajo alcance - disparo transferido permisivo con sobre alcance Todos los esquemas operan sobre el mismo principio en el cual se requiere una señal de comunicación para que se dispare una terminal. Estos esquemas utilizan una señal con desplazamiento de frecuencia, ya sea, la fibra óptica, la onda portadora, etcétera. En el caso de la onda portadora, la señal puede ser transmitida a través de la falla y por lo tanto, existe la posibilidad de que la señal no se reciba en el otro extremo. Para asegurar el disparo bajo estas circunstancias, se puede emplear un canal de desbloqueo en esquemas permisivos de disparo con onda portadora. El receptor en un canal de desbloqueo detecta la perdida de canal debida a la atenuación causada por la falla y produce un disparo permisivo local durante un tiempo suficiente para librar la falla [19].

7.3 Sistemas de protección aplicados en Luz y Fuerza del Centro Los sistemas de protección utilizados para los diferentes elementos de las subestaciones de LFC, han sido seleccionados para satisfacer las condiciones que los sistemas eléctricos de potencia modernos requieren como son: alta complejidad del propio sistema, pequeños márgenes de estabilidad, confiabilidad en la continuidad de servicio, etcétera. En LFC se ha normalizado utilizar un sistema de protección primaria y uno de respaldo en las líneas de transmisión y subtransmisión, así como, en bancos de potencia de subestaciones de transmisión, subtransmisión y distribución [20]. La independencia de cada uno de los sistemas de protección se logra mediante el uso de [24]: - Distinto transformador de corriente - Distinta corriente directa de disparo - Bobinas de disparo independiente en cada interruptor - Relevadores de protección preferentemente con diferente principio de operación. Para satisfacer las condiciones impuestas por los sistemas de potencia, los sistemas de protección que se emplean deben desarrollar sus características de operación, cumpliendo con las tres siguientes funciones principales [20]:

- Aislar todo tipo de fallas con alta rapidez, tanto con el sistema de protección primaria como la de respaldo.

- Aislar una mínima porción del sistema en condiciones de falla. - Proporcionar una máxima confiabilidad en todos los componentes de cada

sistema de protección (relevadores de protección, transformadores de instrumento, baterías, cables de control e interruptores).

7.3.1 Protección de líneas de transmisión y subtransmisión Las líneas de transmisión y subtransmisión de LFC son generalmente de longitud corta, por lo que el sistema de protección primaria normalmente se forma por los siguientes relevadores: - Relevador de protección diferencial por comparación de corriente en cada uno de

los extremos de línea, en cada una de las fases y con canal de comunicación por fibra óptica (87FO).

- Relevador de distancia para la protección entre fases y de fase a tierra (21/21N),

con primera zona de protección. La protección de respaldo se realiza con los siguientes relevadores: - Relevador de distancia para protección entre fases y de fase a tierra (21/21N), con

segunda zona de protección. - Relevador de sobrecorriente direccional para protección entre fases y de fase a

tierra (67/67N). - Relevador de sobrecorriente (50FI) para protección por falla de interruptor. En las Figs. 7.20, 7.21, 7.21A y 7.22 se indica la aplicación de los sistema de protección primaria y de respaldo para las líneas de transmisión y subtransmisión. 7.3.2 Protección de bancos de potencia Para la protección de bancos de potencia se aplican diferentes esquemas de protección dependiendo si son para transmisión, subtransmisión o distribución. El tipo de esquema de protección varía por el nivel de tensión, por la capacidad y por el tipo de conexión de los transformadores. 7.3.2.1 Protección de bancos de potencia para transmisión 400/230 kV Los bancos de potencia utilizados para la transmisión están formados por tres autotransformadores monofásicos o uno trifásico de tres devanados (400/230/10kV),

con una capacidad nominal de 330 MVA y con conexión Y/Y/∆. El sistema de protección primaria para este tipo de bancos consiste de los siguientes relevadores: - Relevador de presión de gas (63). Esta protección se conoce como Buchholz o

también como trafoscopio. - Relevador diferencial de porcentaje con restricción de armónicas (87L), a esta

protección comúnmente se le conoce como diferencial larga, su zona de protección abarca hasta los interruptores propios y de enlace tanto de 400 kV como de 230 kV, correspondientes al arreglo de interruptor y medio.

- Relevador diferencial de porcentaje sin restricción de armónicas (87C), a esta

protección comúnmente se le conoce como diferencial corta, ya que su zona de protección solo abarca hasta las boquillas de cada una de las fases del primario, secundario y de las boquillas de la salida para el neutro del banco de potencia formado con transformadores monofásicos. Para transformadores trifásicos la diferencial corta solo esta conectada entre las boquillas del primario y del secundario. Esta protección se utiliza como protección primaria redundante para fallas dentro de su zona de protección.

- Relevador de sobrecorriente instantáneo (50), conectado en cada una de las fases

del lado primario, se utiliza como protección primaria redundante para fallas entre fases del banco [40, 41].

- Relevador instantáneo de sobrecorriente (50D), conectado en cada una de las

fases del devanado terciario del banco, se utiliza para la protección de fallas entre fases de este devanado [41].

- Relevador de sobrecorriente direccional (67N) conectado en el neutro de los TC’s

utilizados para la protección de sobrecorriente instantánea (50) y polarizado con corriente tomando como referencia el neutro del banco. Se emplea para detectar fallas de fase a tierra solo en la zona comprendida entre los TC’s de 400 y 230 kV [40].

El esquema de protección de respaldo se integra por los siguientes relevadores: - Relevador de sobrecorriente de tiempo extremadamente inverso (51), conectado

en cada una de las fases del lado primario, esta protección viene junto con la protección instantánea (50), se utiliza como protección de respaldo para fallas entre fases en las líneas de 230 kV [40, 41].

- Relevador de sobrecorriente de tiempo definido (51T) conectado en el neutro del

banco, se utiliza para protección de respaldo para fallas a tierra tanto en 400 kV como en 230 kV.

- Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso (51D) conectado, a través de unos

TC’s, en cada una de las fases del devanado terciario del banco, se utiliza para la

protección de fallas entre fases de este devanado [41]. - Relevador de sobretensión (59) se emplea para la protección de fallas de fase a

tierra del devanado terciario, conectado en delta, del banco. Se conecta en las líneas salida de este devanado, a través de unos TP’s con conexión del primario en estrella y del secundario en delta quebrada [39, 41].

- Relevador de sobrecorriente (50FI) para la protección por falla de interruptor tanto

en 400 kV como en 230 kV En la Fig. 7.20 se muestra la aplicación de los sistemas de protección primaria y de respaldo para bancos de potencia para transmisión (400/230 kV). 7.3.2.2 Protección de bancos de potencia para subtransmisión 230/85 kV Los bancos de potencia utilizados en la subtransmisión están formados por tres transformadores monofásicos o uno trifásico de dos devanados (230/85kV), con una capacidad nominal de 100 MVA y con conexión Y/∆. El sistema de protección primaria para este tipo de bancos está formado por los siguientes relevadores:

- Relevador de presión de gas (63). Esta protección se conoce como Buchholz o también como trafoscopio.

- Relevador diferencial de porcentaje con restricción de armónicas (87T), su zona de

protección abarca hasta los interruptores propios y de enlace tanto de 230 kV como de 85 kV, correspondientes al arreglo de interruptor y medio.

- Relevador de sobrecorriente instantáneo (50), se conecta en cada una de las fases

de la estrella formada por los secundarios de los TC’s del lado primario del banco, se utiliza como protección primaria redundante para fallas entre fases en el banco.

- Relevador de sobrecorriente instantáneo (50N) conectado en el neutro de los TC’s

para 85 KV, utilizados para la protección diferencial del banco. Se emplea para detectar fallas de fase a tierra en la zona entre los TC’s de 85 kV y los devanados del lado secundario del banco.

- Relevador de sobrecorriente direccional (67N) conectado en el neutro de los TC’s

utilizados para la protección de sobrecorriente instantánea (50) y polarizado con corriente tomando como referencia el neutro de la estrella del devanado de 230 kV del banco como se indica en la Fig. 7.23, también se puede polarizar con potencial por medio de TP´s de 230 kV conectados en delta quebrada en el secundario. Se emplea para detectar fallas de fase a tierra en los devanados del lado primario del banco.

El esquema de protección de respaldo se forma por los siguientes relevadores:

- Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso (51), se conecta en cada una de las fases de la estrella formada por los secundarios de los TC’s del lado primario del banco. Esta unidad se utiliza como protección de respaldo para fallas entre fases en las líneas de 85 kV.

- Relevador de sobrecorriente instantáneo (50TT) es utilizado como protección por

falla de interruptor en el lado de 230 kV. Este tipo de protección es recomendable usarse cuando no se cuenta con la protección por falla de interruptor (50FI). Como se requiere coordinar con otras protecciones se usa junto con un relevador de tiempo (62), con lo que se tiene una protección de sobrecorriente de tiempo definido.

- Relevador de sobrecorriente (51N) conectado en el neutro de la estrella formada

por los TC’s de 85 KV, utilizados para la protección diferencial del banco. Se emplea para detectar fallas de fase a tierra en la zona entre los TC’s de 85 kV y los devanados del lado de baja tensión del banco.

En la Fig. 7.23 se muestra la aplicación de los sistemas de protección primaria y de respaldo para bancos de potencia para subtransmisión (230/85 kV). 7.3.2.3 Protección de bancos de potencia para distribución 230/23 kV Los bancos de potencia utilizados para distribución están formados por transformadores trifásicos de tres devanados (230/23/10 kV), con capacidad nominal de 60 MVA y conexión Y/Y/∆. El sistema de protección primaria para este tipo de bancos consiste en los siguientes relevadores: - Relevador de presión de gas (63). Esta protección se conoce como Buchholz o

también como trafoscopio. - Relevador diferencial de porcentaje con restricción de armónicas (87T), su zona de

protección abarca desde el interruptor propio y de enlace de 230 kV, correspondientes al arreglo de interruptor y medio, hasta los interruptores de 23 kV del arreglo en doble anillo.

- Relevador de sobrecorriente instantáneo (50), se conecta en cada una de las fases

de la estrella formada por los secundarios de los TC’s del lado primario del banco, se utiliza como protección primaria redundante para fallas entre fases en el banco.

- Relevador de sobrecorriente direccional (67N), su unidad de sobrecorriente se

conecta en el neutro de los TC’s utilizados para la protección de sobrecorriente instantánea (50) y su unidad direccional se polariza con corriente como se muestra en la Fig. 21A, también se puede polarizar con potencial por medio de TP´s de 230 kV conectados en delta quebrada en el secundario. Se emplea para detectar fallas de fase a tierra en los devanados del lado primario del banco.

El esquema de protección de respaldo se forma por los siguientes relevadores:

- Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso (51), se conecta en cada una de las fases de la estrella formada por los secundarios de los TC’s del lado primario del banco. Esta unidad se utiliza como protección de respaldo para fallas entre fases en los alimentadores de 23 kV.

- Relevador de sobrecorriente instantáneo (50TT) es utilizado como protección por

falla de interruptor. Este tipo de protección se recomienda usarse cuando no se cuenta con la protección por falla de interruptor (50FI). Como se requiere coordinar con otras protecciones se usa junto con un relevador de tiempo (62), con lo que se tiene una protección de sobrecorriente de tiempo definido. Esta protección se conecta en el neutro de la estrella del devanado de 230 kV.

- Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso (51T) conectado en el neutro de la

estrella del devanado de 23 kV. Se emplea como protección de respaldo para detectar fallas de fase a tierra en el lado de 23 kV del banco y en los alimentadores.

En las Figs. 7.21 y 7.24 se muestra la aplicación de los sistemas de protección primaria y de respaldo para bancos de potencia para distribución (230/23 kV). 7.3.2.4 Protección de bancos de potencia para distribución 85/23 kV Para distribución también se emplean bancos de potencia formados por transformadores trifásicos de dos devanados con relación de 85/23 kV, con capacidad nominal de 30 MVA y conexión ∆/Y. El sistema de protección primaria para este tipo de bancos está formado por los siguientes relevadores: - Relevador de presión de gas (63). Esta protección se conoce como Buchholz o

también como trafoscopio. - Relevador diferencial de porcentaje con restricción de armónicas (87T), su zona de

protección abarca desde el interruptor propio del banco de 85 kV, hasta los interruptores propios de 23 kV del arreglo en anillo.

- Relevador de sobrecorriente instantáneo (50), se conecta en cada una de las fases

de la estrella formada por los secundarios de los TC’s del lado primario del banco, se utiliza como protección primaria redundante para fallas entre fases en el banco.

- Relevador de sobrecorriente instantáneo (50N) conectado en el neutro de los TC’s

de 85 KV, utilizados para la protección de sobrecorriente (50) del banco. Se emplea para detectar fallas de fase a tierra en el lado de 85 kV del banco.

El esquema de protección de respaldo se forma por los siguientes relevadores - Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso (51), se conecta en cada una de

las fases de la estrella formada por los secundarios de los TC’s del lado primario

del banco. Esta unidad se utiliza como protección de respaldo para fallas entre fases en los alimentadores de 23 kV.

- Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso (51N) conectado en el neutro de

los TC’s para 85 KV, utilizados para la protección de sobrecorriente (51) del banco. Se emplea como protección de respaldo para detectar fallas de fase a tierra en el lado de 85 kV del banco.

- Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso (51T) conectado en el neutro de la

estrella del devanado de 23 kV del banco. Se emplea como protección de respaldo para detectar fallas de fase a tierra en el lado de 23 kV del banco y en los alimentadores.

En la Fig. 7.25 se muestra la aplicación de los sistemas de protección primaria y de respaldo para bancos de potencia para distribución (85/23 kV). 7.3.2.5 Protección de bancos de tierra de 85 kV Los bancos de tierra se emplean en sistemas no aterrizados, como es el caso de la red de 85 kV de LFC, estos bancos son necesarios para tener una referencia a tierra en este tipo de sistemas para poder detectar, por medio de los relevadores de sobrecorriente para la protección de los elementos de la subestación, las corrientes de corto circuito de fallas de fase a tierra. En LFC normalmente se utiliza transformadores conectados en zig-zag con el neutro conectado directamente a tierra. Los bancos de tierra se conectan directamente a las barras colectoras de 85 kV de la subestación, sin elementos de desconexión, cualquiera que sea el arreglo de la subestación. Estos transformadores se instalan normalmente en las subestaciones de subtransmisión (230/85 kV). El esquema de protección de los bancos de tierra consiste de los siguientes relevadores: - Relevador de presión de gas (63). Esta protección se conoce como Buchholz o

también como trafoscopio. - Relevador de sobrecorriente con unidad instantánea y de tiempo inverso (50/51).

Estos relevadores están conectados en las líneas de salida de la delta, formada por los TC’s acoplados en la salida de las boquillas del banco de tierra, por lo que no detectan corrientes de secuencia cero ya que las corrientes de secuencia cero se quedan circulando dentro de la delta de los TC’s. Debido a esto para fallas externas a tierra no circula corriente por los relevadores de fase y no operan. Esta protección solamente responde para fallas entre fases internas en el banco [3].

- Relevador de sobrecorriente instantáneo (50), se emplea como protección de

respaldo para fallas de fase a tierra del banco y de los elementos conectados a las barras colectoras. Como esta protección funciona como respaldo es necesario coordinarla con otras protecciones, por lo que se usa junto con un relevador de

tiempo (62), obteniéndose en conjunto una protección de sobrecorriente de tiempo definido. Esta protección se conecta en el neutro del banco de tierra. Como los bancos de tierra no tienen interruptor propio, su protección envía disparo a los interruptores de los elementos asociados a las barras colectoras, en las que se encuentra conectado el banco de tierras, a través del relevador auxiliar de disparo de la protección diferencial de barras (86B). Con esto también se previene que al presentarse una falla de fase a tierra, en las barras colectoras o en uno de los elementos asociados a ellas, no sea liberada debido a la pérdida de la referencia al quedar el banco de tierra fuera de servicio. En la Fig. 7.26 se muestra la aplicación de los sistemas de protección primaria y de respaldo para bancos de tierra de 85 kV. 7.3.2.6 Protección de alimentadores de 23 kV Para los alimentadores de distribución la protección de sobrecorriente es la más adecuada por ser económica y sencilla. Además los relevadores no necesitan ser del tipo direccional, debido a que los alimentadores únicamente tienen un punto de alimentación, por lo que no necesitan una fuente de polarización. La protección de sobrecorriente para los alimentadores de distribución se hace únicamente con dos relevadores para prever fallas entre fases, conectados en las fases A y C de la estrella formada por los secundarios de los TC’s asignados para esta protección, y un relevador para las fallas de fase a tierra conectado en el neutro de la misma estrella. Se prefiere tener un relevador separado para la protección contra fallas de fase a tierra independiente porque se puede ajustar para proporcionar una protección mas rápida y sensible que la que pueden proporcionar los relevadores de fase. Por lo que la protección para alimentadores de 23 kV esta formada por los siguientes relevadores: - Relevador de sobrecorriente con unidad instantánea y de tiempo inverso (50/51)

para protección de fallas entre fases. La unidad instantánea (50) se utiliza para la protección del alimentador contra fallas francas entre fases de alta magnitud y cercanas a la subestación. La unidad de sobrecorriente de tiempo inverso (51) se utiliza para la protección del alimentador de fallas entre fases, cubriendo hasta el extremo remoto a la subestación.

- Relevador de sobrecorriente con unidad instantánea y de tiempo inverso (50/51N)

para fallas de fase a tierra. La unidad instantánea (50N) se utiliza para la protección del alimentador contra fallas francas de alta magnitud y cercanas a la subestación. La unidad de sobrecorriente de tiempo inverso (51N) se utiliza para la protección del alimentador de fallas de fase a tierra, cubriendo hasta el extremo remoto a la subestación y para fallas no francas como las provocadas por arcos en aisladores sucios en época de lluvias.

A las unidades de sobrecorriente de tiempo inverso tanto para la protección entre fases (51), como para la protección de fase a tierra (51N), esta asociado el sistema de control automático de recierre tratado en la Sección 6.4.1 del Capítulo 6 (Sistemas de Control) de este manual, haciendo hincapié de que solo se puede utilizar en alimentadores aéreos ya que cuando se produce una falla en un alimentador de cable subterráneo esta es generalmente de carácter permanente y al intentar un recierre solo se consigue dañar más al aislamiento del cable. Las unidades de sobrecorriente de tiempo inverso (51) y (51N) para la protección de los alimentadores se coordinan con los fusibles para la protección de los transformadores de distribución (23000/220-127 V) y con los restauradores de la red de distribución. En la Fig. 7.27 se muestra el sistema de protección para alimentadores de 23 kV. 7.3.2.7 Protección de bancos de capacitores de 23 kV En las subestaciones de distribución se instalan bancos de capacitores para la compensación de potencia reactiva demandada por la red de distribución y los propios bancos de potencia de la misma subestación. Cada banco de capacitores normalmente tiene una capacidad de 12.6 MVAR repartidos en dos secciones de 6.3 MVAR cada una, conectadas en estrella con sus neutros aislados entre si y de tierra. Los dos grupos están conectados en paralelo y a través de un mismo interruptor a las barras colectoras de 23 kV. La protección de bancos de capacitores está formada por los siguientes relevadores: - Relevador de sobrecorriente con unidad instantánea y de tiempo inverso (50/51),

están conectados en las fases A y C de la estrella formada por los secundarios de los TC’s localizados a la salida del banco entre el propio interruptor y las barras colectoras de 23 kV. Se emplean para la protección de fallas entre fases dentro de la zona que cubre al propio interruptor y al banco de capacitores.

- Relevador de sobrecorriente con unidad instantánea y de tiempo inverso (50/51N)

conectado en el neutro de la estrella de los TC’s utilizado para la protección de fallas de fase a tierra dentro de la zona que cubre al propio interruptor y al banco de capacitores.

- Cada capacitor que forma parte del banco está protegido por medio de un fusible

contra sobrecorrientes que proporciona el fabricante del banco. - Relevador de sobretensión (59) conectado a través de un TP al neutro de la

estrella de cada una de las secciones del banco de capacitores. Esta protección se utiliza para detectar sobretensiones producidas entre el neutro de una de las estrellas y tierra, debidas a condiciones de desbalanceo cuando se ha fundido el fusible de varios capacitores de una o dos fases de la misma estrella.

En la Fig. 7.28 se muestra la aplicación del sistema de protección para bancos de capacitores de 23 kV. 7.3.2.8 Protección diferencial de barras colectoras El principio de funcionamiento de la protección diferencial de barras esta basado en la ley de corrientes de Kirchhoff, que establece que la suma algebraica de las corrientes en un nodo es igual a cero. Esta protección tiene como función detectar la diferencia que existe de las corrientes que entran y las corrientes que salen de las barras colectoras, si resulta alguna diferencia la protección la detecta y opera [20, 21]. Una protección diferencial de barras debe satisfacer los siguientes requisitos [20]: - Ser completamente estable en caso de fallas externas a la zona de protección

debido a los errores de transformación de los transformadores de corriente de los diferentes elementos conectados a las barras colectoras.

- Tener alta velocidad de operación en caso de fallas internas . - Tener un alto grado de sensibilidad para funcionar en forma segura cuando sea

necesario y con el ajuste de mínima operación. En la protección diferencial de barras las corrientes de las tres fases, de cada uno de los elementos conectados a las barras colectoras, se convierten en una corriente monofásica por medio del transformador adaptador intermedio propio de cada elemento y a través de un circuito se obtiene la suma vectorial de estas corrientes monofásicas. La suma vectorial resultante es rectificada por un puente rectificador, obteniéndose el valor absoluto de la suma de corrientes ∑ I . Esta corriente rectificada tiene sentido de disparo de la protección [21]. En condiciones normales de operación la suma de corrientes ∑ I es cero, por lo que el relevador no opera. Cuando se presentan fallas externas de gran magnitud, la suma de corrientes ∑ I puede ser diferente de cero debido a los errores de transformación o a la saturación de los transformadores de corriente, por lo que puede operar falsamente la protección. Para evitar esta condición se cuenta con una unidad estabilizadora por cada elemento enlazado a las barras colectoras, estas unidades se conectan a los transformadores intermedios respectivos. De cada unidad estabilizadora se obtiene una salida de corriente rectificada [20]. Todas las salidas de las unidades estabilizadoras se conectan a un mismo circuito para obtener la suma de los valores absolutos de las corrientes rectificadas ∑ I . A esta corriente estabilizadora equivalente se le aplica un factor de estabilización s para

compensar la diferencia entre esta corriente y la corriente de operación. La condición para que opere la protección diferencial de barras es [20, 21]:

∑≥∑==

n

1kk

n

1kk IsI (7.18)

donde n es el número de elementos conectados a las barras colectoras protegidas. Como se puede observar la protección diferencial que se aplica en LFC para proteger las barras colectoras de las subestaciones, es similar a la protección diferencial de porcentaje que se aplica para generadores y transformadores de potencia. La protección diferencial de barras también cuenta con un modulo de supervisión automática de la misma protección. Este discrimina si la diferencia de corrientes detectada por la protección diferencial es debida a una falla en las barras colectoras o si la falla es en la propia protección. Si la falla es en las barras el modulo manda una señal de disparo a todos los interruptores asociados y una señal de alarma de que operó diferencial de barras. Cuado la falla es en la propia protección manda una señal de bloqueo al disparo de los interruptores para evitar que ocurra una interrupción indeseada y su vez manda una señal de alarma de falla de protección diferencial [21]. En las Fig. 7.29 y 7.30 se muestran los diagramas esquemático para la protección diferencial de barras colectoras con arreglo de doble barra con interruptor de amarre y arreglo de interruptor y medio. La protección diferencial de barras está formada básicamente por las siguientes unidades: - Unidad de medición de la protección diferencial de barras (87B) - Transformador intermedio y unidad estabilizadora (87BX) - Unidad de supervisión automática con elemento de disparo y alarma (87XB) - Relevador auxiliar de disparo con reposición eléctrica (86B) 7.3.2.9 Protección por falla de interruptor La protección por medio de relevadores contra fallas por cortocircuito en un sistema de potencia, debe ser esencialmente confiable y más aun sí existen diferentes factores que afectan su confiabilidad. Se ha observado mediante estudios estadísticos que el equipo de un sistema de protección falla con la siguiente proporción [15]:

Relevadores 43.0% Interruptores 13.5% Alambrado de transformadores de corriente 12.0%

Mecanismo del interruptor 7.0% Transformadores de corriente 7.0%

Alambrado de C.D. incluyendo los circuitos de disparo 5.0%

Transformadores de potencial 3.0% Contactos auxiliares del interruptor 3.0%

Bobina de disparo del interruptor 2.5%

Suministro de C.D. 1.0% Por lo cual se concluye que para aumentar la confiabilidad en la protección por relevadores, se requiere tener dos tipos de protección para cada elemento que constituye a una subestación. Al sistema de protección que opera para una falla en su zona de protección en el menor tiempo posible y que saca de servicio solo al elemento defectuoso para liberar la falla se le denomina protección primaria. El otro sistema de protección entra en funciones cuando un elemento de la protección primaria falla o está fuera de servicio, por lo que recibe el nombre de protección de respaldo, este sistema de protección se debe coordinar para que opere después del tiempo que debiera operar la protección primaria [12, 22]. Para que la protección de respaldo logre su objetivo, se debe conectar a diferentes fuentes la protección primaria tanto de corriente alterna (transformadores de corriente) como de corriente directa y en los interruptores que controlan ambos sistemas de protección se debe contar con una bobina de disparo para cada sistema. La protección de respaldo se puede clasificar en remota y local. La protección de respaldo remota es totalmente independiente de los circuitos de disparo, de los transformadores de instrumento y de las fuentes de corriente directa y además manda disparar interruptores diferentes a los de la protección primaria. La protección de respaldo remota tiene el inconveniente de que su habilidad se puede ver afectada en sistemas de potencia con configuración compleja, para detectar todas las fallas para las cuales debe operar, también tiene la desventaja de que puede sacar fuera de servicio a elementos no fallados. La protección de respaldo local tiene la función de una segunda protección de respaldo a los esquemas de protección, de tal forma que una vez que alguno de éstos haya detectado alguna falla, la protección de respaldo local supervisará el libramiento exitoso de la misma, en caso contrario ésta protección actuara sobre todos los interruptores que circundan la falla. En los esquemas normalizados de LFC esto se logra con la llamada protección por falla de interruptor (50FI). La forma de respaldar la falla de un interruptor es actuando sobre otros interruptores adyacentes que permitan aislar al interruptor fallado y al elemento de la subestación en el que se presentó el cortocircuito. En algunos casos dependiendo del arreglo de la subestación puede ser necesario actuar sobre interruptores de subestaciones remotas.

En la Fig. 7.31 se representa el esquema general de la lógica de operación de la protección por falla interruptor y en la Fig. 7.32 se muestra, en forma simplificada, la coordinación del tiempo de los dispositivos que influyen para la operación de la protección por falla de interruptor [20]. Cuando ocurre una falla, la unidad de sobrecorriente instantánea (50FI) del esquema de protección por falla interruptor la detecta, pero no puede mandar disparo a los interruptores correspondientes, hasta que no se completa la lógica de dicho esquema. Cuando los relevadores auxiliares (62X) o (62Y) operan y la unidad de sobrecorriente (50FI) está energizada, se cumple con la iniciación del esquema de protección por falla de interruptor. La protección primaria del elemento fallado manda operar al relevador 62X y la protección de respaldo del mismo elemento opera al 62Y. Las protecciones al operar mandan disparo al interruptor propio y simultáneamente activan a los relevadores auxiliares 62X ó 62Y respectivamente. Al operar cualquiera de los relevadores auxiliares inicia la protección por falla de interruptor, arrancando al relevador de tiempo (62) [22, 23]. Si la unidad de sobrecorriente instantánea (50) sigue energizada, lo que indica que la falla prevalece, cuando se alcance el tiempo para que se cumpla el ciclo de operación del relevador (62), entonces la protección por falla de interruptor manda los siguientes disparos [22, 23]: - Insistencia de disparo instantáneo para el propio interruptor. Como los

interruptores de 400 y 230 kV, que son los niveles de tensión en donde se aplica la protección por falla de interruptor, cuentan con dos bobinas de disparo una se aplica para la protección primaria y la otra para la de respaldo. La insistencia se realiza mandando el disparo a la bobina para la protección de respaldo.

- Insistencia de disparo para los interruptores asociados al elemento fallado, que

debieron ser disparados previamente por la propia protección del mismo elemento. Como por ejemplo la insistencia de disparo al interruptor de una línea en la subestación del otro extremo.

- Disparo local para los interruptores asociados a las barras colectoras en la que se

encuentra conectado el elemento fallado. Para que no opere incorrectamente la protección por falla de interruptor, en el ajuste del elemento de tiempo (62), se debe considerar el tiempo normal de liberación de la falla por protección primaria o de respaldo, el tiempo de reposición del dispositivo de sobrecorriente instantáneo (50FI) y un margen de seguridad. Cuando ocurre una falla en las barras colectoras de la subestación opera su protección diferencial y manda disparo a todos los interruptores asociados a las mismas barras y a la vez manda iniciar el esquema de protección por falla de interruptor a través del dispositivo auxiliar de iniciación 62Z siguiéndose con la lógica de operación del mismo esquema.

En la Fig. 7.33 se representa la aplicación de la protección por falla de interruptor para el interruptor 1 de la subestación B . Esta subestación tiene arreglo sencillo de barras colectoras en las que además está conectado un transformador de potencia y dos líneas de transmisión con sus extremos conectados a otras subestaciones.

Si ocurre una falla en la línea CB − y no es liberada por la protección primaria bcR , debido a la falla de cualquiera de los equipos de este sistema de protección, entonces la protección de respaldo debe actuar con un tiempo de retardo, de acuerdo a la coordinación con la protección primaria, para disparar al interruptor 1. Si el cortocircuito no es liberado porque el interruptor 1 falla al disparar, por cualquier causa, entonces la protección por falla de interruptor realiza las siguientes operaciones - Insistencia de disparo instantáneo al interruptor 1 que es el que falla al disparo.

Por si la falla se debió a la bobina o al circuito de disparo. - Dispara en forma local a los interruptores 5,3 y 7 que están asociados a las barras

colectoras de la subestación B , para liberar la falla. - Insistencia de disparo remoto para el interruptor 2 localizado en la subestación C . El esquema de la protección por falla interruptor puede ser aplicable a cualquier tipo de arreglo de barras colectoras pero con ciertas consideraciones para cada tipo. En las Figs. 7.20, 7.21, 7.22 y 7.24 se muestra la aplicación de la protección por falla de interruptor.

7.4 Equipos de medición

La medición de los parámetros eléctricos que cuantifican las fluctuaciones de potencia y tensión del sistema eléctrico, ocasionadas por fallas en el sistema, sobrecargas, sobretensiones, variaciones en la demanda de energía, etc., requiere contar con transformadores de instrumento y equipos de medición normalizados en LFC, que contemplen indicaciones de tensión, corriente, frecuencia, potencia activa y reactiva así como de la energía consumida en los elementos del sistema eléctrico. Para realizar las mediciones requeridas, es necesario utilizar aparatos adecuados, los cuales se instalan en los tableros de control protección y medición ubicados en los edificios de la subestación. A continuación se describen las funciones de los aparatos de medición, transformadores de instrumento y equipo auxiliar necesario para realizar las mediciones descritas. 7.4.1 Ampérmetros (AM) Estos aparatos permiten medir los valores de corriente eléctrica que circulan en los componentes del sistema eléctrico de potencia. Para un sistema trifásico, generalmente

se utiliza un solo ampérmetro para la medición de la corriente en una fase de uno de los elemento de la subestación. Los ampérmetros pueden ser electromagnéticos, electrodinámicos o digitales; estos utilizan en sustitución de la escala graduada, una pantalla luminosa. 7.4.2 Vóltmetros (VM) Estos aparatos se utilizan para medir la tensión en los diversos circuitos del sistema eléctrico. En los circuitos trifásicos comúnmente se utiliza un solo vóltmetro para leer la tensión entre fases de la instalación. 7.4.3 Wáttmetros (WM) Con objeto de medir la potencia activa ó real, se utilizan los wáttmetros, los cuales requieren una señal de corriente y otra de tensión. Para la medición trifásica se pueden utilizar dos wáttmetros monofásicos los cuales suman algebraicamente las lecturas para tener una magnitud resultante de potencia activa total. En instalaciones con tres fases y el neutro, se utilizan tres wáttmetros monofásicos para la lectura total de potencia. 7.4.4 Vármetros (VARM) Estos aparatos son similares a los wáttmetros, pero con la diferencia que miden la potencia reactiva de la instalación. 7.4.5 Watthorímetro (WHM) Estos aparatos integran la energía real ó activa consumida por la instalación eléctrica, es decir la energía eléctrica desarrollada durante un período de tiempo, para lo cual se requieren las señales de corriente y tensión. 7.4.6 Varhorímetros (VARHM) Estos aparatos son similares a los watthrorímetros, pero con la diferencia que integran la energía reactiva de la instalación consumida en un período de tiempo. 7.4.7 Frecuencímetros (FM) Son aparatos que se utilizan para medir la frecuencia de la energía que se recibe en la subestación. Este aparato al someterse a una tensión de corriente alterna, produce una imagen cuya frecuencia natural coincide con la frecuencia de la señal de tensión del sistema. 7.4.8 Multimedidor (MM) Este aparato permite medir en forma local o remota (Sección 7.5.2) y en multifunción se pueden medir los siguientes parámetros:

Tensión en cada fase (Va, Vb, Vc) Corriente en cada fase (la, lb, lc) Corriente del neutro (In) Tensiones de línea a línea (Vab, Vbc, Vca) Frecuencia Factor de potencia (cos Ø) Potencia aparente (S) Potencia real (P) Potencia reactiva (R) Demanda de potencia activa Demanda de corriente Energía real (MWh) Energía reactiva (Mvarh) Permite medir el flujo de energía en ambos sentidos en forma separada y se puede mantener comunicación simultánea remota con otros equipos y/o con el operador por medio de una interfaz con modem telefónico para obtención de datos en sistemas de control supervisorio. Se cuenta con una memoria interna que permite grabar el perfil de carga; asimismo, se tiene un sistema de autoprueba de las funciones primarias y esta provisto de alarma indicadora de falla del mismo [25]. Se provee de una batería de respaldo para el reloj y la memoria masiva, con vida útil mínima de cinco años y capacidad para treinta días continuos para mantener las siguientes condiciones: - Todos los registros de medición - Los parámetros de programación - La programación de las diferentes pantallas - Secuencias de lectura en la pantalla - Las calibraciones y ajustes del medidor El equipo debe ser programable para operar con dos o tres elementos e integrar consumos y demandas para parámetros seleccionados. En la Sección 7.4.8, se indican las mediciones normalizadas en LFC, las cuales se facilitan con el uso de los multimedidores. 7.4.9 Transformadores de instrumento Con objeto de realizar las mediciones de los parámetros descritos en la Sección 7.5.3, se requieren transformadores de instrumento que al transformar las magnitudes eléctricas, se pueden conectar en el secundario de estos, los equipos de medición requeridos con las siguientes ventajas: - Aísla los instrumentos de medición y protección del circuito primario - Permite la normalización de las características de operación de los instrumentos - Proporcionan seguridad al personal Los transformadores que se utilizan se describen a continuación.

7.4.9.1 Transformadores de corriente La principal función de los transformadores de corriente, es transformar la corriente de un circuito primario a un valor normalizado que sea aplicable a los diversos instrumentos de medición y protección. Estos transformadores de corriente están diseñados para suministrar la magnitud de la corriente adecuada en aparatos de medición, protección o ambos, de tal manera que la corriente secundaria en las condiciones normales de uso, es proporcional a la corriente primaria y defasada respecto a ella un ángulo cercano a cero. La aplicación adecuada de los transformadores de corriente implica considerar las siguientes características principales [26]: - Tipo de aislamiento.- Dependiendo de la tensión nominal de operación, los TC’s

pueden tener tres tipos de aislamiento: en aire, en resina epóxica o en aceite. Los transformadores para alta tensión suelen especificarse sumergidos en aceite.

- Corriente nominal primaria.- Se define como el valor eficaz de la corriente primaria

sobre la cual se basa el funcionamiento del transformador. Existen relaciones normalizadas de transformación simple, doble o múltiple así como valores para la corriente primaria.

- Corriente nominal secundaria.- Es el valor de corriente que se obtiene de dividir la

corriente nominal primaria entre la relación nominal de transformación. El valor normalizado de esta corriente es 1A, 2A y 5A, de los cuales se selecciona preferentemente este último. Para grupo de transformadores conectados en delta, el valor normalizado se debe dividir entre 3 .

- Corriente térmica nominal de tiempo corto.- Se define como el valor smr de la

corriente que puede circular durante un segundo por el devanado primario, cuando el devanado secundario está en corto circuito, sin que se excedan los límites especificados de temperatura.

- Corriente nominal dinámica.- Es el valor pico de la corriente primaria que el

transformador sin sufrir ningún daño, es capaz de soportar con el devanado secundario cortocircuitado.

- Niveles de aislamiento.- Al transformador de instrumento, se le asigna un nivel de

aislamiento al impulso (Tablas 3.1 y 3.2 del Capítulo 3), de acuerdo con las pruebas dieléctricas en fábrica que el transformador es capaz de soportar.

- Devanados secundarios.- Los transformadores de corriente pueden ser

especificados con uno, dos, tres o cuatro devanados secundarios con circuito magnético independiente y devanado primario común. El hecho de tener circuitos magnéticos independientes, permite asignar una función específica a cada

devanado sin que la operación de uno afecte a los otros; teóricamente se comportan como transformadores independientes.

- Clase de precisión y carga secundaria (burden).- La precisión de un transformador

de instrumento, se afecta de acuerdo con su diseño y construcción, por las condiciones de operación del circuito y por la carga impuesta al circuito secundario; por lo tanto, para un transformador de corriente específico y bajo condiciones determinadas de operación, la precisión dependerá de la carga secundaria impuesta.

Por esta razón, se han establecido cargas normalizadas que permiten clasificar a

los TC’s por su precisión considerando “burden” para medición y “burden” para protección.

• Precisión para medición.- Desde el punto de vista de la medición, son

importantes tanto el error de relación como el de ángulo de fase, por lo cual ambos se toman como base para especificar el comportamiento de los transformadores para las diferentes precisiones. Se tienen seis clases de precisión para medición, 0.1, 0.2, 0.5, 1, 3 y 5. Los límites para el error en corriente y ángulo de fase considerando las clases 0.1, 0.2, 0.5 y 1, a frecuencia nominal, no se deben exceder los valores indicados, en la Tabla 7.2 cuando la carga en el secundario (burden) tiene un valor entre 25 y 100% de la nominal del transformador y para la clase de precisión 3 y 5, el error en corriente a frecuencia nominal, no debe exceder los valores indicados en la Tabla 7.2 para carga secundaria entre 50 y 100% de la nominal del transformador.

Tabla 7.2 Límite de error de corriente y desplazamiento angular de TC’s de medición [29]

± Desplazamiento angular con respecto a la corriente nominal, indicada en %

Clase de precisión

± Porciento de error de relación de corriente con respecto a la corriente nominal indicada en % Minutos

5 20 50 100 120 5 20 100 120 0.1 0.4 0.2 - 0.1 0.1 15 8 5 5 0.2 0.75 0.35 - 0.2 0.2 30 15 10 10 0.5 1.5 0.75 - 0.5 0.5 90 45 30 30 1.0 3.0 1.5 - 1.0 1.0 180 90 60 60 3 - - 3 - 3 - - - - 5 - - 5 - 5 - - - -

• Precisión para protección.- La clase de precisión normalizada para los transformadores de corriente para protección es de 5P y 10P, con factores límites de 5, 10, 15, 20 y 30. Para frecuencia y carga nominal (burden) del transformador, el error de corriente, desplazamiento angular y error compuesto, no debe exceder los valores indicados en la Tabla 7.3.

Tabla 7.3 Límites de error para TC’s de protección [29]

Desplazamiento angular para

corriente primaria nominal

Clase de precisión

Error en corriente para corriente

primaria nominal (%) Minutos

Error compuesto para límite de precisión con

corriente nominal (%)

5P ± 1 ± 60 5 10P ± 3 - 10

Las características generales de las TC’s de 15 a 400 kV utilizados en LFC, se indican en la Tabla 7.4, considerando la tensión de aguante al impulso por rayo externo a 1000 m de altitud. Las características eléctricas de los TC’s especiales para medición de energía de los alimentadores de 23 kV [32], son las siguientes: - Servicio: Intemperie - Aislamiento: Seco - Tipo: Devanado Bipartido - Clase de aislamiento: 600 Volts - Altitud de operación: 2300 m - Relación de transformación: 400:5 - Precisión: 0.2 - Carga: 25 VA - Frecuencia: 60 Hz - Sobrecorriente térmica: 1.2 x In en permanencia - Corriente de aguante de corto 30 veces la corriente

tiempo (1 seg) valor eficaz: nominal (In) - Corriente pico nominal de 76.2 veces la corriente soporte 2 ciclos valor pico nominal (In) - Límite de elevación de 55°C sobre una temperatura temperatura: ambiente máxima de 40°C y una temperatura promedio, durante 24 horas de 30°C, a una altitud de 2300 m.s.n.m. 7.4.9.2. Transformadores de corriente auxiliares [26] En las protecciones que comparan parámetros de corriente, es necesario igualar las relaciones de los transformadores de corriente, de tal manera que bajo condiciones normales de operación las corrientes secundarias se encuentran balanceadas. Para tal objeto, se utilizan transformadores auxiliares o de ajuste que se deben seleccionar considerando especialmente la carga secundaria (burden) y la posible saturación. Para obtener las diferentes relaciones de transformación, normalmente el transformador de ajuste consta de ocho devanados, dos a dos iguales, con diferente número de espiras y sección transversal del arollamiento. Cada uno de los extremos del devanado se coloca en sus bornes de conexión designando un número progresivo en el sentido de los devanados como se muestra en la Tabla 7.5. Debido a que los transformadores auxiliares son más pequeños y de menor relación de transformación que los principales, tienen un nivel de saturación menor y con el fin de reducir al máximo la posibilidad de que unos se saturen antes que otros, se requiere adquirirlos de la mejor calidad posible. Al estimar la precisión de los transformadores principales, se requiere que al calcular la magnitud de su impedancia secundaria total, las impedancias de la carga y del transformador auxiliar se refieran al lado primario del transformador auxiliar o sea al lado secundario del transformador principal de la siguiente manera:

sp ZaZ 2= (19 )

1

2

2

1

II

NNa ==

sp ZII

Z2

1

2

= (20 )

Tabl

a 7

.4 C

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V)

Tens

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V)

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(Kv)

ex

tern

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V)

420

400

Pede

stal

80

0X16

00 :

5//5

//5A

1er

Sec

unda

rio

2°

Sec

unda

rio

3er

Sec

unda

rio

10

0 VA

. Cla

se 0

.2

100

VA. C

lase

0.2

10

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se 0

.2

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VA.

Cla

se 1

0P20

50 V

A. C

lase

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VA.

Cla

se 1

0P20

1425

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420

400

Pede

stal

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5//5

//5A

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Sec

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rio

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rio

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VA.

Cla

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.2

50 V

A. C

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0.2

50

VA.

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se 0

.2

50

VA.

Cla

se 1

0P20

50 V

A. C

lase

10P

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VA.

Cla

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0P20

1425

16

75

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230

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stal

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0X12

00/8

00X1

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: 5//5

A 1er

S

ecun

dario

2°

S

ecun

dario

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VA.

Cla

se 0

.2

50 V

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lase

0.2

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VA.

Cla

se 1

0P20

50 V

A. C

lase

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0 13

00

245

230

Pede

stal

60

0X12

00/8

00X1

600

: 5//5

A 1er

Se

cund

ario

2°

S

ecun

dario

50

VA.

Cla

se 0

.2

50 V

A. C

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0.2

50

VA.

Cla

se 1

0P20

50 V

A. C

lase

10P

2090

0 10

50

245

230

Pede

stal

60

0X12

00/1

000X

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: 5/

/5A

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Sec

unda

rio

2°

Sec

unda

rio

50

VA.

Cla

se 0

.2

50 V

A. C

lase

0.2

50

VA.

Cla

se 1

0P20

50 V

A. C

lase

10P

2090

0 10

50

123

85

Pede

stal

40

0X80

0/12

00 :

5//5

A 1er

S

ecun

dario

2°

S

ecun

dario

50

VA.

Cla

se 0

.2

50 V

A. C

lase

0.2

50

VA.

Cla

se 1

0P20

50 V

A. C

lase

10P

2045

0 55

0

123

85

Pede

stal

10

0X20

0X30

0X40

0 : 5

//5A

1er

Sec

unda

rio

2°

Sec

unda

rio

50

VA.

Cla

se 0

.2

50 V

A. C

lase

0.2

50

VA.

Cla

se 1

0P20

50 V

A. C

lase

10P

2045

0 55

0

24

23

Pede

stal

10

00X2

000

: 5//5

A 1er

S

ecun

dario

2°

S

ecun

dario

50

VA.

Cla

se 0

.2

50 V

A. C

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0.2

50

VA.

Cla

se 1

0P20

50 V

A. C

lase

10P

2012

5 15

0

24

23

Pede

stal

60

0X12

00 :

5//5

A 1er

Se

cund

ario

2°

S

ecun

dario

50

VA.

Cla

se 0

.2

50 V

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lase

0.2

50

VA.

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se 1

0P20

50 V

A. C

lase

10P

2012

5 15

0

17.5

15

Pe

dest

al

600

: 5//5

A 1er

S

ecun

dario

2°

S

ecun

dario

25

VA.

Cla

se 0

.2

25 V

A. C

lase

0.2

25

VA.

Cla

se 1

0P20

25 V

A. C

lase

10P

2095

12

5

Tabla 7.5 Características de los Transformadores de corriente auxiliares [28]

Bornes Relación

de vueltas

Corriente máxima continua

Imax (A)

Voltaje máximo en vacío

Vmax (V)

Resistencia C.D. ( ± 20% )

( )Ω Primario Secundario

1-2 1 8.8 2 0.0121 X

3-4 2 8.8 4 0.020 X

5-6 7 6.3 14 0.058 X

7-8 16 1.24 32 0.640 X

9-10 1 8.8 2 0.014 X

11-12 2 8.8 4 0.018 X

13-14 7 6.3 14 0.073 X

15-16 16 1.24 32 0.590 X

donde:

=a relación de transformación =pZ impedancia primaria =sZ impedancia secundaria =1N número de vueltas primario =2N número de vueltas secundario

=1I corriente primaria =2I corriente secundaria

De acuerdo con la ecuación anterior, las impedancias primarias o secundarias dependerán de la relación de transformación de los TC’s auxiliares, por ejemplo si la corriente secundaria es mayor que la corriente primaria, por lo tanto la impedancia primaria será mayor que la impedancia secundaria y viceversa. 7.4.9.3 Transformadores de potencial [30] Los transformadores de potencial permiten transformar las tensiones de distribución, subtransmisión y transmisión, en valores de baja tensión para realizar mediciones eléctricas y funciones de protección.

En estos transformadores la tensión secundaria es proporcional a la tensión primaria de acuerdo con la relación de transformación y considerando una diferencia de fase con un ángulo aproximadamente de cero. Las tensiones normalizadas en el primario para un transformador potencial conectado entre una línea de un sistema trifásico y tierra, debe ser 3/1 veces el valor de la tensión nominal del sistema. Asimismo, los valores de tensión normalizados en el secundario deben dividirse entre 3 para conservar la relación de transformación nominal. Estos valores normalizados de tensión en el secundario son: 100, 110, 115, 120, 200 y 230 V [30]. Por otra parte, la potencia normalizada de los TP’s para un factor de potencia atrasada de 0.8 es: 10, 15, 25, 30, 50, 75, 100, 150, 200, 300, 400 y 500 VA. Para TP’s de medición, la clase de precisión se designa para tensión y carga (burden) nominal, de acuerdo con el más alto porcentaje de error permisible de tensión recomendado para la clase de precisión que le corresponda, las cuales son: 0.1, 0.2, 0.5, 1.0 y 3.0 . Los límites de error de tensión y desplazamiento angular, se indican en la Tabla 7.6, considerando entre 80 y 120% de la tensión nominal y una carga del 25 al 100% de la nominal con un factor de potencia 0.8 atrasado.

Tabla 7.6 Límites de error de tensión y desplazamiento angular de TP´s de medición [30]

± Desplazamiento angular

Clase de precisión± Por ciento de error de

tensión con respecto a la tensión nominal Minutos

0.1 0.1 5 0.2 0.2 10 0.5 0.5 20 1.0 1.0 40 3.0 3.0 no se especifica

Los niveles de aislamiento al impulso para los TP´s utilizados el LFC, se indican en la Tabla 7.7 para tensiones de aguante a 1000 m de altitud.

Los valores normalizados para considerar el factor de tensión de los TP’s, están determinados por la tensión máxima de operación, la cual depende de la tensión nominal del sistema y de las condiciones de aterrizamiento del devanado primario de los transformadores. Para diversas condiciones de aterrizamiento y tiempo máximo de operación, en la Tabla 7.8 se indican los factores de tensión. Para TP’s de protección, la clase de precisión normalizada es 3P y 6P, con los mismos límites de error de tensión y desplazamiento angular que se aplican para el 5% de

tensión nominal y con la correspondiente tensión para el factor de tensión nominal. Los límites del error de tensión y desplazamiento angular para la frecuencia nominal, se indican en la Tabla 7.9 considerando que no se deben exceder estos valores para 5% de la tensión nominal y multiplicando esta por el factor de tensión (Tabla 7.8), con cargas (burdens) de entre 25 y 100% de la nominal para un factor de potencia 0.8 atrasado. Tabla 7.7 Tensiones de pruebas dieléctricas a los aislamientos internos y externos de

TP’s [31]

Tensión de aguante al impulso por:

Rayo Maniobra

Tensión de aguante a baja

frecuencia 60 Hz

Tensión de aguante al impulso por onda cortada

Distancia mínima de fuga

Tensión máxima

de diseño

Interno (kV)

Externo (kV)

Interno (kV)

Externo (kV)

Interno (kV)

Externo (kV)

Interno (kV)

Externo (kV) mm.

420 1425 1800 1050 1300 19 790 1640 2070 9400

420 1425 1675 1050 1175 19 740 1640 1925 9400

245 900 1175 745 950 19 510 1035 1295 5650

245 900 1050 745 850 19 460 1035 1210 5650

123 450 550 n.a. n.a. 185 230 520 635 2900

24 125 150 n.a. n.a. 50 60 145 175 660

24 125 150 n.a. n.a. 50 60 145 175 660

24 125 150 n.a. n.a. 50 60 145 175 660

17.5 95 125 n.a. n.a. 38 50 110 145 390 Nota: n.a. indica que no se aplica el concepto

Tabla 7.8 Factores de tensión normalizados [30]

Factor de tensión

Tiempo máximo

Método de conexión del devanado primario y condiciones de aterrizamiento del sistema

1.2 Continuo Entre fases en cualquier red. Entre el neutro de la estrella del TP y tierra en cualquier red

1.2 Continuo 1.5 30 s

Entre fase y tierra en un sistema con neutro efectivamente aterrizado

1.2 continuo

1.9 30 s

Entre fase y tierra en un sistema con neutro no efectivamente aterrizado y disparo automático de falla a tierra

1.2 continuo

1.9 8 h

Entre fase y tierra en un sistema con neutro aislado sin disparo automático de falla a tierra o en un sistema aterrizado resonante sin disparo automático de falla a tierra

Tabla 7.9 Error de tensión límite y desplazamiento angular para TP’s de protección [30]

± Desplazamiento angular

Clase ± Porciento de error de

tensión con respecto a la tensión nominal Minutos

3 P 3.0 120 6 P 6.0 240

Las características generales de los TP’s para protección y medición utilizados en las subestaciones de LFC, se indican en la Tabla 7.10 considerando la tensión de aguante al impulso por rayo externo a 1000 m de altitud. 7.4.9.4 Transformadores de potencial capacitivos Los transformadores de potencial capacitivos tienen la misma función que las TP’s, sin embargo, debido a su construcción, los transformadores de potencial capacitivos son utilizados en LFC, con la ventaja de que permiten un acoplamiento en conjunto con el equipo de onda portadora (carrier). Los transformadores de potencial capacitivos, cuentan con un capacitor de acoplamiento y adicionalmente con un dispositivo de potencial diseñado para suministrar una tensión adecuada a los aparatos de medición y equipos de protección que en condiciones normales de uso, la tensión secundaria del transformador reductor, es proporcional a la tensión primaria defasada un ángulo cercano a cero grados. Las tensiones nominales primarias de operación para LFC son 85, 115, 150, 230 y 400 kV y las tensiones nominales secundarias deben ser 69 y 120 ó 66 y 115 V [33]. Las relaciones de transformación, clase de precisión, potencia y tensiones de aguante, se describen en la Tabla 7.11. Los transformadores de potencial capacitivos, cuenta con un dispositivo de potencial que incluye los elementos secundarios tales como: transformador intermedio con un mínimo dos devanados secundarios, reactor de compensación, bobina de bloqueo con su dispositivo de protección, impedancia de amortiguación de efectos ferrorresonantes, cuchilla de puesta a tierra y dispositivo de protección contra sobretensiones momentáneas. 7.4.9.5 Transductores para telemedición [34, 35] Los transductores para variables eléctricas permiten que las señales analógicas se transformen a valores de corriente y/o tensión adecuados para procesar esta información, es decir un transductor es un elemento que recibe una variable cualquiera

Tabl

a 7.

10 C

arac

terís

ticas

gen

eral

es d

e lo

s tra

nsfo

rmad

ores

de

pote

ncia

l de

15 a

400

kV

[31]

Car

ga y

cla

se d

e pr

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ión

para

Te

nsió

n de

agu

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al

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Med

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Prot

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lor

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(kV)

Tens

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nom

inal

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l si

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lor

efic

az

(Kv)

Tipo

Se

rvic

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Fact

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nsió

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tra

nsfo

rmac

ión

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ncia

Cla

se

Cla

se

Pote

ncia

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V)

(kV)

420

400

Pede

stal

In

tem

perie

1.

2

2000

&200

0&33

33:1

1e

r. Se

cund

ario

2º

. Se

cund

ario

3e

r. Se

cund

ario

75

VAC

lase

0.2

75

VAC

lase

0.2

75

VAC

lase

0.2

3P75

VA

3P75

VA

3P75

VA

1425

18

00

420

400

Pede

stal

In

tem

perie

1.

2 20

00&2

000&

3333

:1

1er.

Secu

ndar

io

2º.

Secu

ndar

io

3er.

Secu

ndar

io

75

VAC

lase

0.2

75

VAC

lase

0.2

75

VAC

lase

0.2

3P

75VA

3P

75VA

3P

75VA

1425

16

75

245

230

Pede

stal

In

tem

perie

1.

2 12

00&1

200&

2000

:1

1er.

Secu

ndar

io

2º.

Secu

ndar

io

3er.

Secu

ndar

io

75

VAC

lase

0.2

75

VAC

lase

0.2

75

VAC

lase

0.2

3P

75VA

3P

75VA

3P

75VA

900

1175

245

230

Pede

stal

In

tem

perie

1.

2 12

00&1

200&

2000

:1

1er.

Secu

ndar

io

2º.

Secu

ndar

io

3er.

Secu

ndar

io

75

VAC

lase

0.2

75

VAC

lase

0.2

75

VAC

lase

0.2

3P

75VA

3P

75VA

3P

75VA

900

1050

123

85

Pede

stal

In

tem

perie

1.

2 40

0&40

0&80

0:1

1er.

Secu

ndar

io

2º.

Secu

ndar

io

3er.

Secu

ndar

io

75

VAC

lase

0.2

75

VAC

lase

0.2

75

VAC

lase

0.2

3P

75VA

3P

75VA

3P

75VA

450

550

24

23

Pede

stal

In

tem

perie

1.

2 20

0:1

1er.

Secu

ndar

io

50VA

Cla

se 0

.2

3P50

VA

125

150

24

23

Pede

stal

In

tem

perie

1.

2 12

0:1

1er.

Secu

ndar

io

50VA

Cla

se 0

.2

3P50

VA

125

150

24

23

Pede

stal

In

tem

perie

1.

2 20

0&12

0:1

1er.

Secu

ndar

io

2º.

Secu

ndar

io

50

VAC

lase

0.2

50

VAC

lase

0.2

3P

50VA

3P

50VA

12

5 15

0

17.5

15

Pe

dest

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Inte

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1.2

60:1

1e

r. Se

cund

ario

25

VAC

lase

0.2

3P

25VA

95

125

Tabla 7.11 Características de los transformadores de potencial capacitivo [33]

Tensión (valor eficaz)

Tensión de aguante al impulso por rayo

(Nota 1)

Nom KV

(nota)

Máx. KV

Relación de transformación

Clase de precisión y potencia (ANSI)

Clase de precisión y potencia

(IEC) Interior kV

Exterior kV

400 (2) 420 2000:1

3330:1

0.3WXY 0.6Z 0.6WXYZ 1. 2Z

0.2 200/100/50 VA 0.5 200/100/50 VA 1 200/100/50 VA

1425 1800

400 (3) 420 2000:1

3330:1

0.3WXY 0.6Z 0.6WXYZ 1. 2Z

0.2 200/100/50 VA 0.5 200/100/50 VA 1 200/100/50 VA

1425 1675

230 (2) 245 1200:1

2000:1

0.3 WXY 0.6 WXYZ 1.2 Z

0.2 200/100/50 VA 0.3 200/100/50 VA 1 200/100/50 VA

1050 1300

230 (3) 245 1200:1

2000:1 0.3 WXY 0.6 WXYZ 1.2 Z

0.2 200/100/50 VA 0.5 200/100/50 VA 1 200/100/50 VA

950 1050

1050 1175

150 (3) 170 750:1

1250:1 0.3 WXY 0.6 WXYZ

0.2 200/100/50 VA 0.5 200/100/50 VA 650 750

115 (3) 123 600:1

1000:1 0.3 WXY 0.6Z 0.5 100/50 VA 550 650

85 (3) 123 450:1

750:1 0.3 WXY 0.6Z 0.5 100/50 VA 550 650

Notas: (1) Los valores de tensión de aguante al impulso por rayo están referidos al nivel del mar. (2) Estos valores están referidos hasta 1000 m.s.n.m. y son aplicados para una altitud de 3000 m. (3) Estos valores están referidos hasta 1000 m.s.n.m. y son aplicables para una altitud de 2300 m. (4) Los valores de la clase de precisión y potencia de las normas IEC y ANSI son independientes.

y produce una salida cuyo valor se relaciona con el valor de entrada, de acuerdo a una regla específica de conversión. En los transductores para telemedición, el valor de salida es directamente proporcional al valor de la entrada, por lo cual un transductor recibe una señal analógica eléctrica de corriente alterna, como corriente, tensión, potencia activa o reactiva, frecuencia, etc., y produce una salida de corriente o tensión de corriente directa, proporcional a la señal original con valores habitualmente del orden de miliamperes o para la tensión de milivolts o algunos volts, de tal manera que se debe verificar que la resistencia total del circuito externo de corriente, no exceda los valores máximos indicados por el fabricante para las señales de salida en miliamperes. De acuerdo a la función de la variable de entrada que se adapta para remitirla a los

equipos de medición ó control supervisorio, los transductores requieren señales de entrada de corriente, de tensión o ambas. Los transductores utilizados en LFC, se clasifican de acuerdo a la cantidad por medir en: de corriente, de tensión, de potencia activa, de potencia reactiva, de watt a watt-hora, de voltamper reactivo a voltamper reactivo-hora, de energía reactiva, de frecuencia, de resistencia de temperatura y de resistencia de la posición del cambiador de derivaciones. El rango de corriente de entrada para transductores de corriente es de 0 a 5A de C.A. y para transductores de tensión, la tensión de entrada es de 0 a 150 V de C.A. con precisión para ambos transductores a plena salida y dentro del rango de frecuencia de ± 0.25%. Las anteriores características de tensión y corriente, permiten su conexión a las señales que provienen de los TC’s y TP’s del circuito de potencia, facilitando realizar la telemedición.

7.5 Sistemas de medición Los sistemas de medición en una subestación se definen como el conjunto de aparatos de medición conectados en baja tensión a través de los transformadores de instrumento (TP’s y TC’s), los cuales indican los parámetros eléctricos de las instalaciones de distribución, subtransmisión y transmisión, incluyendo los equipos auxiliares en los servicios de estación. Existen genéricamente dos tipos de aparatos de medición: los analógicos y los digitales. Los equipos analógicos fueron utilizados ampliamente en las instalaciones de LFC, pero últimamente se están instalando los equipos digitales considerando que tienen ventajas sobre los primeros, tales como facilidad de instalación por su peso y tamaño reducido, amplia capacidad de almacenamiento de información, versatilidad en la medición de los parámetros y un consumo bajo de energía. Los sistemas de medición en LFC, se clasifican en sistemas con medición local y sistemas con medición remota (telemedición). 7.5.1 Sistema con medición local El sistema de medición local implica la medición de las variables eléctricas en los propios tableros de la subestación, tanto de subestaciones telecontroladas como no telecontroladas y se pueden utilizar equipos de medición analógicos o multimedidores. Para las diversas instalaciones de transmisión, subtransmisión y distribución de LFC, se describen a continuación las funciones de medición local correspondientes.

7.5.1.1 Líneas de transmisión y cables de potencia En líneas de 400 kV, líneas y cables subterráneos de 230 y 85 kV se mide la potencia real y potencia aparente, En los puntos de recepción de generación procedente de plantas de la CFE, se mide la potencia real, potencia reactiva y la energía real recibida y entregada. Para el suministro en consumidores industriales de 230 y 85 kV, se mide la energía entregada, la integración de la potencia reactiva entregada y la demanda máxima. 7.5.1.2 Bancos de transformación En transformadores trifásicos y bancos trifásicos formados por transformadores monofásicos, se realiza la medición de potencia real y potencia reactiva. En bancos de distribución en el lado de baja tensión, adicionalmente se instalan medidores de energía real (kWh). 7.5.1.3 Alimentadores de 23 kV En estos se realiza la medición de la intensidad de corriente en una sola fase 7.5.1.4 Bancos de capacitores En los bancos de capacitores de 23 kV, se mide la potencia reactiva 7.5.1.5 Barras colectoras En las barras colectoras de 400, 230, 85 y 23 kV, se mide la tensión en una sola fase. Así mismo se instala un frecuencímetro para cada subestación, ubicado en las barras de mayor tensión. En las instalaciones con medición local, anteriores al uso de los multimedidores, se utilizan para medir la potencia real y reactiva wáttmetros y vármetros de dos y medio elementos. A su vez, en la medición de la energía en los transformadores, se utilizan wáttmetros trifásicos de tres elementos y en general también se utilizan estos para la medición de energía real y reactiva. En la Tabla 7.12, se indican las características de los diversos aparatos de medición, así como las relaciones de los TP’s y TC’s para distintas aplicaciones, considerando básicamente los aparatos analógicos anteriores al uso de los multimedidores, con funciones de medición similares a las que realizan estos multimedidores en los sistemas con medición local y remota. En las líneas de 230 y 85 kV los transformadores de instrumento así como los aparatos de medición, están seleccionados para condiciones de emergencia (uno de los dos circuitos fuera de servicio)

7.5.2 Sistema con medición remota Con objeto de transmitir al centro de control las señales de medición generadas en las subestaciones, es decir realizar una medición remota (telemedición), para facilitar la transmisión se colocan transductores a la salida de los transformadores de instrumento que convierten estas señales a niveles de miliamperes, mismas que se envían a la unidad terminal remota la cual a su vez las transmite al centro de control del sistema por medio de los equipos de comunicación (hilo piloto, onda portadora, banda lateral única y fibra óptica). Las señales que básicamente se transmiten por telemedición son: corriente, tensión, frecuencia, potencia activa y reactiva y energía activa y reactiva, pero prácticamente con el uso de los multimedidores, se puede realizar la telemedición de todos los parámetros de la subestación que miden estos equipos. La tendencia actual es utilizar en las subestaciones ambos sistemas: medición local y medición remota.

Tabla 7.12 Características de los aparatos de medición utilizados en LFC [20]

(anterior al uso de los multimedidores) Elemento del sistema en el que se realiza la medición

Aparatos de medición Escala Relación de

TP´s y TC´s Observaciones

Barras colectoras de 400 kV VM FM

0-500 kV 55-65 Hz TP 2000:1

- Ver nota 2. - La medición de frecuencia se enviará a la oficina central de control y no habrá indicador local

Barras colectoras de 230 kV VM FM

0-360 kV 45-55 Hz TP 1200:1

- Ver nota 1. - Para 60 Hz. el frecuencímetro será de escala 55-65 Hz. - Ver nota 2.

Barras colectoras de 85 kV VM FM

0-120 kV 45-55 Hz TP 400:1

- Ver nota 1. - Para 60 Hz. el frecuencímetro será de escala 55-65 Hz. - Ver nota 2.

Barras colectoras de 23 kV VM 0-36 kV TP 120:1 - Ver nota 2

Líneas de 400 kV 1ª. Etapa para condiciones iniciales

WM

VARM

600-0-600-MW 400-0-400 MVAR

TC 800:5 TP 2000:1

- WHM y VARHM, solo si son líneas de suministro procedentes de plantas de C.F.E.

Líneas de 400 kV 2ª. Etapa para condiciones finales

WM

VARM

1200-0-120 MW 800-0-800 MVAR

TC 1600:5 TP 2000:1

- WHM y VARHM, solo si son líneas de suministro procedentes de plantas de C.F.E.

Elemento del sistema en el que se realiza la medición

Aparatos de medición Escala Relación de

TP´s y TC´s Observaciones

Líneas de 230 kV 1 conductor por fase ACSR de 1113 MCM

WM

VARM

500-0-500 MW 300-0-300 MVAR

TC 1200:5 TP 1200:1

Líneas de 230 kV 2 conductores por fase ACSR de 1113 MCM Capacidad máxima de conducción de corriente 2000 A (796 MVA)

WM

VARM

800-0-800 MW 500-0-500 MVAR 1000-0-1000 MW 600-0-600 MVAR

TC 1600:5 TC 2000:1 TP 1200:1

- La relación de 1600:5 se usa generalmente en arreglos de anillo e interruptor y medio. La relación de 2000:5 se usa de preferencia en arreglo de barras sencillas ó amarradas.

Líneas de 85 kV 2 conductores por fase ACSR de 795 MCM Capacidad máxima de conducción de corriente: 1800 A (264 MVA)

WM

VARM

300-0-300 MW 200-0-200 MVAR

TC 2000:5 TP 400:1

Alimentadores de 23 kV Capacidad máxima: 308 A (12 MVA) Subestaciones en anillo con 3 ó con 4 transformadores trifásicos de 30 MVA (2 alimentadores por transformador) o de 60 MVA (4 alimentadores por transformador).

AM 0-600 A TC 600:5 - La medición de corriente se hará en una sola fase.

Bancos de capacitores de 23 kV Capacidad a 50 Hz: 10.5 MVA 264 A

VARM 0-20 MVAR TC 400:5

- Si el banco de capacitores se encuentra dentro de la protección diferencial del banco de potencia, los TC’s asociados serán de relación 1200:5 y la relación de 400:5 se obtiene con TC´s auxiliares

Bancos de 330 MVA, 400/230 kV formados por 3 autotransformadores monofásicos, con arreglo de interruptor y medio en baja tensión 11 = 476 A 12 = 828 A

WM

VARM

500-0-500 MW 300-0-300 MVAR

TC 1200:5 TP 1200:1

- Medición en el lado de baja tensión.

Elemento del sistema en el que se realiza la medición

Aparatos de medición Escala Relación de

TP´s y TC´s Observaciones

Transformador trifásico de 100 MVA, 230/85 kV con arreglo de interruptor y medio en baja tensión. 11 = 255 A 12 = 680 A

WM

VARM

200-0-200 MW 100-0-100 MVAR

TC 1200:5 TP 400:1

- Medición en el lado de baja tensión.

Transformador trifásico de 100 MVA, 230/85 kV con arreglo de barras amarradas en baja tensión. 11 = 255 A 12 = 680 A

WM

VARM

150-0-150 MW 75-0-75 MVAR

TC 800:5 TP 400:1

- Medición en el lado de baja tensión.

Bancos de 100 MVA, 230/85 kV, formados por 3 transformadores monofásicos, con arreglo de barras amarradas en baja tensión. 11 = 255 A 12 = 680 A

WM

VARM

150-0-150 MW 75-0-75 MVAR

TC 800:5 TP 400:1

- Medición en el lado de baja tensión.

Transformadores trifásicos de 60 MVA, 230/23 kV, un solo secundario. 11 = 151 A 12 = 1510 A

WM VARM WHM

0-80 MW 50-0-50 MVAR

TC 1000:5 TP 120:1

- Medición en el lado de baja tensión. - Ver nota 3.

Transformadores trifásicos de 60 MVA, 230/23 kV, doble secundario 11 = 151 A 11 = 755 A 12

b = 755 A

WM

VARM

WHM

0-50 MW 25-0-25 MVAR

TC 1000:5 TP 120:1

- Medición en el lado de baja tensión en cada uno de los secundarios. - Ver nota 3.

Transformadores trifásicos de 30 MVA, 230/23 kV. 11 = 204 A 12 = 755 A

WM

VARM

0-50 MW 25-0-25 MVAR

TC 1000:5 TP 120:1

- Medición en el lado de baja tensión. - Ver nota 3.

Banco de 30 MVA, 85/23 kV, formados por 3 transformadores monofásicos. 11 = 204 A 12 = 755 A

WM

VARM

0-50 MW 25-0-25 MVAR

TC 1000:5 TP 120:1

- Medición en el lado de baja tensión. - Ver nota 3.

Puntos de recepción de generación procedentes de plantas de la C.F.E.

WM VARM 2WHM

TP 1200:1

- Las escalas de los aparatos indicadores dependerán de la capacidad del servicio.

- Ver nota 3.

Elemento del sistema en el que se realiza la medición

Aparatos de medición Escala Relación de

TP´s y TC´s Observaciones

Puntos de suministro en 230 Y 85 kV a consumidores

WHM VARHM

M.D. Máx.

- Ver nota 3. - Relación de TC’s de acuerdo

con la carga del consumidor. - Las constantes aplicadas a los medidores, dependerán de las relaciones de TP’s y TC’s y serán iguales dentro de un mismo servicio.

Cables de 230 kV Capacidad de conducción de corriente: Sin oscilación de aceite : 550 A (219 MVA) Con oscilación de aceite: 740 A (295 MVA) Con circulación de aceite: 880 A (350 MVA)

WM

VARM

250-0-250 MW 150-0-150 MVAR

TC 800:5 TP 1200:1

Cables de 85 kV MCM Imáx. MVA 700 495 72.8 800 530 77.9 900 600 88.0

WM

VARM

150-0-150 MW 75-0-75 MVAR

TC 800:5 TP 400:1

- La capacidad de conducción de corriente indicada para los cables de 900 MCM se refiere a la capacidad de cada cable con dos conducciones trifásicas en paralelo.

Puntos donde se requiere sincronización.

2 VM 2 FM

Sincronoscopio

0-100 % 45-55 Hz ó 55-65 Hz

- Los indicadores forman parte del equipo de sincronización automática.

Notas: (1) Se instala el frecuencímetro en las barras de mayor tensión (2) La medición de tensión se realiza en una sola fase (3) La medición de KWH, KVARH y demanda máxima es local únicamente.

7.5.3 Funciones actuales de medición [24] Considerando las ventajas actuales que permiten el uso de los multimedidores, los requerimientos de medición normalizados en LFC consisten en indicaciones de voltaje, corriente, frecuencia, potencia activa y reactiva, así como de energía para cada uno de los elementos, tal como se describe y se sintetiza en la Tabla 7.13. La medición de corriente se realiza en las tres fases de los alimentadores de 23 kV tanto local como remotamente; en el tablero miniaturizado solo en la fase B. Asimismo, en el servicio de estación la medición de corriente se realiza de manera local en el tablero interior.

Para la medición de tensión se instalan transformadores de potencial en las barras de 400, 230, 85 y 23 kV, así como en el lado de la baja tensión de los bancos 82 y 221 y en el servicio de estación. La frecuencia se mide en las barras de 400, 230 y 85 kV (donde se requiera para sincronización) y también en los circuitos que tengan sincronización. La medición de la potencia reactiva, se realiza en las líneas de 400, 230 y 85 kV. Por otra parte la potencia reactiva se mide en las líneas de 400, 230 y 85 kV, en los bancos 421, 28, 82 y 221, en los cables de 230 y 85 kV y en los bancos de capacitores. Para el caso de los bancos 421 el dispositivo de medición deberá ser bidireccional. Finalmente se deben realizar mediciones de energía en los bancos 421, 28, 82, 221, 222 y Servicio de Estación debiendo ser bidireccional para todos los casos. Cabe destacar que en todas las líneas en que se tenga enlace con Comisión Federal de Electricidad, se deben instalar dispositivos de medición de energía bidireccional con objeto de satisfacer necesidades de facturación. Con la utilización de multimedidores además de satisfacer los requerimientos anteriormente indicados, se pueden obtener mediciones de voltaje en cada fase, corriente en cada fase y en el neutro, tensiones entre fases, frecuencia, factor de potencia, potencia real y reactiva, demanda de corriente y de potencia activa, así como de energía real y reactiva entre otras mediciones con las precisiones indicadas en la Tabla 7.13. Adicionalmente, los multimedidores pueden proporcionar valores máximos y mínimos de cada una de las lecturas y distinguir si los flujos de energía entran o salen del circuito y acumularlos en cada uno de los sentidos, teniéndose la posibilidad de obtener todos estos valores de la pantalla propia del multimedidor ó de la computadora huésped correspondiente; asimismo, también cuenta con la posibilidad de instrumentar alarmas de aquellos parámetros que se requieran para un propósito determinado.

Tabla 7.13 Medición normalizada en subestaciones de LFC [24]

Medición

Elemento P (KW)

Q (KVAR)

E (KWh)

V (kV)

I (A)

F (Hz)

Observaciones

X X X Medición de energía bidireccional en las líneas con CFE (Fig. 7.20)

X X X Medición de energía bidireccional en las líneas con CFE y tipo cliente (Figs. 7.20 y 7.21).

Líneas 400

230

(150)

85 (115) X X X Medición de energía en

subestaciones tipo cliente.

Medición

Elemento P (KW)

Q (KVAR)

E (KWh)

V (kV)

I (A)

F (Hz)

Observaciones

X X X Medición de potencia reactiva y energía bidireccional e imagen térmica (Fig. 7.20)

X X X En 85 kV (Fig. 7.23)

X X X X En 23 kV (Fig. 7.25)

Bancos 421

(411)

28

82

221 (222) X X X X En 23 Kv (Figs. 7.21 y 7.24)

X X

X X

X X

Barras 400 230

(150) 85

(115)

23 X

Se instala la medición donde se requiera para sincronización. (Figs. 7.29 y 7.30)

X X X Fig. 7.22 Cables 230 85 X X X

Banco de capacitores 23 X Fig. 7.28

Banco de tierra Sin medición Fig. 7.26

Alimentadores 23 X Mediciones en las tres fases

(Fig. 7.27)

Servicio de Estación X X X Medición en 220 V

Nota: Las precisiones requeridas en los equipos de medición son: 0.2 % para VM, AM, FM, WHM y VARHM 0.4 % para WH y VARM 1.0 % para factor de potencia

APÉNDICE I.- NÚMEROS DE FUNCIÓN PARA DISPOSITIVOS DE SISTEMAS DE

POTENCIA Y DESIGNACIÓN DE CONTACTOS [36]. La siguiente es una lista de los números de función de dispositivos, los cuales permiten determinar rápidamente el funcionamiento del equipo respectivo. 1 - Elemento maestro 2 - Relevador de arranque o de cierre, con retardo 3 - Relevador de comprobación o de enclavamiento (bloqueo condicionado) 4 - Contacto maestro 5 - Dispositivo de paro 6 - Interruptor o contactor de arranque 7 - Interruptor del ánodo 8 - Interruptor del circuito de control 9 - Dispositivo inversor 10 - Interruptor de secuencia de unidad 11 - Dispositivo multifinción 12 - Dispositivo de sobrevelocidad 13 - Dispositivo de velocidad sincrónica 14 - Dispositivo de baja velocidad 15 - Dispositivo igualador de velocidad o frecuencia 16 - Reservado para aplicaciones futuras 17 - Interruptor o contactor de descarga 18 - Dispositivo acelerador o desacelerador 19 - Contactor o relevador de transición de arranque a marcha 20 - Válvula de operación eléctrica

21 - Relevador de distancia 22 - Interruptor o contactor igualador 23 - Dispositivo de control de temperatura 24 - Relevador de voltaje/frecuencia 25 - Dispositivo de sincronización o de comprobación de sincronismo 26 - Dispositivo térmico de aparatos o máquinas 27 - Relevador de bajo voltaje 28 - Detector de flama 29 - Interruptor o contactor de aislamiento (separación) 30 - Relevador indicador 31 - Dispositivo para excitación separada 32 - Relevador direccional de potencia 33 - Contacto de posición 34 - Dispositivo maestro de secuencia 35 - Dispositivo para operar escobillas o para poner en corto circuito anillos colectores 36 - Dispositivo de polaridad o de polarización de voltaje 37 - Relevador de baja potencia o baja corriente 38 - Dispositivo de protección de chumacera 39 - Monitor de condiciones mecánicas 40 - Relevador de campo 41 - Interruptor del campo 42 - Interruptor de marcha 43 - Dispositivo manual de transferencia o selección

44 - Relevador de iniciación de secuencia de la unidad 45 - Monitor de condiciones atmosféricas 46 - Relevador de corriente de fases invertidas o desbalance de fases en corriente 47 - Relevador de voltaje de fases invertidas o desbalance de fases en tensión 48 - Relevador de secuencia incompleta 49 - Relevador térmico de máquinas o transformadores 50 - Relevador instantáneo de sobrecorriente o detector de gradiente de corriente 51 - Relevador de sobrecorriente de corriente alterna, de tiempo inverso o definido 52 - Interruptor de corriente alterna 53 - Relevador de excitador o de generador de corriente directa 54 - Dispositivo de giro de rotor 55 - Relevador de factor de potencia 56 - Relevador de aplicación del campo 57 - Dispositivo para poner en corto circuito o a tierra 58 - Relevador de falla de rectificación 59 - Relevador de sobrevoltaje 60 - Relevador de desequilibrio de voltajes o corrientes 61 - Relevador para monitoreo de densidad 62 - Relevador de paro o apertura, con retardo 63 - Relevador de presión 64 - Relevador para protección a tierra que no está conectado al secundario de los

transformadores de corriente 65 - Gobernador o regulador de velocidad 66 - Dispositivo limitador de operaciones o de ajuste fino de posición

67 - Relevador direccional de sobrecorriente para corriente alterna 68 - Relevador de bloqueo 69 - Dispositivo de control condicionado 70 - Reóstato 71 - Relevador de nivel 72 - Interruptor o contactor de corriente directa 73 - Contactor de resistencia de carga 74 - Relevador de alarma 75 - Mecanismo cambiador de posiciones 76 - Relevador de sobrecorriente de corriente directa 77 - Dispositivo de telemedición 78 - Relevador de protección que mide desplazamientos angulares entre corrientes,

entre voltajes o entre ambos 79 - Relevador de recierre de corriente alterna 80 - Relevador de flujo de liquido o gas 81 - Relevador de frecuencia 82 - Relevador de recierre de corriente directa 83 - Relevador automático de transferencia, o de control selectivo 84 - Mecanismo de operación 85 - Relevador receptor para onda portadora o para hilo piloto 86 - Relevador de bloqueo definitivo 87 - Relevador de protección diferencial 88 - Motor o motor-generador auxiliar 89 - Interruptor de línea

90 - Dispositivo de regulación 91 - Relevador direccional de voltaje 92 - Relevador direccional de voltaje y de potencia 93 - Contactor cambiador de campo 94 - Relevador de disparo o de disparo libre 95-99 Se usarán únicamente para aplicaciones específicas en instalaciones donde ninguno de los números asignados del 1 al 94 resulten adecuados Los números anteriores se usan para designar las funciones de los dispositivos en todos los tipos de mecanismos de control manuales o automáticos. Se usan letras como sufijos con números de función de dispositivos o la cantidad eléctrica a la cual el dispositivo responde, para varios propósitos tales como: C Bobina de cierre X Y Relevador o contactor auxiliar Z

O Relevador o contactor de apertura

C Relevador o contactor de cierre

PB Botón de operación

AM Ampérmetro

VM Vóltmetro

WM Wáttmetro

VARM Vármetro

WHM Watthorímetro

VARHM Varhorímetro

FM Frecuencímetro

MM Multimedidor

CA Conmutador de ampérmetro

CV Conmutador de vóltmetro

TA Transductor de corriente

TV Transductor de tensión

TW Transductor de potencia activa

TVAR Transductor de potencia reactiva

TWH Transductor de energía activa

TVAR Transductor de energía reactiva

TF Transductor de frecuencia Para indicar en los dispositivos principales los contactos auxiliares que se mueven como parte del mismo dispositivo y no son actuados por medios externos, se designan como sigue:

“a” Abierto cuando el dispositivo principal está desenergizado o en posición no operada.

“b” Cerrado cuando el dispositivo principal está desenergizado o en

posición no operada.

APÉNDICE II.- BIBLIOGRAFÍA

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