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CRITERIOS GENERALES DE PROTECCIÓNDEL SISTEMA ELÉCTRICOPENINSULAR ESPAÑOL
CRITERIOS GENERALES DE PROTECCIÓNDEL SISTEMA ELÉCTRICOPENINSULAR ESPAÑOL
Este documento ha sido elaborado en el seno de
RED ELECTRICA, con la participación de las siguientes
Empresas del Sector Eléctrico:
ENDESA
ENHER
ERZ (ELÉCTRICAS REUNIDAS DE ZARAGOZA)
FECSA
HEC (HIDROELÉCTRICA DE CATALUÑA-I, S.A.)
HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO, S.A.
IBERDROLA
RED ELECTRICA
SEVILLANA DE ELECTRICIDAD
UNION FENOSA
VIESGO
Noviembre 1995
PRÓLOGO
El sistema de protección constituye un elemento clave del funcionamiento de un sistema eléctri-co, de forma que su diseño, coordinación y actuación ante las perturbaciones que ocurren en lared, condicionan la calidad del suministro y la estabilidad operativa del sistema eléctrico.
En el Sistema Eléctrico Español, es especialmente importante la coordinación de los sistemas deprotección debido a la diversidad de empresas participantes en el Sistema Eléctrico Peninsular. Elpresente documento es el resultado del esfuerzo realizado por todas ellas para conseguir unapuesta en común de los diversos criterios individuales, con la participación de los distintos agen-tes involucrados en la generación y el transporte de electricidad, y constituye así una recomen-dación aplicable al conjunto del sistema.
El objetivo final no es otro que el de tratar de minimizar el alcance de las perturbaciones lo queredundará, sin duda, en una explotación más fiable del sistema, mejorando la calidad de servicio,aunque ello suponga un esfuerzo económico y organizativo por parte de todas las empresas, parala mejora y renovación de los correspondientes equipos de medida y protección.
Adicionalmente a las disposiciones contenidas en estos Criterios Generales será preciso disponerde los valores de tiempos críticos de eliminación de faltas en cada nudo de la red, en función desu posición en el sistema. En la actualidad ya se han iniciado los correspondientes estudios diná-micos, de acuerdo con la metodología incluida en el documento, con la colaboración de todas lasempresas y la coordinación de RED ELECTRICA, para obtener los valores correspondientes a lared actual. En el futuro será necesario establecer una metodología de revisión de estos valores,en aquellas zonas donde el desarrollo de la red produzca cambios que lo justifiquen.
Finalmente, queremos agradecer el esfuerzo realizado por todas las Empresas participantes en laelaboración de este documento, y muy especialmente la dedicación de todas las personas quehan sabido llevar a buen fin esta importante labor, por el compromiso de calidad de servicio querepresenta el acuerdo alcanzado y la aceptación de estos criterios. Esperamos que el marco decolaboración, inaugurado con la elaboración de este documento, genere un camino fructífero enel que los criterios se vayan adaptando a las necesidades del sistema de forma flexible, a travésde los ámbitos de coordinación existentes en el seno de RED ELECTRICA.
José Mª Paz
Director Generalde RED ELECTRICA
ÍNDICE GENERAL
INTRODUCCIÓN Y OBJETIVO .................................................................................................... 9
CAPÍTULO 1. PROTECCIONES DE RED
1. PREÁMBULO .......................................................................................................................... 12
2. PROTECCIÓN DE LíNEAS ....................................................................................................... 12
2.1. Principios de medida .................................................................................................... 12
2.2. Sistemas de protección ................................................................................................ 132.2.1. Sistema de protección en subalcance con teledisparo ......................................... 142.2.2. Sistema de protección en subalcance permisivo .................................................. 142.2.3. Sistema de protección en subalcance con aceleración ........................................ 152.2.4. Sistema de protección en sobrealcance permisivo ............................................... 152.2.5. Sistema de protección en sobrealcance a bloqueo .............................................. 162.2.6. Sistema de protección en sobrealcance a desbloqueo ......................................... 162.2.7. Sistema de protección de comparación direccional .............................................. 17
3. PROTECCIÓN DE BARRAS .................................................................................................... 17
4. PROTECCIÓN DE REACTANCIAS ........................................................................................... 18
5. PROTECCIÓN DE FALLO DE INTERRUPTOR ......................................................................... 18
6. REENGANCHE ........................................................................................................................ 19
CAPÍTULO 2. PROTECCIONES DE GENERACIÓN
1. PREÁMBULO ........................................................................................................................... 22
2. FALTAS A TIERRA EN EL SISTEMA DE GENERACIÓN, Y PROTECCIONES RECOMENDADAS 24
2.1. Protección contra faltas a tierra en el lado de baja tensión del sistema de generación, 64G y 64B ......................................................................... 24
2.2. Protección contra faltas a tierra, en el Transformador Principal y lado de alta tensión del sistema de generación .......................................................... 27
2.2.1. Protección de sobreintensidad en el neutro del Transformador Principal, 51NTP... 272.2.2. Protección de tierra restringida o diferencial de neutro en el Transformador, 87NTP 272.2.3. Protección de cuba, 50C ...................................................................................... 28
2.3. Protección contra faltas a tierra en el rotor, 64R ........................................................... 29
3. FALTAS ENTRE FASES EN EL SISTEMA DE GENERACIÓN, Y PROTECCIONES RECOMENDADAS 30
3.1. Protección principal ...................................................................................................... 303.1.1. Diferencial de generador, 87G .............................................................................. 303.1.2. Protección diferencial del Transformador Principal o diferencial bloque, 87TP ...... 31
3.2. Protecciones de apoyo ................................................................................................. 343.2.1. Sobreintensidad, 51 ............................................................................................. 343.2.2. Protección de mínima impedancia del generador, 21 ........................................... 353.2.3. Mínima impedancia del lado de alta del Transformador Principal, 21TP ................ 35
4. FUNCIONAMIENTOS ANORMALES DE LA RED QUE AFECTAN A LOS GENERADORES, Y PROTECCIONES RECOMENDADAS ....................................................... 35
4.1. Protección contra sobrecargas en estator y rotor, 49 ................................................... 35
4.2. Protección contra carga desequilibrada, 46 .................................................................. 36
4.3. Protección contra pérdida de sincronismo, 78 .............................................................. 38
4.4. Protección contra variaciones de frecuencia, 81 ........................................................... 42
4.5. Protecciones de mínima tensión de Servicios Auxiliares ................................................ 42
5. FUNCIONAMIENTOS ANORMALES DEL GENERADOR QUE PRODUCEN DAÑOS A SÍ MISMO Y/O PERTURBAN A LA RED, Y PROTECCIONES RECOMENDADAS.... 43
5.1. Protección contra sobretensiones, 59 ........................................................................... 43
5.2. Protección contra retorno de energía, 32 ...................................................................... 43
5.3. Protección contra pérdida de excitación, 40 ................................................................. 44
5.4. Protección contra sobreexcitación, V/Hz ...................................................................... 45
5.5. Protección contra variaciones de frecuencia, 81 ........................................................... 46
5.6. Protección contra fallo de interruptor, 50 BF ................................................................. 46
5.7. Protección contra la energización accidental del generador .......................................... 47
6. REDUNDANCIAS ..................................................................................................................... 48
6.1. Faltas a tierra ................................................................................................................ 48
6.2. Faltas entre fases .......................................................................................................... 48
6.3. Funcionamientos anormales de la red que afectan al generador ................................... 48
6.4. Funcionamientos anormales del generador que producen daños a sí mismo y/o perturban a la red ....................................................................... 48
6.5. Equipo auxiliar................................................................................................................ 48
CAPÍTULO 3. CRITERIOS GENERALES DE PROTECCIÓN
1. PREÁMBULO .......................................................................................................................... 51
2. PERTURBACIONES INTERNAS A LA CENTRAL ..................................................................... 51
3. CORTOCIRCUITOS ................................................................................................................. 51
3.1. Preliminar ....................................................................................................................... 51
3.2. Definición de conceptos................................................................................................. 523.2.1. Red considerada .................................................................................................. 523.2.2. Falta eléctrica ........................................................................................................ 523.2.3. Elementos del sistema de protección ................................................................... 523.2.4. Fallo ...................................................................................................................... 523.2.5. Selectividad .......................................................................................................... 523.2.6. Tiempo de eliminación .......................................................................................... 523.2.7. Tiempo crítico de eliminación ................................................................................ 533.2.8. Hueco de tensión ................................................................................................. 533.2.9. Protección de apoyo ............................................................................................. 53
3.3. Cortocircuitos polifásicos no resistivos .......................................................................... 533.3.1. Criterios de redundancia........................................................................................ 553.3.2. Cortocircuitos polifásicos no resistivos. Tiempo crítico inferior a 500 ms .............. 583.3.2.1. Cortocircuitos en líneas..................................................................................... 583.3.2.2. Cortocircuitos en barras.................................................................................... 593.3.2.3. Cortocircuitos en transformadores .................................................................... 603.3.2.4. Cortocircuitos en reactancias............................................................................ 613.3.2.5. Falta entre T/i e interruptor................................................................................ 62
3.3.3. Cortocircuitos polifásicos no resistivos. Tiempo crítico superior a 500 ms ............. 673.3.3.1. Cortocircuitos en líneas..................................................................................... 683.3.3.2. Cortocircuitos en barras.................................................................................... 693.3.3.3. Cortocircuitos en transformadores .................................................................... 703.3.3.4. Cortocircuitos en reactancias............................................................................ 703.3.3.5. Falta entre T/i e interruptor................................................................................ 71
3.4. Cortocircuitos monofásicos no resistivos ...................................................................... 72
3.5. Cortocircuitos resistivos monofásicos y polifásicos ........................................................ 72
3.6. Reenganche en líneas.................................................................................................... 73
3.7. Configuraciones especiales ........................................................................................... 73
3.8. Protección de apoyo...................................................................................................... 733.8.1. Protección de apoyo de líneas............................................................................... 743.8.2. Protección de apoyo de barras.............................................................................. 743.8.3. Protección de apoyo de transformadores .............................................................. 753.8.4. Protección de apoyo de reactancias...................................................................... 753.8.5. Apoyo desde la generación ................................................................................... 76
4. OSCILACIONES DE POTENCIA .............................................................................................. 76
5. MÍNIMA TENSIÓN ................................................................................................................... 78
6. SOBRETENSIÓN ..................................................................................................................... 79
7. ASIMETRÍAS ............................................................................................................................ 79
8. VARIACIONES DE FRECUENCIA ............................................................................................. 80
9. INSTALACIONES EXISTENTES ................................................................................................ 81
10. METODOLOGÍA DE LOS ESTUDIOS QUE IDENTIFICANLAS CONDICIONES CRÍTICAS DE DESPEJE DE DEFECTOS.................................................. 81
10.1 Preliminar...................................................................................................................... 81
10.2. Objetivo ....................................................................................................................... 82
10.3. Alcance ....................................................................................................................... 82
10.4. Bases de estudio ......................................................................................................... 8310.4.1. Planteamiento sistemático ................................................................................... 8310.4.2. Actuación de protecciones .................................................................................. 8310.4.2.1. Formas de eliminación de defectos ............................................................... 8310.4.2.2. Tiempos de eliminación asociados a los diferentes sistemas de protección ... 84
10.4.3. Comportamiento del sistema eléctrico................................................................. 8410.4.4. Clasificación de los elementos de la red .............................................................. 85
10.5. Planteamiento del estudio ............................................................................................ 8610.5.1. Primera fase: Análisis general ............................................................................. 8610.5.2. Segunda fase: Consideración de la topología de la red ...................................... 87
10.6. Hipótesis y datos de entrada........................................................................................ 8910.6.1. Reparto de cargas base ..................................................................................... 8910.6.2. Comportamiento dinámico de grupos generadores ............................................ 8910.6.3. Representación de cómo se comportan las cargas del sistema ......................... 9010.6.4. Protecciones de la red de transporte .................................................................. 90
INTRODUCCIÓN Y OBJETIVO
Se ha desarrollado este documento para establecer unos criterios generales de protección a apli-car, tanto en generación como en red de transporte, transformación y distribución primaria, queaseguren armonizar y coordinar los criterios particulares establecidos en cada ámbito. Con ello,se pretende minimizar la extensión y las consecuencias de las perturbaciones, en cualquier situa-ción razonable de explotación del sistema eléctrico.
Los cortocircuitos deberán despejarse de forma adecuada, aun considerando fallo simple en lossistemas de protección, con el fin de evitar pérdidas de estabilidad, huecos de tensión y disparosno selectivos, que puedan provocar pérdidas de generación o de mercado. También deben evi-tarse, sobre todo en los generadores, las consecuencias de sobrecargas, asimetrías, etc.
Las perturbaciones originadas en los grupos, tanto las ya citadas, como otras más específicas dela generación (mínima frecuencia, sobreexcitación, etc.), también han de ser eliminadas de mane-ra que el resto del sistema no resulte afectado o lo sea de forma mínima.
Como repaso de los sistemas de protección, en los capítulos 1 y 2 se describen los utilizadoshabitualmente. En el primero de ellos, se abordan las protecciones de red, considerando en estaedición las relativas a cortocircuitos. En el capítulo 2 se describen las perturbaciones que puedenafectar a una central, así como los sistemas de protección principal y de apoyo que se utilizanpara detectarlas y despejarlas.
El capítulo 3 recoge el objetivo fundamental del documento. Esto es: definir los criterios de pro-tección necesarios para que las perturbaciones repercutan mínimamente sobre el sistema. Dentrodel texto, estos criterios se resaltan con diferente letra, para su fácil identificación por el lector. Elcapítulo finaliza con la metodología a proponer sobre los estudios que identifican las condicionescríticas para despejar cortocircuitos.
RED ELECTRICA pretende mantener este documento actualizado permanentemente. Para ello,recogerá las aportaciones realizadas por las restantes Empresas del Sector Eléctrico y editaráperiódicamente una nueva revisión.
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CAPÍTULO 1. PROTECCIONES DE RED
1. PREÁMBULO .......................................................................................................................... 12
2. PROTECCIÓN DE LíNEAS ....................................................................................................... 12
2.1. Principios de medida .................................................................................................... 12
2.2. Sistemas de protección ................................................................................................ 132.2.1. Sistema de protección en subalcance con teledisparo ......................................... 142.2.2. Sistema de protección en subalcance permisivo .................................................. 142.2.3. Sistema de protección en subalcance con aceleración ........................................ 152.2.4. Sistema de protección en sobrealcance permisivo ............................................... 152.2.5. Sistema de protección en sobrealcance a bloqueo .............................................. 162.2.6. Sistema de protección en sobrealcance a desbloqueo ......................................... 162.2.7. Sistema de protección de comparación direccional .............................................. 17
3. PROTECCIÓN DE BARRAS .................................................................................................... 17
4. PROTECCIÓN DE REACTANCIAS ........................................................................................... 18
5. PROTECCIÓN DE FALLO DE INTERRUPTOR ......................................................................... 18
6. REENGANCHE ........................................................................................................................ 19
Tal como se ha indicado en la Introducción, sedescriben a continuación las protecciones uti-lizadas en la red para eliminar los cortocircui-tos.
Se han tenido en cuenta, principalmente, lasaplicaciones y protecciones de uso habitual.Para información exhaustiva o de detalle, deberecurrirse a la bibliografía especializada.
Se abordan, en primer lugar, las proteccionesde líneas, haciéndose hincapié en los distintosesquemas de comunicación utilizados, y, acontinuación, las de barras y de reactancias.Las protecciones de transformadores antecortocircuitos se tratan en el capítulo 2, sobreprotecciones de generación.
Se describen, por último, la protección de fallode interruptor y las asociadas al reenganche.
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1. Preámbulo
2. Protección de Líneas
2.1. Principios de medida
Los Sistemas de Protección contra cortocir-cuitos utilizan dispositivos de protección, cuyoprincipio de medida es fundamentalmente decuatro tipos:
• Medida de la distancia desde el punto de laprotección hasta el de la falta (Protección deDistancia). Su tiempo de actuación presentauna característica escalonada, dependiendode la zona en que se encuentre la falta(Figura 1).
• Medida del valor de la intensidad desde elpunto de la protección hacia la falta, y con-trol de su dirección (Protección de sobrein-
tensidad direccional: la más utilizada es acti-vada por la intensidad residual, o suma delas tres intensidades de fase, que sólo existeen caso de falta involucrando contacto contierra). Puede actuar instantáneamente, ocon tiempo tanto menor cuanto mayor sea elvalor de la intensidad. En el primer caso, suumbral de actuación será lo suficientementealto para asegurar que la falta está en la líneaprotegida.
Estos dos principios pueden utilizar enlaces decomunicación, que envían información de unextremo de línea a otro, de manera que ladecisión a adoptar por el sistema de protec-ción pueda basarse en ella, generalmente paraconseguir disminuir el tiempo de disparo.
Figura 1. Protección dedistancia escalonada
Tiempo
Zona 2A
Zona 3C
Zona 2C Zona 2E
Zona 1C
Zona 1FZona 1DZona 1B
Zona 1A Zona 1EDistancia
Tiempo
F GD EB CA
Zona 2FZona 2D
Zona 3FZona 3D
Zona 3A
• Medida del desfase entre las intensidades deambos extremos de línea (Protección deComparación de Fase). La protección decada extremo compara la fase relativa de lasintensidades entre extremos de línea, detec-tando falta si existe desfase superior a unode tolerancia. Este desfase, llamado ángulode bloqueo, directamente relacionado con lasensibilidad de la protección, es el que com-pensa los desfases no deseados, introduci-dos por el tiempo de transmisión de la señaly la intensidad capacitiva de la línea.
La protección puede ser de fases segrega-das, si existen tres comparaciones indepen-dientes (habitualmente una por fase). Lasprotecciones no segregadas, únicas utiliza-das hasta hace pocos años, comparan unasola magnitud entre extremos. Esta magni-tud es una combinación lineal de las intensi-dades de fase o de componentes simétricas.La decisión de disparo es única, por lo quees necesario un selector de fases para selec-cionar los disparos monofásicos. El tiempode actuación de esta protección es instantá-neo.
• Medida del valor de la suma de intensidadesque confluyen en la línea (Protección dife-rencial). Utilizada tradicionalmente sólo enlíneas muy cortas, su uso se ha hecho posi-ble de forma generalizada, al aplicar a lasprotecciones la tecnología digital y las comu-nicaciones de banda ancha. Su tiempo deactuación es instantáneo.
2.2. Sistemas de Protección
En la Red de Transporte, normalmente malla-da, el objetivo es el disparo de los extremos dela línea en falta, y en tiempo inferior al máximoadmisible. Dependiendo de este valor, podránutilizarse protecciones:
a) sin enlace, no instantáneas en el 100% dela línea, o
b) con enlace, cuando se decida eliminar todademora.
Citaremos los siguientes Sistemas deProtección:
• Protecciones sin enlace de comunicación:
• Protección de distancia.• Protección de sobreintensidad direccio-nal (generalmente para faltas a tierra).
• Protecciones con enlace de comunicación:
• Protección unitaria:• Comparación de fase• Diferencial longitudinal
• Protección no unitaria:• En subalcance:
- con teledisparo- permisivo- con aceleración
• En sobrealcance:- permisivo- a bloqueo- a desbloqueo
• Comparación direccional
Protección unitaria: es aquélla cuyo funciona-miento y selectividad de zona dependen de lacomparación de las magnitudes eléctricas enun extremo de línea respecto a las del otro.
Protección no unitaria: en ésta, a diferencia dela unitaria, su funcionamiento y selectividad dezona dependen sólo de magnitudes medidasen un extremo y, en algunos casos, del inter-cambio de señales lógicas entre extremos.
Describiremos brevemente el principio de fun-cionamiento de los sistemas citados anterior-mente.
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La operación en zona 1 de la protecciónen C iniciará el disparo en C, y ademástransmitirá señal a D.
La recepción de la señal en D iniciará eldisparo, de forma independiente a lasprotecciones locales.
Figura 2.- Sistema de protec-ción en subalcance con tele-disparo
2.2.1. Sistema de protección ensubalcance con teledisparo
Sistema de protección, en general de distan-cia, con protecciones en subalcance en cadaextremo, y en el cual se transmite una señalcuando la protección en subalcance detecta
una falta. La recepción de la señal en el otroextremo inicia el disparo, de forma indepen-diente a las protecciones locales (Figura 2).
Este sistema de protección apenas se utilizaen la red, por su menor fiabilidad.
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Señal recibida de CDisparo directo
Zona 1
Zona 1
C
Zona 2
D
Zona 2
Zona 1
Zona 1
C
Zona 2
D
Zona 2
Señal recibida de C
Criteriopermisivo enextremo D
Disparo&
2.2.2. Sistema de protecciónen subalcance permisivo
Sistema de protección, en general de distan-cia, con protecciones en subalcance en cada
extremo, y en el cual se transmite una señalcuando la protección en subalcance detectauna falta. La recepción de la señal en el otroextremo inicia el disparo, si otra protecciónlocal permisiva ha detectado la falta (Figura 3).
La operación en zona 1 de la protección enC iniciará el disparo en C, y además trans-mitirá señal a D.
La recepción de la señal en D iniciará eldisparo, sólo si existe un criterio apropia-do permisivo local.
Pueden ser criterios permisivos:• Arrancadores (zona 3) de protección
de distancia;• Relé de subimpedancia direccional o no
direccional;• Relé de mínima tensión;• Relé de sobreintensidad;• Protección de distancia.
Figura 3. Sistema de protec-ción en subalcance permisivo
2.2.3. Sistema de protección en subalcance con aceleración
Sistema de protección, en general de distan-cia, con protecciones en subalcance en cadaextremo, y en el cual se transmite una señal
cuando la protección en subalcance detectauna falta. La recepción de la señal en el otroextremo permite la medida secuencial de unazona en sobrealcance para iniciar el disparo(Figura 4).
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Señal recibida de CD mide en sobrealcance
Zona 1
Zona 1
C
Zona 2
D
Zona 2
Zona A
Zona A
Zona A
C D
Señal recibida de C
Zona A
Disparo&
La operación en zona 1 de la protec-ción en C iniciará disparo en C, y ade-más transmitirá señal a D.
La recepción de la señal activará lazona A en sobrealcance e iniciará eldisparo en D.
En una protección de distancia conmu-tada, la zona 1 conmutará para sobre-alcanzar la zona A. En una protecciónde distancia no conmutada, se anularála temporización de la zona 2.
Figura 4. Sistema de pro-tección en subalcance conaceleración
2.2.4. Sistema de protecciónen sobrealcance permisivo
Sistema de protección, en general de distan-cia, con protecciones en sobrealcance en
cada extremo, y en el cual se transmite unaseñal cuando la protección en sobrealcancedetecta una falta. La recepción de la señal enel otro extremo permite que la protección ensobrealcance local inicie el disparo (Figura 5).
La zona A no iniciará el disparo sinrecibir una señal del extremo remoto.
La zona A en C detecta falta y trans-mite señal a D. Al recibir la señal, lazona A en D, en sobrealcance, iniciaráel disparo en D. El mismo funciona-miento tendrá lugar cuando una señalde zona A, en D, se transmita a C.
Habitualmente, en una protección dedistancia no conmutada, los relés demedida de segunda zona servirán decriterios permisivo y para transmisiónde señal.
En una protección de distancia con-mutada, habitualmente es necesarioutilizar una unidad de medida inde-pendiente, como zona A.
Figura 5. Sistema de pro-tección en sobrealcancepermisivo
En operación normal, se envía unaseñal de bloqueo, y el disparo porzona A está bloqueado.
Si la zona A en C detecta una falta, laseñal de bloqueo desaparece y se reci-be una señal de desbloqueo en D. Sedesbloqueará el disparo en zona A yse iniciará el disparo en D. Un compor-tamiento similar ocurrirá en C, tras fun-cionar la detección de zona A en D.
Si no se recibe señal de desbloqueouna vez desaparecida la señal de blo-queo, se desbloqueará el disparo porzona A durante un período T1-T2. T1-T2 se ajusta normalmente a 100-200ms.
Nota: La señal de bloqueo se denomi-na algunas veces señal de guarda.
Figura 7. Sistema de protección en sobrealcance a desbloqueo
2.2.5. Sistema de protección en sobrealcance a bloqueo
Sistema de protección, en general de distan-cia, con protecciones en sobrealcance en cada
extremo, y en el cual se transmite una señalcuando se detecta una falta externa haciadetrás. La recepción de la señal en el otroextremo bloquea la iniciación de disparo de laprotección en sobrealcance local (Figura 6).
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Este esquema requiere relésde medida mirando haciaatrás. Si uno de estos relésdetecta una falta externa,enviará una señal al extremoopuesto y bloqueará la zonaA en el extremo propio.
En el caso de falta interna, lazona A funcionará de formasimilar a una protección ensobrealcance permisivo.
Figura 6. Sistema deprotección en sobre-alcance a bloqueo
Zona A
Zona A
C DMira hacia
atrás
Señal recibida de CBloquea zona A
Hacia atrás Envío de señal&
Zona A
Mira haciaatrás
Zona A
Disparo&
T1 - T2
≥1
&
&Señal debloqueo
Señal enviádade C
Señal de desbloqueo
Zona A
Zona A
C D
2.2.6. Sistema de protecciónen sobrealcance a desbloqueo
Sistema de protección, en general de distan-cia, con protecciones en sobrealcance encada extremo, y en el cual se transmite al otroextremo una señal de bloqueo en permanen-cia hasta que la protección en sobrealcance:detecta una falta, elimina la señal de bloqueo,
y manda una señal de desbloqueo al otroextremo. La desaparición de la señal de blo-queo, coincidiendo con la recepción de laseñal de desbloqueo, permite que la protec-ción local inicie el disparo (Figura 7).
Nota.-Habitualmente, si no se recibe señal de desblo-queo tras desaparecer la señal de bloqueo, está pre-visto permitir que la protección en sobrealcance inicieel disparo durante un intervalo de tiempo variable,en general entre 100 y 200 ms.
Para la protección principal de barras se utili-zan protecciones de alcance definido, segúnel principio diferencial. Su tiempo de actuaciónes instantáneo.
El criterio de actuación de una protección dife-rencial es detectar un valor superior al ajusta-do, en la suma vectorial de dos o más magni-tudes eléctricas. En la práctica, los vectoressumados son las intensidades que confluyensobre un elemento de la red. La suma serádistinta de cero, con falta dentro de la zonadelimitada por los transformadores de intensi-dad que informan a la protección. Por tanto,es una protección de alcance definido contracortocircuitos.
Magnetización, pérdidas y saturación de losnúcleos de los transformadores de intensidadintroducen errores y provocan una intensidaddiferencial de desequilibrio permanente. En fal-tas externas al elemento, con intensidadesaltas pasantes, este desequilibrio es aún másacusado. El ajuste de la protección por enci-ma del máximo valor de desequilibrio la haríamuy poco sensible, por lo que es necesariointroducir factores de estabilización.
La protección diferencial de embarrados tienerequisitos específicos:
• Al haber muchos circuitos cuyas intensida-des hay que sumar, se acumula mayordesequilibrio, debido a errores en los trans-formadores de intensidad.
• La potencia de cortocircuito es muy eleva-da; una falta externa cercana puede provo-
car la saturación total de los transformado-res de intensidad de la línea de salida alcortocircuito, por la que circula la suma delas intensidades de aportación del resto delas líneas.
• El esquema de explotación de un parqueno es siempre el mismo. Por ello, hay queinformar a la protección de la configuraciónreal en cada momento, para que la medidasea correcta y sean selectivas las órdenesde disparo emitidas.
• Las graves consecuencias que sobre elsistema tiene, tanto la pérdida de unembarrado como la presencia mantenidade falta en barras, exigen a la protecciónrapidez, seguridad, obediencia y selectivi-dad.
La protección de acoplamiento, en configura-ciones de doble barra, puede ser de sobrein-tensidad o de distancia con característica deimpedancia. Su actuación es temporizada yda orden de disparo al interruptor de acopla-miento. Su tiempo de actuación debe ser infe-rior al de apoyo de los embarrados (tiempo desegunda zona en caso de líneas), y superior alde fallo de interruptor. Su alcance debe permi-tir detectar faltas en barras, sin entrar en com-petencia con las segundas zonas de líneas.Puede ser difícil o imposible hacer compatibleestos criterios con el de selectividad ante fal-tas externas a las barras, sobre todo si la pro-tección es de sobreintensidad de tiempoinverso.
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3. Protección de Barras
2.2.7. Sistema de protección de comparación direccional
Sistema de Protección en sobrealcance, engeneral no de distancia, y en el cual, en cadaextremo de la línea, se comparan las condiciones de funcionamiento relativas de
elementos de medida de ángulo, con referen-cia de intensidad o tensión locales.
Nota.- En Estados Unidos el término “directional com-parison protection” se utiliza para toda protección nounitaria con enlace de comunicación, sea o no de dis-tancia en subalcance o sobrealcance.
Se utilizan protecciones diferenciales y desobreintensidad, además de las proteccionespropias de la máquina.
La protección diferencial de reactancia tienecondicionantes menos severos que las dife-renciales de barras o de transformadores. Elposible origen de desequilibrio en una protec-ción diferencial de reactancia está en los erro-res en los transformadores de medida, o en sudistinta respuesta ante transitorios de cone-xión.
Se utilizan protecciones de sobreintensidad defase, con característica de tiempo inverso,para la protección contra sobrecarga porsobretensión mantenida. Esta proteccióntambién cumple una función de apoyo antecortocircuitos en la reactancia. Los cortocir-cuitos externos a la máquina, pero internos a
la zona delimitada por los interruptores, sepueden proteger con unidades de sobreinten-sidad instantánea de forma selectiva.
La protección de sobreintensidad de neutrodetecta condiciones mantenidas de desequili-brio o aportación de la reactancia a faltas a tie-rra en el entorno.
Las protecciones propias (imagen térmica,Buchholz, etc ...) detectan faltas en la propiamáquina, algunas de las cuales no son detec-tables, o no de forma instantánea, por las pro-tecciones externas descritas. Por ejemplo, fal-tas entre espiras.
Por seguridad de la máquina, las proteccionessensibles a faltas internas a la reactancia dis-paran habitualmente a través de relés de dis-paro y bloqueo.
18
4. Protección de Reactancias
5. Protección de Fallo de Interruptor
La lógica de detección y los criterios de fun-cionamiento de esta protección se describenen el capítulo 2, sobre protecciones de gene-ración, apartado 5.6. Para matizar lo allí dicho,puede no estar previsto, en el caso de red,que esta protección se informe de la posiciónde los contactos del interruptor. Tampoco es lapráctica establecida arrancar la proteccióncon las órdenes voluntarias de apertura.
Esta protección también se puede utilizar paradetectar faltas entre transformadores de inten-sidad e interruptor (Figura 8).
Las protecciones de la línea L1 ven la falta dela figura como situada en línea, permanecien-do estables las protecciones de barras B1. Laapertura de los interruptores B y C no aísla lafalta, que sigue alimentada a través de barrasB1. La protección de fallo de interruptor aso-ciada al interruptor C y las protecciones de lalínea L1 seguirán detectando falta. Por ello, ytranscurrida su temporización, la protección
de fallo de interruptor disparará el resto deinterruptores de barras B1, quedando eldefecto definitivamente aislado.
Figura 8. Falta entre T/i e interruptor
A
B
C
L1
B1
El reenganchador tiene la función de emitirorden de recierre a los interruptores tras actuarlas protecciones que deban iniciar la secuen-cia de reenganche. Existen diversos modos defuncionamiento del reenganchador:
• Fuera de servicio: Informa a las proteccio-nes para que ordenen disparo trifásicoante cualquier tipo de cortocircuito, y noemite orden de reenganche alguna.
• Monofásico: Emite orden de reengancheen tiempo monofásico, tras recibir arran-que monofásico de las protecciones.
• Mono más trifásico: Emite orden de reen-ganche en tiempo monofásico, tras recibirarranque monofásico de las protecciones.Emite orden de reenganche en tiempo tri-fásico, tras recibir arranque trifásico de lasprotecciones.
• Trifásico: Informa a las protecciones paraque ordenen disparo trifásico ante cual-quier tipo de cortocircuito. Emite orden dereenganche en tiempo trifásico, tras recibirarranque de las protecciones.
El reenganche trifásico se supervisa a travésde relés de comprobación de sincronismo.
Este relé recibe información de las tensionesa cada lado del interruptor. En función de suajuste, permitirá que prospere la orden dereenganche, en alguna o algunas de lassiguientes circunstancias:
• Con tensión en barras y sin tensión enlínea.
• Con tensión en línea y sin tensión enbarras.
• Con tensión en línea y con tensión enbarras.
En este último caso, comprueba que latensión diferencial entre ambos lados delinterruptor es inferior a un valor de ajuste.La tensión diferencial admisible se ajustaen función del módulo y ángulo de las ten-siones supervisadas. Para evitar que, encondiciones de deslizamiento, se permitael cierre con una tensión diferencial mayora la admisible, esta característica está tem-porizada.
Habitualmente, este relé también realiza lafunción de supervisión del cierre voluntario.
19
6. Reenganche
20
CAPÍTULO 2. PROTECCIONES DE GENERACIÓN
1. PREÁMBULO ........................................................................................................................... 22
2. FALTAS A TIERRA EN EL SISTEMA DE GENERACIÓN, Y PROTECCIONES RECOMENDADAS 24
2.1. Protección contra faltas a tierra en el lado de baja tensión del sistema de generación, 64G y 64B ......................................................................... 24
2.2. Protección contra faltas a tierra, en el Transformador Principal y lado de alta tensión del sistema de generación .......................................................... 27
2.2.1. Protección de sobreintensidad en el neutro del Transformador Principal, 51NTP... 272.2.2. Protección de tierra restringida o diferencial de neutro en el Transformador, 87NTP 272.2.3. Protección de cuba, 50C ...................................................................................... 28
2.3. Protección contra faltas a tierra en el rotor, 64R ........................................................... 29
3. FALTAS ENTRE FASES EN EL SISTEMA DE GENERACIÓN, Y PROTECCIONES RECOMENDADAS 30
3.1. Protección principal ...................................................................................................... 303.1.1. Diferencial de generador, 87G .............................................................................. 303.1.2. Protección diferencial del Transformador Principal o diferencial bloque, 87TP ...... 31
3.2. Protecciones de apoyo ................................................................................................. 343.2.1. Sobreintensidad, 51 ............................................................................................. 343.2.2. Protección de mínima impedancia del generador, 21 ........................................... 353.2.3. Mínima impedancia del lado de alta del Transformador Principal, 21TP ................ 35
4. FUNCIONAMIENTOS ANORMALES DE LA RED QUE AFECTAN A LOS GENERADORES, Y PROTECCIONES RECOMENDADAS ....................................................... 35
4.1. Protección contra sobrecargas en estator y rotor, 49 ................................................... 35
4.2. Protección contra carga desequilibrada, 46 .................................................................. 36
4.3. Protección contra pérdida de sincronismo, 78 .............................................................. 38
4.4. Protección contra variaciones de frecuencia, 81 ........................................................... 42
4.5. Protecciones de mínima tensión de Servicios Auxiliares ................................................ 42
5. FUNCIONAMIENTOS ANORMALES DEL GENERADOR QUE PRODUCEN DAÑOS A SÍ MISMO Y/O PERTURBAN A LA RED, Y PROTECCIONES RECOMENDADAS.... 43
5.1. Protección contra sobretensiones, 59 ........................................................................... 43
5.2. Protección contra retorno de energía, 32 ...................................................................... 43
5.3. Protección contra pérdida de excitación, 40 ................................................................. 44
5.4. Protección contra sobreexcitación, V/Hz ...................................................................... 45
5.5. Protección contra variaciones de frecuencia, 81 ........................................................... 46
5.6. Protección contra fallo de interruptor, 50 BF ................................................................. 46
5.7. Protección contra la energización accidental del generador .......................................... 47
6. REDUNDANCIAS ..................................................................................................................... 48
6.1. Faltas a tierra ................................................................................................................ 48
6.2. Faltas entre fases .......................................................................................................... 48
6.3. Funcionamientos anormales de la red que afectan al generador ................................... 48
6.4. Funcionamientos anormales del generador que producen daños a sí mismo y/o perturban a la red ....................................................................... 48
6.5. Equipo auxiliar................................................................................................................ 48
En un sistema eléctrico, los grupos generado-res constituyen un elemento claramente dife-renciado del resto de equipos existente. Anteuna situación de perturbación, provocada porcausas diversas, los grupos generadores hande mantenerse en servicio, siempre que seaposible, para evitar mayores consecuenciasen el sistema. No siempre se consigue ésto,principalmente por las limitaciones eléctricas,mecánicas y térmicas de la turbina, del alter-nador o de los servicios auxiliares de la cen-tral, frente a unas solicitaciones demasiadoseveras impuestas por la propia avería.
Por otra parte, los alternadores, al ser máqui-nas rotativas, se ven afectados por las pertur-baciones de la red, de forma muy distinta alresto de los equipos no rotativos.
También pueden producirse averías internasen sus arrollamientos rotórico y estatórico,que pueden ser muy dañinas para la máquina.Detectar este tipo de faltas precisa, en oca-siones, de sistemas de cierta sofisticación.
Es importante definir las necesidades que laspropias centrales demandan de la red detransporte, para garantizar:
• La seguridad de las centrales ante inciden-tes en la red.
• La estabilidad del Sistema Eléctrico.• La continuidad de la producción.• El abaratamiento de costes de producción
y mantenimiento de la vida remanente delas centrales, por disminución de paradasno programadas.
Las propias funciones de protección deben ana-lizarse, clasificándolas según su misión:
• Protecciones cuya misión es la estrictaprotección de la central generadora. Suactuación ni afecta ni es influida por lasincidencias de la red, exceptuando, claroestá, el desacoplamiento producido por suactuación.
• Protecciones de una central cuya misiónes detectar y actuar ante faltas o perturba-ciones en red, o que son afectadas por lasperturbaciones de red.
En las recomendaciones se tendrá en cuentala naturaleza de las centrales objeto de lasmismas:• Centrales nucleares.• Centrales térmicas convencionales.• Centrales hidráulicas.
Según su importancia en el comportamiento yestabilidad del Sistema Eléctrico, los genera-dores se clasificarán en:• Grupo A: Turbogeneradores de más
de 200 MVA (Nucleares y convencionales)
• Grupo B: Turbogeneradores entre 50 y 200 MVA
• Grupo C: Generadores hidráulicos de más de 50 MVA
• Grupo D: Grupos de bombeo de más de 25 MVA
Las protecciones de generadores con potenciasinferiores se aplicarán y ajustarán atendiendo alos criterios y recomendaciones del fabricante yde la compañía explotadora. No son objeto deeste documento, sin que ello signifique que, almenos en parte, no sean aplicables los criteriosde los generadores más importantes.
Se estudian las protecciones de generación,clasificándolas según el tipo de defecto:
• Cortocircuitos: a tierra entre fases
• Funcionamientos anormales del sistemade intercambio generador-red, que afectanal generador.
• Funcionamientos anormales del generadory de la turbina primaria.
• Redundancias.
22
1. Preámbulo
23
64R
=
51 NTP 4963
TP
50 C
64 B
24 81 59 27 B
60
SS. AA.
60
784032
87G
50BF4946 2151
87TP
64 G
52G
21TP
52
87 NTP
El esquema adjunto (Figura 9) es un ejemplotípico de protección de una central generado-ra. Existen otras configuraciones igualmenteválidas y muy utilizadas, sin pretender descri-
bir todas ellas en este documento. La codifi-cación de relés es la que luego se cita en eltexto.
Figura 9. Ejemplo típico de una central generadora
2.1. Protección contra faltas a tie-rra en el lado de baja tensión delsistema de generación, 64G y 64B
A pesar de las mejoras introducidas en los ais-lamientos de las máquinas eléctricas, el con-tacto con tierra sigue siendo una de las averí-as más frecuentes. Los contactos entre espi-ras y entre devanados se inician, en la mayo-ría de los casos, por una falta previa a tierra enel estator, seguida de una segunda falta.Además, la intensidad, en estas faltas, circulaa través del circuito magnético, que puedequedar seriamente dañado (ver figura 11).
Por estas razones, se debe intentar:• a) detectar las faltas a tierra en el 100% del
devanado estatórico,• b) limitar las intensidades de falta para evi-
tar daños en la chapa magnética, y• c) insensibilizar la protección frente a faltas
a tierra de la red exterior.
El sistema de generación presenta una parti-cularidad: el trasformador de acoplamiento ared se conecta en triángulo-estrella con neutro(ver figura 10). Esto supone el aislamiento delsistema homopolar del grupo respecto dellado de la red. Esta característica es importan-te, porque implica una selectividad intrínsecadel sistema de generación frente a las faltas atierra que tienen lugar fuera de él. Además, seconsigue aislar la red frente al tercer armónico,resultante de una ligera deformación de laforma de onda de la tensión generada.
La problemática ligada a las faltas a tierra en lazona del estator se estudia atendiendo funda-mentalmente a dos factores:• La intensidad de falta.• Las sobretensiones que aparecen en los
arrollamientos estatóricos a consecuenciade la falta.
En cuanto a la intensidad de falta, estudiosexperimentales ponen de manifiesto la rela-
24
Rpt
G
10
5
Daños leves
Daños moderados
Daños graves
Duración de la falta(s)
100 200
Corriente de falta(A)
ción entre la importancia de los daños ocasio-nados a la máquina y la magnitud y duraciónde dicha intensidad. En la Figura 11 se mues-tra esta relación, y de ella se deduce que esaconsejable limitar el valor de la intensidad defalta por debajo de 20A.
Figura 11: Relación entre la intensi-dad de falta y los daños provocadosa la máquina
2. Faltas a tierra en el sistema de generación, y protecciones recomendadas
Figura 10: Esquema unifilar simplificado
25
Por otro lado, las sobretensiones que apare-cen se deben principalmente a dos causas:
• 1) Una sobretensión permanente, que seproduce al ponerse una fase a tierra, yaque las otras dos fases sanas toman unatensión compuesta.
• 2) Los arrollamientos de los alternadoresson circuitos inductivos y, por tanto, lavariación súbita de intensidad, en el instan-te en que tiene lugar la falta a tierra, produ-ce sobretensiones transitorias de pico, quese suman a la tensión compuesta.
El valor de la intensidad de falta y las sobre-tensiones dependen, en gran proporción, delmodo de puesta a tierra del generador. Enprincipio, el objetivo de la puesta a tierra delos generadores es conseguir una protecciónadicional del alternador y, por tanto, del siste-ma eléctrico, sin introducir con ello riesgosdesproporcionados. Todo sistema de puestaa tierra debe cumplir las siguientes condicio-nes básicas:
• Disponer una forma rápida, segura y fiablede detectar una falta a tierra en el sistemade generación.
• Evitar sobretensiones que pueden dañar elaislamiento de la máquina.
• Reducir las corrientes de falta a valores nodestructivos.
Entre los distintos métodos de puesta a tierra,se recomiendan los siguientes:
• Unir directamente el neutro a tierra a tra-vés de una resistencia.
• Con transformador monofásico de poten-cia y resistencia secundaria.
La protección más habitual contra faltas a tie-rra en el estator es un relé de máxima tensión,que mide la tensión homopolar en el neutro dela máquina. Al producirse la falta, circula inten-sidad por el neutro y se eleva la tensión deéste respecto de tierra, utilizándose esta ten-sión para detectar la falta a tierra. Si el neutrono es accesible, se puede fabricar un neutro
R'pt
G
T
G
T
R pt
artificial mediante un trasformador estrella-triángulo, con el secundario abierto. Además,se suele utilizar un filtro de tercer armónico,para evitar que el relé sea sensible a tensionesde esta frecuencia. En otras ocasiones, se uti-liza un relé de sobreintensidad, que detecta laaparición de intensidad homopolar en el neu-tro de la máquina.
Sería necesario incorporar una protección detierra (64B), con medida en el triángulo abiertode un transformador de medida de tensión, si:
• a) el generador dispone de interruptor degrupo (52G), situado en el lado de bajatensión del sistema de generación, y
• b) se pueden alimentar los servicios auxilia-res de la central a través del TransformadorPrincipal, con el 52G abierto.
Figura 12: Puestas a tierra
Figura 13: Protección de máxima tensión de neutro
26
Rpt >UoFiltroTercer
Armónico
Transformados demedida de tensión
Cuando se produce una falta a tierra, la ten-sión del neutro es proporcional al número deespiras entre fase y neutro, desde el punto deldevanado donde ocurre la falta. La máximatensión aparecerá para faltas en bornes ofuera del estator. Si la falta se origina en lasproximidades del neutro, la tensión resultaráprácticamente nula. Además, se pueden pro-ducir pequeños desequilibrios en las tensionesde generación, que provocarían la apariciónde tensión homopolar en el neutro, incluso sinfalta real. Para conseguir proteger el 100% delarrollamiento, el ajuste del relé debería ser muybajo, y podría provocar, por tanto, disparosintempestivos. Un valor razonable del ajuste,de cara a la sensibilidad y selectividad, es el5%, quedando protegido sólo el 95% del arro-llamiento estatórico, contado a partir de lasbornas de salida a línea del alternador.
El aislamiento galvánico entre el lado de altatensión y el lado de generación evitará perma-nentemente, para faltas en el lado de alta, laaparición de tensiones homopolares en el ladode generación. Transitoriamente, y debido alacoplamiento capacitivo entre ambos arrolla-mientos del transformador, aparecen tensio-nes homopolares. En esta situación, la capaci-dad existente entre ambos devanados deltransformador permite que aparezca unacomponente homopolar en el lado de genera-ción. La duración de este transitorio dependedel valor de las constantes de tiempo de los
elementos del circuito, y será necesario tem-porizar el relé, para evitar que actúe por estefenómeno.
Si la falta se produce en la zona cercana alneutro, la intensidad correspondiente espequeña. Si no se despeja, puede originar unasegunda falta, de gran intensidad, dado que elneutro se puso rígidamente a tierra con la pri-mera falta. Por tanto, en máquinas grandes,es preciso disponer de otro sistema de pro-tección adicional, que permita detectar y des-pejar faltas, que la protección principal no escapaz de detectar, en la zona del 5% próximaal neutro.
Por todo lo dicho anteriormente, se recomien-da proteger el 100% de los arrollamientosestatóricos.
Se utilizan dos tipos de métodos de protección:
1) Medida de la tensión de tercer armónico
En funcionamiento normal, aparecerá unatensión de tercer armónico en la impedan-cia de puesta a tierra del neutro. Esto sedebe a que la tensión generada por lamáquina no es perfectamente senoidal,sino que tiene un contenido en componen-te de tercer armónico del 2% al 5%, apro-ximadamente, del valor de la componentefundamental. Cuando la falta a tierra tiene
27
lugar en las proximidades del neutro, latensión de tercer armónico disminuye con-siderablemente. Se utiliza un relé de míni-ma tensión con filtro para paso de 150 Hz.Su ajuste debe cubrir sobradamente laparte de los arrollamientos del generadorque no protege el relé de máxima tensiónhomopolar.
2) Inyección de tensión en el neutro (Figura 14)
Se realiza inyectando una tensión codifica-da al circuito de puesta a tierra del neutro,y se controla el valor de la intensidad codi-ficada, que será prácticamente nulo entanto no exista falta a tierra.
Frente a la vigilancia de la tensión de ter-cer armónico, este método presenta lassiguientes ventajas:
• No depende de una magnitud generadapor la propia máquina.
• Su zona de protección abarca todo el sis-tema de generación.
• Permite detectar faltas sin tener el genera-dor en tensión.
>UoRpt
C
protección
100 %
G
Como contrapartida, se pueden señalarlos siguientes inconvenientes:
• Es un sistema más complicado, menosrobusto y más caro.
• Es necesario ponerlo en descargo cuandose realizan trabajos de mantenimiento,para evitar daños al personal que manipu-la la instalación.
Figura 14: Inyección de tensión en el neutro
2.2. Protección contra faltas a tie-rra, en el Transformador Principal yen el lado de alta tensión del siste-
ma de generación
2.2.1. Protección de sobreintensidad en elneutro del Transformador Principal, 51NTP
Formada por un relé monofásico temporizadode tiempo inverso, que mide la intensidad quecircula por la puesta a tierra del neutro de laestrella, en el lado de alta del TransformadorPrincipal.
Está prevista esta protección como función deapoyo para faltas a tierra en las líneas de altatensión y, en general, en zonas próximas delSistema Eléctrico. Asimismo, será protecciónde reserva de la protección diferencial, parafaltas a tierra en el arrollamiento de alta delTransformador Principal, y para aquéllas en
que la sensibilidad de otras proteccionesresulta insuficiente.
Su actuación será temporizada, normalmentecon característica de tiempo inverso, y deberácalcularse con el criterio de actuar en un tiem-po no inferior a la 3ª zona de los relés de laslíneas, incluso en el caso de tener una sola deellas en servicio.
2.2.2. Protección de tierra restringida odiferencial de neutro en el Transformador,
87NTP
Las faltas a tierra pueden ser muy débiles, deforma que la protección diferencial no lasdetecta y la de sobreintensidad sí, pero alcabo de un tiempo, quizá muy grande, sobretodo si se usan relés con característica detiempo inverso.
28
Figura 15: Protección de tierra restringida
R
S
T
ION
DIFERENCIAL
If
DIFERENCIAL
La protección de tierra restringida se utilizapara despejar faltas a tierra de forma instan-tánea, y con mayor sensibilidad que otras pro-tecciones. Trata de conseguir, por tanto, den-tro de su zona, una sensibilidad equivalente alos relés de neutro, pero con disparo instantá-neo.
En la figura 15 se representa un transformadorcon protección de tierra restringida en los dosarrollamientos. Este esquema normalmentesólo se pone en el lado de la estrella, dado quelas faltas en el arrollamiento en triángulo, en ellado de baja tensión, son protegidas por losrelés 64G ó 64B.
Este método requiere un estudio muy detalla-do del sistema: curva de saturación de lostransformadores de intensidad, impedancia delos transformadores, impedancia del relé,conexiones, intensidades máximas y mínimas,etc. Con todos estos datos es posible conocerel valor del máximo pico de tensión y, de estaforma, ajustar el relé.
2.2.3. Protección de cuba, 50C
En un sistema con neutro a tierra, es posibleaislar de tierra la cuba del transformador,excepto en un punto. Intercalando un T/i entrela cuba y el punto de tierra, y conectando a susecundario un relé de sobreintensidad, seconseguiría detectar cualquier falta interna atierra o contorneo de las bornas del transfor-mador (ver figura 16). Tiene el inconvenientede que exige vigilar y mantener el aislamientode la cuba, ya que, en caso contrario, la sen-sibilidad del relé disminuiría notablemente.Especialmente, deberá cuidarse esta vigilanciaen condiciones climatológicas desfavorables.Se considera adecuado un aislamiento mínimode 25Ω.
Por otro lado, se pueden producir actuacionesincorrectas debido a faltas a tierra accidenta-les:• a) por puesta a tierra de elementos auxilia-
res del transformador, o
• b) descargas motivadas por fallo del para-rrayos, si va montado en el transformador.
29
1
2
RZapataaislante
Trafotoroidal
1 Falta interna al tanque 2 Falta externa al tanque
Figura 16: Protección de cuba
2.3. Protección contra faltas a tierraen el rotor, 64R
El arrollamiento de campo es un circuito ali-mentado en corriente continua, sin puesta atierra. Por tanto, si existe un punto de ésteque se pone a tierra, no ocurrirá nada, yaque no hay camino para que circule lacorriente de falta. En cambio, si son dos lospuntos de puesta a tierra, se cortocircuitaparte del arrollamiento, circulando una inten-sidad de falta. En ese caso, aparte de losdaños que produce esta intensidad, se creamecánicamente un desequilibrio magnéticoque puede hacer vibrar la máquina.
La probabilidad de que ocurra una doblefalta a tierra simultánea en el rotor es peque-ña, pero sí es alta la posibilidad de que ocu-rra una segunda falta después de que hayatenido lugar la primera, si ésta no ha sidodetectada. Se podrían ocasionar, en esecaso, daños importantes.
Existen varios métodos para detectar la apa-rición de un punto de contacto con tierra en
el arrollamiento. Están basados en que,antes de aparecer la falta, existe una capaci-dad entre el rotor y tierra, que se anula alaparecer el defecto.
Éste es un sistema independiente que norequiere coordinación con el resto de protec-ciones del sistema.
Las faltas entre fases en el sistema de gene-ración son de carácter grave, ya que puedenprovocar daños serios en aislamientos, arro-llamientos y chapa magnética del estator, asícomo esfuerzos mecánicos de torsión en elrotor.
Se necesita un sistema de protección que seamuy selectivo, dado que el sistema de gene-ración, de por sí, no tiene zonas definidascontra faltas entre fases, a diferencia del casode las faltas a tierra. Además, debe ser muyrápido, ya que las intensidades de falta sonbastante elevadas, porque no hay impedan-cias adicionales que las limiten, y convienedespejarlas cuanto antes. Dada la importan-cia de estas faltas, se dispondrá, en general,de una protección principal (con redundanciao no) y otra de apoyo.
3.1. Protección principal
La protección principal a utilizar son los relésdiferenciales de alta velocidad.
3.1.1. Diferencial de generador, 87G
La intensidad de falta lleva asociada una com-ponente continua, que puede saturar los trans-formadores de intensidad, introduciendo erroresen la medida. Si la falta es interna, los errores noafectan, porque la intensidad es suficientementegrande para que la protección actúe. Las faltasexternas, teóricamente, deberían producir unacorriente diferencial nula. Debido a los errores demedida de los transformadores de intensidad, yprincipalmente por fenómenos de saturación, enla práctica pueden aparecer corrientes diferen-ciales mayores que el umbral de ajuste del relé,haciéndolo actuar. Para evitar este problema, seutilizan relés diferenciales de pendiente porcen-tual, que son muy sensibles a intensidades débi-les y poco sensibles a intensidades grandes (verfigura 17).
30
Figura 17: Protección diferencial degenerador
PROTECCION
100 %
I 1 I 2
I d
G
100 %
Id
Intensidaddiferencial
Zona de actuacióndel relé
g = 30%
3
2
1
1 2 3 4 5 6*In
If
v = 50% g = 30%
v = 30% g = 30%
v = 50%
v = 40%
v = 30%
v = 20%
v = 10%
(I1 + I2)
2
Intensidadde frenado
0,3
La figura 18 muestra las características deactuación para el caso de un relé diferencialde transformador. Se utilizan característicasquebradas, porque: • a) para valores de intensidad próximos a la
nominal, los transformadores de intensi-dad no se saturan, y
• b) para valores superiores, se va aumen-tando la pendiente, es decir, insensibilizan-do el relé.
En los generadores se utilizan curvas simila-res, pero el valor de g es inferior, normalmen-te entre el 5% y el 10% de la intensidad nomi-nal, y no se requieren pendientes de frenadotan fuertes.
3. Faltas entre fases en el sistema de generación, y protecciones recomendadas
Figura 18: Características porcentuales
31
3.1.2. Protección diferencial delTransformador Principal
o diferencial bloque, 87TP
Esta protección detecta los cortocircuitosentre fases y las derivaciones a masa en ellado de alta, dentro de su zona protegida.Actúa rápida y selectivamente ante los defec-tos internos al transformador.
El relé actuará cuando la corriente de opera-ción supere un valor determinado. Sin embar-go, en la aplicación de la protección diferencialal transformador, se dan varias circunstanciasque dificultan su planteamiento:
• Las corrientes a uno y otro lado del trans-formador son de distinta magnitud. Paraconectar directamente el relé a los secun-darios de los T/i’s, se deberán elegir éstoscon relaciones de transformación tales queigualen las intensidades entrantes al relé,ante faltas externas o condiciones decarga. Ello, sin embargo, no es viable en lapráctica, debido al uso de T/i’s de relacio-nes de transformación normalizadas y, engeneral, no dedicados. Por ello , es precisorecurrir a T/i’s auxiliares o, de forma másgeneralizada, a relés que dispongan detomas de igualación de corriente. Aun así,no es posible igualar totalmente las corrien-tes y eliminar completamente el error.
• El grupo de conexión del transformadorintroduce un desfase entre las corrientesprimaria y secundaria, que obliga a conec-tar los secundarios del T/i de forma ade-cuada. Hoy en día, los fabricantes de pro-tecciones incorporan T/i ‘s internos en susdiseños para la compensación de fase.
• Si uno de los arrollamientos puede darcorriente de falta a tierra y el otro no, paraevitar la actuación del relé ante faltas a tie-rra externas es preciso filtrar las compo-nentes homopolares del circuito diferen-cial, de dos maneras:
a) mediante conexiones en triángulo delos T/i’s, o
b) con un filtro de intensidad homopolar,que facilite a la misma un camino demínima impedancia.
• En la energización del transformador, seestablece una corriente magnetizante tran-sitoria. Esta corriente de inserción aparececomo falta interna para un relé diferencial.
En la sensibilidad del relé, se debe tener encuenta:
• El efecto producido por las tomas en vacíoo regulación en carga ( si existe).
• El error de igualación de las tomas decorriente del relé.
• Los errores de transformación de los T/i’s(relación y ángulo), sobre todo en condi-ciones transitorias (errores de saturación,magnetismo remanente, etc.)
Para evitar actuaciones por corriente diferen-cial ante faltas externas, este relé incorpora unfrenado, que es función de los niveles decorriente en los devanados. Este frenado per-mite incrementar la velocidad y seguridad, conrazonable sensibilidad, ante corrientes de faltareducidas.
La cantidad de frenado se establece como unporcentaje que relaciona la corriente de ope-ración (diferencial) y la corriente de frenado,habitualmente proporcional al valor medio delas corrientes de ambos devanados. Ello sig-nifica que, a niveles elevados de corrientes, seadmiten mayores valores de corriente diferen-cial, dado que los errores de igualaciónaumentan con los niveles de corriente. El por-centaje no se mantiene para bajas intensida-des, de modo que la intensidad diferencialdebe superar un valor umbral que determina lasensibilidad mínima.
La mayoría de los fabricantes disponen derelés con porcentaje variable o ajustable, conun rango de 15 a 40% aproximadamente.
Esta pendiente o porcentaje se seleccionarápara que queden cubiertos:
• a) el error de relación de los T/i’s,
• b) el de igualación de las tomas de corrien-te del relé, y
• c) el producido por el cambio de relaciónde transformación nominal del transforma-dor, debido al cambiador de tomas.
Sin embargo, los relés pueden actuar indese-adamente, por las corrientes de inserción quese producen al energizar el transformador.Dado el elevado contenido en armónicos pre-sente en estas corrientes (alrededor del 70%en el 2º armónico), ciertos relés diferencialesutilizan, al menos, el 2º armónico de corrientepara frenar o reducir la sensibilidad del relé,durante el periodo de energización del trans-formador. Para realizar las funciones de frena-do, estos relés utilizan circuitos selectivos defrecuencia, donde se genera una tensión pro-porcional a la intensidad de 100 Hz que circu-la por la bobina diferencial. Si la corriente tieneun alto contenido en 2º armónico (superior al15% o 20%), dicha tensión bloquea el relé.
El propósito de estos diseños es proporcionarun frenado, independientemente de la cantidadde corriente de inserción, y permitir la operaciónsi se produce una falta interna durante el proce-so de energización. Otros diseños se basan enno incorporar excesivo frenado de armónicos,ya que éstos también están presentes en lascorrientes secundarias, debidas a la saturacióndel T/i durante una falta interna severa. Lascorrientes de inserción pueden ser de tres tipos:
• Inicial: producida al energizar el transfor-mador.
• De recuperación: después de despejar unafalta externa, y al volver la tensión a su nivelnormal.
• De influencia o simpatía: al poner en para-lelo un transformador con otro ya energiza-do. Este último, por influencia, se ve some-tido a una corriente de inserción, conmayor grado cuanto menor sea la potenciade cortocircuito del sistema.
Frecuentemente, el relé diferencial con fre-nado de armónicos incluye también una uni-dad instantánea, que se ajusta por encimade la máxima corriente de inserción, peropor debajo de la corriente que podría resul-
32
i e
ø ø R
+ø Max
ø 1
ø1 Max
I S
Tiempo
ø R
-ø Max
Figura 19: Flujo e intensidad de excitación de un transformador monofásico
33
tar en la saturación de los T/i’s. Los fabrican-tes suelen fijar este valor en 8 a 10 veces elvalor de la toma.
Otra consideración en el uso del frenado porarmónicos es el comportamiento durante lasobreexcitación de la máquina. En estecaso, el relé diferencial operará con lacorriente de excitación, dependiendo de:
• a) la magnitud de esta corriente,
• b) el contenido de armónicos (predomi-nantemente de orden 5, 7 y 11), y
• c) la característica de frenado del relé. Unrelé con frenado en armónicos impareses menos probable que opere ante talescondiciones.
Figura 20: Corriente de inserción del transformador
1
I R
CicloInstante de la conexión
I S
I T
ø 1
1
O
R
R
O
R
O
R
3
2
3
2
1
1
3
2
R BOBINA DE FRENADO O BOBINA DE OPERACION
31
2
ø 2
ø 3
R
R
Figura 21: Protección diferencial de un transformador Y-D
3.2. Protecciones de apoyo
Para protección de apoyo se utilizan variossistemas como:
• Relé de sobreintensidad• Relé de mínima impedancia
3.2.1. Sobreintensidad, 51
La protección de sobreintensidad se coloca enel lado de neutro de la máquina, porque intere-sa medir la aportación del generador a la falta, yno la de la red. No es una protección selectiva,ve las faltas en cualquier parte. Es una protec-ción temporizada, de tiempo fijo o inverso segúnconvenga, y no sólo es de apoyo para el gene-rador, sino también para el resto de la central yla red. Se ajusta a 1,2 ó 1,3 veces el valor de laintensidad nominal.
La principal ventaja de la protección desobreintensidad es su sencillez, pero presentaun inconveniente: en máquinas autoexcitadas,cuando ocurre un cortocircuito, la tensión sereduce aportando cada vez menos intensidad,y la protección recae sin haberlo despejado(Figura 23). Para solucionarlo, se utilizan relésde sobreintensidad con memoria de tensión,que disponen de dos elementos: uno de míni-ma tensión y otro de intensidad. Con falta,arrancan los dos, y si al llegar el tiempo de dis-paro del relé, el elemento de tensión no se harecuperado, dispara aunque haya recaído laintensidad.
34
> II d
> I
G
Memoria< V
6
5
4
3
2
1
* In
1s 2s
Recaída> I
Disparo
Disparopor > I
Ajuste relé
tt
Figura 23: Característicade sobreintensidad de ungenerador con cortocircui-to en bornas
Figura 22: Protección desobreintensidad
35
3.2.2. Protección de mínima impedancia delgenerador, 21
La protección de mínima impedancia es muchomás selectiva y rápida. Por tanto, como laintensidad no tiene tiempo de recaer, no pre-senta el inconveniente de la anterior. Se ajustael círculo de forma que no vea faltas más alládel transformador (Radio= 0,9 veces la reac-tancia de cortocircuito del transformador).
No hay que coordinar su temporizado con lasprotecciones externas, sino solamente con lasde la propia central. La protección es máscostosa y se utiliza poco, porque no sirve deapoyo remoto, salvo que se utilice un segun-do escalón con alcance extendido fuera de lacentral (ve faltas en líneas) y, por tanto, con untemporizado más largo.
Por idénticas razones que para los relés desobreintensidad (51), las corrientes deberánmedirse en el lado del neutro del generador.
3.2.3. Mínima impedancia del ladode alta del Transformador Principal, 21TP
Se sitúa normalmente en la salida de la línea delgenerador, en la subestación que recibe la ener-gía, y se polariza en la dirección del alternador.
Detectará faltas entre fases y a tierra, con suelemento de medida de primera zona. Con la2ª zona en dirección inversa, servirá de apoyoa las protecciones de la red externa. Su tem-porización será de 2ª o 3ª zona.
X
R
Z = 0,9 Xcc
4.1. Protección contra sobrecargasen estator y rotor, 49
Una situación de sobrecarga es aquélla enque existe un régimen de carga superior alnominal, no provocado por un cortocircuito.Esta sobrecarga estará motivada, no sólo por-que el alternador esté suministrando la máxi-ma potencia activa que le permite su acciona-miento (el alternador está suficientementedimensionado para hacerlo), sino porque,además, esté consumiendo o generando unacantidad muy importante de potencia reactiva.
Un alternador puede sufrir daños serios en elestator por efectos térmicos, debidos a: • a) intensidades elevadas durante tiempos
cortos, o • b) intensidades superiores a la nominal,
funcionando en régimen permanente.
Se definen, en general, tres zonas del margende temperaturas, en el que puede funcionarun alternador:
• Funcionamiento nominal: en un régimende corrientes igual o menor al nominal.
• Sobrecarga admisible en régimen perma-nente: rango de temperaturas no peligro-sas para el alternador, pero que no debeser utilizado en la explotación normal, yaque acorta la vida del alternador por enve-jecimiento de los compuestos aislantes.
• Sobrecarga transitoria: Con sobrecargadurante un corto período, no se llega atemperaturas peligrosas, aun sobrepasan-do el valor límite de la intensidad que, paratiempos largos, daría lugar a temperaturasinadmisibles.
Figura 24: Característica de mínimaimpedancia
4. Funcionamientos anormales de la red que afectan a los generadores, y protecciones recomendadas
Existen varios métodos para proteger el alter-nador contra sobrecargas:
• 1) Sondas de temperatura. Realiza la medi-da directa de la temperatura con sondas.Estas sondas son resistencias de coeficien-te de temperatura negativo, por lo que vandisminuyendo su resistencia con el aumen-to de temperatura. Un relé de protecciónmide la intensidad circulante por la sonda,y emite un disparo cuando la intensidadequivale a un valor de resistencia corres-pondiente a un valor de temperatura inad-misible. Su mayor inconveniente es quemiden la temperatura en un punto concre-to, y ésta no se distribuye uniformemente.Para solventarlo, se colocan varias sondas.
• 2) Relés digitales de sobrecarga. Son relésbasados en contadores que hacen el segui-miento de la curva del fabricante del alterna-dor, relativa a la sobrecarga admisible por elgenerador. En turboalternadores, estas cur-vas son homologadas según normas ASA.Cuando la medida de intensidad supera laintensidad máxima permanente, arranca uncontador con una frecuencia de conteo pro-porcional a la constante de calentamiento, ycon un totalizador proporcional al punto dela curva que se haya alcanzado. Si desapa-rece la sobrecarga, se inicia una cuentaatrás. Este relé permite obtener característi-cas de disparo por alta temperatura en losdevanados rotóricos y estatóricos, mediantela reproducción de la evolución térmica de la
máquina, a partir de la medida de lascorrientes estatóricas (o rotóricas).
• 3) Imagen térmica. Se construye un modelocon la misma constante de calentamientoque el generador, con un elemento que sealimenta con la intensidad del mismo. Semide la temperatura en el modelo que se haconstruido, de manera que resulte uniforme.
Con relés electrónicos, es muy frecuente reali-zar una imagen térmica mediante un circuitoresistencia-capacidad, cuyas constantes decarga y descarga corresponden a las cons-tantes de calentamiento y enfriamiento de lamáquina. Precisamente, reciben el nombre deimagen térmica porque antiguamente funcio-naban por calentamiento de una masa metáli-ca uniforme, cuyas constantes eran las mis-mas que las de la máquina. Midiendo la tem-peratura en el modelo (imagen), se obtenía latemperatura de la máquina.
4.2. Protección contra carga desequilibrada, 46
Las intensidades desequilibradas en un alter-nador pueden aparecer por diversas causas,entre las cuales podemos señalar:
• Asimetrías de reactancias en el sistema detransporte.
• Cargas desequilibradas.• Faltas desequilibradas.• Fases abiertas, por aperturas de conexiones.
36
Figura 25: Características de sobrecarga
estatorrotor
I1 / In
t
I máx. permanente
t
K calentamiento
K'enfriamiento
Figura 26: Característica relé de imagen térmica
I2 . t = cte = Kest
I2exc. t = cte = Krotor
37
Las intensidades inversas, obtenidas al des-componer el sistema desequilibrado en compo-nentes simétricas, inducen intensidades de fre-cuencia doble en el rotor. Estas corrientes indu-cidas provocan pérdidas que, por efecto Joule,calientan el rotor en poco tiempo. Debido a lasdiferencias existentes en las construcciones delos rotores, los turboalternadores son capacesde soportar un porcentaje inferior de intensidadde secuencia inversa que los alternadores decentrales hidráulicas. Normalmente, el fabrican-te especifica la capacidad de soportar intensi-dades inversas, en tanto por ciento de la inten-sidad nominal.
Además del problema térmico, se ha descubier-to que, en algunos turboalternadores de centra-les nucleares, y térmicas en general, asociado al
problema de calentamiento bajo carga desequi-librada, se producen vibraciones en el conjuntorotórico de la turbina, debidas al campo magné-tico giratorio de frecuencia 100 Hz producido porel sistema inverso. Al ser las frecuencias propiaspróximas a este valor, las amplitudes de vibra-ción pueden ser grandes y muy peligrosas, origi-nando grietas por fatiga. Por tanto, a la hora deajustar la protección, deberá tenerse en cuentala posible aparición de este fenómeno, junto conel límite térmico impuesto por el fabricante.
Está especificado en normas (ANSI C50.13) quetodo generador debe soportar, en régimen per-manente y sin daño alguno, los efectos de la cir-culación de una corriente inversa, cuyo valor seespecifica en la siguiente tabla:
Estos límites son válidos siempre que:
• a) la corriente máxima del generador, encualquiera de sus fases, no supere el105% de su valor nominal, y
• b) no se sobrepasen los MVA nominales.
Veamos dos sistemas de protección contraeste defecto:
• 1) Relé de sobreintensidad temporizado conescalones discretos. Mide la intensidad desecuencia negativa y dispone de dos escalo-
nes de temporización. El primero, ajustado alvalor de la intensidad máxima de secuenciainversa en régimen permanente, actuarádando alarma, para que el operador puedabajar carga y corregir el defecto. El segundo,de temporizado más corto, estará ajustado aun valor mayor de intensidad inversa y suactuación provocará el disparo del generador.
• 2) Relé de característica de tiempo inverso.Existe una familia de curvas de ajuste del relé(I 2 permanente + I 2
2 t= cte). Se busca la curvaque esté lo más próxima posible, siemprepor debajo de la intensidad inversa máxima
TIPO DE GENERADOR
Refrigeración indirectaROTOR LISO 10
Refrigeración directa 0 - 960 MVA 8
960 - 1200 MVA 6
1201 - 1500 MVA 5
Con arrollamiento amortiguador 10
Sin arrollamiento amortiguador 5
POLOS
SALIENTES
%In
Tabla 1. Límite de corriente inversa
admisible. Este sistema es preferible al ante-rior, ya que permite seguir las sobrecargas,grandes y pequeñas, y tiene en cuenta,
además, cuándo aparecen y desaparecendesequilibrios.
38
Figura 27: Escalones discretos Figura 28: Característica I 22 t = cte
4.3. Protección contra pérdida desincronismo, 78
Una red eléctrica funcionando en condicionesestables se caracteriza por mantener equilibra-do el balance de energía. Sin embargo, sonmuchos los fenómenos en la red que introducendesequilibrios en el balance potencia generada-carga y provocan oscilaciones de potencia.Algunos de estos fenómenos pueden ser: cor-tocircuitos, variaciones bruscas de carga, cie-rres asíncronos, etc...
Un factor que influye notablemente es el tiempode despeje de las faltas. Al construirse los gene-radores cada vez de mayor tamaño, aumenta lareactancia por unidad y disminuye la constantede inercia. Estos factores, combinados, reducenel tiempo crítico para despejar faltas y aislar delgenerador la parte afectada del sistema, antesde que se produzca la pérdida de sincronismo.
En las situaciones anteriores, las oscilaciones depotencia pueden evolucionar hacia un nuevoestado estable del sistema eléctrico, o, por elcontrario, producir la pérdida de sincronismo deuno o varios generadores conectados a la red.De esta forma, la máquina pasa a funcionar a
velocidad distinta de la síncrona, con sucesivosdeslizamientos o pérdidas de polos, y ángulosde carga superiores a 90º, manteniendo la exci-tación conectada. Esta situación produce fuer-tes oscilaciones de potencia, tanto activa comoreactiva, que afectan negativamente al genera-dor y a la red.
Las consecuencias directas sobre el generadorson de tipo mecánico, y se deben a los fuertespares de freno y aceleración a los que se some-te la máquina. También se ve afectada la estabi-lidad de la red, por las oscilaciones de potenciay la dificultad en recuperar la tensión, produ-ciéndose el colapso de tensiones.
Este fenómeno es muy importante, ya queforma parte de los grandes incidentes que pue-den tener lugar en la red. Por tanto, es necesa-rio disponer de un sistema de protección quepueda detectar la pérdida de estabilidad e inicielas acciones oportunas para minimizar las con-secuencias. Además, este sistema debe sercapaz de distinguir si las oscilaciones son esta-bles, en cuyo caso no tendrá que actuar.
La protección de pérdida de estabilidad se rea-liza mediante relés de impedancia, cuya carac-
t
I2 máx. soportable
t2t1
I2) 1
I2) 2
I2
I2 máx. permanente
I2
I2 máx. soportable
t
terística en el plano R-X tiene en cuenta la evo-lución de la impedancia durante un proceso dedeslizamiento polar. La figura 29 muestra el lugargeométrico de la impedancia, para un desliza-miento polar entre los sistemas formados por:un generador, y la red representada por ungenerador equivalente.
En condiciones normales de funcionamiento, elángulo ∂, que representa el desfase entre la ten-sión EB y EA, tendrá un valor en torno a los 30º.Si se producen oscilaciones, el ángulo aumentaconsiderablemente, desplazándose el punto defuncionamiento de la máquina por una de lascurvas descritas en la figura anterior. El sentidode desplazamiento dependerá de la velocidaddel generador respecto a la red equivalente:
n(EB) > n(EA) →desplazamiento de derecha aizquierda.n(EB) < n(EA) →desplazamiento de izquierdaa derecha.
La figura 30 muestra un ejemplo de la caracte-rística de actuación de un relé de pérdida de sin-cronismo, formada, a su vez, por la unión de trescaracterísticas distintas:
• 1. Lente• 2. Recta característica de la impedancia• 3. Lugar de las reactancias
Con ella, no sólo se detectan las oscilaciones,sino que además el relé puede hacer un dispa-ro selectivo en dos zonas, en función del lugaren el que se encuentre el centro de la oscilación.
En la figura 31, aparecen algunos ejemplos deoscilaciones. Para que el relé actúe, es necesa-rio que la oscilación cruce la característica,desde la derecha o la izquierda, y permanezca almenos un cierto tiempo, que se puede ajustar,en cada parte de la lente.
39
Figura 29: Lugar geo-métrico de la impe-dancia en un desliza-miento polar
+ jX
A
Z S
Z SA
Z R
+ R
X T
0
B
E B / E A < 1
E B / E
A = 1
- R
- jX
E B / E A > 1
Z
Impedanciacuando:
Zona I Zona II
Z SB Z SA
X GX T
0B RELE
E B
3 ~
B
E B
3 ~
A
E A
3 ~
Z S
Figura 30: Característica de actuación de un relé de pérdida de sincronismo
40
Figura 31: Ejemplos de diversas condiciones de oscilación
jX
R
ZB
ZA
ZC
0
U
ϕ
α 1
1
2
L R
AI
1. LENTE2. RECTA CARACTERISTICA DE LA IMPEDANCIA3. LUGAR DE LAS REACTANCIAS
3
jX
R
C
D
E
B
A
Z B
Z A
20 ms25 ms
Z C
40 ms
20 ms
60 ms
50 ms
50 ms
30 ms 50 ms
2
1
Zona II
Zona I
1. LENTE2. RECTA CARACTERISTICA DE LA IMPEDANCIA3. LUGAR DE LAS REACTANCIAS
3
1. LENTE2. RECTA CARACTERISTICA DE LA IMPEDANCIA3. LUGAR DE LAS REACTANCIAS
41
Supongamos que se ha ajustado el tiempo depermanencia, en cada parte de la lente, a 25ms. Si la impedancia sigue el recorrido Adurante la oscilación, el relé actuará en prime-ra zona. Para los recorridos B y C no lo hace,porque no cruza completamente la caracterís-tica. En el recorrido E, actuaría en segundazona, pero no lo hace porque el tiempo quepermanece en el lado izquierdo de la caracte-rística es inferior a 25 ms.
Recorridos como el D, que cruzan el lugar delas reactancias entrando por la zona inferior ysaliendo por la superior, originan disparo enprimera y en segunda zona, si el tiempo quetranscurre, desde el cruce de la trayectoriacon el lugar de las reactancias hasta su salidade la característica del relé, es inferior a un
tiempo ajustado previamente en el relé (porejemplo, 50 ms). Si dicho tiempo es superior,dispararía sólo en segunda zona. El recorridocontrario, entrando por la zona superior ysaliendo por la inferior, originaría disparo sóloen primera zona. Además, para que se pro-duzcan estos disparos, el tiempo de perma-nencia en cada lado de la característica debeser superior a 25 ms.
La protección de pérdida de sincronismo sepuede realizar con otras características distin-tas a la vista anteriormente, pero basadas tam-bién en la medida de la impedancia. Un ejem-plo sería la característica de la figura 32, que seconstruye a partir de un relé mho desplazado yuna característica tipo doble pantalla.
Figura 32: Característica de un relé de pérdida de sincronismo
X
ZS
1200XT
X'd
-R R
-X
20
15
10
5
5
10
10 5 5 10
Trayectoria de laIMPEDANCIA
Ω SECUNDARIOS
42
4.4. Protección contra variacionesde frecuencia, 81
Las protecciones de sobrefrecuencia y mínimafrecuencia se tratan en el apartado 5 de estecapítulo, sobre protección contra funciona-mientos anormales del generador, punto 5.5.
4.5. Protecciones de mínima tensiónde Servicios Auxiliares
Una caída de tensión en la red externa a unaCentral de los Grupos A y B, tiene especialrepercusión en los servicios auxiliares de ésta.
El motivo es la relación directa de la magnitudde tensión con el par desarrollado por losmotores P=k.V2.
Una caída de tensión puede producirse en barrasde servicios auxiliares por distintos motivos:• Oscilación en la red externa a la Central• Cortocircuitos• Arranques de los propios motores
Dependiendo de la magnitud y duración de lacaída de tensión, se puede llegar a una pérdi-da de par motor en los accionamientos, conuna disminución de velocidad. Se puede lle-gar, incluso, a bloquear la máquina, con elconsiguiente trastorno en las condiciones delproceso que, en este caso, ha de ser debida-mente desconectado.
El objeto de la protección de mínima tensiónen barras de servicios auxiliares es:
• a) detectar las caídas de tensión,• b) iniciar la secuencia de disparo del con-
junto caldera-turbina-alternador, antes deque se produzca el bloqueo de los accio-namientos, y
• c) evitar el arranque simultáneo de todoslos motores ante una pérdida de tensión.
El ajuste de las protecciones de mínima ten-sión depende de unos factores muy concretosde la instalación, como son:
• Curva de par en los motores, en compara-ción con la curva de par en las máquinasaccionadas.
En general, en las Centrales Térmicas, losmotores se diseñan con una curva de pary un par máximo, que permite el funciona-miento a tiempo parcial con el 80% de latensión nominal.
• Inercia de los elementos rodantes en losdistintos accionamientos.
Esta característica es muy variable de unosaccionamientos a otros. Resulta difícil,pues, establecer unos datos concretos deltiempo en que las máquinas continúanrodando si se pierde par motor.
Dependiendo del tipo de conexión de los contac-tores, sobre todo en baja tensión, hay casos enque la propia tensión de barras de fuerza se usaal mismo tiempo como tensión de control. Enestos casos, se recomienda dotar los contacto-res de una unidad de retardo a la desconexión de0,8 ÷ 1sg, para evitar que actúen indebidamente.
La mayoría de los motores instalados en lasCentrales Térmicas están construidos con un parmáximo de 1,8 veces el par nominal, por lo queuna tensión en barras de un 80% del valor nomi-nal, no produce pérdida apreciable de velocidad.
Se debe vigilar la caída de tensión en las tresfases.
El ajuste de las protecciones de mínima tensióndeberá calcularse en cada caso, dependiendode las características de los motores de la cen-tral y de los dispositivos de control del proceso.
Un ajuste razonable podría ser:
• Arranque del relé al 80% Un.• Punto de disparo lento al 70% Un, disparo 3s.• Punto de disparo rápido al 30% Un, dispa-
ro 0,5 s.
Para minimizar los efectos de caída de tensióndebidos a las faltas externas, conviene alimen-tar los servicios auxiliares de la central desdelos transformadores conectados directamenteal alternador.
43
5.1. Protección contra sobretensiones, 59
Dos son los tipos de sobretensiones quepueden afectar al funcionamiento normal delalternador:
• Sobretensiones transitorias. Son tensio-nes transitorias rápidas. Pueden ser:
•Sobretensiones de maniobra•Sobretensiones de origen atmosférico.
• Por defectos de regulación. Son de ori-gen interno, debidas a un funcionamien-to anómalo del regulador de tensión, poravería, por ineficacia, o por falsa manio-bra del mismo en modo manual. Estefenómeno es más importante en gruposhidráulicos que en térmicos.
Se utilizan relés de sobretensión, con dosescalones de actuación. El primero es ins-tantáneo y se ajusta aproximadamente a 1,4veces la tensión nominal. El segundo seajusta entre 1,10 y 1,20 veces la tensiónmáxima de servicio, y puede ser de tiempofijo o de característica de tiempo inverso.
Estos relés deberán mantener sus caracte-rísticas de forma insensible al valor de la fre-cuencia, especialmente en el caso de gru-pos hidráulicos. La razón es que, por sumayor estatismo, para un rechazo de cargase pueden alcanzar valores elevados de fre-cuencia.
5.2. Protección contra retorno de energía, 32
La protección contra retorno de energía(también denominada de antimotorización)sirve para separar el generador de la redcuando falle su energía motriz. Es decir,cuando éste pase a funcionar como motorsíncrono para mover a la turbina.
Esta protección es, en realidad, una protec-ción de la turbina, ya que es ésta la que,bajo estas condiciones de funcionamiento,puede estar sometida a esfuerzos anormalesde presión en los álabes: calentamientos porausencia de ventilación, dilataciones, eincluso, en turbinas de vapor, rozamientosde la corona fija con la móvil. En turbinashidráulicas, aparece el fenómeno de la cavi-tación, y en los grupos Diesel, existe peligrode explosión.
La capacidad para soportar la motorizacióndel generador depende del tipo de turbina.Las turbinas de vapor y de gas son las quepeor soportan esta situación de motoriza-ción. Entre las hidráulicas, las turbinasKaplan son las menos robustas en este sen-tido, las Francis pueden soportarla algunasveces y las Pelton son insensibles al fenó-meno.
En la mayoría de los casos, se utiliza comoprotección un relé direccional de potenciamonofásico, que debe ser muy sensible. Seajusta a un valor inferior al correspondientede la suma de las pérdidas mecánicas yeléctricas de la máquina, normalmente entre0,005 y 0,05 veces la potencia nominal deésta, y produce dos actuaciones:
• 1) Actuación rápida, condicionada alestado de cierre del distribuidor o inyec-tor de la turbina.
• 2) Actuación lenta, con una temporiza-ción que permite un cierto régimen deoscilaciones de potencia y evita disparosintempestivos, como podría ocurrirdurante el instante de sincronización dela máquina.
5. Funcionamientos anormales del generador que producen daños a símismo y/o perturban a la red, y protecciones recomendadas
5.3. Protección contra pérdida deexcitación, 40
La pérdida de la excitación puede producirse pordiversos motivos: apertura accidental del inte-rruptor de excitación, fallo en el sistema de regu-lación, pérdida de la alimentación de la excita-ción, etc. Esta situación puede provocar dañosserios en el alternador y en el sistema eléctrico,especialmente con el alternador trabajando aplena carga antes de producirse el defecto.
Al perder excitación, el grupo generador consu-me potencia reactiva de la red, para absorber deésta su excitación, lo cual puede desestabilizar-lo. La magnitud de potencia reactiva consumidaestá próxima al valor de la potencia nominal dela máquina.
Además, un grupo que ha perdido su excitacióntiende a embalarse y a trabajar asíncronamente.El embalamiento y pérdida de sincronismo esmás probable en turboalternadores que enmáquinas de polos salientes, debido a la menorinercia mecánica de la máquina. También seproducen calentamientos anormales en el rotor,debido a los valores elevados de las corrientesinducidas que circulan.
La protección más sencilla contra este tipo dedefecto es un relé de mínima intensidad en elrotor, que dispare cuando se alcanza un valor deintensidad inferior al ajustado. Sin embargo, pre-senta inconvenientes:
• a) no permite la plena explotación del grupo,y
• b) la intensidad de excitación mínima no esconstante, sino que depende de la carga.
Otro posible esquema de protección contra estedefecto es un relé sensible al aumento decorriente reactiva o potencia reactiva que con-sume el generador.
Lo más práctico es medir la impedancia del sis-tema en bornas del generador, detectandocuándo la impedancia del sistema es tal, que seestá consumiendo reactiva. Es decir, cuándo elgenerador se comporta como una reactanciacapacitiva.
Cuando la máquina funciona a plena carga, laimpedancia que ve en sus terminales varía, en eldiagrama R-X, desde un valor en el primer cua-drante, hasta un valor en el cuarto cuadrante,algo mayor que X’d/2, cuando está muy subexci-tada. En caso de funcionar en vacío, este últimovalor llega hasta Xd.
El relé de impedancia se ajusta siguiendo lasiguiente característica:
44
Figura 33: Característica direccionalde potencia
M
M
G
G
Zona disparo Zona servicio
P. disparo
Q
Figura 34: Característica de pérdidade excitación
X
R
-X'd/2
-Xd
45
Normalmente es un relé temporizado y hayque coordinarlo con la protección de sobre-tensión del generador.
Los ajustes deberían tener en cuenta las nor-mas siguientes:
ANSI C57.12.00-1985:
• 1.05·Un secundaria a plena carga, sinexceder límites de calentamiento, en cual-quier toma y frecuencia nominal.
• 1.10·Un secundaria en vacío, sin excederlímites de calentamiento, en cualquiertoma y frecuencia nominal.
VDE 0532:
• Inducción admisible permanentemente(durante el servicio a plena carga y fre-cuencia nominal): Bmax = 1.05·Bn.
• Inducción admisible por breve tiempo (a fre-cuencia nominal): Bmax(t) = 1.3·Bn durante:
• a) 5 min, en transformadores para máqui-nas con potencia nominal hasta 40 MVA, y
• b) 30 s, en transformadores para máquinas depotencias nominales mayores que 40 MVA.
Figura 35: Comparación de los límites de sobreexcitación de transformadoresde tres fabricantes
150
140
130
120
110
100
900.01 0.1 1.0 10 100 1000
%
voltios/Hz
MINUTOS
CONSULTAR AL FABRICANTE PARALOS LIMITES DE UN TRANSFORMADOR ESPECIFICO
2
1
3
siendo: Xd = reactancia síncrona directa.X’d = reactancia transitoria directa.
Además de por pérdida de excitación, el relépodría actuar en caso de oscilaciones depotencia de la máquina. Para evitar estaactuación incorrecta se temporiza, de formaque le dé tiempo a recaer en caso de unaoscilación. Algunos modelos disponen de uncontador de oscilaciones o un integrador queactúa con un número determinado de éstas.
5.4. Protección contra sobreexcita-ción, V/Hz
Es una protección típica de transformadoresacoplados a generadores. Con valores elevadosde tensión y/o valores reducidos de frecuencia,aparece un aumento de la intensidad magneti-zante (con el consiguiente incremento de laspérdidas), que puede conducir a serios dañosen los arrollamientos y en el circuito magnético,por calentamiento. Los transformadores suelenser más restrictivos que los generadores frentea estos fenómenos, debido a la ausencia deentrehierro en su circuito magnético.
La protección de sobreexcitación vigila la rela-ción tensión/frecuencia, actuando si se supe-ra el valor de tarado del relé, que depende deltransformador que se desea proteger.
46
5.5. Protección contra variacionesde frecuencia, 81
Son protecciones de uso muy limitado, dadoque las variaciones de frecuencia no suelendarse normalmente, salvo en el caso de:
• a) generadores aislados, o
• b) deslastres bruscos, donde los transito-rios pueden ser muy fuertes (por ejemplo,una parada de emergencia en la que no détiempo a bajar carga).
La protección de sobrefrecuencia de un genera-dor no debe confundirse con la protección desobrevelocidad, que puede ser mecánica o eléc-trica. La primera actúa en un rango de frecuen-cia del orden de 51 Hz, cuando ocurre alguno delos fenómenos descritos anteriormente.
Sin embargo, la protección de sobrevelocidadactúa cuando se alcanzan valores excesivosde embalamiento, correspondientes a fre-cuencias de 65 Hz ó 70 Hz. Es decir, cuandose llega en algún instante a:
• a) valores próximos a la velocidad crítica, o
• b) valores inferiores, pero mantenidos untiempo, al no cerrar en su momento, y enla forma debida, la distribución en unoscasos, o los inyectores en otros.
Puede ser un sistema centrífugo, que disparay da orden de cierre del distribuidor, por medi-da en un alternador piloto. O bien, un sistemaóptico sobre el eje de la máquina.
Los generadores pueden equipar un relé demínima frecuencia para protección de la turbi-na, que actuará en caso de grandes caídas defrecuencia.
5.6. Protección contra fallo de interruptor, 50BF
El fallo de un interruptor se produce cuando,recibida la orden de apertura, y transcurridoel tiempo normal de ésta, una o varias fasesdel interruptor permanecen cerradas. La aper-tura puede fallar por diversas causas, queafectan a las dos condiciones establecidaspara considerar el interruptor abierto:
• El interruptor abre sus polos mecánica-mente de modo completo.
• Se produce la extinción del arco.
Cuando actúen las protecciones de genera-ción, ya sea por falta dentro o fuera de la zonade generación, resulta imprescindible desco-nectar el grupo de la red.
La actuación de la protección de fallo de inte-rruptor provoca el disparo de otros interrupto-res, capaces de ejercer una acción sustitutoriadel interruptor en que se produce el fallo.Dependiendo de la configuración existente ala salida de grupo, estos interruptores puedenestar situados en la misma instalación en laque se encuentra el interruptor que falla, opuede ser necesario transferir el disparo aotros interruptores de instalaciones alejadas.La siguiente figura muestra un ejemplo de estoúltimo, lo cual es típico en configuraciones enanillo o interruptor y medio:
Figura 36: Ejemplo de unaconfiguración en anillo
G2AG1
1 3
42
5
6
B
C
47
Con falta en G1, deberán abrir los interrupto-res 1 y 2. Si falla la apertura de uno de éstos,por ejemplo del 1, deberá abrir el interruptor 3y transferir el disparo al interruptor 5.
Para mantener la estabilidad, se debe intentarque esta protección actúe en un tiempo lomenor posible, pero sin llegar a comprometerla seguridad del disparo. Es decir, debe espe-rar, como mínimo, el tiempo suficiente para
que el interruptor complete la secuencia deapertura, y una vez terminada ésta, actuar sies necesario. Con este criterio, los tiempos deactuación deben ser inferiores a los tiemposde disparo en segunda zona de los relés delíneas.
La siguiente figura representa un diagramafuncional de la protección de fallo de interrup-tor de generador:
Cuando alguno de los relés de protección delgrupo detecta una falta, o una condición anó-mala de funcionamiento, dará orden de disparoal interruptor, a la vez que se inicia el temporiza-dor del fallo de interruptor. Si el interruptor noabre, una vez transcurrido el tiempo suficiente,se dispararán los interruptores necesarios paradesconectar el generador del sistema.
En la figura se observa que, para que actúe laprotección de fallo de interruptor, debe existir pri-mero una orden de apertura del mismo, originadapor un relé de protección u otra orden de mando.Simultáneamente, debe detectarse un ciertopaso de corriente, o bien, a través de un contac-to auxiliar del interruptor, que éste sigue cerrado.
5.7. Protección contra la energiza-ción accidental del generador
La energización accidental de un generador seorigina, generalmente, por el cierre, a máquinaparada, del interruptor de grupo. Las causasson: el cebado de arcos entre polos del inte-rruptor, cierres intempestivos debidos a erro-res de operación, falsas maniobras del equipode control, etc...
Las configuraciones con más riesgo intrínsecode sufrir este problema son las de anillo e inte-rruptor y medio, debido precisamente a su pro-pia concepción.
Cuando un generador se energiza en parado,sufre una aceleración como si se tratara de unmotor de inducción, y la corriente puedealcanzar valores de 3-5 veces la corrientenominal. La corriente que circula por el rotor,en estas condiciones, así como los pares deaceleración brusca que sufre, pueden dañarseveramente el generador.
Existen diversos esquemas para esta funciónde protección, todos ellos basados en la utili-zación de relés trifásicos e instantáneos desobrecorriente. Estos relés necesitan una lógi-ca adicional para estar activos, mientras que elinterruptor se encuentre en posición de abier-to y hasta que transcurra una fracción desegundo después de cerrar. Los esquemasmas comúnmente usados son:
• Relés direccionales de sobrecorriente.• Relés de sobrecorriente supervisados por
frecuencia.
50OR AND
A
O
RELÉ DEDISPARO
RELÉS DEPROTECCIÓN
DEL GENERADOR
52/a
TEMPORIZADOR
50: Detector de corriente52/a: Contacto auxiliar de interruptor
Figura 37: Lógica del fallo de interruptor
• Relés de distancia en la salida del genera-dor, con arranque por sobreintensidad.
• Relés de sobreintensidad con bloqueo portensión.
• Relés de sobrecorriente con contactosauxiliares del interruptor.
El resto de protecciones existentes no secomporta como sería necesario en caso de lapuesta en tensión de un generador parado,pues, aunque algunas de ellas detectan estedefecto, su actuación es lenta.
En estos conceptos de diseño, tiene especialrelieve considerar:
• a) la importancia de la instalación,
• b) las peculiaridades de sus característi-cas, y
• c) las necesidades de mantenimiento delservicio, tanto para el servicio al SistemaEléctrico como para su propia seguridad.
6.1. Faltas a tierra
Será necesaria la protección de tierra enbarras, cuando la instalación disponga deinterruptor o seccionamiento en barras degeneración, por donde se alimenten losServicios Auxiliares. La protección 100%supone una redundancia de la del 95%.
6.2. Faltas entre fases
En generadores del Grupo A, es frecuente uti-lizar el criterio de que toda falta que se pro-duzca en la zona de generación sea despeja-da, de modo instantáneo, por, al menos, dosprotecciones de actuación inmediata o con t <0,2 s. Esto puede conseguirse: por solape deprotecciones diferenciales, protecciones dereserva tipo impedancia, etc.
El párrafo anterior no excluye las proteccionesde reserva habituales.
6.3. Funcionamientos anormales dela red que afectan al generador
Se recomienda duplicar las siguientes funcio-nes de protección:
• Grupo A:Cargas desequilibradas
• Grupo D: Escalones de frecuencia
6.4. Funcionamientos anormalesdel generador que producen dañosa sí mismo y/o perturban a la red
Se recomienda duplicar las siguientes funcio-nes de protección:
• Grupo A:Sobretensión con dos escalones por pro-tección.Inversión de potencia con dos escalones.
• Grupo B:Inversión de potencia.
• Grupo D:En el caso de centrales reversibles de tur-binación y bombeo, para el servicio motorse deben añadir a las protecciones reco-mendadas:
• Mínima tensión• Mínima potencia.• Mínima frecuencia.• Secuencia de fases.
6.5. Equipo Auxiliar
Se recomienda equipar a los interruptores degrupo y de campo con doble bobina de dispa-ro, y que éstas se energicen simultáneamente.
Se recomienda el uso de doble fuente de ali-mentación y, en el caso de los Grupos A y B,doble batería completa.
48
6. Redundancias
CAPÍTULO 3. CRITERIOS GENERALES DE PROTECCIÓN
1. PREÁMBULO .......................................................................................................................... 51
2. PERTURBACIONES INTERNAS A LA CENTRAL ..................................................................... 51
3. CORTOCIRCUITOS ................................................................................................................. 51
3.1. Preliminar ....................................................................................................................... 51
3.2. Definición de conceptos................................................................................................. 523.2.1. Red considerada .................................................................................................. 523.2.2. Falta eléctrica ........................................................................................................ 523.2.3. Elementos del sistema de protección ................................................................... 523.2.4. Fallo ...................................................................................................................... 523.2.5. Selectividad .......................................................................................................... 523.2.6. Tiempo de eliminación .......................................................................................... 523.2.7. Tiempo crítico de eliminación ................................................................................ 533.2.8. Hueco de tensión ................................................................................................. 533.2.9. Protección de apoyo ............................................................................................. 53
3.3. Cortocircuitos polifásicos no resistivos .......................................................................... 533.3.1. Criterios de redundancia........................................................................................ 553.3.2. Cortocircuitos polifásicos no resistivos. Tiempo crítico inferior a 500 ms .............. 583.3.2.1. Cortocircuitos en líneas..................................................................................... 583.3.2.2. Cortocircuitos en barras.................................................................................... 593.3.2.3. Cortocircuitos en transformadores .................................................................... 603.3.2.4. Cortocircuitos en reactancias............................................................................ 613.3.2.5. Falta entre T/i e interruptor................................................................................ 62
3.3.3. Cortocircuitos polifásicos no resistivos. Tiempo crítico superior a 500 ms ............. 673.3.3.1. Cortocircuitos en líneas..................................................................................... 683.3.3.2. Cortocircuitos en barras.................................................................................... 693.3.3.3. Cortocircuitos en transformadores .................................................................... 703.3.3.4. Cortocircuitos en reactancias............................................................................ 703.3.3.5. Falta entre T/i e interruptor................................................................................ 71
3.4. Cortocircuitos monofásicos no resistivos ...................................................................... 72
3.5. Cortocircuitos resistivos monofásicos y polifásicos ........................................................ 72
3.6. Reenganche en líneas.................................................................................................... 73
3.7. Configuraciones especiales ........................................................................................... 73
3.8. Protección de apoyo...................................................................................................... 733.8.1. Protección de apoyo de líneas............................................................................... 743.8.2. Protección de apoyo de barras.............................................................................. 743.8.3. Protección de apoyo de transformadores .............................................................. 753.8.4. Protección de apoyo de reactancias...................................................................... 753.8.5. Apoyo desde la generación ................................................................................... 76
4. OSCILACIONES DE POTENCIA .............................................................................................. 76
5. MÍNIMA TENSIÓN ................................................................................................................... 78
6. SOBRETENSIÓN ..................................................................................................................... 79
7. ASIMETRÍAS ............................................................................................................................ 79
8. VARIACIONES DE FRECUENCIA ............................................................................................. 80
9. INSTALACIONES EXISTENTES ................................................................................................ 81
10. METODOLOGÍA DE LOS ESTUDIOS QUE IDENTIFICANLAS CONDICIONES CRÍTICAS DE DESPEJE DE DEFECTOS.................................................. 81
10.1 Preliminar...................................................................................................................... 81
10.2. Objetivo ....................................................................................................................... 82
10.3. Alcance ....................................................................................................................... 82
10.4. Bases de estudio ......................................................................................................... 8310.4.1. Planteamiento sistemático ................................................................................... 8310.4.2. Actuación de protecciones .................................................................................. 8310.4.2.1. Formas de eliminación de defectos ............................................................... 8310.4.2.2. Tiempos de eliminación asociados a los diferentes sistemas de protección ... 84
10.4.3. Comportamiento del sistema eléctrico................................................................. 8410.4.4. Clasificación de los elementos de la red .............................................................. 85
10.5. Planteamiento del estudio ............................................................................................ 8610.5.1. Primera fase: Análisis general ............................................................................. 8610.5.2. Segunda fase: Consideración de la topología de la red ...................................... 87
10.6. Hipótesis y datos de entrada........................................................................................ 8910.6.1. Reparto de cargas base ..................................................................................... 8910.6.2. Comportamiento dinámico de grupos generadores ............................................ 8910.6.3. Representación de cómo se comportan las cargas del sistema ......................... 9010.6.4. Protecciones de la red de transporte .................................................................. 90
3.1. Preliminar
Como criterio general, en la parte del sistemade potencia que más abajo se define, los cor-tocircuitos deben eliminarse en tiempo inferioral crítico y con selectividad. A lo largo del textose matizará este criterio, en función de:
• a) el tipo de falta,
• b) la ubicación de la misma, y
• c) que falle simultáneamente algún elemen-to del sistema de protección.
Una gran parte de las perturbaciones que ocu-rren en las centrales no produce consecuen-cias directas sobre el resto del sistema. Estasperturbaciones incidirán en el sistema si sedesconecta la generación, o si se degrada unasituación perturbada mantenida.
Por tanto, ante estas perturbaciones, lasprotecciones, acordes a los criterios de lacompañía explotadora y a las recomendacio-nes del fabricante, han de tener en cuentaestos dos aspectos:
Por una parte, evitar que los grupos des-conecten innecesariamente. Este es, encualquier caso, requisito que concurre con losobjetivos de:
• a) continuidad en la producción,
• b) abaratamiento de costes de producción, y
• c) mantenimiento de la vida remanente delas centrales, por disminución de paradasno programadas.
Por otra parte, asegurar la actuaciónrequerida ante estas situaciones pertur-badas, evitando una evolución que afecte alresto del sistema. Este es, también, requisitoinherente a la central, y, desde el punto devista de disponibilidad, al sistema en su con-junto, para evitar daños a la propia máquina.
En el capítulo 2 de este documento se hanabordado las protecciones de generación,indicándose también criterios de proteccióny de redundancias ante distintas perturba-ciones.
Después de exponer los sistemas de proteccióna considerar en red y generación, en este capítu-lo se indican los criterios de protección para quela repercusión de las perturbaciones sobre el sis-tema sea mínima, según el objetivo establecido.
Se aborda el estudio para cada tipo de pertur-bación, a fin de procurar la máxima coordinaciónde protecciones en el conjunto del sistema.
Se tratan, en primer lugar, las perturbacionesque, de forma directa, sólo afectan a la gene-ración.
A continuación, se abordan las que afectan alsistema en su conjunto. Los cortocircuitos en
red se analizan primero, en función, básicamen-te, de los requisitos de selectividad y tiempos deeliminación establecidos por el sistema. Para elcálculo de estos tiempos, se propone una meto-dología en el apartado 10 del capítulo. Tras loscortocircuitos, se analizan los fenómenos de:oscilaciones de potencia, mínima tensión,sobretensión, asimetrías y variaciones de fre-cuencia.
Independientemente de estos criterios, encada ámbito se deberá cumplir con la norma-tiva vigente, y considerar otros requisitos par-ticulares o recomendaciones de fabricantes.
1. Preámbulo
51
2. Perturbaciones internas a la central
3. Cortocircuitos
Este capítulo se organiza empezando por unapartado en el que se definen los conceptosutilizados.
A continuación, se abordan los cortocircuitospolifásicos no resistivos, por ser los más gravespara la estabilidad del sistema. Después, loscortocircuitos monofásicos no resistivos, que,en general, serán menos críticos respecto altiempo de eliminación, aunque no respecto a laselectividad. Se han desarrollado los criterios deprotección aplicados a faltas polifásicas. Segúnse indica después, este desarrollo, junto conciertos criterios adicionales específicos, es apli-cable también para cortocircuitos monofásicos.
Para ambos tipos de falta, con ciertas salveda-des que en el texto se especifican, se debeseguir el criterio general, aun en caso de quefalle algún elemento del sistema de protección.
Se tratan, en siguiente lugar, los cortocircuitosresistivos. Al no ser críticos, ni excesivamentefrecuentes, debe preverse su eliminaciónselectiva, sin postular fallo simultáneo.
Se analizan también criterios de reengancheen líneas, dada su incidencia ante la extensiónde las perturbaciones. Incidencia positiva, enel caso de reenganche con éxito, y negativa,en reenganches sobre falta.
Se citan configuraciones especiales, que pue-den ser problemáticas para detectar y eliminarlos cortocircuitos.
Por último, se tratan los criterios de protecciónde apoyo desde elementos distintos al prote-gido, pues, independientemente de las redun-dancias establecidas, se puede registrar elfallo completo de una posición.
3.2. Definición de conceptos
3.2.1. Red considerada
Se considera el siguiente subconjunto del sis-tema de potencia:
• toda la red de 220 y 400 kV
• transformadores de potencia 400 ó 220kV/tensiones inferiores
• transformadores de generación conecta-dos a 400 ó 220 kV
• en lo que respecta a redes de tensionesinferiores a 220 kV, se considera aquellaparte de las mismas en la que una pertur-bación pueda tener repercusiones impor-tantes sobre el sistema en su conjunto.
3.2.2. Falta eléctrica (en adelante, falta)
Falta es la causa eléctrica origen de una per-turbación. En el contexto de criterios ante cor-tocircuitos, falta equivale a cortocircuito.
3.2.3. Elementos del sistema de protección
Los elementos del sistema de protección son:transformadores de intensidad (T/i), transfor-madores de tensión (T/t), alimentación auxiliar,cableado, protección, enlace de comunica-ción de protección (teleprotección más teleco-municación) e interruptor de potencia.
3.2.4. Fallo
Fallo es el comportamiento de un equipo deforma distinta a la especificada.
3.2.5. Selectividad
Propiedad asociada al sistema de protección,en virtud de la cual se aísla una falta desco-nectando el mínimo número de elementos delsistema.
3.2.6. Tiempo de eliminación
Tiempo de eliminación de un cortocircuito esel que transcurre desde que aparece la inten-sidad de falta hasta que desaparece.
52
En función de los distintos sistemas de pro-tección actuales, el tiempo de eliminación defaltas es típicamente del orden de:
• 80 ms/120 ms, con protecciones instantá-neas (sin temporización voluntaria) sin/concomunicación.
• 250 a 350 ms, con protección de fallo deinterruptor.
• 400 a 600 ms, con disparos de segundazona (distancia, subimpedancia).
• 0,9 a 1,3 s, con disparos de tercera zona(distancia, subimpedancia).
• según curva de tiempo, con proteccionescon dicha característica (en general, pro-tecciones de sobreintensidad de tiempodependiente).
3.2.7. Tiempo crítico de eliminación
El tiempo crítico de eliminación se define comoel tiempo máximo que puede mantenerse uncortocircuito, sin que se produzca, a nivelregional o nacional, una perturbación críticapara el sistema en su conjunto, por:
• a) pérdida de estabilidad de los gruposgeneradores,
• b) desconexión de los mismos, debido ahuecos de tensión en sus servicios auxilia-res, o
• c) desconexión de mercados importantes.
Se considera que la falta se elimina con laapertura simultánea de todos los interruptoresdel elemento afectado, exclusivamente. Paradeterminar el tiempo crítico, se consideraráncondiciones de explotación desfavorables,pero de probabilidad razonable.
Se hace la siguiente aclaración al concepto detiempo crítico: según ha sido definido, la refe-rencia en el texto a “tiempo crítico en un extre-mo de un elemento” debe entenderse como el
tiempo máximo para eliminar una falta situadaen dicho extremo, con la apertura simultáneade todos los interruptores del elemento.
En caso de fallar algún elemento del sistema deprotección, para calcular la criticidad se consi-derará la naturaleza del fallo y la evoluciónsecuencial de la configuración del sistema eléc-trico (apertura de interruptores no sometidos alfallo). Se determinará si, del proceso resultantede eliminar la falta, se origina una perturbacióninaceptable para el sistema desde el punto devista crítico (eliminación crítica).
Por otra parte, los criterios de detección yajuste de mínima tensión en los servicios auxi-liares de grupos deben ser los adecuados,teniendo en cuenta la coordinación con la redy los condicionantes del grupo.
La definición de la metodología para calcular eltiempo crítico de eliminación, incluyendo loscasos base a contemplar, se indica en el apar-tado 10 de este capítulo.
3.2.8. Hueco de tensión
Hueco de tensión, en este contexto, es eltiempo en que la tensión se encuentra pordebajo de un umbral definido, como conse-cuencia de una perturbación. Incluye el tiempode eliminación, más el tiempo de recuperacióndel sistema.
3.2.9. Protección de apoyo
Protección de apoyo es aquélla cuya funciónes operar cuando una falta no ha sido elimina-da en su debido tiempo, por:
• a) fallo o incapacidad en el funcionamientode la o las protecciones principales, o
• b) fallo del o de los interruptores asociados.
3.3. Cortocircuitos polifásicosno resistivos
Los cortocircuitos polifásicos no resistivos sedeben eliminar según los siguientes criterios:
53
• La eliminación debe producirse entiempo inferior al crítico y con selecti-vidad, en ausencia de fallo y salvo confalta entre T/i e interruptor.
Este criterio es de aplicación a cualquiertopología (por ejemplo, en configuracionesde interruptor y medio y de anillo, situacio-nes de seccionador de línea o de transfor-mador abierto).
• En caso de que falle un único elemen-to del sistema de protección, tambiénse debe eliminar la falta en tiempoinferior al crítico y con selectividad,con las siguientes excepciones:
En configuraciones de simple y doblebarra se considera no duplicar la pro-tección diferencial. Con ello, el tiempode eliminación, en caso de fallo, podríaresultar mayor al crítico, en puntosdonde éste es menor a 500 ms.
En caso de fallo de interruptor, quizáno sea posible eliminar la falta en tiem-po inferior al crítico, si éste es menor a300 ms.
En puntos con tiempo crítico mayor a500 ms, podrá considerase si, en casode fallo, sería admisible para el siste-ma una eliminación no selectiva.
Se hacen las siguientes aclaraciones a estecriterio:
En caso de fallar algún elemento del siste-ma de protección, como tiempo críticodebe entenderse, tal como se ha definido,el concepto de eliminación crítica.
La selectividad, en caso de fallo de inte-rruptor, implica la pérdida de los elementosa ambos lados del interruptor.
• Las faltas entre T/i e interruptor sedeben eliminar en tiempo inferior al
crítico y con selectividad . La selectivi-dad implica, inevitablemente, la pérdi-da de los elementos a ambos lados delinterruptor.
Como excepción, quizá no sea posiblela eliminación en tiempo inferior al crí-tico, si éste es menor de 300 ms. Ello,como se verá, por intervenir en la elimina-ción el proceso de fallo de interruptor.
En transformadores y reactancias, el T/icitado debe entenderse como el de laposición, ubicado junto al interruptor.
• No se postula el caso de fallo, para fal-tas entre T/i e interruptor.
• No se postula el caso de doble fallo.
• El descargo de una protección se asi-mila a la condición de fallo. No se pos-tula, por ello, la posibilidad de que fallensimultáneamente otros sistemas de pro-tección, que habrán de estar plenamenteoperativos.
A continuación, se desarrollan y matizan estoscriterios, en los aspectos más significativos,para los diferentes elementos del sistema-líneas, barras, transformadores y reactancias-,y para las zonas entre T/i e interruptor. Se hanabordado por separado:
• a) la red con tiempo crítico de eliminacióninferior a 500 ms, y
• b) la red con tiempo crítico de eliminaciónsuperior a 500 ms.
El tiempo de 500 ms se ha tomado comopunto de referencia orientativo, teniendo encuenta los tiempos típicos de eliminación defaltas que permiten los sistemas de protec-ción.
Se analizan en primer lugar los criterios deredundancia de los sistemas de protección.
54
3.3.1. Criterios de redundancia
Como se verá en apartados siguientes, los cri-terios establecidos para eliminar faltas obligana disponer redundancias en los sistemas deprotección.
La mayoría de las veces será necesario duplicarel sistema de protección, con protecciones aso-ciadas al mismo circuito primario o elemento dela red. En otros casos, la redundancia se esta-blece desde elementos distintos al protegido.
En el contexto de este documento, se debeentender la duplicación del sistema de protec-ción con las siguientes matizaciones:
• No se contempla la duplicación comple-ta de los T/i’s y T/t’s, ya que tiene implica-ciones de ubicación física, coste e incremen-to de equipamiento en alta. No obstante,deben duplicarse los devanados deintensidad, alimentando cada uno unsistema de protección. Conviene, ade-más, que los sistemas de protección de ele-mentos adyacentes no compartan devana-dos de intensidad. En cuanto a los de ten-sión, se admite emplear un sólo deva-nado, en cuyo caso habrá que indepen-dizar los circuitos, convenientementeprotegidos, para alimentar cada siste-ma de protección. Se recomienda separarcircuitos desde pie de aparato. De estemodo, queda cubierto el fallo en todo el cir-cuito secundario, incluido el cableado.
En caso de falta en el propio T/i o T/t, seproducirá, en general, una pérdida total delos sistemas de protección asociados.Esta falta, si bien es poco probable, ten-dría que ser eliminada, para el casomás desfavorable, en tiempo superioral crítico y con pérdida de selectividad,según se indica en el apartado“Protección de apoyo”.
• En cuanto a la alimentación de corrientecontinua, debe existir doble batería. Eninstalaciones existentes se recomiendatambién y, en cualquier caso, debe con-
servarse independencia en la distribu-ción de circuitos entre ambos siste-mas de protección.
La existencia de doble batería facilita, adicio-nalmente, el mantenimiento de las mismas.
• No se contempla la duplicación comple-ta del interruptor de potencia, ya quetiene implicaciones similares a las descritaspara T/i’s y T/t’s. No obstante, debe existirdoble bobina de disparo en los interrup-tores, salvo en interruptores existentesen que no sea posible su instalación. Encualquier caso, se supervisará la conti-nuidad de cada circuito de disparo.
Debe existir protección de fallo deinterruptor, que cubrirá otros fallos (porejemplo, el de los circuitos de potencia).
En caso de fallo de interruptor, el tiempo deeliminación en el extremo local no podrá serinferior, con las prácticas de protecciónactuales, a 300 ms. En puntos con tiem-po crítico inferior a 300 ms, el procesode eliminación de la falta puede resul-tar, en general, inaceptable para el sis-tema desde el punto de vista crítico. Sedebe entender el citado tiempo de 300 mscomo el tiempo típico de actuación antefallo de interruptor, aunque, en cada caso,habrá que considerar el tiempo real de eli-minación. Éste deberá ser el más adecua-do, teniendo en cuenta el tiempo crítico y lacoordinación con otras protecciones.
En caso de fallo de interruptor, la selectivi-dad implica la pérdida de los elementos aambos lados del interruptor.
Ante fallo de interruptor, será necesarioinstrumentar teledisparo al extremoremoto de líneas en los siguientes casos:
• Configuraciones de barra simple y de doble barra: si resulta inaceptable para el sistema, desde el punto de vista críti-co, despejar una falta en barras (Figura 38 a), con
55
a) apertura en 500 ms del extremo remoto de la línea, y
b) eliminando en 120 ms el resto de aportaciones del parque.
• Configuraciones de interruptor y medio y de anillo:
• si resulta inaceptable para el sistema,desde el punto de vista crítico, despejar una falta en parque, con(Figura 39 a)
a) apertura en 500 ms del extremoremoto de la línea, y
b) eliminando en 300 ms el resto deaportaciones del parque.
• siempre que el elemento adyacente (decalle, en interruptor y medio) sea untransformador o una reactancia (Figuras39 c y d).
• en el caso de dos líneas adyacentes (decalle, en interruptor y medio), si resultainaceptable para el sistema, desde elpunto de vista crítico, despejar de lasiguiente manera una falta situada en el 56
Figura 38. Disparo de inte-rruptores adyacentes antefallo de interruptor.Configuración de barra sim-ple/doble barra
t e = 120 ms t e = 120 ms t e = 120 mst e = 120 ms
sólo para caso enque t c (A) < 500 ms
Falla laapertura
Actúa prot. barras
A
X XX X X
X
50S-62
TD
t e = 120 ms Xt e = 120 ms t e = 120 mst e = 120 ms
Falla laapertura
Actúa prot. barras
t e = 300 ms
X XX X
X
50S-62
X
Fig. 38a) Falta en barras.Elemento adyacente: Línea
tc: tiempo críticote: tiempo de eliminación5OS-62: protección de fallo de
interruptorTD: Teledisparo
Fig. 38b) Falta en barras.Elemento adyacente: Trafo
extremo remoto de línea, con fallo del interruptor central o de anillo en el extre-mo local (Figura 40):
a) apertura en 120 ms del extremoremoto de la línea,
b) eliminando en 300 ms el resto deaportaciones locales, salvo la de lalínea adyacente, y
c) eliminando en tiempo de las pro-tecciones de apoyo la aportación deesta última línea.
También será necesario instrumentarteledisparo, si no fuera posible asegu-rar la eliminación de esta última apor-tación, a través de las proteccionesde apoyo.
• es recomendable, en cualquier caso, instalar teledisparo para cubrir el fallo enla eliminación de la aportación remota.
En el caso de transformadores, la pro-tección de fallo de interruptor debeactuar sobre el resto de interruptoresdel transformador (Figuras 38 b y 39 b).
Fig. 39a) Falta en barras. Elementoadyacente: Línea
77
XA
te = 300 ms
sólo si tc (A) < 500ms
te = 120 ms
Falla la apertura
te = 120 ms50S-62
X
X
X
TD
X X
X
te = 120 ms
te = 300 ms
te = 120 ms
Falla la apertura
Actúaprot. trafo
50S-62
X
X
X
X
X
TD
X
te = 120 ms
te = 300 ms
te = 120 ms
Falla la apertura
Actúaprot. línea
te = 300 ms
X
50S-62
X
X
X
X
X
te = 120 ms
Falla la apertura
Actúaprot.reactancia
te = 300 ms
X
X
X
X
50S-62
TD
Fig. 39c) Falta en trafo. Elementoadyacente: Línea
Fig. 39d) Falta en reactancia.Elemento adyacente: Línea
Fig. 39b) Falta en línea. Elementoadyacente: Trafo
Figura 39. Disparo de interruptores adyacentes ante fallo de interruptor.Configuración de interruptor y medio
57
Figura 40.- Falta en línea y fallo deinterruptor central
58
X
te = 120 ms
te = 300 ms
te = 120 ms
Falla la apertura
Actúaprot. línea
sólo si tc (A) < te (A) sin TD
A
X
50S-62
X
X
X
X
TD
Cuando las redundancias se establezcan, noduplicando el sistema de protección, sino desdeelementos distintos al protegido, la independen-cia entre sistemas de protección es intrínseca-mente mayor. En estos casos, se deben teneren cuenta los siguientes criterios:
• Estos sistemas de protección deapoyo deben ubicarse preferiblemen-te en subestaciones remotas a la olas del elemento a proteger, ya quepodría producirse el fallo común, sobretodo en lo referente a la alimentaciónauxiliar. Hay ciertos casos en los que, porrazones de selectividad o sensibilidad(líneas en T, líneas muy largas), debeconsiderarse como alternativa la ubica-ción local.
La protección de apoyo de trafos aotros elementos no podrá realizarse, engeneral, desde una subestación remota,por la propia ubicación del transforma-dor. Debe situarse, preferiblemente,en los otros parques asociados altransformador, cuando lo permitan
las características constructivas dela subestación.
• Cuando protección y elemento prote-gido estén ubicados en la mismasubestación, el diseño en las alimen-taciones de corriente continua debeminimizar la probabilidad de fallocomún, aprovechando las posibilida-des de: existencia de doble batería,doble bobina de disparo, etc.
• La protección de acoplamiento debealimentarse desde distinta batería quela asociada a la protección diferencialde barras.
3.3.2. Cortocircuitos polifásicos no resisti-vos.Tiempo crítico inferior a 500 ms
3.3.2.1. Cortocircuitos en líneas
Se consideran aquí las posiciones de línea enlas que el tiempo crítico, para faltas en salidade línea, es inferior a 500 ms.
Falta sin fallo
Los criterios establecidos exigen, en la prácti-ca, que la protección de línea disponga decomunicación entre extremos. Tanto el enlacede comunicación (portadora, fibra óptica,radioenlace), como el esquema de teleprotec-ción (permisivo, a desbloqueo o a bloqueo)elegidos, inciden muy directamente en la res-puesta del sistema de protección ante fallo decomunicación. Por tanto, es necesario encada caso analizar:
• a) el posible comportamiento del enlacede comunicación, con falta fuera y dentrode la línea, y
• b) la repercusión en la red de un disparointempestivo de la línea con falta externa, ode un no disparo con falta interna.
También es necesario que la protecciónde línea disponga de comunicación, aun-que en el otro extremo el tiempo crítico,con falta local, sea superior a 500 ms.
Falta con fallo simultáneo de algún elementodel sistema de protección
Los criterios establecidos exigen duplicar elsistema de protección. Es preferible que lasprotecciones sean de distinto principio, a finde mejorar la obediencia global.
No será necesaria la comunicación entreextremos de la segunda protección, si esaceptable para el sistema, desde el puntode vista crítico, eliminar una falta situada
en el extremo remoto de la línea, conapertura en (Figura 41):
• a) 120 ms en dicho extremo remoto, y
• b) 500 ms en el extremo local.
El citado tiempo de 120 ms debe entendersecomo el tiempo normal de despeje “instantá-neo” de faltas con las prácticas de protecciónactuales, aunque, en cada caso, deberá con-siderarse el tiempo de apertura real. La ubica-ción de falta “en el extremo remoto” debe, así-mismo, entenderse como falta en el puntomás desfavorable del tramo de línea, donde lasegunda protección, sin comunicación, dispa-raría en 500 ms.
59
Figura 41. Condicionespara prescindir de comu-nicación entre extremosen la segunda protección
t c < 500 ms
A (Local)
t c < 500 ms
B (Remoto)
t c > 500 ms
A (Local)
t e = 120 ms
B (Remoto)
X
3.3.2.2. Cortocircuitos en barras
Falta sin fallo
Los criterios establecidos exigen, en la prácti-ca, instalar protección diferencial de barrascon la suficiente sensibilidad.
En subestaciones con configuración de doblebarra y con barra de transferencia, hay queanalizar, en cada caso, si es admisible la pér-dida de selectividad que se produciría confalta en la barra de transferencia, si no existeprotección diferencial específica para lamisma. En cualquier caso, se recomienda suinstalación. La eliminación de faltas en la barrade transferencia, con ubicación del T/i no
abarcada por el seccionador de transferencia,se analiza en el apartado de faltas entre T/i einterruptor. Con ubicación del T/i abarcadapor el seccionador de transferencia, seríamuy complejo, o inviable, evitar la degra-dación, en selectividad o tiempo de elimi-nación, del comportamiento del sistemade protección.
En función del criterio de cada empresa, laprotección diferencial de barras puede o nodejar imposibilitado el cierre de interruptorestras su actuación. Los procedimientos dedesbloqueo, en su caso, deben estarcoordinados con los requisitos estableci-dos en los Planes de Reposición.
Falta con fallo simultáneo de algún elementodel sistema de protección
Los criterios establecidos exigen en principioduplicar el sistema de protección.
La probabilidad de falta en barras, con fallosimultáneo del sistema de protección principal(diferencial de barras), es muy baja. Por otraparte, debe evitarse el disparo intempestivo deembarrados, disparo cuya probabilidadaumenta al duplicar sistemas de protección.
En base a estas consideraciones, se estable-cen los siguientes criterios de duplicidad. Conellos, el tiempo de eliminación, en caso defallo, puede resultar superior al crítico.
• Configuración de barra simple:
Por las consideraciones antedichas,no se considera imprescindible dupli-car la protección diferencial, aunque sírecomendable si el tiempo crítico es muyinferior a 500 ms. El fallo del sistema deprotección principal (salvo fallo de interrup-tor) queda cubierto por segundas zonas delíneas y apoyos de trafos, en tiempo gene-ralmente superior al crítico. Debe procurar-se que este tiempo sea lo menor posible.Se recomienda cuidar especialmente lasfunciones de supervisión y señalizaciónante bloqueo de la protección diferencial,para optimizar su fiabilidad.
Debe instalarse protección de fallo deinterruptor.
• Configuración de doble barra:
Por las consideraciones antedichas,no se considera conveniente duplicarla protección diferencial. No obstante,debe existir una protección asociadaal acoplamiento, para aislar la barrasana en caso de fallo. El fallo del sistemade protección principal (salvo fallo de inte-rruptor) queda cubierto por la proteccióndel acoplamiento, segundas zonas aleja-das de líneas y apoyos de trafos, sin pérdi-
da de selectividad. Se procurará que laprotección de acoplamiento elimine laaportación de la barra sana en 300 ms. Noobstante, quizá no sea posible asegurarsiempre este comportamiento del acopla-miento, para todas las configuraciones delparque y en todas las situaciones de red.En ese caso, será necesario adoptar uncompromiso entre:
a) el nivel mínimo de falta a detectar en barras, y
b) el comportamiento selectivo de la protección ante falta en salida de línea.
Se recomienda cuidar especialmente lasfunciones de supervisión y señalizaciónante bloqueo de la protección diferencial,fallo de imagen de seccionadores y situa-ción de barras acopladas. Ello, para opti-mizar la fiabilidad del sistema de protec-ción principal.
Debe instalarse protección de fallo deinterruptor. El interruptor de acopla-miento también se equipará con pro-tección de fallo de interruptor, para,ante esta contingencia, eliminar la aporta-ción de la barra sana en 300 ms.
• Configuración de interruptor y medio:
Debe duplicarse, localmente, el siste-ma de protección. En caso contrario, elfallo implicaría perder completamente elparque, con tiempos de eliminación enapoyo. Además, el disparo intempestivo,caso de producirse, no provocará pérdidade elementos en situaciones normales deexplotación (parque completo en servicio).
3.3.2.3. Cortocircuitos en transformadores
Se consideran aquí los transformadores en losque, en alguna de las tensiones, el tiempo crí-tico, para faltas en salida de trafo, es inferior a500 ms.
60
Consideraciones generales
Todas las protecciones asociadas altransformador, tanto las protecciones pro-pias, internas a la máquina (Buchholz, imagentérmica, temperatura, etc), como las protec-ciones externas (diferencial, de sobreintensi-dad, de distancia), deben, asegurando laintegridad de la máquina:
• a) permitir el funcionamiento perma-nente del transformador, con sobre-carga de al menos el 20%, y
• b) comportarse selectivamente con lasprotecciones del entorno, ante corto-circuitos en la red externa. Este últimopunto es aplicable, aun en caso defallo (no doble) de las protecciones delentorno.
Cuando desde el terciario se alimenten redesde distribución, las protecciones del transfor-mador deben comportarse selectivamenteante cortocircuitos en esta red, manteniendola función de transformación principal de lamáquina.
Falta sin fallo
Los criterios establecidos exigen, en la prácti-ca, instalar:
• a) protección diferencial de transformador,con la suficiente sensibilidad, y
• b) relé Buchholz, para faltas en el tramo deldevanado más próximo al neutro.
Falta con fallo simultáneo de algún elementodel sistema de protección
Los criterios establecidos exigen duplicar elsistema de protección. Son posibles solucio-nes de protección basadas en:
• a) protecciones propias para faltas internasa la máquina, y
• b) protecciones de sobreintensidad y/o
distancia para faltas externas a la máquina,pero internas a la zona delimitada por losinterruptores del trafo.
No obstante, habrá casos en que puede sernecesario instalar una segunda proteccióndiferencial, en función de:
• a) las magnitudes aportadas desde un ni-vel de tensión a una falta situada en otronivel de tensión del transformador, o
• b) la dificultad de coordinar con las protec-ciones de salida de línea.
Cuando desde el terciario del transformadorse alimenten redes de distribución, se reco-mienda duplicar el sistema de protección parafaltas en esta red. Ello, a fin de optimizar la dis-ponibilidad del transformador en las redes detransporte y de distribución primaria.
3.3.2.4. Cortocircuitos en reactancias
Se consideran aquí las reactancias en las queel tiempo crítico, para faltas en bornas de alta,es inferior a 500 ms.
Todas las protecciones asociadas a lareactancia, tanto las protecciones propias,internas a la máquina (Buchholz, imagen tér-mica, temperatura, etc), como las proteccio-nes externas (diferencial, sobreintensidad),deben, asegurando la integridad de lamáquina, comportarse selectivamentecon las protecciones del entorno en elcaso de cortocircuitos en la red externa.Este último punto es aplicable, aun encaso de fallo (no doble) de las proteccio-nes del entorno.
Falta sin fallo
Los criterios establecidos hacen recomenda-ble, en la práctica, la instalación de proteccióndiferencial de reactancia, con la suficiente sen-sibilidad.
61
Falta con fallo simultáneo de algún elementodel sistema de protección
Los criterios establecidos exigen duplicar el sis-tema de protección. Son posibles soluciones deprotección distintas a la diferencial, basadas en:
• a) protecciones propias para faltas internasa la máquina, y
• b) protecciones de sobreintensidad parafaltas externas a la máquina, pero internasa la zona delimitada por el o los interrupto-res de la reactancia.
3.3.2.5. Falta entre T/i e interruptor
Como se verá, quizá no sea posible elimi-nar este tipo de faltas en tiempo inferior alcrítico cuando éste sea menor de 300 ms.Sí lo sería, si se instalasen T/i’s a amboslados del interruptor. Se desaconseja estamedida, por razones de coste y por la bajaprobabilidad de que ocurra este tipo de falta.Adicionalmente, la citada probabilidad seincrementaría al instalar doble juego de T/i’s.Además, el tiempo de eliminación con fallo deinterruptor, contingencia algo más probableque la de falta entre T/i e interruptor, seguiríasiendo de 300 ms, aun con solape de T/i’s.
La causa más frecuente de falta entre T/i einterruptor es la explosión del propio T/i. Eneste caso, en configuraciones de barra simpley doble barra, quizá no actúen las proteccio-nes de línea, pero sí lo hará la protección dife-rencial de barras (Figura 42b). La aportaciónde la propia línea (sólo con T/i lado línea) se eli-minará en tiempo de segunda zona desde elextremo remoto (Figura 42a). Si se trata deuna salida de transformador, actuarán tanto laprotección diferencial de barras como la pro-tección diferencial de transformador, eliminan-do la falta (Figura 42c). En salidas de reactan-cia, actuará la protección diferencial de barras,quedando eliminada la falta. En configuracio-nes de interruptor y medio y de anillo, actua-rán las protecciones de ambos elementosadyacentes, con eliminación instantánea de lafalta (Figuras 42d y e).
El fallo simultáneo de algún elemento del sis-tema de protección, aunque no se postula,puede estar en parte cubierto por los sistemasde protección que otras consideraciones defallo sí contempladas requieren.
Se tratan a continuación los distintos casos,en función de la configuración del parque y dela ubicación del T/i.
62
t e = 120 ms t e = 120 ms t e = 120 ms
Actúa 2ª zonat e = 500 ms
Actúa prot. barras
XXX
X
t e = 120 ms t e = 120 ms t e = 120 ms
Actúa prot. barras
XXX
Fig. 42a) Barra simple odoble barra. T/i lado línea
Fig. 42b) Barra simple odoble barra. T/i lado barras
63
t e = 120 ms t e = 120 ms t e = 120 ms
Actúa prot.trafo
t e = 120 ms
Actúa prot. barras
XX
X
X
Actúa prot.Línea 1
Línea 1
te = 120 ms
te = 120 ms
te = 120 ms
te = 120 ms
Línea 2
Actúa prot. barras
X
X
X X
Actúa prot.Línea 1
Línea 1
te = 120 ms
te = 120 ms
te = 120 ms
Línea 2
te = 120 ms
te = 120 ms
Actúa prot.Línea 2
X
X
X
X
X
Fig. 42d) Interruptor y medio.T/i lado barras
42e) Interruptor y medio. T/i central
Figura 42. Modo de eliminación ante explosión de un T/i
Falta entre T/i e interruptor, en configuracionesde barra simple y de doble barra
• T/i lado línea
La aportación local (del resto de salidas) se eli-minará en tiempo inferior a 120 ms, por la pro-tección diferencial de barras. Así, la falta que-dará alimentada sólo desde:
a) el extremo remoto, en caso de líneas, o
b) desde otras tensiones, en caso de trafos.
En el caso de reactancias, quedará totalmen-te eliminada.
En salidas de línea, la aportación de la mismase eliminará por protecciones de apoyo o, siesto no resulta aceptable desde el punto devista crítico, por la de fallo de interruptor másteledisparo (Figura 43a). En salidas de trans-formador, la aportación del mismo se elimina-rá en 300 ms por la protección de fallo de inte-rruptor (Figura 43b).
La actuación de la protección de fallo deinterruptor, en su caso, no deberá estarcondicionada por la situación de “inte-rruptor cerrado”.
Fig. 42c) Barra simple odoble barra. Salida a trafo
63
Figura 44. Eliminación de falta en barra de transferencia
64
t e = 120 ms t e = 120 ms t e = 120 ms
sólo para caso enque tc (A) < 500 ms
Actúa prot. barras
A
XX X
X
TD
50S-62
t e = 120 ms t e = 120 ms t e = 120 ms
Actúa prot. barras
t e = 300 ms
XX
X
50S-62
X
Figura 43. Falta entre T/i e interruptor. T/i lado línea
t e = 120 ms
t e = 120 ms
BT
X
X
87BT
Xt e = 120 ms
BT
X
X
87BT
TD
X
Figura 43a) Salida línea
Fig. 43b) Salida a trafo
Para faltas en barras de transferencia, la apor-tación local se eliminará en tiempo inferior a120 ms, por actuación de la protección dife-rencial de barras. Esta protección debe dis-
parar los interruptores de otras tensiones,en caso de trafos, y enviar teledisparo al extremo remoto, en caso de líneas(Figura 44).
Figura 44a) Salida a trafo Fig. 44b) Salida línea
• T/i lado barras
Es necesario que la protección de fallo deinterruptor actúe ante esta ubicación de lafalta, ya que ésta no queda eliminada con laactuación de las protecciones de la posición. Laaportación de la posición se eliminará en tiempoinferior a 120 ms, por las protecciones de línea,de trafo o de reactancia. La aportación local res-tante se eliminará en tiempo inferior a 300 ms, porla protección de fallo de interruptor (Figura 45).
Falta entre T/i e interruptor, en configuracionesde interruptor y medio y de anillo
Es necesario que la protección de fallo deinterruptor actúe ante esta ubicación dela falta.
De este modo, la eliminación será como sigue:
• Configuración de interruptor y medio, inte-rruptor lado barras, T/i lado barras
La aportación de la posición se eliminaráen tiempo inferior a 120 ms, por las pro-tecciones de línea, de trafo o de reactan-cia. La del resto del parque desapareceráen tiempo inferior a 300 ms, por la protec-ción de fallo de interruptor (Figura 46a).
• Configuración de interruptor y medio, inte-rruptor lado barras, T/i lado línea
La aportación local se eliminará en tiempoinferior a 300 ms, por la protección debarras más la de fallo de interruptor. Ensalidas de línea, la aportación de la línea seeliminará en tiempo de segunda zona o defallo de interruptor más teledisparo (Figura46b).
En salidas de transformador y de reactan-cia, la aportación del mismo se eliminaráen 300 ms por la protección de fallo deinterruptor (Figuras 46 c y d).
65
t e = 300 mst e = 120 ms
Actúa prot.línea
t e = 120 ms
t e = 300 msX X
X
X
50S-62
t e = 300 mst e = 120 ms
Actúa prot.trafo
t e = 120 ms
t e = 300 msX
X
50S-62
XX
Figura 45a) Salida línea
Fig. 45b) Salida a trafo
Figura 45. Falta entre T/i e interruptor. T/i lado barras
Actúa prot. barras
te = 120 ms
te = 300 ms
A
te = 120 ms te = 120 ms
sólo para caso enque tc (A) < 500 ms
X
X
X X X
50S-62
TDActúaprot. línea
te = 120 ms
te = 120 ms
te = 120 ms Calle 1 Calle 2
te = 300 ms
X
X
X X X
50S-62
Actúa prot. barras
te = 120 ms
te = 300 ms
te = 120 ms te = 120 ms
te = 300 ms
X
X X X
50S-62
X Actúa prot. barras
te = 120 ms te = 120 ms te = 120 ms
te = 300 ms X
X X X
50S-62
Figura 46a) T/i lado barras.Salida línea
66
Figura 46b) T/i lado línea.Salida línea
Fig. 46c) T/i lado línea.Salida a trafo
Fig. 46d) T/i lado línea.Salida a reactancia
Figura 46. Falta entre T/i e interruptor. Interruptor lado barras
• Configuración de interruptor y medio, inte-rruptor central, y configuración en anillo
La aportación de uno de los elementos(línea, trafo o reactancia) adyacentes alinterruptor se eliminará en tiempo inferior a120 ms por las protecciones de línea, detrafo o de reactancia. La aportación localrestante desaparecerá en tiempo inferior a
300 ms, por la protección de fallo de inte-rruptor. Si el otro elemento adyacente esuna línea, la aportación de esta última seeliminará en tiempo de segunda zona, o defallo de interruptor más teledisparo (Figura47 a). Si es un trafo o una reactancia, laaportación del mismo se eliminará en 300ms, por la protección de fallo de interruptor(Figura 47b).
67
X
te = 300 ms
te = 12 0 ms
sólo para caso enque tc (A) < 500 ms
A
te = 12 0 ms
Actúa prot. línea
te = 12 0 ms
X
50S-62
X
X
X
X
TD
te = 300 ms
X
te = 120 ms
te = 120 ms
Actúa prot. línea
te = 120 ms
te = 300 msX
50S-62
X
X
X
X
Fig. 47 a) Elemento adyacente: Línea Fig. 47b) Elemento adyacente: Trafo
Figura 47. Falta entre T/i e interruptor. Interruptor central
3.3.3. Cortocircuitos polifásicos no resisti-vos. Tiempo crítico superior a 500 ms
Al ser el tiempo crítico superior a 500 ms, seríaadmisible eliminar una falta muy próxima abarras, desde el punto de vista de tiempo, porsegundas zonas alejadas y apoyo de trafos,siempre que éstos lo hicieran en un tiempo infe-rior al crítico. No obstante, se produciría pérdidade selectividad (salvo en el caso de falta enbarras en embarrado simple). Por otra parte, alalejarse la falta de la barra, las aportacionesintermedias ponen en entredicho la actuaciónde dichas segundas zonas y apoyos de trafos, eincluso, de las terceras zonas alejadas, no ase-gurándose, quizá, la detección de la falta.
En base a estas consideraciones, se estable-ce el siguiente criterio particular:
Si falla algún elemento del sistema deprotección, se podrá admitir la pérdida deselectividad, siempre que:
• a) se asegure la eliminación de la falta, y
• b) no afecte sensiblemente a genera-ción, mercado o transporte.
Ello, salvo las excepciones indicadas acontinuación.
3.3.3.1. Cortocircuitos en líneas
Se consideran aquí las posiciones de línea enlas que el tiempo crítico para faltas en salidade línea es superior a 500 ms.
Falta sin fallo
Para procurar la selectividad con las protec-ciones de apoyo de otras líneas, acoplamien-tos y máquinas, el tiempo de eliminacióndesde cada extremo debe ser instantáneoen el 80% de la línea.
Habrá casos, por ejemplo en líneas cortas, enque se necesite instalar comunicación entreextremos, para asegurar la selectividad en la eli-minación. En líneas con tiempo crítico inferior a500 ms en el extremo remoto, los criterios esta-blecidos exigen también disponer comunicaciónentre extremos. Es recomendable en cualquiercaso, pues, al implicar disparo instantáneo en el100% de la línea, mejora la respuesta de los sis-temas de protección. También lo es, en base aotros condicionantes ligados a los cortocircuitosmonofásicos, y que se desglosan en el aparta-do 3.4 de este capítulo, “Cortocircuitos monofá-sicos no resistivos”.
Deben tenerse en cuenta las consideracionessobre la elección del enlace de comunicación
y del esquema de teleprotección, reflejadas enel apartado de líneas con tiempo crítico menora 500 ms.
Falta con fallo simultáneo de algún elementodel sistema de protección
Establecemos dos casos diferenciados:
• a) En el extremo remoto de la línea el tiem-po crítico es inferior a 500 ms.
Dicho extremo remoto (con tiempo críticomenor a 500 ms) ya ha sido analizado,siéndole aplicable lo indicado en el aparta-do correspondiente.
Según lo dicho allí sobre la necesidad decomunicación de la segunda protección,se debe analizar la eliminación de una faltaen el extremo local, con apertura en 120ms del extremo local y en 500 ms delextremo remoto. Si, desde el punto devista crítico, esta eliminación no resul-ta aceptable para el sistema, el extre-mo local debe tratarse como un casode tiempo crítico menor a 500 ms,duplicando el sistema de protección(Figura 48 a).
El resto de casos se analiza en el epígrafe b).
68
t c > 500 ms
A (Local)
t c < 500 ms
B (Remoto)
t e =120 ms
A (Local)
t c < 500 ms
B (Remoto)
X
t c > 500 ms
A (Local)
t c > 500 ms
B (Remoto)
t e = 120 ms
A (Local)
t c > 500 ms
B (Remoto)
t c > 500 ms
A (Local)
t c < 500 ms
B (Remoto)
X
Fig. 48 a) Se duplica el sistema deprotección. Ambas protecciones concomunicación
Fig. 48 b) Se duplica el sistema deprotección si no se cumplen los crite-rios establecidos. La segunda protec-ción no lleva comunicación
Figura 48. Líneas con tc>500 ms. Condiciones de duplicación del sistema deprotección
• b) En el extremo remoto de la línea el tiem-po crítico es superior a 500 ms o, siendoinferior, es un caso no incluído en el epí-grafe a) (Figura 48 b)
En configuraciones de barra simple ydoble barra debe analizarse cada caso.En general, los criterios establecidos exigi-rán duplicar el sistema de protección.En cualquier caso, ello será necesario si,ante fallo del sistema de protecciónprincipal, no pudiera asegurarse la eli-minación con pérdida exclusiva delpropio parque: por ser alto el número delíneas y trafos confluyendo en el parque,por ser proporcionalmente larga la propialínea a proteger, etc.
En configuraciones de interruptor ymedio o de anillo, se duplicará el siste-ma de protección, para asegurar laselectividad (habitualmente, la pérdida deestos parques afectará de modo sensible ageneración, mercado o transporte).
En caso de duplicar el sistema de protección,es preferible que las protecciones sean de dis-tinto principio, para mejorar la obediencia glo-bal.
3.3.3.2. Cortocircuitos en barras
Falta sin fallo
Los criterios establecidos exigen instalarprotección diferencial de barras en confi-guraciones de interruptor y medio.
En configuraciones de barra simple y de doblebarra, hay que analizar cada caso. En concre-to, para doble barra, será necesario cuandono se pueda coordinar la protección de aco-plamiento con las de línea. En cuanto al tiem-po de eliminación de las distintas aportacio-nes, no se considerarán significativos en trans-formadores que conectan a redes no contem-pladas en este documento.
En cualquier caso, es recomendable la instala-ción de protección diferencial de barras.
En subestaciones con configuración de doblebarra y con barra de transferencia, hay queanalizar, en cada caso, si es admisible la pér-dida de selectividad que se produciría confalta en la barra de transferencia, si no existeprotección específica para la misma. La elimi-nación de faltas en la barra de transferencia,con ubicación del T/i no abarcada por el sec-cionador de transferencia, se analiza en elapartado de faltas entre T/i e interruptor. Conubicación del T/i abarcada por el seccio-nador de transferencia, puede ser muycomplejo, o inviable, evitar la degrada-ción, en selectividad o tiempo de elimina-ción, del comportamiento del sistema deprotección.
Son aplicables las consideraciones sobre eldesbloqueo tras actuar la protección diferen-cial de barras indicadas en el apartado debarras con tiempo crítico inferior a 500 ms.
Falta con fallo simultáneo de algún elementodel sistema de protección
En configuraciones de barra simple y de barradoble sin diferencial de barras, el fallo llevaría,en la mayoría de los casos, a la actuación de:terceras zonas alejadas, posibles unidades dearranque... La probabilidad de fallo en la elimi-nación de la aportación de trafos, queda par-cialmente cubierta con la doble protección desobreintensidad de fase en alta y baja (de neu-tro y del terciario en el caso de faltas monofá-sicas), de que habitualmente dispone untransformador. No obstante, es posible queaparezca fallo común, en función de la ubica-ción física y distribución de alimentaciones deambos parques.
Por tanto, debe analizarse cada caso, siendonecesario instalar protección diferencial debarras si, ante fallo de alguna de las segun-das zonas alejadas de líneas o de apoyo detrafos, no pudiera asegurarse la elimina-ción según los criterios establecidos.
69
En configuraciones de barra simple y de doblebarra con protección diferencial, el fallo dealgún elemento implicará eliminar por: la pro-tección de acoplamiento, segundas zonas ale-jadas de líneas y apoyo de trafos. Ello, conpérdida de, al menos, todos los elementos deuna barra.
En configuraciones de interruptor ymedio, debe instalarse protección de fallode interruptor, para asegurar la selectivi-dad ante dicha contingencia. Para el restode fallos posibles, la falta se eliminará porsegundas zonas alejadas de líneas y apoyo detrafos. Ello, con probable pérdida de, almenos, el parque completo.
3.3.3.3. Cortocircuitos en transformadores
Se consideran aquí los transformadores en losque, en todas las tensiones, el tiempo crítico, parafaltas en salida de trafo, es superior a 500 ms.
Son aplicables las consideraciones generalesdesglosadas en el apartado de transformado-res con tiempo crítico menor a 500 ms.
Falta sin fallo
En la mayoría de los casos, los criterios esta-blecidos exigirán instalar protección diferencialde transformador con la suficiente sensibili-dad. En cualquier caso, es recomendable, y aveces preceptiva, su instalación. Para procurarla selectividad con las protecciones de apoyode líneas, acoplamientos y otras máquinas, eltiempo de eliminación, desde cada nivelde tensión de la red considerada, debeser instantáneo, al menos, hasta un por-centaje suficiente del transformador .
Falta con fallo simultáneo de algún elementodel sistema de protección
Las faltas internas a la máquina quizá no seandetectadas por las protecciones de acopla-miento, de apoyo de líneas y de otras máqui-nas. Por ello, debe duplicarse el sistema deprotección para las mismas.
Las faltas externas a la máquina, pero internasa la zona delimitada por los interruptores deltrafo, pueden ser detectadas, sólo desde sumismo nivel de tensión, por segundas zonasalejadas de líneas, acoplamiento y apoyo deotras máquinas. En cuanto a la aportacióndesde otros niveles de tensión, quizá no seaposible asegurar su eliminación por terceraszonas alejadas y apoyos de otros transforma-dores.
Por ello, en configuraciones de barra sim-ple y doble barra, debe analizarse, encada caso, la necesidad de duplicar elsistema de protección ante estas faltasexternas. En cualquier caso, es recomenda-ble, por implicar un coste incremental peque-ño, al estar ya duplicada una parte del sistemade protección.
En configuraciones de interruptor ymedio o de anillo, se duplicará el siste-ma de protección ante estas faltasexternas, para asegurar la selectividad(habitualmente la pérdida de estos parquesafectará de modo sensible a generación,mercado o transporte).
3.3.3.4. Cortocircuitos en reactancias
Se consideran aquí las reactancias en las queel tiempo crítico, para faltas en bornas de alta,es superior a 500 ms.
Son aplicables las consideraciones sobrela selectividad de las protecciones dereactancia, indicadas en el apartado dereactancias con tiempo crítico inferior a500 ms.
Falta sin fallo
Se recomienda instalar protección diferencialde reactancia con la suficiente sensibilidad.Para procurar la selectividad con las protec-ciones de apoyo de líneas, acoplamientos yotras máquinas, el tiempo de eliminacióndebe ser instantáneo, al menos, hasta unporcentaje suficiente de la reactancia,desde bornas de alta.
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Falta con fallo simultáneo de algún elementodel sistema de protección
Las faltas internas a la máquina pueden no serdetectadas por las protecciones de acopla-miento, de apoyo de líneas y de otras máqui-nas, por lo que debe duplicarse el sistemade protección para las mismas.
Las faltas externas a la máquina, pero internasa la zona delimitada por el o los interruptoresde la reactancia, pueden ser detectadas porsegundas zonas alejadas de líneas, acopla-miento y apoyo de otras máquinas.
Por ello, en configuraciones de barra sim-ple y doble barra, debe analizarse, en cadacaso, la necesidad de duplicar el sistemade protección, ante estas faltas externas.En cualquier caso, es recomendable, por impli-car un coste incremental pequeño, al estar yaduplicada una parte del sistema de protección.
En configuraciones de interruptor y medioo de anillo, se duplicará el sistema de pro-tección ante estas faltas externas, paraasegurar la selectividad (habitualmente, la pér-dida de estos parques afectará de modo sen-sible a generación, mercado o transporte).
3.3.3.5. Falta entre T/i e interruptor
Se tratan, a continuación, los distintos casos,en función de la configuración del parque y dela ubicación del T/i.
Configuraciones de barra simple y de doblebarra
• T/i lado línea
Si existe protección diferencial de barras, laaportación local (del resto de salidas) se elimi-nará por la protección diferencial de barras. Laaportación de la propia posición se eliminará:
a) en salidas de línea, por segunda zona alejada o, si existe, fallo de inte-rruptor más teledisparo, y
b) en salidas de transformador, por la protección de fallo de interruptor.
Para faltas en barras de transferencia, laaportación remota se eliminará:
a) en salidas de línea, por segunda zona alejada o, si existe, teledisparo, y
b) en salidas de trafo, por actuación de la protección diferencial de barras sobre los otros interruptores del transformador.
Si no existe protección diferencial debarras, se eliminará por: segundas zonasalejadas de líneas, apoyo de trafos y pro-tección de acoplamiento. Si existe protec-ción específica de barras de transferencia,las faltas en ellas se eliminarán como sigue:
a) la aportación local, por actuación de esta protección específica,
b) la aportación remota,
• en salidas de línea, por segunda zona alejada o, si existe, teledisparo, y,
• en salidas de trafo, por actuación de esta protección específica sobre los otros interruptores del transformador.
• T/i lado barras
La aportación a la falta de la posición afectadase eliminará con disparo en 120 ms, a travésde los sistemas de protección del elemento. Laaportación del resto del parque se eliminará:
a) en 300 ms, por la protección de fallo de interruptor, caso de existir, o
b) en tiempo inferior a 300 ms, 500 ms y 2s, por las protecciones de acoplamiento, segundas zonas alejadas de líneas y apoyo de trafos, respectivamente.
Si el tiempo de disparo en apoyo detrafos es superior al crítico, se deberá
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instalar protección de fallo de inte-rruptor en todas las posiciones de labarra (de línea, transformador y reac-tancia), protección que actuará anteesta ubicación de la falta.
Configuraciones de interruptor y medio y deanillo
Es necesario que la protección de fallo deinterruptor actúe ante esta ubicación de lafalta. Respecto al modo de eliminación, aplicanlas mismas consideraciones que las hechaspara tiempo crítico menor a 500 ms, si bien, elteledisparo no es necesario en este caso.
3.4. Cortocircuitos monofásicosno resistivos
Los criterios de eliminación desglosadospara cortocircuitos polifásicos no resisti-vos se deben aplicar también para faltasmonofásicas no resistivas.
En general, el tiempo crítico de eliminación,para este tipo de falta, será superior a 500 ms.
Se deben considerar otros condicionantes, noligados directamente a la estabilidad, queaconsejan un tiempo de eliminación lo menorposible, aun en caso de fallo. Entre estos con-dicionantes destacan:
• facilitar el reenganche en líneas• mantener la selectividad• reducir la probabilidad de evolución de la
falta y de daño a equipos• reducir el coste de pantallas y mallas de tierra• minimizar repercusiones a clientes
Por ello, en el caso de líneas, se establecen lossiguientes criterios adicionales:
• Para todas las líneas de 220 kV y 400kV, se recomienda, en ausencia defallo, un tiempo de eliminación instan-táneo en el 100% de la línea.
• Si falla simultáneamente algún ele-
mento del sistema de protección, eltiempo de eliminación debe ser, comomáximo, del orden de 1s, y la elimina-ción, selectiva.
• En líneas aéreas, el disparo debe sermonofásico:
a) si se compromete la estabilidad, elmantenimiento de sincronismo o laevacuación de generación,
b) en los casos en que sea posible elreenganche tras falta monofásica,pero no polifásica, y
c) en cualquier caso, en la red de 400 kV.
3.5. Cortocircuitos resistivosmonofásicos y polifásicos
Desde el punto de vista de la estabilidad delsistema eléctrico, este tipo de faltas tienerequisitos muy amplios, en cuanto a tiempo deeliminación.
Las faltas en parque, tanto mono como polifá-sicas, son, habitualmente, de baja resistencia.
Las faltas internas a transformadores y a reac-tancias pueden ser resistivas, y de baja intensi-dad. Las protecciones diferenciales y las protec-ciones propias de estas máquinas deben tenerla sensibilidad necesaria para su detección.
En lo que sigue, se tratan las faltas resistivasen líneas.
La experiencia indica que las faltas polifásicasson habitualmente poco resistivas y no planteanproblemas de detección, siendo adecuadopara ellas el tratamiento más arriba desarrolla-do. Sí es posible el caso de falta bifásica conresistencia, si bien el caso realmente desfavo-rable es el de doble falta a tierra, al considerarque cada una de las dos faltas monofásicastenga cierta resistencia. Esta configuración defalta se eliminará a través de las unidadesmonofásicas de los relés. Con todo, se reco-
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mienda que la compensación resistiva del sis-tema de protección, para faltas entre fases,sea la máxima posible, sin que se produzcanoperaciones intempestivas en condiciones deexplotación.
Se deben detectar faltas monofásicasresistivas de hasta 150 Ω, a eliminar en elmenor tiempo posible. La característica deactuación podrá ser de tiempo inverso.
La eliminación debe ser selectiva.
No se postula el fallo simultáneo del sis-tema de protección, por la baja probabili-dad de que ocurra.
3.6. Reenganche en líneas
En líneas aéreas, las condiciones y criterios dereenganche deberán adaptarse a los requeri-mientos de explotación y estabilidad de la red.En concreto:
• Se dispondrá de reenganche en todaslas líneas, salvo líneas en antena degeneración, o en antena a clientesindustriales, a analizar individualmente.
• Se intentará el reenganche tras faltamonofásica. El reenganche será monofá-sico o trifásico, en función del tipo de dis-paro, mono o trifásico, establecido. Seintentará reenganche trifásico trasfalta polifásica, si el sistema lo permite.
• Se tendrán en cuenta las limitacionesimpuestas por los grupos de genera-ción. En reenganches trifásicos será elextremo más alejado de los grupos elque envíe tensión, cerrando el otroextremo con comprobación de sincro-nismo.
En parques con configuración de interruptor ymedio, se recomienda que la actuación de la pro-tección diferencial de barras bloquee los reen-ganchadores de las líneas conectadas a la barraen cuestión. Con defecto en un T/i, se impedirá,así, la posible reconexión a falta en barras.
3.7. Configuraciones especiales
Las líneas cortas, dobles circuitos, líneas multi-terminales y líneas compuestas pueden presen-tar cierta problemática sobre sus sistemas deprotección. Como referencia, citamos el docu-mento “Application Guide on Protection ofComplex Transmission Network Configurations.CIGRE SC34. WG04. May 1991”.
En cualquier caso, los sistemas de pro-tección de estos elementos deben ade-cuarse a los criterios definidos en el pre-sente documento, en la medida en que latecnología lo permita.
3.8. Protección de apoyo
La protección de apoyo, tal como se define enel apartado “Definición de Conceptos”, puedeser de tres tipos:
• Protección de apoyo local de celda: se ali-menta por los mismos transformadores demedida que la protección principal, o portransformadores de medida asociados almismo circuito primario que la protecciónprincipal.Son protecciones de apoyo local de celda:la protección de fallo de interruptor, la pro-tección direccional de neutro (para faltasmonofásicas no resistivas), etc.
• Protección de apoyo local de subestación:se alimenta por transformadores de medidasituados en la misma subestación que losque alimentan a la protección principalcorrespondiente, pero asociados a distintocircuito primario que la protección principal.
• Protección de apoyo remota: proteccióninstalada en otra subestación, distinta deaquélla en la que se encuentra la protec-ción principal correspondiente.
Aplicar los criterios de protección ante corto-circuitos, hasta aquí desarrollados, así comootros criterios específicos de cada empresa,implicará, generalmente, duplicar el sistema
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de protección de un elemento, para cubrir lascontingencias postuladas. No obstante, estossistemas de protección, ubicados en la mismacelda o posición, pueden tener causas comu-nes de fallo, con mayor índice relativo de pro-babilidad en faltas severas próximas a lasubestación. Causas de fallo común puedenser: la explosión de aparamenta de parque,fenómenos atmosféricos de severidad supe-rior a la de diseño, atentados, desastres natu-rales, etc.
Por ello, se establecen los siguientes criterios:
• Ante cortocircuitos no resistivos, loselementos de la red consideradadeben disponer de sistema de protec-ción de apoyo, asociado a posicionesdistintas a las del propio elemento,con ciertas matizaciones que másabajo se desglosan.
• Sobre la ubicación y alimentación decorriente continua de los sistemas deprotección de apoyo, se aplica lo indi-cado, al respecto, en el apartado 3.3.1de este capítulo, “Criterios deRedundancia”.
• Los sistemas de protección de apoyo,tanto locales como remotos, debenser selectivos en ausencia de fallo.
• Se procurará que la selectividad y tiempode eliminación del sistema de protecciónde apoyo sean lo mejor posibles.
A continuación, se desarrollan y matizan estoscriterios, en los aspectos más significativos,para los diferentes elementos del sistema: líneas, barras, transformadores y reactancias.
Además, los sistemas de protección deapoyo, caso de no duplicar el sistema de pro-tección del elemento, tienen otros requisitosde funcionamiento, ya desglosados en aparta-dos anteriores.
Por “protección de apoyo” entiéndase, en lo
que sigue, “protección de apoyo asociada aposiciones distintas a las del propio elementoconsiderado”. Por simplificar el texto, pero sinmenoscabar las consideraciones anteriores alrespecto, la protección de apoyo desde líneasse supondrá con ubicación remota.
3.8.1. Protección de apoyo de líneas
La protección de apoyo de una línea la reali-zan, en cada extremo:
• a) las posiciones remotas del resto de líneas (protecciones de distancia, unidadesde arranque de protecciones unitarias,direccionales de neutro, etc), y
• b) los apoyos de transformadores (relés desobreintensidad, protecciones de distan-cia, etc).
Desde cada extremo, el sistema de pro-tección de apoyo debe cubrir un porcen-taje razonable de la línea: aquél en el que seestime que un agente externo pueda provocarcortocircuito y fallo del o de los sistemas deprotección de la misma. En general, el sistemade protección de apoyo no podrá cubrir latotalidad de la línea. Por ello, para faltas enlínea, en cada extremo debe asegurarseque alguno de los sistemas de protecciónde la misma pueda actuar de forma inde-pendiente del extremo remoto.
Los sistemas de protección de apoyo,desde transformadores, deben actuarselectivamente, aun si falla la comunica-ción del sistema de protección de la línea.
3.8.2. Protección de apoyo de barras
La protección de apoyo de barras la realizan:
• a) los extremos remotos de líneas (protec-ciones de distancia, unidades de arranquede protecciones unitarias, direccionales deneutro, etc), y
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• b) los apoyos de transformadores (relés desobreintensidad, protecciones de distan-cia, etc).
Todos los embarrados de la red considera-da deben disponer de protección de apoyo.
3.8.3. Protección de apoyode transformadores
En cada nivel de tensión, la protección deapoyo de transformadores se realiza desde:
• a) las líneas que confluyen al parque, y
• b) otros transformadores del propio parque.
Desde cada nivel de tensión, no podrá asegu-rarse, muchas veces, que el sistema de pro-tección de apoyo pueda despejar faltas inter-nas a la máquina, o situadas en otros nivelesde tensión del transformador. Ello, debido a laimpedancia de la máquina y a posibles apor-taciones de terciarios u otros devanados. Enese caso (Figura 49):
a) Desde cada nivel de tensión, la protec-ción de apoyo debe cubrir, al menos, unporcentaje suficiente de los devanados deltransformador. Así, un cortocircuito exter-no a éstos, que puede provocar el fallo delos sistemas de protección asociados a lacelda del transformador, estará cubiertocompletamente, desde su nivel de tensión,por el sistema de apoyo. Y además,
b) debe existir protección de apoyo localde celda (sobreintensidad y/o distancia),que cubra:
- el resto del devanado del transformador, y
- las faltas en los otros niveles de tensión, internas a la zona delimitada por los inte-rruptores del trafo.
Esta función de protección puedenrealizarla las protecciones propiasexternas del transformador, u otras.
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Apoyolocal decelda
51
21
Apoyo remoto
51
21
Figura 49. Protección de apoyo de transformadores. Solución “local+remoto”
3.8.4. Protección de apoyo de reactancias
La protección de apoyo de reactancias se rea-liza desde las líneas que confluyen al parque ydesde los transformadores del propio parque.
Habitualmente, el sistema de protección deapoyo no podrá detectar faltas en un ciertoporcentaje del lado de neutro de los devana-dos de la reactancia. Si esto ocurre,
• a) la protección de apoyo desde otroselementos del parque debe cubrir, almenos, un porcentaje suficiente de losdevanados de la reactancia. Así, uncortocircuito externo a los mismos, quepuede provocar fallo de los sistemas deprotección asociados a la propia celda dela reactancia, quedará cubierto completa-mente. Además,
• b) debe existir protección de apoyo
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local de celda, capaz de detectar lasfaltas no cubiertas por el sistema deprotección de apoyo. Esta función deprotección pueden realizarla las proteccio-nes propias externas de la reactancia, uotras.
3.8.5. Apoyo desde la generación
La mayoría de los relés de protección de quedispone una Central están destinados a prote-ger, de manera instantánea, las máquinas queforman el equipamiento de la misma. Sinembargo, existen otras protecciones que sir-ven de apoyo a las protecciones de la redexterna, como son :
• Sobreintensidad neutroTransformador Principal (51NTP)
• Mínima impedancia del generador (2ª zona) (21G)
• Mínima impedancia del ladode alta del TransformadorPrincipal (2ª zona) (21TP)
• Sobreintensidad generador (51)
La actuación de la protección de sobrein-tensidad de neutro del TransformadorPrincipal será temporizada, normalmente concaracterística de tiempo inverso. Deberá cal-cularse con el criterio de actuar en untiempo no inferior a la 3ª zona de los relésde las líneas, incluso en caso de tener unasola de ellas en servicio.
Las protecciones de sobreintensidad delgenerador serán de característica de tiempoinverso o tiempo independiente.
El alcance de las protecciones de mínimaimpedancia cubrirá ampliamente elembarrado del lado de alta delTransformador Principal. Si es posible, serásimilar al del 2º escalón de la protección de lalínea más larga que parta de la Central. Setendrán en cuenta, para el cálculo delalcance, las aportaciones intermedias enel embarrado de alta. En general, un tiem-po de actuación superior al 2º escalón(ajuste típico 1s) asegurará que el disparode estas protecciones sea selectivo con losde las protecciones del parque.
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4. Oscilaciones de potencia
Como consecuencia de los cortocircuitos,aperturas de interruptores en la red y determi-nadas condiciones de operación, se producenoscilaciones de potencia, debido a la rupturadel equilibrio generación-carga existente antesde la perturbación.
Se entra en un período transitorio, en el quelos generadores, mediante sus reguladores decarga y de tensión, tienden a adaptarse alnuevo estado de equilibrio.
La forma típica de la oscilación de tensión,
TTensión
VVr
tr
Tiempo
Vr: Tensión de ajuste del relétr: Tiempo de ajuste del reléV: Tensión mínima alcanzadaT: Período de la oscilación
Figura 50. Oscilacionesde tensión
durante este fenómeno, viene representada enla figura 50.
La oscilación de potencia entre dos puntospuede llevar a una situación de pérdida de sin-cronismo.
El momento de inercia PD2 del conjunto turbi-na-alternador juega aquí un papel muy impor-tante. Desde este punto de vista, podemosclasificar los grupos generadores:
• Grupos A y B: PD2 bajo• Grupos C y D: PD2 alto
La figura 51 muestra la representación gráficade los criterios de estabilidad entre dos puntosde la red A y B. Dependiendo de la topologíay la secuencia de disparos, y aplicando los cri-terios de igualdad de áreas, se obtiene si losdos generadores se mantienen o no en sin-cronismo.
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A B
Va Vb
1800ø
I
II
III
IVPotencia
S2
S1
~ ~
Va • VbP = _____________ • sen øX
I. Período de falta. Interruptores A y B cerrados.
II. Período de falta. Interruptor A abierto.
III. Régimen estable después de abrir A y B.
IV. Régimen estable antes de la falta.
Figura 51: Diagrama de las áreas
En una condición de pérdida de sincronismo,el centro eléctrico es el punto del sistema en elque la tensión pasa por cero, para cada ciclode oscilación. Si el centro eléctrico se encuen-tra dentro de la central (de bornas de alta deltransformador hacia el grupo), es probableque el grupo esté fuera de sincronismo res-pecto del resto del sistema. Si el centro estáfuera de la central, la condición de pérdida deestabilidad se sitúa probablemente entrevarios generadores y/o distintas áreas. Abrir lared en ese punto puede provocar que el cen-tro eléctrico se traslade a otro.
El criterio deseable en grupos grandesdebe ser el de mantenerse ante oscilacio-
nes de potencia que no impliquen pérdidade sincronismo, disparando sólo en casocontrario o si existe peligro para el grupoo el transformador. Por tener un PD2 eleva-do, los generadores de polos salientes(hidráulicos), grupos C y D, pierden sincronis-mo muy difícilmente. Por ello, permanecenconectados a la red, favoreciendo así la esta-bilidad del sistema.
Los alternadores de los Grupos A y Bdeberán incorporar una protección espe-cífica de pérdida de estabilidad, siendorecomendable para los del Grupo C.
Si la impedancia vista por el relé de pérdida desincronismo atraviesa, por encima de un cier-to tiempo (típico>50 ms), las zonas formadaspor las unidades de medida, la proteccióndará disparo. Para facilitar la reposición,se recomienda disparar el interruptor dealta y quedar sobre auxiliares, si la centralestá diseñada para ello.
En caso contrario, el regulador de carga deturbina y el de tensión del alternador se posi-cionarán para un nuevo ciclo de arranque.
Se podrá ajustar el número de oscilacionesnecesarias para dar el disparo, aunque, enprincipio, se considera más favorable eldisparo desde el primer deslizamientopolar.
En cada caso, se calcularán los ajustesde la protección de pérdida de estabilidadpara sus valores resistivos, así como lostemporizadores asociados.
Como criterio general, se tomará el alcan-ce reactivo hasta la mitad de la línea máscorta que parta de la central en estudio.
En caso de pérdida de sincronismo debido ala falta de excitación de un alternador, será lapropia protección de pérdida de excita-ción (40) la encargada de separar de la red elalternador en defecto. Se debe temporizarsu característica externa, para evitar dis-paros con penduleos recuperables.
Esta protección puede disponer de una alar-ma para informar al operador de una situaciónde baja excitación, que puede perjudicar a lamáquina u originar inestabilidad. Ello le permi-tirá intentar corregir dicha situación, antes deque desconecte la máquina. Se considera lamejor solución equipar el regulador de tensióndel alternador con el correspondiente elemen-to limitador de mínima excitación, o de ángulopolar, con la correspondiente alarma de fun-cionamiento.
Debido a la evolución de las redes de trans-porte, grandes grupos generadores y regula-dores de tensión, el centro eléctrico en unpenduleo se ha desplazado habitualmente dela red de transporte a las centrales. En con-creto, al transformador de grupo o al propiogenerador.
Por ello, actualmente no se considera, enla red, el disparo ante pérdida de estabili-dad, en ninguna de sus modalidades: ni partirla red en subsistemas capaces de operar deforma autónoma, ni disparar la línea o trans-formador en el que se encuentra el centroeléctrico.
Los relés de mínima tensión, de sobrein-tensidad y de distancia son sensibles alfenómeno de oscilación. Por ello, debentomarse las medidas oportunas para evi-tar su disparo, con temporización de suactuación los primeros, y con unidades espe-cíficas de bloqueo los relés de distancia.
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5. Mínima tensión
En este apartado, se trata, exclusivamente, elfenómeno de huecos de tensión producidospor los cortocircuitos.
Los cortocircuitos en la red provocan huecosde tensión, que afectan a los motores de losservicios auxiliares de las centrales.
Para el caso de Centrales Térmicas congrandes turboalternadores, los estudios deestabilidad darán como resultado unos
tiempos críticos de disparo, para las pro-tecciones del parque y de las líneas queparten de la Central, por debajo de los cua-les no se repercute sobre la generación.
Por tanto, el equipamiento garantizaráque los tiempos de despeje de faltas en lared, incluyendo fallo de disyuntor, seaninferiores a estos tiempos críticos. Deesta forma, el hueco de tensión debido alas mismas, no producirá trastorno algu-
no en los motores de los servicios auxilia-res de la Central.
En el apartado 4.5 del capítulo 2 se descri-ben los requisitos y ajustes recomendadospara las protecciones de mínima tensiónde servicios auxiliares de las centrales.
Por otro lado, en gran parte de la red existenrelés de mínima tensión, para abrir interrup-tores en caso de cero de tensión y agilizar laposterior reposición de servicio. La tempori-zación de estos relés es del orden de 3÷10 s,por lo que no existe problema de coordi-nación ante cortocircuitos.
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6. Sobretensión
Las sobretensiones en el sistema pueden ser:
• transitorias rápidas, de maniobra o de ori-gen atmosférico.
• de régimen permanente, por defectos deregulación en las centrales o por manio-bras anómalas de reposición de la red.
Los relés de sobretensión deben ajustar-se por encima de la máxima sobretensiónposible, durante tiempo limitado, en ope-ración que se considere normal.
En centrales se utilizan relés de sobretensióncon dos escalones de actuación. El primero esinstantáneo, y se ajusta aproximadamente a1,4 veces la tensión nominal. El segundo seajusta entre 1,10 y 1,20 veces la tensión máxi-ma de servicio, y puede ser de tiempo fijo o decaracterística de tiempo inverso.
Según se indica en el apartado 5.4 del capítu-lo 2, la protección contra sobreexcitación(alta relación V/Hz) debe coordinar suactuación con la protección de sobreten-sión del generador. No es una protecciónalternativa ante sobretensiones, al no aseguraren todos los casos la detección del fenómeno(por ejemplo, sobretensiones consecuencia deun incremento en la frecuencia).
En las líneas pueden existir relés de sobreten-sión. Su misión es actuar ante sobretensionesen régimen permanente, para evitar, tantoposibles daños al material, como una evolu-ción de la perturbación. El ajuste típico de suunidad de disparo es de 1,2 veces la tensiónnominal, temporizada a 1 s, con característicade tiempo independiente o inverso. Puedendisponer de una unidad de alarma, con ajustetípico de 1,15 veces la tensión nominal.
7. Asimetrías
La rotura de un conductor, así como el falso cie-rre de un polo de un disyuntor ó seccionador,supone un desequilibrio de carga entre fases,que puede causar graves calentamientos en lasuperficie del rotor, especialmente en los pasa-dores de apriete de los paquetes de chapa y enlos zunchos metálicos de los extremos.
Estas condiciones aparecen también en lasfaltas a tierra y en cortocircuitos bifásicos.Pero, en estos casos, la magnitud de lacorriente es superior a la nominal, y el defectoes aislado rápidamente por otros relés.
Los reenganches monofásicos de líneas,durante el tiempo en el que se mantiene elpolo abierto, también producen una situacióndesequilibrada que genera intensidades desecuencia inversa y homopolar en el sistema.
Los interruptores con mando unipolardeben disponer de relé de discordanciade polos, duplicado en líneas cercanas acentrales de los grupos A y B. El ajustedebe ser el menor posible, siendo valoresrecomendados:
• Líneas con reenganche monofásico (Reenganche en 1s): 1,8 s
• Resto de interruptores: 0,5s
Véase la protección de generadores con-tra cargas desequilibradas en el capítulo 2,apartado 4.2. Esta protección no deberáactuar en las faltas y reenganches mono-
fásicos que se produzcan en la red exter-na. Tampoco debe hacerlo antes que losrelés de discordancia de polos.
Tal como se indica en el capítulo 2, en gene-radores del grupo A se recomienda dupli-car la protección contra cargas desequili-bradas.
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8. Variaciones de frecuencia
El fenómeno de variación de frecuencia esconsecuencia de la aparición de un desequili-brio generación - consumo en el sistema.
Las pequeñas variaciones de frecuencia soncorregidas por el estatismo de los reguladoresde carga de los generadores, que se adapta-rán a la nueva carga.
Las protecciones son necesarias para pertur-baciones ante las cuales la regulación primariano sea capaz de responder adecuadamente.
Ante circunstancias de mínima frecuen-cia, la protección principal está en la red,que deberá disponer de relés de frecuen-cia con diversos escalones de disparo decargas, en función de la magnitud debajada de frecuencia.
El objetivo del deslastre de cargas es larecuperación de la frecuencia nominal. Eldeslastre debe ser, en lo posible, funciónde la caída de frecuencia. Debe estarcoordinado dentro del sistema que se con-sidera interconectado ante este fenómeno. Eneste caso, el sistema peninsular español.
Los valores actuales establecidos son:
• 49,5 Hz desconexión 50% bombeo• 49,3 Hz desconexión 50% bombeo• 49 Hz desconexión 15% carga• 48,7 Hz desconexión 15% carga• 48,4 Hz desconexión 10% carga• 48 Hz desconexión 10% carga
En centrales hidráulicas pueden existir relés demínima y/o sobrefrecuencia, para protegercargas próximas que puedan quedar en islacon ellas. Estos sistemas no se consideranintegrados en el plan de deslastre.
La protección de apoyo, ante circunstan-cias de mínima frecuencia, es la de lospropios grupos. Está basada en relés demínima frecuencia, temporizados, que habi-tualmente dan disparo al grupo. El objetivode estos relés es guardar la integridad delos equipos y la seguridad de la central. Almismo tiempo, deben evitar el disparoante situaciones recuperables, lo cual escompatible habitualmente con los requisitosde integridad y seguridad citados. Se reco-mienda cuidar el diseño del esquema de pro-tección de mínima frecuencia, para asegurar:
• a) la cobertura ante el no disparo y/o dis-paro intempestivo de los relés, y
• b) el funcionamiento adecuado de éstos.
Habitualmente, los generadores térmicos llevanprotección de mínima frecuencia para protegerla turbina. Los generadores con turbina de gastienen mayor capacidad de funcionamiento abajas frecuencias que los de vapor, por su sis-tema de control de combustible. Por tanto, susrelés de mínima frecuencia, dentro de unamisma zona, pueden ajustarse más bajos.
Los servicios auxiliares de centrales nuclearesrequieren relés de mínima frecuencia para laseguridad de los procesos. El ajuste de fre-
cuencia mínima admisible variará, en función deque el reactor sea de agua a presión o en ebu-llición. Los grupos térmicos convencionales nosuelen disponer de relés de mínima frecuenciaen servicios auxiliares, protegiéndose los moto-res con relés térmicos o de sobrecarga.
Debe existir coordinación entre los regula-dores de grupos, los relés de deslastre decargas y las protecciones de mínima fre-cuencia de grupos. En principio, los distintosrequisitos en cada ámbito permiten una buenacoordinación. En concreto, el ajuste de losrelés de mínima frecuencia, para protección deturbinas, es muy superior a los transitorios dered (Ejemplo: 48 Hz - 0,1min). No obstante, lacoordinación es sensible a la velocidad decaída de la frecuencia. En grandes perturba-ciones, será difícil evitar el funcionamiento“simultáneo” de reguladores y deslastres.
Los relés de mínima frecuencia deben serinsensibles a oscilaciones de potencia y asituaciones de mínima tensión. En general, nohabrá problema de coordinación con los relésde sobreexcitación (alta relación V/Hz), pues
no suele producirse este fenómeno en lasbajadas de frecuencia.
En cuanto a la sobrefrecuencia, ocurre cuandohay exceso de generación.
En puntos singulares del sistema, existenlógicas de teledisparo de grupos antepérdida parcial de sus vías de evacua-ción. Son medidas preventivas para evitarsituaciones locales de sobrefrecuencia, queconllevarían pérdidas mayores de generación.
Los grupos térmicos no suelen estar equipa-dos con relés de sobrefrecuencia para protec-ción de la turbina. Habitualmente, sí lo estánlos grupos hidráulicos, al poder alcanzar velo-cidades altas en un rechazo de carga.
Generalmente, los ajustes de los relés desobrefrecuencia son muy superiores a lostransitorios de red. Los ajustes deben asegu-rar el no disparo ante condiciones recupe-rables, tales como transitorios tras un deslastrede cargas o durante un teledisparo de grupos.
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9. Instalaciones existentes
Sería deseable adecuarlas a los criterios defi-nidos en este documento.
No obstante, hay aspectos cuyo cumplimien-to puede ser problemático, o exigir una alta
inversión.
En cada caso, debe evaluarse la magnitud dela adecuación en relación con los riesgos asu-midos.
10. Metodología de los estudios que identifican las condicionescríticas de despeje de defectos
10.1. Preliminar
Las protecciones de los diversos elementosde los sistemas eléctricos están diseñadaspara eliminar los defectos que pudieran apare-cer en cualquiera de ellos.
La aparición de defectos eléctricos en el siste-ma, junto con las maniobras ordenadas por
los sistemas de protección para su aislamien-to, originan efectos dinámicos en los genera-dores, que se traducen en oscilaciones de lasdiferentes magnitudes eléctricas, mantenidasaun después de despejar los mismos.
Incluso, estas condiciones de perturbaciónpodrían llegar, en los casos más graves, adesencadenar la pérdida de los propios gru-
pos generadores y/o la desconexión de por-ciones significativas de mercado.
En consecuencia, las protecciones de los dife-rentes elementos del sistema deberían tratarde ofrecer unas condiciones de despeje dedefectos (tiempo de respuesta y selectividad),que tiendan a evitar las posibles consecuen-cias graves, descritas anteriormente.
Determinar los requisitos de las condiciones enque deben actuar las protecciones de cada unode los elementos del sistema, exige un conoci-miento profundo de los efectos dinámicos men-cionados, sobre generadores y cargas.
Por tanto, la metodología que a continuaciónse propone plantea, ordenadamente, identifi-car, para cada elemento del sistema:
• a) las condiciones de despeje de defectosque no tienen repercusión alguna sobregrupos generadores o mercado (condicio-nes ideales), y
• b) identificar las consecuencias que podrían implicar otras condiciones menosexigentes de eliminación.
Con este planteamiento, se trata de proporcio-nar toda la información necesaria que permitavalorar adecuadamente la relación coste-bene-ficio asociada a la garantía de las condicionesde despeje ideales, frente a otras posibles.
El desarrollo de esta metodología está encua-drado en el marco definido por los apartadosanteriores de este capítulo, y, en su prepara-ción, se han contemplado los principales crite-rios de protección planteados.
La metodología propuesta admite posiblesrevisiones posteriores, basadas en la expe-riencia obtenida de su aplicación.
10.2. Objetivo
El objetivo de este tipo de estudios es identifi-car las condiciones ideales de eliminación de
defectos (tiempo de despeje y selectividad), enlos diferentes elementos de la red de una zonageográfica concreta. Condiciones que, frentea un defecto de gran severidad (trifásico fran-co a tierra) localizado en ellos, evitan cualquiertipo de repercusión sobre el sistema.
Además, se proporcionará información decómo repercutirían, sobre el sistema eléctrico,unas condiciones menos exigentes de despe-je: mediante disparos de grupos generadores,pérdidas de mercado, posible separación delsistema peninsular del resto de la UCPTE pordisparo de líneas de interconexión, etc. Así, seestudiarán tiempos de eliminación de faltassuperiores a los tiempos ideales determina-dos, y, en cada caso, se identificarán lasrepercusiones mencionadas anteriormente.
Estos estudios, aplicados al sistema eléctricode un área geográfica concreta, o, de formaglobal, al sistema eléctrico español, permitiráidentificar las zonas prioritarias. En una faseposterior, se podrán analizar, de forma especí-fica en cada área, faltas de naturaleza menossevera (trifásicas con impedancia de puesta atierra, bifásicas francas a tierra, monofásicas atierra, etc.). Con ello, se aportará informaciónpara poder evaluar la relación coste-beneficioasociada a la reducción de los tiempos dedespeje, tomando como base las probabilida-des de que se originen faltas con un determi-nado nivel de severidad.
La metodología desarrollada no contemplaanalizar la actuación del reenganche de líneas.
10.3. Alcance
En un sistema eléctrico se distinguen diferen-tes elementos: embarrados, líneas, transfor-madores y reactancias.
Sin embargo, bajo el punto de vista de evaluarlos efectos de las condiciones de despeje dedefectos, se pueden restringir los análisis, enuna primera fase, a los embarrados.
En efecto, las líneas interconectarán siempre82
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embarrados, por lo que sus condiciones dedespeje van a estar directamente ligadas a lascorrespondientes a sus embarrados extremos(condicionadas al extremo más exigente). Porsu lado, los transformadores estarán igual-mente condicionados por los requisitos de losembarrados que interconectan. Finalmente, ypara las reactancias, cabe indicar que suscondiciones de despeje estarán directamenterelacionadas con las correspondientes alembarrado al que están conectadas.
Bajo el punto de vista del nivel de tensión delos elementos de red, los análisis de la red deuna zona deberán aplicarse, fundamentalmen-te, en los niveles de transporte: 400 y 220 kV.
En el nivel de 400 kV evacúan normalmente losgrupos de gran potencia (nucleares y térmicosconvencionales, en general). En la red de 220kV, aparte de evacuar otros grupos generadoresdel área, se concentran importantes centros detransformación, de alimentación a mercado.
Además, en casos muy concretos, será nece-sario extender la aplicación a embarrados delos niveles inferiores de tensión (110/132 kV),localizados en zonas con gran concentraciónde producción y/o consumo.
10.4. Bases del estudio
10.4.1. Planteamiento sistemático
La metodología persigue un planteamientosistemático que permita:
• a) identificar, para cada embarrado de unárea geográfica concreta, las condicionesde despeje que evitan cualquier tipo derepercusión sobre el sistema eléctrico(condiciones ideales de despeje), y
• b) conocer los efectos asociados a otrascondiciones de despeje menos exigentes.
Por tanto, este planteamiento implica analizarsecuencialmente condiciones cada vez másexigentes (menores tiempos de despeje y
mayores niveles de selectividad) de elimina-ción, aplicadas a los diferentes embarrados.
Tras analizar una determinada condición dedespeje, estudiar una nueva condición másexigente para cada embarrado queda condi-cionado a las repercusiones detectadas sobreel sistema peninsular, en el análisis previo rea-lizado. De este modo, se reduce sucesiva-mente el conjunto de embarrados sobre el quevan analizándose las diferentes condicionesde despeje. Así, hasta llegar a identificar, paracada embarrado, las condiciones en las que elplanteamiento de defectos no repercute sobreel sistema eléctrico.
10.4.2. Actuación de protecciones
10.4.2.1. Formas de eliminación de defectos
Con carácter general, se pueden distinguir tresposibles formas de eliminación de defectos:
A) Por actuación de las protecciones loca-les principales:
En este caso, el despeje se produce en untiempo muy corto (en general, instantá-neo), y con total selectividad.
B) Por actuación de las protecciones deapoyo local:
Despejar defectos por protecciones deapoyo local (fallos de interruptor, acopla-mientos, ...) implica:
a) un retraso en esta actuación, nece-sario para coordinar adecuadamente estas protecciones con las principales, y
b) la posible extensión de las órdenes de disparo a un número de elementos supe-rior al mínimo estrictamente exigido (reducción de la selectividad).
C) Por actuación de las protecciones deapoyo remoto:
En este caso, el despeje siempre se producirá en un tiempo aún máslargo. Por razones de coordinación,éste será, normalmente, igual o mayor que el tiempo de actuación en segunda zona, y llevará asociado, en general, desconectar un número mayor de elementos (despeje no selectivo).
Relacionado con lo anterior, cabe destacarque, frente a un despeje normal de un defectopor las protecciones locales principales, plan-tear una hipótesis de fallo de interruptor oca-sionará un retraso en la eliminación. También,en general, implicará perder un número mayorde elementos, al necesitar que actúe:
a) localmente, la protección específica defallo de interruptor, si existe, o
b) las protecciones de las subestacionesadyacentes, en apoyo remoto (segundas oterceras zonas).
Igualmente, un fallo de las protecciones loca-les, si no están duplicadas, obliga a eliminar eldefecto por las protecciones de apoyo. Seretrasa, así, el instante de despeje, y, en gene-ral, se pierde selectividad.
10.4.2.2. Tiempos de eliminación asocia-dos a los diferentes sistemas de protección
En el apartado 3.2 de este capítulo, sobre“Definición de conceptos”, se define el tiempode eliminación de faltas, y se fijan sus valorestípicos en función de los distintos sistemas deprotección.
Se recuerdan aquí dichos valores:
• 80 / 120 ms, con protecciones instantá-neas (sin temporización voluntaria) sin /con comunicación
• 250 a 350 ms, con protección de fallo deinterruptor
• 400 a 600 ms, con disparos en segunda
zona (distancia, subimpedancia)• 0.9 a 1.3 seg, con disparos en tercera
zona (distancia, subimpedancia)• según curva de tiempo, con protecciones
con dicha característica (en general, pro-tecciones de sobreintensidad de tiempodependiente)
10.4.3. Comportamiento del sistema eléctrico
Sobre cómo repercuten las faltas en la evolu-ción del sistema eléctrico, se pueden realizarlas siguientes afirmaciones:
A) Comportamiento de los grupos genera-dores:
•Condicionantes asociados al mantenimientodel sincronismo
La presencia, durante tiempos largos, de cor-tocircuitos severos, en embarrados eléctrica-mente próximos a la evacuación de gruposgeneradores, puede provocar el disparo de losmismos, por pérdida de sincronismo y emba-lamiento.
De forma particular, la existencia, o no, de unsistema de reducción rápida de carga en tur-bina (fast-valving), influye mucho en la res-puesta de los grupos térmicos, frente a estetipo de contingencias.
Los efectos de la pérdida de sincronismo degrupos generadores, y su consecuente dispa-ro, se manifiestan, en mayor o menor medida,sobre el conjunto del sistema eléctrico, en fun-ción del valor de la potencia generada por elgrupo o grupos afectados. En este sentido,habrá que evitar, en lo posible, la pérdida desincronismo de:
a) grupos de gran potencia unitaria, y
b) conjuntos de grupos que constituyenzonas con importante concentración degeneración.
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• Requisitos de la alimentación a los serviciosauxiliares
‘Huecos’ de tensión relativamente profundos yde cierta duración, registrados en los emba-rrados de alimentación a los servicios auxilia-res de las centrales, pueden llegar a desenca-denar la parada de éstas,
a) al actuar las protecciones de mínimatensión, o
b) al desconectar directamente ciertosmotores, bajo estas condiciones.
Podría indicarse algo similar cuando descien-de significativamente la frecuencia del sistema.
Los valores de tensión y frecuencia que losservicios auxiliares admiten, encuentran limi-taciones especiales en los grupos nucleares,donde, por su normativa específica, se apli-can criterios más restrictivos (ajuste y tem-porización).
Por tanto, bajo este punto de vista, los corto-circuitos severos, tanto los localizados en elnivel de evacuación de una central nuclear(400 kV, normalmente) y mantenidos durantetiempos largos, como los localizados en lasredes de 220 y 110/132 kV eléctricamentepróximas, pueden conducir a situaciones quedesencadenen la parada de estas plantas.Esto puede suponer, si varias unidades des-conectan simultáneamente, una contingenciamuy grave para el sistema eléctrico.
En este sentido, se utilizarán como referencialos resultados de los trabajos del ProyectoESCENRED, cuyo objetivo principal es:
a) identificar los puntos vulnerables del sis-tema eléctrico que pudieran influir negati-vamente sobre la operación de cada unade las plantas nucleares españolas, y
b) optimizar al máximo la coordinaciónentre los sistemas de protección de lascentrales nucleares y de la red de altatensión.
B) Continuidad del servicio:
En ciertas condiciones, cortocircuitos severos,próximos a subestaciones con centros detransformación que alimentan mercadosimportantes, pueden originar pérdidas rele-vantes de carga. Éstas, además, puedenintroducir fuertes desequilibrios en el balancegeneración-demanda del sistema.
Los efectos de estas contingencias serán fun-ción de la concentración de:
• a) centros de transformación, y
• b) la sensibilidad que presenten las cargasfrente a variaciones significativas en la ten-sión y/o la frecuencia del sistema.
C) Interconexión con el resto del SistemaUCPTE
En las perturbaciones con consecuencias másgraves, pueden llegar a actuar los relés de pér-dida de sincronismo (DRS), instalados en laslíneas de interconexión con Francia.
El sistema eléctrico francés, unido al resto delsistema europeo interconectado, presta unapoyo importante frente a perturbaciones seve-ras en el sistema eléctrico peninsular. Por loque mantener esta interconexión en condicio-nes de gran perturbación es de especial interés.
10.4.4. Clasificación de loselementos de la red
Según todo lo expresado anteriormente, sepuede indicar que el equipamiento de protec-ciones debería intentar proporcionar, en elmayor número de elementos posible, e inclusocon fallo simple, unas determinadas condicio-nes de despeje, en tiempo de eliminación y nivelde selectividad. Estas condiciones garantizaríanel comportamiento adecuado del sistema bajoel punto de vista, tanto de la estabilidad, comodel mantenimiento de: la generación, la alimen-tación a los mercados, y la interconexión delsistema peninsular con el resto de la UCPTE.
Con estas premisas, y según lo indicado, cabedistinguir dos grupos de embarrados en elconjunto de subestaciones de un área geo-gráfica concreta, en función de los requisitosde actuación de sus protecciones:
1) Embarrados no críticos: aquéllos en losque un defecto en el propio embarrado, oen uno cualquiera de sus circuitos de sali-da, despejado por las protecciones deapoyo remoto en tiempos típicos desegunda zona (500 ms), no repercutesobre el sistema peninsular.
2) Embarrados críticos: aquéllos en los queel despeje de un defecto por proteccionesde apoyo remoto, en tiempos típicos desegunda zona (500 ms), podría repercutirsobre el sistema.
Dentro de este último tipo de embarrados,podrían distinguirse varios subgrupos, enfunción de las condiciones de despeje enlas que ya no se observarían repercusiones.
En un principio, se evaluarán las condicionespara despejar defectos, sin tener en cuenta latopología y/o la configuración concreta de lassubestaciones. En una fase posterior, paratodas las subestaciones que hayan resultadocríticas, y para una serie de topologías y/oconfiguraciones concretas de subestacionesno críticas, será necesario aplicar un segundoanálisis más detallado.
10.5. Planteamiento del estudio
En los elementos de una zona geográfica con-creta, las condiciones de despeje se analiza-rán por etapas, mediante la simulación diná-mica de contingencias de cortocircuito.
En una primera fase, en la que no se tendrá encuenta la topología de las subestaciones, seanalizará cómo repercute despejar faltas porlas protecciones de apoyo remoto en tiempostípicos de segunda zona (500 ms).
Posteriormente, en una segunda fase, donde
no sea admisible eliminar por protecciones deapoyo en tiempo típico de segunda zona, seestudiará cómo repercute despejar por lasprotecciones de apoyo local. Ello, consideran-do la topología concreta de la subestación. Seidentificarán, en última instancia, los tiemposconcretos que evitarían cualquier tipo derepercusión sobre el sistema (condiciones ideales de despeje).
Paralelamente, donde sea admisible despejarpor protecciones de apoyo remoto en tiempostípicos de segunda zona (500 ms), se estudia-rán los efectos de condiciones muy específi-cas de eliminación, que pudieran ser menosfavorables. Por ejemplo, por protecciones deapoyo de transformadores y despejes en ter-cera zona. También se considerará la topolo-gía concreta de la subestación.
La figura 52 ilustra el planteamiento sistemáti-co para realizar estas simulaciones dinámicas.
10.5.1. Primera fase: Análisis general
Como primer paso, se plantea la simulaciónde cortocircuitos trifásicos francos en barras,alimentados desde todas las posicionesdurante el tiempo típico de despeje de defec-tos en segunda zona (0.5 seg: valor centraldel rango típico de tiempos de despeje ensegunda zona, apartado 10.4.2.2 de estecapítulo).
Opcionalmente, podrá abordarse un procesoprevio para clasificar los perfiles de los huecosde tensión asociados a los cortocircuitos. Deesta forma, se establecerá, para cada nivel detensión, una clasificación de los nudos de lazona bajo estudio. Dicha clasificación se haráen función de los valores de tensión que, confalta en el nudo, se presentan en:
• a) barras de generación de los diferentesgrupos generadores (nucleares, térmicosconvencionales, y emplazamientos hidráu-licos con importante concentración depotencia), y
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• b) embarrados de subestaciones relevan-tes de alimentación a mercado.
En estas clasificaciones, las subestacionesaparecerán ordenadas de menores a mayoresvalores de tensión.
Estas listas ordenadas de subestaciones sepodrán utilizar como guía para determinar lasecuencia más idónea de las simulacionesdinámicas. Así, se comenzará por aquellassubestaciones que presentan las mayores exi-gencias de despeje de defectos. Tras realizarlas simulaciones dinámicas, se establecerá yauna primera clasificación de embarrados críti-cos y no críticos.
Sobre el conjunto de los embarrados identifi-cados como críticos, se deberán plantearsimulaciones adicionales. Ello, hasta conocerlas condiciones de despeje en las que cual-quier defecto, para dichos embarrados, norepercuta sobre el sistema peninsular.
Se plantearán estas simulaciones de maneraescalonada, con unas condiciones de despe-je cada vez más exigentes, hasta que en cadaembarrado se consiga identificar las condicio-nes ideales, descritas anteriormente.
De forma concreta, se han establecido estos‘escalones’:
•Despeje por protecciones de apoyoremoto, considerando un tiempo reducidode eliminación en segunda zona (400 ms:extremo inferior del rango típico de tiemposde despeje en segunda zona, apartado10.4.2.2 de este capítulo).
•Despeje por protecciones de apoyo local-fallo de interruptor-, en tiempo típico (300ms: valor central del rango típico de tiem-pos de eliminación por protección de fallode interruptor, apartado 10.4.2.2).
•Cálculo del tiempo máximo de despejepor protecciones de apoyo local -fallo deinterruptor-, en pasos discretos de 50 ms,a partir del correspondiente al tiempo típi-
co de eliminación por protección de fallode interruptor, y disminuyendo este valorhasta que no se produzcan incidenciassobre el sistema.
El proceso anterior se ilustra en la figura 52.Tras realizar cada uno de los escalones, elconjunto de embarrados a analizar en elsiguiente se limita a aquéllos donde la condi-ción de despeje evaluada ha provocado algu-na repercusión en el sistema peninsular. Deeste modo, se consigue, sistemáticamente,reducir el número de simulaciones dinámicas arealizar.
Los dos últimos escalones planteados, en losque actúan las protecciones de apoyo local,exigen considerar la topología concreta de lasubestación, y forman parte, por ello, del apar-tado que se incluye a continuación.
10.5.2. Segunda fase: Consideraciónde la topología de red
Tras finalizar la primera fase, y con los resulta-dos aportados por ésta, se simularán situacio-nes de despeje, condicionadas por la topolo-gía particular de las subestaciones.
Los embarrados críticos (ver apartado 10.4.4de este capítulo) son aquéllos que, para evitarrepercusiones sobre el sistema, exigen condi-ciones más restrictivas de despeje que lasproporcionadas por las protecciones de apoyoremoto en tiempo típico de segunda zona. Enel conjunto de estos embarrados se analizarácómo repercute despejar por la actuación delas protecciones de fallo de interruptor.
Además, en el conjunto de embarrados críticoshabrá que estudiar, los casos específicos de:
• Subestaciones de doble barra con acopla-miento
El objetivo será analizar la influencia de laactuación de la protección del acoplamien-to bajo el punto de vista, tanto de los tiem-pos para despejar defectos, como del
mayor/menor grado de selectividad enesta actuación.
• Subestaciones de interruptor y medio, ysubestaciones en anillo
Se analizará la necesidad, o no, de incor-porar teledisparo a los extremos remotosde los circuitos incidentes en la subesta-ción, caso de actuar la protección de fallode interruptor.
Por su parte, los embarrados no críticos (verapartado 10.4.4. de este capítulo) son aqué-
llos en que las condiciones para despejardefectos por protecciones de apoyo remoto,con ajuste típico de segunda zona -500 ms-,no provocan incidencias en el sistema. En elconjunto de ellos, habrá que estudiar, entreotros, los siguientes casos:
• Subestaciones con circuitos de salida atransformador
En este caso concreto, y en función del tipode protección del transformador, el tiempode despeje por apoyo remoto será, en gene-ral, más elevado que el típico de actuación
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NO
NO
NO
SI
SI
SI
2 ª FASE
ANALISIS TOPOLOGICO
1 ª FASE
ANALISIS GENERAL
DESPEJE 2ª ZONA
DESPEJE FALLO INTERRUPTOR
ANALISIS CONDICIONES
DESPEJE DE DEFECTOS
C.D.D.≥ 500 ms
C.D.D.≥ 400 ms
C.D.D.≥ 300 ms
NUDOSNO
CRITICOS
NUDOSCRITICOSNIVEL C
NUDOSCRITICOSNIVEL B
CALCULO TIEMPO MAXIMO
FALLO INTERRUPTOR
NUDOS CRITICOS
NIVEL A
DESPEJE3ª ZONA
ANTICIPOACOPLAMIENTO
BARRAS
DESPEJEAPOYO TRAFOS
TELEDISPAROFALLO
INTERRUPTOR
Figura 52
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en segunda zona (0.5 s). Estas subestacio-nes, aun siendo no críticas para las hipótesisde tiempo de despeje de 500 ms, puedenrequerir, sin embargo, un tiempo máximoadmisible para que actúe la protección deltransformador en función de apoyo. Talesrequisitos pueden llegar a condicionar laelección del modelo y ajuste del relé, o inclu-so, el tipo concreto de protección.
Se analizará, por ello, cómo influye el tiem-po en que actúa la protección de apoyoremoto del transformador, contemplándose:
a) las propias protecciones (relés desobreintensidad con características inver-sas, en general), o
b) relés de tiempo fijo con ajustes superio-res al tiempo típico de despeje en segundazona (0.8, 1 s).
• Despejes de defectos en tercera zona
Se analizarán los posibles efectos desfavo-rables asociados a las hipótesis de falloque exijan despejar el defecto por actua-ción de terceras zonas de líneas. Parasimular estas hipótesis de fallo, no se con-templarán criterios fijos de despeje (tiem-pos de actuación de protecciones y selec-tividad). En su lugar, se incorporaránmodelos que representen, con la mayorfidelidad posible, cómo actúan las protec-ciones reales de apoyo implicadas.
10.6. Hipótesis y datos de entrada
10.6.1. Repartos de cargas base
Los estudios de simulación dinámica se debenaplicar sobre unos ficheros de reparto de car-gas, que reflejen las condiciones normales deexplotación del sistema eléctrico nacional, yque cuenten con un nivel de representaciónadecuado para el tipo de análisis que se pre-tende realizar.
Por todo ello, se propone tomar como baselos dos ficheros de reparto de cargas delProyecto ESCENRED, que proceden de doscasos concretos del sistema de tiempo real:punta de invierno (19 horas del día 23/1/1992)y valle de verano (5 horas del día 5/8/1991).Se han actualizado estos ficheros, incorporan-do todas las instalaciones de la red de trans-porte que han entrado en servicio desdeentonces hasta la fecha actual.
En el caso concreto del escenario de valle, seanalizarán los descargos existentes, y seincorporarán los cambios necesarios para queel caso sea verdaderamente representativo deuna condición de red tipo, en situación devalle.
En estos mismos casos, se han representadolas redes de los sistemas externos interconec-tados, Francia y Portugal, de forma detallada.Se ha incluído la representación de la interco-nexión de la red francesa con el resto del sis-tema UCPTE, mediante un equivalente pro-porcionado por EDF.
Sobre estos ficheros de reparto de cargas, seestán incorporando, a través del ProyectoESCENRED, las representaciones de los servi-cios auxiliares de las centrales nuclearespeninsulares, así como las redes de tensionesinferiores (110-132 kV) asociadas a las fuentesde alimentación alternativa de estas centrales.
En los dos ficheros de reparto de cargas, secontemplarán unos valores de intercambio depotencia con Francia, acordes con los contra-tos firmados.
10.6.2. Comportamiento dinámicode grupos generadores
Para los grupos generadores, y reguladoresasociados, se utilizarán los modelos y datosdinámicos contenidos en la Base de DatosDinámicos del Grupo GESTA.
Esta Base de Datos incorpora, gracias a losdatos aportados por el Proyecto ESCENRED,
unos modelos muy detallados de todas las cen-trales nucleares españolas, que, en la mayorparte de los casos, el usuario ha tenido quedesarrollar específicamente. Los modelos de losreguladores de velocidad de estos grupos con-templan la existencia de sistemas de reducciónde carga en turbina, frente a embalamientos.
En este sentido, hay que recordar la graninfluencia de estos sistemas en la respuestade los grupos frente a cortocircuitos próximos,como ya se indicó en el apartado 10.4.3. A) deeste capítulo. Por ello, el modelado de los gru-pos térmicos clásicos que dispongan de estesistema deberá incorporar también su repre-sentación de manera adecuada.
Con carácter general, se supervisarán en elestudio las magnitudes controladas por losprincipales dispositivos de protección instala-dos en los grupos generadores, y que puedenllegar a provocar su desconexión de la red. Enel caso concreto de las centrales nucleares,estas magnitudes se contrastarán con losajustes de protecciones, recopilados a travésdel Proyecto ESCENRED.
10.6.3. Representación de cómo secomportan las cargas del sistema
Con carácter general, en las cargas se consi-derará una característica global de intensidadconstante para la potencia activa, e impedan-cia constante para la reactiva (IZ).
Se simulará el comportamiento de las cargas deservicios auxiliares de las centrales nucleares,incluyendo modelos específicos: individuales(CMOTOR), para los grandes motores, y másgenerales (CLOAD), para las restantes cargas.
Además, se incorporará un modelo parasupervisar los valores alcanzados por la ten-sión en los nudos con mercado. Así, se podráevaluar, en la medida de lo posible, la exten-sión del mercado en el que podrían desconec-tar abonados, debido a ‘huecos’ de tensión.
10.6.4. Protecciones de la red de transporte
Se simulará cómo se comportan los relés depérdida de sincronismo (DRS), instalados enambos extremos de las líneas de la intercone-xión con Francia, incorporando modelos deusuario.
Con carácter general, se incluirán los modelosde chequeo automático de líneas: RELAY1(comportamiento de relés de distancia concaracterísticas circulares y ajustes típicos), yOSSCAN (detección de posibles condicionesde pérdida de sincronismo).
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Coordinación y Edición del documento: RED ELECTRICAGrafismo: ZEN Comunicación VisualImpresión: GRÁFICAS ARIES
