cap. 07 protección distancia
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CAPÍTULO 7
PROTECCIÓN DE DISTANCIA
7.1 INTRODUCCIÓN
La primera protección de línea utilizada en líneas de transmisión trabajaba con el principio de
sobrecorriente. Cuando los sistemas se extendieron y se convirtieron en enmallados, esta
protección fue insuficiente para ser la protección principal de la línea. Fue casi imposible
alcanzar un ajuste selectivo sin retardar notoriamente la protección. Adicionalmente algunas
corrientes de falla son inferiores a la corriente máxima de carga, lo cual hacía muy difícil utilizar
protecciones de sobrecorriente.
Fue necesario entonces encontrar un principio de protección que fuera independiente de la
magnitud y las variaciones de las corrientes de cortocircuito con la impedancia de la fuente (la
cual varía de tiempo en tiempo con los cambios del sistema). Esta protección fue la protección
de distancia, ya que la impedancia de la línea es independiente de las variaciones de la
7-2
impedancia de la fuente. Cabe anotar que la protección de sobrecorriente es todavía utilizada
como protección principal en circuitos de media y baja tensión y como protección de respaldo
en algunos circuitos no muy importantes de alta tensión.
Las protecciones de distancia se utilizan como regla general en líneas de transmisión de 110 kV
y tensiones superiores, realizando la función de protección contra cortocircuitos entre fases y
en ocasiones, también la de protección contra cortocircuitos a tierra. En dichos relés hay un
equilibrio entre tensión y corriente que puede expresarse en función de la impedancia. La
impedancia es una medida eléctrica de la distancia a lo largo de una línea de transmisión, lo
que explica el nombre aplicado a este tipo de relés.
El relé de distancia se diseña para operar solamente con fallas que ocurren entre la localización
del relé y un punto seleccionado, discriminando así fallas que pueden ocurrir en diferentes
secciones de la línea.
En el presente capítulo se estudian el principio de operación y la metodología de calculo de los
parámetros de ajuste de las protecciones de distancia, así como sus conexiones, los principios
básicos de operación de los relés y su afectación por las oscilaciones de potencia del sistema
protegido. También se presenta un panorama de la reglamentación colombiana entorno a la
protección del Sistema de Transmisión Nacional y un brillante ejemplo que incluye las
protecciones de sobrecorriente, direccional y distancia.
Es importante dentro de la introducción presentar conceptos generales que se deben tener
presentes en la protección objeto de este capítulo.
7.1.1 CONSIDERACIONES GENERALES APLICABLES A TODOS LOS RELÉS DE
DISTANCIA 7.1.1.1 SOBREALCANCE (OVERREACH)
Cuando ocurre un cortocircuito, la onda de corriente se desplaza en sus primeros ciclos; en
estas condiciones los relés de distancia tienden a “sobrealcanzar” es decir, a operar para un
mayor valor de impedancia que el de su ajuste para condiciones estables. Esta tendencia debe
minimizarse en el diseño siendo también necesario compensarla en el ajuste del relé. La
7-3
compensación de sobrealcance así como también las imprecisiones en las fuentes de tensión y
de corriente se obtienen ajustando los relés para operar entre el diez y el veinte por ciento
(10 –20%) menos de la impedancia de la línea.
7.1.1.2 ACCIÓN MEMORIA
En los relés que requieren de la tensión para desarrollar el torque de operación, tales como el
relé de tipo Mho y el relé direccional, debe adicionarse una “acción memoria”, ésta puede
obtenerse en el diseño haciendo circular corriente de una bobina de tensión de polarización, la
cual comienza a fluir inmediatamente cuando la tensión en el lado de alta tensión de los
transformadores de potencial se reduce a cero, de tal manera que los relés “recuerdan” la
tensión que tenían impresa. En la práctica la tensión a través del arco de un cortocircuito es
escasamente menor que el 4% de la tensión normal, siendo ésta suficiente para asegurar la
correcta operación del relé de distancia aún sin la ayuda de la acción de la memoria.
7.1.1.3 ARRANQUE
La unidad de arranque del relé es aquella con la cual se detecta que existe una falla en el
sistema y la que ordena a las unidades medidoras de las zonas establecer la distancia del relé
a la falla, a la vez que ordena el arranque del relé temporizador para las zonas 2 y 3 del relé. El
relé de arranque debe ser lo suficientemente sensible para detectar fallas con generación
mínima más allá del ajuste de la tercera zona y discriminar entre ésta y la condición normal
mínima de carga. Existen tres métodos que son:
Arranque por relé de sobrecorriente
Arranque por relé de comparación de tensión
Arranque por baja impedancia
ARRANQUE POR RELÉ DE SOBRECORRIENTE
Puede utilizarse en todos los casos donde la corriente de falla sea considerablemente mayor
que la corriente máxima de servicio esperada. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que en
una línea sana pueden presentarse altas sobrecorrientes, por ejemplo cuando se desconecta
una línea paralela; en sistemas puestos sólidamente a tierra en el caso de falla a tierra, pueden
7-4
circular grandes corrientes en las fases sanas. Los relés de sobrecorriente no deben actuar en
estos casos. El ajuste recomendado no debe ser menor que 1.2 veces la corriente máxima de
carga de la línea protegida cumpliéndose además que la corriente de falla más allá de la tercera
zona sea mayor que 1.5 veces el ajuste del relé de arranque.
En sistemas con neutro puesto a tierra en forma múltiple, donde el devanado estrella de todos
los transformadores delta - estrella está conectado sólidamente a tierra, ó en un sistema de
potencia donde la corriente de falla de la línea es menor que la corriente a plena carga de la
línea protegida, no es recomendable utilizar unidades de arranque de sobrecorriente,
empleándose entonces unidades de arranque de baja impedancia.
ARRANQUE POR RELÉ DE COMPARACIÓN DE TENSIÓN
Este método de arranque es apropiado para circuitos en los cuales la corriente de falla trifásica
es considerablemente más alta que la corriente máxima de servicio, pero las corrientes de fallas
bifásicas (línea - línea) y monofásicas (línea - tierra) no lo son. En circuitos de media tensión,
por ejemplo, el neutro se conecta a tierra a través de una impedancia que limita la corriente de
falla a algunos cientos de amperios, lo cual quedaría muy por debajo del valor de ajuste de los
relés de arranque por sobrecorriente. Con el objeto de detectar tales fallas, los relés de
distancia se equipan con un relé de comparación de tensión, ya que la tensión de la fase fallada
cae lo suficiente para asegurar valores hasta de 0.3IN. ARRANQUE POR BAJA IMPEDANCIA
Para circuitos en los cuales la corriente de falla trifásica más pequeña está por debajo de la
máxima corriente de servicio, y es tal que no puede detectarse con los relés de sobrecorriente,
se equipa el relé de distancia con un relé de arranque de baja impedancia.
La experiencia de la ultima década ha demostrado que se justifica plenamente el costo extra de
una unidad de arranque del tipo de baja impedancia en vista de sus ventajas:
1 Ajuste en Ohmio por fase, de tal forma que el alcance se define claramente y se
introduce en la tabla de ajustes de la misma manera que los de las unidades de
medida.
7-5
2 Arranque seguro y correcta selección de fase, aún para falla sólida con bajo nivel de
falla y reducción parcial de la tensión en el punto de localización del relé
3 Bajo nivel de generación mínima, (carga débil) no se presentan disparos perjudiciales
cuando una falla a otro nivel de tensión ocasiona una reducción de la tensión del
sistema.
La característica de las unidades de arranque por baja impedancia se basa en círculos
alrededor del origen. En el caso de líneas largas con una gran carga se utiliza un círculo
desplazado (offset) para incrementar el alcance en las direcciones resistiva y reactiva,
suministrando al mismo tiempo protección de respaldo para partes remotas del sistema;
también la unidad de arranque puede ser del tipo Mho.
Las unidades de arranque diferentes a las Mho deben tener en un elemento adicional del tipo
direccional. Es factible entonces que se pueda tener una combinación de relés direccionales y
de sobrecorriente para utilizar con unidades de medida Mho, ó unidades de arranque tipo Mho,
las cuales pueden utilizarse en cualquier esquema de protección de distancia incluyendo el de
tipo reactancia. Cuando se utilizan unidades de arranque tipo Mho para la protección de fallas
de fase y de tierra, son del tipo completamente polarizado (“full-cross polarized”). Una ventaja
adicional de esta característica es la de poder detectar fallas con arcos resistivos sin disminuir
el alcance del relé.
7.2 PRINCIPIOS DE OPERACIÓN
La protección de distancia es aquella con selectividad relativa que tiene direccionalidad y que
se logra con relés de distancia, los cuales responden al cociente de la tensión Vr y la corriente
Ir aplicadas a ellos:
rIrV
rZ =
El principio básico de medida de la protección de distancia, consiste en la comparación entre la
corriente de falla vista por el relé y la tensión en el punto de aplicación del mismo, siendo
posible de esta manera medir la impedancia de la línea hasta el punto de falla. Puede
demostrarse que en general es posible lograr que la impedancia Zr sea proporcional a la
(7.1)
7-6
longitud de la sección de línea comprendida desde el punto de ubicación del relé hasta el punto
del cortocircuito, o sea, proporcional a la distancia eléctrica hasta la falla. Al ocurrir el
cortocircuito la corriente aumenta y la tensión disminuye, por lo que Zr tiende a disminuir; por
eso los relés de distancia son por lo general órganos de mínima impedancia, es decir, operan
cuando Zr disminuye.
Las protecciones de distancia, al igual que las demás protecciones con selectividad relativa
(protecciones de sobrecorriente y direccional de sobrecorriente), pueden tener distintas
características de tiempo operación )f(T != (donde ! es la distancia hasta el punto de
cortocircuito). La característica más utilizada es la de tiempo escalonado con tres zonas la cual
se muestra en la Figura 7.1.
En la Figura 7.2 se presenta el diagram
de una fase de una línea de transmis
transformadores de corriente (CT) y de
las señales de corriente y tensión que
corrientes y tensiones de fase, como se
La protección está compuesta por tres
y de operación instantánea, un relé a
señalización. El canal superior corresp
♣ 7.5 Conexión de los Transformadores de
1
Figura 7.a de bloques simplificado de la protección de distancia
ión. Por simplicidad se ha representado solamente los
potencial (PT) de esa fase de la línea, pero en realidad
llegan a la protección son combinaciones de distintas
verá en el epígrafe 7.5♣.
relés de distancia que son inherentemente direccionales
uxiliar intermedio, dos relés de tiempo y tres relés de
onde a la primera zona (instantánea) de la protección,
Instrumentación a los Relés de Distancia.
7-7
mientras los otros dos canales corresponden, respectivamente, a la segunda y tercera zonas de
la protección, con tiempos de operación TII y TIII. La operación de cada zona implica también
la correspondiente señalización.
Si los relés de distancia no son inheren
esquema un relé direccional que permita di
dirección de operación de la protección,
esquema debe disponerse de forma tal que
opera el relé direccional, y al menos una de
En ocasiones se utiliza una variante de esq
distancia correspondiente a la tercera zona
zonas, permitiendo el paso de la corriente
solamente cuando ocurre el cortocircuito y o
distancia de tercera zona realiza adicionalm
La comparación del diagrama de la Figur
existente entre las configuraciones de los e
tiempo definido y de distancia.
2
Figura 7.temente direccionales es necesario incluir en el
scriminar si la corriente de cortocircuito circula en la
es decir, hacia la línea protegida. En ese caso el
la señal de disparo del interruptor sólo se origine si
las zonas de la protección de distancia.
uema de protección de distancia en que el relé de
, controla la operación de la primera y la segunda
directa de la batería de la subestación hacia éstas,
pera dicho relé de distancia. En este caso el relé de
ente la función de arranque de la protección.
a 7.2 con el de la Figura 5.4 revela la semejanza
squemas de las protecciones de sobrecorriente de
7-8
La diferencia fundamental radica en el órgano de medición, el cual determina las ventajas
principales de la protección de distancia sobre las de sobrecorriente, que son:
!" Una determinación más precisa de las longitudes de la primera zona I! y de la
segunda zona II! .
!" Una mayor sensibilidad de la tercera zona para una longitud dada III! de la
misma.
En realidad la operación de la protección de distancia durante los cortocircuitos no solamente
depende de la distancia ! , sino también de otros factores que afectan la precisión de la
medición de esa distancia, tales como, la resistencia de falla, la existencia de fuentes de
alimentación y de cargas entre el punto de ubicación de la protección y el del cortocircuito, así
como la existencia de desfase entre las f.e.m´s de las fuentes de alimentación entre otros.
En la Figura 7.3 se muestra un ejemplo de aplicación de la protección de distancia a una red
con alimentación bilateral, que puede servir de base para el análisis de su operación. Para un
cortocircuito en el punto F’, situado en la región central de la línea BC, operan por primera zona
en forma prácticamente simultánea las protecciones 3 y 4, con tiempos T3I y T4
I
respectivamente. Las protecciones 1 y 6 también detectan el cortocircuito pero por tercera
zona, e inician su operación, pero no llegan a operar si las protecciones 3 y 4 lo hacen
correctamente. Solamente en caso de falla de la protección 3, opera 1 con un retardo de tiempo
T1III, y en caso de falla de 4, opera 6 con retardo T6
III, es decir, 1 y 6 son las protecciones de
respaldo de 3 y 4. Las protecciones 2 y 5, que están prácticamente a la misma distancia del
cortocircuito que 3 y 4, no operan, debido a que la potencia aparente de cortocircuito circula en
sentido contrario al de disparo.
Si el cortocircuito ocurre, por ejemplo, en el punto F’’, ubicado cerca de la subestación C, la
única diferencia con respecto a la situación anterior, es que para la protección 3 el cortocircuito
está en la segunda zona, y opera con tiempo T3II; en este caso la operación de las
protecciones 3 y 4 es secuencial, es decir, primero se abre el extremo 4 de la línea y después
del extremo 3.
7-9
Si el cortocircuito ocurre, por ejempl
protección propia, operan las protecci
operan las protecciones 2 y 3 debido
Un concepto básico en la protección
vista por los relés de distancia (Zr), q
terminales de los relés de distancia;
durante operación normal es la relac
corriente en la línea. Este valor es us
embargo, durante fallas este valor es
en la impedancia medida determina la
3
Figura 7.o, en la barra de la subestación B, y ésta no tiene una
ones 1 y 4 por segunda zona, con tiempos T1II y T4
II; no
a su direccionalidad.
de distancia es el de impedancia medida o impedancia
ue algunos autores también denominan impedancia en los
está dada por la Ecuación 7.1. La impedancia medida
ión entre la tensión en el extremo terminal y el flujo de
ualmente un valor alto y predominantemente resistivo. Sin
bajo y con alto contenido reactivo. Un cambio repentino
ocurrencia de una falla y si ésta se encuentra en su zona
7-10
de protección ó en otra parte del sistema. Esto es llevado a cabo por la limitación del relé a una
cierta franja de la impedancia observada, comúnmente llamada Alcance. Durante los
cortocircuitos la impedancia medida coincide (en el caso ideal) con la impedancia de la sección
de línea comprendida entre el punto de ubicación del relé y el del cortocircuito, como se señaló
anteriormente.
Otro concepto importante es el de impedancia de arranque o de operación de los relés de
distancia (Zar); en el caso general los relés distancia no tienen un valor único de Zar, sino que
este valor es variable dependiendo del valor de ϕr (ángulo entre Vr e Ir). De la comparación de
Zr y Zar para un valor dado de ϕr se define en el relé si hay ó no operación. Los relés de
distancia se conectan en los secundarios de los transformadores de corriente y de potencial.
Por ello, además de la impedancia Zr medida por el relé, existe el concepto de impedancia
medida por la protección por primario; Zp dada por:
pIpV
pZ =
Donde Vp e Ip son respectivamente, la tensión y la corriente aplicadas a la protección (por el
lado de alta tensión de los transformadores de corriente y de potencial).
La relación entre Zr y Zp está dada por:
p Ztpntcn
pIpV
pnttcn
tcnpItpnpV
rIrV
rZ ====
7.2.1 PROPIEDADES CARACTERÍSTICAS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA
La protección de distancia ha ocupado el lugar más sobresaliente entre las protecciones de
línea por muchos años, particularmente en los sistemas enmallados, puesto que llena los
requisitos para un suministro de potencia seguro, ofreciendo las siguientes ventajas:
(7.2)
(7.3)
7-11
• Un relé de distancia procesa las tensiones y corrientes que se presentan en su punto de
localización, y su forma básica de operación no depende del recibo y procesamiento de
información proveniente del extremo remoto de la línea; por lo tanto brinda un menor tiempo
de operación y una alta confiabilidad.
• Los relés de distancia se diseñan para poseer una alta sensibilidad direccional,
obteniéndose así buena discriminación y seguridad contra mala operación.
• Es aplicable a redes de cualquier configuración.
• Por su alta sensibilidad los relés de distancia son capaces de medir correctamente valores
pequeños de corrientes de falla (hasta 0.2IN) y altas relaciones de ZS / ZL (Impedancia de
la fuente / Impedancia de la línea) brindando así una confiable detección de fallas bajo
condiciones del sistema extremadamente desfavorables.
• Es fácil suplementar los relés de distancia con esquemas piloto para recierre automático
rápido ó lento, eliminándose más rápidamente las fallas transitorias (la falla más común es
la falla transitoria monofásica, la cual puede ser eliminada sin perjudicar el transporte de
energía por medio de recierre monofásico de alta velocidad).
• La característica escalonada de tiempo de los relés de distancia suministra protección de
respaldo para la subestación siguiente y las líneas adyacentes con un extra costo menor. En
el caso de la protección de barras ó de la protección de respaldo contra fallas de
interruptores en la subestación adyacente, dicha falla puede ser eliminada al menos con la
segunda zona del relé de distancia (aproximadamente 300 ms). La segunda zona protege
efectivamente la subestación adyacente durante una emergencia (falla de batería).
• Gran independencia de la corriente de carga.
• Puede brindar protección instantánea al 100% de la línea protegida si se dispone de un
canal de comunicaciones.
La mayor ventaja de los relés distancia para fallas polifásicas, es que su zona de operación es
función sólo de la impedancia medida y de la resistencia de falla, excepto para situaciones
7-12
donde hay efecto “lnfeed” en el punto de la falla por inyección de corrientes del otro extremo de
la línea sobre la impedancia de falla, ó cuando hay acople mutuo con circuitos paralelos. Su
ajuste es fijo, independiente de las magnitudes de las corrientes de falla, por lo que no es
necesario modificar sus ajustes a menos que cambien las características de la línea.
Además la protección de distancia contribuye a incrementar la estabilidad del sistema y
minimizar la extensión de los daños que se puedan presentar como consecuencia de la falla.
En contraste se pueden citar como desventajas:
• Es más compleja y costosa que las de sobrecorriente y direccionales.
• Puede ser afectada por oscilaciones de potencia, regímenes asimétricos, acoplamiento
mutuo entre líneas adyacentes ó compensación serie capacitiva en la línea protegida.
Hay una amplia variedad de relés y equipos auxiliares que ayudan a constituir diseños que
puedan cumplir los requisitos de los sistemas. A medida que el sistema presente exigencias
más complejas, los relés de distancia pueden adaptarse para cumplir los requisitos de
protección debido a su diseño modular ó mediante la adición de otras unidades, como son por
ejemplo unidades de arranque, selección de fase para recierre trifásico y monofásico, inversión
de la dirección de medición, lógicas para protección de barras, esquemas por hilo piloto,
operación con equipos PLC♦, etc. De esta manera puede encontrarse para cada aplicación una
solución económicamente apropiada.
7.3 TIPOS DE RELÉS DE DISTANCIA
Antes de tratar los tipos de relés, conviene presentar la simbología normalizada según ANSI /
IEEE e IEC para la protección de distancia.
♦ PLC: Power Line Carrier o Portadora por Línea de Potencia
SIMBOLOGÍA
7-13
Normalmente se tiende a confundir el término “relé de impedancia” con el término “relé de
distancia”. La medida de impedancia es una de las características que puede tener un relé de
distancia. A continuación se presentan los tipos fundamentales de los relés de distancia,
atendiendo a la forma de su característica en el plano complejo.
7.3.1 RELÉ DE IMPEDANCIA
El relé de impedancia es la unidad básica y más simple de los relés de distancia. En este relé
el torque producido por un elemento de corriente es equilibrado con el torque de un elemento
de tensión. El elemento de corriente produce un torque positivo (puesta en trabajo) mientras el
elemento tensión produce un torque negativo (reposición). En otras palabras, un relé de
impedancia es un relé de sobrecorriente con retención de tensión. La ecuación de torque de
este relé es:
3K2V2K2I1KT −−=
En donde
I = Magnitud eficaz de la corriente.
V = Magnitud eficaz de la tensión.
K1 = Constante de conversión de la fuerza.
K2 = Fuerza de retención. (Incluye la fricción).
K3 = Torque de retención del resorte.
En el punto de equilibrio, cuando el relé está en el límite de funcionamiento, el torque neto es
cero, y se tiene que:
3K2I1K2V2K −=
2I2K3K
2K1K
2I
2V −=
2I2K3K
2K1K
ZIV −==
Se acostumbra despreciar el efecto del resorte ya que sólo tiene efecto cuando la corriente es
muy baja, entonces:
(7.4)
(7.5)
7-14
Constante 2K1K
Z ==
El relé de impedancia no toma en cuenta el ángulo de fase ϕr entre la tensión y la corriente que
se le aplica, por esta razón, la impedancia característica en el plano complejo impedancia R - X
es un círculo con su centro en el origen (Figura 7.4).
El relé opera cuando la impedancia me
decir:
Donde Zar es el único parámetro de aju
El tiempo de operación de los relé
aproximadamente igual para cualquier
bajas y con Zr cerca de la circunferenc
Como el valor de su impedancia de ar
de estos relés no es direccional, o se
detrás de ésta. Por tal motivo, este
discriminar la localización de la falla en
4
(7.6)
Figura 7.
dida Zr es menor que la impedancia de arranque Zar, es
arZrZ ≤
ste del relé.
s de distancia es considerado de alta velocidad y
Zr menor que el radio del círculo, aunque con corrientes
ia, el tiempo operación puede aumentar.
ranque Zar es independiente de ϕr, la puesta en trabajo
a, que operará por fallas tanto en la línea como fallas
relé requiere de una unidad direccional adicional para
la línea ó detrás de ésta (Figura 7.5).
7-15
Este relé se utiliza fundamentalmente en
en 110 kV, complementado con una unid
7.3.2 RELÉ DE IMPEDANCIA MODIF
Relé de impedancia modificada es el mi
de operación de la unidad de imp
desplazamiento se lleva a cabo por un
cual consiste en la introducción en l
proporcional a la corriente; lo cual hace
T =
El término (V+CI) es la magnitud eficaz
entre V e I, lo mismo que un ángulo co
de un circulo cuyo centro esta fuera d
polarización, puede desplazarse en cu
deseada, aún cuando el origen esta fue
polarización, debido a la saturación de lo
Estos relés requieren de una unidad dire
cual permite el disparo en su región d
ocurrirá sólo para puntos dentro del circu
5
Figura 7.la protección de redes de 34.5 kV y excepcionalmente
ad direccional de potencia.
ICADA
smo relé de impedancia, excepto que las características
edancia han sido desplazadas (Figura 7.6). Este
a corriente conocida como corriente de polarización, la
a tensión de alimentación de una tensión adicional
que la ecuación del torque sea:
2CI)(V2K2I1K +−
de la suma vectorial de V y CI, incluyendo el ángulo ϕr
nstante en el término constante C. Esta es la ecuación
el origen, como se muestra en la Figura 7.6. Por tal
alquier dirección del origen, y por cualquier cantidad
ra del circulo. Pueden ocurrir ligeras variaciones en la
s elementos del circuito.
ccional separada como se muestra en la Figura 7.6, la
e torque positivo. El resultado neto es que el disparo
lo y arriba de la característica direccional.
(7.7)
7-16
7.3.3 RELÉ DE ADMITANCIA O RELÉ
La característica del relé Mho es un círcu
opera si la impedancia medida Zr cae d
direccional separada, pues las unidades
observarse en la Figura 7.7.
La condición de operación del relé tipo Mh
ar Z rZ ≤
es decir:
máar Z
6
Figura 7.MHO
lo cuya circunferencia pasa a través del origen. El relé
entro del círculo. Este tipo de relé no requiere unidad
Mho son inherentemente direccionales, como puede
7
Figura 7.o es:
)smr( cos máx ϕϕ −
)smr( cosrZ
x ϕϕ −≥
(7.8)
(7.9)
7-17
Los parámetros de ajuste del relé son el diámetro de la circunferencia Zar máx y el ángulo de
sensibilidad máxima ϕsm que es el ángulo del diámetro de la circunferencia con el eje real. Este
relé se utiliza fundamentalmente en la protección de redes de 110 y 220 kV.
El relé de admitancia consta de una unidad direccional que produce un torque positivo y una de
tensión que produce un torque negativo. Si el efecto del resorte es K3, el torque neto de dicho
relé será:
3K 2V2K )sm r( cos VI1K T −−−= ϕϕ
De donde ϕr y ϕsm se definen como positivos cuando I se atrasa de V. En el punto de
equilibrio, el torque neto es cero y se tiene:
3K )smr( cosVI1K 2V2K −−= ϕϕ
VI2K3K
)smr( cosK2
1K Z
IV −−== ϕϕ
Si se desprecia el efecto del resorte, se tiene:
)sm r( cos2K1K
Z ϕϕ −=
Esta ecuación representa en el plano complejo impedancia R - X un
localizado, en su mayoría, en el primer cuadrante, tal como se ilustra e
De la Figura 7.7 se puede observar que el relé es inherentemente dir
alcance varía con el ángulo de falla dependiendo del arco que se pre
dichos arcos resistivos disminuyen y cambian este ángulo de falla d
puede quedar con un ángulo equivalente que lo haga quedar por deba
El efecto del arco en estos relés es más significativo en líneas corta
falla. En líneas largas sobre torres de acero y con cables de guarda
de arco usualmente puede despreciarse.
El relé tipo Mho posee dos variantes que son:
(7.10)
(7.11)
círculo tangente al origen
n la Figura 7.7.
eccional y que además su
sente en el punto de falla,
e tal manera que un relé
jo del alcance.
s y en bajas corrientes de
el efecto de la resistencia
(7.12)
7-18
!" Mho Offset:
La característica de este relé en el plano complejo impedancia R - X es un círculo
desplazado y que incluye el origen, con lo cual se obtiene una mejor protección para las
fallas cercanas al relé. Cuando esta unidad se utiliza para dar disparo debe ser supervisada
por una unidad direccional ó ser de tiempo retardado (Figura 7.8).
En el caso de un relé Mho, para falla
línea), la tensión es cercana a cero;
que se introduzca una corriente polar
derivada de una fase no fallada. El s
falla será eliminada por acción del re
primer método (polarización de corrie
desplaza de tal manera que contiene
!" Mho Completamente Polarizad
Una desventaja del relé Mho cuando
grandes ángulos de impedancia, es l
complejo impedancia R - X ó a lo la
resistencias de arco ó fallas altamen
la impedancia de la fuente es alta, y
Mho en relación con los valores espe
8
Figura 7.kilométrica (falla en los tres primeros kilómetros de la
por esta causa el relé puede dejar de operar a menos
izada en el circuito de tensión ó se aplique una tensión
egundo método es inefectivo para fallas trifásicas, la
lé adyacente con tiempo de zona 2, T2. Si se utiliza el
nte en el circuito de tensión) la característica Mho se
al origen.
o:
se aplica a líneas de transmisión de alta tensión con
a de no poder abarcar grandes secciones en el plano
rgo del eje R lo que significa no poder medir grandes
te resistivas, especialmente para líneas cortas, donde
a que el ajuste de la zona 1 es pequeño para el relé
rados para la resistencia del arco.
7-19
Una solución práctica a este problema consiste en utilizar el relé Mho completamente
polarizado el cual abre su característica Mho a lo largo del eje R para todo tipo de fallas
desbalanceadas, tal como se ilustra en la Figura 7.9.
7.3.4 RELÉ DE REACTANCIA
Este relé solamente mide la componente
de reactancia en el plano complejo imp
7.10). Este relé debe ser supervisado p
para prevenir disparo bajo condiciones d
Su condición de operación esta dada por
Donde la reactancia de arranque Xar es
9
Figura 7.reactiva de la impedancia. La característica de un relé
edancia R - X es una línea paralela al eje R (Figura
or alguna otra función para asegurar direccionalidad y
e carga.
:
ar X rX ≤
el parámetro de ajuste del relé.
(7.13)
0
Figura 7.1
7-20
Este relé tiene un elemento de sobrecorriente que produce un torque positivo y un elemento
direccional que produce un toque negativo. En otras palabras, un relé de reactancia es un relé
de sobrecorriente con retención direccional. Si el efecto del resorte es K3, la ecuación de torque
es:
3K)smr( cosVI2K2I 1K T −−−= ϕϕ
Si se considera que por diseño ϕsm = 90º, cos (ϕr - 90) = sen ϕ de donde:
3K r sen VI2K2I1K T −−= ϕ
En donde rϕ se define como positivo cuando I se atrasa de V. En el punto de equilibrio el
torque es cero y de ahí:
3K rsen VI2K IK 21 −= ϕ
2I3K
rsen IV
2K 1K −= ϕ
pero X rsen Z rsen IV == ϕϕ
Si se desprecia el efecto del resorte, se tiene:
Costante 2K1K
X ==
O sea, el relé de reactancia como su nombre lo indica es el que sólo es sensible a la
componente reactiva de las líneas. Para todo fin práctico el ajuste de este relé no varía con la
presencia de un arco resistivo, ya que sólo mide la componente reactiva de la línea, como
puede observarse de la característica de funcionamiento ilustrada en la Figura 7.10.
Tal como allí se muestra, este relé no se puede utilizar por sí solo ya que operaría tanto para
fallas hacia atrás como para condiciones normales de operación. El complemento de un relé
direccional no es suficiente para la correcta operación del relé.
Generalmente el relé de reactancia se utiliza asociado con otros relés para limitar su alcance en
(7.14)
(7.15)
(7.16)
(7.17)
7-21
la zona resistiva. Un arreglo comúnmente utilizado son dos relés de reactancia y un Mho para
lograr las tres zonas de protección, tal como se ilustra en la Figura 7.11.
7.3.5 RELÉ DE ÁNGULO DE IMPEDANCIA
Su característica es una línea recta que no cruza por el origen de coordenadas, como se
aprecia en la Figura 7.12. Este relé no se utiliza individualmente, sino como complemento de
otros tipos de relés.
Si la ecuación de torque se hace de
K T =
Y si smϕ se hace de algún val
2
1
Figura 7.1
la form
K 2I 1 −
or dist
Figura 7.1
a general:
3K )sm r( cos VI2 −− ϕϕ
into de 90º se obtendrá aún una característica de
(7.18)
7-22
funcionamiento de línea recta, pero no paralela ni perpendicular al eje R. Esta forma general de
relé se ha conocido con el nombre de relé de ángulo de impedancia, relé óhmico o blinders.
Si τ se hace igual a cero se obtiene un relé que responde únicamente a componente resistiva.
7.3.6 RELÉ CUADRILATERAL
Una aplicación muy conocida de los relés de ángulo de impedancia y los relés de reactancia, es
una combinación conocida como relé poligonal o cuadrilateral. Este relé utiliza una unidad de
medida con característica poligonal formada por una unidad de reactancia, una unidad de relé
de ángulo de impedancia y por dos unidades direccionales, lo que permite un ajuste
independiente en las direcciones resistiva y reactiva, pudiéndose alcanzar en la dirección
resistiva valores hasta cinco veces un alcance en la dirección reactiva. Esta característica se
ilustra en la Figura 7.13.
Los relés con características cuadrilater
tensiones superiores.
7.3.7 RELÉ LENTICULAR
Este relé es similar al relé Mho, except
puede ser elíptica, ovalada ó de algun
condiciones de carga. Su característic
desplazada con respecto a él (Figura 7
afectado por los regímenes severos de
3
Figura 7.1ales se aplican por lo general en redes de 220 kV y
o que su forma es más de lente que de circulo (también
a forma similar) lo cual lo hace menos sensible a las
a puede cruzar por el origen de coordenadas ó estar
.14). Se utiliza como relé de tercera zona por ser poco
carga y las oscilaciones de potencia.
7-23
Actualmente se han diseñado muchas características de relés de distancia a partir de la
combinación de las características básicas descritas anteriormente.
Selección entre Relés de Impedanci
Los relés con característica de operac
para protección contra fallas a tierra, y
resistencia de falla.
Para la protección de fase, cada tipo d
cortas se prefiere el tipo reactancia,
arco, la cual puede ser grande compa
es el que tiene más tendencia a oper
oscilaciones de potencia a menos qu
dicha operación.
El relé tipo Mho es el más apropiado
en ellas no hay tanta influencia por
severos transientes de potencia, siend
adicional para prevenir el disparo por
impedancia R - X es la que encierra m
todos los relés de distancia al ser el
diferentes a las fallas de la línea.
El relé tipo impedancia es el más a
longitud. Este relé es más afectado po
Figura 7.14a, Reactancia ó Mho
ión del tipo de reactancia son generalmente los preferidos
a que son los menos afectados por las variaciones de la
e relé tiene sus ventajas y desventajas. Para líneas muy
ya que prácticamente no se afecta por la resistencia de
rada con la impedancia de la línea; sin embargo, este relé
ar incorrectamente cuando existen severos transientes u
e se equipe con dispositivos adicionales que prevengan
para la protección de fase en líneas largas, debido a que
la resistencia del arco, y para cuando puedan ocurrir
o este el relé que requiere la menor cantidad de equipo
esa causa, ya que su característica en el plano complejo
enos espacio, lo que significa que es el más selectivo de
menos afectado por condiciones anormales del sistema
pto para la protección de fase en líneas de moderada
r la resistencia del arco que el de reactancia pero menos
7-24
que el Mho. Los transientes por sincronización afectan menos a un relé de impedancia que a un
relé de reactancia, pero más que a un relé Mho. Aunque la característica de un relé de
impedancia se desplace obteniéndose un relé de impedancia modificada, pudiéndose asemejar
a un relé de reactancia ó a un relé Mho, siempre requerirá una unidad direccional separada. 7.4 DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE AJUSTE
!" APLICACIÓN DE LOS RELÉS DE DISTANCIA
Para la aplicación de los relés de distancia en sistemas de potencia, deben conocerse dos
factores principales: impedancia de la línea y corriente mínima de falla para una que ocurra
dentro del alcance de la primera zona del relé. Además, para líneas largas es importante
conocer el punto de carga máxima para comprobar que no esté dentro del alcance de una de
las zonas del relé (zona diferente de la primera).
Los tipos de fallas que pueden presentarse en el sistema de potencia son: trifásica, bifásica,
bifásica a tierra y monofásica. Si la medida de la distancia a la falla se realiza con razonable
precisión, la tensión en los terminales del relé debe ser proporcional a la caída de tensión hasta
el punto de falla (por ejemplo para fallas entre fases, la diferencia entre las tensiones de fase a
tierra tiende a cero y para fallas monofásicas la tensión de fase tiende a cero).
Todo lo anterior indica que no es posible realizar la medida para fallas con un solo relé, por lo
cual es usual utilizar tres unidades de medida para fallas a tierra, es decir, una para cada fase y
par de fases, lógicamente para tres zonas de operación. Este tipo de relé sería no conmutable y
con un tiempo de operación bastante rápido (del orden de 1 ciclo).
Con los relés de estado sólido se tienen diferentes esquemas en los cuales se reduce el
número de elementos de medición y se adicionan unidades de arranque, como por ejemplo
unidades de arranque independientes para fallas entre fases y a tierra y una sola unidad de
medida, la cual entra a operar después de que la de arranque haya detectado la fase en falla y
conmute a dicho elemento de medida las adecuadas tensiones y corrientes; esto es lo que se
denomina un relé conmutable y lógicamente tendrá tiempos mayores de operación que el relé
no conmutable (del orden de 3 ciclos).
7-25
Normalmente se tendrían seis unidades de arranque pero algunos fabricantes las reducen a
tres efectuando una conmutación de las tensiones fase – fase y fase – tierra de acuerdo con un
sensor de corriente de secuencia cero.
En la aplicación de los relés de distancia, las dos primeras zonas tienen como objetivo principal
operar para proteger la línea donde están conectados.
La primera zona se usa para el disparo instantáneo con fallas situadas en un 80 ó 90% de la
longitud de la línea protegida y la segunda zona se usa para despejar fallas cercanas al
extremo opuesto, después de un retardo de tiempo definido. Se requiere por lo tanto, que sean
unidades direccionales y que operen únicamente con corrientes de falla4 que fluyan dentro de
la línea protegida. La tercera zona del relé de distancia es utilizada para protección de respaldo,
operando únicamente para aislar fallas en secciones diferentes de las cubiertas por las zonas 1
y 2.
!" AJUSTES DE LAS ZONAS DE OPERACIÓN DE LOS RELÉS DE DISTANCIA
El comportamiento de los relés de distancia se debe calificar con base en dos parámetros
principales: exactitud en medida de alcance y tiempo de operación.
Para analizar el primer parámetro se debe recordar que las impedancias de la línea de
transmisión son proporcionales a su longitud y que se utiliza esta propiedad para determinar la
impedancia de la línea en un punto determinado de localización de los relés de distancia. La
medida de la distancia se hace con base en las corrientes y las tensiones del sistema, tomadas
desde los transformadores de instrumentación.
La comparación de dos valores es al final la cantidad actuante. La exactitud en la medida se ve
afectada entonces por la relación entre las señales de salida, o sea, por la precisión de los
transformadores de instrumentación.
El segundo parámetro se ve afectado por la posición de la falla y la magnitud de corriente de
entrada, pues grandes corrientes cerca al punto de medida producen tiempos cortos, pero
corrientes pequeñas en los límites del alcance producen tiempos más largos, aunque esta
diferencia de tiempos se ha reducido enormemente con los relés electrónicos actuales.
7-26
Esta incertidumbre en la exactitud de las medidas y los tiempos de operación obliga a utilizar
esquemas complejos que comprenden la utilización de varias zonas de protección y la ayuda de
sistemas de comunicación con canales de alta velocidad.
El ajuste de los relés de distancia se realiza de una forma muy general, cada uno de los
fabricantes y empresas del sector eléctrico manejan ciertos rangos para la calibración de sus
relés, estos rangos de calibración oscilan por lo general entre ciertos valores que son los más
usuales. A continuación se efectúa una descripción de las principales tendencias de ajuste de
los relés de distancia especialmente en lo relacionado con la práctica común en Colombia.
7.4.1 AJUSTE TRADICIONAL
Se realiza sin tener en cuenta los aportes de corrientes de cortocircuito del resto del sistema en
las líneas adyacentes a la del relé que se ajusta.
7.4.1.1 AJUSTE DE LA ZONA 1
Se aconseja ajustar con un alcance máximo de la línea, evitando sobrealcances, es decir, que
en ningún caso esta zona opere para fallas ocurridas fuera de la línea a proteger. Normalmente
se escogen valores entre 80 y 90% de la impedancia de la línea protegida, para minimizar los
errores introducidos por transitorios de corriente, inexactitud de los transformadores de
instrumentación e inexactitud en los valores de las impedancias de las líneas.
En cuanto al tiempo de operación se requiere que sea el mínimo posible, puesto que se desea
un despeje rápido para evitar daños al equipo. Por lo tanto, se ajusta con tiempo instantáneo,
es decir sin retardo intencional. De todas formas el relé tendrá su tiempo de operación propio.
7.4.1.2 AJUSTE DE LA ZONA 2
El principal propósito de la segunda zona es suministrar la protección al tramo restante de la
línea que no alcanza a cubrir la unidad de la primera zona; debe ajustarse en tal forma que
opere aún para fallas resistivas en dicho tramo final y por lo tanto su alcance debe alargarse
más allá del terminal de la línea. Incluso, si no se consideran fallas resistivas, debe tenerse en
cuenta la tendencia a la disminución del alcance debido a fuentes de alimentación intermedias y
7-27
a errores tales como imprecisión de los datos en los cuales se basan los ajustes, errores en los
transformadores de medida y en los relés mismos. Es costumbre tratar de obtener el alcance de
la segunda zona para cubrir, al menos, el 20% de la línea adyacente más corta.
Sin embargo bajo condiciones de máximo sobrealcance, el ajuste de la zona 2 debe ser lo
suficientemente corto para ser selectivo con la zona 1 del relé de distancia que protege la línea
adyacente más corta, significando esto que el alcance no puede pasar del 80% de dicha línea.
Como puede observarse en la Figura 7.15, el ajuste de la segunda zona debe considerarse con
respecto a las líneas adyacentes con el fin de obtener selectividad. Por esto se aconseja darle a
la zona 2 un cubrimiento sobre la totalidad de la línea a proteger, más un 50% de la línea
siguiente más corta. Se escoge así para mantener la discriminación necesaria con los relés
propios de la siguiente línea.
El tiempo de operación para esta zona 2 sEsto significa que fallas en las líneas ad
propias de esas líneas y no por la zona 2
A. Tiempo de operación de los interruptor
B. Tiempo de operación de la zona 1 de l
5
Figura 7.1e calcula teniendo en cuenta criterios de selectividad.
yacentes deben ser aclaradas por las protecciones
de la línea que se está protegiendo. Considerando:
es adyacentes, TA.
as líneas adyacentes, TB.
7-28
La suma TA + TB dará el tiempo mínimo al cual se debe calibrar teniendo en cuenta un factor
de seguridad adicional. El tiempo máximo lo dará el estudio de estabilidad del sistema, el cual
proporciona información sobre la habilidad del mismo para soportar fallas sin pérdida de
sincronismo ni daño a los equipos.
El retardo de la zona 2 debe ser suficiente para garantizar selectividad con el más lento de los
relés de protección de barras en el extremo opuesto de la línea, los relés de protección de los
transformadores localizados en el barraje del otro extremo de la línea y los relés de protección
de las líneas adyacentes. Es necesario que cuando se esté ajustando la segunda zona de relés
en líneas paralelas, el tiempo de operación sea exactamente igual para evitar operaciones
erróneas durante fallas en el circuito paralelo.
7.4.1.3 AJUSTE DE ZONA 3
Esta zona sirve como respaldo a las protecciones de las líneas adyacentes. Su alcance deberá
extenderse por lo menos hasta el extremo opuesto de la línea adyacente más larga. Pero
cuando se tiene una sola línea adyacente, la tercera zona debe ajustarse para que cubra por lo
menos el 25% de la línea subsiguiente más corta.
Cuando la línea adyacente más larga es más larga que las líneas adyacentes a la línea
adyacente más corta, es necesario incrementar el tiempo de la zona 3 de tal forma que se evite
la pérdida en la coordinación con la tercera zona de las líneas adyacentes a la línea adyacente
más corta, es necesario incrementar el tiempo de la zona 3 de las líneas adyacentes a la línea
adyacente más corta, tal como se ve en la Figura 7.16.
Debe garantizarse que la zona 3 no “vea” fallas ocurridas en las subestaciones de diferentes
tensiones conectadas a través de transformadores, pues se perdería selectividad. Aquí
entonces entra a jugar el criterio de alcance máximo, el cual aconseja que se proteja en
respaldo remoto a la subestación adyacente en el caso de que no operen las protecciones ó el
interruptor de la línea más larga que parta de esa subestación.
7-29
Otra limitante muy importante para el ajuste
es la cercanía del punto de carga normal d
que una situación de carga normal podría h
Para el ajuste de los tiempos se debe dis
límites térmicos de los equipos principales
el tiempo máximo de apertura si se quiere
Si es más importante proteger el equipo q
límite térmico de los equipos más críticos
veces se tiene en cuenta, pues se supone
corrientes de fallas máximas sin verse afec
En algunos casos la zona 3 es del tipo “Off
contrario a la dirección de la línea. Estos a
los valores típicos están entre 0 y 20%.
respaldo a la protección de barras en la s
10% en el alcance y el mismo tiempo que e
bien una cuarta zona hacia “atrás” para la p
Otra utilización que se le da a la zona 3 es
esquemas de bloqueo.
6
Figura 7.1de la zona 3 especialmente para líneas muy largas,
e la línea en los límites del alcance deseado, puesto
acer que el relé arranque.
poner ante todo del estudio de estabilidad y de los
de la subestación. El criterio de estabilidad limitará
proteger el sistema contra pérdidas de sincronismo.
ue el sistema, se escogerá el tiempo de acuerdo al
. En la práctica, la segunda condición muy pocas
que los equipos vienen diseñados para soportar las
tados gravemente.
set” lo cual permite un ajuste hacia “atrás” en sentido
justes son un porcentaje del alcance hacia delante y
Esta característica permite utilizar la zona 3 como
ubestación. Se aconseja en este caso un ajuste del
l respaldo remoto. En otros esquemas se utiliza más
rotección de respaldo a la barra.
para el arranque de señales de telecomunicación en
7-30
7.4.2 AJUSTE PROPUESTO POR EL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO CND
En el ajuste de distancia se emplean varias zonas para proteger la línea de transmisión. En
Colombia el Código de Redes establece: zona 1, zona 2, zona 3 y zona reversa. Sin embargo,
algunos relés sólo disponen de dos ó tres zonas, y existen relés que pueden llegar a tener
hasta cinco zonas y una zona direccional llamada zona de arranque.
Para el ajuste de las zonas en los relés de distancia se debe tener en cuenta no sólo la
impedancia de la línea a proteger sino también las de las líneas adyacentes, dado que el ajuste
de las zonas del relé de distancia cubre una parte ó la totalidad de línea adyacente.
En la Figura 7.17 se presentan los alcances de zona hacia delante que se pueden encontrar en
una protección de distancia.
En la Figura 7.18 se presenta un diag
para ajustar las zonas de un relé de dis
7
Figura 7.1rama unifilar sencillo que se puede utilizar como modelo
tancia.
Figura 7.18
7-31
7.4.5.1 AJUSTE DE LA ZONA 1
La primera zona de la protección de distancia es normalmente de operación instantánea y tiene
por finalidad proveer un despeje rápido de fallas que ocurran a lo largo de la línea. La zona 1
normalmente se ajusta entre un 80 ó 90% de la impedancia de la línea, para evitar operaciones
innecesarias cuando se presente una falla más allá de la barra remota por efecto de la
componente de corriente directa, que se presenta dependiendo del momento de la onda
senoidal de corriente en el que se presenta la falla (sobrealcance):
LK Z1Z =
Donde: Z1 = Ajuste de la zona 1.
K = Constante.
ZL = Impedancia de secuencia positiva de la línea.
Como criterio se recomienda un factor K del 85% de la impedancia de la línea. Para líneas
cortas, el factor K puede ser menor e incluso puede ser del 70%.
Tiempo de Zona 1: instantáneo ( 0 ms).
#" Análisis del Efecto “Infeed” en la Zona 1 Cuando ocurre una falla con impedancia de falla (común en fallas a tierra), la inyección de
corriente del otro extremo de la línea, introduce un error de medida en el extremo inicial,
denominado efecto “Infeed”.
9
Figura 7.1
7-32
De la Figura 7.19 se puede deducir la siguiente ecuación:
FR )2I1(I1 Z1I1V ++=
Si se divide la ecuación anterior por I1 se obtiene:
)1I2I
(1 FR1Zaparente Z1I1V
++==
Es decir que la impedancia aparente vista por el relé para una falla en Zona 1 de la línea se ve
afectada por la resistencia de falla, multiplicada por un factor de I2 / I1 pudiéndose presentar los
siguientes casos:
#"Si I2 / I1 es cero ó cercano a cero, la impedancia vista por el relé de la subestación A
no sería afectada significativamente por el efecto "Infeed".
#"Si la corriente I2 es muy grande ó I1 muy pequeña, el termino I2 / I1 sería alto,
ocasionando subalcance en el relé, dado que vería un valor de impedancia mayor ó
una falla más lejana (dependiendo del valor de la resistencia de falla y las corrientes
asociadas).
La Figura 7.20 muestra el efecto de variación de la impedancia aparente vista por el relé
respecto a la distancia del punto de falla, teniendo en cuenta para todos los casos una
resistencia RF de falla de 5 Ohmios y una impedancia de la línea a proteger de 0.5 Ω / km.
De dicha figura se tienen las siguientes observaciones:
#"La diferencia en la impedancia observada para cada relación de corrientes es
constante, dado que las pendientes de las curvas son constantes.
#"El porcentaje de variación de la impedancia es mayor para líneas cortas.
#"El error en la impedancia vista por el relé se puede despreciar para variaciones de
I2 / I1 menores de 2 y fallas ubicadas a más de 50 Km.
7-33
En conclusión, cuando se ajusta la
consideraciones particulares:
#"Efecto "Infeed" en Zona 1.
#"Errores en la característica d
#"Errores de la línea: para lí
recomienda que el porcenta
impedancia de secuencia p
respectivas pruebas, que e
presenta sobrealcance ó sub
7.4.5.2 AJUSTE DE LA ZONA 2
El objeto principal de esta zona es
Figura 7.17) y actuar como zona de r
ubicadas en la subestación remota.
0
Figura 7.2Zona 1 se deben tener en cuenta las siguientes
el relé.
neas de transmisión con longitud inferior a 10 km se
je de ajuste de la Zona 1 oscile entre 50 y 80% de la
ositiva de la línea, así como verificar, a través de las
l ajuste escogido es el adecuado, es decir que no se
alcance.
proteger completamente la línea en consideración (ver
espaldo ante la no operación de la Zona 1 de las líneas
7-34
Como valor mínimo de ajuste se escoge el 120% de la impedancia de la línea a proteger, dado
que si se escoge un valor inferior, los errores de los transformadores de instrumentación, el
acoplamiento mutuo de secuencia cero en circuitos paralelos y el valor de la impedancia de
falla, pueden producir subalcance en el relé, es decir que el relé no verá la falla en la Zona 2,
sino más allá y por lo tanto operará en un tiempo muy largo (Tiempo de Zona 3).
El ajuste de la Zona 2 se puede seleccionar por encima del 120% de la impedancia de la línea
siempre y cuando se justifique con los resultados de un análisis de efecto "Infeed" para esa
zona y que adicionalmente se cumpla con los siguientes criterios:
#"Debe tenerse en cuenta que no sobrealcance la Zona 1 de los relés de la subestación
remota. Se puede asumir un valor máximo del 50% de la línea adyacente más corta,
es decir, el ajuste de la Zona 2 sería igual a la suma de la impedancia total de la línea
a proteger y el 50% de la impedancia de la línea adyacente más corta.
#"La Zona 2 no debe operar para fallas en los niveles secundarios de los
transformadores existentes en la subestación remota (115, 34.5 ó 13.8 kV). Para
evitar esto el ajuste de la Zona 2 sería, como máximo, igual a la suma de la
impedancia total de la línea a proteger mas el 80% de la impedancia equivalente de
los transformadores existentes en la subestación remota.
La impedancia equivalente de cada transformador se determina aplicando la siguiente
expresión:
MVA
2kV PUX )(EQZ =Ω
Donde XPU corresponde a la impedancia del transformador vista desde el lado de
alta (XHL).
Para efectuar este ajuste, para fallas a tierra, se debe tener en cuenta el grupo de
conexión del transformador. Esto es particularmente importante en bancos grandes
con grandes terciarios.
7-35
#"El valor de ajuste seleccionado de Zona 2 no debe sobrepasar el alcance de la
Zona 2 de las líneas adyacentes. En el caso de existir condición de traslapo de
Zonas 2 con una ó varias líneas adyacentes se debe realizar un análisis de efecto
"Infeed" y determinar, mediante el calculo de la impedancia aparente, si a pesar de
que existe el traslapo de zonas, el relé es selectivo, es decir que cuando la falla sea
en la Zona 2 de la otra línea, el relé de la línea en cuestión no la vea en Zona 2 sino
más allá (por efecto de la impedancia aparente).
Si con el estudio se concluye que la impedancia aparente que ve el relé para una falla en la
Zona 2 de la línea adyacente traslapada, es mucho mayor que el ajuste de Zona 2 considerado
(120% ZL), se puede conservar el ajuste en ese valor y el tiempo de operación en 400 ms. Si se
encuentra que la impedancia aparente es muy cercana ó está por debajo del ajuste de Zona 2
escogido, es necesario disminuir el tiempo de operación de Zona 2 de la línea sobrealcanzada
en la subestación remota ó aumentar el tiempo de operación de Zona 2 de la línea que se está
protegiendo (subestación local). Ver Figura 7.21
#" Análisis del Efecto “Infeed” en
El efecto "Infeed" en Zona 2 se prese
alimentan la falla (Figura 7.22), cuan
denominada impedancia aparente Zapare
1V
1
Figura 7.2la Zona 2
nta debido a la existencia de fuentes intermedias que
do ocurre una falla, la impedancia que ve el relé,
nte, se calcula de la siguiente manera:
2I 2Z1I 1Z +=
7-36
La impedancia aparente vista por el relé es:
1I1
V
reléZ =
2 Z1I2I
1Z1I
2I 2Z1I 1ZreléZ +=
+= 2K Z1ZreléZ +=
INFEED FACTOR 1
I2
IK =
I2 incluye el aporte de los demás circuitos, diferentes de la línea bajo coordinación, que aportan
al cortocircuito.
El ajuste de la Zona 2 se hace incluyendo el efecto "Infeed", razón por la cual en caso de que
las fuentes intermedias desaparezcan, el relé queda sobrealcanzado.
Para verificar que este efecto no le produzca disparos indeseados ó que no se requieran
tiempos extendidos de Zona 2 para coordinar con la Zona 2 relés inmediatamente adyacentes,
se debe calcular la impedancia aparente ante una falla en el 99% de la línea adyacente más
corta (u otra adyacente más crítica en el caso de que tenga bajos aportes de corrientes de
cortocircuito y longitudes pequeñas), observando los aportes de corrientes por todas las líneas
adyacentes a la subestación donde está la línea protegida y abriendo luego la línea que más
aporta a la falla, de tal forma que se obtenga la topología más crítica que acerque el valor de la
impedancia aparente al valor de ajuste de Zona 2.
2
Figura 7.2
7-37
También, en caso de incluir impedancias de falla se puede hacer la simulación de la misma falla
(en el 99% de la línea adyacente seleccionada), pero con el extremo remoto de dicha línea
abierto, para hacer más crítica la condición, dado que se tendrían aportes de corriente desde
otro extremo de la línea.
Se calcula la impedancia aparente con las ecuaciones anteriormente expuestas, para diferentes
condiciones de demanda (preferiblemente máxima y mínima) y se verifica en todos los casos
analizados, que los valores de impedancia aparente obtenidos sean mayores que el ajuste de la
Zona 2.
Tiempo de Zona 2: Para la selección de tiempo de disparo de la Zona 2 se debe tener en
cuenta la existencia ó no de esquema de teleprotección en la línea. Si la línea cuenta con
esquema de teleprotección se puede seleccionar un tiempo de 400 ms para esta zona; si no se
dispone de teleprotección este tiempo se determina mediante un análisis de estabilidad del
sistema ante contingencias en el circuito en consideración. Este tiempo (tiempo crítico de
despeje de fallas ubicadas en Zona 2) puede oscilar entre 150 y 250 ms, dependiendo de la
longitud de la línea y de las condiciones de estabilidad del sistema.
7.4.5.3 AJUSTE DE LA ZONA REVERSA
El propósito de esta zona es proveer un respaldo a la protección diferencial de barras de la
subestación local.
Otro ajuste de zona reversa puede ser requerido como entrada para algunas lógicas adicionales
que traen los relés multifuncionales tales como: lógica de terminal débil, eco y bloqueo por
inversión de corriente [sólo válida en esquemas POTT (sobrealcance permisivo)] .
En general, cuando se trata de respaldo a la protección diferencial de barras, debe verificarse
que los ajustes de Zona 3 y Zona 4 (reversa), cumplan con la siguiente relación:
0.14 ZonaAjuste3 ZonaAjuste ≈
7-38
El ajuste de la Zona Reversa para este fin, se realiza tomando el menor valor de los dos
cálculos siguientes:
!" 20% de la impedancia de la línea reversa con menor impedancia
!" 20% de la impedancia equivalente de los transformadores de la subestación local. Tiempo de Zona Reversa: para respaldo de la protección diferencial de barras, se recomienda
ajustar el tiempo de la Zona Reversa en 1500 ms, con el fin de permitir la actuación de las
zonas de respaldo de la barra remota. Se debe verificar que este tiempo esté por encima del
tiempo de la función 67N de la barra remota.
7.4.5.4 AJUSTE DE LA ZONA 3 HACIA DELANTE
El objeto de esta zona es servir de respaldo a las protecciones de las líneas adyacentes.
Normalmente, su ajuste se extiende hasta el extremo opuesto de la línea adyacente de mayor
impedancia, pero se debe garantizar que este alcance no detecte fallas ocurridas en las
subestaciones de diferentes tensiones, conectadas a través de los transformadores de
potencia. Este alcance también debe limitarse si su valor se acerca al punto de carga nominal
de la línea.
El criterio recomendado para el ajuste de la Zona 3 es el menor valor de la impedancia
calculada para los dos casos que se citan a continuación:
!" Impedancia de la línea a proteger mas el 80% de la impedancia equivalente de los
transformadores en la barra remota
EQ.TRAFOL3 Z0.8Z Z +=
!" Impedancia de la línea a proteger mas el valor de Z de la línea adyacente con mayor
impedancia, multiplicada por un factor de seguridad del 120%.
) Z Z( 1.2Z LAMIL3 +=
Donde:
Z3 = Ajuste de Zona 3
ZL = Impedancia de la línea a proteger
ZLAMI = Impedancia de la línea adyacente de mayor impedancia
7-39
No se considera indispensable limitar el alcance de la Zona 3 hacia adelante aplicando estos
criterios para transformadores de generación, ya que en un principio si la falla ocurre en un nivel
de tensión de generación, se espera que la unidad de generación dispare y en caso de que no
operen las protecciones del transformador asociado, es importante que actúen las protecciones
de respaldo de la red de transmisión.
Tiempo de Zona 3 hacia adelante: 1000 ms.
7.4.5.5 ALCANCE RESISTIVO
Para el ajuste del alcance resistivo de las diferentes zonas, se tiene como criterio general
seleccionar un único valor para todas las diferentes zonas de la protección distancia,
permitiendo establecer la coordinación a través de los tiempos de disparo de cada zona y
logrando selectividad por medio de la impedancia de la línea vista por el relé, hasta el sitio de la
falla de alta impedancia mínima de carga ó de máxima transferencia del circuito en cuestión.
Este valor de impedancia mínima de carga es calculado a través de la siguiente expresión:
=
MCCCARGA MÍN I 3
LVZ
Donde:
VL = Tensión nominal mínima línea-línea
IMCC = Máxima Corriente de Carga
La máxima Corriente de Carga se selecciona como el menor valor entre los siguientes cálculos:
!" La ICTMAX: Es la máxima corriente de carga del transformador de corriente y que
normalmente corresponde al 120% de IMAX primaria del CT.
!" La corriente máxima de carga, es decir el 130% de IMAX del conductor, la cual
corresponde al límite térmico del circuito ó el límite que imponga cualquiera de los
equipos de potencia asociados.
!" La máxima corriente operativa de la línea IMAX. Este valor debe darlo el propietario
de la línea, el operador mismo ó el CND.
7-40
7.4.3 AJUSTE DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA POR EL MÉTODO DE ASEA#
7.4.3.1 AJUSTE DE LA ZONA 1 El alcance de la primera zona generalmente se ajusta para cubrir alrededor del 85% de la
impedancia de la línea:
L1 1 Z0.85Z =
7.4.3.2 AJUSTE DE ZONA 2
El alcance de la segunda zona debe ser ajustado más allá del otro extremo de la línea. El
alcance normal es alrededor del 120 al 150% de la línea, pero se debe tener cuidado de
verificar que el alcance de la zona 2 no se extienda más allá del alcance de la zona 1 del relé
que protege la línea adyacente más corta; para evitar esta verificación es necesario tener en
cuenta la contribución de corriente de cortocircuito en la subestación adyacente.
En el sistema mostrado en la Figura 7.23 la impedancia hasta la falla vista por el relé de
distancia en el punto A es:
F ZI
IIZ ZA
BAL1
++=
Donde:
IA = Corriente de falla desde la subestación A
IB = Corriente de falla desde la subestación B
ZL1= Impedancia de la línea protegida por el relé
ZF = Impedancia desde la barra adyacente hasta el punto de falla
Asumiendo que el ajuste de la primera zona del relé localizado en la línea B – C (Figura 7.23)
es 0.85 ZL2, siendo ZL2 la impedancia de la segunda línea, la impedancia vista desde la
subestación A hasta el límite de la primera zona del relé en la subestación B, línea B – C,
corresponde a:
L22L1 ZK 0.85 ZZ +=
# Método de ajuste utilizado por Empresas Públicas de Medellín.
7-41
Siendo:
A
BA2 I
II K +=
Donde, IA + IB es la corriente total de cortocircuito, e IA es la corriente de cortocircuito que
aporta la línea a proteger suponiendo una falla en el extremo opuesto de la línea adyacente
más corta.
Para la selección del factor K2 se efectúa la relación de corriente de cortocircuito para fallas
trifásicas y monofásicas a tierra y se selecciona el mayor valor que se obtiene cuando se
presenta el cortocircuito más severo.
3
Figura 7.2
7-42
El alcance de la segunda zona del relé en A, no debe ser justificado más allá del 90% de la
impedancia considerada hasta el límite de la primera zona del relé en B; por lo tanto el ajuste
será:
) ZK 0.85(Z 0.9 Z L22L12 +=
7.4.3.3 AJUSTE DE ZONA 3
El alcance de la zona 3 no debe ser ajustado más allá del 90% del alcance menor de la zona 2
de cualquiera de las líneas conectadas a la barra del extremo remoto de la línea protegida.
Con un procedimiento similar al seguido en el ajuste de zona 2 se encuentra que el ajuste de
zona 3 es:
) ZK Z( 0.9 Z L33L13 +=
7.4.4 AJUSTE DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA POR EL MÉTODO DE BROWN
BOVERY COMPANY#
7.4.4.1 AJUSTE DE ZONA 1
Para ajustar la primera zona se considera el 85% del valor de la impedancia de la línea a
proteger vista por el relé.
Siendo ZL1 el valor de dicha impedancia, el ajuste será:
L1 1 Z0.85Z =
7.4.4.2 AJUSTE DE ZONA 2
El ajuste de la segunda zona es similar al descrito según el método de ASEA con sólo una
pequeña diferencia en el porcentaje de ajuste, tal como se indica en la siguiente expresión:
) ZK 0.85(Z 0.85 Z L22L12 +=
Siendo los términos los mismos descritos por el método de ASEA.
# Método de ajuste utilizado por Empresas Públicas de Medellín.
7-43
7.4.4.3 AJUSTE DE ZONA 3
Para ajustar la tercera zona, se considera un cortocircuito en D, Figura 7.23; con esta condición
la impedancia entre B y D vista desde A, es:
I
IIZ Z
A
CAL3BD
++=
Siendo IA corriente por el relé, e IC la contribución desde la línea B – C a la corriente total de
cortocircuito. ZL3 corresponde a la impedancia de la línea adyacente más larga. Al igual que
para la segunda zona, cuando se tengan varias línea adyacentes, es necesario encontrar los
valores de las impedancias vistas desde A para cada una de las líneas.
Conocidos todos los valores, se selecciona el mayor de ellos para ajustar la tercera zona.
El ajuste de la tercera zona es:
BDL13 Z1.2 Z Z +=
7.4.5 MÉTODO DE AJUSTE POR INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. ISA
7.4.5.1 AJUSTE DE ZONA 1
Se recomienda tomar para la zona 1 el 85% de la impedancia positiva de la línea a proteger
para el relé de falla entre fases. Los ángulos se ajustaran de acuerdo con cada tipo de relé.
El tiempo de esta zona es único y depende exclusivamente del relé de distancia sin retardo
intencional.
7.4.5.2 AJUSTE DE ZONA 2 También es considerada como protección para la línea, pues se encarga de proteger como
mínimo el tramo de línea que la zona 1 no cubre.
En consecuencia, el alcance para la zona 2 se recomienda como 120% de la magnitud de la
impedancia de secuencia positiva de la línea a proteger. Debe observarse que no cubra más
allá del 80% de la impedancia de los transformadores en el extremo remoto para que, teniendo
7-44
en cuenta los errores de medición, no llegue a operar por fallas en circuitos del lado de baja
tensión de dicho transformador.
El cálculo para la zona 2 es igual al 120% de la impedancia de la línea, se compara con la línea
adyacente más corta para determinar su tiempo de ajuste, así:
ZL1 : Impedancia de la línea a proteger
ZL2 : Impedancia de la línea adyacente más corta
Si zona 2 ≥ 1.0 ZL1 + 0.5 ZL2 el tiempo de zona 2 será:
F.S.TTT 2BZBI2AZ ++=
Donde:
BIT :Tiempo de interruptor en B. Cuando en el barraje B se tienen varios interruptores,
el tiempo escogido será del interruptor que tenga mayor tiempo de apertura.
2BZT : Tiempo de zona 2 en B
F.S. : Factor de seguridad de aproximadamente 6 ciclos.
Si zona 2 < 1.0 ZL1 + 0.5 ZL2
F.S.TTT BZ1BI2AZ ++=
Donde:
BZ1T : Tiempo de zona 1 en B
7.4.5.3 AJUSTE DE ZONA 3
Debe ser considerada como protección de respaldo para todas las líneas que parten de la
subestación remota de la línea protegida.
El alcance de la zona 3 debe ser el 120% de la suma de la impedancia de la línea a proteger y
la impedancia de su línea adyacente más larga. El ajuste de la zona 3 será:
) Z1.0 Z(1.0 1.3 Z L3L13 +=
7-45
Donde:
ZL1= Impedancia de la línea a proteger
ZL3= Impedancia línea adyacente más larga
El alcance de la zona 3 se reduce considerablemente a causa de las corrientes de falla
intermedias que entran al barraje adyacente al del relé, tal como se ha ilustrado anteriormente.
7.5 CONEXIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACIÓN A LOS
RELÉS DE DISTANCIA
Las conexiones de los relés de distancia a los transformadores de corriente y potencial deben
ser tales, que la protección responda a todos los tipos posibles de cortocircuitos en la zona
protegida (son diez en total).
Para ello debe garantizarse que, para cada tipo de cortocircuito, al menos un relé mida
correctamente la impedancia de la sección de línea comprendida entre el punto de ubicación
del relé y el punto de falla, y que los restantes relés midan impedancias iguales ó mayores que
ésta. De esta forma, al menos un relé determina correctamente la distancia hasta el
cortocircuito, y los restantes no tienen tendencia a operar.
Para lograr esto utilizando relés de distancia monofásicos, es necesario que el relé reciba
información de la tensión y la corriente correspondiente al lazo en cortocircuito. El cumplimiento
de este requisito implica conexiones diferentes para los relés que responden a cortocircuitos
entre fases (trifásicos y bifásicos) y para los que responden a cortocircuitos monofásicos a
tierra.
7.5.1 CONEXIÓN DE LOS RELÉS DE DISTANCIA PARA RESPONDER A
CORTOCIRCUITOS ENTRE FASES
Para los relés de tecnología analógica y digital existe la conexión en Y aterrizada, generalmente
en tablero de agrupamiento de los CTs en el patio de la subestación (es decir ahí es donde se
hace la sumatoria de las señales provenientes del CT por fase) y luego se lleva las 4 señales de
corriente (3 fases y tierra) al relé correspondiente.
7-46
Para los relés tipo YTG31$ existe un relé por cada zona de protección (3 zonas, 1,2 y 3) y uno
de réplica de neutro para las fallas a tierra, pero la conexión de los CTs sigue siendo Y
aterrizada. En la Figura 7.24 se ilustra un diagrama de conexión de los transformadores de
instrumentación a un relé de distancia digital con funciones adicionales como: sobrecorriente de
fase y residual a tierra, falla interruptor, autorecierre y verificación de sincronismo.
$ YTG31: Relé Electromecánico de Distancia qla de Paipa ó Bucaramanga. Este relé cumpletecnología antigua y dedicado a una sola funció
4
Figura 7.2ue opera actualmente en subestaciones de 230 kV, como las mismas funciones de un relé digital, pero obvio con n.
7-47
En la Figura 7.25 se muestra una red con alimentación bilateral, en la que aparece
explícitamente señalada una línea protegida con relés de distancia, en la que ocurre un
cortocircuito en el punto F. Se denomina ZL a la impedancia de la sección de línea hasta la
falla, y ZX y ZY respectivamente, a las impedancias equivalentes del sistema desde cada
fuente de generación hasta el punto de falla. Se denomina C a la relación por cociente entre la
corriente de cortocircuito r
I CC que pasa por el punto de ubicación de los relés (inicio de línea),
y la corriente total de cortocircuito I CC. Para simplificar el análisis se desprecia la corriente de
carga y el efecto capacitivo de las líneas de la red.
El estudio por el método de componentes
de distancia con las conexiones antes m
monofásicos a tierra da los resultados
subíndices 1 y 0 se refieren, respectivame
RF es la resistencia de falla y a es el oper
el relé mediante un algoritmo según el ti
para cortocircuitos trifásicos los relés mide
de la sección de línea hasta el punto de f
factor C1 debido a la contribución al cort
del sistema) es inevitable, y su efecto pe
!!!! Aunque no se dispone del desarrollo matepara que el consultante interesado pueda profu
5
Figura 7.2simétricas de las impedancias medidas por los relés
encionadas para cortocircuitos trifásicos, bifásicos y
que se presentan en la Tabla 7.1!!!!, en la cual los
nte, a las componentes de secuencia positiva y cero,
ador fasorial e j120º. La Tabla 7.1 describe como mide
po de falla; de la misma tabla puede concluirse que
n correctamente la impedancia de secuencia positiva
alla. El término correspondiente a RF (afectado por el
ocircuito de la fuente de generación del otro extremo
rjudicial sobre la medición de impedancia se reduce,
mático de las ecuaciones de la Tabla 7.1, ésta se incluye ndizar sobre esto.
7-48
utilizando un relé de distancia que tenga el tipo apropiado de característica en el plano
complejo.
En algunos relés digitales numéricos♠ se utilizan 18 unidades de medida llamadas de full
esquema a saber: 3 unidades por cada zona y 6 por cada lazo de falla (AB, BC, CA, AN, BN,
CN) lo que da 6 x 3 = 18. Con estas unidades se detectan las fallas trifásicas, bifásicas,
monofásicas aisladas ó a tierra.
Otras tecnologías no utilizan este esquema de medida sino el conmutado♦, es decir, algo que
depende del fabricante.
La forma de detectar las fases falladas y medir su impedancia depende de cada fabricante de
acuerdo a los algoritmos que utilice, es decir en algo interno de esa caja negra que es el relé y
su tecnología y depende del lector si quiere investigar más sobre el asunto.
IMPEDANCIA MEDIDA POR CADA RELÉ
RELÉ Cortocircuito Trifásico
Cortocircuito entre las fases b y c
Cortocircuito entre la fase b y tierra
ab 1
CF
R
1L
Z +
FR
1Ca
1X
Z3 j
1L
Z −−
)F
R 30
L(Z
13C
)2a-(1
1X
Z3 j
1L
Z ++−
bc 1
CF
R
1L
Z +
12C
FR
1L
Z +
∞
ca 1
CF
R
1L
Z +
FR
1Ca
1X
Z3 j
1L
Z −−
)F
R 30
L(Z
13C
1)-(a
1X
Z33 j
1L
Z +−−
Para cortocircuitos bifásicos, el relé corresp
impedancia, y los restantes miden impeda
operar.
Para cortocircuitos monofásicos a tierra nin
que esta conexión no sirve para proteger co
♠ En un caso en particular de Gec Alsthom.
1
Tabla 7.ondiente a ese par de fases mide correctamente la
ncias mayores, por lo que no tienen tendencia a
gún relé mide correctamente la impedancia, por lo
ntra este tipo de cortocircuitos.
7-49
En resumen, la conexión de los relés de distancia a las tensiones de línea y a las diferentes
corrientes de línea es apropiada para la protección contra cortocircuitos entre fases. Cuando la
falla es trifásica operan por igual los tres relés, y cuando es bifásica opera el relé
correspondiente a ese par de fases, y los otros dos relés operan ó no, en dependencia de la
cercanía del cortocircuito, pues miden impedancias mayores.
En la versión clásica de protección de distancia contra cortocircuitos entre fases de líneas de
transmisión son necesarios nueve órganos de medición de impedancia, a razón de tres por
fase, uno para cada zona.
7.5.2 CONEXIONES DE LOS RELÉS DE DISTANCIA PARA RESPONDER A
CORTOCIRCUITOS MONOFÁSICOS A TIERRA La tensión y la corriente del lazo de cortocircuito son, para este caso, los de la fase fallada.
Puede por tanto, pensarse en conectar los relés de distancia para protección contra
cortocircuitos a tierra a la tensión y la corriente de fase. Sin embargo, un análisis similar al
anterior realizado para la protección de fase, da como resultado que la impedancia medida para
la protección por un relé de distancia conectado a la tensión Va y la corriente Ia para un
cortocircuito entre la fase a y tierra, esté dada por:
FR13C0C
30LZ
1C 20C0C
1LZ1C0C
1C 2
aIaV
aZrZ+
++
++
===
De la Ecuación 7.19 puede concluirse♦ que no se logra una correcta determinación de la
distancia para la protección contra cortocircuito con esta conexión.
La solución más común a este problema consiste en hacer una compensación por corriente de
secuencia cero a la señal de corriente que se aplica al relé.
Las señales de entrada son:
♦ En un caso en particular de Schweitzer. ♦ Según la referencia [ 9 ]
(7.19)
7-50
RELÉ Vr Ir
Relé a Va Ia + kI0
Relé b Vb Ib + kI0
Relé c Vc Ic + kI0
El coeficiente k de compensación, que en general es complejo, pero que puede tomarse
aproximadamente como real está dado por:
1
10
ZZZk
+=
Donde Z0 y Z1 son, respectivamente, las impedancias de secuencia cero y positiva de línea
protegida.
Puede demostrarse que con esta conexión el relé de la fase que falla a tierra mide
correctamente la impedancia de la línea. Así, para cortocircuito entre a y tierra es:
LZ
aZ
rZ ==
En caso de falla a través de impedancia (que es lo común en los cortocircuitos a tierra) en la
Ecuación 7.21 aparece un termino adicional, que incluye a RF, pero como se ha explicado
anteriormente su efecto puede reducirse utilizando relés con características tipo reactancia ó
similares.
Para este mismo cortocircuito los relés de las fases b y c miden impedancias mayores, por lo
que no interfieren en la operación del relé de la fase fallada.
En la versión clásica de la protección de distancia contra cortocircuitos a tierra, son necesarios
nueve órganos de medición de impedancia para la línea de transmisión, a razón de uno para
cada zona de cada fase.
(7.21)
(7.20)
7-51
7.5.3 POSIBILIDADES PARA REDUCIR EL NÚMERO DE ÓRGANOS DE MEDICIÓN EN LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA
La variante clásica en que cada órgano de medición de impedancia sirva para una zona de una
fase resulta compleja, dada la gran cantidad de relés requeridos. Esta variante es más común
en los relés electromecánicos de distancia.
Para la reducción de órganos de medición de la protección de distancia hay dos variantes. La
primera es reducir el número de órganos de medición de la protección de fase, de modo que un
mismo órgano pueda ser utilizado para más de una zona. En este caso se requiere de arranque
de la protección de distancia que regule el alcance del órgano de medición de impedancia y
varíe el tiempo de operación, en dependencia de la ubicación del cortocircuito.
La segunda variante consiste en lograr que un mismo órgano de medición responda a
diferentes tipos de cortocircuitos (entre fases y a tierra). Hay dos posibilidades de realización
práctica de esta variante: la primera posibilidad consiste en utilizar un órgano de medición de
impedancia, al cual se le aplique la combinación necesaria de señales de corriente y tensión, de
acuerdo con el tipo de cortocircuito. Para ello se requiere un órgano de arranque capaz de
discriminar el tipo de cortocircuito (órgano selector de fallas) y de hacer las conmutaciones
necesarias en los circuitos de alimentación de señales del órgano de medición de impedancia.
La segunda posibilidad para realizar esta segunda variante consiste en utilizar relés de
distancia polifásicos que responden adecuadamente a todos los tipos de cortocircuitos.
En los últimos años, con el desarrollo que han adquirido los relés estáticos, se ha difundido la
utilización de la segunda variante en sus dos modalidades. 7.6 RECOMENDACIONES GENERALES PARA LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA
A continuación se efectúa una descripción de los principales factores que afectan la operación
de los relés de distancia.
7-52
7.6.1 EFECTO DEL ARCO
Los puntos críticos de la localización del arco son aquellos para los cuales la impedancia de la
línea cae en la frontera de la primera y segunda zona, haciendo que la impedancia sobrepase
los ajustes de dichas zonas con lo cual el relé operará con tiempos T2I y T3
II, para la primera y
segunda zona respectivamente. En el caso de que el arco esté localizado en la frontera de la
tercera zona, puede suceder que la impedancia resultante quede por fuera del ajuste de la
misma, haciendo que el relé no opere, lo que significaría un corto alcance del relé.
Reducciones pequeñas en el alcance de la zona 1 debido al arco, pueden tolerarse en caso
necesario. Pueden utilizarse relés poligonales ó relés Mho completamente polarizados para
minimizar tales reducciones; igualmente estos tipos de relés pueden emplearse para la segunda
zona ó puede hacerse que el alcance de la zona 2 sea lo más grande posible, de manera que
pueda permitirse una reducción del alcance por el arco. Los relés de distancia convencionales
no utilizan característica tipo reactancia para la tercera zona, generalmente se emplea la
característica Mho completamente polarizada ó la característica impedancia modificada para
que no sean afectados por el arco.
V = Tensión en el relé = I1 k ZL + RA (I1+I2)
I = Corriente en el relé = I1
Z = Impedancia aparente en el relé =IV
= k ZL + RA + 2
1
II RA
Factor de bajo alcance = 2
1
II RA
6
Figura 7.2
7-53
En el circuito de la Figura 7.26 la impedancia vista por el relé con la presencia del arco, es:
1
A21L1 A I
R )II ( k Z I Z ++=
A1
2AL A R
IIR ZZ ++= k
Donde:
ZA = Impedancia vista por el relé
I1 = Corriente de la línea protegida
I2 = Corriente desde el otro extremo de la línea
RA = Resistencia del arco
ZL = Impedancia de la línea
k = Localización de la falla
El término 2
1
II RA hace que la impedancia del arco sea aparentemente más grande para el relé.
Las corrientes I1 e I2 son fasores, por lo tanto la relación 2
1
II es otro fasor con su magnitud y
ángulo, este último pudiendo ser positivo ó negativo según las condiciones del sistema en el
momento de la falla. Por este motivo, inclusive la utilización de un relé poligonal para detectar la
falla puede no ser suficiente, ya que según sea la magnitud del ángulo antes mencionado, el
punto de falla en el plano complejo impedancia R - X puede estar fuera del polígono tal como se
ilustra en la Figura 7.27.
(7.22)
Figura 7.27
7-54
Algunos fabricantes han ideado diferentes métodos para la detección de este tipo de falla, como
la medición de la impedancia de falla solo durante el paso por cero de la corriente de secuencia
cero ó con relés polarizados con secuencia negativa (la explicación de estos métodos está
fuera del alcance de este manual).
La anterior consideración sobre el efecto del arco, es también aplicable al efecto de las fallas de
alta resistencia. En este caso la formulación se efectuaría no con la resistencia del arco RA sino
con la resistencia de falla RF.
7.6.2 EFECTO DE FUENTES DE CORRIENTE INTERMEDIA
Una fuente de corriente intermedia representa una fuente de cortocircuito entre el punto de
localización del relé y una falla para la cual se desea operar el relé de distancia tal como se
ilustra en la Figura 7.28.
V = Tensión en el relé = ZA I1 + ZB (I1+I2)
I = Corriente en el relé = I1
Como puede observarse, la impedancia hasta el punto de falla es ZA + ZB; sin embargo, al
existir la fuente de corriente intermedia, fluye la corriente I2 con lo que la impedancia vista por el
relé, será:
[ ]B Z)2I1(I A Z1I1I1
1I 1V
RZ ++==
Figura 7.28
7-55
B Z1I2I
BZA Z RZ ++=
Es decir, la falla se presenta al relé más allá de su punto real. La longitud protegida por el relé
disminuye a medida que aumenta la alimentación intermedia. De igual forma se puede calcular
el efecto de una línea paralela y de fuentes de alimentación en subestaciones adyacentes.
El efecto B1
2 ZII
es de bajo alcance ya que el relé esta detectando una impedancia mayor que la
real.
En la práctica se ajusta la zona 1 del relé de un terminal para alcanzar entre el 80% y el 90% de
la distancia al terminal más cercano, depreciando el efecto de las fuentes de corriente
intermedias (ZA + ZB ó ZA + ZC, la menor de ellas).
7.6.3 EFECTO DE CONDENSADORES EN SERIE
Los bancos de condensadores conectados en serie con las líneas de transmisión de Extra Alta
Tensión EAT, aumentan su capacidad de transferencia de potencia y mejoran la estabilidad del
sistema debido a la reducción de la impedancia.
Un condensador en serie puede transformar las premisas en las cuales se basa la operación de
un relé de distancia: La relación de tensión y la corriente en el punto de localización del relé es
una medida de la distancia a la falla; y las corrientes de falla se invierten aproximadamente en
fase ó sólo en el lado de “atrás” del punto de localización del relé.
El efecto de los condensadores puede visualizarse fácilmente en el plano impedancia R - X, ya
que la reactancia capacitiva se sustrae de la reactancia de la línea entre el relé y la falla. Como
consecuencia, la falla aparece mucho más cerca de la localización del relé e inclusive una falla
inmediatamente después de los condensadores estaría fuera del primer cuadrante del plano
impedancia R - X, tal como se ilustra en la Figura 7.29b.
Complementar la protección de distancia con relés direccionales de corriente, para detectar una
falla cerca de los condensadores no es práctico, ya que la corriente de falla puede invertirse
dependiendo de los valores de las impedancias del sistema y de compensación, tal como se
(7.23)
7-56
ilustra en la Figura 7.29c.
Una manera de que los condensado
distancia, es retardando la operación d
protección de los condensadores, elim
tiempo puede traer consecuencias a
saltachispas deben ajustarse para u
corriente nominal de los condensadores
Para líneas compensadas en serie es
de fases y como respaldo uno de distan
9
Figura 7.2res minimicen sus efectos adversos sobre el relé de
el relé para permitir el flameo de los descargadores de
inándose así su efecto sobre el relé. Este retardo de
dversas en la estabilidad transitoria del sistema. Los
na corriente ligeramente superior a la capacidad de
.
más recomendable utilizar un esquema de comparación
cia con los retardos de tiempo requeridos.
7-57
7.6.4 EFECTO DE LÍNEAS EN PARALELO
Cuando se tienen líneas en paralelo, se presenta una inductancia mutua entre ambos circuitos.
La inductancia mutua de secuencia positiva y negativa es muy pequeña pudiendo ser
despreciada, cosa que no ocurre con la inductancia mutua de secuencia cero. La impedancia
mutua de secuencia cero puede llegar a tener valores entre el 50 y el 70% de la impedancia
propia de la reactancia cero de la línea, afectando en forma notoria el alcance de los relés de
distancia.
Fallas a Tierra en la Línea Protegida
Cuando ocurre una falla en el sistema, la tensión aplicada al relé en un circuito, incluye una
tensión inducida proporcional a la corriente de secuencia cero del otro circuito, haciendo que la
impedancia hasta el punto de falla medida por el relé sea incorrecta. El que la impedancia
aparente sea mayor ó menor que la impedancia real, depende de la dirección del flujo de
corriente en el circuito sin falla.
De las formulaciones matemáticas [1]♣ se deduce que el relé puede subalcanzar ó
sobrealcanzar de acuerdo con los valores relativos de la fuente de secuencia cero. Que el relé
sobrealcance no es problema ya que la condición es una falla en la línea protegida, para la cual
se desea la operación del relé. Se puede comprobar también que el relé tiende más al
subalcance. Sin embargo el relé localizado en la barra remota tiende al sobrealcance cuando el
relé local tiende al subalcance. Como resultado habrá un traslado entre las características de
zona 1 de los relés de ambos extremos, para una falla con un esquema piloto de bajo alcance
permisivo con transferencia de disparo.
Como consecuencia, los métodos para compensar los efectos de la inductancia mutua de
secuencia cero, no se consideran necesarios a menos que el relé en cuestión tenga que medir
la impedancia hasta el punto de falla con precisión.
Fallas a Tierra en la Línea Paralela Aunque el relé de distancia con compensación mutua mida correctamente la impedancia en la
♣ En el Capítulo 11, pagina 204 de la referencia [1].
7-58
línea protegida, puede que no opere correctamente si la falla ocurre en la línea paralela. En la
referencia [1] se muestra que mientras el relé de distancia sin compensación mutua no
sobrealcanza para fallas fuera de la línea protegida, los relés pueden ver fallas en la línea
adyacente si se provee la compensación mutua.
Operación en Circuito Sencillo Si solo uno de los circuitos en paralelo está en servicio el relé de éste funcionará
correctamente, excepto cuando el circuito fuera de servicio sea puesto a tierra en ambos
extremos. En esta condición el relé tiene una tendencia a sobrealcanzar, por tanto se tiene que
tener cuidado con el ajuste de la zona 1 de los relés.
7.6.5 EFECTO DE LAS OSCILACIONES DE POTENCIA Y LA PERDIDA DE
SINCRONISMO Las oscilaciones de potencia y la pérdida de sincronismo son regímenes anormales de
operación, los cuales están acompañados de incrementos de la corriente y reducciones de la
tensión, que pueden provocar operaciones incorrectas de algunas protecciones. En el capítulo 6
se demuestra la necesidad de tener en cuenta el efecto de las oscilaciones de potencia al
calcular la corriente de arranque del primer escalón de la protección de sobrecorriente de
tiempo definido.
Los relés de distancia también pueden tener tendencia a operar incorrectamente en este
régimen anormal de operación; para el análisis de esta situación es conveniente representar en
un mismo plano complejo impedancia, la característica del relé de distancia y la trayectoria que
describe el extremo de la impedancia medida por el relé de distancia durante la oscilación de
potencia (que puede denominarse característica de oscilación de potencia).
Considérese el caso de la red con alimentación bilateral de la Figura 7.30a, en el que para
simplificar el análisis no se tienen en cuenta la corriente de carga ni el efecto capacitivo de las
líneas; se supone, además, que las f.e.m´s y las impedancias de los generadores permanecen
constantes durante el proceso de oscilación. Suponiendo las oscilaciones de potencia y
pérdidas de sincronismo como fenómenos simétricos, el sistema puede representarse por su
red de secuencia positiva (Figura 7.30b).
7-59
Los relés de distancia del extremo A de
los siguientes valores de corriente y tens
rI
A rIErV −=
La impedancia medida por cada relé será
ErIrV
rZ ==
Tomando a EB como referencia puede e
Figura 7.30la línea AB reciben durante la oscilación de potencia
ión (referidos al secundario):
BLA
BA
ZZZEE++
−=
ABLA
BAAA Z
ZZZEEEZ++
−−=
:
ABLABA
A Z)ZZ(ZE
E −++−
scribirse:
0º 1EB ∠=
δ n EA ∠=
(7.24)
(7.25)
(7.26)
(7.27)
(7.28)
7-60
Donde δ es el desfase entre las f.e.m´s de los generadores y n está dado por:
B
A
EE
n =
Para el caso particular de n = 1, de las Ecuaciones 7.27 y 7.28 se obtiene:
) 2
cot j-1 (21
EEE
BA
A δ=−
Sustituyendo éste valor en la Ecuación 7.26 se tiene:
ABLA Z- )
2δcot j-1 (
2ZZZ
rZ ++=
La Ecuación 7.30 expresa la impedancia medida por los relés de distancia durante la oscilación
de potencia (para n = 1), que es variable con el tiempo, debido a la variación del ángulo δ.
Puede demostrarse que se trata de la ecuación de la recta Zr =f (δ), que en el plano complejo
es la perpendicular en el punto medio de la impedancia total del sistema ZT = ZA + ZL +ZB.
Para la representación de dicha recta,
toma como origen de coordenadas el p
gráfico de modo que la línea protegida
(7.29)
(7.30)
Figura 7.31 que es la característica de oscilación de potencia, seunto A de ubicación de la protección, y sé orienta el
AB quede en el primer cuadrante; la impedancia ZA,
7-61
situada detrás de la protección con respecto a su sentido de disparo, aparece en el tercer
cuadrante (Figura 7.31).
El punto P, que representa el extremo de Zr en cualquier instante de tiempo, se desplaza sobre
la característica de oscilación de potencia a medida que δ aumenta. Puede demostrarse que el
valor de δ que corresponde a una posición dada de P es el del ángulo formado por las líneas
auxiliares AP y BP. El punto de intersección de la característica de oscilación de potencia con
la impedancia ZT corresponde a δ = 180º; este punto es el llamado centro eléctrico o centro de
impedancia del sistema. Cuando el punto P cae sobre la línea correspondiente a ZL (lo que en
el caso de la Figura 7.31 ocurre para un valor de δ algo superior a 180º), el relé mide una
impedancia igual a la medida para un cortocircuito trifásico en ese mismo punto de la línea.
Esto da una idea de que durante la oscilación de potencia puede haber tendencia a la
operación en los relés de distancia.
Puede demostrarse que el sentido de desplazamiento que se ha supuesto para el punto P
sobre la característica de oscilación de potencia (de derecha a izquierda en el plano complejo)
es el correspondiente al caso en que la oscilación ocurre con el generador de A adelantándose
con respecto al de B, es decir, cuando δ aumenta con el tiempo. En caso contrario (el
generador de B se atrasa con respecto al de A), δ se reduce con el tiempo (ó toma valores
negativos crecientes), y el punto P se desplaza sobre la característica de izquierda a derecha.
Un caso particular de gran importancia práctica es el de δ = 90º, que representa una condición
cercana al limite de estabilidad estática del sistema. Para un análisis gráfico rápido de la
operación de los relés de distancia por efecto de la carga, esta condición puede tomarse como
estado de carga máxima admisible por el sistema. Puede demostrarse que para δ = 90º, el
punto P está situado en la intersección de la característica de oscilación de potencia con la
circunferencia que tiene por diámetro la impedancia total ZT. Trazando esa circunferencia a
7-62
modo de construcción auxiliar es muy fácil ubicar en el plano complejo la posición de P para
δ = 90º.
Un análisis similar al anterior para el caso más general de n > 1 (Ecuación 7.26) revela que la
característica de oscilación de potencia es realmente una circunferencia, cuyo centro está
situado sobre la línea ZT ó en sus prolongaciones, como se muestra en la Figura 7.32a.
Las características para n > 1 están ce
mientras que para n < 1 el centro de
extremo A de la recta ZT. En el caso p
una circunferencia de radio infinitamente
Para el trazado de las características d
necesario conocer la ubicación del cent
como se muestra en la Figura 7.32b. Pue
Figura 7.32ntradas en la prolongación de ZT por su extremo B,
sus características cae sobre la prolongación, por el
articular de n = 1 se representa por la recta dada por
grande.
e oscilaciones de potencia en los casos de n ≠ 1, es
ro C de la circunferencia y el valor de su radio R. tal
de demostrarse que:
1nrZ
BC 2 −= (7.31)
7-63
1nrn Z
R 2 −=
Para el caso de n < 1 el punto C está situado detrás de A, de modo que su ubicación se fija por
la distancia AC. Pueden utilizarse las mismas expresiones 7.31 y 7.32, pero sustituyendo en
lugar de n el valor de 1 / n.
Todo el análisis realizado hasta aquí se refiere al caso de una red con alimentación bilateral, Si
se trata de un sistema complejo, no reducible a uno de dos máquinas equivalentes, la
característica de oscilación de potencia no es una línea recta ó una circunferencia, sino una
trayectoria compleja. En ese caso no son aplicables los métodos gráficos estudiados, ni es
posible por lo general resolver el problema por cálculos manuales. Es imprescindible simular el
sistema en una computadora digital en cuanto a su comportamiento durante oscilaciones
transitorias electromecánicas.
Para determinar si los relés de distancia operan por efecto de las oscilaciones de potencia y
pérdidas de sincronismo, es necesario superponer ambas características en el plano complejo,
tal como se muestra en la Figura 7.33. Cuando el punto P entra en la zona de operación del
relé, éste comienza a funcionar y opera ó no en dependencia de si su tiempo de operación (en
la zona de que se trate) es menor ó mayor que el tiempo que P permanece dentro de la zona de
operación. Así por ejemplo, en el relé de la Figura 7.33 hay tendencia a la operación para todo
valor de δ comprendido entre δ’ y δ’’.
Si se conoce el valor aproximado del deslizamiento S entre las f.e.m´s del sistema durante la
oscilación de potencia, y se supone constante ese deslizamiento, puede determinarse el tiempo
t0 durante el cual hay tendencia a la operación en el relé, según:
S 360δ' 'δ'
0t −=
Donde δ’ y δ’’están expresados en grados y S en ciclos por segundo. De la comparación de t0 con el tiempo de operación del relé se determina si hay ó no operación.
(7.32)
(7.33)
7-64
De la Figura 7.33 puede concluirse qu
distancia en el plano complejo, mayor
pérdidas de sincronismo.
Métodos de Bloqueo de Disparo por Opor Perdidas de Sincronismo
Es necesario evitar la operación inco
oscilaciones de potencia, ya que su fu
disparo innecesario de una línea de tran
potencia puede agudizar aún más el prob
Los métodos de bloqueo de disparo d
pueden subdividirse en dos grupos. Los
poner en funcionamiento la protección de
Una de las variantes más utilizadas es la
negativa (que están presentes, aunque s
pero que no existen en una oscilación
algunos países de Europa y sin embargo
Figura 7.33e cuanto más ancha es la característica del relé de
es su afectación por las oscilaciones de potencia y
scilaciones de Potencia y de Disparo Intencional
rrecta de los relés de distancia por efecto de las
nción es proteger las líneas contra cortocircuitos. el
smisión cuando se está originando una oscilación de
lema y conducir a una pérdida de sincronismo.
e los relés de distancia por oscilaciones de potencia
métodos del primer grupo se basan en el principio de
distancia cuando aparecen indicios de cortocircuito.
que detecta la aparición de la componente secuencia
ea transitoriamente, hasta en un cortocircuito trifásico,
de potencia). Estos métodos son muy populares en
, no han encontrado gran aplicación en otros países.
7-65
Los métodos del segundo grupo de gr
punto P se desplaza por el plano
cortocircuitos y de oscilaciones de pote
En la Figura 7.34 se ilustra la opera
potencia perteneciente a este segun
utilización de un relé de bloqueo con u
del relé de distancia, cuya operación p
En condiciones normales de operación
origina una oscilación de potencia, el p
la característica, pasa por las posicion
distancia. Como el desplazamiento de
transitorio electromecánico hay un inte
ocupa las posiciones P’ y P’’, lo que
(esta señal se origina un cierto tiemp
relé) impida la puesta en funcionamien
Cuando se origina, por ejemplo, un co
punto P se desplaza de P0 a Pf co
4
Figura 7.3an difusión internacional, se basan en el hecho de que el
complejo con distintas velocidades en los casos de
ncia.
ción de un sistema de bloqueo contra oscilaciones de
do grupo, que tiene amplia aplicación. Se basa en la
na característica en el plano complejo que circunda a la
or oscilaciones de potencia se desea bloquear.
el punto P ocupa, por ejemplo, la posición P0; cuando se
unto comienza a desplazarse de derecha a izquierda por
es P’ y P’’, y entra en la zona de operación del relé de
P es relativamente lento, por tratarse de un fenómeno
rvalo de tiempo apreciable entre los momentos en que P
da tiempo a que la señal emitida por el relé de bloqueo
o después que P entra en la zona de operación de este
to del relé de distancia.
rtocircuito trifásico en el punto Pf de la línea protegida, el
n una gran velocidad (se trata ahora de un fenómeno
7-66
transitorio de origen electromagnético) por lo que los cruces por los puntos P’ y P’’ son
prácticamente simultáneos. La señal de bloqueo no tiene en este caso tiempo de originarse, y el
relé de distancia está libre para operar, si el cortocircuito lo requiere.
Para el relé de bloqueo puede utilizarse una característica Mho ó impedancia con posibilidad de
desplazamiento (aunque no se excluyen otros tipos de características). Puede utilizarse un solo
relé en lugar de tres, pues la oscilación de potencia es un fenómeno trifásico simétrico, que sé
conecta igual que el relé de distancia de una de las fases, de modo que mida la misma
impedancia.
Aunque la probabilidad de pérdida de sincronismo en los Sistemas Eléctricos de Potencia no es
elevada, cuando ésta ocurre es conveniente provocar el disparo intencional de una ó varias
líneas para romper el enlace existente entre las fuentes de generación que están operando
asincrónicamente. Se han utilizado varios principios de operación para los sistemas de disparo
intencional por pérdidas de sincronismo, entre los cuales se destacan los siguientes: los que
pueden responder a las pulsaciones de la corriente ó de la tensión, a las inversiones periódicas
de la potencia activa, a las variaciones del ángulo entre las f.e.m´s de las máquinas y a la
frecuencia del deslizamiento, entre otros indicadores.
Uno de los sistemas que se ha utilizado con éxito se basa en la aplicación de dos relés tipo
ángulo de impedancia, complementados con un relé de sobrecorriente; la característica en el
plano complejo se muestra en la Figura 7.35.
Figura 7.35
7-67
Las características de los relés tipo ángulo de impedancia dividen el plano complejo en las
regiones A, B y C, de modo que el origen de coordenadas queda ubicado en la región B.
Cuando ocurre una pérdida de sincronismo, el punto P pasa de la región C a la A a través de la
B, ó de la A a la C pasando por la B, dependiendo de cuál de los generadores tiende a
adelantarse, es decir, en este caso ocurre la operación (ó la reposición), de los dos relés tipo
ángulo de impedancia, lo que puede utilizarse como información para provocar el disparo.
Cuando por el contrario ocurre un cortocircuito en alguna línea, el punto P se desplaza de C a
B, ó de A a B, por lo que opera ó se reposiciona un solo relé y no se origina el disparo.
El relé de sobrecorriente sirve como órgano de arranque del sistema, con el objetivo de evitar
su operación incorrecta durante las oscilaciones normales que se originan cuando, por ejemplo,
se sincroniza incorrectamente un generador. En estos casos también pueden estar involucradas
las tres regiones A, B y C, pero en la zona diametralmente opuesta de la circunferencia que
representa la característica de oscilación de potencia, lo que implica altos valores de
impedancia, es decir, bajos valores de corriente.
Este sistema es también monofásico y sus unidades tipo ángulo de impedancia se conectan
como uno de los relés de distancia de fase. Debe instalarse en una ó varias subestaciones en
que sea conveniente provocar la división del sistema, de modo que en las dos partes
resultantes quede un balance adecuado de generación y carga, y puedan seguir funcionando
normalmente hasta que se logre restablecer el sincronismo.
7.7 REGLAMENTACIÓN EN COLOMBIA EN TORNO A LA PROTECCIÓN DEL
SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL STN La Resolución 025 / 95 de la CREG ha establecido que para configuraciones de una nueva
subestación de Alta Tensión a 220 kV ó tensión mayor, se debe hacer de tal manera que
permita al menos realizar mantenimiento al equipo de interrupción de cualquier circuito de la
subestación, sin que esto implique la interrupción de la continuidad del flujo de potencia por
dicho circuito.
7-68
En cuanto a las normas de las protecciones en el sitio de conexión, la Resolución 025 / 95
exige cumplir con la IEC, ANSI y Normas Técnicas Colombianas que sean aplicables en el
momento del diseño. Además los equipos y materiales deben ser diseñados, fabricados y
probados por entidades o industrias que cumplan con los requerimientos de calidad según se
encuentra consignado en las normas lSO serie 9000.
7.7.1 EQUIPO DE INTERRUPCIÓN
Se establece que toda conexión Usuario / Sistema de Transmisión Nacional debe quedar
controlada por uno ó más interruptores de potencia que sean capaces de suspender la máxima
corriente de cortocircuito en dicho punto de conexión, con el fin de garantizar el despeje de las
fallas que se puedan presentar.
7.7.2 EQUIPO Y ESQUEMA DE PROTECCIÓN
En relación con los sistemas locales de protección a instalarse la Resolución 25 dice que deben
ser compatibles técnicamente con los esquemas existentes en los extremos remotos de las
líneas seccionadas. Las protecciones principales deben poseer principios de operación
diferentes entre si y sus señales de corriente y tensión deben tomarse de diferentes devanados
secundarios de los transformadores de instrumentación (corriente y potencial) con el fin de
prevenir mal funcionamiento en los instrumentos. También es indispensable instalar
protecciones de falla interruptor y proveer el sistema de teledisparo mediante canales de
teleprotección apropiados, tanto para esta protección como para las protecciones principales y
de respaldo, cuando sea necesario, y se debe proporcionar el sistema de recierre automático
monopolar y tripolar de los interruptores de potencia de las líneas.
En cuanto al manejo de tiempos en el despeje de fallas por parte de la protección principal en el
sistema eléctrico de transportadores, distribuidores y grandes consumidores, desde el inicio de
la falla hasta la extinción del arco en el interruptor de potencia, La Resolución 25 estipula que
no debe ser mayor a:
80 ms en 500 kV
100 ms en 220 kV
120 ms en tensiones menores a 220 kV
7-69
En caso de que no operen los sistemas de protección destinados al cumplimiento de las
anteriores condiciones de tiempos de despeje de falla, se obliga al distribuidor ó gran
consumidor a proveer una protección de respaldo, dicha protección tendrá un tiempo de
despeje de falla no mayor que 300 ms por fallas que se presenten en sus equipos.
Es necesario proporcionar una protección de falla de interruptor para el equipo de interrupción
principal de potencia que suspenda el intercambio de corriente de falla con el Sistema de
Transmisión Nacional. Esta protección debe disparar, en caso que sea preciso, todos los
circuitos eléctricamente adyacentes conectados al Sistema de Transmisión Nacional, en un
tiempo ajustable entre 200 ms y 500 ms incluyendo los disparos transferidos (remotos) a que
de ocasión.
La Resolución 25 exige que toda conexión cuente con una protección de sobrecorriente
direccional a tierra. Además los interruptores de potencia deben contar con dos bobinas de
disparo distintas, alimentadas por circuitos de corriente continua diferentes y tiene que contar
con la supervisión de estos circuitos de disparo y los ajustes de las protecciones deben ser
coordinados con preferencia al punto de conexión para asegurar la desconexión rápida y
selectiva del equipo en falla.
Hay que destacar que la Resolución 25 comparte lo requerido por el Código de Operación, en el
sentido de que cada distribuidor ó gran consumidor haga las provisiones de equipo necesarias
para facilitar la desconexión automática de demanda por baja frecuencia.
7.7.3 REQUISITOS TÉCNICOS DE LAS PROTECCIONES
Para los sistemas de protección, la Resolución 25 obliga a cumplir los siguientes requerimientos
generales:
El sistema de protección debe detectar y reducir la influencia de una falla en el sistema eléctrico
de potencia previniendo daños sobre los equipos e instalaciones, manteniendo la estabilidad del
sistema de potencia, y evitando poner en peligro la vida de personas y animales. Así mismo
debe tener alta probabilidad de no omitir disparos (confiabilidad), no tiene que haber disparos
indeseados (seguridad), desconectar solo lo fallado y de esta forma evitar trasladar los efectos
a otros lugares del Sistema de Transmisión Nacional (selectividad), tiene que manejar tiempos
7-70
de operación lo suficientemente cortos que garanticen mantener la estabilidad del sistema
(rapidez).
Las protecciones de estado sólido de tecnología digital son las recomendadas por la Resolución
25, es necesario que estas protecciones cumplan la norma IEC 255. En el caso de seleccionar
protecciones basadas en microprocesadores con varias funciones de protección incluidas
simultáneamente, estas deben ser duplicadas para proporcionar la confiabilidad requerida. En
caso de que las funciones de protección posean su propio microprocesador y fuente d.c., se
determinará si es necesaria esta redundancia.
Los relés de disparo tienen que contar con reposición eléctrica local y remota. Es indispensable
anotar que todos los relés deben disponer de contactos suficientes para realizar la supervisión
local (anunciador), supervisión remota y registro de fallas.
7.7.3.1 ESQUEMAS DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS Y SUBESTACIONES DEL SISTEMA DE
TRANSMISIÓN NACIONAL Protección de Líneas
El esquema que se recomienda para cada circuito de línea de transmisión debe constar
preferiblemente de dos protecciones principales con distinto principio de operación y hay que
poderlo manejar de tal forma que permita el mantenimiento de uno de los sistemas de
protección sin tener que sacar la línea de servicio, conservándose de esta manera un nivel de
protección adecuado. El esquema es el siguiente:
Protección Principal 1: es un relé de distancia no conmutado (full scheme) con unidades
independientes fase - fase y fase - tierra, de tres zonas hacia adelante y una zona hacia atrás.
Característica de inhibición y disparo para oscilación de potencia (power swing). Hábil para
trabajar con esquemas de teleprotección que manejan señales permisivas ó de bloqueo. Debe
poder permitir recierres monopolares y tripolares, por lo anterior su lógica de control tiene que
estar habilitada, para disparos monopolares y tripolares. Todas y cada una de las salidas deben
tener contactos duplicados con el fin de permitir la supervisión remota por el Registro
Cronológico de Eventos (SOE) directamente del relé.
7-71
Protección Principal 2: es un sistema de comparación direccional para el cual se utiliza un relé
direccional instantáneo de falla a tierra, trabajando en esquema de disparo permisivo a través
de canal de teleprotección con el extremo remoto, con selección de fase mediante relés de
impedancia para permitir disparos y recierres monopolares y tripolares con tiempos de
protección primaria. Adicionalmente debe tener una unidad direccional de tierra de tiempo
definido ó inverso, como respaldo, en caso de problemas en el canal de comunicación. La
protección deberá poseer contactos adicionales al igual que sucede con la Protección Principal
1, con el objeto de realizar la supervisión remota por el Registro Cronológico de Eventos (SOE)
directamente del relé.
Es importante destacar que en caso de tenerse una línea de doble circuito la Protección
Principal 2, en cada uno de ellos, deberá contar con la lógica inversión de flujo.
Alternativamente la Protección Principal 2 podrá manejar otro principio de operación diferente al
de direccional corriente (ejemplo: superposición, onda viajera, diferencial, hilo piloto, etc.)
siempre y cuando las dos protecciones principales incluyan adicionalmente un modulo de
sobrecorriente direccional de tierra 67N. Además incluirá unidades direccionales de
sobrecorriente de fases, con características de tiempo definido ó inverso, como respaldo para
fallas entre fases que no puedan ser detectadas por el relé de distancia.
En los esquemas de protección de líneas existentes equipadas con dos protecciones
principales de igual principio de funcionamiento, como distancia - distancia, estas se
complementarán con relés direccionales de falla a tierra, 67N.
Con el fin de proteger los equipos de patio contra sobretensiones sostenidas ó temporales de
gran magnitud se instalarán relés de Sobretensión. Estos relés contarán con una unidad
instantánea y temporizada de tiempo definido.
El esquema se debe complementar con un Localizador de Fallas de Lectura Directa, el cual
puede ser instalado independiente ó hacer parte de una de las protecciones principales. La
indicación se dará en unidades métricas (Km). En caso de líneas cortas el esquema de
protección puede constar de comparación direccional y esquemas diferenciales de hilo piloto.
7-72
Protección de Subestaciones (punto de conexión) El esquema de protección de línea que ha sido descrito anteriormente debe ser complementado
en cada subestación con lo siguiente:
Para actuar como respaldo local es necesario utilizar los relés de Falla Interruptor en el caso de
presentarse inconvenientes con el interruptor (ó interruptores) de línea. También se hacen
indispensables los Relés de Recierre que permitan y controlen los recierres monopolares y
tripolares automáticos, para el caso de utilizar la configuración anillo ó interruptor y medio se
debe disponer de la lógica programable maestro - seguidor. Es preciso proveer para disparos
definitivos Relés de Disparo Maestro, estos relés bloquean el recierre en caso de fallas
aclaradas por las protecciones de respaldo. De la misma forma con el propósito de garantizar
alarmas en el evento de no disponibilidad del circuito ó bien de las bobinas de disparo del
interruptor se deben instalar Relés de Supervisión Circuito de Disparo.
Para supervisar los recierres automáticos y los cierres manuales se utilizará el Relé de
Chequeo de Sincronismo. El Equipo de Teleprotección deberá manejar como mínimo tres
señales, dos asociadas a las protecciones 1 y 2, y una para disparos transferidos directos como
son: sobretensión, falla interruptor, etc. En puntos estratégicos de la red donde sea necesario
implementar deslastres de carga con el fin de preservar la estabilidad del sistema son
imprescindibles los Relés de Frecuencia. Bajo solicitud del Centro Nacional de Despacho el
transportador dará las instrucciones particulares en los casos donde se requieran. El tiempo
mínimo de supervisión deberá garantizar que la protección opere en forma segura. Si la
frecuencia se recupera al menos durante un ciclo antes de terminarse la temporización, el relé
debe reponerse automáticamente e iniciar un nuevo ciclo de supervisión. Adicionalmente debe
contar con sistema de medición de rata de cambio de frecuencia cuyo ajuste puede ser
independiente ó en combinación con los umbrales de frecuencia, los cuales están definidos en
el Código de Operación.
Los relés de recepción - transmisión de disparo transferido deben ser relés maestros (de
bloqueo), con reposición eléctrica. En el evento de que la subestación tenga una configuración
de conexión de interruptores (interruptor y medio, anillo) el usuario deberá adicionar a las
anteriores protecciones, las correspondientes a tramo muerto y zona muerta.
7-73
7.7.4 MISIÓN DEL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO CND
No siempre la rápida actuación de las protecciónes corresponde a su mejor forma de actuación,
porque si bien es cierto que la velocidad trae consigo una menor exigencia a los equipos
sometidos a esfuerzos durante eventos que exijan la actuación de tal sistema, algunas veces
dichos eventos requieren del concurso efectivo de muchos componentes de la red para evitar
que el mal sea mayor ó que se propague a otros sistemas conduciendo a condiciones muy
costosas económica y socialmente. Estos esfuerzos son indudablemente mayores que aquellos
a los que se habría sometido el equipo si hubiera sido retirado de servicio rápidamente.
Los dueños de los activos tienen la tendencia hacia la fiabilidad ya que una falla que no sea
despejada, puede producir daños en los equipos, mientras que los encargados del sistema
integralmente, observan además criterios de seguridad, porque una falla despejada por los
elementos equivocados, puede conducir a pérdidas importantes de sectores del sistema, ó una
salida anticipada de un elemento puede dejar la red en condiciones de vulnerabilidad ó calidad
del servicio, inaceptables.
La misión de decidir cual es la participación de cada uno de los equipos en el mantenimiento de
condiciones globales del sistema, corresponde en el caso colombiano, al Centro Nacional de
Despacho (CND)♦, de acuerdo con las reglamentaciones de la Comisión de Regulación de
Energía y Gas (CREG). En particular la Resolución 080 de 1999, faculta al CND para coordinar
las protecciones del Sistema de Transmisión Nacional (STN) a fin de garantizar el
mantenimiento del sistema ante contingencias mayores.
En el Art. 3o numeral 3 inciso n de dicha resolución se incluye dentro de las funciones del CND:
n) Coordinar el ajuste de las protecciones y/ó unidades de generación despachadas
centralmente que a su criterio se refiera. sí mismo, coordinar el ajuste de las protecciones
de los activos de uso del STN y de los activos de conexión al STN, de las interconexiones
internacionales de nivel de tensión IV ó superior, para asegurar una operación segura y
♦ El centro Nacional de Despacho (CND) es el responsable de la planeación, coordinación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y/ó servicio de conexión al Sistema de Transmisión Nacional (STN) y los operadores de la red (OR´s).
7-74
confiable del SIN, respetando los limites de las protecciones declarados por los agentes
para sus equipos.
De igual forma en el Art. 4o numeral 3 en los incisos a y b con respecto a otras funciones del
CND, se establece la realización de:
a) Estudios de coordinación de protecciones de las plantas y/ó unidades de generación
despachadas centralmente y de aquellas no despachadas centralmente que a su criterio
se requiera, de los activos de uso del STN y de los activos de conexión al STN y de las
interconexiones internacionales de nivel IV ó superior, para asegurar una operación
segura y confiable del SIN.
Para esto, el CND mantendrá una base de datos con la información de protecciones. Para
la actualización de la base de datos, los agentes remitirán la información necesaria, como
mínimo semestralmente ó cuando el CND lo requiera.
b) Estudios sobre las fallas y/ó emergencias que ocurran en los activos de uso del STN y de
los activos de conexión al STN y de las interconexiones internacionales de nivel IV ó
superior y demás activos que a su criterio ameriten análisis, determinando las medidas
que deben tomarse para reducir ó evitar otros eventos similares.
Para tal efecto los agentes del SIN, deberán suministrar información de los eventos
ocurridos, acorde con lo establecido en las resoluciones CREG 070 de 1998 y 072 de
1999, y en aquellas que las modifiquen ó sustituyan.
En resumen, la coordinación de protecciones de los agentes individuales se basa
principalmente en la fiabilidad, mientras la del CND considera además la seguridad del sistema
completo, aspecto que sólo puede medirse integralmente cuando se analiza holísticamente todo
el sistema.
7.8 PROTECCIÓN DIGITAL DE LÍNEAS
La protección digital de líneas de transmisión ha sido un área de mucho interés desde las
primeras etapas del desarrollo de esta técnica. Esto se explica por el reto que representa la
complejidad del problema, por la potencialidad de las protecciones digitales para superar las
características funcionales de las versiones analógicas, y por el incentivo económico, dado por
7-75
la posibilidad de competir en un mercado relativamente amplio (el número de líneas en el
sistema es mayor que el de generadores, transformadores y barras).
La protección digital de distancia resuelve en gran medida el problema de sensibilidad de la
protección de sobrecorriente de fase, y es aplicable en redes en que no es indispensable la
liberación instantánea de las fallas en toda la longitud de la línea.
A continuación se presentan los algoritmos fundamentales para protección de distancia de una
línea de transmisión trifásica.
7.8.1 CÁLCULO DE LA DISTANCIA A LA FALLA La medición de la distancia eléctrica hasta la falla se hace determinando la longitud de la
sección de línea comprendida entre el punto de ubicación del relé y el punto de falla. Para ello
es conveniente calcular la reactancia inductiva ó la inductancia de esa sección de línea, ya que
estos parámetros son poco afectados por la resistencia de falla. Existen factores que afectan la
medición de la distancia correcta a la falla (la resistencia de falla es solamente uno de ellos), y
el relé determina en realidad una especie de distancia aparente, resultante de la medición que
puede hacer a partir de la información de un solo extremo de la línea protegida.
Los algoritmos basados en modelos de la forma de onda de las señales de entrada estiman los
fasores de tensión V y corriente I medidos y sus componentes ortogonales de tensión Vs y Vc
y corriente Is e Ic, de donde puede calcularse la impedancia aparente:
X jRsI jcIsV jcV
IV Z +=
+
+==
Las componentes real e imaginaria de la impedancia aparente son:
2sI
2cI
sIcV cIsV X
+
−=
2sI
2cI
cIcV sIsV R
+
+=
7-76
En los algoritmos basados en modelos del sistema se estiman directamente los parámetros R y
L de la impedancia aparente, lo que sirve de base para la determinación de la distancia a la
falla.
Para tomar la decisión de operación del relé es necesario determinar si el circuito está dentro de
su alcance. En los algoritmos basados en modelos de las señales puede hacerse determinando
si el punto extremo de la impedancia aparente está dentro ó fuera de la característica de
operación del relé (Figura 7.36a). En los algoritmos basados en modelos del sistema puede
utilizarse el mismo criterio, pero la característica debe representarse en un sistema de
coordenadas R, L, compatible con los parámetros estimados por el algoritmo (Figura 7.36b).
En la Figura 7.36 puede apreciarse que
una trayectoria entre las condiciones d
señales de entrada al relé durante el es
de la ventana de datos por el punto de d
En la Figura 7.37 se representan tray
diferentes (uno con ventana de ocho m
protegida. Los puntos sobre las trayect
una nueva muestra al algoritmo. Cada
correspondiente al estado de prefalla,
ventana de datos está llena totalmente c
6
Figura 7.3el punto extremo de la impedancia aparente describe
e prefalla y de falla, que refleja la perturbación de las
tado transitorio asociado a la falla, y el efecto del cruce
iscontinuidad de las señales de entrada.
ectorias de impedancia obtenidas con dos algoritmos
uestras y otro de tres) para un cortocircuito en la línea
orias indican los valores estimados cada vez que entra
trayectoria se inicia en el valor de impedancia aparente
dado por el flujo de potencia normal por la línea; la
on información de prefalla en esa condición.
7-77
En la Figura 7.37a se presenta la tra
muestras por ciclo, en presencia de s
otros ruidos, de modo que refleja sola
punto de discontinuidad de las señale
ventana corta (tres muestras por ciclo
algoritmo de un ciclo (Figura 7.37b). S
señales la respuesta del algoritmo de
Figura 7.37c. En este caso la seña
muestra 8 (correspondiente a un ciclo
no converge al valor correcto.
Un aspecto importante es el referente
la señal de disparo del relé. Si el algo
de las señales de entrada, la señal de
Figura 7.37 yectoria estimada por un algoritmo de un ciclo con ochoeñales no contaminadas por componentes transitorias ni
mente el efecto del cruce de la ventana de datos por el
s. Con estas mismas señales de entrada, el algoritmo de
) localiza correctamente la falla en menos tiempo que el
in embargo, cuando hay componentes transitorias en las
ventana corta se deteriora, como puede apreciarse en la
l de tensión está contaminada con armónicas, y en la
después del inicio de la falla) la impedancia aparente aún
a la utilización de los resultados del algoritmo para formar
ritmo rechazara totalmente las componentes transitorias
disparo podría emitirse desde la primera vez que el punto
7-78
extremo de la impedancia aparente penetra en la característica de operación del relé, pero
hasta el momento no hay algoritmo que tenga tal comportamiento. Por tanto, si se utiliza este
criterio de disparo, el relé tiene un sobrealcance transitorio exactamente igual al error de
estimación del algoritmo.
Se requiere, por tanto, un cierto procesamiento de los resultados del algoritmo para la
formación de la señal de disparo. Este procesamiento posterior constituye una etapa más de
filtrado del algoritmo, e incide directamente en su respuesta transitoria. Cuanto más eficiente
sea el filtrado analógico y digital de las señales de entrada, menos filtrado posterior se requiere,
y viceversa.
Uno de los métodos de post-procesamiento consiste en acumular en un contador las
condiciones de operación detectadas por el algoritmo, y emitir la señal de disparo cuando el
valor acumulado rebase cierto nivel. Un método más adecuado es el de integración de los
resultados, mediante el cálculo del valor promedio de varios estimados antes de proceder a la
comparación con la característica de operación del relé. Esto constituye un filtrado FIR♠ de
promedio deslizante, que mejora notablemente la respuesta transitoria, a expensas de una
disminución de la velocidad de operación del relé.
En realidad un relé de distancia requiere alta precisión solamente para los cortocircuitos
cercanos al límite de su alcance, y puede tolerar errores mayores para las fallas localizadas
bien dentro de su característica de operación. Esto sugiere la idea de incluir pocas muestras en
el valor promedio para fallas cercanas, y un número mayor de muestras para cortocircuitos
alejados del relé. Para esto puede compararse cada valor estimado con el límite de la zona de
protección, y decidir basándose en esto el número de estimados a incluir en el valor promedio.
La característica de operación resultante es de tiempo inverso, pues las fallas cercanas, que
requieren menos post-procesamiento de información, son eliminadas en menos tiempo que las
fallas lejanas.
Otro aspecto de interés es el referente a los tipos de características en el plano complejo
impedancia que pueden lograrse en los relés digitales de distancia. En las variantes analizadas
anteriormente existe una gran libertad de selección de características, pues estas se
♠ FIR: Filtro no recursivo o de respuesta a impulso finita.
7-79
representan en el algoritmo a partir de las ecuaciones que las describen geométricamente. A
modo de ejemplo, en la Figura 7.36 se representan características de tipos Mho y poligonal, que
son las más utilizadas en relés de distancia.
En particular, en relés digitales es posible lograr una gran flexibilidad en la forma de la
característica poligonal, de modo que se adapte a las condiciones de la línea protegida y el
sistema. Así por ejemplo, el alcance en la dirección del eje real puede extenderse para fallas a
tierra con el objetivo de aumentar la sensibilidad ante fallas de alta resistencia, y reducirse para
fallas entre fases y regímenes simétricos en general, para evitar operaciones incorrectas por
efecto de la carga ó de oscilaciones de potencia. El lado superior de la característica poligonal
puede tener la posibilidad de inclinarse ligeramente con respecto a la horizontal, para reducir el
efecto de la componente imaginaria que puede aparecer en la impedancia de falla como
consecuencia de la contribución al cortocircuito desde el otro extremo de la línea.
En algunos relés digitales de distancia los estimados fasoriales de tensión y corriente no se
utilizan para calcular una impedancia aparente, sino se sustituyen en ecuaciones clásicas de
relés de distancia analógicos. Por ejemplo, una característica tipo Mho puede obtenerse de la
comparación de fase de dos señales:
Vr ZIs1
−=
Vs2 =
Donde Zr representa un coeficiente complejo con unidades de impedancia, necesario para
formar una tensión proporcional a la corriente. En relés analógicos se utiliza a este fin una
impedancia réplica o mímica, en forma de una combinación de resistencia y reactancia
inductiva, ó de un transformador de corriente con entrehierro (transformador-reactor); su
nombre se deriva de que constituye una réplica de la línea protegida. El ángulo de Zr,
determina el ángulo de sensibilidad máxima del relé, es decir, la inclinación del diámetro de la
característica circular con respecto al eje real en el plano complejo.
En este tipo de relés digitales de distancia, la característica de operación en el plano complejo
impedancia es inherente, pues depende de la naturaleza de las señales S1 y S2 y del tipo de
comparación (de fase ó de amplitud) que se haga con ellas. En general pueden obtenerse
características formadas por segmentos de recta y sectores de circunferencias ó combinaciones
7-80
de ellas; en la práctica por esta vía se han obtenido las características clásicas tipos Mho y
reactancia, y las lenticulares (formadas por sectores de circunferencias). 7.8.2 ALGORITMOS BASADOS EN EL CÁLCULO DE LA DISTANCIA EN EL LAZO DE
FALLA
En una línea de transmisión trifásica pueden ocurrir diez tipos de cortocircuitos diferentes, y el
relé tiene que calcular correctamente la distancia a la falla, con independencia de su tipo. Una
solución clásica a este problema consiste en que el relé procese la información correspondiente
al lazo de falla. En relés analógicos de distancia es necesario para ello, formar las señales de
entrada apropiadas al órgano de medición mediante conexiones externas, de manera que al
menos uno de los seis órganos básicos (tres de fase y tres de tierra) mida correctamente la
distancia a la falla. En relés digitales de distancia las señales de entrada son las tres tensiones
de fase y las tres corrientes de fase; no es necesario en este caso formar señales de entrada
mediante conexiones externas al relé, ya que el procesamiento de información correspondiente
al lazo de falla se logra por software.
En los algoritmos basados en modelos de las señales se forman estimados fasoriales de las
tensiones y las corrientes; con estos fasores se puede calcular la impedancia de secuencia
positiva ZL1 de la sección de línea comprendida hasta la falla, aplicando la ecuación apropiada
según el tipo de falla (Figura 7.38).
8
Figura 7.3
7-81
Los errores en la medición de distancia debidos al no considerar el efecto de la fuente
intermedia (inyección de corriente de cortocircuito en un punto intermedio entre el relé y la falla),
ni la impedancia de falla, no pueden evitarse con mediciones en un solo extremo de la línea.
Para su eliminación es necesario incluir en el cálculo información de tiempo real proveniente de
otros puntos del sistema, lo que demanda canales de comunicación de gran capacidad.
Generalmente lo que se hace es reducir el efecto de la resistencia de arco mediante una
selección adecuada de la forma de la característica del relé en el plano complejo impedancia.
En los algoritmos basados en modelos del sistema se estiman directamente los valores
aparentes de inductancia y resistencia de la línea, por lo que se requiere un procesamiento
previo de las muestras para formar las señales correspondientes al lazo de falla (Figura 7.39).
7.8.3 ALGORITMO BASADO EN EL En estos algoritmos se realizan los sei
nueva muestra, se comprueba la
(comparándolo con la característica de
disparo en caso necesario, mediante u
presenta un diagrama de bloques simp
la distancia a la falla puede hacerse p
7.38 y 7.39.
9
Figura 7.3CÁLCULO DE TODAS LAS DISTANCIAS
s cálculos de distancia a la falla cada vez que entra una
condición de operación para cada valor estimado
operación en el plano complejo), y se forma la señal de
n algoritmo de post-procesamiento. En la Figura 7.40 se
lificado para este tipo de algoritmo, en que el cálculo de
or cualquiera de los métodos mostrados en las Figuras
7-82
Este método es equivalente a los esq
por órganos monofásicos que realiza
tierra. La diferencia consiste en que en
un solo procesador (si no existe multip
demanda una gran potencia de cómpu
Es importante considerar que los cálc
lazo de falla son correctos, pero lo
resultados incorrectos. Así por ejemp
pero para una falla bifásica a tierra ha
las distancias estimadas para las fase
decisión de disparo se toma a partir d
0
Figura 7.4uemas clásicos de protección de distancia compuestos
n en paralelo las funciones de protección de fase y de
el relé digital la tarea debe hacerse secuencialmente en
rocesamiento) durante el intervalo entre muestras, lo que
to.
ulos de distancia que se hacen utilizando magnitudes del
s que involucran magnitudes de las no falladas dan
lo, para fallas trifásicas los seis cálculos son correctos,
y tres cálculos correctos y tres incorrectos. Por lo general
s no falladas son mayores que la verdadera, por lo que la
el cálculo correcto. Sin embargo, para fallas bifásicas a
7-83
tierra la distancia estimada por las ecuaciones de uno de los lazos de tierra (el de la fase
adelantada) puede ser menor que la correcta, lo que provoca sobrealcance del relé; este
problema se puede resolver con una lógica de bloqueo adecuada.
7.8.4 ALGORITMO BASADO EN LA SELECCIÓN DE LAS FASES FALLADAS
Un método para reducir la carga computacional del procesador consiste en hacer una
determinación previa del tipo de falla y dependiendo del resultado hacer el cálculo de distancia
para el lazo de falla, como se muestra en la Figura 7.41. Este método es el equivalente digital
de los relés de distancia analógicos conmutados, en que un selector de tipo de falla inicia las
conmutaciones necesarias para aplicar a un órgano de medición único las señales de entrada
correspondientes al tipo de falla.
El análisis del tipo de falla puede
instantáneos de las corrientes, las
conveniente trabajar con las magnitud
la corriente de prefalla a la corriente to
formar ecuaciones para los distintos ti
a los valores de prefalla.
El proceso de selección del tipo de fal
cálculo de distancia, lo que afecta la
Figura 7.41hacerse por la detección de cambios en los valores
tensiones, ó ambos. En el caso de las corrientes es
es increméntales o de falla ∆i, que se obtienen de restar
tal de cortocircuito. Para las tensiones es posible también
pos de fallas, basadas en sus desviaciones con respecto
la introduce un retardo de tiempo previo a la ejecución del
velocidad de operación del relé. Este es el precio que se
7-84
paga por la reducción de la carga computacional con respecto al método basado en el cálculo
de todas las distancias. De hecho, esta es también una desventaja de los relés analógicos de
distancia conmutados.
Los algoritmos de selección del tipo de falla dan buenos resultados para la mayor parte de los
cortocircuitos, en que hay cambios pronunciados en las corrientes y tensiones de las fases
falladas. En ciertos cortocircuitos, por el contrario, esos cambios no son apreciables y el
algoritmo puede fallar. Para estos casos es recomendable incluir en el programa cierta lógica,
que inicie el cálculo de la distancia para todos los lazos de falla cuando ha transcurrido cierto
tiempo y no se tiene identificado el tipo de cortocircuito. Esto introduce un retardo adicional, que
se suma al tiempo perdido en el intento de clasificar la falla, por lo que el tiempo de operación
aumenta considerablemente. Sin embargo, este caso se presenta solamente para fallas lejanas,
de valores de corriente reducidos, que por lo general no comprometen la estabilidad del
sistema.
Las fallas evolutivas también constituyen casos difíciles para estos algoritmos, como ocurre con
los relés analógicos conmutados. Sí el cortocircuito comienza en un punto e involucra ciertas
fases, y antes de terminar el proceso de cálculo, cambia a otras fases ó a otro punto de la línea,
la nueva falla puede no ser considerada mientras no se terminen los cálculos correspondientes
a la primera. Por otra parte, al cambiar el tipo de falla puede ser conveniente hacer los cálculos
de distancia para un lazo diferente al que se estaba procesando. De aquí se deriva la necesidad
de hacer comprobaciones de posibles cambios de tipo de falla durante la ejecución, y tomar las
decisiones correspondientes. Una variante consiste en ejecutar los cálculos de distancia para el
ó los lazos de falla ya identificados, y simultáneamente continuar comprobando las condiciones
de cortocircuito entre las fases a y b, y entre la fase a y tierra para los restantes tipos de falla
(cortocircuitos de las fases a y b a tierra, trifásico u otro régimen simétrico).
En estos algoritmos por lo general se incluyen también funciones de detección de fallas, de
modo que el programa se ejecute solamente cuando hay un cortocircuito; el resto del tiempo el
procesador puede estar realizando otras tareas, como las de medición y control. También es
necesario prever los criterios de parada del proceso de cálculo, para los casos de cortocircuitos
eliminados por acción de otras protecciones. El criterio de parada puede ser por tiempo, pero
hay que considerar también las zonas de protección activadas; por ejemplo, se requieren
períodos prolongados de cálculos para las terceras zonas y para las zonas con alcance
7-85
invertido, que se utilizan para controlar la transmisión de señales de bloqueo en esquemas de
protección piloto.
7.8.5 ALGORITMO BASADO EN COMPONENTES SIMÉTRICAS
Este algoritmo se basa en una ecuación que da en un solo cálculo una medida de la distancia a
la falla, con independencia de su tipo, en función de las componentes simétricas de la tensión y
la corriente. Los pasos son:
a) Estimación de los fasores de tensión y corriente de fase por un algoritmo basado en
modelos de las señales.
b) Cálculo de las componentes de secuencias positiva, negativa y cero de tensión y
corriente.
c) Cálculo de los valores increméntales ∆i de las corrientes de secuencias positiva,
negativa y cero por sustracción de la corriente de prefalla (que generalmente es de
secuencia positiva).
d) Sustitución de estos valores en la siguiente ecuación:
L2K2K'0K'10K' 0K2K' 2K1K
m+++
++=
En esta ecuación m es la distancia a la falla, expresada como una fracción del alcance del relé.
Las restantes variables de la Ecuación 7.34 están dadas por:
0ΔE
0E 0K =
1ΔE0E
0K' = 1ΔE
1E 1K =
2ΔE
2E 2K =
∆=∆
=caso otrocualquier en 0
1E 2E para 1 2K'
1ΔE2I1Z
L2K =
0I 0Z0E ∆=∆ 1I 1Z1E ∆=∆ 2I 2Z2E ∆=∆
En la versión original de este algoritmo se unieron los pasos (a) y (b) mediante la utilización de
un algoritmo recursivo de Fourier de 12 muestras por ciclo. Un corrimiento de cuatro muestras
(7.34)
7-86
en este caso equivale a 120º, que es la rotación angular requerida en las operaciones fasoriales
para calcular las componentes simétricas, lo que simplifica en gran medida el algoritmo.
Este algoritmo demanda más capacidad de cómputo que el basado en la selección del tipo de
falla, pero es más rápido, pues el cálculo de la distancia comienza desde el inicio de la falla. La
característica en el plano complejo impedancia es inherente, como ocurre con los algoritmos
basados en las ecuaciones de relés analógicos de distancia.
7.8.6 ALGORITMO BASADO EN LAS ECUACIONES DE RELÉS ANALÓGICOS
POLIFÁSICOS
Existen relés analógicos polifásicos de distancia que basan su funcionamiento en la
determinación del cumplimiento de un conjunto de ecuaciones fasoriales, válidas para todos los
tipos de fallas. Estas ecuaciones incluyen una característica de operación inherente,
generalmente de tipo circular. La versión digital de estos relés consiste en estimar los fasores
tensión y corriente por alguno de los algoritmos basados en modelos de las señales, y sustituir
estos valores en las ecuaciones correspondientes. La velocidad y precisión del relé están dadas
por las características del algoritmo de identificación de parámetros. Estos algoritmos
representan una carga computacional menor que los basados en el cálculo de la distancia para
todos los lazos de la falla.
Entre todos los algoritmos propuestos, los mejores resultados se han obtenido con el algoritmo
basado en la selección de fases falladas, sobre todo en los cortocircuitos en que existen
incrementos sustanciales en las corrientes y tensiones de las fases falladas. Este algoritmo
reduce sustancialmente la carga computacional con respecto a los demás, pero presenta como
inconveniente la posibilidad de un disparo incorrecto en presencia de una falla evolutiva.
7-87
EJEMPLO DE AJUSTE DE LA PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
% EJEMPLO 7.1: Para el sistema de interconexión mostrado en la Figura 7.42 se requiere proteger contra cortocircuito y sobrecarga la línea que va de la subestación A a la subestación D. Con los datos incluidos del sistema; seleccionar y ajustar las protecciones pertinentes.
DATOS DEL SISTEMA:
DATOS
Long. (Km)
R1 (ΩΩΩΩ/Km)
X1 (ΩΩΩΩ/Km)
Z1(ΩΩΩΩ
104 0.0543 0.4699 49.2
2
Figura 7.4DE LA LÍNEA A - D
) αααα R0
(ΩΩΩΩ/Km) X0
(ΩΩΩΩ/Km) Z0 (ΩΩΩΩ) αααα
06 83.40 31.17 106.60 111.07 73.70
7-88
DATOS DE LAS LÍNEAS CONECTADAS A LA BARRA LOCAL (ver Figura 7.43)
Línea A a:
Long. (Km)
R1 (ΩΩΩΩ/Km)
X1 (ΩΩΩΩ/Km)
Z1 (ΩΩΩΩ) αααα R0
(ΩΩΩΩ/Km) X0
(ΩΩΩΩ/Km) Z0 (ΩΩΩΩ) αααα
B 24.30 0.0518 0.4163 10.19 82.91 0.400 1.540 38.664 75.44
E 54.70 0.0602 0.4858 26.78 82.94 0.343 1.616 90.364 78.02
En valores primarios
DATOS DE LAS LÍNEAS CONECTADAS A LA BARRA REMOTA
Línea de D a:
Long. (Km)
R1 (ΩΩΩΩ/Km)
X1 (ΩΩΩΩ/Km)
Z1 (ΩΩΩΩ) αααα R0
(ΩΩΩΩ/Km) X0
(ΩΩΩΩ/Km) Z0 (ΩΩΩΩ) αααα
GEN 1 y 2 8.0 0.0865 0.5049 4.098 80.28 0.362 1.4370 11.855 75.86
C 77.75 0.0630 0.5254 41.14 83.16 0.4264 1.3002 106.39 71.84
F1 112.0 0.0707 0.5530 62.44 82.71 0.3541 1.5342 176.35 77.00
F2 102.1 0.0727 0.5362 55.25 82.28 0.4250 1.3531 144.81 72.56
H 59.71 0.0697 0.5484 33.01 82.76 0.3594 1.5222 93.39 76.72
G 65.0 0.0665 0.4878 31.99 82.00 0.3578 1.460 97.71 76.00
Los valores de impedancia y longitud son tomados de parámetros reales de líneas de
transmisión.
DATOS DE LOS TRANSFORMADORES DE LA SUBESTACIÓN LOCAL Tensión
(kV) Reactancia X
(pu) Potencia
(MVA) Impedancia
equivalente (ΩΩΩΩ) 220 0.0875 90.0 47.06
230 0.1312 248.1 (3 x 82.7) 27.97
RESUMEN DEL SISTEMA
Impedancia de la línea local
más larga
Impedancia de la línea local más
corta
Impedancia de la línea adyacente más larga
Impedancia de la línea adyacente más corta
Impedancia equivalente de los transformadores
de la S/E local 26.78 (Ω) 10.19 (Ω) 62.44 (Ω) 4.098 (Ω) 27.97 (Ω)
47.06 (Ω)
7-89
La impedancia equivalente de cada
expresión:
EQZ
Donde XPU corresponde a la impedanc
Para el transformador trifásico:
=Ω )(EQ
Z
Para el banco de autotransformadores:
=Ω )(EQ
Z
3
Figura 7.4transformador se determina aplicando la siguiente
MVA
2kV PUX )( =Ω
ia del transformador vista desde el lado de alta.
Ω= 055.4790
2(220) 0.0875
Ω= 974.27248 1
2(230) 0.1312
7-90
DATOS DE LA RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACIÓN Subestación A: Línea A - D
• Relación CT: 1000 : 5 A ⇒ 200
• Relación PT: 230/ 3 : 0.115/ 3 kV ⇒ 2000
• ZRT = 200 / 2000 = 0.1
Subestación D: Línea D - A
• Relación CT: 800 : 1 A ⇒ 800
• Relación PT: 230/ 3 : 0.115/ 3 kV ⇒ 2000
• ZRT = 800 / 2000 = 0.4
Donde, ZRT es la relación de transformación de impedancias o relación de impedancia primaria
a secundaria.
$" SOLUCIÓN: Para la solución de este ejercicio, se empezará por la selección de las protecciones tanto para
la barra local A como para la remota D, incluyendo una breve descripción de sus características;
luego se harán los ajustes pertinentes de dichas protecciones. Cabe anotar que los nombres de
los relés de protección seleccionados son ficticios, aunque sus funciones y características son
reales y están disponibles en el mercado.
1 SELECCIÓN DE LAS PROTECCIONES
Los relés que se han seleccionado para la protección de la Línea A - D teniendo en cuenta la
reglamentación existente en Colombia tratada en el epígrafe 7.7 son:
Subestación A:
• Protección principal PL1: CES 01
• Protección principal PL2: SAN 02
7-91
Subestación D:
• Protección principal PL1: ORL 03
• Protección principal PL2: WIL 04
Relés de sobrecorriente de tierra Subestación Campo/ Relé R CT 51N 67N
A D 230kV 1000/5 CES 01 A D 230kV 1000/5 SAN 02 D A 230kV 800/1 ORL 03 D A 230kV 800/1 WIL 04
2 AJUSTE DEL RELÉ CES 01 SUBESTACIÓN A: LÍNEA A – D
2.1 CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN DEL RELÉ CES 01 Este relé de distancia digital proporciona protección para líneas de transmisión tanto aéreas
como cables subterráneos con la posibilidad de selección de fase para disparo monopolar
dando la opción del recierre monofásico. Posee cinco zonas independientes de protección y
protección direccional de falla a tierra la cual se puede emplear tanto temporizada como en
comparación direccional.
Posee las siguientes zonas de protección con características Mho:
• Zona 1 : Dirección adelante e instantánea.
• Zona 1X : Su dirección se puede seleccionar adelante ó reversa y es temporizada.
• Zona 2 : Dirección adelante y temporizada.
• Zona 3 : Zona offset y temporizada.
• Zona 4 : Dirección reversa y temporizada.
Estas zonas proveen protección para fallas fase - fase y fase - tierra, además posee una
característica cuadrilateral para aumentar el alcance ante fallas de alta impedancia resistiva.
7-92
CARACTERÍSTICA DEL RELÉ CES 01 CON ZONA 3 REVERSA MHO OFFSET
Z1
Z2
Z3F
Z3R
2.2 AJUSTE DE ZONAS
Se harán los ajustes referidos a la imp
• Zona 1 La primera zona de la protección de d
brindar protección contra cortocircuito
alcance de la zona 1 sea hasta el 85%
K Z1Z =
Donde:
Z1 = Ajuste de la zona 1
K = Es un factor menor que la unida
ZL = Impedancia de secuencia positiv
El coeficiente K permite tener en cue
transformadores de corriente, así com
Alcance de zona 1 requerido ⇒ 41.825
Figura 7.44edancia primaria.
istancia es de operación instantánea y tiene por finalidad
s que ocurran a lo largo de la línea. Se requiere que el
de la impedancia de secuencia positiva de la línea.
Ω 41.825 (49.206) 0.85L ==
d que oscila entre 0.8 y 0.9 = 0.85
a de la línea a proteger = 49.206 Ω
nta los posibles errores en la impedancia del relé, en los
o en la impedancia de la resistencia de falla.
∠83.40° Ω primarios.
7-93
El ángulo de ajuste del relé se ajusta desde 45° hasta 85° en pasos de 1°, se tomará θ = 83°.
Alcance dado a la zona 1 ⇒ 41.825 ∠83.0° Ω primarios.
• Zona 2 Se requiere que el alcance de la zona 2 sea hasta el 120% de la impedancia de secuencia
positiva de la línea:
Ω 047.59 (49.206) 2.1 Z2.12Z L ===
Alcance de zona 2 requerido = 59.047∠83.40º Ω primarios.
Alcance dado a la zona 2 ⇒ 59.047∠83.0º Ω primarios.
Tiempo de Zona 2: según lo expuesto en el epígrafe 7.5.3.2 se eligen un tiempo de 400 ms
• Zona 3 El criterio recomendado para el ajuste de la Zona 3 es el menor valor de la impedancia
calculada para los dos casos que se citan a continuación:
!" Impedancia de la línea a proteger mas el 80% de la impedancia equivalente de los
transformadores en la barra remota
EQ.TRAFOL3 Z0.8ZZ +=
Es la impedancia equivalente del transformador con mayor impedancia
= 47.055 Ω
Ω=+= 86.854(47.055) 0.8206.94Z3
!" Impedancia de la línea a proteger mas el valor de Z de la línea adyacente con mayor
impedancia, multiplicada por un factor de seguridad del 120%.
) Z Z( 1.2Z LAMIL3 +=
Donde:
Z3 = Ajuste de Zona 3
ZL = Impedancia de la línea a proteger = 49.206 Ω
ZLAMI = Impedancia línea adyacente más larga (línea A – E) = 26.780 Ω
Ω=+= 91.183 26.780) (49.206 1.2 Z 3
Alcance requerido en la zona 3 hacia adelante = 91.183 ∠83.40º Ω primarios
EQ.TRAFOZ
7-94
Alcance dado a la zona 3 hacia adelante = 91.183 ∠83.0º Ω primarios
Tiempo de Zona 3: según lo expuesto en el epígrafe 7.4.5.4 se eligen un tiempo de 1000 ms.
• Zona Reversa
Debido a que la zona 3 tiene un "offset" el fabricante recomienda que el alcance de la zona 3
hacia atrás sea el 10% de alcance de la zona 1 (para líneas de longitud larga), pero de acuerdo
con los criterios de ISA presentados en el epígrafe 7.4.5.3 se requiere el siguiente alcance.
El ajuste de la Zona Reversa para este fin, se realiza tomando el menor valor de los dos
cálculos siguientes:
!" 20% de la impedancia de la línea reversa con menor impedancia
LAREVERSA3 Z0.2Z =
Donde:
REVERSA3Z = Ajuste de Zona 3 Reversa
ZLA = Impedancia línea adyacente más larga (línea A – B) = 10.190 Ω
Ω 2.038 (10.19) 0.2ZREVERSA3 ==
!" 20% de la impedancia equivalente de los transformadores de la subestación local.
EQ.TRAFOREVERSA3 Z0.2Z =
Z EQ.TRAFO Es la impedancia equivalente del transformador con menor
impedancia = 27.974 Ω
Ω 5.594 (27.974) 0.2ZREVERSA3 ==
Alcance requerido en la zona 3 hacia atrás = 0.20 ∠83.4º Ω secundarios.
Alcance dado a la zona 3 hacia atrás = 0.20 ∠83.0º Ω secundarios.
7-95
Tiempo de Zona Reversa: según lo expuesto en el epígrafe 7.4.5.3 se eligen un tiempo de
1500 ms.
• Alcance resistivo
El alcance resistivo se calcula como el 45% de la impedancia mínima de carga y se refiere a
ohmios secundarios.
( ) ZRTZ 0.45RG CARGA MÍN
=
Donde
ZRT = Relación de transformación de impedancias = 0.1
El valor de la impedancia mínima de carga es calculado a través de la siguiente expresión:
=
MCCCARGA MÍN I 3
LVZ
IMCC = Máxima corriente de carga = 901 A
Evaluación de la IMCC: se considerará como máxima corriente de carga la correspondiente al
límite térmico que es igual a 901 A.
Según lo anterior se obtiene en el alcance resistivo:
Ω 140.973901 3
220000ZCARGA MÍN
=
=
( ) Ω 6.343 0.1 140.973 0.45RG ==
AJUSTES ZONA
1 [ ΩΩΩΩ ]
ZONA 2
[ ΩΩΩΩ ]
ZONA 3
(ADELANTE) [ ΩΩΩΩ ]
ZONA 3
(REVERSA) [ ΩΩΩΩ ]
t Z1 [ms]
t Z2 [ms]
t Z3 [ms]
t Z3R [ms]
ALCANCE RESISTIVO
RG [ ΩΩΩΩ ]
PRIMARIOS 41.83 59.05 71.59 2.04 INST 400 1000 1500 63.43
SECUNDARIOS 4.18 5.91 7.16 0.20 INST 400 1000 1500 6.34
2.3 AJUSTE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL A TIERRA
• Elemento direccional El elemento direccional 67N se ajusta con una corriente residual de 120 A. Este valor se
establece con base en la experiencia operativa, la cual ha demostrado que el máximo
7-96
desbalance residual esperado en una línea a 230kV no transpuesta, considerando la
contingencia n - 1 en condiciones de máxima transferencia, no supera los 100 A. Con un valor
de ajuste de 120A se logra un margen adecuado para prevenir disparos indeseados ante la
condición n - 1, garantizando a su vez una cobertura amplia para fallas de alta impedancia.
Para el ajuste de la corriente direccional a tierra 67N en el secundario.
A 0.601000
5 120I 67N S =
=
IS67N se ajusta desde 0.05 In hasta 1.20 In en pasos de 0.05 In.
IS67N = 0.12 In
3 AJUSTE DEL RELÉ SAN 02 SUBESTACIÓN A: LÍNEA A - D
3.1 CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN DEL RELÉ SAN 02 &" 4 zonas de protección de fase y tierra.
&" Característica Mho, Mho y cuadrilateral.
&" Soporta todos los esquemas estándar de disparo.
&" Protección de sobrecorriente de fase secuencia negativa y residual.
&" Tiende dos elementos de secuencia negativa direccionales independientes.
&" Disparo monopolar tripolar.
&" Load enchoachment (invasión zona de carga).
&" Oscilográfico de datos y reporte de eventos.
&" Localizador de fallas.
&" Lógica de control.
&" Tres puertos de comunicación serial.
&" Panel frontal con pantalla y manejo de éste.
&" Autodiagnóstico.
3.2 AJUSTE DE ZONAS
El relé SAN 02 posee cuatro zonas, de las cuales se ajustan tres hacia adelante (Zona 1,
Zona 2 y Zona 4) y una en dirección reversa (Zona 3). Los criterios de ajuste de zonas son
7-97
iguales a los presentados para el relé CES 01, por lo cual se omitirán ciertos detalles en los
cálculos.
AJUSTES ZONA
1 [ ΩΩΩΩ ]
ZONA 2
[ ΩΩΩΩ ]
ZONA 3
(REVERSA) [ ΩΩΩΩ ]
ZONA 4
(ADELANTE) [ ΩΩΩΩ ]
t Z1 [ms]
t Z2 [ms]
t Z3 [ms]
t Z4 [ms]
ALCANCE RESISTIVO
RG [ ΩΩΩΩ ]
PRIMARIOS 41.83 59.05 71.59 2.04 INST 400 1500 1000 63.43
SECUNDARIOS 4.18 5.91 7.16 0.20 INST 400 1500 1000 6.34
3.3 AJUSTE DE LOS ELEMENTOS DE SOBRECORRIENTE PARA SUPERVISIÓN DE
DISTANCIA
• Elementos de fase Para ajustar el elemento 50PP1 que corresponde a la zona 1, se debe realizar una falla fase –
fase en la barra remota (D).
El elemento 50PP2 se ajusta para la zona 2 de forma análoga al 50PP1, pero realizando las
fallas en la barra unida a la subestación remota a través de la línea adyacente más corta (GEN
1 Y 2).
El elemento 50PP3 se ajusta para la zona reversa, de forma análoga al 50PP1, pero realizando
las fallas en la barra local (A).
El elemento 50PP4 se ajusta para la zona 3 hacia delante, de forma análoga al 50PP1, pero
realizando las fallas en la barra unida a la subestación remota a través de la línea adyacente
más larga (F1 y F2).
El ajuste de los elementos de fase ( 50PP1, 50PP2, 50PP3 y 50PP4 ), se realiza con el 60% de
la corriente de fase a través de la línea cuando ocurre una falla fase - fase en la barra que
indica la tabla a continuación:
D 50PP1 GEN 1 Y 2 50PP2 A 50PP3 F1 Y F2 50PP4 1537 [ A ] 4.61 1252 [ A ] 3.76 653 [ A ] 1.96 637 [ A ] 1.91
Como ejemplo de calculo se ilustrará el caso del ajuste de 50PP1
7-98
Con R TC = 200 en la subestación A
4.612001 (1537) 0.60Ajuste 50PP1 ==
• Elementos de tierra
Los elementos de tierra 50L1, 50L2, 50L3, 50L4 se ajustaran a su valor mínimo con el fin de
lograr la máxima sensibilidad para la detección de fallas a tierra mediante la función 67N.
• Elementos residuales Los elementos residuales 50G1, 50G2, 50G3, 50G4 se ajustan con una corriente residual de
120 A. Este valor se establece con base en la experiencia operativa, la cual ha demostrado que
el máximo desbalance residual esperado en una línea a 230kV no transpuesta, considerando la
contingencia n - 1 en condiciones de máxima transferencia, no supera los 100 A. Con un valor
de ajuste de 120A se logra un margen adecuado para prevenir disparos indeseados ante la
condición n - 1, garantizando a su vez una cobertura amplia para fallas de alta impedancia.
CORRIENTE RESIDUAL RELACIÓN DEL CT 50G
1 50G
2 50G
3 50G
4 50L
1 50L
2 50L
3 50L
4 120 [ A ] 1000:5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5
• Factores de compensación residual K01 y K0, K0A El ajuste de estos elementos se realiza con base en las siguientes expresiones:
L1
L1L03Z
ZZK0 −= L1
0ML1L03Z
ZZZK01
+−=
Donde:
ZL0 = Impedancia de secuencia cero de la línea a proteger = 111.07∠73.70º Ω
ZL1 = Impedancia de secuencia positiva de la línea a proteger = 49.206∠83.40º Ω
Z0M = Impedancia mutua de secuencia cero de la línea a proteger
j0.120.4017.24º0.427)83.40º 3(49.206
83.40º 49.206 73.70º111.07K0 −=−∠=∠
∠−∠=
Dado que el resultado de esta ecuación es un valor complejo, la magnitud corresponde al valor
de K0 y la fase al valor de K0A.
Si se desprecia el valor de Z0M se tendrá que K0 = K01
7-99
Z1 αααα1 Z0 αααα0 K01 = K0 K0A Z2F Z2R 4.921 83.40 11.079 73.70 0.426 -17.281 2.46 2.56
• Elemento direccional hacia adelante Z2F
Se ajusta al 50% de la impedancia de la línea a proteger y se refiere a ohmios secundarios
• Elemento direccional hacia atrás Z2R
Se ajusta al 50% de la impedancia de la línea a proteger, se refiere a ohmios secundarios y se
le suma 0.1 ohmios al valor anterior.
4 AJUSTE DEL RELÉ ORL 03 SUBESTACIÓN D: LÍNEA D - A
4.1 CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN DEL RELÉ ORL 03
En este relé se ajusta la zona 1 y zona 2 con dirección adelante y la zona 3 "offset" (zona 3
adelante con prolongación reversa).
La zona de oscilación de potencia está representada por una zona 6 (Figura 7.45).
Las características del relé ORL 03 se muestran en la Figura 7.45.
CARACTERÍSTICA DEL RELÉ ORL 03 CON ZONA 3 MHO OFFSET
Z1
Z2
Z3F
Z3R
Z6F
Z6R
Figura 7.45
7-100
4.2 AJUSTE DE ZONAS
Para ajustar las zonas del relé ORL 03 se emplean las constantes o factores de atenuación
KZ1 a KZ3 y KZPh, esta es una metodología propuesta por el fabricante, con la cual se
obtiene valores secundarios que luego se refieren al primario por medio de ZRT.
• Zona 1 El alcance del relé en la zona 1 se calcula según:
In5 (KZPh) KZ1 Z1 =
Donde:
KZ1 : Se ajusta desde 1.0 hasta 49.98 en pasos de 0.02; se toma KZ1 = 3.34
KZPh: Se ajusta desde 0.040 hasta 1.0 en pasos de 0.001; se toma KZPh = 1.0
In es la corriente nominal del relé = 1 A
Ω== 16.7015 (1.0) 3.34 Z1
Alcance requerido en la zona 1 = 16.70∠83.40º Ω secundarios.
El ángulo de ajuste del relé se ajusta desde 50° hasta 85° en pasos de 5°, se toma θ = 85º.
Alcance dado a la zona 1 ⇒ 16.70∠85.0° Ω secundarios.
• Zona 2 El alcance del relé en la zona 2 se calcula según:
In5 (KZPh) KZ2 Z2 =
Donde:
KZ2 : Se ajusta desde 1.0 hasta 49.98 en pasos de 0.02; se toma KZ2 = 4.72.
Ω 23.6015 (1.0) 4.72 Z2 ==
Alcance requerido en la zona 2 = 23.60∠83.40º Ω secundarios.
Alcance dado a la zona 2 ⇒ 23.60∠85.0º Ω secundarios.
7-101
• Zona 3 El alcance del relé en la zona 3 hacia delante se calcula según:
In5 (KZPh) KZ3 Z
ADELANTE3 =
Donde:
KZ3 : Se ajusta desde 1.0 hasta 49.98 en pasos de 0.02; se toma KZ3 = 5.72.
Ω 28.6015 (1.0) 5.72 Z
ADELANTE3 ==
Alcance requerido en la zona 3 hacia adelante = 28.60∠83.40º Ω secundarios.
Alcance dado a la zona 3 hacia adelante ⇒ 28.60∠85.0º Ω secundarios.
• Zona Reversa
Debido a que la zona 3 tiene un "offset" el fabricante recomienda que el alcance de la zona 3
hacia atrás sea el 25% de alcance de la zona 1, pero de acuerdo con los criterios de ISA se
requiere el siguiente alcance.
El alcance del relé en la zona 3 hacia atrás se calcula según:
In5 (KZPh) KZ3´ Z REVERSA3 =
Donde:
KZ3´ : Se ajusta desde 0.2 hasta 49.9 en pasos de 0.1 se toma KZ3´ = 0.2 (mínimo valor
permitido por el relé).
Ω 0.115 (1.0) 0.2 Z REVERSA3 ==
Alcance requerido en la zona 3 hacia atrás = 1.0∠83.40º Ω secundarios.
Alcance dado a la zona 3 hacia atrás ⇒ 1.0∠85.0º Ω secundarios.
El valor primario para este ajuste corresponde a 2.5 Ω igual al 60% de la línea reversa más
corta.
• Alcance resistivo
El alcance resistivo se calcula como el 45% de la impedancia mínima de carga y se refiere a
ohmios secundarios.
7-102
( ) ZRTZ 0.45RG CARGA MÍN
=
Donde:
ZRT = Relación de transformación de impedancias = 0.4
ZMÍN CARGA = 140.973 Ω (similar a la calculada en el alcance resistivo del relé CES 01)
( ) Ω 37.52 0.4 140.973 0.45RG ==
Resistencia requerida = 63.43 Ω (Primarios)
= 25.37 Ω (Secundarios)
El alcance resistivo del relé se calcula según:
In5 KR Relé del Resistivo Alcance =
Donde:
KR : Se ajusta desde 1.0 hasta 30.0 en pasos de 1; se toma KR = 5.
Según la metodología planteada por el fabricante y de acuerdo a la curva característica del relé
se toman dos alcances uno hacia la derecha y otro hacia la izquierda.
ssecundario Ω 2515 5 derecha la hacia Relé del Resistivo Alcance =
=
ssecundario Ω 3016 5 izquierda la hacia Relé del Resistivo Alcance =
=
AJUSTES ZONA
1 [ ΩΩΩΩ ]
ZONA 2
[ ΩΩΩΩ ]
ZONA 3
(ADELANTE) [ ΩΩΩΩ ]
ZONA 3
(REVERSA) [ ΩΩΩΩ ]
t Z1 [ms]
t Z2 [ms]
t Z3 [ms]
t Z3R [ms]
ALCANCE RESISTIVO
RG [ ΩΩΩΩ ]
PRIMARIOS 41.75 59.00 71.50 2.5 INST 400 1000 1500 63.43
SECUNDARIOS 16.70 23.60 28.60 1.0 INST 400 1000 1500 25.37
7-103
4.3 AJUSTE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL A TIERRA
• Elemento direccional Se toma una corriente mínima residual con falla de alta impedancia de 120 A, por razones ya
expuestas.
Para el ajuste de la corriente direccional a tierra 67N en el secundario.
A 0.15800
1 120I 67N S =
=
IS67N se ajusta desde 0.05 In hasta 1.20 In en pasos de 0.05 In.
IS67N = 0.15 In
4.4 BLOQUEO POR OSCILACIÓN DE POTENCIA
La zona de oscilación de potencia se ajusta de acuerdo con los siguientes criterios,
recomendados por el fabricante, la cual está representada por una zona 6 así:
a) El fabricante recomienda que el alcance de la zona 6 hacia adelante sea 1.3 veces el
alcance de la zona 3 hacia adelante.
( ) Z 1.3 Z ADELANTE3ADELANTE6 =
( ) ssecundario Ω 85º 37.31 Ω 85º 28.70 1.3 Z ADELANTE6 ∠=∠=
Además Z6 ADELANTE también es igual a:
In5 (KZPh) KZ6 Z ADELANTE6 =
Por lo cual se puede buscar un ajuste en el valor de KZ6
15 (KZPh) KZ6 37.31 =
7.462 5 37.31 (KZPh) KZ6 ==
Donde:
7-104
KZ6 : Se ajusta desde 1.0 hasta 49.98 en pasos de 0.02; se toma KZ6 = 7.46.
Recalculando Z6 ADELANTE:
Ω=
= 30.37
15 7.46 Z ADELANTE6
Alcance de zona 6 ajustado hacia adelante = 37.30∠85º Ω Secundarios
b) Para el alcance hacia atrás de la zona 6, el fabricante recomienda que sea 0.3 veces el
alcance de la zona 3 hacia adelante más el alcance de la zona 3 hacia atrás.
( ) ZZ 0.3 Z REVERSA3ADELANTE3REVERSA6 +=
( ) ssecundario Ω 85º 9.61 Ω 85º1.0 Ω 85º 28.70 0.3 Z REVERSA6 ∠=∠+∠=
Además Z6 REVERSA también es igual a:
In5 (KZPh) KZ6´ Z REVERSA6 =
Por lo cual se puede buscar un ajuste en el valor de KZ6´
15 (KZPh) KZ6´ 9.61 =
1.92 5 9.61(KZPh) KZ6´ ==
Donde:
KZ6 : Se ajusta desde 1.0 hasta 49.9 en pasos de 0.1; se toma KZ6 = 1.9.
Recalculando Z6 ADELANTE: KZ6' se ajusta desde 0,2 hasta 49,9 en pasos de 0,1
Ω=
= 50.9
15 1.9 Z ADELANTE6
Alcance de zona 6 dado hacia atrás = 9.50∠85.0º Ω Secundarios
7-105
5 AJUSTE DEL RELÉ WIL 04 SUBESTACIÓN D: LÍNEA D – A
5.1 CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN DEL RELÉ WIL 04 &" El relé WIL 04 posee cuatro zonas
&" Tiene función de sobretensión con envío de disparo directo transferido y disparo local
temporizado
&" Posee una función OVERLOAD de la protección de distancia PL1, esta función
OVERLOAD produce una señal de alarma cuando la corriente medida por al menos una
de las tres fases supera el ajuste seleccionado y da orden de disparo después de
transcurrido el tiempo de retardo asignado, por lo tanto se debe cablear la señal de alarma
para la operación tramo de línea. 5.2 AJUSTE DE ZONAS
El relé SAN 02 posee cuatro zonas, de las cuales se ajustan tres hacia adelante (Zona 1,
Zona 2 y Zona 4) y una en dirección reversa (Zona 3). Los criterios de ajuste de zonas son
iguales a los presentados para el relé ORL 03, por lo cual se omitirán ciertos detalles en los
cálculos.
AJUSTES ZONA
1 [ ΩΩΩΩ ]
ZONA 2
[ ΩΩΩΩ ]
ZONA 3
(ADELANTE) [ ΩΩΩΩ ]
ZONA 3
(REVERSA) [ ΩΩΩΩ ]
t Z1 [ms]
t Z2 [ms]
t Z3 [ms]
t Z3R [ms]
ALCANCE RESISTIVO
RG [ ΩΩΩΩ ]
PRIMARIOS 41.75 59.00 71.50 2.5 INST 400 1000 1500 63.43
SECUNDARIOS 16.70 23.60 28.60 1.0 INST 400 1000 1500 25.37
5.3 PROTECCIÓN TRAMO DE LÍNEA Y AJUSTE DE FUNCIÓN DE SOBRECARGA
SUBESTACIÓN D
• Ajuste protección tramo de línea subestación D Para la protección de tramo de línea en la subestación D se utilizará la función OVERLOAD de
la protección distancia PL1 (WIL 04) mediante la salida “OPERACIÓN TRAMO DE LÍNEA”, el
arranque de esta protección debe estar condicionado a la posición del seccionador de línea.
7-106
Al simular fallas con resistencia de falla correspondiente a 10 Ω en la subestación D y con la
condición operativa del circuito en mantenimiento se obtiene:
Variable Barra Valor Falla trifásica D 5215 [A]
Falla fase-fase D 4928 [A] Falla monofásica D 5196 [A]
• Ajuste función de sobrecarga OVERLOAD de la protección WIL 04 subestación D
La corriente de límite térmico ILT de la línea de transmisión A - D a 230kV corresponde a
901 A. Considerando la curva que se muestra en la Figura 7.46 para una corriente
correspondiente a 1.3ILT y una temperatura de 80° C se obtiene un tiempo de disparo de
aproximadamente 13 minutos.
CURVAS DE TEMPERATURA DEL CONDUCTOR
AMPACITY TRANSITORIO DE LA LINEA A - D
50
60
70
80
90
100
110
120
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130
TIEMPO [min]
TEM
PER
ATU
RA
[°C
]
I = 1.1 LT
I = 1.2 LT
I = 1.3 LT
I = 1.4 LT
I = 1.5 LT
Figura 7.46
7-107
El criterio de ajuste para el disparo de esta función OVERLOAD se realizará con la corriente
1.3I LT (1171 A primarios) y una temporización de 13 minutos.
Es importante anotar que la señal de alarma de la función OVERLOAD es instantánea y
comandará el disparo por tramo de línea.
7-108
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Universidad Pontificia Bolivariana, Medellín, 1987.
[2] “Applied Protective Relaying”. J. L. Blackburn, Westinghouse Electric Corporation, 1979.
[3] “Protective Relays. Application Guide”. Gec Alsthom, Tercera Edición, 1990.
[4] “Coordinación de Protecciones para Líneas de 230kV en la Primera Etapa de la Entrada
del Proyecto Noroeste EEB”. Tesis de Grado. Jaime Martínez. Libardo Garzón.
Universidad Nacional de Colombia. Santafé de Bogotá. 1998.
[5] “Guías para el Buen Ajuste y la Coordinación de Protecciones del STN”. Consultoría
para Elaborar Manual de Procedimientos para la Coordinación de Protecciones en el
CND realizada por Ingeniería Especializada S.A. para Interconexión Eléctrica S.A.
Itagüi- Antioquia, Julio de 2000.
[6] Notas de clase de Protecciones y Estabilidad dictada por el Ing. Orlando Ortiz Navas en
la Universidad Industrial de Santander. Año 2000.
[7] “El Arte y Ciencia de la Protección por Relevadores”. Russell Mason
[8] “Introducción a los Relevadores y Sistemas Digitales de Protección”, Dr Héctor Jorge
Altuve Ferrer, Universidad Autónoma de Nuevo León. Facultad de Ingeniería Mecánica
y Eléctrica. Monterrey, N.L, México, Nov 1993.
[9] “Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia”, Dr Héctor Jorge Altuve Ferrer,
Universidad Autónoma de Nuevo León. Facultad de Ingeniería Mecánica y Eléctrica.
Monterrey, N.L, México.
[10] “Protecciones para Líneas de 230 kV de la Subestación Mirador”. Sergio Samuel Torres
Avella y Ramón Antonio Torres Combariza. Tesis de grado Universidad Nacional de
Colombia,1999.
[11] “Protecciones para Líneas de 115 kV de la Subestación Mirador”.
[12] “Subestaciones de Alta y Extra Alta Tensión. Carlos Felipe Ramírez, Editorial Cadena
S.A. Primera edición, 1991.
[13] “Metodología para Realizar Estudios de Protecciones”, Gerencia de Producción, Equipo
Estudios de Operación, Interconexión Eléctrica S.A., ISA, Medellín, 1999.
7-109
[14] “Estudio de Protecciones de la Línea de Transmisión Playas - Primavera a 230 kV”.
Gerencia de Transporte de Energía, Dirección Operación y Supervisión Gestión de la
Red, Gerencia de Producción, Interconexión Eléctrica S.A., ISA, Medellín, 1999.
[15] Gec Alsthom T&D Protection & Control Group. Product Catalogue version 2.1, 1996.
[16] “Código de Redes”. Resolución 025 de 1995, de la Comisión de Regulación de Energía
y Gas, CREG.
[17] “Funciones de Planeación, Coordinación, Supervisión y Control entre el Centro Nacional
de Despacho (CND) y los agentes del SIN ” Resolución 080 de 1999, de la Comisión de
Regulación de Energía y Gas, CREG.