protecciones digitales modulo ii

DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

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MÓDULO 2

PROTECCIÓN CONVENCIONAL DE SISTEMAS ELÉCTRICOS

INSTRUCTORES: DR. DAVID SEBASTIÁN BALTAZAR DR. GERMÁN ROSAS ORTIZ


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PRESENTACIÓN

Este Diplomado en Protecciones de Sistemas Eléctricos de Potencia es resultado de la inquietud de la Subgerencia de Protección y Medición de la Gerencia Regional de Transmisión Central de la Comisión Federal de Electricidad, así como del trabajo coordinado de dicha entidad y profesores del Posgrado en Ingeniería Eléctrica de la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica del Instituto Politécnico Nacional. El Diplomado ha sido diseñado para ser constituido con una parte teórica y una parte práctica, desarrolladas por el Politécnico y la CFE, respectivamente. En su parte teórica, se han desarrollado cuatro módulos como sigue:

• Modelado de elementos • Protección convencional de sistemas eléctricos • Protecciones digitales • Protocolos de comunicación

En su parte práctica se consideran seis módulos como sigue:

• Manejo y aplicación del ATP Draw y manejo de fallas en formato COMTRADE • Manejo de equipo de prueba para relevadores de protección, TC´s y medición

de impedancias de líneas de transmisión y cálculo de ajuste y pruebas a relevadores de sobrecorriente

• Cálculo de ajuste y pruebas a relevadores de distancia • Cálculo de ajuste y pruebas a relevadores 87b y 87 l • Cálculo de ajuste y pruebas a relevadores de falla de interruptor y 67 n

Este volumen contiene el material básico correspondiente al segundo módulo del diplomado. Se desea que sea una modesta contribución al esfuerzo de capacitación de profesionales técnicos en el área de protección, medición y control de la Comisión Federal de Electricidad, empresa que sigue siendo orgullo de todos los mexicanos


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CONTENIDO

PÁGINA CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN …………………………………………………….......1 CAPÍTULO 2. PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ……………………. 13 CAPÍTULO 3. PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA ………...103 CAPÍTULO 4. PROTECCIÓN DEL GENERADOR …………………………………151 CAPÍTULO 5. PROTECCIÓN DE BARRAS ……………………………………….. 216


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CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN

1.1 INTRODUCCIÓN El sistema de protección de los sistemas de potencia se ha definido como arte y ciencia, ya que para la aplicación de relevadores específicos y sus ajustes, se requiere entender el funcionamiento del sistema de potencia y emplear la experiencia, el ingenio, y la clarividencia del ingeniero en protecciones. Para analizar el comportamiento de los sistemas de potencia, puede ser suficiente la aplicación de la teoría básica para explicar el funcionamiento del sistema ante algunos fenómenos que se presentan como: el cálculo de corrientes y voltajes de cortocircuito, el funcionamiento de los relevadores y transductores, los efectos de las fallas y las sobre tensiones por maniobra en estado estable y transitorio. Actualmente en la planeación y el diseño de los sistemas de potencia, se trata de disminuir la probabilidad de fallas. A pesar de lo anterior, no es económicamente factible intentar proteger el equipo contra todas las fallas; sin embargo, es posible obtener un compromiso económico de los factores que influyen en el diseño y la operación satisfactoria del sistema de protección. La forma de reducir la posibilidad de que se presenten las fallas y mantener la continuidad del servicio, es aislar adecuadamente el equipo, mecánica y eléctricamente, o bien duplicar el equipo y su protección. Generalmente se emplea una combinación de estos dos métodos, además de tratar proteger adecuadamente el equipo mediante diseños adecuados de esquemas de protección. El factor determinante en el diseño de la protección del sistema es, por supuesto, mantener la continuidad del servicio. La disponibilidad de energía eléctrica a los clientes de una compañía, aparece aparentemente en estado permanente, constante en frecuencia, voltaje y normalmente sin distorsiones en las ondas de corriente y voltaje. El sistema eléctrico está todo el tiempo sujeto a perturbaciones que van desde el cambio súbito de carga, fallas originadas por causas naturales ó por fallas de equipos ó humanas. Existen dos causas por las cuales el sistema eléctrico mantiene sus condiciones cuasiestables: una es el gran tamaño de generadores o cargas individuales respecto al tamaño del sistema eléctrico interconectado, y la otra es debida a la acción rápida y correcta de los sistemas de protección por relevadores. La protección por relevadores es la rama de la ingeniería de sistemas de potencia relacionada con los principios de diseño y operación del equipo que detecta condiciones anormales en el sistema eléctrico e inicia acciones correctivas tan pronto como sea posible para regresar el sistema de potencia a un estado normal. La función primordial del sistema de protección es aislar instantáneamente, del resto del sistema, cualquier elemento sujeto a un cortocircuito, o cuando dicho elemento opera en una condición anormal que pueda causar daño o sufra cualquier otro


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fenómeno que altere el estado normal del sistema. Una segunda función de la protección, es proporcionar señalización que ayude al personal a determinar la localización y el tipo de falla. La rapidez de respuesta es una característica esencial de los sistemas de protección por relevadores. Por lo anterior, los esquemas de protección se diseñan para operar sin intervención humana. Las consignas que debe seguir un esquema de protección son las siguientes: diagnosticar correctamente el problema, responder rápidamente, y perturbar lo menos posible al sistema de potencia. Para seguir estos lineamientos, se deben examinar todos los tipos de falla posibles ó condiciones anormales de operación que se puedan presentar en el sistema. Se debe analizar la respuesta requerida del esquema de protección ante cada una de estas condiciones para diseñar los equipos que proporcionen esta respuesta. Además se debe analizar la posibilidad de que el propio esquema de protección falle en su operación y suministrar la función de protección de respaldo para actuar ante esta eventualidad. Estas condiciones hacen que los esquemas de protección en general sean extensos y sofisticados. 1.2 ESTRUCTURA FUNCIONAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA Desde el punto de vista de operación del sistema, este puede considerarse que está formado por tres capas operativas, como se muestra en la figura 1.1

Equipo de Control

Equipo de Protección

Sistema de Potencia

Figura 1.1 Estructura de operación del sistema eléctrico de potencia En el primer nivel se consideran los elementos del sistema eléctrico que se encargan de producir, transmitir y distribuir la energía eléctrica. Después aparece la capa de control que se encarga de mantener la frecuencia y voltaje dentro de una banda deseada en todos los puntos de la red, cuidando la seguridad y economía del sistema completo; esta capa consiste por si misma de un conjunto jerarquizado de elementos locales y centralizados. En la tercera capa aparece el equipo de protección cuyo rasgo distintivo es su velocidad de operación. El equipo de protección actúa para abrir o cerrar interruptores que modifican la estructura del sistema eléctrico, mientras que la capa de control actúa continuamente para modificar variables tales como la frecuencia, el voltaje y los flujos de potencia. Aunque esta distinción tiende a traslaparse con la aplicación de esquemas de


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protección digital y el control computarizado de subestaciones, puede pensarse que en general la acción del equipo de protección conduce al cambio de la topología de la red eléctrica. 1.3 CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA DE POTENCIA La forma en que se interconectan los diversos elementos del sistema tiene un impacto notable sobre el diseño del esquema de protección. Un sistema radial es aquel en que una sola fuente alimenta un conjunto de cargas; este esquema es típico de sistemas de distribución ó un sistema industrial. La construcción de un sistema radial es económica pero poco confiable en el sentido de que la desconexión de la fuente interrumpe el servicio a todos los clientes. Si se abren los principales seccionadores, entonces, se interrumpe la carga conectada después de este dispositivo. Dado que en estos sistemas la corriente solamente fluye en una dirección, la protección de un sistema radial es más sencilla que en un sistema anillado. Además los sistemas radiales generalmente están eléctricamente alejados de las fuentes de generación, por lo tanto, cambios en la generación no provoca grandes variaciones en las corrientes de falla. Un sistema anillado tiene múltiples fuentes y mallas entre las fuentes y las cargas. En estos sistemas se tiene mayor flexibilidad para mantener el servicio a clientes ante fallas, y la pérdida de un generador o línea tiene un impacto limitado sobre la confiabilidad de suministro. Al diseñar esquemas de protección para un sistema anillado se debe tomar cuenta las contribuciones de corrientes de falla que se presentan en distintas direcciones, debida a la existencia de fuentes de generación en distintos puntos de la red. Además, los cambios en la topología de la red y capacidad de generación afecta considerablemente las magnitudes de corriente que contribuyen a la falla. 1.4 ASPECTOS GENERALES DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN El objetivo básico del sistema de protección es desconectar del sistema de potencia el elemento fallado, tan rápido como sea posible, para que el resto del sistema continúe en servicio. Es importante señalar que el término “protección” no indica o implica que el equipo de protección puede prevenir los problemas. Los relevadores de protección sólo actúan después de que ocurre una falla o condición anormal, con suficiente intensidad para permitir su operación. Entonces, el término “protección” no indica prevención, sino más bien, minimizar la duración del problema, daños, y tiempo fuera de servicio del elemento o elementos del sistema involucrados. En la aplicación de relevadores de protección, existen cinco aspectos básicos que se describen a continuación.


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1.4.1 Confiabilidad La confiabilidad de un sistema se refiere al grado de certeza que ofrece un elemento o sistema de operar correctamente, o cumplir satisfactoriamente la función para la cual fue destinado. En el caso de los relevadores, a diferencia de otros equipos, se tiene dos circunstancias en las que pueden dejar de ser confiables: en la primera, pueden dejar de operar cuando se espera que lo hagan; en la segunda, pueden operar cuando no se espera que lo hagan. Para evaluar la confiabilidad de la protección se divide en dos aspectos: la dependabilidad y la seguridad. La dependabilidad se define como "el grado de certeza de que un relevador o el sistema de protección operará correctamente para todas las fallas para las cuales fue diseñado". La seguridad se define como "el grado de certeza de que un relevador o el sistema de protección no operará para una condición anormal para la cual no fue diseñado". La mayoría de los esquemas de protección se diseñan para eliminar una gran cantidad de fallas. A medida que aumenta la cantidad de fallas que puede liberar el esquema, la seguridad en su operación se degrada. Sin embargo siempre se prefiere garantizar la desconexión de elementos fallados sobre la posibilidad de operaciones incorrectas; en otras palabras, se prefiere desconectar equipos de más que mantener una falla conectada en un tiempo largo. Esta filosofía no se aplica en casos en que se tiene un número limitado de alternativas para transferir potencia en un sistema, como es el caso de un sistema radial ó un sistema operando en estado de emergencia. 1.4.2 Selectividad Se refiere al requerimiento de que los relevadores no deben operan para fallas para los cuales no son destinados. La selectividad es un término que describe el funcionamiento interrelacionado de relevadores, interruptores y otros dispositivos de protección. La selectividad total se obtiene cuando se desconecta del sistema la mínima cantidad de elementos o equipo en condiciones de falla u operando en una condición anormal, esto es definido en términos de regiones de un sistema de potencia, llamadas “zonas de protección”. El requisito de seguridad, mediante el cual se trata de garantizar que un esquema de protección no opere para fallas para las que no fue diseñado que operara, se define en términos de zonas de protección que son regiones del sistema de potencia para las cuales el esquema debe operar. El relevador será considerado seguro si responde solamente a fallas que ocurran dentro de su zona de protección.


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Gen

Gen

Gen

Mot Mot5 5

3

3

2

6

4

4 4

2

2

1

3

3

3

64

3

Figura 1.2 Un sistema típico y sus zonas de protección

Los sistemas de potencia están divididos en zonas de protección, tal como se muestra en la figura 1.2, en las regiones siguientes: 1. Zona de protección del generador 2. Zona de protección del transformador 3. Zona de protección de la barra 4. Zona de protección de líneas de transmisión o distribución 5. Zona de protección del motor 6. Zona de protección del grupo generador - transformador Los relevadores generalmente tienen entradas provenientes de transformadores de corriente (TC), de modo que la zona protegida es acotada por estos transformadores de corriente. Los TC representan una ventana a través de la cual los relevadores asociados ven el sistema eléctrico dentro de la zona protegida. Mientras que los TC permiten detectar una falla dentro de la zona protegida, los interruptores permiten desconectar los elementos dentro de la zona protegida para aislar la falla. La frontera de una zona protegida está definida por un transformador de corriente y un interruptor.


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A fin de lograr proteger integralmente un sistema de potencia, la definición de zonas protegidas debe cumplir los requisitos siguientes: 1. Todos los elementos del sistema deben estar incluidos en al menos una zona

protegida. Una práctica sana de protección es que los elementos más importantes estén contenidos en al menos dos zonas protegidas.

2. Las zonas de protección deben traslaparse para evitar que algún elemento se

quede sin proteger. Sin este traslape, la frontera entre dos zonas protegidas puede quedar sin protección. La región de traslape debe ser pequeña de modo que la posibilidad de ocurrencia de una falla en la zona de traslape se minimice. La ocurrencia de tal falla ocasionará la desconexión de un segmento mayor del sistema de potencia.

1.4.3 Velocidad de operación Aunque es deseable aislar las fallas lo más rápido posible, basándose en la información proporcionada por las señales de corriente y voltaje que pueden distorsionarse durante transitorios, siempre se incurre en alguna pérdida de tiempo debido a la necesidad del relevador de diagnosticar adecuadamente la falla de acuerdo a la información disponible. De acuerdo a su velocidad de operación, los relevadores se clasifican como sigue: 1. Relevadores instantáneos, que son aquellos que una vez que se cumplen su

valor de operación (corriente, voltaje, etc.) envían su disparo, sin demora intencional y su rapidez varía de uno a tres ciclos.

2. Relevadores con retraso de tiempo, son aquellos en los que se introduce un retraso de tiempo después de llegar a su punto de inicio de operación (valor de pick up), hasta que tiene su salida de disparo. 3. Relevadores de -alta velocidad, que son dispositivos que operan en menos de un

ciclo (subciclo). 4. Relevadores de ultra-alta velocidad, que son dispositivos que operan en 4

milisegundos o menos, por ejemplo protecciones de onda viajera (1/4 ciclo) y protecciones de barras (1 ms).

1.4.3.1 Protección primaria y protección de respaldo Un sistema de protección puede fallar y consecuentemente no aislar una falla. Debido a esto es indispensable proveer un esquema alterno que garantice la desconexión de la falla. Estos esquemas son llamados de respaldo. La protección principal de una zona protegida es llamada sistema de protección primaria. Esta


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protección debe operar lo más rápido posible y desconectar la menor cantidad de elementos del sistema. En sistemas de extra-alta tensión es común duplicar los esquemas de protección primaria para prevenir la falla en cualquier elemento del primer esquema; generalmente se usa equipo de fabricantes diferentes a fin de eliminar la probabilidad de que se tenga una operación inadecuada por la misma causa que falló el primer esquema. Los tiempos de operación de ambos esquemas es el mismo. Debido al costo de transductores e interruptores, no siempre es práctico duplicar esquemas de protección primaria. En redes de baja tensión, aún la duplicación de relevadores se evita y por lo tanto se utilizan esquemas de protección de respaldo. Los esquemas de protección de respaldo generalmente operan más lentamente y desconectan más elementos, que el esquema de protección primaria. Los esquemas de respaldo se pueden conectar localmente (en la misma subestación), o remotamente. Con respaldos remotos, el esquema tiene independencia de los relevadores, transductores, baterías, etc. del esquema primario que están respaldando. Sin embargo dependiendo de la complejidad del sistema, puede ser que el respaldo no vea todas las fallas contra las que se desea respaldar; adicionalmente la operación de respaldos remotos puede desconectar más fuentes del sistema de las permisibles. Los respaldos locales no tienen estas deficiencias, pero comparten equipos con el esquema primario, cuya falla puede también afectar la operación del esquema de respaldo. 1.4.4 Simplicidad Un sistema de protección como cualquier otra disciplina de la ingeniería, debe buscar la simplicidad como muestra de un buen diseño. Sin embargo, no siempre el sistema de protección más simple o menos complejo es el más económico. La confiabilidad puede ser mejorada con el diseño simplificado de un sistema de protección, porque disminuye el número de elementos que pueden fallar en su funcionamiento. 1.4.5 Economía Es fundamental obtener la máxima protección por el mínimo costo. Sin embargo, cuando se obtiene el menor costo inicial para el sistema de protección puede ser en detrimento de la confiabilidad del sistema. Además, puede involucrar mayores dificultades para su instalación, así en su operación y en altos costos de mantenimiento. Entonces, el costo de la protección debe ser evaluado en base al costo del equipo que protegerán, costo de salida o pérdida del equipo protegido debido a una protección inapropiada. 1.5 ELEMENTOS DE UN ESQUEMA DE PROTECCIÓN Aunque algunas veces se entiende por sistema de protección un conjunto de relevadores, en realidad un sistema de protección consta de otros subsistemas que contribuyen a la detección y remoción de fallas. Los subsistemas principales de un sistema de protección son los transformadores de instrumento, relevadores, baterías


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e interruptores. Los transformadores de instrumento son transformadores de corriente y de voltaje; los relevadores son los elementos que deciden ejecutar las operaciones de conexión y desconexión de elementos. 1.5.1 Banco de baterías Los bancos de baterías alimentan con voltajes de C.D. (125 Vcd) a las protecciones, control, medición y registro de una subestación eléctrica o planta de generación, y así no depender de voltajes de C.A. que pueden ser afectados durante fallas en el sistema eléctrico de potencia. Estos bancos se conectan permanentemente mediante un sistema de recarga a la línea de corriente alterna de la subestación, y en condiciones normales, se apoyan en este cargador. El cargador debe tener una capacidad suficiente para mantener todas las cargas que se alimentan por el banco de baterías. A su vez, los bancos se dimensionan para mantenerse en operación normal durante 8 a 12 horas después de un apagón total. Aunque los bancos de baterías son confiables, en ocasiones y en subestaciones importantes estos equipos se duplican para garantizar la operación correcta del sistema de protección. 1.5.2 Interruptores La liberación de una falla en el sistema de potencia depende de la acción coordinada de la operación del interruptor y del relevador. El interruptor tiene el objetivo de aislar la falla mediante la interrupción de la corriente cuando esta pasa por cero. Actualmente, los interruptores utilizados en sistemas de extra alto voltaje pueden interrumpir corrientes de falla del orden de 60,000 Amperes. En la figura 1.3 se muestra los subsistemas que forman el sistema de protección.

Interruptor Transductor

RelevadorBateria

Figura 1.3. Elementos de un sistema de protección 1.6 CONCEPTOS BÁSICOS DE PROTECCIÓN POR RELEVADORES Dado que el objetivo de un sistema de protección es detectar fallas o condiciones anormales de operación, los relevadores deben evaluar una gran variedad de parámetros para establecer la acción correctiva requerida. Generalmente, se utiliza la información de las corrientes y voltajes en las terminales del equipo protegido, o en la


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frontera de la zona adecuada. Algunas veces se utiliza también información del estado de contactos (abierto - cerrado) o “switches”. Aunque un relevador se puede diseñar para responder a diferentes señales, el problema de los sistemas de protección es definir las cantidades que diferencian una condición normal de una anormal. En el contexto de un sistema de protección, una condición “normal” que el sistema eléctrico de potencia no tiene falla. El campo de la protección de sistemas de potencia tiene varias décadas. Las diversas técnicas disponibles para proteger un sistema han evolucionado en todo este tiempo, y se conocen las limitaciones de los esquemas de protección. También se ha ido modificando el equipamiento de protección: inicialmente se construyeron relevadores electromecánicos, posteriormente se desarrollaron los relevadores de estado sólido en los años setentas, luego los digitales en los ochentas y actualmente se desarrollan los relevadores numéricos. 1.6.1 Detección de fallas Durante una falla, generalmente se observan aumentos en las magnitudes de corriente y abatimientos de los voltajes. Además se pueden observar cambios en diferentes parámetros tales como ángulos de fase de fasores de corrientes y voltajes, componentes armónicas de las mismas señales, potencias activas y reactivas, frecuencia del sistema, entre otras. El principio de operación de los relevadores se basa en la detección de estos cambios, e identificando los cambios con la posibilidad de que pueda existir una falla dentro de la zona de protección asignada a los relevadores. A continuación se presentan las principales técnicas utilizadas en esquemas de protección de sistemas eléctricos: 1.6.1.1 Detección de nivel de ajuste Normalmente ante una falla, se observan corrientes mayores que las normales. Cualquier corriente de magnitud superior a un cierto valor (valor de pick up) puede considerarse la condición de que existe una falla o una condición anormal dentro de la zona de protección de un relevador; este nivel es llamado ajuste de arranque del dispositivo. Para cualquier corriente arriba del nivel de arranque, el relevador opera, y para corrientes por debajo de este nivel de arranque, el relevador debe mantenerse sin operar. La característica de operación de un relevador de sobrecorriente se puede representar como una gráfica de tiempo de operación del relevador contra la corriente que mide dicho relevador. Es mejor normalizar la corriente como una relación de corriente actual sobre la corriente de arranque. El tiempo de operación para corrientes normalizadas menores que 1.0 es infinito, mientras que para valores mayores que 1.0, el relevador debe operar. El tiempo real de operación dependerá del diseño del relevador. Una característica de operación de un relevador de


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sobrecorriente de tiempo definido ideal es similar a la mostrada en la figura 1.4 mediante una línea continua, y con línea punteada se muestra la característica de tiempo inverso.

tiem

po

1.0 I/Ip

Tiempo inverso

Tiempo definido

Figura 1.4. Característica de un relevador de sobrecorriente de tiempo definido y tiempo inverso

1.6.1.2 Comparación de magnitud Este principio de operación se basa en la comparación de una o más cantidades operativas entre si. Por ejemplo, un relevador de balance de corrientes puede comparar la corriente en un circuito con la corriente en otro, los cuales deberían ser iguales o proporcionales en magnitud para condiciones normales de operación. El relevador operará cuando la división de corrientes en los dos circuitos varíe de una tolerancia determinada. En la figura 1.5 se muestran dos líneas en paralelo conectadas en sus extremos a los mismos nodos. Se puede utilizar un relevador de comparación de corrientes que compare las magnitudes de las dos corrientes de línea IA e IB. Si ⎢IA ⎢ es mayor que ⎢IB ⎢+ ε, y la línea B no está abierta, entonces, el relevador reportará una falla en la línea A y la abriría, (ε es una tolerancia determinada). Una lógica similar se puede utilizar para disparar la línea B si la corriente excede la de la línea A, cuando esta última no está abierta. Otro ejemplo, donde se puede aplicar este tipo de relevador es cuando los devanados de una máquina tienen dos subdevanados idénticos en paralelo por fase.

I a

RelI b

Figura 1.5. Dos líneas en paralelo conectadas en sus extremos a mismos nodos

1.6.1.3 Comparación diferencial La comparación diferencial es uno de los métodos más sensibles y efectiva para proporcionar protección contra fallas. El concepto de comparación diferencial es sencillo y se puede entender analizando el devanado de un generador como se


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muestra en la figura 1.6. en la que se muestran las marcas de polaridad de los TC´s, normalmente se utiliza S1-S2 para medición y de S3-S4, S5-S6, S7-S8 para protección (en los devanados secundarios). Los devanado en estos dispositivos es eléctricamente continúo, la corriente que entre en la terminal I1, debe igualar a la corriente que sale por el otro extremo I2. En este ejemplo, es posible utilizar un relevador de comparación de magnitud para detectar una falla en el devanado protegido. Cuando se presenta una falla en algún punto en el devanado, las corrientes I1 e I2 serán diferentes. En forma alterna, se puede obtener la suma algebraica de estas dos corrientes entrando al devanado protegido (I1-I2), y usar un relevador detector de nivel para identificar la presencia de una falla. En ambos casos, la protección es llamada protección diferencial. En general, el principio de operación de la protección diferencial es capaz de detectar magnitudes muy pequeñas de corrientes de falla. Su única desventaja es que requiere corrientes de ambos extremos de la zona protegida, lo que restringe su aplicación a aparatos tales como transformadores, generadores, motores, barras, capacitores, reactores, etc.

R

I'1 I'2

I2I1

(I1-I2)

P1 P2

S3 S4

P1P2

S3S4

Figura 1.6. Principio de protección diferencial aplicado a un devanado de un generador

1.6.1.4 Comparación de ángulos de fase Este tipo de relevadores compara el ángulo de fase relativo entre dos cantidades de corriente alterna. Los relevadores con este principio de operación se usan para determinar la dirección de una corriente respecto a una cantidad de referencia. Por ejemplo, el flujo de potencia normal en una dirección dada resultará en un ángulo de fase entre el voltaje y la corriente, variando alrededor de su ángulo de factor de potencia, digamos entre más o menos 30 grados. Cuando el flujo fluye en dirección opuesta, este ángulo será de 180 más o menos 30 grados. En manera similar, para una falla en la dirección hacia adelante o hacia atrás, el ángulo de fase de la corriente con respecto al voltaje será de -φ y (180-φ), respectivamente. Donde φ es el ángulo de impedancia del circuito fallado y será de cerca de 90 grados para sistemas de potencia. En la figura 1.7 se muestra dos líneas de transmisión, que se utilizan para explicar la diferencia en las relaciones de fase creadas por una falla, y por la demanda de la carga conectada. Esta evaluación se realiza mediante relevadores que respondan a


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diferencias entre las dos cantidades de entrada; en este ejemplo, se usa el voltaje y corriente de falla.

R

R

I

I Carga

F

I Carga

I F

V

I CargaI F

V

I F

I Carga

Figura 1.7. Comparación de ángulos de fase para fallas en una línea de transmisión Referencias Walter A. Elmore “Protective Relaying Theory and Applications”, ABB Editorial Marcel, New York, EEUU, 1994. Anderson Paul M. “Power System Protection”, IEEE Press series on Power Engineering, 1999. Russell Mason, “The Art & Science of Protective Relaying”,John Wiley & Sons, Inc. New York 1956 Stanley H. Horowitz, Arun G. Phadke, Power System Relaying, Editorial Research Studies Press Ltd. England, 1992.


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CAPÍTULO 2 PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

2.1 INTRODUCCIÓN El desarrollo de los sistemas eléctricos, ha forzado el aumento de las potencias transmitidas, el aumento de la longitud de las líneas de transmisión, así como la formación de sistemas anillados. Lo anterior significa que los sistemas de potencia se han vuelto más complejos y difíciles de operar. Una exigencia en cualquier sistema de potencia, es que éste, debe de operar satisfactoriamente, aún cuando parte del sistema sea sometido a un disturbio. La complejidad que se deriva de esta exigencia, hace necesario buscar mecanismos eficaces, que garanticen la protección adecuada de los elementos del sistema de transmisión, así como el costo del equipo protegido. La protección de distancia se emplea en los sistemas de potencia para detectar los disturbios que se presentan en las líneas de transmisión y subtransmisión. Cuando estos elementos del sistema, son sometidos a fallas eléctricas o cualquier otra condición anormal, el funcionamiento del sistema es gobernado por el comportamiento de los relevadores de protección que están conectados al sistema fallado. Uno de los problemas más comunes que se le presentan a los especialistas en protecciones, es el ajuste de los relevadores de distancia en las líneas de transmisión de sistemas muy anillados o donde la diferencia de impedancias de líneas adyacentes es muy grande. Este problema se refleja al calcular el alcance de las zonas de respaldo, denominadas zonas 2 y 3, porque se puede incurrir en subalcances o sobre alcances. 2.2 PROTECCIONES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN El esquema de protección de un sistema de transmisión está formado por una protección primaria y protecciones de respaldo. La protección primaria debe ser de alta velocidad y es la que trata de aislar la mínima sección de la red ante la falla; las protecciones de respaldo son de acción retardada (con un tiempo suficiente para permitir que opere la primaria), es decir, debe operar sólo si falla la protección primaria. La protección de las líneas de transmisión está considerada como la más compleja de las aplicaciones que tiene la protección eléctrica. Esto se debe al gran volumen de información y factores que influyen en la definición de ajuste de los relevadores. La variedad de configuraciones que pueden existir en la topología de la red y los niveles de voltaje de los sistemas, influyen en la determinación del esquema de protección.


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Los esquemas de protección que se emplean en las líneas de transmisión pueden ser: la protección de sobrecorriente direccional (67F/67N), la protección de distancia (21F/21N), la protección hilo piloto (85L), la protección diferencial del línea (87L) y la protección híbrida (21 y onda superpuesta). La protección piloto se emplea como una protección primaria, es decir, está diseñada para proveer en forma instantánea el disparo simultáneo de las terminales de la línea fallada. Este esquema de protección es usado en las situaciones siguientes: cuando se requiere que un interruptor opere más rápido que el que se puede llevar a cabo por la protección de distancia o sobrecorriente, cuando se usa el recierre de alta velocidad o cuando no es posible coordinar adecuadamente la protección primaria y respaldo de los relevadores de distancia o sobrecorriente. El esquema de protección que se emplea en muchos sistemas para proteger las líneas de transmisión de alto voltaje, es la protección de distancia, porque es el tipo de protección que mejor detecta las fallas que se presentan dentro de su zona de alcance. Así como la protección hilo piloto y actualmente para líneas cortas se emplea la protección diferencial de línea. 2.3 PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LAS PROTECCIONES DE DISTANCIA El principio de operación de la protección de distancia se muestra en la figura 2.1. Se considera que el relevador está ubicado en el punto K y que sus bobinas reciben las señales de Vr, que es el voltaje proporcional al producido por la falla VF y de la corriente de falla Ir, que es proporcional a la corriente IF. La ecuación 2.1 representa la impedancia medida o "vista" por los relevadores de distancia (Zr). Durante los cortocircuitos trifásicos la impedancia medida Zr coincide con la impedancia de la sección de la línea comprendida entre el punto de la ubicación del relevador y del cortocircuito, esto se cumple si no existen contribuciones de corriente en la sección protegida por el relevador.

Zr = Vr / Ir (2.1)

Figura 2.1 Impedancia vista por el relevador de distancia ante una falla en el punto F


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En un sistema radial, la relación de voltaje - corriente que mide un relevador de distancia ante una falla, es proporcional a la distancia física que existe entre la localización del relevador y el punto de falla. En un sistema anillado, no siempre se cumple que la relación de voltaje - corriente proporcione la distancia física aproximada al punto de falla. Esta relación únicamente es válida cuando las fallas se presentan en la línea donde se localiza el relevador o a un nodo de distancia en la dirección de operación del relevador. Para todas aquellas fallas que se presenten en cualquier otro punto del sistema, y que hagan operar al relevador, la relación voltaje - corriente medida proporciona una distancia eléctrica que difiere de la distancia física que existe entre el punto donde se localiza el relevador y la falla. Esto se explica, debido a la contribución de corriente de otras líneas que inciden en nodos ubicados entre el relevador y la falla; en estos casos la referencia del punto donde ocurrió la falla, la proporciona la información de la zona donde operó el relevador. El concepto de “alcance” o zona de protección de un relevador de distancia está definida por la impedancia medida. La figura 2.2 muestra la configuración de una red que provoca el efecto de fuente intermedia (infeed), que se define como las aportaciones de corrientes de falla a puntos intermedios entre la ubicación del relevador y el punto de falla, se calcula como el cociente de la corriente que fluye por el elemento fallado y la corriente que fluye por el relevador.

B CA

R

If

I1 I12I

I2+

IrVr

F

Figura 2.2 Impedancia que mide un relevador en presencia del efecto “infeed”.

La corriente que mide el relevador es

Ir = I1 (2.2) El voltaje que “ve” el relevador es

( )V I Z I I Zr AB BF= + +1 1 2* (2.3)


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Entonces la impedancia medida por el relevador es

ZVIr

r

r

= (2.4)

( )( )

ZI Z I I Z

IrAB BF

=+ +1 1 2

1 (2.5)

Z Z ZII

Zr AB BF BF= + +⎛⎝⎜

⎞⎠⎟2

1 (2.6)

El cociente II

2

1

0⎛⎝⎜

⎞⎠⎟ ⟩ implica que la impedancia medida por el relevador es mayor que

la impedancia de las líneas involucradas. Lo que significa que el relevador puede tener un subalcance, si el ajuste se hace en función de los ohms que representan las secciones de líneas involucradas. A continuación la figura 2.3 muestra una sección de red que presenta el efecto de fuga de corrientes (outfeed), se calcula de la misma manera que el efecto de fuente intermedia.

B CA

R

I1 I2

I3I rVr

If

F

Figura 2.3 Impedancia que mide un relevador en presencia del efecto “outfeed”.

La corriente por el relevador

1rI I= (2.7)

1 2 3I I I= + (2.8) El voltaje que “ve” el relevador es

1 3r AB BFV I Z I Z= + (2.9)


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La impedancia medida por el relevador es:

ZVI

I Z I ZIr

r AB BF= =+

1

1 3

1

(2.10)

Z ZII

Zr AB BF= +⎛⎝⎜

⎞⎠⎟3

1

(2.11)

Para este caso 3

1

1II

⎛ ⎞⟨⎜ ⎟

⎝ ⎠ Por lo que la impedancia que “ve” el relevador es menor que

AB BFZ Z+

Lo que significa que el relevador puede tener un sobrealcance. En la tarea de llevar a cabo la coordinación de la operación de relevadores se busca que primero operen los que estén más cerca de la falla eléctricamente, que aquéllos más alejados, lográndose obtener así la selectividad en la protección, que consiste en aislar la mínima sección posible de la red ante una falla. Los relevadores de distancia se conectan en los secundarios de los transformadores de corriente y de potencial, la impedancia Zr medida o "vista" por los relevadores se conoce como impedancia secundaria. La impedancia medida en los primarios de estos aparatos se conoce como impedancia primaria (Zp), dada por: Zp = Vp / Ip (2.12) Donde Vp = Voltaje aplicado en el lado de alta tensión del transformador de potencial. Ip = Corriente a través del devanado primario del transformador de corriente. La relación entre Zr y Zp está dada por

Z RTPRTC =

IV

RTPRTC =

RTCI

RTPV

= IV = Z p

p

p

p

p

r

rr (2.13)

Donde RTC = Relación de transformación del transformador de corriente. RTP = Relación de transformación del transformador de potencial.


18

2.3.1 Zonas de protección La selección adecuada del alcance y los tiempos de disparo para las distintas zonas de protección, permite una coordinación correcta entre los relevadores de distancia en un sistema de potencia. La protección de distancia básica considera a la zona 1 instantánea, direccional y una o más zonas con retraso. El alcance típico y la configuración de tiempo para un sistema de protección de distancia de tres zonas, se muestran en la figura 2.4. Los relevadores a distancia digitales y numéricos pueden llegar a tener hasta 5 zonas, algunas para medir en sentido opuesto. 2.3.1.1 Ajustes de la zona 1 Los relevadores electromecánicos/estáticos usualmente tienen un alcance hasta de un 80% de la impedancia de la línea protegida, para la protección instantánea de la zona 1. Para los relevadores de distancia numéricos el ajuste es hasta un 85%. Resultando un margen de seguridad del 15 al 20% para asegurar riesgos de sobrealcance de la zona 1, debido a errores en los transformadores de corriente y de voltaje, la imprecisión en la impedancia de la línea dados para el ajuste y errores del ajuste y medición del relevador, de lo contrario podría causar una pérdida de selectividad con operaciones rápidas, para fallas en líneas adyacentes al nodo remoto. La zona 2 de la protección de distancia debe cubrir el resto (15 a 20%) de la línea. 2.3.1.2 Ajustes de la zona 2 Para asegurar la cobertura total de la línea con tolerancia para errores de fuente, descritas previamente, entonces el ajuste de la zona 2 debe estar al menos el 120% de la impedancia de la línea protegida. En muchas aplicaciones es una práctica común ajustar la zona 2 igual a la sección de la línea protegida más un 50% de la línea de adyacente más corta. Cuando esto es posible, se asegura que la efectividad máxima resultante del alcance de la zona 2 no alcanzará más allá de la zona efectiva de la zona 1 que protege la línea adyacente, esto evita la necesidad de incrementar el tiempo de operación de la zona 2 entre el relevador aguas arriba y aguas abajo. En relevadores electromecánicos y estáticos la zona 2 está provista, ya sea por elementos separados y por una extensión de los elementos de la zona 1, después de un retardo de tiempo que es inicializado por un detector de fallas. En general en los relevadores numéricos, los elementos de la zona 2 son implementados en software. El disparo de la zona 2 debe ser con un retardo de tiempo para asegurar la coordinación con los relevadores primarios que protegen las líneas adyacentes. Para completar la cobertura de una sección de línea, esta es realizada con una liberación rápida de fallas presentadas en el primer tramo del 80-85% de la línea y algo más lento para fallas en el resto de la línea o como respaldo para fallas que se presentan al inicio de las líneas adyacentes al nodo remoto.


19

Figura 2.4 Características típicas tiempo-distancia para las tres zonas de protección de distancia

2.3.1.3 Ajustes de la zona 3 La protección de respaldo remota para todas las fallas en las líneas adyacentes al nodo remoto está provista por la zona 3, con un retardo de tiempo para discriminar con la protección de la zona involucrada, más el tiempo de apertura del interruptor de la línea adyacente. La zona 3 deberá ser ajustada en al menos 1.2 veces la impedancia presentada al relevador para un falla en el extremo remoto de las líneas adyacentes. En un sistema interconectado el efecto infeed de la corriente de falla en el nodo remoto causará que la impedancia presentada al relevador sea mucho mayor que la impedancia actual a la falla y debe ser tomado en cuenta cuando se ajusta la zona 3. En algunos sistemas las variaciones de infeed en el nodo remoto pueden inhibir la aplicación de la protección remota de la zona 3, sin embargo en sistemas radiales con alimentación en un solo extremo estas dificultades no se presentan. Ejemplo 2.1 Determine la impedancia de ajuste, de la zona 1, zona 2 y zona 3, para el relevador Rr de la figura 2.4(b), empleando los criterios previamente establecidos.

Ω+ 42 jΩ+ 4010 j

Ω+ 368 jΩ+ 42 jΩ+ 15.0 j

Figura 2.4(b) sistema de prueba, para los ajustes de las zonas 1, 2, y 3


20

2.3.1.4 Ajuste de alcance hacia atrás y de otras zonas Los relevadores digitales modernos o numéricos pueden tener zonas de alcance adicionales que pueden ser utilizados para funciones de protección. Por ejemplo, puede ser que las tres primeras zonas sean ajustadas como se mencionó arriba, la zona 4 podría ser usada como protección de respaldo para el bus local, mediante el alcance hacia atrás, con un ajuste del orden de 25% del alcance de la zona 1. Alternativamente, una de las zonas de protección hacia delante (típicamente la zona 3) puede ser ajustado con un pequeño offset hacia atrás con respecto al origen del plano complejo R/X, además de su configuración hacia delante. La impedancia característica de offset es no direccional. Una ventaja de una zona no direccional de medición de impedancia es su capacidad de operar para una falla muy cercana o una falla de cero impedancia, en situaciones donde no puede existir una señal de voltaje sano o no esté disponible el voltaje de memoria, para permitir la operación de un relevador de distancia direccional con la zona de offset. Cuando el retardo de tiempo es sobrepasado, puede existir un caso de energización de línea con falla “‘Switch-on-to-Fault”. Esto es requerido cuando existen transformadores de voltaje en línea que proporcionan el disparo rápido en eventos de energización accidental de la línea, con las cuchillas de mantenimiento aterrizados en posición de enclavado. Las zonas de impedancia adicionales pueden ser desplegadas como parte de un esquema de protección de distancia, usadas en conjunto con un canal de teleprotección 2.4 CARACTERÍSTICAS DE LOS RELEVADORES DE DISTANCIA EN EL PLANO COMPLEJO Existe una gran diversidad de características de operación de los relevadores de distancia cuando se representan en el plano complejo. A continuación se presentan algunos tipos comunes de los relevadores de distancia, atendiendo a la forma de su característica en el plano complejo. 2.4.1 Relevador tipo impedancia La característica de un relevador tipo impedancia es una circunferencia con centro en el origen de coordenadas, como se muestra en la figura 2.5 el valor de la impedancia de arranque [Zar] es independiente al ángulo de la impedancia de falla, es decir, que carece de direccionalidad. La ecuación 2.14 representa la condición de operación de este tipo de relevadores. Zr < Zar. (2.14) Donde: Zar = Impedancia de arranque del relevador. Zr = Impedancia "vista" por el relevador.


21

Este relevador se recomienda para la protección de líneas medianas de 115 kV, complementado con un elemento direccional de potencia.

Figura 2.5 Característica general de un relevador tipo impedancia

El valor numérico de la relación de V a I se muestra como la longitud de un radio vector Z, y el ángulo de fase θ entre V e I determina la posición del vector. Si I está en fase con V, el vector se sitúa a lo largo del eje +R; pero si I está a 1800 fuera de fase con V, el vector se localiza a lo largo del eje - R. Si I se atrasa de V, el vector tiene un componente +X; y, si I se adelanta de V, el vector tiene un componente -X. Como ya se mencionó anteriormente, el funcionamiento del relevador de impedancia es práctica o realmente independiente del ángulo de fase entre V e I, la característica de funcionamiento es un círculo con su centro en el origen. Cualquier valor de Z menor que el radio del círculo resultará en la producción de un par positivo (operación del relevador), y cualquier valor de Z mayor que este radio, resultará en la producción de un par negativo, sin importar el ángulo de fase entre V e I. Para la protección de líneas de transmisión, un relevador de distancia monofásico del tipo de impedancia consta de una unidad direccional monofásica, tres unidades de relevadores de impedancia de alta velocidad y una unidad de tiempo, junto con los indicadores comunes, unidad de sello y otros auxiliares. La figura 2.6 muestra esquemáticamente los circuitos de contacto de las principales unidades. Las tres unidades de impedancia están rotuladas como Z1, Z2 y Z3. Las características de funcionamiento de estas tres unidades son ajustables independientemente.


22

Figura 2.6 circuitos de contacto de las unidades principales

En el diagrama R-X de la figura 2.7, el círculo para Z1 es el más pequeño, el círculo para Z3 es más grande, y el círculo Z2 es intermedio. Entonces es evidente, que cualquier valor de impedancia que está dentro del círculo Z1 originará que funcionen las tres unidades de impedancia. El funcionamiento de Z1 y la unidad direccional disparará de modo directo el interruptor en un tiempo muy corto, que denominado T1.

Figura 2.7 características tipo impedancia direccional

Siempre que funciona Z2 o Z3 y la unidad direccional, se alimenta la unidad de tiempo. Después de un retardo definido, la unidad de tiempo cerrará primero su contacto T2, y más tarde su contacto T3 siendo ambas acciones retardadas ajustables independientemente. Por lo tanto, puede verse que un valor de impedancia dentro del círculo Z2, pero fuera del círculo Z1, resultará en un disparo en el tiempo T2. Por último, un valor de Z fuera de los círculos Z1 y Z2, pero dentro del círculo Z3, resultará en un disparo en el tiempo T3. La figura 2.7 muestra también la relación de la característica de funcionamiento de la unidad direccional a las características de impedancia en el mismo diagrama R-X. La unidad direccional sólo permite el disparo en su región positiva de par, las partes


23

inactivas de las características de la unidad de impedancia se muestran punteadas. El resultado neto es que el disparo ocurrirá sólo para puntos que están dentro de los círculos y arriba de la característica de la unidad direccional. 2.4.2 Relevador tipo reactancia La característica de un relevador tipo reactancia es una línea recta paralela al eje real del plano complejo, tal como se muestra en la figura 2.8. Esta característica, muestra que la componente resistiva de la impedancia no tiene efecto en el funcionamiento del relevador; éste responde solamente a la componente reactiva. Además cualquier punto abajo de la característica de funcionamiento, por arriba o abajo del eje R se situará en la región del par positivo. Su condición de operación está dada por la ecuación 2.15 Xr < Xar (2.15) Donde: Xar = Es la reactancia de arranque, parámetro de ajuste. Xr = Reactancia "vista" por el relevador ante una falla. Estos relevadores solo verifican la componente reactiva de la impedancia de falla, y no son afectados por la resistencia de falla, lo que los hace recomendables para la protección de líneas cortas y para la protección contra cortocircuitos a tierra, en los que la resistencia de falla puede tener valores muy elevados. Por la forma de su característica, estos relevadores son sensibles a operar con las impedancias de carga con factores de potencia cercanos a la unidad; para evitar los disparos indeseables se debe de implementar un elemento de arranque que sea direccional, para que limite el alcance del relevador en la dirección del eje real. Por lo general, el órgano direccional que usa para efectuar esta función es un relevador tipo Mho, que puede ser usado también como elemento de protección de la zona 3.

Figura 2.8 característica general de relevador tipo reactancia


24

2.4.3 Relevador tipo mho Por medio de una corriente de polarización, puede sacarse del centro un círculo característico del relevador mho, de tal manera que éste encierre el origen del diagrama R-X o bien que el origen esté fuera del círculo. La característica de un relevador tipo mho es una circunferencia que cruza por el origen de coordenadas, tal como se presenta en la figura 2.9a. Este tipo de relevador no responde a fallas que se presentan en las líneas situadas detrás del relevador, estos relevadores son considerados direccionales, porque solo operan ante fallas que se presentan en la dirección de disparo del relevador. La condición de operación está dada por la ecuación 2.16 Zr < Zar max Cos (_ϕr - ϕsm) (2.16) Donde: Zr = Impedancia que "ve" el relevador Zar max = Impedancia máxima de alcance ϕr = Angulo de la impedancia de falla que "ve" el relevador ϕsm = Angulo de sensibilidad máxima. Los parámetros de ajuste del relevador son el diámetro de la circunferencia Zar max y el ángulo de máxima sensibilidad ϕsm. Estos relevadores se recomiendan para la protección de líneas largas de 110 y 220 kV y su característica puede desplazarse con respecto al origen de coordenadas, de tal manera que éste encierre el origen del diagrama R-X o bien que el origen esté fuera del círculo, mediante una corriente de polarización. La figura 2.9b muestra la característica de un relevador tipo mho desplazado.

a) b)

Figura 2.9 a) Característica general de un relevador tipo Mho, b) relevador mho desplazado


25

2.4.4 Relevador con características poligonales La característica cuadrilateral, está disponible como una característica para comparadores de fallas a tierra, ofrece un incremento en el alcance de la resistencia de falla para líneas cortas con gran factor de infeed, para casos donde la expansión resistiva de la característica mho no puede ser suficiente para cubrir las fallas de alta resistencia de la base de la torre o la resistencia de contacto a tierra. La zona de operación de este tipo de relevadores está definida en el plano complejo a través de líneas rectas que cortan al eje X y al eje R, con un alcance máximo de Zmáx. La figura 2.10 muestra la característica de un relevador poligonal; el ajuste de este tipo de relevadores lo define la reactancia de ajuste [Xajus] (distancia del origen al punto donde la recta de pendiente cero corta al eje X), y la relación R/X, que define el alcance sobre el eje R como un múltiplo de Xajus; en la figura 2.10 se muestra que se tiene el mismo alcance en el eje reactivo y resistivo, es decir, existe una relación de R / X = 1, pero el ajuste puede hacerse independientemente uno de otro. Estos relevadores se emplean en líneas de transmisión de 110 kV o niveles de voltajes superiores. La condición de operación está dada por las ecuaciones 2.17a y 2.17b. ZF sen(φ) < Xajus 2.17a) ZF cos(φ) < (R/X) Xajus

(2.17b) Donde: ZF = Impedancia de falla

φ = Angulo de la impedancia de falla

Figura 2.10 Zonas de operación de los relevadores de distancia.


26

2.5 IMPEDANCIA APARENTE “VISTA” POR UN RELEVADOR DE DISTANCIA En general la relación voltaje/corriente que miden los relevadores de distancia es conocida como impedancia aparente “vista” por el relevador. 2.5.1 Representación de las potencias P y Q del sistema en un diagrama R-X La impedancia aparente Z medida como la relación de voltaje/corriente, está formada por una componente resistiva (R) y reactiva (X). Sin embargo, algunas veces la información que se desea representar en el diagrama R-X, está expresada en función de potencias (P y Q). Es fácil pasar estas magnitudes al plano complejo R-X, con el uso de las ecuaciones de transformación dados por la ec 2.18

22

2)(QP

PKVR+

= y 22

2)(QP

QKVX+

= (2.18)

O en forma viceversa dadas por la ec 2.19

22

2)(XR

RKVP+

= y 22

2)(XR

XKVQ+

= (2.19)

Por conveniencia, la potencias real (P) y la potencia reactiva (Q) están expresadas en Megawatts y Megavars, respectivamente. El voltaje de la línea (KV) está expresada en Kilovolts. Los valores de resistencia (R) y la reactancia (X) estarán expresados en ohms primarios, de la línea a neutro. Por lo tanto, con el uso de estas ecuaciones es posible transformar, cualquier punto representado por un conjunto de coordenadas (R, X) del diagrama del plano complejo R-X, a un punto representado por otro conjunto de coordenadas (P, Q) en un diagrama de coordenadas P-Q. Esta impedancia puede ser graficada en un plano complejo R-X, tal como se muestra en la figura 2.11. La impedancia puede ser vista como el fasor voltaje, que utiliza a la corriente como un fasor de referencia y de magnitud unitaria. Por ejemplo, considere que existe un flujo de potencia normal en la línea de transmisión, si la corriente de carga y el voltaje en el punto de donde se localiza el relevador son de magnitud constante, entonces el fasor voltaje o la impedancia equivalente describirá un círculo en el plano R-X.


27

S

A

BF

θ

Zs

Zf

I

Carga con fpen atraso

Carga con fpen adelanto

Flujo de Potenciahacia el nodo A

Flujo de Potenciahacia la línea AB

CargaMínima

CargaMáxima

E

R

X

Figura 2.11 Impedancia vista por un relevador bajo distintas condiciones del sistema

Entonces puede deducirse que cargas mínimas producirán diámetros mayores porque las magnitudes de corriente son pequeñas, tal como lo describe el diagrama de la figura 2.11 que presenta distintas características debido a las variaciones de carga y factores de potencia que se presentan en el sistema. Nótese, que cuando el flujo de potencia real entra a la línea por A de la figura 2.12, la impedancia aparente puede caer en el lado derecho del plano complejo, mientras que cuando el flujo se dirige al nodo S de la figura 2.12, esta cae en el lado izquierdo. De manera similar cuando la carga que se alimenta opera con un factor de potencia en atraso, la impedancia aparente cae en la parte superior, y cuando la existe un factor de potencia en adelanto, entonces la impedancia cae en parte inferior del plano complejo. Considere una falla en el punto F de la figura 2.12, la impedancia aparente se muestra en la figura 2.11, a medida que la falla se mueve a lo largo de la línea AB, el punto F también se moverá sobre la recta AB en el diagrama de la figura 2.11. La línea AB forma un ángulo θ con respecto al eje real R, y corresponde al ángulo de la impedancia de la línea de transmisión. Para líneas de transmisión aéreas este ángulo oscila entre 70° y 88° dependiendo del nivel de voltaje. A medida que se incrementa el nivel de voltaje, también el ángulo de la impedancia de la línea se incrementa.

BA R+jX F

Zf

ZsRa

S Es Ep

Is

Ip

θ

Figura 2.12 Voltaje, corriente, e impedancia vista por el relevador Ra


28

Ejemplo 2.2 Considere el sistema de transmisión de la figura 2.12 con una capacidad de transmisión de 8 MVA. Operando en un voltaje nominal de 20 kV, por lo tanto demanda una corriente de 400 A. Entonces, la impedancia aparente correspondiente sería de 50 Ω primarios. Suponiendo que existe un TC con relación de 500:5 o bien una RTC = 100, y un TP con relación de 20000:69.3 o es decir una RTP = 288.6, así la impedancia secundaria es: (100/288.6)*50 = 17.32 Ω Si se considera el flujo de potencia de A-B, entonces para una carga de 8 MVA con un f⋅p = 0.8 en atraso, el relevador mide 17.32(0.8+j0.6) = (13+j10.4) Ω sec. Esto se muestra en L1 de la figura 2.13. Una carga de 8 MVA con f⋅p = 0.8 en adelanto, el relevador mide (13-j10.4) Ω sec. Esta impedancia lo muestra L2 en la figura 2.13. De manera análoga cuando el flujo fluye de B-A, se obtiene las impedancias L3 y L4 que son para factores de potencia en adelanto y atraso, respectivamente.

L4(-13.86+j10.4)

R

X

L3(-13.86-j10.4)

L2(13.86-j10.4)

L1(13.86+j10.4)

B .(1.39+j10.4)

A

Figure 2.13 Diagrama R-X para el ejemplo 2.2

2.6 IMPEDANCIA VISTA POR RELEVADORES DE DISTANCIA ANTE DIFERENTES TIPOS DE FALLAS. En la figura 2.14 se muestra un diagrama unifilar de un sistema trifásico, se considera que el relevador Rab es una protección de distancia para proteger la línea B2-B3 de la figura 2.14. La estimación de la impedancia de falla vista por los relevadores de distancia, se obtiene considerando que existen tres unidades de relevadores que protegen fallas entre fases alimentadas por la diferencia de voltajes y corrientes; y otras tres unidades de relevadores que protegen las fallas de fase a tierra alimentadas por el voltaje de fase y la corriente compensada correspondiente. Cabe mencionar que estas seis unidades de relevadores, se encuentran físicamente dentro de un solo equipo.


29

Figura 2.14 Diagrama unifilar de un sistema trifásico

2.6.1 Falla de fase a fase

Se supone una falla ubicada entre las fases b-c en el punto F de la figura 2.14, el análisis de esta falla se hace utilizando componentes simétricas, la red resultante se muestra en la figura 2.15 De la figura 2.15 se tiene que los voltajes en el punto de falla son:

1 2F FE E= (2.20)

1 2I I= − (2.21)

Figura 2.15. Conexión de las redes de secuencia para falla entre fases b y c

Utilizando la transformación de componentes simétricas a componentes de fase, se obtiene los voltajes de fase:

0 1 2Ea E E E= + + 2

0 1 2Eb E a E aE= + + 2

0 1 2Ec E aE a E= + +

(2.22) (2.23)

(2.24)


30

Y las corrientes de fase: 0 1 2Ia I I I= + +

20 1 2Ib I a I aI= + +

20 1 2Ic I aI a I= + +

(2.25)(2.26)(2.27)

2.6.1.1 Impedancia de falla vista por el relevador bcR , ante una falla bifásica entre bc Se supone que el relevador que protege estas fases está alimentado por los voltajes y corrientes, tal como se muestra en la ecuación (2.28)

Rbc

Eb EcZ

Ib Ic−

=−

(2.28)

Sustituyendo las ecuaciones (2.23), (2.24), (2.26) y (2.27) en (2.28) se obtiene:

2 21 2 1 2

2 21 2 1 2

0 0

0 0

( ) ( )( ) ( )Rbc

E a E aE E aE a EZ

I a I aI I aI a I+ − +

=+ − +

+ ++ +

2 2

1 22 2

1 2

( ) ( )( ) ( )Rbca a E a a EZa a I a a I− − −

=− − −

21 2 1 2

21 2 1 2

( )( ) ( )( )( ) ( )Rbca a E E E EZa a I I I I− − −

= =− − −

(2.29)

(2.30)

(2.31)

Aplicando leyes de voltajes de Kirchoff al circuito de la figura 2.14, se obtiene la impedancia de secuencia positiva 1FZ .

1 1 1 2 1 2 0F FE I Z I Z E− + − + =

1 1 2 1 1 2F FI Z I Z E E− = −

1 2 1 1 2( ) ( )FI I Z E E− = −

1 21

1 2

( )( )FE EZI I−

=−

(2.32)

Además, el relevador conectado entre las fases falladas, está representado por la ecuación (2.28), entonces se cumple la igualdad:

( )( )

1 21

1 2

b cRbc f

b c

E EE EZ ZI I I I

−−= = =

− − (2.33)


31

Así el relevador de distancia Rbc que está alimentado por las diferencias de voltaje y corrientes de línea, de las fases b-c, mide la impedancia de secuencia positiva de falla 1 fZ , cuando la falla ocurre entre estas fases.. 2.6.1.2. Impedancia de falla vista por el relevador Rab, ante una falla bifásica b-c La diferencia de voltajes y corrientes de las fases a-b que alimentan al relevador Rab está dado por:

( )( )RabEa EbZIa Ib−

=−

(2.34)

Substituyendo las ecuaciones (2.22), (2.23), (2.25) y (2.26) en la ecuación (2.34).

20 1 2 0 1 2

20 1 2 0 1 2

( ) ( )( ) ( )Rab

E E E E a E aEZI I I I a I aI+ + − + +

=+ + − + +

(2.35)

21 2

21 2

(1 ) ( 1)(1 ) ( 1)Rab

a E a EZa I a I

− − −=

− − −

(2.36)

Donde (2.36) es la Z de falla vista por el relevador Rab

2.6.1.3, Impedancia de falla vista por el relevador Rca, ante una falla bifásica b-c El relevador Rca se alimenta de la diferencia de voltajes y corrientes como se muestra en la ecuación (2.37)

( )( )RcaEc EaZIc Ia−

=−

(2.37)

Substituyendo las ecuaciones (2.22), (2.24), (2.25) y (2.27) en (2.37)

21 2 0 1 2 0

21 2 0 1 2 0

( ) ( )( ) ( )Rca

aE a E E E E EZaI a I I I I I+ + − + +

=+ + − + +

(2.38)

2

1 22

1 2

( 1) (1 )( 1) (1 )Rcaa E a EZa I a I− − −

=− − −

(2.39)

Entonces Z vista por el relevador Rca, ante una falla entre las fases b-c está dada por la ecuación (2.39).


32

2.6.2. Falla de doble línea a tierra Se considera una falla de las fases b-c-g en el punto F de la figura 2.14. El circuito en componentes simétricas que representa esta falla se muestra en la figura 2.16.

11 0 p.ugE = ∠° 2 1 0 p.ugE = ∠ °

Figura 2.16. Conexión de las redes de secuencia para la falla de doble línea a tierra.

De la figura 2.16 se observa que los voltajes en el punto de falla son:

1 1 1 1

2 2 2 2

0 0 0 0

F F

F F

F F

E E Z I

E E Z I

E E Z I

= −

= −

= −

(2.40)

De la ecuación (2.40) se puede concluir que para este tipo de falla el relevador conectado entre las fases b-c, también medirá la impedancia de secuencia positiva a la falla, como en el caso de la falla entre las fases b-c, por la igualdad de 1FE y 2FE , en el punto de falla, como se observa en la figura 2.16 2.6.3, Falla de línea a tierra

Finalmente, una falla monofásica en el punto F de la figura 2.14, es analizada utilizando componentes simétricas, para obtener la conexión de las redes de secuencia, tal como se muestra en la figura 2.17.


33

11 0 p.ugE = ∠ ° 2 1 0 p.ugE = ∠ °

Figura 2.17 Conexión de las redes de secuencia para una falla de fase a tierra

De la figura 2.17 se observa que en el punto de falla se tiene.

1 2 0I I I= = (2.41) Se considera que 1 2F FZ Z= , por lo tanto los voltajes en el punto de falla son:

1 1 1 1F FE E Z I= − (2.42)

2 2 1 2F FE E Z I= − (2.43)

0 0 0 0FE E Z I= − (2.44) 2.6.3.1 Impedancia vista por el relevador Rag ante una falla de fase a tierra a-g De (2.22) se tiene que el voltaje en el punto de falla FEa está dada por:

1 2 0 0F F F FEa E E E= + + = (2.45) Sustituyendo (2.42), (2.43) y (2.44) en (2.45), se tiene

1 1 1 2 1 2 0 0 0aF F F FE E Z I E Z I E Z I= − + − + − (2.46) Como está defino en (2.45), 0FEa = , por lo tanto

1 2 0 1 1 2 0 0( ) ( ) 0F FE E E Z I I Z I+ + − + − =


34

1 2 0 1 1 2 0 0 1 0( ( ) ( )) 0F F FE E E Z I I I Z Z I+ + − + + − − =

1 0 1 0( ) 0a F a F FE Z I Z Z I− − − = (2.47) Donde aE sustituye a la suma de 1 2 0( )E E E+ + , Ia sustituye a la suma de 1 2 0( )I I I+ + . Por otro lado se propone que: '

1a FE Z I= , por lo tanto al substituirlo en la ec (2.47) se obtiene:

1 1 0 1 0' ( )F a F a F FZ I Z I Z Z I= + −

1 0 10

1 1

' ( )F a F Fa

F F

Z I Z ZI I

Z Z−

= +

0 10

1

' ( )F Fa a

F

Z ZI I I

Z−

= + (2.48)

Donde m , sustituye a 0 1

1

( )Z ZZ− , finalmente la corriente compensada '

aI está dada

por '

0a aI I mI= + (2.49) Donde 0FZ y 1FZ en la ecuación (2.48), son impedancias de secuencia positiva y cero de la línea protegida. El factor m se conoce como factor de compensación. El cual compensa la corriente de fase para tomar en cuenta el acoplamiento mutuo entre la fase fallada y las fases sin falla. Por lo tanto, para medir correctamente la impedancia que mide el relevador Rag que protege la fase a para la falla de fase a y tierra, debe estar alimentado por:

1'a

ag fa

ER ZI

= = (2.50)

2.6.3.2, Impedancia vista por el relevador Rbg ante una falla de fase a tierra b-g

De la ecuación (2.23), tenemos que:

21 2 0 0F F F FEb a E aE E= + + = (2.51)

De (2.51), y sustituyendo (2.42), (2.43) y (2.44), se tiene

2 20 1 2 0 0 1 1 1 2( ) ( )FEb E a E aE Z I a Z I aZ I= + + − + + (2.52)

Como se defino en (2.51) 0bE = , por lo tanto


35

2 20 1 2 1 0 1 2 0 1 0( ) ( ) ( ) 0F F FE a E aE Z I a I aI Z Z I+ + − + + − − = (2.53)

1 0 1 0( ) 0b F b FE Z I Z Z I− − − = (2.54)

Donde Eb sustituye la suma de 0 1 2

2( )E a aEE+ + e bI sustituye la suma de las

corrientes 0 1 22( )I a aII+ + . Además se considera que 1

'F bbE Z I= y sustituyendo en la

ec. (2.54) se obtiene que: 1 1 0 1 0

' ( )F b F b F FZ I Z I Z Z I= + −

1 0 10

1 1

' ( )F b F Fb

F F

Z I Z ZI I

Z Z−

= +

' 0 10 0

1

( )b b b

Z ZI I I I mIZ−

= + = + (2.55)


1

( )Z ZZ−

Por lo tanto, la impedancia que mide el relevador para este tipo de falla.

'1 0b F bE Z I− =

1'b

bg Fb

ER ZI

= = (2.56)

2.6.3.3, Impedancia vista por el relevador Rcg ante una falla de fase a tierra c-g De la ecuación (2.24) FEc esta dada por:

20 1 2F F F FEc E aE a E= + + (2.57)

Sustituyendo, y considerando EcF=0, como se defino en (2.45), se tiene

2 20 1 2 0 0 1 1 1 2( ) ( ) 0E aE a E Z I aZ I a Z I+ + − + + = (2.58)2 2

0 1 2 1 1 2 0 0 1 0 1 0( ) ( ) 0F F F FE aE a E Z aI a I Z I Z I Z I+ + − + − − + = (2.59)2 2

0 1 2 1 0 1 2 0 1 0( ) ( ) ( ) 0F F FE aE a E Z I aI a I Z Z I+ + − + + − − = (2.60)

1 0 1 0( ) 0c F c F FE Z I Z Z I− − − = (2.61)Donde cE sustituye la suma de 2

0 1 2( )E aE a E+ + e Ib sustituye la suma de las

corrientes. Nuevamente suponiendo que 1'

F ccE Z I= y sustituyendo en la ec (2.60), se obtiene que:


36

1 1 0 1 0

' ( )F c F c F FZ I Z I Z Z I= + −

1 0 10

1 1

' ( )F c F Fc

F F

Z I Z ZI I

Z Z−

= +

' 0 10 0

1

( )c c c

Z ZI I I I mIZ−

= + = + (2.62)


1

( )Z ZZ−

Por lo tanto, la impedancia que mide el relevador para este tipo de falla.

'1 0c F cE Z I− =

1'c

cg Fc

ER ZI

= = (2.63)

2.6.4 Falla trifásica El análisis en componentes simétricas para este tipo de falla, determina la ausencia de las componentes de secuencia cero y secuencia negativa, tal como lo muestra la figura 2.18.

Figura 2.18. Red de secuencia positiva para una falla trifásica

Considerando que en el punto de falla.

0 2 0 20, 0E E I I= = = = (2.64)De lo anterior se tiene que las cantidades de fase de las corrientes y voltajes son:

21 1 1Ea E Eb a E Ec aE= = + = (2.65)

21 1 1Ia I Ib a I Ic aI= = + = (2.66)

Por lo tanto, los relevadores de fase abR , bcR y caR pueden ser analizados utilizando componentes simétricas como se muestra a continuación:


37

Relevador abR 2 2

1 1 1 112 2

1 1 1 1

( ) (1 )( ) (1 )Rab FE a E a E EEa EbZ Z

Ia Ib I a I a I I− −−

= = = = =− − −

(2.67)

Relevador bcR 2 2

1 1 1 112 2

1 1 1 1

( ) ( )( ) ( )Rbc Fa E aE a a E EEb EcZ Z

Ib Ic a I aI a a I I− −−

= = = = =− − −

(2.68)

Relevador caR

1 1 1 11

1 1 1 1

( ) ( 1)( ) ( 1)Rca FaE E a E EEc EaZ Z

Ic Ia aI I a I I− −−

= = = = =− − −

(2.69)

De las ecuaciones (2.67), (2.68) y (2.69) se concluye que todos los relevadores de fase, miden la impedancia de secuencia positiva para esta falla, correspondiente a la ubicación del relevador al punto de falla. Mientras que los relevadores de tierra agR , bgR y cgR , a partir de un análisis en componentes simétricas se obtienen las ecuaciones (2.72), (2.74) y (2.76) Relevador Rag

Como se define en (2.64) I0=0, por lo tanto 1

1'1

aRag F

a

E EZ ZI I

= = = (2.72)

Relevador Rbg

'0 1

01

( )b b

Rbgb

b

E EZ Z ZI I IZ

= =−

+

(2.73)

Como se define en (2.64) 0 0I = , por lo tanto

11'

1

bRbg F

b

E EZ ZI I

= = = (2.74)

Relevador Rcg

'0 1

01

( )c c

Rcgc

c

E EZ Z ZI I IZ

= =−

+

(2.75)

'0 1

01

( )a a

Raga

a

E EZ Z ZI I IZ

= =−

+

(2.71)


38

Como se define en (2.64) I0=0, por lo tanto

11'

1

cRcg F

c

E EZ ZI I

= = = (2.76)

Ejemplo 2.3 Considere un sistema representado por el diagrama unifilar de la figura 2.19, el voltaje nominal de 13.8 kV, las impedancias de secuencia positiva y secuencia cero se muestran en la figura. Las impedancias de secuencia cero se presentan en paréntesis. Determinar la impedancia que mide el relevador Ra para una falla trifásica, de fase a fase, y de fase a tierra.

A

0+j5

F

(0+j10)4+j40

(10+j90)Ra

Figura 2.19 Sistema utilizada para calcular la impedancia de falla Falla trifásica Para este tipo de falla, solo se tiene presente la corriente de secuencia positiva y representa la corriente de la fase a. El voltaje de fase a neutro puede ser calculado como Vn = 13,800/√3 = 7967.4 La corriente de secuencia positiva o de fase a es: I1 = Ia = 7967.4/(4+j45) = 76.36∠-82.92 El voltaje de secuencia positiva o voltajes de fase es: E1 = Ea = 7967.4 – (j5*176.36∠-82.92) = 7089.49∠-0.63 Entonces, la impedancia de falla medida por el relevador para esta falla es:

40492.8436.17663.049.7089

1

1 jIE

IE

IIEEZ

a

a

ba

baf +=

−∠−∠

===−−

= ohms

Falla de fase a fase Suponga una falla entre las fases b y c, donde se cumple que las corrientes de secuencia son I1 = -I2 según la conexión de las redes de secuencia, entonces


39

I1 = 7967.4 / [2*(4+j45)] = 88.18∠-82.92 También, se define que para una falla entre las fases b y c, se cumple que Ib = -Ic = I1(α2-α) = -j√3 I1 = 152.73∠-172.92, entonces la diferencia de las corrientes Ib – Ic = 305.46∠-172.92 El voltaje de secuencia positiva y secuencia negativa en el punto donde se localiza el relevador es E1 = 7967.4 – (j5*88.18∠-82.92) = 7528.33∠-0.3 y E2 = (j5*88.18∠-82.92) = 440.90∠5.08 Los voltajes de las fases b y c, en la ubicación del relevador son: Eb = α2E1 + αE2 = 7528.33∠-120.3 + 440.90∠125.08 = -4051.3 – j6139.3 Ec = αE1 + α2E2 = 7528.33∠-119.7 + 440.90∠112.9 = -3916.09 + j6139.3 La diferencia de voltajes de las fases es: Eb – Ec = 135.1 – j12278.6 = 12279.37∠-90.63 Entonces, la impedancia de falla que mide el relevador es:

40492.17446.30563.9037.12279

21

21 jIIEE

IIEE

Zcb

cbf +=

−∠−∠

=−−

=−−

= ohms

Falla de fase a tierra Para este tipo de falla se determina que las tres componentes de secuencia de corriente son iguales: I1 = I2 = I0 = 7967.4 / [ (0+j10) + (10+j40) + 2*(0+j5) + 2*(4+j40)] = 41.75 ∠-82.59 Los voltajes en componentes de secuencia, en la ubicación del relevador son: E1 = 7967.4 – (j5*41.75 ∠-82.59) = 7759 – j19.68 E2 = - j5*41.75 ∠-82.59 = -207.82 – j19.68 E0 = -(0 + j10)*41.75 ∠-82.59 = -415.64 – j39.36 Así, el voltaje y la corriente de fase fallada son: Ea = E1 + E2 + E0 = 7136.55∠-0.63 Ia = I1 + I2 + I0 = 125.25∠-82.59


40

El factor de compensación m dado por la corriente de secuencia cero esta dada como: m = (Z0 – Z1) / Z1 = (10+j90 – 4 – j40) / (4 + j40) = 1.253∠-1.13 Entonces la corriente de fase a compensada es Ia’ = Ia + m*I0 = 177.54∠-82.92, Finalmente, Ea / Ia’ = 7136.55∠-0.63 / 177.54∠-82.92 = 4 + j40 2.7 CONDICIONES ADVERSAS QUE IMPACTAN NEGATIVAMENTE LA OPERACIÓN DE LOS ESQUEMAS DE PROTECCIÓN Existen condiciones topológicas del sistema de potencia o componentes del sistema de protección que impactan negativamente el desempeño de los esquemas de protección, entre ellas se tiene: 2.7.1 Lógica de inversión de corrientes En líneas de doble circuito, la distribución de corrientes de falla cambia cuando los interruptores abren secuencialmente para liberar la falla. Inmediatamente cuando una terminal de la línea abre (opera el interruptor), el cambio en la distribución de la corriente puede causar que los comparadores de distancia “observen” falla con direccionalidad opuesta a la que inicialmente fue detectada. En la figura 2.20, se muestra una configuración típica del sistema que podría resultar en corrientes inversas para una falla en la línea, si ocurre una falla en la línea L1 considerando todos los interruptores cerrados, una vez que el interruptor B es abierto, origina que el flujo de corriente en la línea L2 se invierta.

D

B

FUENTEFUERTE

L2

L1A

C

FUENTEDEBIL

FALLA

Figura 2.20 Corriente invertida en circuitos de doble línea, la dirección de la corriente en L2 es

invertida. 2.7.1.1 Efecto de la corriente invertida en un esquema de sobrealcance permisivo La corriente invertida es incorporada en la lógica del esquema cuando el relevador de la línea sana recibe una señal de disparo permisivo, sin embargo aún no tiene la operación de un comparador de la zona 2. Es necesario agregar un retardo en el


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temporizador de tiempo de pick-up (TP) de la corriente invertida suficiente para permitir que operen los comparadores de la zona 2, si se presenta una falla interna. Esta lógica se observa en la figura 2.21. Ajuste recomendado TP = 30 ms + tiempo mínimo de operación del canal de señalización dado en ms.

CRX

Z2

DISPAROAUXILIAR

CTX

Figura 2.21 Lógica de la corriente invertida.

Una vez que el temporizador de la corriente invertida ha operado, el disparo transferido del relevador D de la línea sana es inhibido o bloqueado. El reestablecimiento del temporizador, se da cuando se presenta una pérdida en la señal de disparo transferido o por la operación de los comparadores de zona 2. Un retardo de tiempo TD (time drop out) para el reestablecimiento del temporizador de la corriente invertida es requerido cuando los comparadores de la zona 2 en la terminal D operen antes que sea reestablecida la señal de disparo permisivo del relevador en la terminal C, el cual podría causar una mala operación en los relevadores de la línea sana. Ajuste recomendado TD = tiempo máximo de reestablecimiento del canal de señalización en ms + 35 ms (margen de seguridad). La secuencia de la corriente invertida se muestra en el diagrama de la figura 2.22 donde se observa cómo los relevadores de la línea sana son prevenidos de una mala operación debido a la apertura secuencial de los interruptores en la línea fallada y el instante del ciclo en el cual toman su posición. Después que se presenta la corriente invertida, los comparadores de la zona 2 del relevador D inician la transmisión de la señal de disparo permisivo de la subestación D a la subestación C, así el relevador en C estará prevenido de la misma forma para una mala operación. Los relevadores en ambas subestaciones C y D, siguen habilitados de nuevo cuando la línea fallada es aislada y se agota el ajuste del temporizador TD de la corriente invertida.


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B

D

C

Z1B TIEMPO DE OPERACION DEL 52

Z2C CTX

TP TD

CTXZ2CRESET RESET

RESET

Z2D

PRINCIPIO DE LA FALLA

CORRIENTE INVERTIDA

RELEVADOR D INACTIVO

RELEVADOR D ACTIVADO

Figura 2.22 Diagrama de secuencia de la corriente invertida con sobrealcance permisivo

2.7.2 Recierre automático de líneas de transmisión El objetivo de esta práctica es regresar al sistema de transmisión a su configuración original con una salida mínima en la línea de transmisión y el menor gasto en mano de obra. El incremento en los costos de operación del sistema y la mejora en la confiabilidad de los interruptores controlados en forma automática, aceleraron el interés y el uso del recierre automático ante las primeras invocaciones de emergencia. La política particular de cada área y los requerimientos del sistema determinan la complejidad y variedad de los esquemas de recierre automático que actualmente se encuentran en servicio. La experiencia con la operación de los sistemas de transmisión aéreos indican que aproximadamente el 80% de las fallas en las líneas son de naturaleza temporal. En consecuencia, con el recierre automático en el sistema de transmisión, generalmente se logra uno o más beneficios descritos a continuación:

1. Se restaura en un tiempo mínimo la capacidad de transferencia de potencia del sistema a su nivel anterior.

2. Se apega a tiempos y limitaciones de recierre predeterminados. 3. Se reduce el tiempo de interrupción del servicio a usuarios que reciben

directamente del sistema de transmisión. 4. Puede evitar que los operadores del sistema tengan que restaurar

manualmente el servicio durante tormentas u otras perturbaciones del sistema.

2.7.3 Conceptos generales de recierre monopolar Analizando los historiales de fallas en líneas de transmisión, se observa que el 95% de estas fallas son de naturaleza transitoria, por lo cual se puede considerar que el 90% de las líneas pueden ser reestablecidas y puestas en servicio automáticamente.


43

Las fallas en líneas de transmisión son generalmente causadas por fenómenos tales como: incendios de maleza, quema de sembradíos, excremento de aves sobre los aisladores, relámpagos y contaminación. Son menos frecuentes las fallas causadas por daños mecánicos de las líneas, como son ruptura de conductor, conectores, aislamiento, etc. Por estadísticas en líneas de tensiones de 230 a 400 kV, se puede observar que el 85 al 95% de las fallas ocurridas, se involucra sólo una fase. Si las condiciones de la red lo permiten, la continuidad y la transmisión de potencia pueden mantenerse desconectando sólo la fase fallada en ambos extremos, durante un tiempo determinado (tiempo muerto del recierre). Por estas razones, se pensó en el uso del disparo-recierre monopolar. En la actualidad, esta aplicación es altamente utilizada en líneas de enlace entre diferentes compañías, en líneas de enlace entre centros de generación y también en líneas que alimentan cargas radiales con o sin generación local. 2.7.3.1 Ventajas de la aplicación del disparo-recierre monopolar

1. Estabilidad del sistema Es bien conocido que si la impedancia de transferencia entre dos sistemas de generación es mantenida con valores bajos, la estabilidad síncrona de los mismos, se mejora. Lo anterior se logra manteniendo en dos fases la transmisión de potencia durante el tiempo muerto del recierre, cuando ocurren fallas de una sola fase a tierra. Así mismo, se ve incrementada la capacidad de transmisión a un costo mínimo. Esta ventaja es la que en un inicio le dio origen a la aplicación de DRM (Disparo y Recierre Monopolar), en líneas de transmisión.

2. Estabilidad de carga Es importante mantener la estabilidad del flujo de carga que alimenta el sistema durante fallas en las líneas. La aplicación del DRM contribuye a mejorar este aspecto. Es obvio que cargas alimentadas por motores síncronos se mantienen al mantenerse la impedancia de transferencia con valores bajos, sucede lo mismo que para generadores síncronos, sin embargo los motores síncronos tienden a presentar mayores problemas de estabilidad, comparados con los generadores síncronos. El comportamiento de los motores de inducción con respecto a la estabilidad de carga, es mejorado con la aplicación del esquema de DRM, al mantenerse el voltaje de secuencia positiva en las terminales del motor con valores bastante aceptables, el par en los motores de inducción es proporcional al


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cuadrado del voltaje de secuencia positiva aplicado a sus terminales. Existe par de reserva, causado por los voltajes de secuencia negativa, pero es despreciable. Las aplicaciones correctas de autorecierre monopolar, pueden asegurar que un voltaje de secuencia positiva será mantenido al máximo durante el tiempo muerto del recierre y así mantener el par del motor. Comparado con el disparo-recierre tripolar, se observa una gran ventaja, puesto que en este cada operación significa una interrupción total.

2.7.3.2 Desventajas de la aplicación del disparo y recierre monopolar a) Costo y esquemas más complejos Se requiere esquemas de protección que seleccionen la fase fallada y que contengan salidas de disparo por fase, los recierres necesitan algunas compuertas que lo bloqueen en casos de fallas evolutivas. El costo de los relevadores utilizados se incrementa en algunas ocasiones en un 20% comparada con los esquemas de recierre convencional. b) Interruptores de potencia Es esencial contar con un interruptor en cada extremo de la línea protegida y debe tener capacidad de disparar monopolarmente, mediante bobinas de disparo independientes para cada polo. c) Corrientes de secuencia negativa La apertura de una fase en un circuito trifásico trae como resultado un incremento en las corrientes de secuencia cero y secuencia negativa durante el tiempo muerto del recierre. La secuencia negativa causa calentamiento adicional en las máquinas rotativas. Normalmente los tiempos de ajuste de tiempo muerto no rebasan los dos segundos. Así que el calentamiento adicional que se presenta en el sistema no es significante. d) Corrientes de secuencia cero La componente de secuencia cero, puede causar interferencia en las líneas telefónicas, de cualquier manera esta componente es mucho mayor cuando se alimenta la falla, las corrientes de secuencia cero disminuyen considerablemente durante el tiempo muerto del recierre. Lo que debe cuidarse es que durante la operación del recierre monopolar la corriente de secuencia cero no sea lo suficientemente grande como para arrancar ó incluso


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disparar la protección de respaldo 67N. Esto implicaría tomar en cuenta el ajuste del valor de pickup de la protección y el tiempo de operación para cada valor posible de falla. e) Problemas en los esquemas de protección utilizados para el DRM Selección de fases Uno de los compromisos más importantes de esta protección es la selección correcta de la fase fallada. Normalmente estos problemas se presentan para zona 3 que emplean características tipo Mho y con offset, o en relevadores de impedancia con alcance bastante amplio para proveer un respaldo adecuado para fallas remotas, de esta manera, fue necesario bajar el alcance de la zona 3 a no más del 150% de la línea protegida. En ciertas aplicaciones de líneas radiales, donde el extremo receptor tiene una fuente de corriente de secuencia cero limitada (débil infeed), se ha mejorado la selección de fases utilizando relevadores de voltaje monitoreados con corriente residual, esta aplicación ha sido exitosa para terminales con aportación débil. Relevadores de sobrecorriente de respaldo Durante el tiempo muerto, en el cual la línea de transmisión está operando con una fase abierta, existe circulación de corriente de secuencia cero en el sistema, y en la línea afectada, los relevadores de respaldo localizados en los puntos de detección de corriente de secuencia cero operarán incorrectamente, cuando el tiempo ajustado de tiempo muerto excede al tiempo de operación de la característica tiempo-corriente de de los relevadores de sobrecorriente, normalmente se considera que en las condiciones de tiempo muerto puede circular por el circuito residual equivalente a tres veces la corriente de carga nominal, por lo tanto, debe tenerse cuidado para evitar este tipo de operaciones incorrectas. Fallas con alta resistencia Estas pueden ocurrir por varios motivos, tales como: fallas causadas por incendios de zacate, ramas de árbol pegándose a la línea, viento excesivo durante la presencia de la falla a tierra, etc. Como es conocido, que la resistencia de arco origina problemas a las unidades de medición de fase a tierra. Estos problemas pueden ser disminuidos utilizando por ejemplo, relevadores con características cuadrilaterales. Protección de discrepancia de polos Los interruptores con mecanismos independientes por fase, normalmente tienen una protección de discrepancia de polos. Esto permite el disparo de los tres polos, si existe discrepancia entre los polos por un determinado tiempo. Por lo tanto, es importante considerar que el ajuste de tiempo de la protección de discrepancia de polos, exceda al ajuste de tiempo muerto definido para el recierre.


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2.7.4 Protección contra oscilaciones de potencia Las oscilaciones de potencia son variaciones en el flujo de potencia que ocurren cuando el voltaje interno, que alimentan a los relevadores localizados en distintos puntos del sistema de potencia, se desplaza relativamente uno con respecto al otro. Los cambios en los flujos de potencia ocurren como resultado de una falla y su liberación subsecuente es una causa de oscilación de potencia. Durante las condiciones de oscilaciones de potencia, se pueden usar protecciones contra oscilaciones de potencia, tiro de carga, para dividir estratégicamente un sistema de potencia en puntos predefinidos. Idealmente la división podría ser hecha, de tal manera que la capacidad de la planta y las cargas conectadas en cualquiera de los lados de la división queden equilibradas. Este tipo de disturbios no pueden ser identificados correctamente por una protección de distancia común, como se mencionó previamente a menudo es necesario prevenir los esquemas de protección de distancia de operar durante condiciones de oscilaciones de potencia estable o inestable, para evitar el disparo en cascada. Para iniciar la división del sistema por una oscilación de potencia inestable, se emplean los elementos de medición de impedancia en un esquema de disparo de carga, ver figura 2.23 La característica de los relevadores tipo impedancia son utilizados, para establecer sus limites de operación se recurre a definir segmentos que están en paralelo al vector impedancia de la línea protegida, como se muestra en la figura 2.23 los elementos de impedancia dividen el diagrama R/X en tres zonas A, B, y C, como la impedancia cambia durante las oscilaciones de potencia, los puntos que representan la impedancia se mueven lo largo del área de oscilación, entrando a las tres zonas en turnos y causando la operación secuencial de las unidades ohms. Solo una condición de oscilación de potencia inestable puede causar que el vector impedancia se mueva exitosamente a través de las tres zonas. Por lo tanto, otro tipo de disturbios en el sistema, tal como una condición de falla, lo que resultará en la no-operación de este elemento.


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Figura 2.23 aplicación de la características de disparo de tirado de carga

2.7.4.1 Bloqueo contra oscilaciones de potencia Una oscilación de potencia puede causar que la impedancia presentada a un relevador se mueva desde el área de carga normal y entrar a la característica del relevador. En este caso, una oscilación de potencia estable es importante que el relevador de distancia no dispare, para permitir que el sistema de potencia regrese a una condición de estado estable. Por esta razón, la mayoría de los esquemas de protección de distancia usados en sistemas de transmisión disponen de un elemento de bloqueo contra oscilaciones de potencia. Los diferentes relevadores pueden utilizar diferentes principios de detección de una oscilación de potencia, pero todos ellos involucran el reconocer que el movimiento de la impedancia medida en relación a las características de medición del relevador se da a una velocidad que es significativamente menor a la velocidad de cambio que ocurre en condiciones de falla. Cuando un relevador detecta tal condición, los elementos de operación del relevador deben ser bloqueados. El bloqueo contra oscilaciones de potencia puede ser aplicado individualmente para cada una de las zonas del relevador o sobre todas las zonas, dependiendo del relevador usado. 2.8 ESQUEMAS DE TELEPROTECCIÓN La protección a distancia convencional de tiempo escalonado se ilustra en la figura 2.24, una de las desventajas principales de este esquema es que la protección de la zona 1 instantánea, ubicada en cada extremo de la línea protegida, no puede ser ajustada para cubrir el 100% de dicha línea. Normalmente, se ajusta para cubrir solo el 80 %, esto deja dos tramos de “fin de zona” cada una de un 20% de la longitud de la línea. Una falla en esa zona es liberada en zona 1 por la protección de ese extremo del alimentador y por la zona 2 con un retardo de tiempo (típicamente de 250 a 400 ms) por la protección del otro extremo de la línea.


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Figura 2.24 Esquema convencional de distancia

Esta situación no puede ser tolerada en algunas aplicaciones, por dos razones principales: a) Las fallas remanentes en el alimentador para la zona 2 con un retardo de tiempo

que puede causar que el sistema se vuelva inestable. b) Cuando se utiliza el auto-recierre de alta velocidad, la apertura no simultánea de

los interruptores en ambos extremos de la sección fallada se representa un “tiempo muerto” durante el ciclo de autorecierre, para la falla que se ha extinguido y para la liberación de los gases ionizados, también puede darse la posibilidad de que una falla transitoria cause un bloqueo permanente en el interruptor, de cada extremo de la línea.

Aún, cuando la inestabilidad no se presente, el incremento en la duración del disturbio puede incrementar los problemas de calidad, en el sistema de potencia. Pudiéndose presentar un incremento en los daños de la planta. Los esquemas de protección de unidad que comparan las condiciones en ambos extremos del alimentador, simultáneamente identifican correctamente si existe una falla interna o externa de la sección protegida y proporcionan una protección de alta velocidad para la longitud total del alimentador. Esta ventaja está balanceada por el hecho de que el esquema de unidad no provee protección de respaldo a los alimentadores adyacentes, como lo proporciona un esquema de distancia. El esquema más deseable es obviamente una combinación de estas características de ambos arreglos, esto es, el disparo instantáneo sobre todo el alimentador, además la protección de respaldo a los alimentadores adyacentes. Esto puede ser logrado mediante la interconexión a través de canales de comunicación de los relevadores de protección de distancia, ubicados en cada extremo del alimentador. El propósito del canal de comunicación es transmitir la información acerca de las condiciones del sistema en un extremo de la línea protegida con respecto al otro, incluyendo la petición de iniciar o evitar el disparo del interruptor del extremo remoto.


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El arreglo anterior, generalmente es conocido como esquema de disparo transferido mientras que el último es conocido como un esquema de bloqueo. 2.8.1 Esquema de disparo transferido directo de bajo alcance La manera más simple de reducir los tiempos de liberación de fallas que se presentan en el “fin de zona” y que es identificado por la operación de la zona 2, es adoptar un disparo transferido directo o una técnica de interdisparo, esta lógica se muestra en la figura 2.25

Figura 2.25 Esquema de la lógica de disparo transferido directo de bajo alcance.

Un contacto operado por el elemento de la zona 1 es programado para enviar una señal al relevador remoto solicitándole el disparo. Este esquema es conocido como esquema de disparo transferido directo de bajo alcance, debido a que los elementos de la zona 1 no cubren el total de la línea. Una falla F al final de la zona en el extremo B en la figura 2.24(a) provoca la operación de la zona 1 del relevador y el disparo del interruptor en el extremo B, una solicitud de disparo también es enviado al relevador del extremo A. La recepción de una señal en A indica el inicio de un disparo inmediato. La desventaja de este esquema es el disparo no deseado, debido a una operación accidental por una mala operación de los equipos de señalización, o por interferencias en el canal de comunicación, por estas razones, esta técnica casi no es muy usada. 2.8.2 Esquema de disparo transferido permisivo de bajo alcance (PUTT). El esquema de disparo transferido directo de bajo alcance, descrito previamente se hace más seguro mediante la supervisión de la señal recibida con la operación del relevador de la zona 2, antes de permitir un disparo inmediato, como se muestra en la figura 2.26. Este esquema es conocido como “esquema de disparo transferido permisivo de bajo alcance” (algunas veces abreviado como esquema Z2 (PUTT) o “protección de distancia permisivo de bajo alcance”, debido a que ambos relevadores deben detectar la falla antes de que el relevador del extremo remoto sea permitido disparar en el tiempo de la zona 1


50

Figura 2.26 Esquema de disparo transferido permisivo de bajo alcance

Cuando se presenta una falla F en un doble circuito como se muestra en la figura 2.27, la falla está cercana al extremo A, por lo tanto, existe un infeed despreciable del extremo B, cuando ocurre la falla F. La protección en el extremo B detecta una falla de zona 2 solo después de que el interruptor en el extremo A ha disparado. Esto hace posible que el elemento de la zona 1 en el extremo A se resetee, de esta manera se elimina la señal permisiva a B y causando al elemento que recibió la señal en B se resetee antes que la unidad de la zona 2 en el extremo B dispare. Por lo tanto, es necesario retardar el elemento de reseteo que recibe la señal, para asegurar el disparo de alta velocidad en el extremo B. El esquema PUTT requiere solo un canal de comunicación de dos vías de señalización entre los extremos de la línea, así como el canal que es controlado por los elementos de bajo alcance de la zona 1. Cuando el interruptor en uno de los extremos está abierto o existe un infeed débil, tal que el elemento del relevador correspondiente no opera, entonces, la liberación instantánea no puede ser alcanzada para una falla en el extremo cercano al interruptor abierto.


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Figura 2.27 Esquema PUTT para una falla en un extremo de un doble circuito.

2.8.3 Esquema de disparo transferido permisivo de sobrealcance (POTT) En este esquema un elemento del relevador de distancia es ajustado para alcanzar más allá del extremo remoto de la línea protegida, usado para enviar la señal de interdisparo al extremo remoto. Sin embargo, es necesario que los contactos del relevador de recepción sean monitoreados por medio de los contactos de un relevador direccional, para asegurar que el disparo no se lleve a cabo a menos que la falla esté dentro de la sección protegida. Ver figura 2.28. Los contactos instantáneos de la unidad de la zona 2 son arreglados para enviar la señal y recibir la señal, supervisados por la operación de la zona 2, que usada para energizar el circuito de disparo. Por lo tanto, el esquema es conocido como esquema de disparo transferido permisivo de sobrealcance, algunas veces es abreviado como (POTT) esquema de protección permisivo de sobrealcance. Dado que el canal de señalización está controlado por los elementos de la zona 2 de sobrealcance, el esquema requiere de doble canal de comunicación, una frecuencia para cada dirección de señalización. Si se utilizan relevadores con características Mho, entonces el esquema puede ser más ventajoso que el esquema permisivo de bajo alcance para la protección de líneas cortas debido a la cobertura de la unidad de la zona 2 que es mayor que el ajuste de la zona 1.


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Figura 2.28 esquema de disparo transferido permisivo de sobrealcance (POTT)

Para evitar la operación bajo condiciones de corriente inversa, en circuitos paralelos es necesario usar un temporizador de supervisión de corriente inversa, que evite el disparo de los elementos de la zona 2 hacia delante. De otra forma, la mala operación del esquema puede ocurrir bajo condiciones de corriente inversa, solo es necesario cuando el alcance de la zona 2 es ajustado mayor que el 150 % de la impedancia de la línea protegida. El temporizador es usado para bloquear el disparo permisivo y la señal de envió, como se muestra en la figura 2.29. El temporizador es energizado si la señal es recibida y no existe operación de los elementos de la zona 2. Un retardo de tiempo para arrancar (Tp) está normalmente ajustado para permitir el disparo instantáneo, y operar ante cualquier falla interna, tomando en cuenta la operación retardada del temporizador de la zona 2. El temporizador debería de operar y bloquear los circuitos de “disparo permisivo” y “de envió de señal” cuando se presente la corriente inversa. El temporizador es desenergizado cuando los elementos de la zona 2 operan o los elementos de señal de recepción se resetean. El reset del retardo (Td ) del temporizador es ajustado para cubrir cualquier traslape en tiempo, causado por la operación de los elementos de la zona 2 y la señal de reset del extremo remoto, cuando la corriente en el alimentador sano se invierte. Usando el temporizador de esta manera indica que existe un retardo de tiempo extra, agregado en el circuito permisivo para una falla interna.


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Figura 2.29 esquema permisivo de sobrealcance con seguro lógico de corriente inversa

El esquema de arriba utiliza los elementos de la zona 2 del relevador, a menudo se conoce como esquema de protección permisivo de sobrealcance. 2.8.4 Esquemas de sobrealcance por bloqueo Los arreglos descritos anteriormente usan canales de señalización para transmitir una instrucción de disparo. Si el canal de señalización falla o existe la característica de infeed débil para fallas en los extremos, puede llevar mucho mayor tiempo en la liberación. Los esquemas de sobrealcance por bloqueo utilizan un esquema de distancia de sobrealcance y una lógica inversa. La señalización solo es inicializada para fallas externas y la transmisión de señalización se realiza sobre la sección de líneas sanas. La liberación rápida de la falla ocurre cuando no se recibe una señal y los elementos de medición de la zona 2 de sobrealcance que ven hacia la línea operan. El canal de señalización es controlado por los elementos de distancia que miden hacia atrás (zona 3 en el diagrama, a través del cual la zona usada y particularmente depende del relevador utilizado), un esquema de bloqueo ideal se muestra en la figura 2.30 Un canal de una sola frecuencia de señalización opera ambos relevadores local y remoto, cuando una señal de bloqueo es iniciada en cualquier extremo de la sección protegida.


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Figura 2.30 Esquema ideal de protección de distancia por bloqueo 2.8.5 Comparación de los esquemas de protección por disparo y de bloqueo En una línea normal de dos terminales el factor decisivo en la selección de los tipos de esquema, además de la confiabilidad del canal de señalización previamente discutido, son la velocidad de operación y el método de operación del sistema. La tabla 2.1 compara las características importantes de varios tipos de esquema.

Tabla 2.1 Comparación de distintos esquemas de protección a distancia


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Los relevadores de distancia digitales están provistos con varios esquemas en el mismo relevador. Entonces la selección del esquema es independiente de la selección del relevador y el usuario está provisto de todas las funcionalidades requeridas para compensar los cambios en el sistema. 2.9 PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN COMPLEJAS Previamente fueron cubiertos los principios básicos de la protección de líneas con dos terminales de circuitos simples, cuya impedancia del circuito solo corresponde a la de los conductores empleados. Sin embargo, a menudo son instalados circuitos de transmisión en paralelo ya sean en circuitos duplicados en una sola estructura o bien líneas separadas conectadas a los mismos extremos a través de diferentes rutas. También existen circuitos multiterminales, uno de ellos es el circuito con tres terminales, conocido como circuito T o líneas “tapeadas”, como se muestra en la figura 2.31. Otras posibilidades es el uso de capacitores series o reactores shunt conectados directamente. La protección de tales líneas es más compleja y requiere que sean modificados los esquemas básicos descritos en las secciones anteriores.

Figura 2.31 Alimentadores multiterminales y paralelo

2.9.1 Desempeño de los relevadores de distancia para fallas a tierra Cuando una falla a tierra ocurre en el sistema, el voltaje aplicado al elemento de falla a tierra del relevador que protege uno de los circuitos, incluye un voltaje inducido proporcional a la corriente de secuencia cero del otro circuito.


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Figura 2.32 Circuito paralelo alimentado de ambos extremos

Como la distribución de corriente en los dos circuitos no está afectada por la presencia de acoplamiento mutuo, no existen variaciones similares en la corriente aplicada al relevador y consecuentemente el relevador mide la impedancia a la falla incorrectamente. Si la impedancia aparente a la falla es mayor o menor que la impedancia real, depende de la dirección de la corriente que fluye en el circuito sano. El caso más común para dos circuitos conectados en los extremos A (local) y B (remoto), como se muestra en la figura 2.32, la impedancia de la línea A, medida por un relevador de distancia con compensación de corriente de secuencia cero de su propio alimentador está dado por:

( )( )

B0 A0A L1

A1 A0

I I MZ =nZ 1+

2 I I +K⎧ ⎫⎪ ⎪⎨ ⎬

⎪⎪ ⎭⎩ (2.77)

Donde: 0

1

M

L

ZM Z=

La impedancia verdadera a la falla es nZL1, donde n es la posición de la falla expresada en por unidad, medida desde el relevador R y ZL1 es la impedancia de secuencia positiva de un solo circuito. El error en la medición está determinado en la


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fracción dentro del corchete; esto varía con las corrientes de secuencia positiva y cero del circuito A y la corriente de secuencia cero del circuito B. Estas corrientes son expresadas a continuación en términos de los parámetros de línea y de la fuente.

( )( ) ( )( )

( ) ( )( )( )

( ) ( )( )( )

B0

A0'' 'S0 S0

'' ''S0 S0 L0 M0

'' 'S1 S1 L1

A1 1' ''S1 S1 L1

A0

'' 'S0 S0 L0 M0

' ''S0 S0 L0 M0

I =I

nZ - 1-n Z2-n Z + 1-n Z +Z +Z

2-n Z + 1-n Z +ZI = I

2 Z +Z +Z

I =

2-n Z + 1-n Z +Z +Z

2 Z +Z +Z +Z

(2.78)

donde

0MZ = impedancia mutua de secuencia cero entre dos circuitos Nota: para fallas a tierra I1=I0. Usando las fórmulas anteriores se pueden construir una familia de curvas, las cuales se muestran en la figura 2.33. En esta figura, n’ es el alcance efectivo en p.u de un relevador que se ajusta para proteger hasta el 80% de la línea. Se ha considerado como un bus infinito a cada uno de los extremos de la línea esto es '

1SZ y ''1SZ ambos

son cero. Una familia de curvas de constantes n’ han sido graficadas para variaciones de impedancia de secuencia cero de las fuentes '

0SZ y ''0SZ .

Puede observarse en la figura 2.33 que el relevador R puede tener bajo alcance o sobrealcance de acuerdo a los valores relativos de la impedancia de secuencia cero de la fuente y la relación de impedancia de la línea; los alcances críticos reales en p.u para el relevador son 0.67 y 1. El relevador de sobrealcance no es problema cuando la condición que va ser examinada es una falla en el alimentador protegido, para el cual la operación del relevador es deseable. Esto puede ser analizado a partir de la figura 2.33 donde el relevador R es más probable que realice un bajo alcance. Sin embargo, el relevador localizado en el extremo opuesto tenderá a realizar un sobrealcance. Como resultado, debido a las características de los relevadores en ambos extremos, estos proporcionaran traslapes para fallas a tierra en cualquier punto del alimentador.


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Puede lograrse una protección satisfactoria con el esquema de distancia de disparo transferido de bajo alcance. Por otro lado, la compensación para el efecto de la impedancia de secuencia cero no es necesaria, a menos que el relevador esté provisto con un elemento de medición de distancia a la falla. Esta compensación en relevados digitales numéricos es fácil implementarlo en software, pero es impráctico implementarlo con tecnologías viejas.

Figura 2.33 curvas de alcance típico que ilustran el efecto de acoplamiento mutuo

2.9.2 Comportamiento del relevador de distancia para fallas a tierra en alimentadores en paralelo Aunque los relevadores de distancia con compensación mutua miden la distancia correcta a la falla, estos no miden correctamente si la falla ocurre en el alimentador adyacente. Con referencia a la figura 2.32 la máxima cantidad de sobrealcance está dado cuando '' '' ''

1 2 0S S SZ Z Z= = = ∞ . Bajo estas condiciones, fallas que se presenten dentro del primer 43% del alimentador A, aparecerán en el relevador de distancia del relevador B dentro de su alcance de la zona 1. La solución es limitar el factor de compensación mutuo aplicado al 150% de la compensación de secuencia cero. 2.9.3 Comportamiento de los relevadores de distancia protegiendo un simple circuito. Si solo uno de los alimentadores en paralelo está en servicio, la protección en el alimentador restante mide la impedancia de falla correctamente, excepto cuando el alimentador que no está en servicio está aterrizado en ambos extremos. En este caso la impedancia de secuencia cero se muestra en la figura 2.34.


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Figura 13.5 red de impedancia de secuencia cero durante la operación de circuito simple

Algunos investigadores han mostrado que la impedancia aparente presentada en el relevador, bajo estas condiciones está dada por:

2

A0 M0R L1

R L0

I ZZ =Z -I Z

(2.79)

Donde: IR es la corriente que alimenta al relevador

0A R AI K I= + (2.80)

La relación de IA0/IR varía con las condiciones del sistema, alcanzando un máximo cuando el sistema está aterrizado detrás del relevador y sin generación en ese extremo. En ese caso la relación IA0/IR es igual a ZL1/ZL0 y la impedancia aparente presentada al relevador es:

20

1 20

1 MR L

L

ZZ ZZ

⎛ ⎞= −⎜ ⎟

⎝ ⎠ (2.81)

La ecuación de arriba, muestra que el relevador tiende a responder con sobrealcance. Esto debe tomarse en cuenta cuando se selecciona el ajuste de la zona 1 para la protección de distancia de líneas en las cuales está condición puede presentarse. Una manera de resolver este posible sobrealcance, algunas compañías reducen el alcance de los relevadores de falla a tierra a un valor de 0.65 ZL1 cuando una de las líneas están fuera de servicio. Sin embargo la probabilidad de tener una falla en la primera sección de la línea adyacente cuando una de las líneas está fuera de servicio es muy baja, por lo tanto muchas compañías no reducen el ajuste en esta condición. Puede notarse que el uso de la compensación mutua no resolverá el efecto de sobrealcance dado que las cuchillas de aterrizamiento están normalmente colocadas del lado de los TC de la línea. Los valores típicos de la impedancia de línea de secuencia cero para líneas de alta tensión, se muestran en la tabla 2.2


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donde el error máximo en p.u está dado por (ZMO/ZLO)2. Puede notarse que los valores de sobrealcance marcados en esta tabla son máximos y solo podrán encontrarse en casos muy especiales. En muchos casos existe generación en ambos extremos del alimentador y el sobrealcance es reducido. En los cálculos realizados por especialistas, en condiciones más realistas, el error máximo encontrado en una línea de 400kV de doble circuito es de 18.6%.

Tabla 2.2 máximo error de sobrealcance durante la operación en circuito simple

2.9.4 Esquema de comparación de fase utilizando el carrier de la línea. El principio de operación de este esquema de protección involucra la comparación de los ángulos de fase de señales obtenidas de una combinación de las corrientes de secuencia en cada extremo del alimentador. Cuando la diferencia de ángulo de fase excede un valor preajustado “ángulo de disparo”, la señal de disparo es enviada a los interruptores correspondientes. La manera de prevenir la operación incorrecta para fallas externas, es mediante dos detectores ajustados en diferentes niveles. El detector de ajuste bajo inicia la transmisión de la señal carrier, mientras que el detector de ajuste alto es usado para el control de la salida del disparo. Sin esta seguridad, el esquema podría operar incorrectamente para fallas externas, debido a la tolerancia de operación del equipo y a las corrientes capacitivas presentes en el alimentador protegido. Esta condición es más crítica en alimentadores multiterminales, debido a que la corriente en las terminales del alimentador es distinta para una falla externa. En este caso el alimentador multiterminal es mostrado en la figura 2.35. Para evitar la operación incorrecta es necesario hacer que el ajuste del detector de ajuste bajo en el extremo A o en el extremo B sea energizado cuando la corriente en el extremo C sea suficientemente alta para operar al detector de ajuste alto en ese extremo. Como solo uno de los arrancadores de ajuste bajo ya sea en el extremo A o en B requiere ser energizado para la operación correcta, la condición más desfavorable puede ser cuando las corrientes A y B son iguales. Para mantener la estabilidad bajo esta condición, la relación del ajuste alto al bajo debe ser dos veces más que el utilizado cuando el esquema es aplicado a alimentadores sencillos. Esto resulta en una pérdida de sensitividad, el cual conlleva a que el equipo sea inconveniente si es bajo el nivel de falla en el sistema de potencia.


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Figura 2.35 Condiciones de falla externa

Otra condición desfavorable es la que se ilustra en la figura 2.36. Si ocurre una falla interna cercana a uno de los extremos del alimentador (extremo B en la figura 2.36) y existe una pequeña o muy baja generación en el extremo C, la corriente en este extremo puede fluir hacia fuera. Entonces la protección no opera, debido a que la distribución de corrientes de falla es similar a la de una falla externa; ver figura 2.35. La falla solo puede ser liberada por una protección de respaldo, por lo tanto, se requiere de alguna alternativa de protección primaria para logar una de alta velocidad de operación.

Figura 2.36 Falla interna

Un punto que debe ser tomado en cuenta cuando se aplique este esquema es la atenuación de la señal carrier en la unión T. Esta atenuación es una función de las impedancias relativas de las ramas del alimentador a la frecuencia del carrier, incluyendo la impedancia del equipo de recepción. Cuando la impedancia de la segunda y tercera terminal son iguales, se presenta una pérdida de potencia del 50%. En otras palabras, la señal del carrier enviada de la terminal A a la terminal B, es atenuada por 3dB, debido a la existencia de la tercer terminal C. Si la impedancia de las dos ramas correspondientes B y C son diferentes, la atenuación puede ser mayor o menor que 3dB.


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2.9.5 Protección diferencial usando señalización de fibra óptica Los relevadores diferenciales actuales pueden proporcionar la protección de unidad para circuitos multiterminales, sin ninguna restricción asociada con otras formas de protección. El uso en un sistema con tres terminales como se muestra en la figura 2.37, los relevadores en cada extremo de la línea son relevadores digitales interconectados por enlaces de fibra óptica, tal que cada uno envía información a los otros. En la práctica los enlaces de fibra óptica pueden ser dedicados al sistema de protección o multiplexados.

Figura 2.37 Protección de corriente diferencial

Si las corrientes IA, IB y IC son los vectores actuales de corriente en el extremo A, B y C, por lo tanto en un circuito sano se tiene:

A B CI +I +I 0= (2.82) El principio básico de operación del sistema es que cada relevador mide sus tres corrientes de fase local y envía estos valores a los otros relevadores. Entonces cada relevador calcula para cada fase, la corriente diferencial resultante, así como también la corriente de polarización la cual es usada para restringir al relevador en la manera convencional como en un esquema de protección diferencial polarizado. La característica de polarización es necesaria en este esquema porque está diseñado para operar con transformadores de corriente convencional que están sujetos a los errores de transformación transitoria. Esas dos cantidades son:

( )diff A B C

bias A B C

I > I +I +I1I I + I + I2

= (2.83)

La figura 2.38 muestra la característica de protección diferencial polarizada, siendo el criterio de disparo la ecuación siguiente.


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diff biasI >K I (2.84) y

diff SI >I (2.85) Donde: K= ajuste del porcentaje de polarización

SI = la corriente diferencial mínima de ajuste

Figura 2.38 Protección diferencial de porcentaje polarizado

Si las magnitudes de esas corrientes diferenciales indican que una falla ha ocurrido, entonces el relevador dispara su interruptor local. Los relevadores también monitorean continuamente el desempeño de los canales de comunicación y llevan acabo una operación de autoprueba y de diagnóstico. El sistema mide las corrientes de fase individual, por lo tanto, si se requiere el disparo monopolar este puede ser implementado. Los relevadores están provistos de software para reconfigurar la protección entre líneas de dos y tres terminales, así que la modificación de esos sistemas de dos a tres terminales no requiere ninguna sustitución de relevador. Además, la pérdida de un enlace de comunicación solo degrada ligeramente el desempeño del esquema. Los relevadores pueden reconocer esto y utilizan caminos alternos de comunicación. Solo si todos los canales de comunicación de un relevador fallan, entonces el esquema se regresa a una protección de respaldo. 2.9.6 Impedancia aparente vista por relevadores de distancia. La impedancia vista por los relevadores de distancia es afectada por las corrientes infeed en las ramas de los alimentadores, ver figura 2.39.


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Figura 2.39 Falla en el bus de la subestación B

Para una falla en la barra B, el voltaje VA en el extremo A está dado por:

A A LA B LBV =I Z +I Z Así que la impedancia ZA vista por el relevador de distancia de la terminal A está dada por:

A BA LA LB

A A

V IZ = =Z + ZI I

(2.86)

o B

A LA LBA

IZ =Z + ZI

(2.87)

o C

A LA LB LBA

IZ =Z +Z ZI

+ (2.88)

La impedancia aparente presentada al relevador es modificada por el término (IC/IA)ZLB. Si la carga de prefalla es cero, las corrientes A y C están en fase y su relación es un número real. La impedancia aparente presentada al relevador en ese caso puede ser expresado en términos de las impedancias de fuente como sigue:

( )( )

SB LBA LA LB LB

SC LC

Z +ZZ =Z +Z Z

Z +Z+ (2.89)

La magnitud del tercer término en está expresión es una función de la impedancia total de las ramas C y B y pueden alcanzar un valor relativamente alto cuando la distribución de la corriente de falla de la rama C es mucho mayor que en la rama A. La figura 2.40 ilustra como un relevador de distancia con característica Mho, localizada en el extremo A con un elemento de la zona 2 que es ajustado al 120% del alimentador AB, no ve la falla en el nodo remoto B. El punto T en este ejemplo está a la mitad entre la subestación A y la subestación B (ZLA=ZLB) y las corrientes de falla IA e IC se consideran que son idénticas en magnitud y ángulo de fase. En estas


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condiciones, hacen que el relevador vea como si la falla estuviera en B’ en lugar del punto B, es decir, el relevador tiene un bajo alcance.

Figura 2.40 Impedancia aparente presentada al relevador en el Bus A, para una falla en el Bus B. El efecto de bajo alcance en un alimentador T puede presentarse para cualquier tipo de falla. Para propósitos de simplicidad las ecuaciones del ejemplo mencionado son válidas solo para fallas balanceadas. Para fallas desbalanceadas, especialmente las que involucran tierra, las ecuaciones se vuelven más complicadas, tales que las relaciones de contribución de las corrientes de secuencia de falla en las terminales A y C no pueden ser iguales. En un ejemplo extremo esta condición se encuentra cuando la rama C es una derivación, sin generación y con el devanado primario de un transformador conectado directamente a tierra como se muestra en la figura 2.41. Las redes de secuencia correspondiente son ilustradas en la figura 2.42.

Figura 2.41 Línea tapeada con transformador con el devanado primario sólidamente aterrizado


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Figura 2.42 red de secuencia para una falla de la fase A-G en Bus B del sistema de la figura 2.41

Puede observarse en la figura 2.42 que la presencia del tap tiene un pequeño efecto en las redes de secuencia positiva y negativa. Sin embargo, la impedancia de secuencia cero es la que realmente está en paralelo con la corriente de secuencia cero de la rama A. Como resultado el relevador en la terminal A tiende a tener bajo alcance. Una solución a este problema es incrementar el factor de compensación de corriente residual en el relevador de distancia para compensar la reducción de corriente de secuencia cero. Sin embargo la solución tiene dos limitaciones posibles:

• El sobrealcance ocurrirá cuando no esté conectado el transformador y entonces puede ocurrir una operación para fallas fuera de la zona protegida.

• La posibilidad de aumentar la mala operación de los elementos de falla a tierra, para fallas a tierra detrás de la ubicación del relevador.

• 2.9.7 Efecto de la carga de prefalla. En secciones anteriores se ha considerado que la transferencia de potencia entre las terminales de un alimentador previo a la falla es cero. Si no es el caso, las corrientes IA e IC de la figura 2.39 pueden estar fuera fase y el factor IC/IA de la ecuación para la impedancia vista por el relevador en el extremo A, se convierte en una cantidad compleja, con un ángulo de fase positivo o negativo dependiendo si la corriente IC adelanta o atrasa a la corriente IA. Para la condición de falla previamente considerada en la figura 2.39 y 2.40 la corriente de carga de prefalla puede desplazar la impedancia vista por un relevador de distancia hacia los puntos B’1 o B’2 mostrados en la figura 2.43 de acuerdo al ángulo de fase y la magnitud de corriente de carga de prefalla. Algunos investigadores han analizado el efecto de prefalla en la


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impedancia vista por los relevadores de distancia. Sus resultados y conclusiones muestran algunas limitaciones de ciertas características de relevadores y de los esquemas.

Figura 2.43 efecto de la carga de prefalla en la impedancia aparente presentada al relevador

2.9.8 Efecto de la corriente de falla que sale en una terminal. Hasta este punto se ha considerado que las corrientes de falla en las terminales A y C fluyen hacia adentro del alimentador para una falla en el extremo B. Sin embargo, la corriente en una de esas terminales puede fluir hacia afuera en lugar de entrar. Un caso típico se muestra en la figura 2.44, que es el paralelo de un alimentador en T con uno de los extremos abierto del circuito en paralelo en la terminal A.

Figura 2.44 Falla interna en el bus B con corrientes saliendo de la terminal C

Como las corriente IA e IC ahora tiene signos diferentes, el factor IC/IA se vuelve negativo. Consecuentemente el relevador de distancia en la terminal A ve una impedancia menor que el alimentador protegido (ZA+ZB), y por lo tanto, tiene una


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tendencia a sobrealcance. En algunos casos la impedancia aparente presentada puede ser tan bajo como el 50% de la impedancia del alimentador protegido y aún más bajo, si otras líneas existen entre las terminales B y C. Si se presenta una falla interna en el alimentador cercana al bus B, como se muestra en la figura 2.45, la corriente en la terminal C, fluye hacia afuera. Como resultado la falla aparece como una falla externa al relevador de distancia en la terminal C, el cual no opera.

Figura 2.45 Falla interna cerca del Bus B con corriente saliendo de la terminal C

2.9.9 Operación incorrecta para falla hacia atrás. Los relevadores de distancia de falla a tierra con características direccionales tienden a perder su característica de direccionalidad bajo condiciones de fallas desbalanceadas hacia atrás, si la corriente que fluye a través del relevador es alta y el ajuste del relevador es relativamente grande. Esas condiciones aumentan principalmente en fallas a tierra. El ajuste del relevador y la inversión de corriente de falla están relacionados, el primero es una función de la longitud máxima de las líneas y el segundo depende principalmente de la impedancia del alimentador más corto y del nivel de falla en esa terminal. Por ejemplo, refiriéndose a la figura 2.46, el ajuste del relevador en la terminal A dependerá de la impedancia (ZA+ZB) y la corriente infeed de falla IC para una falla en el extremo B, mientras de la corriente de falla IA para una falla hacia atrás puede ser una cantidad grande, si el punto T está cercana a las terminales A y C.


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Figura 2.46 falla externa detrás del relevador en la terminal A

A continuación, se presentan los principales problemas que se dan en la aplicación de la protección de distancia de alimentadores en T, ver la tabla 2.3

Tabla 2.3 Principales problemas en el uso de los relevadores de distancia en la protección de alimentadores T

2.9.10 Protección de líneas con compensación serie. La figura 2.47 describe la ecuación básica de transferencia de potencia. Puede observarse de la ecuación que la transferencia de potencia es proporcional a los niveles de voltaje del sistema y del ángulo de carga y es inversamente proporcional a la impedancia del sistema. La compensación serie en líneas de transmisión se utiliza donde los niveles de transmisión de potencia no pueden ser alcanzados, para satisfacer el requerimiento de las cargas o a la estabilidad del sistema. La compensación serie en las líneas de transmisión se realiza conectando un capacitor en serie, el cual tiene como objetivo reducir la impedancia inductiva de la línea, y por lo tanto, incrementar el flujo de potencia. Los niveles típicos de compensación son del 35%, 50% y 70%, donde el nivel de porcentaje indica la impedancia capacitiva comparada a la impedancia de la línea de transmisión.


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Figura 2.47 Transferencia de potencia en una línea de transmisión

La introducción de la impedancia capacitiva a la red de transmisión, incrementa los problemas de protección. El problema más común en estas situaciones es la inversión de voltaje, tal como se muestra en la figura 2.48. En este caso, se presenta una falla en la línea protegida. La impedancia de falla total es inductiva y por lo tanto, la corriente de falla es inductiva (mostrando un atraso de 90° con respecto al voltaje del sistema), sin embargo el voltaje medido por el relevador es a través del capacitor y por lo tanto, lo atrasa 90° con respecto a la corriente de falla. El resultado neto es que el voltaje medido por el relevador está en oposición al voltaje del sistema, visto de esta manera sencilla, se observa que el potencial da problemas para el relevador, en el cual para tomar las decisiones basado en la direccionalidad, considera un sistema inductivo. Por ejemplo, donde la falla es hacia delante, está indicado por la corriente de falla que está atrasada con respecto al voltaje medido. Analizando la impedancia medida por el relevador con un voltaje capacitivo puede llevar al relevador a tomar una decisión incorrecta de direccionalidad.

Figura 2.48 Inversión de voltajes en una línea de transmisión

Un segundo problema es que la inversión de la corriente, el cual está demostrado en la figura 2.49. En este caso la impedancia total es considerada capacitiva, por lo tanto, la corriente de falla adelanta al voltaje del sistema con 90°, en este caso, el voltaje medido permanece en fase con el voltaje del sistema. Prácticamente el caso de la inversión de falla es difícil de obtener. En la manera de proteger al capacitor de altos niveles de sobrevoltaje durante las condiciones de falla, se instalan algunos dispositivos limitadores de voltaje (usualmente de la forma MOV’s) para poner en


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corto circuito al capacitor, en esos niveles de corriente. En este caso de la inversión de corriente, hace que la impedancia de falla total sea capacitiva y generalmente será pequeña. Esto permite que los altos niveles de corriente de falla, los cuales operaran al MOV’s pondrán en cortocircuito a los capacitores, dejando la impedancia de falla inductiva y previniendo la inversión de corriente.

Figura 2.49 Inversión de corriente en una línea de transmisión

2.10 DISEÑO Y EVALUACIÓN DEL ELEMENTO DIRECCIONAL Los elementos direccionales son fundamentales para la seguridad y selectividad de los esquemas de protección, desempeñando tareas críticas como la supervisión de los elementos de distancia y el control de los elementos de sobrecorriente. Los relevadores numéricos en su plataforma para diseñar a los elementos direccionales toman sus cantidades de par y mediciones de impedancia de secuencia para formar sus características direccionales. Los relevadores numéricos consolidan varios elementos direccionales en un solo paquete de hardware para determinar la dirección de todos los tipos de fallas. Esta forma de reunir varios elementos direccionales permite a los nuevos relevadores realizar cálculos direccionales y evaluar los resultados, de tal manera que puedan tomar o hacer la mejor decisión de direccionalidad. La diferencia del concepto diferencial integrado en la implementación electromecánica, un elemento direccional en particular no tiene conocimiento de las decisiones hechas por otro elemento direccional en la misma terminal del relevador. A continuación, se presentan los diseños básicos de los elementos direccionales. Se evalúan varias combinaciones de entradas a los elementos direccionales y se analiza el desempeño de esas combinaciones para fallas en sistemas simples y complejos. Se analiza lo siguiente:

• La selección de entradas del elemento direccional tradicional y moderno.


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• Los problemas de seguridad y la solución de los elementos direccional clásicos.

• Un elemento direccional de secuencia negativa mejorado con el desempeño de los elementos direccional tradicionales en aplicaciones complejas.

• Desempeño del elemento direccional con superposición de secuencia positiva. También se analiza el desempeño de los elementos direccionales de secuencia negativa para una condición de fase a tierra en una línea de transmisión con compensación serie. 2.10.1 ¿Porque usar un elemento direccional? Se utilizan los elementos direccionales para hacer las siguientes funciones

• Detección de la falla. • Supervisión de los elementos de distancia. • Características de la forma cuadrilateral de los relevadores de distancia de

tierra. 2.10.1.1 Determinar la dirección de la falla Cuando se utiliza un relevador de sobrecorriente en un sistema anillado o en lazo, los relevadores de protección necesitan un elemento direccional para determinar la dirección de falla. Los relevadores de sobrecorriente pueden ser ajustados con mayor sensibilidad que los relevadores de sobrecorriente direccionales, además el intervalo de coordinación es simplificado porque el elemento direccional restringe al relevador para responder a fallas en una sola dirección. Los elementos direccionales proveen alta velocidad para la protección primaria de líneas de transmisión, con ayuda de un canal de comunicación. Los elementos direccionales a menudo trabajan en conjunto con los elementos de distancia, para formar el esquema de disparo transferido permisivo de sobrealcance (POTT) y el esquema de comparación direccional de bloqueo (DCB). Estos elementos de sobrecorriente direccional son incluidos en los esquemas de disparo asistidos con comunicación para resolver las limitaciones de los elementos de distancia de tierra para fallas de alta resistencia. 2.10.1.2 Supervisión de elementos de distancia Los elementos direccionales agregan seguridad a todos los elementos de distancia.


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2.10.1.3 Fallas a tierra hacia atrás y los elementos de distancia de tierra Las cantidades de operación para los elementos de distancia de tierra incluyen la corriente residual (3I0). El alcance largo de los elementos de distancia de tierra ajustado hacia delante puede arrancar para una falla a tierra cercana hacia atrás, en otra fase debido a la inclusión de 3I0 en las cantidades operativas. Una solución a este problema es supervisar los elementos de distancia con un elemento direccional independiente. 2.10.1.4 Fallas de fase a fase hacia atrás y los elementos de distancia de fase Las cantidades de operación para los elementos de distancia de fase usan las corrientes de fase a fase, por ejemplo para la fase BC los elementos de distancia utilizan la diferencia de corrientes (IB-IC) en su cantidad operativa, donde IB e IC son las corrientes de la fase B y de la fase C, respectivamente. Para una falla cercana hacia atrás entre las fases CA, el alcance hacia adelante de los elementos de distancia de las fases BC pueden sensar la corriente, debido al efecto de la corriente de la fase C. Se puede utilizar un elemento direccional de secuencia negativa para supervisar a los elementos de distancia de fase y evitar así las operaciones no deseadas. 2.10.1.5 Falla trifásica hacia atrás y los elementos de distancia de fase. El alcance hacia delante de los elementos de distancia de fase tipo mho carece de seguridad para fallas trifásicas hacia atrás, si son satisfechas las condiciones siguientes:

• Una corriente de carga significante fluyendo hacia el bus de una fuente débil. • Las fallas incluyen en pequeñas cantidades pero críticas de resistencia de

falla. • La expiración de la memoria del voltaje de polarización.

Bajo estas condiciones, el ángulo entre las cantidades de operación y polarización son menores que 90° para el alcance hacia adelante de los elementos de distancia de fase. Esta cantidad es la diferencia angular requerida para que se efectué un disparo hacia adelante del elemento de distancia. Una solución a este problema es supervisar los elementos de distancia trifásicos con un elemento direccional de secuencia positiva. 2.10.1.6 Características de la forma cuadrilateral de los relevadores de distancia de tierra Los elementos de los relevadores de distancia de tierra cuadrilateral son una combinación de cuatro elementos.


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• Elemento direccional (la parte de abajo). • Elemento reactancia (la parte de arriba). • Elemento resistivo (en el lado derecho). • Elemento resistivo (en el lado izquierdo).

Los elementos de reactancia y resistencia son no direccionales y requieren un elemento direccional separado para formar las características del relevador de distancia direccional. 2.10.2 Diseño del elemento direccional de fase Algunos autores describen la conexión popular de 90° para el elemento direccional de fase. La tabla 2.4 lista las cantidades de operación y polarización de esos elementos.

Tabla 2.4.Entradas a la conexión de 90° de un elemento direccional de fase

Las siguientes ecuaciones representan el cálculo del par para cada elemento direccional de fase conectado a 90°.

A BC A BC A

B CA B CA B

C AB C AB C

T = V I cos( V - I )



∠ ∠

∠ ∠

∠ ∠

i i

i i

i i

(2.91)

Donde: IA, IB, IC = IA, IB, e IC son las corrientes de fase, respectivamente VA, VB, VC = VA, VB, e VC son los voltajes de fase, respectivamente VAB, VBC, VCA = diferencias de voltajes VA -VB, VB –VC, VC - VA, respectivamente Cada elemento direccional declara una condición de falla hacia adelante si el signo del par es positivo y una condición de falla hacia atrás si el par es negativo. A continuación, se examina la respuesta de los relevadores direccionales de fase conectados a 90° para una falla trifásica hacia adelante mostrado en la figura 2.51 En

Fase Cantidad de operación (IOP)

Cantidad de polarización (VPOL)

A IA VPOLA = VBC

B IB VPOLB = VCA C IC VPOLC = VAB


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este ejemplo la falla trifásica está localizada a m=0.3, donde m es la distancia de la línea a la falla en p.u.

Fuente S Línea Fuente R

S1Z =0.8 90°∠ Ω L1Z =4.0 90°∠ Ω R1Z =0.8 90°∠ Ω Relevador 1

OPAI =33.5A 90°∠− POLAV =69.6V 90°∠−

OPBI =33.5A 150°∠+ POLBV =69.6V 150∠+ °

OPCI =33.5A 30°∠+ POLCV =69.6V 30°∠+ Figura 2.51 Cantidades del relevador para una falla trifásica en dirección hacia delante, a una

distancia de m=0.3 Para fallas balanceadas los tres elementos direccionales de fase conectados a 90° corresponden a la dirección de la falla. Esta convención de dirección siempre es válida para fallas balanceadas. ¿Es válido los elementos direccionales de fase conectados a 90° si ocurre una falla diferente a una falla balanceada? Warrington identifica una condición de falla dependiente del sistema, que produce una operación incorrecta para los elementos direccionales de fase conectados a 90°, ver figura 2.52(a) Esta condición es una falla monofásica a tierra hacia atrás, donde la corriente de infeed remoto del bus S es predominantemente de secuencia cero. Para la falla mostrada en la figura 2.52(a), el elemento direccional de fase en el nodo S, debe declarar falla hacia delante y el elemento en el nodo R debe declarar falla hacia atrás. En el diagrama fasorial de la figura 2.52(b) el relevador 1 de la fase A y el relevador 2 de las fases B y C declaran la dirección de la falla hacia delante. El relevador 1 en las fases B y C y el relevador 2 de la fase A declaran que la falla está en la dirección hacia atrás. Nótese que los elementos direccionales de fase en cada terminal no son congruentes sobre la dirección de la falla.


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Esta incongruencia es debido a la gran separación angular de las cantidades de polarización. Con estas cantidades de operación y polarización, al menos un elemento direccional en cada terminal realiza una decisión direccional incorrecta.

Relevador 1 en el Bus S Relevador 1 en el Bus R A B CI , I , I = 1.5A 90°∠− 2.6A 90°∠+

POLCV =81.0V 46°∠+ 81.0V 46°∠+

POLAV =116.0V 90°∠− 116.0V 90°∠−

POLBV =81.0V 134°∠+ 81.0V 134°∠+

Figura 2.52(a) Falla monofásica hacia atrás con una gran corriente de infeed remoto de secuencia

cero.

Figura 2.52(b). La falla monofásica hacia atrás produce una operación errónea para la conexión de 90° de los elementos direccionales de fase.

La decisión direccional incorrecta de las fases B y C en el bus R pueden causar un disparo indeseado de la línea no fallada, si la corriente de falla está por arriba de la corriente de pickup del relevador de sobrecorriente de fase.


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En este ejemplo la corriente de falla está por debajo de la corriente de pickup de un elemento de sobrecorriente de fase típico. Sin embargo, reduciendo la longitud de la línea podría incrementar la corriente de falla, suficiente para operar al elemento de sobrecorriente de fase. 2.10.2.1 Elemento direccional de fase mejorado Para la falla trifásica analizada previamente todos los elementos direccionales de fase conectados a 90° respondieron correctamente pero para una condición de falla monofásica su respuesta no fue así. ¿Como se puede prevenir la discrepancia de elementos direccionales sin sacrificar la seguridad del esquema? Las soluciones posibles a este problema son: Solución 1. Verificar la uninamidad de todos los elementos direccionales de fase, antes de declarar la dirección de la falla de fase. Esta solución ofrece la seguridad deseada para el caso de una falla monofásica a tierra pero podría bloquear la operación de los elementos direccionales de fase para fallas entre fases. Por lo tanto, se requiere de un elemento direccional adicional para discriminar la dirección de las fallas de fase a fase. Solución 2. Supervisar cada decisión direccional de fase con un elemento de sobrecorriente de fase a fase (en el caso de fallas monofásicas), la corriente de fase a fase en cero. La solución dos es posible en un relevador numérico, pero no es práctico en un relevador electromecánico. Solución 3. Bloquear las decisiones direccionales trifásicos, mediante los elementos direccionales de fase, si la corriente de secuencia cero está por arriba de algún umbral. Esta solución es satisfactoria si los relevadores de fase no son requeridos para operar para fallas de fase a fase y tierra. A continuación, se considera una cuarta solución que se construye sobre la primera solución pero reduce el número total de elementos direccionales de fase. Las corrientes y voltajes de secuencia positiva son cantidades que están presentes solo para fallas balanceadas. Entonces, se pueden utilizar estas cantidades para producir un solo elemento direccional trifásico y reemplazar los tres elementos direccionales de fase conectados a 90°. Este elemento direccional de fallas balanceadas utilizado para supervisar los elementos de distancia y sobrecorriente de


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fase, requiere un elemento direccional para fallas no balanceadas. Aún así, el número total de elementos direccionales de fase se reduce a dos. La tabla 2.5 muestra las entradas a un elemento direccional de secuencia positiva.

Tabla 2.5. Entrada al elemento direccional de secuencia positiva

La ecuación 2.92 representa el par del elemento direccional de secuencia positiva (T32P)

( )1 1 1 1 L1T32P= 3V 3I cos 3V - 3I + Z∠ ∠ ∠⎡ ⎤⎣ ⎦i i (2.92)

Donde: 3I1 = corriente de secuencia positiva: 3I1=(IA+a •IB+a2 •IC) 3V1 = voltaje de secuencia positiva: 3V1=(VA+a •VB+a2 •VC) A = 1 120°∠

L1Z∠ = ángulo de secuencia positiva de la línea El signo del par T32P es positivo para fallas trifásicas hacia delante y negativo para fallas trifásicas hacia atrás. Como una seguridad adicional, la magnitud de T32P debe exceder a un umbral mínimo antes de que el elemento considere válido la decisión de direccionalidad. Este requerimiento evita decisiones erróneas de direccionalidad, cuando cualquiera de las dos magnitudes V1POL o I1OP son pequeñas como para hacer sus ángulos no confiables. 2.10.2.2 Respuesta a fallas monofásicas utilizando T32P Como un elemento direccional de secuencia positiva en el bus R analizado previamente, reacciona a una falla monofásica hacia atrás. Considerando que la magnitud de T32P debe de exceder a un umbral mínimo de par. Porque la I1OP es cero para fallas monofásicas a tierra, el elemento direccional de secuencia positiva no enviará ninguna señal. 2.10.2.3 Respuesta al voltaje cero ante fallas trifásicas Si la cantidad de polarización de un elemento direccional de secuencia positiva no tiene memoria, el T32P no puede operar para fallas trifásicas, donde las magnitudes de los tres voltajes de fase son cercanas a cero (tampoco podrían los elementos direccionales de fase conectados a 90°). Usando la memoria de voltaje de secuencia

Fase Cantidades de operación (I1OP)

Cantidades de polarización (V1POL)

trifásico 3I1 • (1∠ZL1) 3V1


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positiva (V1MEM) para el V1POL resuelve el problema de operar para fallas trifásicas cercanas. Simplemente substituye V1MEM para 3V1 en la ecuación 1.1 y el elemento T32P podrá operar correctamente para fallas trifásicas cercanas a menos que la memoria expire. 2.10.2.4 Fallas de fase a fase fuera de la sección protegida con sobrecargas afecta negativamente al T32P El elemento T32P puede requerir alguna supervisión adicional, si la falla no involucra las tres fases y las magnitudes de corriente de falla se acercan a las corrientes de carga. La figura 1.3 muestra el desempeño del elemento T32P para una falla entre las fases BC (impedancia de las fuentes ZS1=ZR1=0.8 ∠90° y la impedancia de las línea ZL1 = ZL2 = 4∠90°) para este ejemplo la carga fluye del lado izquierdo al derecho con un ángulo (δ=30°) y las magnitudes de corriente de carga de prefalla es de 4.8 A secundarios. La decisión de la dirección de la falla es hacia delante para el relevador 1 y hacia atrás para el relevador 2. El elemento T32P para el relevador 2 declara la dirección de la falla hacia delante. (T32P = +148.5). El elemento opera incorrectamente debido al ángulo Θ, el ángulo entre V1 y (I1*1∠ZL1), es menor que 90° ver figura 1.3. Esta decisión direccional incorrecta es debida a la carga y a las magnitudes de corriente de falla que son aproximadamente igual a la línea 1. Moviendo la falla de las fases BC a la línea 2, cerca del bus R permite que el elemento T32P para que el relevador 2 identifique correctamente la falla hacia atrás.

Relevador 1 en el S Relevador 2 en el R V secuencia positiva : V1 57.0V 25°∠+ 55.0V 5°∠+ I secuencia positiva : I1 4.8A 9°∠+ 4.8A 171°∠− V secuencia negativa : V2 8.4V 13°∠+ 10.5V 13°∠+ I secuencia negativa : I2 0.5A 103°∠+ 0.5A 77°∠−


80

Figura 2.53 Falla entre las fases BC que afectan negativamente al elemento T32P para el relevador 2. 2.10.2.5 Elemento direccional de fase para fallas desbalanceadas Se requiere de un elemento direccional por separado para determinar la dirección de la falla desbalanceada. La decisión de este elemento debe controlar al elemento T32P para fallas desbalanceadas. ¿Que cantidades debe usarse como entradas a un elemento direccional para fallas desbalanceadas?. Determine las cantidades que están presentes para fallas entre fases y fallas de doble fase a tierra. Ver tabla 3

Tabla 2.6 Cantidades de componente de secuencia disponibles para fallas desbalanceadas

De la tabla 2.6 se puede observar que solo cantidades de secuencia positiva y negativa están disponibles para los dos tipos de fallas desbalanceadas. Como las cantidades de carga de secuencia positiva engañan a un elemento direccional para fallas desbalanceadas, solo las cantidades de secuencia negativa son seleccionadas como entradas posibles a un elemento direccional para fallas desbalanceadas.

Cantidades de secuencia Fallas entre fases Fallas de doble fase a

tierra V1 Si Si V2 Si Si V0 No Si I1 Si Si I2 Si Si I0 No Si


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La tabla 2. muestra las entradas a un elemento direccional de secuencia negativa tradicional y la ecuación 2.93 muestra la expresión del par.

Tabla 1.4. Entradas a un elemento direccional de secuencia negativa tradicional

( )2 2 2 2 L1T32Q= 3V 3I cos -3V - 3I + Z∠ ∠ ∠⎡ ⎤⎣ ⎦i i (2.93) Donde: 3I2 = corriente de secuencia negativa 3I2 =(IA + a2 * IB + a IC) -3V2 = voltaje de secuencia negativa -3V2 =(VA + a2 * VB + a VC) )(1∠ 180°) T32Q es positivo para fallas hacia delante y negativo para fallas hacia atrás. De igual manera como en el elemento T32P, la magnitud de T32Q debe exceder a un umbral mínimo. Usando V2 y I2 de la figura 1.3 en la ecuación 1.2, se calcula T32Q = -50.13 para el relevador 2. El signo negativo de T32Q indica correctamente una falla hacia atrás. Nota: La cantidad de 3V2 usada en la ecuación 2 está multiplicada por 1∠ 180° para ser positivo el cálculo del par para fallas hacia delante. Combinando los pares del elemento direccional de secuencia positiva y negativa, se crea un par direccional de fase neto. Este par direccional de fase combinado, T32P y T32Q, reemplaza los elementos direccionales de fase individual. Renombrar este par de fase neto al resultado T32PQ. Sin embargo, el agregar los elementos direccionales de secuencia positiva y negativa no restringe adecuadamente el T32P de operar incorrectamente para fallas de fase a fase fuera de la sección protegida. Se debe ponderar el par de T32Q mayor que el par T32P para ganar la seguridad requerida. Se puede dividir el par de secuencia negativa por un número mayor que uno y agregar esto al par T32P ponderado para calcular el par T32Q. Por ejemplo, si se divide el par T32P por cuatro: usando el concepto de par de fase neto para el relevador 2 en el bus R, se calcula el resultado siguiente:

T32PQ=T32Q+T32P/4=-50.13 + 37.13= -13.01 Debido a que T32PQ es menor que cero el relevador 2 declara una condición de falla hacia atrás.


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Hasta este momento se ha mostrado al elemento direccional de secuencia negativa combinado con el elemento direccional de secuencia positiva para formar un par resultante seguro de fase neto. Si los relevadores de protección no utilizan un elemento direccional de secuencia positiva, el elemento direccional T32Q podría ser usado como un elemento direccional para proteger las fallas desbalanceadas. 2.10.2.6 Representación alterna de un elemento direccional de secuencia negativa La ecuación 2.93 utiliza un término coseno para representar el par de un elemento direccional de secuencia negativa tradicional. El término coseno define correctamente los límites de par máximo y cero: Dado dos entradas A y B separadas por un ángulo Θ, el coseno de Θ es 1 (máximo positivo) cuando A y B están en fase y cero cuando hay A y B están en cuadratura. La parte real del producto (A•B*) es una representación equivalente para el término coseno. Ambos términos representan el par producido por un elemento de inducción con entradas A y B. En la implementación sobre un relevador numérico, el tiempo de ejecución para el cálculo de Re (A•B*) es más rápido que el cálculo del término coseno (de hecho el término coseno puede no estar directamente disponible en todos los microprocesadores). Los siguientes comentarios están sobre la idea de desarrollar un elemento direccional de secuencia negativa en un relevador numérico. Dado los fasores A2 y B2, considere el siguiente producto de par complejo de secuencia negativa:

X Y X Y

X X Y Y Y X X Y

DIGT2 = A2 B2* = (A2 +j A2 ) (B2 -j B2 ) = A2 B2 +A2 B2 +j (A2 B2 - A2 B2 )

ii i i

i i i i i (2.94)

Donde: * = conjugado complejo

B2 = I2 (1 ∠ ZL1) A2 = V2

El ángulo del producto (A2.B2*) es el ángulo de A2/B2 y el ángulo mediante el cual A2 adelanta a B2. Sin perder la generalidad, considérese que la referencia de fase es B2 y que el fasor A2 adelanta al fasor B por el ángulo Θ. En este marco de referencia.

X

X

B2 = B2

A2 = A2 cos Θi Y

Y

B2 = 0A2 = A2 sen Θi

(2.95)


83

y DIGT2= A2 B2 cos +j A2 B2 sen Θ Θi i i i (2.96)

La parte real e imaginaria de DIGT2=P2+j•Q2

P2 = A B cos = Re (A2 B2*)

Q2 = A B sen Im (A2 B2*)

Θ

Θ = •

i i i

i i (2.97)

Ambos P2 y Q2 son dos entradas a los comparadores de ángulo de fase. El comparador P tiene un par máximo cuando A2 y B2 están en fase y cero A2 y B2 están en cuadratura. Considere una falla entre las fases BC a m=0 a 90° en un sistema radial mostrado en la figura2.54. El relevador 1 mide un voltaje V2 que atrasa a I2 por el ángulo de la fuente (ZS2=0.8 ∠90°). Después de ajustar I2 por el ángulo del par máximo (ángulo de la fuente) y cambiando el signo (usando el término conjugado), A2 y B2* están fuera de fase 180°. De estos dos comparadores, P2 y Q2, y solo P2 con un valor distinto de cero, mostrando que se quiere usar el comparar P2 y que la falla está hacia delante indicando por el signo negativo del DIGT2. Bus S Bus R

Relevador 1 en Bus S

2 2V =33.5V +0.0° I =41.9A 90°∠ ∠

Figura 2.54. Cantidades de secuencia negativa para la falla hacia delante entre las fases BC.

La convención de signo de la dirección de la falla es opuesta a los elementos direccionales previamente discutidos. Si se usa -V2 en lugar de V2, la convención de signo para P2 es el mismo como en los elementos direccionales de secuencia negativa tradicional. 2.10.3 Diseño de un elemento direccional de tierra Los elementos direccionales de tierra supervisan los elementos sensitivos de sobrecorriente residual y distancia de tierra. El umbral de pickup para un elemento de


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sobrecorriente a tierra es ajustado típicamente a un valor bajo, para detectar fallas de alta resistencia. Debido a que el elemento de protección a tierra es sensitivo el elemento direccional será seguro. 2.10.3.1 Selección de entradas a los elementos direccionales a tierra ¿Cuales serán las dos cantidades que deben usarse como entradas a un elemento direccional de tierra? De igual manera como en el caso de los elementos direccionales para fallas desbalanceadas, es necesario examinar que cantidades están presentes para las fallas que involucran tierra. Solo dos tipos de fallas son necesarios a considerar, y son una falla monofásica a tierra y fallas de doble fase a tierra. En la tabla 2.7 se enlistan las cantidades de secuencia disponibles para estas fallas.

Tabla 2.7 Cantidades de secuencia disponibles para fallas que involucran tierra

2.10.3.2 Cantidades de secuencia como entradas a los elementos direccionales a tierra Todas las cantidades de secuencia están disponibles para las fallas que involucran tierra. Las cantidades de secuencia positiva son afectadas negativamente por las cargas y por lo tanto deben ser evitadas, dejando solo las cantidades de secuencia cero y negativa como posibles entradas al elemento direccional a tierra. 2.10.3.3 Elemento direccional de tierra polarizado con voltaje de secuencia cero El elemento direccional de tierra polarizado con voltaje de secuencia cero, utiliza V0 o 3V0 como referencia de polarización. La ecuación 2.98 representa el par de un elemento direccional polarizado con voltaje de secuencia cero.

[ ]0 0 0 0 L0T32V= 3V 3I cos -3V - ( 3I + Z )∠ ∠i i (2.98)

Cantidad Falla de doble fase a tierra

Fallas monofásicas a tierra

V1 Si Si V2 Si Si V0 Si Si I1 Si Si I2 Si Si I0 Si Si


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Donde: 3V0 = voltaje de secuencia cero = 3V0 = (VA+VB+VC) 3I0 = corriente de secuencia cero = 3I0 = (IA+IB+IC) ∠ZL0 = ángulo de la línea de secuencia cero El signo de T32V es positivo para fallas hacia delante y negativo para fallas hacia atrás. Si la magnitud de voltaje de polarización se hace muy pequeña, entonces su ángulo se vuelve no confiable. Una falla a tierra remota se presenta al relevador direccional de tierra una magnitud de voltaje baja de polarización. En la solución tradicional para la aplicación de magnitudes bajas de voltaje de polarización ha sido usado un elemento direccional polarizado de corriente. Se presenta posteriormente una solución alternativa al algoritmo del relevador para la magnitud baja de voltaje de polarización. 2.10.3.4 Elemento direccional a tierra polarizado con corriente de secuencia cero Un elemento direccional a tierra polarizado con corriente de secuencia cero mide la diferencia del ángulo de fase entre la corriente residual de línea (3I0) y la de corriente de polarización externa (IPOL). El elemento direccional de tierra polarizado con corriente de secuencia cero difiere de los elementos direccionales polarizados con secuencia negativa y secuencia cero, en el hecho de que 3I0 no requiere variar el ángulo por el ángulo de la línea. La ecuación 2.99 representa la ecuación del par para un elemento direccional polarizado con corriente de secuencia cero:

POL 0 POL 0T32I = I 3I cos ( I - 3I )∠ ∠i i (2.99) T32I es positivo para fallas hacia delante y negativo para fallas hacia atrás. 2.10.3.5 Elemento direccional doble polarizado Un elemento direccional doblemente polarizado de secuencia cero es la combinación de un elemento direccional polarizado de voltaje de secuencia cero y un elemento direccional polarizado de corriente de secuencia cero. Este elemento provee mayor flexibilidad que un solo método de polarización de secuencia cero. Por ejemplo, si la magnitud del voltaje de secuencia cero presente en el relevador para una falla remota es demasiado baja, el par producido por el elemento


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direccional de secuencia cero puede ser demasiado bajo para atravesar su umbral de par mínimo. Si se está utilizando un relevador doblemente polarizado en esta situación, entonces se estaría basando solamente en un elemento direccional polarizado de corriente de secuencia cero. Si la fuente de corriente de polarización de secuencia cero está fuera de servicio, mientras que la línea de transmisión permanece en servicio, entonces el elemento direccional polarizado debe basarse en el voltaje de secuencia cero. En la situación donde la fuente de corriente de polarización está fuera de servicio y una falla a tierra remota aún no produce suficiente voltaje de polarización de secuencia cero, entonces debe considerarse alguna otra técnica de polarización. 2.10.3.6 Elemento direccional polarizado de secuencia cero aplicado en líneas paralelas En líneas paralelas con buses comunes en ambos extremos de la línea, los elementos direccionales polarizados con secuencia cero no producen declaraciones incorrectas de dirección de falla. Los elementos direccionales polarizados de secuencia cero son confiables en estas aplicaciones (asumiendo que el umbral del par mínimo es alcanzado para todas las fallas). La figura 2.55 muestra la dirección de la corriente de secuencia cero para una falla monofásica de línea a tierra de la línea 1. La dirección de la corriente de secuencia cero que entran en ambas fuentes es en la misma dirección para fallas monofásicas ya sea en la línea 1 o en la línea 2.

Figura 2.55. La polarización de secuencia cero es confiable en aplicaciones en líneas paralelas con buses comunes en ambos extremos de la línea. Los elementos direccionales polarizados de secuencia cero pueden operar erróneamente en líneas paralelas con alta impedancia de acoplamiento mutuo de secuencia cero (ZOM) y con fuentes de secuencia cero aislada. La figura 1.6 muestra líneas paralelas con fuente de secuencia cero aisladas y una falla monofásica en la línea 1.


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Figura 2.56. La polarización de secuencia cero no es confiable en aplicaciones de líneas paralelas con

fuentes de secuencia cero aisladas. De la figura 2.56, obsérvese que la corriente de secuencia cero en cada fuente está en fase con la corriente de secuencia cero del relevador correspondiente: Los elementos direccionales de secuencia cero en todos los extremos declaran una condición de falla hacia delante. Por lo tanto, puede presentarse disparos no deseados en la línea paralela no fallada. La figura 2.57 ilustra la condición de fuente de secuencia cero aislada. También se presenta en líneas paralelas con un solo bus en común, después de que el interruptor cercano al bus común abre.

Figura 2.57. Fuente de secuencia cero aislada en líneas paralelas con un bus en común 2.10.3.7 Elemento direccional de secuencia negativa para fallas a tierra. Elemento direccional de secuencia negativa, anteriormente se analizó el elemento direccional para fallas de fase desbalanceadas, también es efectivo como un elemento direccional para fallas a tierra.


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2.10.3.7 ¿Porque el uso de cantidades de secuencia negativa para polarizar el elemento direccional a tierra? Los elementos direccionales polarizados con secuencia negativa tienen las dos ventajas siguientes cuando se comparan con los elementos direccionales polarizados con voltaje de secuencia cero.

1. Los elementos direccionales de secuencia negativa no son sensibles a la impedancia de acoplamiento mutuo de secuencia cero, en aplicaciones de líneas de transmisión en paralelo. También son convenientes para sistemas con fuentes de impedancia de secuencia cero aisladas.

2. Si el bus detrás del relevador está una fuente de secuencia cero fuerte, el voltaje de secuencia negativa disponible en el relevador es mayor que el voltaje de secuencia cero.

2.10.3.8 Compensación para bajas magnitudes de voltaje de polarización El elemento direccional de secuencia negativa tradicional (32Q) trabaja bien en muchas aplicaciones, sin embargo cuando una fuente de secuencia negativa detrás del relevador es fuerte (baja impedancia), la cantidad de voltaje de secuencia negativa medida por el relevador para una falla remota puede ser demasiado bajo para polarizar adecuadamente un elemento direccional de secuencia negativa tradicional. Se puede hacer una observación similar para los relevadores direccionales polarizados con voltaje de secuencia cero. Esta reducción de voltaje de polarización es más importante para fallas remotas. La figura 2.58 muestra el perfil del voltaje de secuencia negativa para una falla monofásica cercana a la terminal remota.

Figura 2.58. Perfil de voltaje de secuencia negativa para una falla monofásica en la terminal del bus

remoto.


89

Debido a que la magnitud de V2 en el relevador 1 puede ser muy pequeña para fallas en el bus remoto como se muestra en la figura 2.58, la magnitud de corriente de secuencia negativa es grande. Si el relevador pudiera ser movido hacia la falla, la magnitud de V2 disponible en el relevador podría incrementarse. Como no es posible mover físicamente al relevador es necesario buscar otra forma distinta de resolver esto. Para resolver la magnitud baja de V2, un tipo de relevador direccional considera una cantidad de compensación que amplifica V2 mediante (-α•ZL1•I2). La cantidad de compensación (V2 boots) es controlado por el ángulo α para crear un elemento dirección de secuencia negativa compensada. La ecuación 1.5 muestra el par para un elemento direccional de secuencia negativa compensada.

[ ]2 L1 2 L1 2T32QC = Re (V -α Z I ) (Z I )*i i i i (2.100) Para fallas hacia delante (-α•ZL1•I2).aumenta con V2 para incrementar el voltaje de secuencia negativo, es usado en el cálculo de la direccionalidad. Para fallas hacia atrás (-α•ZL1•I2) resta de la cantidad medida V2. No se puede ajustar un α demasiado grande para fallas hacia delante. Sin embargo, si se puede ajustar un α tan grande como para hacer que una falla hacia atrás parezca como una falla hacia delante. Esta decisión incorrecta de direccional es resultado de tener una gran magnitud y del signo opuesto (-α•ZL1•I2) al medido por V2 para fallas hacia atrás. Por lo tanto, cuando se aplica un elemento direccional compensado, se debe poner atención para ajustar α de tal manera que se asegure la direccionalidad. ¿Qué tan grande puede ser seguro el factor α? Para calcular el máximo ajuste de α considere una falla cercana hacia atrás, en un sistema de dos terminales como se muestra en la figura 2.59. Las redes de secuencia para esta falla también se muestran en esta figura. La corriente de secuencia negativa (I2) medido por el relevador para esta falla es –IR2


90

Figura 2.59. Diagrama unifilar y las redes de secuencia para una falla monofásica hacia atrás.

El cálculo del máximo ajuste α donde (V2-α•ZL1•I2)=0

[ ]2 L1 R2

2 L1 R2

V -α Z (-I ) =0 V = α Z (-I )

i ii i

(2.101)

Para esta falla V2 medido es igual a [(-IR2)•(ZR2+ZL2)]. Sustituyendo

( )( )

R2 R2 L2 L2 R2

R2 L2 L1

R2

L2

I Z Z α Z I

Z Z α Z

Z α 1Z

+ =

+ =

⎛ ⎞+⎜ ⎟⎝ ⎠

i i i

i (2.102)

Por lo tanto, α debe ser ajustado a una cantidad menor que [(ZR2/ZL2)] o la cantidad de compensación para fallas hacia delante (α•ZL2) no debe ser mayor que ZR2+ZL2. Esto es una observación importante para los siguientes elementos direccionales que serán descritos. 2.10.3.9 Relaciones de la Z2 medida a la dirección de falla. El elemento direccional de secuencia negativa compensada utiliza términos de voltaje. Estas cantidades de voltajes están influenciados por la corriente I2 medida. De la figura 2.59, el relevador mide IS2 para fallas hacia delante y para fallas hacia atrás mide IR2. La ley de ohm dice que si se mide el voltaje a través de una impedancia y una corriente fluye por la misma impedancia, entonces se puede


91

calcular la impedancia. De V2 e I2 se calcula la impedancia de secuencia negativa, esto se conoce como impedancia de secuencia negativa medida Z2measured. Fallas monofásica hacia delante

MEASURED 2 S2 S2Z2 =V /I =-Z (2.103) Falla monofásica hacia atrás

MEASURED 2 R2 L2 R2Z2 =V /(-I )=+(Z +Z ) (2.104) Esta relación se muestra en la figura 2.60 para un sistema 90°.

Figura 2.60 La impedancia de la fuente de secuencia negativa medida, indica la dirección de la falla

En elemento direccional de secuencia negativa nuevo que mide z2 y compara el resultado contra el umbral simple para determinar la dirección de la falla. La ecuación para este nuevo elemento direccional de secuencia negativa es:

[ ]2 22

2

Re V (I 1 )*z2=

I∠ Θi i

(2.105)

Donde:


92

z2 = impedancia de secuencia negativa medida ∠Θ = el ángulo de la impedancia de la línea de secuencia negativa Donde z2 de la ecuación 1.6 equivale a la Z2measured. El criterio para decidir si la dirección de las fallas es hacia delante o hacia atrás, se basa en las condiciones siguientes:

• z2 < Z2F umbral: Condición de falla hacia delante • z2 > Z2R umbral: Condición de falla hacia atrás

Z2F debe ser menor que Z2R para evitar cualquier traslape, donde z2 satisface ambas condiciones fallas hacia delante y hacia atrás. Si la magnitud de voltaje V2 medida, es tan pequeña como para obtener una impedancia z2 cercana a cero, entonces simplemente increméntese el umbral de Z2F para ganar seguridad de direccionalidad. Renombrando de la figura 1.8 que -(α•ZL2•I2) incrementa la magnitud aparente de la impedancia de fuente de secuencia negativa detrás del relevador. Esta misma acción alcanzada por el incremento del umbral hacia delante de Z2F. 2.10.3.10 Combinación de las corrientes de fase y residual en un elemento direccional a tierra. En un elemento direccional a tierra, el cual combina las corrientes de fase y residual, usa las cantidades de polarización y operación mostradas en la tabla 2.8. Se requiere Tres elementos direccionales de tierra individuales: uno por cada fase.

Tabla 2.8. Entradas a un elemento direccional simple

Fase Polarización V (VPOL) Cantidades de operación (VOP)

A VA + jVBC ZL1 • (IA + k0 • 3I0) B VB + jVCA ZL1 • (IB + k0 • 3I0) C VC + jVAB ZL1 • (IC + k0 • 3I0)

Este tipo de elemento direccional tiene una mayor deficiencia: la corriente residual no selecciona la fase y un elemento direccional para una fase no fallada puede producir errores. Considere el sistema que se muestra en la figura 2.61. La línea 2 tiene una falla de fase a tierra con una resistencia de falla de 1 ohm, cercana al bus S. Idealmente el relevador debería de declarar una falla en dirección opuesta.


93

Bus S Bus R

Figura 2.61. Falla a tierra hacia atrás en la línea 2 cercano al bus S.

En el caso del sistema sin carga (δ=0), IB e IC son cero y todas las cantidades de voltaje de operación VOP están en fase. Solo el elemento direccional a tierra de la fase B declara la falla hacia delante para δ=0. A medida que se incrementa la carga entrando al bus y alejándose de esta, el elemento direccional de tierra de la fase C declara la falla inversa como falla hacia delante.

Figura 2.62. Combinación de corriente residual y de fase en las cantidades de operación, el desempeño de los elementos direccionales son dependientes de la carga.

De la figura 2.62 el elemento direccional de tierra de la fase B siempre declara la condición de falla hacia delante, mientras que el elemento direccional de tierra de la fase C depende de la dirección del flujo de la carga. La incapacidad de los tres elementos direccionales de tierra para decidir la dirección de la falla y su dependencia con el flujo de potencia hace que estos elementos no sean aceptados.


94

2.10.3.11 Evitando las condiciones de carrera de los elementos direccionales Considere el caso de un elemento direccional a tierra que se le permite operar sin restricción durante condiciones de no falla. Este elemento direccional sin restricción puede arrancar para una condición de carga desbalanceada del sistema. La declaración por este elemento direccional no es importante a menos de que se presente una falla a tierra. Supóngase que el sistema de potencia experimente una falla a tierra en una vecindad inmediata al elemento direccional sin restricción. Si la decisión resulta opuesta a la dirección de la falla en un elemento direccional que está inducido por la carga, entonces existe una carrera entre el arranque del elemento de sobrecorriente direccional y la decisión de paro del elemento direccional inducido por la carga (el elemento direccional primero debe establecer una dirección antes de declarar la dirección opuesta). Para evitar esta condición de carrera, el elemento direccional debe ser controlado por un elemento de sobrecorriente. El ajuste de sensibilidad de este elemento de control de sobrecorriente debe estar por arriba de las condiciones de desbalance normal. Requiriéndose el control del elemento de sobrecorriente para arrancar antes de que se habilite el elemento direccional, para evitar decisiones de direccionalidad inducidas por cargas desbalanceadas. 2.10.4 Desempeño del elemento direccional En la figura 2.63 se muestra una línea de transmisión de 239.68 millas en el nivel de tensión de 345 kV con una compensación del 43.5 % en un extremo de la línea. La figura 1.14 muestra los voltajes y las corrientes para una falla de la fase B a tierra, localizada a 108 millas del relevador

L1Z =134.33 86°Ω∠ L0Z =464 76.9°Ω∠ CZ =57 90°Ω∠− Figura 2.63 Sistema de potencia fallado. Línea de transmisión de 239.68 millas y con un 42.5% de

compensación serie.


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Figura 2..64. Los voltajes y corrientes para una falla de la fase B a tierra a 108 millas del relevador.

La figura 2.65 muestra el desempeño dinámico de z2 calculado para el elemento direccional de impedancia de secuencia negativa, descrita previamente. En la figura 1.15 se puede observar que la impedancia de secuencia negativa calculada (z2) tiene un valor positivo en el punto de falla. Para esta falla la impedancia de secuencia negativa z2 calculada siempre es menor que el umbral de Z2F; z2 < Z2F indica una condición de falla hacia delante. En el apéndice A se muestra el cálculo de los ajustes del umbral para esta aplicación.

Figura 2.65 Respuesta dinámica de un elemento direccional de secuencia negativa para una condición

de falla de la fase B a tierra.


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2.10.4 1 Aplicaciones del elemento direccional de secuencia negativa en líneas no transpuestas Las líneas no transpuestas pueden tener diferentes impedancias propias y mutuas. Una falla trifásica en una línea de transmisión no transpuesta, genera corrientes de secuencia positiva, negativa y cero. Una operación no deseada puede presentarse de un elemento direccional de secuencia negativa debido a la corriente de secuencia negativa que produce una falla trifásica. Los valores siguientes son: las impedancias propias y mutuas de una línea de transmisión de 400 kV de 110 km de largo y con conductores ACSR 1113. La configuración de la torre para 400 kV se muestra en la figura 2.66

aa ab ac

L ba bb ac

ca cb cc

Z Z Z 12.07+63.10i 9.25+22.08i 8.93+17.01iZ = Z Z Z = 9.25+22.08i 12.44+62.00i 9.25+22.08i

Z Z Z 8.93+17.01i 9.25+22.08i 12.07+63.10i

⎡ ⎤ ⎡ ⎤⎢ ⎥ ⎢ ⎥⎢ ⎥ ⎢ ⎥⎢ ⎥ ⎢ ⎥⎣ ⎦ ⎣ ⎦

(2.106)

Las impedancias propias (Zaa, Zbb, Zcc) y las impedancias mutuas (Zab, Zba, Zac, Zbc, Zcb) son diferentes debido a las distancias entre las fases A, B y C de conductores diferentes.

Figura 2.66.Configuración de una torre de transmisión de 400kV.


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Considerando la impedancia de la fuente igual a cero y un sistema radial, el relevador 1 mide las corrientes de secuencia para una falla trifásica en el extremo de la línea de 400 kV.

I = 74.21 -19.14° Amp, primariosI = 5484.74 -85.84° Amp, primariosI = 486.26 36.82 Amp, primarios

∠∠∠

De estas corrientes de secuencia se puede observar que la relación IA2/IA1 es pequeña para fallas trifásicas. Esta misma relación se aproxima a la unidad para fallas de fase a fase y para fallas de fase a tierra. Por lo tanto, se puede usar la relación IA2/IA1 para supervisar el elemento direccional de secuencia negativo, y habilitar al elemento direccional de secuencia negativa |IA2| /|IA1| >= a2. Donde a2 es un factor escalar de restricción de secuencia positiva. Para la línea de transmisión de 400kV no transpuesto descrito previamente, se calcula el factor mínimo de a2.

A2 A1a2 = I / I = 486.26/ 5484.74 A = 0.09 Este factor de restricción de secuencia positiva debe ser ajustado para adaptar a cualquier configuración de línea. En esta aplicación de 400kV a2 >0.09, el cual previene la operación del elemento direccional de secuencia negativa para fallas trifásicas. 2.10.4.2 Elemento direccional de impedancia de secuencia negativa y los de secuencia positiva McLaren [5] propone un nuevo elemento direccional para determinar la dirección de fallas sin importar el tipo de falla. Este elemento direccional propuesto primero calcula la impedancia de secuencia positiva Z1 y después prueba el resultado en el cuadrante del plano de impedancias para determinar la dirección de la falla. Si el valor de la impedancia calculada Z1 cae en el tercer cuadrante del plano complejo, la falla se considera hacia delante. Si el valor calculado de Z1 está en el primer cuadrante, la falla se considera que es hacia atrás. La ecuación siguiente muestra el cálculo de Z1

1 1 1PRE 1 1PREZ =(V -V )/(I -I ) Donde:


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V1 = voltaje de falla de secuencia positiva V1PRE = voltaje de prefalla de secuencia positiva I1 = corriente de falla de secuencia positiva I1PRE = corriente de prefalla de secuencia positiva En la tabla 2.9 se compara el desempeño de los elementos direccionales de secuencia positiva y el nuevo elemento direccional de secuencia negativa. Para fallas localizadas en la figura 2.67. Se muestra un modelo de sistema de dos fuentes para obtener los resultados de la tabla 2.9.

Source S ES∠δ° Source R ER∠0°

Fuente Línea

S1 R1Z =Z =0.8 90°∠ Ω L1Z =8.0 90°∠ Ω

S0 R0Z =Z =2.4 90°∠ Ω L0Z =24.0 90°∠ Ω Figura 1.17. El modelo de un sistema de 2 fuentes para analizar Z1 y el desempeño de elemento

direccional de secuencia negativa para diferentes condiciones de falla. En la tabla 2.9 se puede observar el buen desempeño de ambos elementos direccionales para las condiciones de fallas mostradas. Sin embargo, el elemento direccional de secuencia positiva requiere información de voltajes y corrientes de prefalla para realizar una decisión correcta de direccionalidad.

Tabla 2.9 Valores de Z1 y z2 para diferentes condiciones de falla

Fallas δ z2 Z1

A–G 0º – 0.8 0.8∠– 90

B–C 0º – 0.8 0.8∠– 90

B–C–G 0º – 0.8 0.8∠– 90

A–G 30º – 0.8 0.8∠– 90

B–C 30º – 0.8 0.8∠– 90

B–C–G 30º – 0.8 0.8∠– 90

A–G – 30º – 0.8 0.8∠– 90

B–C – 30º – 0.8 0.8∠– 90 B–C–G – 30º – 0.8 0.8∠– 90


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El cálculo del elemento direccional de secuencia negativa es la misma para todas las fallas aplicadas y no se requiere de datos de prefalla, es decir, no depende de las condiciones de la carga. Una evaluación rápida del umbral es suficiente para determinar si una falla está en la dirección hacia delante o en la dirección hacia atrás. 2.10.4.3 Conclusiones de los elementos direccionales

1. Remplazar los elementos direccionales trifásicos tradicionales por elementos direccionales de secuencia positiva y negativa, los cuales mejoran la seguridad.

2. Los elementos direccionales de secuencia positiva deben incluir memoria de

polarización para asegurar la operación ante fallas trifásicas cercanas.

3. El acoplamiento mutuo de secuencia cero afecta negativamente a los elementos direccionales de tierra polarizados con secuencia cero en aplicaciones donde las fuentes de secuencia cero están aisladas.

4. Un elemento direccional de secuencia negativa que calcula la impedancia de

secuencia negativa y prueba los resultados contra las cantidades de umbral. Este elemento direccional es utilizado en muchos sistemas. Las condiciones de carga no afectan el cálculo del elemento direccional de secuencia negativa. Una evaluación de umbral es suficiente para determinar la dirección de falla. El mínimo voltaje de sensibilidad no es importante con este elemento direccional mejorado.

5. Establecer los umbrales hacia delante y hacia atrás para el elemento

direccional de impedancia de secuencia negativa incrementa el campo de aplicaciones. Por ejemplo ajustar Z2F mayor que cero en aplicaciones de líneas compensadas con transformadores de voltaje del lado de la línea.

6. Se resolvió el problema con los elementos direccional a tierra que utilizan la

corriente residual en las cantidades de operación y las combinaciones de voltaje de fase como cantidades de polarización.

7. La supervisión del cálculo direccional con elementos de sobrecorriente evita

decisiones basadas en cargas desbalanceadas. En conclusión los elementos direccionales tienen un desempeño pobre si a estos se les permite actuar para todo tipo de fallas. Uniendo todos los elementos direccionales en el hardware de un relevador numérico permite al microprocesador determinar cual es la mejor decisión direccional.


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Apéndice A Cálculos de ajuste del umbral para los elementos direccionales de secuencia negativa Las impedancias secundarias de secuencia negativa para el sistema mostrado en la figura A1 son: Fuente local equivalente ZS2=j2.9 Ω Capacitor serie ZC=-j7.6Ω Línea de transmisión ZL2=j17.9Ω Fuente remota equivalente ZR2=j1.8Ω En esta aplicación los transformadores de voltaje están localizados en el lado de la línea de los capacitores series para esta localización del transformador de voltaje, la impedancia del capacitor serie debe ser incluido en el cálculo de la impedancia de secuencia negativa para fallas hacia delante. Cálculo de la impedancia de secuencia negativa para fallas hacia delante es:

S2 Cz2F=-(Z + Z )= -(j2.9 - j7.6)=j4.7 Cálculo para fallas hacia atrás es:

R2 L2z2R=Z + Z = j1.8+ j17.9=j19.7 El ajuste de los umbrales de hacia delante y hacia atrás entre el cálculo de las fallas hacia delante y hacia atrás resultan (z2F y z2R). La diferencia entre z2F y z2R definen la región de ajuste. El umbral hacia delante (Z2F) debe ser puesto por arriba de z2F y el umbral hacia atrás (Z2R) debajo de z2R.

REGIONZ2 =z2R - z2F = j19.7 - j4.7 = j15.0 Las expresiones siguientes determinan el umbral hacia delante y hacia atrás.

REGION

REGION

Z2F=z2F +(Z2 )/3= j4.7 +j5.0=j9.7, Z2F=9.7Z2R=z2R -(Z2 )/3= j19.7 -j5.0=j14.7, Z2R=14.7

En la figura A1 muestra el plano de impedancia de secuencia negativa con los umbrales hacia delante y hacia atrás y el cálculo del relevador para fallas hacia delante y hacia atrás


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Figura A1 Ajustes e impedancias calculadas del relevador en el plano de impedancia de secuencia

negativa. La impedancia calculada (z2F) es menor que Z2F ajustado para fallas hacia delante, y la impedancia calculada (z2R) es mayor que Z2R ajustado para fallas hacia atrás.


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Referencias Lewis Blackburn, “Protective Relaying Principles and Applications”, 2a edición, Ed. Marcel Dekker, New York, EEUU 1998. Horowitz Stanley H., Arun G. Pahdke, “Power System Relaying”, Research Studies Press LTD, England 1992, Y.G Paithankar, “Transmission Network Protection Theory and Practice”, Marcel Dekker, Inc. Anderson Paul M. “Power System Protection”, IEEE Press series on Power Engineering, 1999. Jeff Roberts and Armando Guzmán, “Directional Element Desing and Evaluation”, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Pullman, WA USA David Sebastián Baltazar, “Coordinación, Ajuste y Simulación de Protecciones de Distancia en Sistemas de Transmisión”, Tesis para obtener el grado de maestría en ciencias, SEPI-ESIME-IPN, Septiembre 1993 García Antonio Leticia, “Modelado y Aplicación de Relevadores Digitales (Distancia y Sobrecorriente) utilizando el Algoritmo de Mínimos Errores Cuadrados”, Tesis de Maestría, SEPI- ESIME- IPN, Ciudad de México Enero 2008. Areva-Alstom “Network Protection & Automation Guide”, 80´s


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CAPÍTULO 3

PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA 3.1 INTRODUCCIÓN El desarrollo de los sistemas modernos se ha reflejado en el avance del diseño de los trasformadores. Esto ha generado un amplio rango de capacidades de transformadores, desde pocos KVA hasta varios cientos de MVA’s, disponibles para una gran variedad de aplicaciones. Las consideraciones para la protección del transformador varían con la aplicación y la importancia del transformador. Para reducir los efectos negativos de estrés térmico y los esfuerzos electrodinámicos se debe asegurar que el paquete de protección utilizado minimice el tiempo de desconexión ante un evento de falla que se presente dentro del transformador. Los transformadores pequeños utilizados en distribución pueden ser protegidos satisfactoriamente, considerando cuestiones económicas y técnicas, mediante el uso de fusibles o relevadores de sobrecorriente. Estos esquemas de protección operan con retardo de tiempo, debido a los requerimientos de coordinación con otros elementos instalados aguas abajo. Sin embargo, el retardo de liberación de falla es inaceptable en transformadores de gran capacidad, instalados en distribución, transmisión o generación, por interferir en la operación y estabilidad de un sistema y el alto costo que resulta por los tiempos fuera de servicio y de reparación. Las fallas en los transformadores generalmente son clasificados en 5 categorías:

a) Falla en el devanado y en terminales. b) Fallas en el núcleo. c) Fallas en el tanque y accesorios del transformador. d) Fallas en el cambiador de tap. e) Condiciones anormales de operación. f) Fallas externas sostenidas o no liberadas.

Las fallas originadas en el propio transformador y su proporción de fallas debido a cada causa se enlistan en la figura 3.1.

Figura 3.1 Estadísticas de fallas en los transformadores


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3.2 FALLAS EN EL DEVANADO La magnitud de la corriente de falla en el devanado de un transformador está controlada por los siguientes factores.

i) Impedancia de la fuente. ii) Impedancia de aterrizamiento del neutro. iii) Reactancia de dispersión del transformador. iv) Voltaje de falla. v) Conexión de los devanados.

A continuación se analizan algunos de estos casos 3.2.1 Devanado en estrella con neutro aterrizado a través de una impedancia La corriente de falla en un devanado aterrizado, depende del valor de la impedancia de aterrizamiento y es proporcional a la distancia de la falla con respecto al neutro, porque la tensión es directamente proporcional a esa distancia. Para una falla en el devanado secundario del transformador, la corriente primaria correspondiente depende de la relación entre el devanado primario y las vueltas en cortocircuito en el devanado secundario. Este varía con la posición de la falla, así que la corriente de falla en el devanado primario del transformador es proporcional al cuadrado de la fracción del devanado que está cortocircuitado. El efecto se muestra en la figura 3.2. Una falla en el tercio inferior del devanado secundario produce una pequeña corriente en el devanado primario, haciendo difícil detección de la falla únicamente por la medición de la corriente primaria.

Figura 3.2 Corriente de falla a tierra en un devanado en estrella con resistencia de aterrizamiento.


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3.2.2 Devanado en estrella con neutro sólidamente aterrizado La corriente de falla está controlada principalmente por la reactancia de dispersión del devanado, el cual varía con la posición de la falla. La tensión de falla juega un factor importante, igual como en el caso de la impedancia de aterrizamiento. Para fallas cercanas al extremo del neutro, la reactancia es muy baja y las corrientes de falla altas. La variación de la corriente con respecto a la posición de la falla se muestra en la figura 3.3.

Figura 3.3 Corriente de falla a tierra en un devanado en estrella sólidamente aterrizado

Para fallas en el devanado secundario, la corriente en el devanado primario está determinada por la relación de transformación, a medida que la magnitud de la corriente de falla secundaria permanece alta a través del devanado, la corriente de falla primaria se incrementa para varios puntos. 3.2.3 Devanado conectado en delta Cualquier parte en un devanado conectado en delta, trabaja con voltajes a tierra menor al 50% de la tensión de fase. Por lo tanto, el rango de las magnitudes de corriente de falla es menor que en un devanado conectado en estrella. El valor actual de la corriente de falla también depende del método de aterrizamiento; debe recordarse que la impedancia en un devanado es grande, para las corrientes de falla cuando la falla se presenta en el centro de una pierna. La impedancia esperada puede estar entre el 25 y el 50% basado en la capacidad del transformador. Como la tensión de prefalla a tierra en ese punto es ½ de la tensión de fase normal, la corriente de falla a tierra puede ser que no sea mayor que la corriente nominal, o hasta menor, si la fuente o el sistema de aterrizamiento son considerables. La corriente de falla fluirá de cada lado, a través de las dos mitades del devanado y


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estará dividido entre las dos fases del sistema. Por lo tanto, las corrientes de fase individual son relativamente bajas, haciendo difícil el desempeño de la protección. 3.2.4 Fallas de fase a fase Las fallas entre fases dentro del transformador no son comunes, si una falla ocurre aumentará sustancialmente la corriente comparada con una corriente de falla a tierra. 3.2.5 Fallas entre vueltas En los transformadores de bajo tensión, no es probable que se dañe el aislamiento entre vueltas, a menos que se presente un esfuerzo electrodinámico en el devanado, debido a cortos circuitos externos que causan la degradación de aislamiento o en el aceite. Un transformador de alta tensión conectado a un sistema con líneas aéreas, está sujeto a los impulsos transitorios, incrementándose debido a descargas atmosféricas, fallas y operaciones de switcheo. La resonancia en un devanado, involucra tensiones hasta 20 veces la tensión nominal. El aislamiento entre vueltas al final del devanado está reforzado pero no se iguala al aislamiento a tierra, el cual es relativamente grande. Entonces el arco eléctrico en un devanado parcial es más probable y el progreso subsecuente de una falla, si no es detectada con anterioridad, puede destruir la evidencia de la verdadera causa. Un cortocircuito de pocas vueltas en un devanado, incrementará la corriente de falla en el lazo del corto circuito, pero las corrientes en las terminales serán pequeñas debido a la relación alta entre el devanado total y las vueltas corto circuiteadas. En la figura 3.4 muestra los datos correspondientes para un transformador típico de una impedancia de 3.25%, con las vueltas corto circuiteadas localizadas simétricamente en el centro del devanado.

Figura 16.4 Corriente de fallas debido al número de vueltas corto circuiteadas


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3.2.6 Fallas en el núcleo Si se crea un puente conductor a través de la estructura laminada del núcleo, esto permitirá fluir las corrientes eddy causando serios problemas de sobrecalentamiento. Los tornillos que sujetan el núcleo siempre están aislados para evitar este problema. Si una porción del aislamiento del núcleo se daña, el calentamiento resultante puede causar una magnitud suficiente para dañar el devanado. Las pérdidas adicionales en el núcleo causan enorme calentamiento local, pero no producen un cambio sustentable en las corrientes de entrada y por lo tanto, no pueden ser detectadas por la protección eléctrica normal; sin embargo es deseable que esta condición pudiera ser detectada antes que se presente una falla mayor. En un transformador inmerso en aceite, el calentamiento del núcleo puede causar daños en el aislamiento del devanado, el cual causará el rompimiento de la rigidez dieléctrica del aceite, acompañado por la presencia de gas. Este gas escapará al depósito del conservador que es usado para operar un relevador mecánico (relevador Buchholz). 3.2.7 Fallas en el tanque La pérdida de aceite debido a fugas en el tanque, producirá una condición peligrosa ya que reducirá del aislamiento del devanado o por el calentamiento debido a la pérdida del refrigerante. El sobrecalentamiento también puede presentarse por sobrecarga prolongada, bloqueos de ductos de enfriamiento o por fallas del sistema de enfriamiento forzado. 3.2.8 Condiciones externas dadas Las fuentes de estrés anormal en un transformador son las siguientes:

a) Sobrecarga. b) Fallas en el sistema. c) Sobretensiones. d) Reducción de la frecuencia del sistema.

3.2.8.1 Sobrecarga La sobrecarga incrementa las pérdidas por cobre y consecuentemente se incrementa la temperatura. Las sobrecargas pueden llevarse acabo por periodos cortos y las recomendaciones para transformadores inmersos en aceite se dan en la norma IEC 60354.


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La constante de tiempo térmica de los transformadores caen entre 2.5 a 5 horas. Las constantes de tiempo corto, se aplican en casos de transformadores con sistemas de enfriamiento forzado. 3.2.8.2 Sistemas de fallas Los cortocircuitos en el sistema producen un calentamiento excesivamente alto en los transformadores, las pérdidas en el núcleo se incrementan en proporción al cuadrado de las corrientes de falla, en por unidad. La duración típica de los cortocircuitos externos que un transformador puede soportar, sin dañarse cuando la corriente está limitada únicamente por la reactancia propia, se muestra en la tabla 3.1. La norma IEC 60076 proporciona otra guía de otros niveles de soporte de cortocircuitos.

Tabla 3.1 Niveles de soporte de falla

El máximo estrés mecánico en los devanados ocurre durante el primer ciclo de falla, entonces, evitar este daño es lo más importante en el diseño de los transformadores. 3.2.8.3 Sobretensiones. Las sobretensiones que se presentan son de dos tipos:

i) Sobretensiones transitorias. ii) Sobretensiones a la frecuencia del sistema.

Las sobretensiones transitorias resultan de fallas, switcheos, y de disturbios por descargas atmosféricas, que provocan fallas entre vueltas como fue descrito en secciones anteriores. Estas sobretensiones están normalmente limitadas por un elemento en derivación aterrizado en las terminales de alto tensión, o mediante una pértiga desviador de sobretensión, el cual está compuesto de un pequeño gap en serie con un resistor no lineal. El dispositivo desviador a diferencia de la pértiga tiene la ventaja de extinguir el flujo de potencia después de descargar el transitorio, de esta manera se evita el daño subsecuente en el aislamiento del transformador. Las sobretensiones. a la frecuencia del sistema causan un incremento en el estrés del aislamiento y un incremento proporcional en el flujo del núcleo. Los efectos posteriores son: un incremento en las pérdidas del hierro y un incremento en la corriente de magnetización. Además, el flujo es desviado del núcleo laminado a la


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parte estructural del acero. El núcleo laminado que normalmente lleva pequeños flujos puede estar sujeto a grandes flujos, derivados de la región de saturación a lo largo del núcleo. Si continúan estas condiciones, entonces se presenta un incremento en la temperatura de los pernos, destruyendo su aislamiento y el aislamiento del aceite. 3.2.8.4 Reducción en la frecuencia del sistema La disminución en la frecuencia del sistema tiene un efecto con respecto a la densidad de flujo, similar al efecto del sobrevoltaje. Esto significa que un transformador puede operar con un grado de sobrevoltaje e incremento correspondiente en la frecuencia pero no se puede mantener la operación de manera continua con un alto tensión a la entrada y una baja frecuencia. La operación no puede ser sostenida cuando la relación de tensión a frecuencia, dadas en por unidad de sus valores nominales, exceden a la unidad por una pequeña cantidad, por ejemplo si V/f > 1.1. 3.3. CORRIENTE INRUSH DE MAGNETIZACIÓN El fenómeno de la corriente inrush de magnetización es una condición transitoria que ocurre principalmente cuando un transformador es energizado. Este no es una condición de falla y por lo tanto, la protección del transformador debe permanecer estable durante el transitorio del inrush.


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Figura 3.5 Corriente inrush de magnetización del transformador

La figura 3.5(a) muestra las características de magnetización de un transformador. Para minimizar los costos del material, peso y tamaño, los transformadores normalmente son operados cerca del punto de rodilla de la característica de magnetización. Consecuentemente pequeños incrementos de flujo en el núcleo por arriba de los niveles de operación normal, resultará en una alta corriente de magnetización. Bajo condiciones normales de estado estable, la corriente de magnetización asociada con la operación es relativamente pequeña, ver figura 3.5(b). Sin embargo, si el devanado de un transformador está energizado a cero volts y sin flujo remanente, los niveles de flujo durante el primer ciclo (dos veces el flujo normal) provocará una saturación del núcleo y una forma de corriente de magnetización no senoidad, ver figura 3.5(c). Esta corriente es referida como corriente inrush de magnetización y puede persistir por varios ciclos. Los factores que afectan la magnitud y la duración de las corrientes inrush de magnetización son:

a) Flujo residual, en la peor condición resultará en un flujo de valor pico que se acerca al 280% del valor normal.

b) El instante que se realiza el switcheo (sobre la onda de tensión). c) El número de transformadores en el banco. d) Diseño y capacidad del transformador. e) Niveles de falla del sistema.

A medida que el flujo pasa de valores de trabajo normal y entra a la sección de saturación en la característica de magnetización, la inductancia y las corrientes se incrementan rápidamente a un valor pico que puede ser hasta el 500% de la corriente de magnetización de estado estable. Cuando el valor pico cambia debido al cruce de tensión por cero, el siguiente semiciclo negativo del tensión reduce el flujo al valor inicial, la corriente cae simétricamente a cero. La constante de tiempo de un transitorio tiene un rango entre 0.1 s (para transformadores hasta de 100KVA) y 1.0 s (para transformadores grandes). Debido la característica de magnetización que no es lineal, la envolvente de la corriente transitoria, estrictamente no es de la forma exponencial. Se puede observar a la corriente de magnetización estar cambiando todavía hasta 30 minutos después de una operación del interruptor.


111

Aún seleccionando correctamente el punto sobre la onda de tensión de un transformador monofásico para no provocar una corriente inrush transitoria, el efecto mutuo asegura que la corriente inrush transitoria se presentará para todas las fases en transformadores trifásicos. 3.3.1 Contenido armónico en la onda de la corriente inrush La forma de onda de la corriente de magnetización de un transformador, contiene una proporción de armónicos que se incrementa a medida que la densidad de flujo es incrementada a la condición de saturación. La corriente de magnetización de un transformador contiene tercera armónica y progresivamente cantidades más pequeñas de la 5ª y armónicas superiores. Si el grado de saturación es incrementado progresivamente, no solo el contenido de las armónicas se incrementará como un todo, sino que una proporción relativa de la 5ta armónica se incrementará y eventualmente excederá a la tercera armónica. Todavía en niveles más altos, la séptima podría sobrepasar a la 5ª armónica, en una condición de grado de saturación que no es experimentado con transformadores de potencia. La condición de energización resulta en una corriente inrush desplazada, la cual produce una forma de onda asimétrica. Normalmente una forma de onda típica contiene armónicos pares e impares, en una cantidad sustancial de 2ª y 3ª armónica y pequeñas cantidades de orden superior. Como ya se mencionó, la proporción de armónicas varía con el grado de saturación, así que a medida que decae la corriente transitoria, los armónicos hacen que la corriente pase por un rango de condiciones. 3.4 SOBRECALENTAMIENTO EN EL TRANSFORMADOR La capacidad de un transformador está basada en la temperatura, tomando en cuenta que por arriba de la temperatura ambiente máxima; ninguna sobrecarga normalmente es permitida. A una temperatura ambiente inferior, algún grado de sobrecarga puede ser aplicada de manera segura. Las sobrecargas de corto tiempo son permisibles a extenderse, dependiendo de las condiciones previas de la carga. La norma IEC 60354 proporciona una guía a este respecto. Solo ciertas consideraciones son establecidas, por ejemplo, que el devanado no debe sobrecalentarse a temperaturas más allá de 95°C, es decir, este es el máximo valor de trabajo, entonces si se incrementa de 8 a 10°C, y es sostenida, entonces se reducirá el nivel de vida del aislamiento de la unidad. La protección contra sobrecarga está basada en la temperatura del devanado, la cual normalmente está medida por una técnica de imagen térmica. La protección es arreglada para desconectar al transformador, si se alcanza una temperatura excesiva. La señal de disparo normalmente está controlada vía entrada digital de un relevador de protección en un lado del transformador, con facilidades de alarma y disparo, disponibles dentro de la programación lógica en el relevador. Normalmente


112

se utiliza el interdisparo entre los relevadores ubicados en los lados del transformador para asegurar la desconexión total del transformador. La protección contra el incremento de la temperatura en el devanado puede ser incluido como parte de un paquete de monitoreo completo. 3.5. REVISIÓN DE LA PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR. Los problemas relacionados a los transformadores descritos en la sección 3.2 a la 3.4 requieren de algún medio de protección. La tabla 3.2 resume los problemas y las formas de protección que pueden ser utilizadas. Las secciones siguientes proporcionan mayor detalle de los métodos de protección individual. Es común que un relevador numérico proporcione todas las funciones de protección dadas en un solo paquete, a diferencia de los relevadores electromecánicos que pueden requerir varios relevadores con interconexiones y que generan una sobrecarga alta en el burden de los TC’s.

Tabla 3.2 Protección y fallas en el transformador

3.6 Protección de sobrecorriente del transformador Los fusibles pueden proteger adecuadamente a transformadores pequeños, pero los grandes requieren de protección de sobrecorriente, usando un relevador e interruptores, debido a que los fusibles no tienen la capacidad requerida para interrumpir la falla. 3.6.1. Fusibles Los fusibles normalmente protegen a los pequeños transformadores de distribución, típicamente con capacidades de hasta 1 MVA, en voltajes de distribución. En muchos casos no están disponibles los interruptores, haciendo que los fusibles sean el único medio de aislamiento automático. El fusible debe tener la capacidad por arriba de la máxima corriente de carga del transformador, para soportar sobrecargas por cortas duraciones que pueden presentarse. También los fusibles deben soportar las corrientes inrush de magnetización cuando un transformador de potencia es energizado. La alta capacidad de ruptura de los fusibles, aunque son de operación


113

muy rápida para grandes valores de corriente de falla, son extremadamente lentos para corrientes menores a tres veces su valor nominal. La tabla 3.3 muestra la capacidad típica de los fusibles usados en transformadores de 11 kV.

Tabla 3.3 Rangos típicos de fusible.

Esta tabla debe tomarse en cuenta solo como un ejemplo típico. Existen diferencias considerables en las características tiempo-corriente en los fusibles de alta capacidad de ruptura. 3.6.2 Relevadores de sobrecorriente Con la llegada de las unidades de interruptores que incorporan el SF6 y los seccionadores, la protección de los transformadores de distribución puede llevarse acabo por protección de sobrecorriente (por ejemplo, el disparo controlado por fusibles de tiempo limitado, conectados a través del devanado secundario) o por los relevadores conectados a los transformadores de corriente, conectados en el lado primario del transformador de potencia. El mejoramiento en la protección se obtiene de dos maneras; reduciendo el retardo excesivo de los fusibles de alta capacidad de ruptura para bajas corrientes de falla y agregando un elemento de disparo para fallas a tierra con la característica de sobrecorriente de tiempo inverso. La característica de retardo de tiempo puede ser seleccionado para realizar la selectividad con la protección de los circuitos del lado secundario. Se provee de un elemento instantáneo con un ajuste alto, el ajuste de la corriente se selecciona para evitar la operación ante cortos circuitos en el secundario. Sin embargo proporciona una alta velocidad de liberación para cortocircuitos en terminales del devanado primario. 3.6.3 Protección restringida contra fallas a tierra La protección convencional para fallas a tierra usando elementos de sobrecorriente no proveen una protección adecuada en los devanados del transformador. El grado de protección es mucho mejor cuando se utiliza la protección restringida de fallas a tierra. Esto es un esquema de protección de unidad para el devanado del transformador, puede ser del tipo de alta impedancia como se muestra en la figura 3.6 o una de baja impedancia polarizada. Para el tipo de alta impedancia, la corriente


114

residual de las tres corrientes de línea del transformador, está balanceada con respecto a la corriente en el conductor del neutro. En la versión de baja impedancia polarizada, las tres corrientes de fase y la corriente del neutro se convierten en las entradas de un elemento diferencial. El sistema opera para fallas en el devanado en estrella. El sistema permanece estable para todas las fallas fuera de esta zona.

Figura 3.6 Protección restringida de falla a tierra para un devanado en estrella.

La protección restringida de fallas a tierra normalmente es aplicada cuando el neutro está solidamente aterrizado. Debido a que la corriente de falla permanece en valores altos, aún en la última vuelta del devanado, entonces se puede decir que virtualmente se completa la protección para fallas a tierra en todo el devanado en estrella. La protección contra fallas a tierra utilizada en la conexión delta o en un devanado en estrella sin aterrizamiento, está inherentemente restringida, debido a que no existen componentes de secuencia cero que puedan ser transmitidos a través del transformador para los otros devanados. Cuando ambos devanados de un transformador están protegidos separadamente con la protección restringida de fallas a tierra, entonces se proporciona una protección de alta velocidad contra fallas a tierra para el transformador. 3.7 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DEL TRANSFORMADOR La protección diferencial es un esquema utilizado normalmente para protección de transformadores y generadores, sin embargo, en los últimos años ha llegado a ser un esquema viable en la protección de líneas de transmisión. Además, es un esquema recomendado como protección primaria de cada componente del sistema de potencia. Se estudia el principio fundamental de la protección diferencial aplicado a transformadores de potencia, así como sus ventajas, limitaciones y posibles casos que


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pueden causar una mala operación de los relevadores diferenciales. También se discuten algoritmos basados en distintos principios de operación, que con el paso del tiempo se han desarrollado para ser implementados en la protección de transformadores. 3.7.1 Principio de la protección diferencial En la Fig. 3.7 se muestra el diagrama básico de la protección diferencial; los TC’s reducen las magnitudes de las corrientes del primario y secundario de un transformador de potencia. Las relaciones de transformación de los TC’s son seleccionadas de manera que cada TC proporcione en su secundario la misma corriente. Las corrientes que salen de los TC’s son comparadas al pasar a través del relevador diferencial. En condiciones normales de operación del transformador y ante fallas externas, la corriente diferencial a través del relevador de protección es prácticamente cero, como se muestra en la figura 3.7(a); para fallas internas, la corriente diferencial es la suma de las corrientes que alimentan la falla, como se muestra en la figura 3.7(b). La presencia de corrientes diferenciales, no sólo es causada por una falla interna. Normalmente, fluyen pequeños valores de corriente a través del relevador, debido a que se requiere una pequeña corriente de magnetización del núcleo; además, las diferentes relaciones de transformación de los TC’s y las diferentes características de los TC’s, provocan que exista una pequeña corriente diferencial. Cuando ocurre la saturación de uno de los TC’s debido a fallas externas y con la corriente Inrush presente en el momento de energizar el transformador, se pueden presentar corrientes diferenciales grandes.

(a) (b)

Fig. 3.7. Esquema básico para la protección diferencial (a) sin falla, (b) falla interna 3.7.2 Protección diferencial trifásica La protección diferencial de un transformador trifásico, presenta algunas diferencias cuando se realiza por medio de relevadores electromecánicos y cuando se hace con un relevador digital.


116

En los transformadores con conexiones estrella-delta y delta-estrella, se presentan defasamientos entre las corrientes del primario y las corrientes del lado secundario, ver Apéndice A. Los relevadores diferenciales electromecánicos son monofásicos, por lo que se necesita hacer arreglos en las conexiones de los TC’s, para compensar dichos defasamientos. Para lograr este compensación los TC’s se conectan de manera inversa a la conexión del transformador de potencia, es decir, si el primario del transformador está conectado en delta, los TC’s se conectan en estrella y si el secundario está en estrella, los TC’s se conectan en delta. Otro punto importante es que para lograr la igualación o una mínima corriente diferencial en las corrientes que llegan al relevador, se necesita que los TC’s tengan una relación de transformación determinada, lo cual a veces no es factible y en ocasiones es necesario conectar TC’s auxiliares o disminuir la sensibilidad del relevador para que la pequeña corriente diferencial sea menor a la corriente umbral del relevador. Con los relevadores digitales, los TC’s pueden conectarse en estrella a ambos lados del transformador; los defasamientos y los errores por diferencia en relaciones de transformación de los TC’s, se compensan internamente ya que el algoritmo de protección del relevador, calcula algunos factores de compensación para referir las corrientes del secundario al primario y de esta manera elimina los defasamientos existentes y también reduce la corriente diferencial presente debido a la diferencia en las relaciones de transformación de los TC’s. Ante una energización, sobreexcitación del transformador, así como ante la presencia de saturación de TC’s, se generan señales armónicas (más adelante se describen). Cuando la protección del transformador se realiza con relevadores electromecánicos, es necesario diseñar filtros pasivos para la 2ª y 5ª armónica, y de esta manera frenar el disparo del relevador ante condiciones de energización y sobreexcitación, cuando el porcentaje de armónicos sea mayor a un ajuste dado; cabe mencionar que los transformadores fabricados actualmente, presentan un bajo porcentaje de armónicos en estas situaciones. La presencia de saturación de TC’s tiene como consecuencia la generación de la 3ª armónica, sin embargo no se puede diseñar un filtro puesto que esta condición se puede presentar ante fallas internas y fallas externas. En cambio, cuando la protección del transformador se realiza con un relevador digital, los filtros son parte del algoritmo para obtener fasores y el análisis se realiza para todo un espectro de frecuencias (de la señal fundamental a la 9ª armónica). Ante condiciones de saturación de TC’s, en el relevador digital se diseña la segunda pendiente de la curva de operación, que ante condiciones de falla externa con saturación de TC’s, permite que la evaluación del caso, se encuentre en zona de no operación a pesar de la presencia de una corriente diferencial grande. Para mostrar la idea anterior, se realiza la protección de un banco trifásico de 100 MVA, 230/13.8kV, conexión delta-estrella 11, ver figura 3.8.


117

Fig. 3.8. Transformador trifásico con conexión delta/estrella.

Mediante las ecuaciones 3.1 y 3.2 se obtienen las corrientes de línea del primario y del secundario del transformador:

A

VNSIN 251

1*31 ==

(3.1)

A

VNSIN 4183

2*32 ==

(3.2) La relación de transformación se obtiene de la ecuación 3.3:

6225.9

231==

VNVNa

(3.3) 3.7.3 Protección diferencial por medio de relevadores electromecánicos. Para la protección diferencial por medio de relevadores electromecánicos, se utiliza el esquema de la figura 3.9 Las corrientes de línea del lado primario del transformador, están dadas por las ecs.: AII CA º90251∠=− AII AB º30251 −∠=− (3.4) AII BC º150251 −∠=− Las corrientes secundarias en el lado primario del transformador que llegan al relevador, son las corrientes de línea de los TC’s y se calculan con las ecs. (3.5):

A

RTCIIii CA

CA º9002.51

∠=−

=−

A

RTCII

ii ABAB º3002.5

1−∠=

−=−

(3.5)

A

RTCIIii BC

BC º15002.51

−∠=−

=−

Las expresiones 3.6 proporcionan las corrientes de línea del lado secundario del transformador conectado en estrella:


118

AIa º1204183∠= AIb º04183∠= (3.6) AIc º1204183 −∠=

Fig. 3.9. Protección diferencial de un transformador trifásico por medio de relevadores electromecánicos

Las corrientes que salen de los TC’s del lado secundario, están dadas por las ecs. (3.7).

A

RTCIi a

a º1209798.42

∠==

A

RTCIi b

b º09798.42

∠== (3.7)

A

RTCIi c

c º1209798.42

−∠==

Las corrientes secundarias que llegan al relevador, son las corrientes que salen de los TC’s del lado secundario, conectados en delta y están dadas por las ecuaciones 3.8: Aii ca º906253.8 ∠=−


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Aii ab º306253.8 −∠=− (3.8) Aii bc º1506253.8 −∠=− Finalmente, sí se observa la figura 3.9, la corriente diferencial que pasa a través de cada relevador, se encuentra mediante las ecuaciones 3.9: Aiiiii caCAdifA º906.3)()( −∠=−−−= Aiiiii abABdifB º1506.3)()( ∠=−−−= (3.9) Aiiiii bcBCdifA º306.3)()( ∠=−−−= En este caso, se observa que el defasamiento existente entre las corrientes del devanado primario y secundario del transformador de potencia, se compensa gracias al arreglo en la conexión de los TC’s. Por otro lado, se espera que la corriente diferencial sea cero, porque no existe condición de falla interna. Sin embargo, en este ejemplo resulta una corriente diferencial relativamente grande en las tres fases; este error es debido a la diferencia en las relaciones de transformación de los TC’s conectados en ambos lados del transformador. Normalmente, esta diferencia se minimiza al realizar el ajuste de las corrientes al relevador, ya que el relevador tiene diferentes taps de arranque, tanto para las corrientes del primario como para las corrientes del secundario. 3.7.4 Protección diferencial por medio de un relevador digital. Para la protección diferencial de un transformador por medio de un relevador digital, se utiliza el esquema de la figura 3.10

Figura 3.10 Protección diferencial de un transformador trifásico por medio de un relevador digital.


120

Las expresiones 3.10 y 3.11 proporcionan las corrientes de línea del transformador, del primario y secundario respectivamente: AII CA º90251∠=− AII AB º30251 −∠=− (3.10) AII BC º150251 −∠=− AIa º1204183∠= AIb º04183∠= (3.11) AIc º1204183 −∠= En este caso los TC’s están conectados en estrella a ambos lados del transformador y las corrientes secundarias del primario y secundario del transformador que llegan al relevador, se muestran en las expresiones 3.12 y 3.13, respectivamente.

A

RTCII

iii CACAA º9002.5

1' ∠=

−=−=

,

A

RTCIIiii AB

ABB º3002.51

' −∠=−

=−= (3.12)

A

RTCIIiii BC

BCC º15002.51

' −∠=−

=−=

A

RTCIi a

a º1209798.42

∠==

A

RTCIi b

b º09798.42

∠== (3.13)

A

RTCIi c

c º1209798.42

−∠==

Para realizar la protección diferencial se tiene que hacer la comparación entre corrientes, sin embargo, en este caso debido a la conexión en estrella de los TC’s a ambos lados del transformador, las corrientes del primario del transformador, no quedaron con el mismo ángulo que las corrientes del secundario del transformador. La ventaja que ofrece un relevador digital es permitir la conexión en estrella de los TC’s a ambos lados del transformador y sólo requiere conocer el código horario del transformador, para que internamente se calcule la diferencia de corrientes sin defasamiento y se realice la compensación del error, debido a la diferencia en las relaciones de transformación de los TC’s. Entonces, internamente las corrientes del primario se modifican para eliminar el defasamiento que existe y esta acción se realiza mediante las ecuaciones 3.14. Aii ca º906253.8 ∠=−


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Aii ab º306253.8 −∠=− (3.14) Aii bc º1506253.8 −∠=− También, dentro del algoritmo las corrientes del secundario se refieren al primario mediante las ecuaciones 3.15, ver apéndice A:

Aii

RTCVNRTCVNi caa º9002.5)(

1*1*32*2' ∠=−=

Aii

RTCVNRTCVNi abb º3002.5)(

1*1*32*2' −∠=−=

(3.15)

Aii

RTCVNRTCVNi bcc º15002.5)(

1*1*32*2' −∠=−=

Al referir las corrientes del lado secundario del transformador al lado primario, se consideran los niveles de tensión y las diferentes relaciones de transformación de los TC’s a ambos lados del transformador, entonces el error en la corriente diferencial causado por diferencia en la relación de transformación de los TC’s queda eliminado. Ahora, la corriente diferencial en cada fase está dada por las ecuaciones 3.16:

Aiii aAdifA 0'' =−= Aiii bBdifB 0'' =−= Aiii cCdifC 0'' =−= (3.16) Teóricamente, de esta manera se logra que la corriente diferencial sea cero, cuando el transformador está operando en condiciones normales ó en condiciones de falla externa y asumiendo que la corriente de excitación es despreciable. 3.7.5 Problemas que se presentan en la protección diferencial. Como se analizó previamente, la corriente diferencial en la protección diferencial difícilmente será cero. La no linealidad presente, la corriente Inrush y la saturación de TC’s, provocan una corriente diferencial grande a través del relevador, incluso cuando no existe falla en la zona de protección, con ello se nota que estos fenómenos pueden causar una mala operación del relevador, es decir, operar cuando no deban hacerlo. Por lo tanto, en la protección diferencial deben ser considerados los siguientes factores para una operación correcta de la protección:

a) Cambiador de taps en el transformador. b) Diferentes niveles de tensión, ya que los TC’s son de diferente tipo, relación y

características. c) Saturación de los TC’s. d) Corriente Inrush. e) Sobreexcitación de los transformadores. f) Defasamiento en los bancos con conexión delta-estrella y estrella-delta.


122

g) Diferencia en las relaciones de transformación de los tc’s.

3.7.5.1 Cambiador de taps en el transformador La mayoría de los transformadores están equipados con cambiador de taps, los cuales operan cambiando la relación entre los lados primario y secundario del transformador, dependiendo de los cambios en las condiciones de operación del sistema. Las relaciones de transformación de los TC’s se seleccionan tomando en cuenta los valores nominales del transformador. Sin embargo, cuando se da la operación del cambio de tap, ocurre un desbalance entre las corrientes del primario y del secundario, con lo que aparece una corriente diferencial que fluye a través del relevador. 3.7.5.2 Diferencia en las características de los tc’s. Los TC’s usados para la protección diferencial, son seleccionados para su operación a diferentes niveles de tensión. Sus características, por consiguiente son propias de un cierto rango de operación. Además, la longitud de los cables que conectan los TC’s del primario y secundario del transformador al relevador, no necesariamente es igual. El burden en los TC’s, por lo tanto, es distinto. Esto causa que los TC’s produzcan diferentes salidas para los mismos niveles de corrientes de entrada. La consecuencia es que fluye una pequeña corriente diferencial a través del relevador. 3.7.5.3 Saturación de los tc’s. El TC es un componente básico en los esquemas de protección por relevadores. El devanado primario de un TC está en serie con la línea y debe soportar la corriente que puede fluir en la línea. Cuando ocurre una falla en la línea, la magnitud de la corriente aumenta muchas veces y dicha corriente fluye a través del primario del TC, la corriente del secundario del TC también se incrementa. Idealmente, la corriente del secundario debería ser proporcional a la corriente del primario y el TC debería tener la suficiente tensión para hacer que esta corriente fluya en el circuito secundario. Normalmente, la corriente de magnetización es pequeña y la corriente del secundario se considera proporcional a la corriente del primario para propósitos prácticos. Si el TC tiene que desarrollar una tensión grande para tratar de mantener una tensión en el circuito secundario, los niveles de flujo en el núcleo deberían ser muy grandes. Cuando el flujo se acerca al nivel de saturación, la corriente de excitación llega a ser grande y la corriente del secundario no se incrementa proporcionalmente. Cuando la corriente del primario se incrementa más allá del nivel de saturación, el núcleo se satura durante una parte del ciclo. Por lo tanto, la corriente que sale del secundario del TC en condiciones de saturación, es menor que la corriente cuando el TC no está saturado, además la corriente del secundario se distorsiona, ver figura 3.11.


123

Main : Graphs

0.250 0.275 0.300 0.325 0.350 0.375 0.400 0.425 0.450

-100

-50

0

50

100

150

200 y

IAPtc

Main : Graphs

0.250 0.275 0.300 0.325 0.350 0.375 0.400 0.425 0.450

-100

-50

0

50

100

150

200

y

IAPtc

(a) (b)

Figura 3.11 Señal de corriente del secundario de un TC, (a) no saturado y (b) muy saturado. 3.7.6 Corriente Inrush. Durante el transitorio de energización, la corriente Inrush en transformadores puede alcanzar valores pico de varias veces la corriente nominal. El aumento de la corriente durante la energización es debida a la saturación del núcleo. Cuando el transformador se energiza y coincide que la forma de onda senoidal de tensión está en 90º, entonces el flujo en el núcleo del transformador es el flujo máximo de estado estacionario, pero sí el transformador se energiza cuando la forma de onda senoidal de tensión está en 0º, entonces el flujo máximo es dos veces el flujo normal de estado estacionario y en base a la característica de magnetización de un transformador, cuando se duplica el valor del flujo máximo en el núcleo, resulta una enorme corriente de magnetización. La forma típica de una corriente Inrush se presenta en la figura 3.12, donde el valor pico de la corriente Inrush en cualquiera de las fases, depende del instante en que el transformador se energiza y de la condición magnética del acero. El máximo pico tiene valores entre 6 y 12 veces la corriente nominal del transformador. La corriente Inrush se caracteriza por tener un alto contenido de corrientes armónicas, un offset decreciente de CD, típicamente está compuesta de pulsos unipolares separados por intervalos de corriente de muy bajos valores y los valores pico de la corriente Inrush decrecen muy lentamente, ver figura 3.12

Fig. 3.12 Forma de onda típica de una Corriente Inrush.


124

La corriente Inrush puede afectar la protección diferencial del transformador, ya que esta corriente sólo fluye por un devanado y puede aparecer en la protección diferencial como una falla interna. Sin embargo, esta señal de corriente presenta un alto contenido de corrientes armónicas, entre ellas la 2ª y 4ª; característica que puede aprovecharse en el relevador para que las detecte y de esta manera discrimine entre la corriente Inrush y una corriente de falla. 3.7.7 Sobreexcitación del transformador de potencia. El flujo magnético en el núcleo de un transformador es directamente proporcional a la tensión aplicada e inversamente proporcional a la frecuencia del sistema. Una condición de sobretensión o de baja frecuencia puede producir niveles de flujo que saturan el núcleo del transformador. Por ejemplo, si una carga se desconecta repentinamente de un transformador, entonces la tensión en las terminales aumenta un poco y causa un incremento en la corriente de excitación del transformador. Dicha corriente de excitación fluye por un solo devanado y aparece como una corriente diferencial que puede disparar al relevador. Este fenómeno se caracteriza por tener un alto porcentaje de corrientes de 3ª y 5ª armónica, ver figura 3.13; por lo tanto, esta caracterización puede utilizarse para bloquear la operación del relevador diferencial en condiciones de sobreexcitación del transformador, ya que se dispone un bloqueo al sobrepasar un contenido del 20% de 5ª armónica. Esta condición asegura que sólo habrá bloqueo ante condiciones de sobreexcitación, puesto que el porcentaje de 5ª armónica es característico de dicha situación y no se presenta en esta magnitud ante ninguna otra situación de operación del transformador.

Fig. 3.13 Corriente de un Transformador Sobreexcitado.

3.8 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE PORCENTAJE Para proveer alta sensibilidad en condiciones de falla interna y alta seguridad de bloqueo ante condiciones de falla externa, la mayoría de los relevadores usan la característica de porcentaje.


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La representación gráfica de operación de los relevadores de porcentaje está dada por su pendiente y una corriente mínima de operación (sensibilidad), ver figura 3.14. Además, la protección diferencial porcentual incorpora un frenado que está en función de la magnitud de corriente que circula en los devanados.

Fig. 3.14 Característica de operación de un relevador diferencial de porcentaje.

Para el cálculo de las corrientes diferencial y de paso, se deben tomar en cuenta: Conexión del transformador. Código horario del transformador. Tensión nominal de cada devanado. Relación de los TC’s. Las corrientes diferencial y de frenado están dadas por las ecuaciones 3.17: factorIIIdif *21−= 2/)*21( factorIIIpaso += (3.17) Donde: I1 e I2 son las corrientes del primario y del secundario del transformador, respectivamente y el término factor depende de la conexión del transformador, de la relación de transformación de los TC’s y del código horario, ver Apéndice A. Sensibilidad. Es la corriente mínima de operación (IU) y su función principal es compensar las diferencias y errores de medición de los TC’s (10%), corrientes de excitación (3%) y el propio error del relevador (3%), que hacen que exista una pequeña corriente diferencial. El valor recomendado es 0.3 veces la corriente. Primera pendiente. Está definida por un punto inicial (Ipaso1) y una pendiente (α1%). Esta primera pendiente tiene como objeto compensar corrientes diferenciales debidas al cambiador de taps y los errores de los TC’s. La pendiente se selecciona de modo que queden cubiertos el error de relación de los TC’s y el producido por el cambio de relación de transformación nominal debido al cambio de tap. La corriente de paso Ipaso1, se recomienda ajustar a 0.3In, teniendo en cuenta que cuanto más bajo se ajuste, menor tendencia tendrá a disparar.


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Segunda pendiente. Está definida por un punto inicial (Ipaso2) y una pendiente (α2%). La segunda pendiente tiene como objeto proteger contra la saturación de los TC’s, que pueden hacer que ante una falla externa con intensidades de corriente muy grandes se dé un disparo del relevador, por la presencia de una falsa corriente diferencial debido la saturación de uno ó ambos TC’s. La corriente de paso (Ipaso2), se recomienda ajustarla a 3In. La pendiente 2 se ajusta por lo menos al 60%. Frenado por armónicos. Las funciones diferenciales porcentuales pueden tener disparos erróneos debido a las corrientes Inrush que se producen al energizar el transformador y debido a las corrientes de sobreexcitación. Las corrientes Inrush y las corrientes de sobreexcitación se discriminan cuando la componente de 2º y 5º armónico de la intensidad diferencial en una fase supera el porcentaje ajustado de la fundamental en cualquier fase, ya que se bloquea el disparo diferencial en todas las fases. Ante la presencia de corrientes Inrush, se recomienda un ajuste del 20% para el 2º armónico y un ajuste del 20 al 25% para el 5º armónico ante condiciones de sobreexcitación. Protección diferencial sin posibilidad de frenado. Esta no tiene frenado por armónicos, ni por corriente de paso. Se tiene un disparo instantáneo ante corrientes de falla muy grandes que pueden producir saturación en los TC’s. Por lo que no existe bloqueo, ante condiciones de energización o sobreexcitación y se debe ajustar para que el elemento no opere ante la máxima corriente Inrush. 3.9 ALGORITMOS DIGITALES PARA PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES Estos pueden ser ampliamente divididos en los siguientes grupos:

a) Algoritmos de identificación de forma de onda. b) Algoritmos de frenado por armónicos. c) Algoritmos basados en modelos del transformador.

3.9.1 Algoritmos de identificación de forma de onda Cuando ocurre una falla en un transformador, fluye una gran corriente a través del relevador diferencial. Sin embargo, como se mencionó anteriormente, la corriente Inrush, las diferencias en las relaciones de transformación y características de los TC’s, traen como consecuencia corrientes diferenciales grandes aún cuando no existe falla en la zona protegida. Rockefeller, sugiere que las corrientes Inrush pueden ser identificadas por monitoreo del tiempo de duración entre picos sucesivos de la corriente. En una corriente Inrush los picos sucesivos están separados en 4 ó 16 ms, mientras que los picos sucesivos de una corriente de falla están separados de 7.5 a 10ms. Además, el valor del pico en las corrientes de falla está entre el 75 y el 125% del pico previo y es de signo opuesto. Por otro lado, se propone utilizar el contenido de cd de las señales para discriminar entre corriente Inrush y falla, ya que éste es característico para cada caso.


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3.9.2 Algoritmos con frenado por armónicos Estos algoritmos utilizan las componentes armónicas de la corriente diferencial para frenar el relevador durante la corriente Inrush. La corriente Inrush, a diferencia de una corriente de falla, contiene un alto porcentaje de componentes de 2ª armónica, esta característica es usada para el bloqueo del algoritmo. Los relevadores diferenciales muestrean las corrientes a intervalos de tiempo regulares y mediante algún método, calculan los valores pico de la componente fundamental y de las componentes armónicas. El relevador detecta la corriente Inrush y bloquea el disparo cuando la magnitud de la corriente de 2ª armónica rebasa un porcentaje de la componente fundamental. Los algoritmos que usan el principio de frenado por armónicos utilizan diferentes técnicas para estimar las magnitudes de la componente fundamental y las armónicas. 3.9.3 Basados en modelos. Algunos algoritmos digitales que no detectan componentes armónicas en la corriente diferencial para discriminar entre la corriente Inrush y las corrientes de falla, han sido estudiados en el pasado y ellos se basan en modelos del transformador. En la mayoría de estos algoritmos se requiere procesar entradas de tensión y corriente, tanto del primario como del secundario y en base a estas cantidades, se analiza si se cumplen las ecuaciones electromagnéticas de un transformador que son válidas durante corrientes Inrush, condiciones normales de operación y fallas externas, sin embargo, no lo son para fallas internas. 3.9.4 Discusión de los algoritmos. Los algoritmos de identificación de forma de onda son sencillos y fáciles de implementar, además son capaces de diferenciar entre una corriente Inrush y una corriente de falla. En los inicios de la aplicación de los relevadores microprocesados estos algoritmos se implementaron, pero la capacidad de los microprocesadores era muy limitada. Sin embargo, actualmente se cuenta con microprocesadores con mejores características y es factible utilizar herramientas como la Transformada Discreta de Fourier (TDF) y la técnica de mínimos cuadrados para determinar la magnitud de las componentes a la frecuencia fundamental y armónicas en una señal de corriente. Conociendo las características de la corriente Inrush, estas herramientas se pueden utilizar para discriminarla de una corriente de falla. Las técnicas que utilizan el frenado por armónicos pueden presentar los siguientes problemas: cuando la corriente Inrush presenta un bajo nivel de contenido armónico, se puede detectar como una corriente diferencial de gran magnitud, capaz de mandar una señal de disparo del relevador, sin que logre activarse el frenado por el bajo contenido de corriente de 2ª armónica. Por otro lado, sí se energiza un transformador y una fase está fallada, el contenido de armónicos de la corriente Inrush en las otras dos fases


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bloquea el disparo y con ello se tiene un retardo en el disparo del relevador, por lo menos, hasta que el contenido de 2ª armónica de las fases no falladas sea menor al ajuste del frenado. Otro problema, es el sacrificar dependabilidad cuando se presenta la saturación de un TC, ya que el contenido de 2ª armónica puede aumentar de tal manera que, logre activar el frenado por segunda armónica de la corriente Inrush y de esta manera bloquear la señal de disparo del relevador. Para los algoritmos de protección por medio de modelos del transformador se necesita de un relevador que cuente por lo menos con doce canales de entrada, seis que corresponden a las señales de corriente y seis para las de tensión, y de alguna manera también contar con diferentes transductores de corriente-tensión y tensión-tensión para el acondicionamiento de la señal. Normalmente, para la protección diferencial de un transformador sólo se tienen disponibles las señales de corriente a ambos lados del transformador; por lo general no se cuenta con TP´s en dicho esquema y no se dispone de las señales de tensión, razón por la cual, sólo en pocos casos se puede aplicar este tipo de algoritmos. Utilizando una combinación del método de frenado por armónicos y el de identificación de forma de onda a partir del contenido de cd de la señal de corriente, se obtiene un método seguro en su operación. Este método utiliza frenado por armónicos y componente de cd, además utiliza la 5ª armónica para bloquear en caso de sobreexcitación. Mediante el frenado por armónicos, provee seguridad para corrientes Inrush. El uso de la 5ª armónica asegura el bloqueo ante condiciones de sobreexcitación y el análisis del contenido de cd, proporciona seguridad ante condiciones de Inrush con muy baja distorsión armónica. 3.10 PROTECCIÓN DEL AUTOTRANSFORMADOR Una variante de la protección diferencial puede ser aplicada en autotransformadores y esta se basa en la aplicación de la ley de kirchhoff a una red, que establece que la suma de corriente que entran a todas conexiones externas a la red es cero. Las corrientes que circulan en un sistema son arreglados para obtener igual relación de transformación de transformadores de corriente entre los que están en línea y el que está al final del neutro. Si se utiliza un transformador de neutro, este y otros transformadores de corriente de línea puede ser conectados en paralelo a un solo elemento del relevador, este esquema proporciona un esquema que responde solo a fallas a tierra, ver figura 3.15(a). Si los transformadores de corriente están conectados en cada fase al extremo de los devanados del neutro y se usan tres elementos de un relevador, entonces se tiene una protección diferencial, dando protección total contra fallas a fase y tierra, ver figura 3.15(b).


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Figura 3.15 protección de auto transformador con relevador diferencial de alta impedancia. 3.11 PROTECCIÓN CONTRA SOBRE FLUJO El incremento del sobre flujo proviene principalmente de las condiciones siguientes:

a) Alta tensión del sistema b) Baja frecuencia del sistema. c) Disturbios geomagnéticos

Este último resulta de corrientes de tierra en baja frecuencia, circulando a través del sistema de transmisión. Debido a disturbios momentáneos puede presentarse un sobre flujo transitorio que no es peligroso, así que el esquema de protección puede responder con retardo de tiempo. Normalmente se utiliza un elemento de tiempo inverso mínimo definido (IDMT), el cual arranca si se excede un umbral V/f. Este esquema está provisto de elementos de alarma y disparo. La función de alarma es implementada con un elemento de tiempo definido con retardo y la función de disparo se activa con la característica IDMT. Las características típicas son mostradas en la figura 3.16

Figura 3.16 Características típicas de IDMT para la protección de sobre flujo


130

Los disturbios geomagnéticos pueden provocar sobre flujos, sin que el umbral V/f haya sido excedido. Algunos relevadores proveen la detección de la 5º armónica, la cual es usada para detectar una condición así, debido a que los niveles de esta armónica se incrementan bajo condiciones de sobre flujo. 3.12 DISPOSITIVOS DETECTORES DE NIVELES DE ACEITE Y GAS Todas las fallas que se presentan por abajo del nivel de aceite en transformadores inmersos en aceite, provocan calentamiento y rompimiento del dieléctrico del aceite. Normalmente, siempre se presentará algún grado de arqueo debido a una falla en el devanado y la descomposición resultante del aceite liberará gases. Cuando es una falla menor, tal como puntos de unión calientes, el gas se liberará lentamente, pero una falla mayor, involucra arqueos más severos, causando una liberación rápida de grandes volúmenes de gas, así como también el vapor de aceite. La acción es tan violenta que el gas y el vapor no tienen tiempo para escapar, lo que incrementa la presión y el desplazamiento del aceite. Cuando tales fallas ocurren en un transformador que tiene el conservador de aceite, las fallas causan una ráfaga de aceite que pasa al tubo de alivio hacia el depósito conservador. Un relevador de Buchholoz es usado para proteger contra tales condiciones. Existen dispositivos que responden a la presión alta anormal del aceite o la variación de cambio de la presión del aceite, que puede ser utilizada junto con un relevador Buchholz. 3.12.1 Dispositivos de alivio de presión de aceite La forma más simple de aliviar la presión del aceite es mediante el uso del “disco frágil” localizado en el extremo de tubo de alivio de aceite, colocado en la parte alta del transformador. La presión del aceite rompe el “disco frágil”, tal que permite al aceite descargarse rápidamente. La liberación y limitación del incremento de la presión, evita la ruptura explosiva del tanque y el riesgo de un posible incendio. Los transformadores a la intemperie inmersos en aceite cuentan con un depósito que permite recolectar el aceite escurrido (por cualquier causa), por lo tanto, se minimiza la posibilidad de contaminación. Un inconveniente del “disco frágil” es que el aceite restante en el tanque, está expuesto a la atmósfera después de la ruptura. Esto se elimina con otros dispositivos más efectivos que rápidamente liberan la presión del aceite, los cuales abren para permitir la descarga del aceite, si la presión excede a un nivel de ajuste, pero se cierran automáticamente tan pronto como la presión interna cae por debajo de ese nivel. Si la presión anormal es relativamente alta, la válvula puede operar en pocos milisegundos y provee un disparo rápido si están instalados contactos apropiados.


131

Este dispositivo normalmente está instalado en transformadores con capacidad de 2MVA o mayores, también puede ser instalado en transformadores de distribución con capacidades hasta de 200kVA. 3.12.2 Relevador de incremento rápido de presión Este dispositivo detecta los incrementos rápidos de presión de aceite más que la presión absoluta, por lo tanto puede responder igual o hasta más rápido que la válvula de alivio en presiones altas anormales. Las sensibilidades pueden ser tan bajas como 0.07bar/s, pero cuando son adaptados a transformadores con enfriamiento forzado, la velocidad de operación del dispositivo puede ser disminuida totalmente para evitar disparos en falso, durante el arranque de una bomba de circulación. 3.12.3 Protección Buchholz La protección buchholz está presente en todos los transformadores equipados con un tanque conservador. El relevador Buchholz está dentro de un molde de alojamiento en el tubo que conecta al depósito conservador, como se muestra en la figura 3.17.

Figura 3.17 Arreglo y montaje del relevador Buchholz

Un relevador Buchholz típico tiene dos ajustes para sus contactos. Uno está arreglado para operar ante pequeñas acumulaciones de gas y el otro para grandes desplazamientos de aceite en eventos críticos de fallas internas. Para el primero se activa una alarma y el último normalmente se conecta al interruptor de disparo del relevador. Este dispositivo activa una alarma para las siguientes condiciones de falla, las cuales corresponden a una urgencia menor.

a) Una mancha caliente en el núcleo debido a un cortocircuito en el aislamiento de la laminación.


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b) Falla en el aislamiento de los tornillos de sujeción c) Uniones dañadas. d) Fallas entre vueltas o fallas entre otros devanados que involucran pequeñas

potencia de infeed e) Pérdidas de aceite debidas al goteo.

Cuando ocurre una falla mayor en el devanado, esta causa un incremento en el volumen del aceite, el cual desplaza el flotador menor y así se da el aislamiento del transformador. Esta acción toma lugar cuando:

i) Todas las fallas severas en el devanado ya sean fallas a tierra o entre fases.

ii) Pérdidas de aceite, si es permitido continuar a un grado más peligroso. Una inspección visual de la acumulación de gas permite diagnosticar rápidamente. El gas blanco o amarrillo indica que el aislamiento ya se quemo, mientras que el gas gris o negro indica la presencia de aceite desintegrado en estos casos, el gas probablemente será inflamable mientras el aire no se libere. Una válvula de alivio está localizada en la parte superior del depósito de gas para liberarlo o recolectarlo para su análisis. Los transformadores con enfriamiento de aceite forzado pueden experimentar flujo de aceite por el tanque conservador, durante el arranque y paro de la bomba. El relevador Buchholz no debe operar en estas condiciones. Las operaciones de limpieza pueden causar oxigenación del aceite, y provocar la operación Buchholz, entonces debe inhibirse por un periodo conveniente, para evitar el disparo del transformador. 3.13 CONDICIÓN DE MONITOREO DE LOS TRANSFORMADORES Es posible proveer dispositivos de medición a los transformadores para detectar tempranamente signos de degradación en varios componentes y proporcionar las alarmas al operador para evitar una salida larga y costosa, debido a una falla. La técnica que puede ser aplicada a plantas generadoras como también a transformadores, es conocida como condición de monitoreo, y la intención es proveer al operador con información regular de las condiciones del transformador. Revisando las tendencias en la información recibida, el operador puede hacer un mejor juicio para realizar la frecuencia de mantenimiento y detectar tempranamente los signos de deterioramiento, que si son ignorados podrían llevar a la ocurrencia de una falla interna. Tales técnicas son mejoradas para tal fin, pero no son remplazadas por la protección aplicada a un transformador. El alcance para el cual las condiciones de monitoreo es aplicado a los transformadores en un sistema depende de varios factores, entre los cuales está la política de los propietarios, de lo conveniente del diseño (existen transformadores que requieren modificaciones involucrando un periodo de fuera de servicio, el cual


133

puede ser costoso y no justificado), la importancia de asegurar la operación del sistema y los resultados generales de la confiabilidad. Un condición típica de monitoreo del sistema para un transformador sumergido en aceite es capaz de monitorear la condición de varios componentes del transformador como se muestra en la tabla 3.4 Puede existir algún traslape con las mediciones disponibles de un relevador numérico. Mediante el uso de software para almacenar y las tendencias del desempeño de los datos medidos, el operador puede presentar con información de estado del transformador, y las alarmas disparadas cuando los valores exceden los límites apropiados. Esto provee normalmente al operador con avisos de degradación temprana dentro de uno o más componentes de un transformador, habilitando el mantenimiento para que sea programado y así corregir el problema antes de que ocurra la falla. El mantenimiento puede ser planeado para las condiciones convenientes del sistema, previendo que los niveles de degradación no sean excesivos. A medida que los propietarios se hacen más consientes de los costos de las salidas no planeadas y el suministro eléctrico de las redes, que son utilizadas cercanas a la capacidad por grandes periodos de tiempo, provoca que los usuarios de esta técnica vayan aumentando.

Tabla 3.4 Condición de monitoreo para los transformadores


134

3.14. Ejemplos de protección del transformador En esta sección se presentan tres ejemplos de aplicación de tres relevadores modernos para la protección de transformadores. 3.14.1 Disponer del filtrado de secuencia cero La figura 3.18 muestra un transformador delta-estrella que será protegido con un esquema de protección de unidad. Con una conexión delta – estrella esterrizada, y la selección conveniente de los arreglos de los TC’s primario y secundario y el software de compensación de fase. Con un relevador digital, la compensación de fase es seleccionado por el usuario en el software implementado.

Figura 3.18 Ejemplo del filtrado de secuencia cero del transformador

Con la conexión delta - estrella los voltajes secundarios y las corrientes están desplazados +30° del primario. Por lo tanto, se debe realizar la corrección de fase con un desplazamiento de fase de -30°. Por simplicidad los TC’s en el devanado primario y secundario de un transformador son conectados en estrella. El cambio de fase requerido puede ser alcanzado mediante el uso de los TC’s auxiliares en el lado primario teniendo un cambio de fase de +30° o en el lado secundario teniendo un cambio de fase de -30°, o bien mediante software. La distribución de corriente en el devanado primario y secundario del transformador ante una falla a tierra externa, en el lado secundario del transformador. El transformador tiene una conexión a tierra en el devanado secundario, tal que este puede entregar una corriente de secuencia cero a la falla. El uso de la conexión en estrella en los TC’s principales. En el lado primario del transformador, la conexión delta causa corrientes de secuencia cero que circulan alrededor de la delta y por lo tanto, no son vistas por los TC’s principales del lado primario. La protección por lo tanto no verá ninguna corriente de secuencia cero en el lado primario y entonces la corriente de secuencia cero en el lado secundario, se ve como si fuera una falla, provocando el disparo incorrectamente.


135

La solución para proveer a los TC’s auxiliares en el lado secundario del transformador con devanado delta, tal que la corriente de secuencia cero circule alrededor de la delta y no es vista por el relevador. Por lo tanto, una regla puede ser establecida para que el devanado de un transformador con conexión a tierra debe de tener los TC’s principales conectados en delta y así una protección de unidad opere correctamente. La selección de la conexión Yy0 en el lado primario de los TC’s auxiliares y el Yd1 (-30°) para el lado secundario de los TC’s auxiliares proveen la fase requerida y la trampa de secuencia cero en el lado secundario. 3.14.2 Protección de unidad de un transformador delta-estrella En la figura 3.19 muestra un transformador delta-estrella para el cual se utiliza la protección de unidad, incluyendo la protección de fallas a tierra restringida para el devanado en estrella. Refiriéndose a la figura 3.19 los TC’s auxiliares han sido seleccionados correctamente y están usados convenientemente en el software. Por lo tanto, resta por calcular la compensación de relación conveniente (se considera que el transformador no tiene tap’s), los ajustes de la protección diferencial del transformador y los ajustes para la protección de fallas a tierra restringida se muestran a continuación.

Figura 3.19 Ejemplo de protección de unidad de transformador

Transformador de alta tensión con las corrientes a plena carga en el secundario de los TC’s principales. 175 250 = 0.7 Nivel de compensación = 1 0.7


136

= 1.428 Seleccionar el valor cercano = 1.43 Corrientes secundarias LV =525 600 = 0.875 Nivel de compensación = 1 0.0875 = 1.14 3.14.2.1 Ajuste de la protección de unidad del transformador. La corriente de ajuste del 20% de la corriente del relevador nominal es recomendada. Esto es igual a 35 Amp de corriente primaria. El relevador tiene dos pendientes de características de polarización con ajustes del 20% a la corriente nominal y al 80% por arriba de ese nivel. Las características correspondientes se muestran en la figura 3.20.

Figura 3.20 Característica de protección de unidad del transformador

3.14.2.2 Protección contra fallas a tierra restringida El relevador implementa la protección contra fallas a tierra de alta impedancia restringida. La operación es requerida para una corriente de falla a tierra primaria del 25% de la corriente nominal de falla a tierra (es decir 250 A). La primera tarea es calcular el ajuste, esto es calcular el valor de la resistencia de estabilización Rstab y el factor de estabilidad K. La resistencia de estabilización es requerida para asegurar la estabilidad de la falla cuando se satura uno de los secundarios del TC mientras que otro no. Estos requerimientos pueden ser expresados como:

( )S S stab

S f ct l B

V =I R yV >KI R +2R +R


137

Donde:

SV = Ajuste de tensión de estabilización

KV = Voltaje en el punto de la rodilla del TC K = Factor de estabilización del relevador

SI = Corriente de ajuste del relevador

CTR = Resistencia del devanado del TC R = Resistencia de los cables del secundario del TC

BR = Resistencia de cualquier otro componente en el circuito del relevador

stabR = Resistencia de estabilización Para este ejemplo:

K

ct

l

V = 97 VR = 3.7 R = 0.057

ΩΩ

Para relevador usado varios factores están relacionados mediante la grafica de la figura 3.21.

Figura 3.21 Característica de operación de un relevador de falla a tierra restringida

de alta impedancia. Empezando con los tiempos de operación deseados la relación Vk/Vs y el factor K pueden ser encontrados. Para un tiempo de operación de 40 ms (2 ciclos a 50 Hz), normalmente es aceptable por lo tanto en la figura 3.21.

K SV V = 4K = 0.5


138

La máxima corriente de falla a tierra está limitado por la resistencia de aterrizamiento a 1000 Amp primarios. La corriente de falla de fase máxima puede ser estimado considerando que se tiene impedancia de fuente igual a cero, tal que esté limitada solamente por la impedancia del transformador a 5250 Amp o 10 amp secundarios después de tomar en cuenta la compensación de relación. Por lo tanto la estabilidad de tensión puede ser calculado como:

SV =0.5x10(3.7+2x0.057)= 19.07 V De aquí Se calcula SV =4x19.07= 76.28 V Sin embargo

Actual K

K S

V 91 V yV V 4.77

==

Entonces de la figura 3.21 con K = 0.5, la protección es inestable. Mediante la adopción de un método iterativo para los valores de Vk/Vs y K, al final un resultado aceptable es obtenido de Vk/Vs= 4.55, K=0.6. Esto resulta en un tiempo de operación de 40 ms. La corriente de ajuste para la fallas a tierra requerida de Iop es de 250 A. La selección de E/F, el TC tiene una corriente de excitación de Ie del 1% y usando esto en la ecuación:

op s eI =CT ratio x (I +nI ) Donde: n = no de TC´s conectados en paralelo (=4)

sI = 0.377, use el valor cercano ajustable de 0.38 La resistencia de estabilización Rstab puede ser calculado como 60.21 Ω. El relevador puede solo soportar un valor máximo de 3kV pico bajo estas condiciones de falla. Una evaluación es requerida para ver si este tensión es excedido, si lo es una resistencia no lineal conocido como Metrosil debe ser conectado en las terminales del relevador y la resistencia de estabilización. El valor pico es estimado usando la fórmula siguiente.


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P K F KV =2 2V (V -V ) Donde

( 2 )F f ct l stabV I R R R= + + y

fI = Corriente de falla en el secundario del TC´s Y sustituyendo los valores de Vp= 544 V entonces la resistencia Metrosil no es requerida. 3.14.3 Protección de unidad para un transformador con cambiador de tap En los ejemplos previos se trató con un transformador que no tenía cambiador de tap. En la práctica, la mayoría de los transformadores tienen cambiador de tap para soportar diferentes condiciones de carga. Mientras que la mayoría de los transformadores tienen el cambiador de tap manual, los transformadores usados para control de tensión en una red son arreglados con el cambiador de tap en automático. El ajuste de la protección entonces debe tomar en cuenta la variación de la posición del cambiador de tap para evitar la posibilidad de disparos falsos en las posiciones extremas del tap. Para este ejemplo el mismo transformador descrito en la sección 3.14.3 es usado pero con un cambiador de tap automático en el rango de -5% a -15%. El cambiador de tap es localizado en el devanado primario, sin importar el paso del tap. Los pasos involucrados en el cálculo son los siguientes:

a) Determinar la corrección de relación a la mitad del tap y las corrientes secundarias resultantes

b) Determinar las corrientes en el lado de alto tensión en los extremos del tap con la corrección de relación

c) Determinar la corriente diferencial en el extremo del tap d) Determinar las corrientes de polarización en los extremos del tap e) Evaluar para un margen suficiente entre las corrientes diferenciales y las

corrientes de operación. 3.14.3.1 Corrección de relación De acuerdo con lo visto en secciones anteriores la posición a la mitad del tap es utilizado para calcular los factores de corrección de relación. La posición del tap a la


140

mitad es -5% y en esta posición del tap: el tensión primario para dar el tensión secundario nominal:

33 0.95 31.35x kV= = y La corriente nominal primario = 184 A La corriente en el lado de alta tensión de plena carga en el secundario de los TC’s principales es: 184 250 = 0.737 Nivel de compensación = 1 0.737 = 1.357 Valores cercanos seleccionado = 1.36 Corriente secundaria en lado VL = 525 600 = 0.875 Nivel de compensación = 1 0.875 = 1.14 Ambos relevadores de arriba pueden se ajustados en el relevador. 3.14.3.2 Corriente en alta tensión en los extremos del tap En el tap del +5% el valor de la corriente a plena carga en el lado de alta tensión será:

1033 1.05 3

166.6A primariosx x

=

De aquí que la corriente secundaria con la corrección de relación:

166.6 1.36250

0.906A

x=

=

Y en el tap de -15% la corriente a plena carga en el primario de los TC’s, del lado de alta tensión.

1033 0.85 3205.8 A

x x=

=


141

De aquí la corriente secundaria con el factor de corrección de relación es:

205.8 1.36250

1.12 A

x=

=

3.14.3.3 Corriente diferencial en los extremos del tap La corriente de plena carga vista por el relevador después de la corrección de relación es 0.875 1.14 0.998Ax = En el tap de +5% la corriente diferencial es:

2 0.998 0.906 0.092AdiffI = − = Y en el tap de -15% la corriente diferencial es:

2 1.12 0.998 0.122AdiffI = − = 3.14.3.4 Determinación de las corrientes de polarización en los extremos del tap La corriente de polarización esta dado por la formula

( )2

RHV RLVbias

I II +=

Donde:

RHVI = relay HV current

RLVI = relay LV current De aquí

1(0.998 0.906)

2 0.952A

biastI +=

=

y

1(0.998 1.12)

2 1.059A

biastI +=

=


142

3.14.3.5 Margen entre las corrientes de operación y corrientes diferencial La corriente de operación de un relevador está dada por la fórmula.

0.2op S biasI I I= + De aquí que en el tap de +5% con Is=0.2

1 0.2 (0.2 0.052)

0.3904AoptI x= +

=

En el tap del -15% la corriente de operación es:

0.2( 1) 0.8op S biasI I I x= + − (debida a que polariza >1.0)

2 0.2 0.2(1.059 1) 0.8

0.4472AoptI x= + −

=

Para la operación satisfactoria del relevador, las corrientes de operación no deben ser mayores que el 90% de la corriente diferencial en los extremos del tap. Para el tap a +5% la corriente diferencial es el 24% de la corriente de operación, y en el tap de -15% la corriente diferencial es el 27% de la corriente de operación. Por lo tanto el ajuste de IS es satisfactorio.


143

APENDICE A A. CONÉXIONES Y CÓDIGO HORARIO A.1 CONEXIONES DE UN TRANSFORMADOR TRIFÁSICO Las conexiones más comunes de los transformadores trifásicos son las siguientes: Conexión estrella-estrella

Figura A.1 Transformador conectado en estrella-estrella

Esta conexión presenta dos problemas:

• Si las cargas del circuito del transformador están desbalanceadas, los voltajes de las fases del transformador pueden llegar a desbalancearse severamente.

• Los voltajes de terceras armónicas pueden ser grandes.

Ambos problemas pueden solucionarse utilizando una de las dos técnicas siguientes: • Conectando sólidamente a tierra los neutros de los transformadores, en

especial el neutro de los devanados primarios. De esta manera las componentes de tercera armónica fluyen a través del neutro y éste también provee un camino de retorno para los desbalances de corriente en la carga.

• Agregando un tercer devanando (terciario), conectado en delta, al banco de transformadores. De esta manera las componentes de tercera armónica se sumarán en la delta causando una corriente circulante dentro de este devanado.


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Conexión delta-delta

Figura A.2 Transformador conectado en delta-delta

Este tipo de conexión no presenta problemas de defasamientos, ni por cargas desbalanceadas o armónicas. Conexión estrella-delta

Figura A.3 Transformador conectado en estrella-delta

Esta conexión, no tiene problemas por componentes de tercer armónica en sus voltajes, ya que ellas son consumidas en una corriente circulante en el devanado en delta. Esta conexión, también es más estable cuando hay cargas desbalanceadas puesto que la delta redistribuye parcialmente cualquier desbalance que ocurra. Este arreglo, presenta el problema de que el voltaje secuendario está defasado 30° con respecto al voltaje primario del transformador. En estados Unidos es común que el voltaje del secundario atrase al primario en 30°, aunque esta en la norma, no siempre ha sido respetada, por ello hay que tener especial atención en el orden fasorial del sistema en donde se ubique el transformador. Estos defasamientos son


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de especial atención para la protección diferencial del transformador ya que se manejan de manera diferente en la protección con relevadores electromecánicos y en la protección con un relevador digital. Conexión delta- estrella

Figura A.4 Transformador conectado en delta- estrella

Esta conexión tiene las mismas ventajas y defasamientos que la conexión estrella-delta. A.2 CÓDIGO HORARIO Y FACTOR DE CORRECCIÓN Dependiendo del tipo de conexión del transformador, se tienen diferentes defasamientos entre las corrientes de línea del primario y las corrientes de línea del secundario. Para cada tipo de defasamiento existe un código horario, el cual indica el comportamiento de las corrientes tanto del primario como del secundario del transformador de potencia. Las tablas A.1, A.2 y A.3, muestran el código horario para transformadores con conexión estrella-estrella ó delta-delta, delta-estrella y estrella-delta, respectivamente. Indican también, la manera de corregir el defasamiento existente entre las corrientes del primario y secundario del transformador; las corrientes a’, b’ y c’ son las corrientes modificadas que están en fase y se utilizan para realizar el cálculo de la corriente diferencial. Cuando el transformador presenta la misma conexión en sus devanados primario y secundario (Tabla A.1), el defasamiento se corrige al modificar la posición de las corrientes del secundario; sin embargo, en conexiones estrella-delta ó delta-estrella, es necesario realizar la resta vectorial de dos corrientes, como se muestra en las tablas A.2 y A.3. Para realizar el cálculo de las corrientes diferenciales y de paso, se parte de las corrientes de línea del primario y secundario del transformador; en esta operación, se tiene que compensar el error que introduce la diferencia en las relaciones de transformación de los TC’s. En las ecuaciones A.1, A.2 y A3, se indica el cálculo de las corrientes diferenciales y de paso, según la conexión y el código horario del


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transformador. El término factor, se encarga de corregir el error presente en la corriente diferencial, al referir las corrientes del secundario al primario. Transformadores con conexión estrella-estrella o delta-delta. En el grupo de los transformadores estrella-estrella ó delta-delta, las corrientes diferencial y de paso se calculan mediante las ecuaciones A.1.

'*A aIdiferencialA i factor i= − '1 *2 A aIpasoA i factor i⎛ ⎞= +⎜ ⎟

⎝ ⎠

'*B bIdiferencialB i factor i= − '1 *2 B bIpasoB i factor i⎛ ⎞= +⎜ ⎟

⎝ ⎠

'*C cIdiferencialC i factor i= − '1 *2 C cIpasoC i factor i⎛ ⎞= +⎜ ⎟

⎝ ⎠

2* 21* 1

VN RTCfactorVN RTC

= (A.1)

Donde:

, ,A B Ci i i Corrientes de línea del primario del transformador. , ,a b ci i i Corrientes de línea del secundario del transformador. , ,a b ci i i Corrientes de línea del secundario modificadas, tabla A.1.

1, 2VN VN Voltajes del primario y secundario del transformador. 1, 2RTC RTC Relaciones de transformación de los TC’s del primario y secundario del

transformador. Transformadores de conexión delta-estrella En el grupo de los transformadores de conexión delta-estrella, el cálculo de las corrientes diferenciales y de paso se realiza con las ecuaciones A.2.

'* / 3A aIdiferencialA i factor i= − '1 * / 32 A aIpasoA i factor i⎛ ⎞= +⎜ ⎟

⎝ ⎠

'* / 3B bIdiferencialB i factor i= − '1 * / 32 B bIpasoB i factor i⎛ ⎞= +⎜ ⎟

⎝ ⎠

'* / 3C cIdiferencialC i factor i= − '1 * / 32 C cIpasoC i factor i⎛ ⎞= +⎜ ⎟

⎝ ⎠

2* 21* 1

VN RTCfactorVN RTC

= (A.2)


147

Tabla A.1 Código horario para conexiones estrella- estrella o delta-delta.

Código horario Corrientes de línea del primario del

transformador

Corrientes de línea del secundario del

transformador

Secundario modificado

0

a’=a b’=b c’=c

2

a’=-b b’=-c c’=-a

4

a’=c b’=a c’=b

6

a’=-a b’=-b c’=-c

8

a’=b b’=c c’=a

10

a’=-c b’=-a c’=-b


148

Tabla A.2 Código horario para transformadores conectados en delta-estrella.

Codigo horario Corrientes de línea del primario del

transformador

Corrientes de línea del secundario del transformador


1

a’=a-b b’=b-c c’=c-a

3

a’=c-b b’=a-c c’=b-a

5

a’=c-a b’=a-b c’=b-c

7

a’=b-a b’=c-b c’=a-c

9

a’=b-c b’=c-a c’=a-b

11

a’=a-c b’=b-a c’=c-b


149

Transformadores con conexión estrella-delta En el grupo de los transformadores con conexión estrella-delta, las corrientes modificadas son las del primario, de acuerdo a la tabla A.3 y el cálculo de las corrientes diferenciales y de paso está dado por las ecuaciones A.3

' '/ 3 *A aIdiferencialA i factor i= − '1 / 3 *2 A aIpasoA i factor i⎛ ⎞= +⎜ ⎟

⎝ ⎠

' '/ 3 *B bIdiferencialB i factor i= − '1 / 3 *2 B bIpasoB i factor i⎛ ⎞= +⎜ ⎟

⎝ ⎠

' '/ 3 *C cIdiferencialC i factor i= − '1 / 3 *2 C cIpasoC i factor i⎛ ⎞= +⎜ ⎟

⎝ ⎠

2* 21* 1

VN RTCfactorVN RTC

= (A.3)

Tabla A.3 Código horario para transformadores conectados en estrella-estrella.

Codigo horario Corrientes de línea del

primario del transformador

Corrientes de línea del secundario del transformador


1

A’=A-C B’=B-A C’=C-B

3

A’=B-C B’=C-A C’=A-B

5

A’=B-A B’=C-B C’=A-C


150

7

A’=C-A B’=A-B C’=B-C

9

A’=C-B B’=A-C C’=B-A

11

A’=A-B B’=B-C C’=C-A

REFERENCIAS González Flores Enrique, “Diseño e implementación de protección diferencial para transformadores de potencia”, Tesis de Maestría, SEPI- ESIME- IPN, Ciudad de México Noviembre 2005. Russell Mason, “The Art & Science of Protective Relaying”,John Wiley & Sons, Inc. New York 1956 Walter A. Elmore “Protective Relaying Theory and Applications”, ABB Editorial Marcel, New York, EEUU, 1994. Horowitz Stanley H., Arun G. Pahdke, “Power System Relaying”, Research Studies Press LTD, England 1992, Lewis Blackburn, “Protective Relaying Principles and Applications”, 2a edición, Ed. Marcel Dekker, New York, EEUU 1998. Y.G Paithankar, “Transmission Network Protection Theory and Practice”, Marcel Dekker, Inc.


151

CAPÍTULO 4 PROTECCIÓN DEL GENERADOR-

4.1 INTRODUCCIÓN. La protección de generadores síncronos requiere mayores consideraciones debido a que están expuestos a una mayor cantidad de posibles fallas ó condiciones anormales de operación que cualquier otro elemento del sistema. Aunque la frecuencia de fallas, particularmente en generadores de gran capacidad es relativamente baja, las consecuencias en costos económicos y en el funcionamiento del sistema podrían ser más severas. Aún cuando es indeseable el disparo innecesario del generador, se prefiere esta acción, que tener las consecuencias por no dispararlo, tomando en cuenta los daños que una falla puede causar a la máquina. 4.2 PROTECCIÓN DE FALLAS DE FASES EN EL ESTATOR DEL GENERADOR Las unidades generadoras de gran capacidad requieren protección de alta velocidad para detectar las fallas de fases en el devanado del estator y así minimizar el daño. Normalmente se usa un relevador diferencial de alta velocidad para detectar fallas trifásicas, de fase a fase y de doble fase a tierra. Las fallas de fase a tierra normalmente no son detectadas por los relevadores diferenciales, a menos que su neutro esté conectado solidamente a tierra o con una baja impedancia. Cuando el neutro está puesto a tierra con alta impedancia, la corriente de falla puede ser menor que la sensibilidad de un relevador diferencial. Un relevador diferencial no detecta una falla entre espiras de la misma fase debido a que la corriente que entra y sale del devanado no cambia. La detección de fallas entre espiras puede ser proporcionada a los generadores con dos o más devanados por fase. 4.2.1. Protección diferencial de porcentaje La protección diferencial de porcentaje variable se muestra en figura 4.1, normalmente se utiliza para generadores de gran capacidad. La pendiente puede variar desde 5% a 50% ó más. Un relevador de porcentaje fijo se ajusta de 10 a 25%. Un esquema típico de la interconexión de un relevador diferencial de porcentaje variable se muestra en la figura 4.2. Los transformadores de corriente usados en un esquema de relevador diferencial preferentemente deben tener las mismas características; sin embargo, la diferencial de porcentaje variable es más tolerante a errores de TCs. Es importante notar que aún usando la misma precisión normalizada de TCs no se garantiza obtener las mismas características de respuesta real.


152

Figura 4.1 Relevador diferencial de porcentaje de pendiente variable

Figura 4.2 Conexión del relevador diferencial de porcentaje − generador conectado en estrella

4.2.2 Diferencial de alta impedancia Este esquema emplea un relevador de tensión y responde a la alta tensión generada por la corriente a través de la bobina de operación durante una falla interna, ver figura 4.3. Para corrientes muy altas en generadores de gran capacidad, la proximidad en los límites de los TCs en diferentes fases, puede causar corrientes desbalanceadas que fluyen en los secundarios de los TCs. Estas corrientes generan un tensión, la cual debe ser menor que la sensibilidad mínima del relevador diferencial usado.

Figura 4.3. Relevador diferencial de alta impedancia


153

4.2.3 Relevadores diferenciales autobalanceados El esquema de autobalance, ver figura 4.4, típicamente es usado en generadores pequeños, detecta fallas de fase y de tierra en el estator del generador. Usa solo un TC de baja relación por cada fase, los conductores de ambos extremos de cada devanado pasan a través de él, de tal forma que el flujo neto es cero para condiciones normales. Un relevador de sobrecorriente instantáneo conectado al secundario del TC proporciona protección confiable y rápida, detectando cualquier diferencia entre la corriente que entra y la corriente que sale del devanado.

Figura 4.4 Esquema de protección autobalanceado

4.2.4 Protección de respaldo contra fallas de fase La protección de respaldo más comúnmente usada para fallas de fase en el estator del generador, es la protección diferencial total. Para unidades más pequeñas o unidades conectadas directamente a un bus, se emplean relevadores de secuencia negativa, también cumplen su función de respaldo para el sistema. Algunas veces se emplean relevadores de impedancia para proporcionar protección de respaldo para el grupo generador - transformador. 4.2.4.1 Protección diferencial total La protección diferencial total se usa para el grupo generador - transformador dentro la zona diferencial como se muestra en la figura 4.5. Normalmente se prefiere incluir el transformador auxiliar dentro de la diferencial total, si es posible. Los TCs de la diferencial del transformador auxiliar en el lado de alta tensión, podrían saturarse severamente para fallas en el lado de alta tensión, debido a las corrientes de falla que son extremadamente grandes en ese punto. La saturación podría ser tan severa que el relevador diferencial no opere antes que la saturación ocurra, resultando así un disparo en falso. La diferencial total conectada al lado de baja tensión del transformador auxiliar podría detectar la falla y proporcionar disparo de respaldo.


154

Figura 4.5 Esquema diferencial total para respaldo de falla de fase del generador

4.2.4.2 Relevador de impedancia. Un relevador de impedancia en su elemento de la zona 1 puede ser conectado a los TCs y TPs del lado de alta tensión del grupo generador-transformador, viendo hacia el generador y ser ajustado para disparar sin retardo de tiempo para fallas de fase, puesto que no tiene que ser coordinado con otros relevadores para una falla en el generador. Sin embargo, un relevador de distancia, puede operar ante oscilaciones del sistema, pérdida de excitación y energización inadvertida. Las limitaciones de ajustes pueden impedir que el relevador sea ajustado para ver completamente todo el generador. 4.3 PROTECCIÓN DE FALLA A TIERRA EN EL DEVANADO DEL ESTATOR El método de puesta a tierra del estator en una instalación de generador determina el comportamiento del generador durante condiciones de falla a tierra. Si el generador está sólidamente puesto a tierra (casi nunca sucede), aportará una alta magnitud de corriente ante una falla de línea a tierra (SLG) en sus terminales, acompañada de una reducción de las tensiones fase-fase en alrededor del 58% en las que se involucra la fase fallada y un ligero desplazamiento de la tensión de neutro. Si el generador no está puesto a tierra (prácticamente nunca sucede), aportará una cantidad de corriente despreciable para una falla SLG franca en sus terminales, sin reducción en las tensiones de fase-fase en terminales y un desplazamiento completo en la tensión de neutro.


155

Las altas magnitudes de corriente de falla que resultan de un generador sólidamente aterrizado son inaceptables, debido al daño que la falla puede causar. La desconexión al generador a través del disparo del interruptor principal, de campo o la turbina, no hará que la corriente de falla se reduzca inmediatamente a cero. El flujo atrapado en el campo causará una corriente de falla que disminuye lentamente en algunos segundos, después de que el generador se ha disparado, lo que magnifica sustancialmente el daño. Por otro lado, la operación de un generador sin aterrizar provoca una corriente de falla despreciable, pero las tensiones de línea a tierra en las fases no falladas pueden elevarse durante las fallas con arqueo, a niveles altamente peligrosos, los cuales podrían causar la falla del aislamiento del generador. Por este motivo, los devanados del estator de generadores de gran capacidad son puestos a tierra, de tal forma que se reduzcan las corrientes de falla y las sobretensiones, a un nivel suficiente para detectar la condición de falla a tierra, lo suficientemente rápido para prevenir el calentamiento del hierro. Dos tipos de puesta a tierra son ampliamente usados en la industria, denominados como: puesta a tierra de alta y de baja impedancia. 4.3.1 Puesta a tierra del estator de baja impedancia. Los métodos de puesta a tierra se muestran en la figura 4.6.

Figura 4.6(a). Generadores conectados a un bus común que comparten un transformador de unidad


156

Figura 4.6(b). Generadores que comparten un transformador

Figura 4.6(c) Generadores conectados directamente a un sistema de distribución

El resistor o reactor de puesta a tierra es seleccionado para limitar la contribución del generador para una falla SLG, a un rango de corrientes generalmente entre 200 A y 150% la corriente de carga nominal. Con este rango de corriente de falla disponible, los relevadores diferenciales de fase pueden proporcionar alguna protección de falla a tierra. Sin embargo, el relevador diferencial no proporcionará protección de falla a tierra para todo el devanado del estator. Por ello, una práctica común es proporcionar alguna protección complementaria. La figura 4.7 muestra un esquema diferencial a tierra que puede ser usado para proporcionar esta mejora en la sensibilidad. El esquema usa un relevador de sobrecorriente direccional tipo producto (87N). El relevador está conectado para recibir corriente diferencial en el circuito de la bobina de operación y corriente del neutro (3Io) del generador en su circuito de polarización.


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Figura 4.7 Diferencial de tierra del generador usando un relevador tipo producto

La comparación direccional polarizada asegura que exista una restricción positiva para una falla externa, aunque los transformadores de corriente, RCN y RCL tienen características de funcionamiento sustancialmente diferentes. Este esquema proporciona una excelente seguridad contra operación incorrecta para fallas externas y proporciona una detección muy sensible de fallas a tierra internas. 4.3.2 Puesta a tierra del estator con alta impedancia La puesta a tierra de neutro del generador con alta impedancia es ilustrada en la figura 4.8. Se utiliza principalmente en sistemas del grupo generador - transformador, sin embargo, también puede usarse en generadores cross-compound donde un devanado está generalmente puesto a tierra a través de alta impedancia.

Figura 4.8 Generador puesto a tierra con alta impedancia

En el sistema de aterrizamiento del neutro del generador con alta resistencia se utiliza un transformador de distribución con un valor de tensión primaria mayor o igual al valor de la tensión línea-neutro del generador y una tensión secundaria de 120 V ó 240 V. El transformador de distribución debe tener suficiente capacidad de sobretensión de tal forma que no se sature con fallas SLG, cuando la máquina esté operando al 105% de tensión nominal. La selección del resistor secundario está basada de tal manera que una falla SLG en las terminales del generador, provoque una potencia disipada en el resistor aproximadamente igual a los volts-amperes


158

reactivos capacitivos de secuencia cero, equivalente al devanado del generador, sus conductores, y los devanados de los transformadores conectado a las terminales del generador. Usando este método de puesta a tierra, una falla SLG está generalmente limitada de 3-25 amperes primarios. El apéndice A proporciona un ejemplo detallado de cómo determinar el tamaño del resistor de tierra para satisfacer las necesidades citadas arriba y también cómo calcular las corrientes y tensiones de tierra resultantes. 4.3.3 Métodos de protección convencional de devanado del estator con alta impedancia 4.3.3.1 Esquema de sobretensión/corriente de neutro. El esquema de protección más ampliamente usado en sistemas puestos a tierra con alta impedancia, consiste de un relevador de sobretensión con retardo de tiempo (59GN) conectado a través del resistor de puesta a tierra, para sensar la tensión de secuencia cero, como se muestra en la figura 3. El relevador usado es sensible a tensión de frecuencia fundamental e insensible a tensión de tercera armónica y a otras tensiones armónicas de secuencia cero, que están presentes en el neutro del generador. Debido a que la impedancia de puesta a tierra es grande comparada con la impedancia del generador y otras impedancias en el circuito, la tensión fase-neutro total será dada a través del dispositivo de puesta a tierra con una falla SLG, en las terminales del generador. La tensión en el relevador está en función de la relación del transformador de distribución y del lugar donde se presenta la falla. La tensión será máxima para una falla en terminales y disminuirá en magnitud a medida que la falla se mueva de las terminales del generador hacia el neutro. Típicamente, el relevador de sobretensión tiene un ajuste de pickup mínimo aproximadamente de 5 Volts. Con este ajuste y las relaciones típicas del transformador de distribución, este esquema es capaz de detectar fallas hasta distancias del orden de 2-5% al neutro del estator. El ajuste del retardo de tiempo en el relevador de sobretensión es seleccionado para proporcionar coordinación con otros dispositivos de protección. 4.3.3.2 Métodos de protección para falla a tierra en 100% del devanado del estator La protección convencional para detección de falla a tierra del estator en sistemas puestos a tierra con alta impedancia, sólo proporcionan protección sensible para cubrir alrededor del 95% del estator. Esto se debe a que una falla en el 5% restante del devanado, cerca del neutro, no causará suficiente tensión residual y corriente residual de 60 Hz, para operar a estos relevadores. Es importante proteger todo el


159

devanado del generador con un sistema de protección de falla a tierra adicional de tal forma que se cubra el 100%. Estas técnicas están divididas en dos categorías:

1. Técnicas basadas en la tensión de tercera armónica. 2. Inyección de tensión residual o de neutro.

4.3.3.3 Técnicas basadas en la tensión de tercera armónica. Las componentes de tensión de 3ª armónica están presentes en las terminales de casi todas las máquinas en diferentes niveles; y varían en función del diseño y fabricación. Cuando están presentes en cantidad suficiente, estas tensiones son usadas por los esquemas de protección para detectar fallas a tierra cercanas al neutro. Las tensiones de tercera armónica medidas en el neutro, en terminales del generador, o en ambos, son usadas para proporcionar protección al generador. La figura 4.9 muestra las tensiones de tercera armónica (V3RD) presentes en el neutro y terminales de un generador típico, durante diferentes condiciones de carga: (a) operación normal (b) fallas en el extremo del neutro y (c) fallas en las terminales del generador.

Figura 4.9 Tensiones de tercera armónica para diferentes condiciones en un generador típico


160

Las observaciones siguientes pueden realizarse a partir de la figura 4:

1. El nivel de tensión de tercera armónica en el neutro y terminales del generador es dependiente de las condiciones de operación del generador. La tensión es mayor a plena carga, que en condiciones sin carga como se muestra en la figura 4; sin embargo, dependiendo del diseño del generador, podría también ser al revés.

2. Existe un punto en los devanados donde la tensión de tercera armónica es cero. La ubicación exacta de este punto depende de las condiciones de operación y del diseño del generador.

3. Para una falla a tierra en el neutro, la tensión de tercera armónica en el neutro se hace cero. Para una falla cercana al neutro, el nivel de tensión de tercera armónica en el neutro disminuirá y el nivel en las terminales del generador se incrementará. La cantidad de decremento o incremento depende de las condiciones de operación y de la ubicación de la falla.

4. Para una falla a tierra en las terminales de devanado, la tensión de tercera armónica en las terminales, se vuelve cero. Si ocurre una falla cerca de las terminales del generador, el nivel de tensión de tercera armónica en el neutro se incrementará y el de las terminales disminuirá. La cantidad de decremento o incremento depende de las condiciones de operación que prevalecen y de la localización de la falla.

5. Los niveles de tensión de tercera armónica varían de una máquina a otra, dependiendo del diseño. Los niveles de tercera armónica de cualquier generador deben ser medidos con el generador conectado y desconectado del sistema de potencia, antes de instalar cualquier esquema de protección basado en tercera armónica, para asegurar que existen los niveles adecuados para operar los diversos elementos de protección.

Las técnicas basadas en el uso de la tensión de tercera armónica pueden ser divididas como sigue: • Técnica de baja tensión de tercera armónica en el neutro. • Técnica de tensión terminal residual de tercera armónica. • Técnica de comparador de tercera armónica. 4.3.3.4 Técnica de baja tensión de tercera armónica Ante una falla, el nivel de tensión de tercera armónica en el neutro disminuye. Por lo tanto, un relevador de baja tensión que opera a partir de la tensión de tercera armónica medida en el extremo del neutro, podría ser usado para detectar las fallas cercanas al neutro. Las fallas a tierra en la parte restante de los devanados pueden ser detectadas por la protección de falla a tierra convencional, por ejemplo, con un relevador de sobretensión (59GN), el cual opera con la tensión de neutro de 60 Hz. La combinación de ambos relevadores proporciona protección al 100% del devanado


161

del estator. En la figura 4.10 se muestra el esquema de protección simplificada que usa esta técnica. Las señales de tensión para los relevadores son tomadas del resistor de neutro. Un transformador de aislamiento interno adecua la caída de tensión, para el rango de funcionamiento del relevador y también proporciona aislamiento del esquema de protección. La protección de baja tensión consiste de un filtro sintonizado de 180 Hz, un detector de nivel de baja tensión (27), una lógica en línea y un temporizador. La protección de sobretensión se construye con un filtro sintonizado a 60 Hz, un detector de nivel de sobretensión (59 GN) y un temporizador.

Figura 4.10. Un esquema de protección de falla a tierra de baja tensión de tercera armónica

Donde 59C Relevador supervisor de sobretensión instantáneo. 59GN Relevador de sobretensión sintonizado a la frecuencia fundamental (60 Hz). 27 Relevador de baja tensión sintonizado a la frecuencia de tercera armónica (180 Hz). 2-1, 2-2 Temporizadores. Los ajustes de los detectores de nivel de baja tensión y sobretensión son tales que el traslape para todos los puntos de falla en el devanado del estator, desde las terminales hasta el neutro del generador sea asegurado. Generalmente, una tensión de tercera armónica no mayor al 1% de la tensión nominal es necesario para proporcionar un traslape adecuado. Normalmente, la protección de baja tensión de tercera armónica puede proporcionar protección adecuada al 0-30% del devanado del estator, medido desde el neutro hasta las terminales de la máquina. Los ajustes de los relevadores de baja tensión deben estar muy por debajo de la mínima tensión de tercera armónica, presente en el neutro durante la operación normal del generador. El relevador de baja tensión de tercera armónica debe ser bloqueado para evitar disparos en falso durante el arranque o disparo del generador. Esto se logra proporcionando un relevador de sobretensión (59C) supervisorio o de control. En algunos casos, el generador no desarrolla una tensión de tercera armónica significativa hasta que tiene carga. En este caso, la supervisión es realizada usando


162

un relevador de sobrecorriente; el relevador de sobrecorriente operará cuando la corriente exceda su valor de pickup. Por lo tanto, bajo condiciones de carga ligera, y cuando el interruptor principal está abierto, el relevador de baja tensión de tercera armónica estará fuera de servicio, por lo que un esquema de protección alterno debe ser considerado. La protección de baja tensión de tercera armónica operará para circuitos abiertos o cortocircuitos de los devanados primario o secundario del transformador de aterrizamiento del neutro y no es capaz de detectar un circuito abierto en la resistencia secundaria de puesta a tierra. 4.3.3.5 Técnica de tensión residual de tercera armónica en terminales La técnica está basada en el hecho que una falla cercana al neutro, provoca un incremento en el nivel de tensión de tercera armónica en las terminales del generador. Por lo tanto, un relevador de sobretensión de tensión de tercera armónica en las terminales del generador puede ser usado para detectar fallas cercanas al neutro. De manera similar, las fallas a tierra en la parte restante (alrededor del 95%) de los devanados pueden ser detectadas por la protección convencional, o sea, un relevador de sobretensión que opera con tensión de neutro de 60 Hz. Ambos relevadores proporcionan protección al 100% de los devanados del estator. Un esquema de protección simplificado que emplea esta técnica se muestra en la figura 4.11

Figura 4.11 Protección de falla a tierra basada en tensión residual de tercera armónica en terminales.

Donde: 59GN Relevador de sobretensión sintonizado a la frecuencia fundamental (60 Hz). 59T Relevador de sobretensión sintonizado a la frecuencia de tercera armónica (180 Hz). 2-1. 2-2 Temporizadores La tensión residual en las terminales de la máquina es proporcionada con un transformador con conexión estrella-delta abierta. Esta tensión se pasa a través de un filtro sintonizado de 180 Hz y un detector de sobretensión (59T). La señal del relevador se toma entre la resistencia de neutro, donde el transformador de


163

aislamiento interno, reduce la caída de tensión a la capacidad continua; esta tensión se pasa a través de un filtro sintonizado de 60 Hz y proporcionada a un detector de nivel de sobretensión (59GN). Para una falla a tierra cerca del neutro, el nivel de tensión de tercera armónica en las terminales del generador llega a ser elevado y el relevador de sobretensión de tercera armónica operará. Este debe ser ajustado en tal forma que no responda a la máxima tensión de tercera armónica presente en las terminales del generador durante su operación normal. 4.3.3.6 Técnica del comparador de tercera armónica Este esquema compara la magnitud de la tensión de tercera armónica en el neutro del generador con la tensión presente en terminales del generador, y está basado considerando que la relación de la tensión de tercera armónica en las terminales del generador al neutro, casi es constante durante su operación normal. Esta relación es afectada por una falla a tierra cercana al neutro o cercana de las terminales del generador. Las fallas a tierra en la parte restante de los devanados son detectadas por la protección de falla a tierra convencional del 95%, por ejemplo, mediante un relevador de sobrecorriente o sobretensión de 60 Hz que opera a partir de corriente o tensión del neutro, respectivamente. La figura 4.12 muestra un diagrama simplificado de un esquema comparador.

Figura 4.12 Esquema de protección de falla a tierra basado en un comparador de tercera armónica

Donde: 59GN = Relevador de sobretensión convencional sintonizado a la frecuencia fundamental. 59D = Relevador diferencial de tensión de tercera armónica. El principio de operación está basado en la corriente que fluye por el relevador diferencial cuando existe una diferencia de tensión. Tomando en cuenta que la relación de tensión de tercera armónica en las terminales del generador a la tensión de tercera armónica del neutro permanece constante durante condiciones normales.


164

Si esta relación cambia, causará que aparezca una diferencia de tensión, y el relevador diferencial operará. Los ajustes del relevador de protección convencional de 95% (59GN) y los de tercera armónica (59D) deben ser seleccionados de tal forma, que la cobertura de detección de falla asegure todo el devanado del estator. El relevador diferencial de tercera armónica detecta fallas a tierra cercanas al neutro al igual que en las terminales del generador. El relevador de falla a tierra convencional al 95% detecta las fallas en la parte superior de los devanados y traslapa gran parte de los devanados protegidos con el relevador diferencial de tercera armónica. La sensibilidad del relevador diferencial de tercera armónica es mínima para una falla cercana a la mitad del devanado. En este punto, la diferencia entre la tercera armónica de voltaje en el neutro y en terminales es muy cercana al ajuste de este relevador. Este ajuste usualmente es determinado por pruebas de campo durante la puesta en servicio. Por ejemplo, la magnitud de tercera armónica de tensión en el neutro y en terminales y su relación para diferentes condiciones de operación para un generador típico se muestran en la tabla 4.1. La necesidad de TP’s múltiples y la necesidad de pruebas de campo para la determinación de ajustes del relevador son los puntos débiles de este esquema. Sin embargo, este esquema proporciona la cobertura óptima del 100%.

Tabla 4.1 Magnitudes de tensiones de tercera armónica para un Generador típico.

Carga de la Unidad MW MVAR

Tensión RMS de 180Hz Neutro Terminales

Relación de tensión en Terminal/Tensión en neutro

0 0 2.8 2.7 1.08 7 0 2.5 3.7 1.48 35 5 2.7 3.8 1.41 105 25 4.2 5.0 1.19 175 25 5.5 6.2 1.13 340 25 8.0 8.0 1.00

4.4 PROTECCIÓN CONTRA FRECUENCIA ANORMAL Cuando un sistema de potencia está operando en condiciones normales a la frecuencia nominal, la entrada total de potencia mecánica al generador es igual a la suma de las cargas conectadas, y todas las pérdidas de potencia real en el sistema. Una alteración sensible de este balance causa una condición de frecuencia anormal del sistema. Las condiciones de frecuencia anormal pueden causar disparos de generadores, y líneas por sobrecargas o la división del sistema debido a las oscilaciones de potencia y a la inestabilidad resultante. Esto podría dar como resultado que el sistema de potencia se separe en una o más islas aisladas eléctricamente.


165

La mayoría de las empresas suministradoras han implementado un programa de corte de carga automático, para evitar colapsos totales del sistema, así como para minimizar la posibilidad de daño al equipo durante una condición de operación con frecuencia anormal. Estos programas de corte de carga están diseñados para: a) Desconectar sólo la carga necesaria para liberar la sobrecarga, conectada a la

generación. b) Minimizar el riesgo de daño a las plantas generadoras. c) Mitigar la posibilidad de eventos en cascada como resultado del disparo por

baja frecuencia de una unidad. d) Restaurar rápidamente la frecuencia del sistema a un valor cercano al normal.

En un sistema de potencia pueden ocurrir dos tipos de condiciones de frecuencia anormal: 1. La condición de baja frecuencia, ocurre en un sistema de potencia como

resultado de una súbita reducción en la potencia de entrada, por la pérdida de generador(es) o salida de generadores remotos. Esto puede producir un decremento en la velocidad del generador, lo que causa una disminución de la frecuencia del sistema.

2. La condición de sobrefrecuencia ocurre como resultado de una pérdida súbita de

carga o salida del generador en un punto de enlace. La salida de una turbina que inicialmente alimentaba la carga, es absorbida por la aceleración de estas unidades y puede resultar un incremento en la frecuencia del sistema.

Existen dos consideraciones principales asociadas con la operación de una planta generadora a frecuencia anormal, estas son: a) La protección del equipo contra el daño, por la operación a una frecuencia

anormal. b) La prevención del disparo accidental de la unidad generadora por una

condición de frecuencia anormal recuperable, que no exceda los límites de diseño del equipo de la planta.

Apéndice A En este apéndice se presenta un ejemplo del cálculo de las corrientes de falla de secuencia cero, la determinación de los valores y capacidades de los elementos de puesta a tierra (resistor y transformador) usados en los esquemas de protección convencionales de 95%, a 60 Hz de puesta a tierra a través de una alta impedancia. La figura A.1 muestra un generador de 975 MVA, 22 kV, conectado en forma unitaria a un sistema de transmisión de 345 kV y puesto a tierra a través de un transformador de distribución.


166

Figura A.1 Sistema de ejemplo

Debido a la puesta a tierra de alta resistencia, se presenta el efecto de la capacitancia a tierra en el sistema. En general, estas son capacitancias distribuidas, pero para propósitos prácticos se consideran “concentradas” y modeladas como un solo capacitor. Las capacitancias más significativas en el sistema mostrado están asociadas con los devanados del generador, los apartarrayos de protección contra sobretensión del generador y los devanados de baja tensión del transformador elevador. El efecto de estos tres elementos típicamente suma más del 95% de la capacitancia del sistema a tierra. Otras fuentes son los buses de fase aislada, los devanados de alta tensión del transformador auxiliar de la unidad y los devanados de alta tensión de los transformadores de instrumento (por ejemplo TP’s del generador). Generalmente, los valores de capacitancia son obtenidos del fabricante del equipo; sin embargo, las pruebas de factor de potencia o aislamiento, son excelentes fuentes para medirlas. Todos los valores de capacitancia usados para estos cálculos deben ser valores de fase a tierra en base de “por unidad”. Nótese que la capacitancia en farads o microfarads debe se convertida a reactancia capacitiva (ohms) a 60 Hz. Supóngase que la reactancia capacitiva fase a tierra del generador, transformador y equipo asociado en el sistema de la figura A es Xoc = 6780 ohms/fase. El valor óhmico del resistor secundario ha sido seleccionado de tal forma que reflejado a través del transformador de distribución, la resistencia resultante Rn sea igual a 1/3 de X0C.

Rn = 0.738 (13,280/240)2 = 2260 Ω

Para propósitos de análisis, supóngase una falla SLG en las terminales del generador. En términos de cantidades de falla, esta condición representa el peor caso. Esto es, el desplazamiento del neutro (o desarrollo de 3Vo a través del devanado secundario del transformador de distribución) y las magnitudes de corriente de falla son las mayores. En términos de la sensibilidad del relevador, este es el “mejor” lugar para que ocurra una falla SLG, debido a que las cantidades son las mayores, y por lo tanto, la probabilidad de detección es mayor. Cuando la falla se


167

va moviendo hacia el interior del devanado del generador (hacia el neutro), las cantidades de falla disminuyen en magnitud, reduciendo la capacidad de los dispositivos de protección para detectarlas. En la figura A.1 se muestra una falla a tierra en las terminales del generador. A.2 Solución por componentes simétricas Por componentes simétricas, las fallas SLG son calculadas conectando las redes de secuencia positiva, negativa y cero en serie, como se muestra en la figura A.2 y resolviendo Io.

Figura A.2(a) Circuito equivalente de componentes simétricas para cálculo de falla slg

E1g = Fuente del generador. E1s = Fuente del Sistema. g = Generador. t = Transformador del generador. S = Sistema de potencia.


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Figura A.2(b). Reducción aproximada del circuito equivalente de componentes simétricas

Figura A.2. Circuitos equivalentes de componentes simétricas para falla SLG

Las impedancias equivalentes de secuencia positiva y negativa del sistema y la impedancia de secuencia cero del generador pueden ser despreciadas, debido a que son extremadamente pequeñas comparadas con el circuito equivalente compuesto por la resistencia del neutro y la capacitancia de secuencia cero distribuida. La red de secuencia cero está abierta en el devanado en delta del transformador elevador del generador y consiste de un resistor del neutro del generador convertido al primario, en paralelo con la capacitancia de fase a tierra de los devanados del generador y equipo asociado. El circuito equivalente aproximado se muestra en la figura A.2(b), a la cual se aplican las siguientes definiciones:

o on ocI I I= + Donde:

oI = Corriente total de falla de secuencia cero.

onI = Corriente de secuencia cero que fluye en el resistor de neutro.

ocI = Corriente de secuencia cero que fluye en la capacitancia compactada.

Sea oeqZ el equivalente del paralelo de la combinación de 3 nR y - ocjX

oeqZ = 0.5 (6780 – j6780) = (3390 – j3390) Ohms.

Si E1g es la tensión de fase a neutro del generador (secuencia positiva):

122000 12,700 V

3gE = = (Se considera ángulo de fase de 0°)

Entonces, Io en la falla es:

10

12700 (1.873 j1.873) Amperes3390 j3390

g

oeq

EI

Z= = = +

−

Puesto que Ifalla = 3Io, entonces: Ifalla = 3(1.873 + j1.863) = (5.62 + j5.62) Amperes.


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Alternativamente, encontrando las corrientes en 3Rn y Xoc respectivamente, llega al mismo resultado. Sea In la corriente en el neutro del generador, entonces:

In = 3I0n = 1 13 5.62 Amperes3 2260

g g

n

E ER

⎛ ⎞= =⎜ ⎟

⎝ ⎠

Con Xc= 6780 ohms/fase, la contribución de la capacitancia a la corriente de falla es:

Ic = 3Ioc =13 3(12700) j5.62 Amperes

j j6780g

c

EX

= =− −

La corriente de falla total, Ifalla es igual a 3Io = In + Ic : Ifalla = 5.62 + j5.62 = 7.95∠ 45° Amperes In es la corriente que fluye en el neutro del generador para una falla SLG en las terminales del generador. La corriente Isec que fluye en el secundario del transformador de distribución y a través del resistor R, es In multiplicado por la relación de vueltas del transformador de distribución:

Isec = 5.62 13280240

⎛ ⎞⎜ ⎟⎝ ⎠

= 311 Amperes.

La tensión a través de la resistencia en el secundario es: VR = Isec (R) = 311 (0.738) = 229.5 Volts. Las últimas dos cantidades, VR e Isec, están disponibles para ajustar los relevadores. Las capacidades continuas del resistor y transformador de puesta a tierra se seleccionan asumiendo un desplazamiento total de la tensión del neutro (debido a la falla SLG en las terminales del generador). Como se mostró arriba, VR para la condición de este ejemplo es 229.5 V. Esto implica una capacidad continua para el resistor y el transformador de al menos 71.4 kW. La capacidad del resistor es:

kW = secx 229.5 311 71.41000 1000

RI V x= =

La capacidad del transformador es:

sec 240 311 74.61000 1000

NOMINALV xI xkVA = = =


170

4.5. PROTECCIÓN DE SOBREEXCITACIÓN Y SOBRETENSIÓN La sobreexcitación de un generador o cualquier transformador conectado a las terminales del generador se presenta cuando la relación tensión a frecuencia, expresada como Volts por Hertz (V/Hz) aplicada a las terminales del equipo exceda los límites de diseño. Las normas ANSI/IEEE han establecido los siguientes límites: Generadores 1.05 pu (En base del generador) Transformadores 1.05 pu (En base del secundario del transformador) a carga nominal, f.p. de 0.8 ó mayor:1.1 pu (En base del transformador) sin carga.

Estos límites se aplican o a menos que otra cosa sea establecida por el fabricante del equipo. Cuando estas relaciones de V/Hz son excedidas, puede ocurrir la saturación del núcleo magnético del generador o transformador conectado, induciéndose flujo de dispersión en componentes no laminados, los cuales no están diseñados para llevar flujo; el daño puede ocurrir en segundos. Es común el proporcionar relevadores de V/Hz para proteger generadores y transformadores de estos niveles excesivos de densidad de flujo magnético. Típicamente, esta protección es independiente del control V/Hz en el sistema de excitación. Sin embargo, no puede confiarse totalmente en la protección V/Hz para detectar todas las condiciones de sobretensión. Por ejemplo, si la sobretensión es resultado de un incremento proporcional en la frecuencia, el relevador de V/Hz ignorará el evento debido a que la relación V/Hz no ha cambiado. Es común proporcionar un relevador de sobretensión para alarmas, o en algunos casos, disparar los generadores por estos altos niveles de esfuerzos eléctricos. 4.5.1 Fundamentos de sobreexcitación Los relevadores de sobreexcitación, o V/Hz, son usados para proteger a los generadores y transformadores de los niveles excesivos de densidad de flujo magnético. Los altos niveles de densidad de flujo son causados por una sobreexcitación del generador y las trayectorias del hierro magnético diseñadas para llevar el flujo normal se saturan, así el flujo de dispersión comienza a fluir en trayectorias no diseñadas para llevarlo. Estos campos resultantes son proporcionales a la tensión e inversamente proporcionales a la frecuencia. Por lo tanto, los altos niveles de densidad de flujo (y la sobreexcitación) aparecen como consecuencia de la sobretensión, de la baja frecuencia o de una combinación de ambos.

Existen diferentes escenarios que pueden causar una condición de sobreexcitación cuando la unidad está conectada al sistema: • La pérdida de generación cercana puede afectar la tensión de la red y el flujo de

VARs, causando un disturbio que se muestra como una caída de tensión. En un


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intento de mantener la tensión del sistema, los sistemas de excitación de los generadores restantes pueden tratar de reforzar la tensión terminal a los límites de ajuste del control de excitación, mientras la generación disparada está siendo reconectada. Si ocurre una falla en el control de la excitación en este intervalo, tendrá lugar una sobreexcitación.

• Un generador podría estar operando a niveles nominales alimentando un alto

nivel de VARs al sistema. La tensión de la unidad puede aún permanecer cerca de los niveles nominales de la red debido a las interconexiones, sin embargo una pérdida súbita de carga o de las interconexiones puede causar que la tensión de la unidad se eleve súbitamente. Ocurrirá un evento de sobreexcitación si los controles de excitación del generador no responden adecuadamente.

4.5.2 Límites de operación de equipos Cuando se ajusta la protección de sobretensión, algunas normas indican los requerimientos mínimos. Los generadores de rotor cilíndrico deben ser capaces de operar hasta con el 105% de la tensión nominal. Se establecen variaciones similares en la tensión para generadores hidroeléctricos. A los transformadores de potencia se les requiere únicamente que operen hasta el 110% de la tensión nominal a frecuencia nominal, dependiendo de los niveles de carga. El daño a los equipos debido a V/Hz excesivos, es causado principalmente por el sobrecalentamiento de las componentes, el cual depende de la duración del evento. A partir de las relaciones entre los campos de dispersión y el calentamiento, pueden desarrollarse curvas que definen los límites en la magnitud y duración de los eventos de V/Hz. Los fabricantes generalmente proporcionan curvas para sus equipos, que muestran los límites de operación permisible en términos de por ciento de V/Hz normales contra tiempo. Las figuras 4.13a y 4.13b muestran curvas típicas para un generador y para un transformador de potencia.

Figura 4.13a.Curva típica de límite para la operación de V/Hz para un generador.

Figura 4.13b. Curva típica de límite para la operación de V/Hz para un transformador de potencia,


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Al ajustar la protección de V/Hz para una unidad generadora, es importante que las curvas de operación permisibles para los generadores y transformadores sean referidas a una base común de tensión, debido a que, en algunos casos la tensión nominal del devanado de baja tensión del transformador elevador es ligeramente menor que la del generador. La tensión base usada normalmente es la tensión terminal del generador, puesto que típicamente los TP’s usados para la señal de tensión al relevador están conectados a la unidad entre el generador y los transformadores elevador y auxiliar de la unidad. La figura 4.14 muestra las curvas combinadas para el generador y el transformador elevador.

Figura 4.14. Curvas combinadas para la operación V/Hz para generador y transformador elevador

(con la curva del transformador elevador puesta en base de la tensión del generador).

El daño a los equipos por tensión excesiva es causado básicamente por ruptura del aislamiento debido a esfuerzo dieléctrico. La sobretensión sin sobreexcitación (V/Hz) puede ocurrir cuando un generador tiene una sobrevelocidad debida a un rechazo de carga, a una falla severa y repentina, o a alguna otra razón; en estos casos no ocurre una sobreexcitación porque la tensión y la frecuencia aumentan en la misma proporción; por tanto, la relación V/Hz permanece constante. 4.5.3 Esquemas de protección y características Para la protección de V/Hz, existen dos características generales de relevadores usadas: tiempo definido y tiempo inverso. Las figuras 4.15a y 4.15b muestran las características básicas y la zona de protección para cada uno de estos tipos de relevadores.


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Figura 4.15a. Característica típica del relevador de tiempo definido

Figura 4.15b. Característica típica del relevador de tiempo inverso

Existen dos esquemas de protección comúnmente empleados para relevadores de V/Hz en la industria. tiempo definido y tiempo inverso. Una desventaja importante de emplear un esquema de protección que únicamente utiliza relevadores de tiempo definido es la decisión entre la protección al equipo y la flexibilidad de operación. La figura 4.16 muestra un esquema posible de protección que usa dos relevadores de V/Hz en un esquema de tiempo definido. Pueden notarse las áreas no protegidas en las cuales los límites del equipo podrían ser excedidos y las áreas donde las características del relevador restringen la operación debajo de los límites del equipo. Por esta razón, los relevadores de tiempo inverso proporcionan la protección y la flexibilidad de operación óptimas, puesto que coordinan mejor con los límites operacionales del equipo. La figura 4.17 muestra un esquema típico que usa tanto relevadores de tiempo inverso como relevadores de tiempo definido.

Figura 16. Característica típica de relevador para protección V/Hz, de nivel dual de tiempo definido (Relevador A ajustado en 118% V/Hz con retardo de tiempo de 6 segundos. Relevador B ajustado en 110% V/Hz con un retardo de tiempo de 60 segundos)


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Figura 4.17 Protección y flexibilidad de operación óptima, proporcionada con el uso de relevadores de tiempo inverso y de tiempo definido. (El relevador A es de tiempo definido, ajustado a 123% Volts/Hz

con un retardo de tiempo de 2 segundos; el relevador B es de tiempo inverso).

Una investigación reciente sobre protección de generadores encontró que casi todas las unidades mayores de 100 MW tienen protección de V/Hz para el generador. La mayoría de las unidades grandes (cerca del 60%) usan el esquema de tiempo definido. Las unidades restantes están casi repartidas a partes iguales entre los esquemas de tiempo inverso. Las respuestas para unidades menores a 100 MW, indicó que casi en todas las unidades no se tenía ninguna protección de V/Hz En los relevadores de sobretensión, el pickup debe ser ajustado arriba de la máxima tensión de operación normal; el relevador puede tener una característica de tiempo inverso o definido para darle oportunidad al regulador de responder a condiciones transitorias antes de que ocurra el disparo. Adicionalmente, puede ser aplicado un elemento instantáneo para sobretensiones muy altas. 4.5.4 Conexión de los relevadores de V/Hz y de sobretensión La mayoria de los relevadores de V/Hz son dispositivos monofásicos. Los problemas se presentan si la señal de tensión para el relevador se toma de un solo TP del generador. Un fusible fundido o una conexión incompleta del circuito cuando se regresan los TP’s a su lugar podrían dar como resultado que ninguna tensión sea sensada por el relevador de V/Hz, por lo que no habría protección. Para tener una protección redundante y completa, deben usarse TP’s en diferentes fases para alarmas múltiples y para funciones del relevador. Algunos de los nuevos relevadores digitales tienen capacidad de alarmar cuando se pierde una o las dos entradas de potencial. Para relevadores de sobretensión, se aplican las mismas medidas que para relevadores de V/Hz.


175

4.5.5 Filosofía de disparo La operación con V/Hz excesivos causará falla del equipo y debe ser tratada como un problema eléctrico severo. Como se recomienda en la “Guía para Protección de Generadores de C.A.” (Guide for AC Generator Protection), se deben abrir los interruptores principal y de campo si la unidad está sincronizada. Para las unidades sin capacidad de rechazo de carga (que son incapaces de bajar la potencia y estabilizarse en un punto de no carga rápidamente), la turbina también debe ser disparada. En el periodo anterior a la sincronización, se deben proporcionar circuitos de alarma e inhibición para evitar que el operador sobreexcite al generador. Para máquinas que operan fuera de línea, la práctica es disparar el interruptor de campo únicamente, y no disparar la turbina. Como el problema es del sistema de excitación, podría ser rápidamente remediado, y la unidad puesta en línea sin tener que ir a todo el proceso de arranque. Esto es particularmente ventajoso en unidades de vapor con tiempos de arranque largos. 4.5.6 Conclusiones Los relevadores de V/Hz y de sobretensión son aplicados en plantas generadoras para alarma y disparo. Aunque superficialmente pueden parecer protecciones muy similares, en realidad no lo son. Es necesario un profundo entendimiento de las causas de los eventos de sobreexcitación y sobretensión para la aplicación y ajuste adecuados de esta protección. Los factores a considerar incluyen cuestiones tales como capacidades de los generadores, capacidades de los transformadores, respuesta del sistema de excitación, respuesta del gobernador, tipo de turbina, y si la unidad está en línea o fuera de línea para la acción adecuada de disparo. El daño a los aparatos por sobreexcitación y sobretensión puede ser severo, por lo que esta protección debe ser instalada y aplicada propiamente. 4.6 PÉRDIDA DE SEÑAL DE TRANSFORMADORES DE POTENCIAL. En generadores de gran capacidad es común usar dos o más grupos de transformadores de potencial (TP’s) en la zona de protección. Los TP’s están normalmente conectados en estrella a tierra - estrella a tierra, normalmente tienen fusibles secundarios y posiblemente fusibles primarios. Si se funde un fusible en los circuitos de los TP’s, las tensiones secundarias aplicadas a los relevadores y al regulador de tensión serán reducidas en magnitud y desplazadas en ángulo de fase. Este cambio en la señal de tensión puede causar la operación incorrecta de los relevadores y que el regulador sobreexcite al generador. Típicamente, los esquemas de protección tales como 21, 32, 40 y 51V son afectados y normalmente son bloqueados cuando se pierde potencial. Si los TP's que pierden potencial alimentan al regulador, su control se debe transferir a operación manual, a otro regulador o a otros TP’s, lo que sea apropiado para evitar el desbocamiento.


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Si el dispositivo de sobrecorriente (51V) es la única protección primaria de la unidad, no debe ser bloqueado por pérdida de la señal de tensión, porque dejaría al generador operando sin su protección primaria. 4.6.1 Detección de falla de tensión por comparación (Balance de tensión) El método más común para proporcionar protección por pérdida de la señal de TP’s es utilizar un relevador de balance de tensiones, el cual compara la tensión secundaria trifásica de los 2 grupos de TP’s. El esquema se muestra en la figura 4.18

Figura 4.18 Aplicación del relevador de balance de tensión

Cuando un fusible se funde en el circuito de los TP’s, la relación de tensiones se desbalancea y el relevador opera. Además de iniciar las acciones de bloqueo y transferencia previamente descritas, también se activa una alarma. Históricamente, este relevador se ajusta alrededor del 15% de desbalance entre tensiones. 4.6.2 Detección de falla por análisis de componentes simétricas Un método moderno usado en la detección de fallas de TP’s hace uso de la relación de tensiones y corrientes de secuencia durante la pérdida de potencial. Cuando se pierde la señal de un TP, las tres tensiones de fase se vuelven desbalanceadas. Debido a este desbalance, se produce una tensión de secuencia negativa. La tensión de secuencia positiva disminuye con la pérdida de la señal de un TP. Para distinguir esta condición de una falla, se verifican las corrientes de secuencia positiva y negativa. Este tipo de detección puede ser usado cuando únicamente se tiene un grupo de TP’s aplicados al sistema del generador. Este método es implementado fácilmente en sistemas de protección de generador basados en relevadores microprocesados.


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4.6.4 Conclusión

Se requiere alguna forma de detección de pérdida de potencial de los TP’s del generador. Es importante para la seguridad de la protección del generador que los relevadores dependientes de la señal de tensión sean bloqueados durante esta condición, al igual que la transferencia del control del regulador que dependa de esta señal. 4.7 PROTECCIÓN DE PÉRDIDA DE CAMPO Un generador sincrónico requiere tensión y corriente de C.D. adecuadas en su devanado de campo para mantener sincronismo con el sistema de potencia. Existen muchos tipos de excitadores usados en la industria, incluyendo: excitadores de C.D. rotatorios con conmutadores convencionales, grupos de rectificadores rotatorios sin escobillas y excitadores estáticos. La curva de capabilidad del generador mostrada en la figura 4.19 proporciona un panorama de las operaciones de la máquina síncrona. Normalmente, el campo del generador es ajustado de tal forma que se entregan potencia real y potencia reactiva al sistema de potencia. Cuando el sistema de excitación se pierde o se reduce, el generador absorbe potencia reactiva del sistema de potencia en lugar de suministrarla y opera en la región de sub-excitación de la curva de capabilidad. Los generadores tienen en esta área una estabilidad baja o reducida. Si ocurre una pérdida total del campo y el sistema puede suministrar suficiente potencia reactiva sin una gran caída de tensión terminal, el generador puede operar como un generador de inducción; si no es así, se perderá el sincronismo. El cambio de operación normal sobreexcitado a operación sub-excitado ante la pérdida de campo no es instantáneo, sino que ocurre en un cierto periodo de tiempo (generalmente algunos segundos), dependiendo del nivel de salida del generador y de la capacidad del sistema conectado.

Figura 4.19 Curva de capabilidad del generador


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La curva de capabilidad del generador muestra los límites de operación del generador. En la región de operación normal, está restringida por los límites térmicos (rotor y estator). En el área de subexcitación, la operación está limitada por el calentamiento del hierro en el extremo del estator. El ajuste del control del regulador es coordinado con el límite de estabilidad de estado estable del generador, el cual es función del generador, de la impedancia del sistema y de la tensión en terminales del generador. El control de mínima excitación del generador evita que el excitador reduzca el campo por debajo del límite de estabilidad de estado estable. La pérdida parcial o total de campo puede dar como resultado la operación del generador fuera de los límites con subexcitación. La pérdida completa de excitación ocurre cuando la fuente de corriente directa del campo de la máquina es interrumpida. Esta puede ser causada por incidentes como circuito abierto del campo, corto circuito en el campo, disparo accidental del interruptor de campo, falla del sistema de control del regulador, pérdida de campo del excitador principal, pérdida de alimentación de C.A. al sistema de excitación. Cuando un generador sincrónico pierde su excitación, girará a una velocidad mayor a la síncrona y opera como un generador de inducción, entregando potencia real (MW) al sistema, pero al mismo tiempo obteniendo su excitación desde el sistema, convirtiéndose en un gran consumo de potencia reactiva en el sistema. Este consumo de potencia reactiva causa problemas al generador, a las máquinas adyacentes y al sistema de potencia. El impacto al sistema por la pérdida de campo a un generador depende de la robustez del sistema, de la carga en el generador antes de la pérdida de campo y del tamaño del generador. 4.7.1. Daño al generador Cuando el generador pierde su campo, opera como un generador de inducción, causando que la temperatura en la superficie del rotor se incremente debido a las corrientes de Eddy inducidas por el deslizamiento en el devanado de campo, en el cuerpo del rotor, en las cuñas y anillos de retención. La alta corriente reactiva tomada por el generador del sistema puede sobrecargar el devanado del estator, causando que se incremente su temperatura. El tiempo de daño a la máquina debido a las causas anteriores puede ser tan corto como 10 segundos, o hasta de varios minutos. El tiempo para el daño depende del tipo de máquina, del tipo de pérdida de excitación, de las características del gobernador y de la carga del generador. 4.7.2 Efectos en el sistema de una condición de pérdida de campo Una condición de pérdida de campo que no es detectada rápidamente, puede tener un impacto devastador sobre el sistema de potencia, causando una pérdida del soporte de reactivos, como creando un pérdida sustancial de potencia reactiva en un solo evento. Esta condición puede provocar un colapso de tensión en una gran área


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si no hay una fuente suficiente de potencia reactiva disponible para satisfacer la demanda de VARs creada por la condición de pérdida de campo. Si el generador que ha sufrido una pérdida de campo no es desconectado, las líneas de transmisión pueden disparar debido a oscilaciones de potencia o debido a flujo de potencia reactiva excesiva hacia el generador fallado. 4.7.3 Características de la pérdida de campo del generador El método para detectar una pérdida de campo del generador es el uso de relevadores de distancia para monitorear la variación de la impedancia, vista desde las terminales del generador. Cuando un generador pierde su excitación mientras opera a varios niveles de carga, la variación de la impedancia, vista desde las terminales de la máquina, tendrá las características mostradas en el diagrama R-X de la figura 4.20.

Figura 4.20 Características de pérdida de campo del generador

Con referencia a la figura 4.20, la impedancia aparente de una máquina a plena carga se desplazará desde el valor con carga en el primer cuadrante hacia el cuarto cuadrante, cerca del eje X y se establecerá en un valor cercano a la mitad de la reactancia transitoria de eje directo (X’d/2), en aproximadamente 2-7 segundos. El punto final de la impedancia, depende de la carga antes de la pérdida de excitación, y varía desde X’d/2 a plena carga, hasta alrededor de la reactancia síncrona de eje directo Xd sin carga. La presencia del magnetismo residual en el campo de la máquina, presentada después de una condición de pérdida de excitación, puede causar una impedancia aparente mayor que Xd. El lugar geométrico de la trayectoria de la impedancia depende del valor de la impedancia del sistema. Las máquinas conectadas con impedancias de sistema menores al 20% toman una trayectoria directa hacia el punto final, mientras que con


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impedancias de sistemas mayores, la trayectoria será en espiral hacia el punto final. La trayectoria espiral es más rápida que la trayectoria directa. Si la máquina está operando a plena carga antes de la condición de pérdida de excitación, el punto final de impedancia la máquina estará operando como un generador de inducción, con un deslizamiento del 2-5% arriba de la velocidad normal. La máquina también comenzará a recibir potencia reactiva del sistema, mientras que suministra potencia real reducida. Una impedancia grande del sistema dará como resultado una potencia de salida baja y un alto deslizamiento. 4.7.4 Protección La protección de pérdida de excitación debe detectar esta condición, sin responder a oscilaciones de carga, a fallas en el sistema y a otros transitorios que no causen que la máquina se haga inestable. La protección de pérdida de excitación actualmente disponible proporciona una protección confiable, con baja probabilidad de operación incorrecta ante disturbios en el sistema. Los esquemas de protección basados en la medición de la corriente de campo de la máquina han sido usados para detectar la pérdida de excitación de un generador. La medición de corriente reactiva (o potencia reactiva) hacia el generador también ha sido usada para detectar la condición de pérdida de excitación. Sin embargo, el esquema de protección más popular y confiable para la detección de la pérdida de excitación es el uso un relevador tipo mho con desplazamiento (offset), ver la figura 4.21 El relevador es conectado a las terminales de la máquina y alimentado con tensiones y corrientes en terminales. El relevador mide la impedancia vista desde las terminales de la máquina y opera cuando la impedancia de la falla cae dentro de la característica circular.

Figura 4.21. Características del relevador Mho-Offset de una zona


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El relevador está desplazado del origen una distancia equivalente a la reactancia transitoria de eje directo X’d/2, para evitar la operación incorrecta durante disturbios en el sistema y otras condiciones de falla. El diámetro del círculo se ajusta para ser igual a Xd. Puede usarse un retardo de tiempo de 0.5 a 0.6 segundos para tener seguridad contra oscilaciones estables de potencia. Estos ajustes proporcionan protección contra pérdida de excitación del generador desde una carga cero hasta plena carga, siempre que la reactancia síncrona de eje directo Xd del generador esté en el rango de 1.0–1.2 pu. Las máquinas modernas son diseñadas con valores mayores de reactancia síncrona de eje directo Xd en el rango de 1.5–2.0 pu. Con estas reactancias síncronas altas, entonces el ajustar el diámetro del relevador mho offset a Xd daría la posibilidad de operación incorrecta del relevador durante la operación subexcitado. Para evitar estas operaciones incorrectas, el diámetro del círculo es limitado a 1.0 pu (en la base del generador) en lugar de Xd., este ajuste reducido limita la cobertura de protección a condiciones de máquina con alta carga y pero podría no proporcionar protección para condiciones de carga ligera. Para evitar las limitaciones anteriores se usan dos relevadores mho offset como se muestra en la figura 4.22. El relevador con un 1.0 pu (en base del generador) de diámetro de impedancia, detectará una condición de pérdida de campo desde plena carga hasta alrededor del 30% de carga, y se ajusta con operación casi instantánea para proporcionar protección rápida para condiciones severas en términos del posible daño a la máquina y efectos adversos sobre el sistema. El segundo relevador, con diámetro igual a Xd y un retardo de tiempo de 0.5–0.6 segundo proporcionará protección para condiciones de pérdida de excitación hasta de cero carga. Las dos unidades mho offset proporcionan protección contra pérdida de excitación para cualquier nivel de carga. Ambas unidades se ajustan con un offset de X’d/2. La figura 4.22 ilustra este enfoque.

Figura 4.22 Características del relevador Mho-Offset de dos zonas


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La figura 4.23 ilustra otro enfoque usado en la industria para la protección por pérdida de excitación. Este esquema usa una combinación de una unidad de impedancia, una unidad direccional y una unidad de baja tensión aplicadas a las terminales del generador y ajustadas para “ver hacia dentro” de la máquina. Las unidades de impedancia (Z2) y direccional se ajustan para coordinar con el limitador de mínima excitación del generador y el límite de estabilidad de estado estable. También existe una condición de baja tensión, la cual indica una condición de pérdida de campo, la unidad de baja tensión operaría e iniciaría el disparo con un retardo de tiempo de 0.25 – 1.0 segundos. También pueden usarse dos relevadores en este esquema, con el segundo (mostrado como Z1 en la figura 4.23) que es ajustado con un desplazamiento igual a X’d/2 y con el alcance largo igual a 1.1 veces Xd. En este caso, el relevador con el ajuste Z1 deberá disparar sin retardo de tiempo, mientras que el otro relevador Z2 debe ser retrasado aproximadamente 0.75 segundos, para evitar la operación con oscilaciones estables.

Figura 4.23 Protección de pérdida de campo usando una unidad de impedancia y un elemento

direccional

4.7.5 Modo de disparo La protección de pérdida de campo está normalmente conectada para disparar el interruptor principal del generador y el interruptor de campo, y realizar la transferencia de auxiliares de la unidad. El interruptor de campo es disparado para minimizar el daño al campo del rotor, por si la pérdida de campo es debida a un corto circuito en el campo del rotor o a un flameo en los anillos deslizantes. Con esta idea, si la pérdida de campo fuese originada por alguna condición que pudiese ser fácilmente remediada, el generador podría ser rápidamente re-sincronizado al sistema.


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4.8 PROTECCIÓN CONTRA PÉRDIDA DE SINCRONISMO A lo largo de algunas décadas pasadas, los criterios de comportamiento del sistema se han vuelto más exigentes. Durante el mismo tiempo, las mejoras a los métodos de enfriamiento en el diseño de generadores han permitido mayores capacidades de KVA en volúmenes dados de materiales. Esta tendencia ha reducido las constantes de inercia y ha elevado las reactancias de las máquinas, especialmente en las unidades basadas en capacidades mayores. Además, el empleo de líneas de transmisión de HV o EHV para transmitir grandes niveles de potencia a grandes distancias, ha causado una reducción en los tiempos críticos requeridos para aislar una falla en el sistema cercana a una planta generadora, antes que el generador salga de sincronismo con la red de potencia. Adicionalmente a la liberación prolongada de fallas, otros factores que pueden llevar a la inestabilidad como son: operación de generadores en región adelantada durante periodos de carga ligera, baja tensión del sistema, baja excitación de la unidad, impedancia excesiva entre la unidad y el sistema y algunas operaciones de switcheo de líneas. 4.8.2 Efectos en los generadores que operan fuera de sincronismo La condición de pérdida de sincronismo causa altas corrientes y esfuerzos en los devanados del generador y altos niveles de pares transitorios en la flecha. Si la frecuencia de deslizamiento de la unidad con respecto al sistema de potencia se aproxima a una frecuencia natural torsional, los pares pueden ser lo suficientemente grandes para romper la flecha. Por lo tanto, es deseable disparar inmediatamente la unidad, puesto que los niveles de par en la flecha se forman con cada ciclo subsecuente de deslizamiento. Los eventos de deslizamiento de los polos pueden también dar como resultado un flujo anormalmente alto en el hierro de los extremos del núcleo del estator, el cual puede llevar a un sobrecalentamiento y acortamiento en los extremos del núcleo del estator. 4.8.3 Características de la pérdida de sincronismo La mejor forma para visualizar y detectar el fenómeno de pérdida de sincronismo es analizar las variaciones en el tiempo de la impedancia aparente vista en las terminales del generador o en las terminales de alta tensión del transformador elevador. La trayectoria de la impedancia aparente depende del tipo de gobernador, del sistema de excitación de la unidad y del tipo de disturbio que inició la oscilación. Esta variación en la impedancia puede ser detectada por relevadores de distancia tipo Mho.


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Figura 4.24 Trayectoria de impedancia de pérdida de sincronismo usando procedimientos gráficos

simplificados.

Una visualización simple de estas variaciones en la impedancia aparente durante una condición de pérdida de sincronismo está ilustrada en la figura 4.24. Las tres trayectorias de impedancia son graficadas como función de la relación de las tensiones del sistema EA/EB, la cual se asume que permanece constante durante la oscilación, además de otras consideraciones para lograr esta simplificación: la característica de polos salientes del generador es despreciada; los cambios en la impedancia transitoria debidos a la falla o libramiento de falla se han estabilizado; los efectos de las cargas y capacitancias en derivación son despreciados; los efectos de reguladores y gobernadores son despreciados, y las tensiones EA y EB atrás de las impedancias equivalentes son senoidales y a la frecuencia fundamental. Cuando la relación de tensión EA/EB = 1, la trayectoria de impedancia es una línea recta PQ, la cual es el bisector perpendicular de la impedancia total del sistema entre A y B. El ángulo formado por la intersección de las líneas AP y BP sobre la línea PQ es el ángulo de separación δ entre los sistemas. A medida que EA adelante en ángulo EB, la trayectoria de la impedancia se mueve desde el punto P hacia el punto Q y el ángulo δ se incrementa. Cuando la trayectoria intersecta la línea de impedancia total AB, los sistemas están 180° fuera de fase, este es el centro eléctrico del sistema y representa aparentemente una falla trifásica total en el lugar de la impedancia. A medida que la trayectoria se mueve a la izquierda de la línea de impedancia del sistema, la separación angular se incrementa más allá de 180° y


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eventualmente los sistemas estarán en fase otra vez. Si los sistemas permanecen juntos, el sistema A puede continuar moviéndose adelante del sistema B y el ciclo completo puede repetirse. Cuando la trayectoria alcanza el punto donde la oscilación inició, entonces se dice que se ha completado un ciclo de deslizamiento. Si el sistema A se hace más lento con respecto al sistema B, la trayectoria de la impedancia se moverá en la dirección opuesta, desde Q hasta P. Cuando la relación de tensión EA/EB es mayor que 1, el centro eléctrico estará arriba del centro de impedancia del sistema (línea PQ). Cuando EA/EB es menor a 1, el centro eléctrico estará abajo del centro de impedancia del sistema. Los centros eléctricos del sistema varían de acuerdo a la impedancia del sistema atrás de las terminales de línea y a cómo varían las tensiones internas del generador equivalente. La velocidad de deslizamiento entre los sistemas depende de los pares de aceleración y de las inercias del sistema. Cuando la ubicación de la trayectoria es conocida, se puede seleccionar el mejor esquema de protección para detectar la condición de pérdida de sincronismo. 4.8.4 Características de pérdida de sincronismo del generador La figura 4.25 ilustra la trayectoria de la impedancia de pérdida de sincronismo de un generador, para tres diferentes impedancias del sistema. El círculo formado por la trayectoria de impedancia se incrementa en diámetro y el centro eléctrico se mueve desde dentro del generador hacia dentro del transformador elevador en la medida en que se incrementa la impedancia del sistema. 4.8.4.1 Esquemas de relevadores de pérdida de sincronismo para generadores Los esquemas de protección que pueden ser usados para detectar los eventos de pérdida de sincronismo del generador son esencialmente los mismos esquemas de protección usados para detectar las condiciones de pérdida de sincronismo de líneas de transmisión. 4.8.4.2 Relevadores de pérdida de campo Dependiendo de cómo son ajustados y aplicados los relevadores de distancia tipo mho convencionales usadas para la protección contra pérdida de campo, estos podrían proporcionar algún grado de protección de pérdida de sincronismo para oscilaciones que pasan a través del generador. La figura 4.26 ilustra un esquema de protección de pérdida de campo de dos relevadores. Estos relevadores son aplicados a las terminales del generador y son ajustados para ver hacia dentro de la máquina. La característica mho pequeña no


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tiene retardo intencional, podría sensar y disparar para una oscilación de pérdida de sincronismo que se mantenga el tiempo suficiente dentro de su círculo. La característica mho mayor debe tener un retardo de tiempo para evitar operaciones incorrectas con oscilaciones estables que podrían momentáneamente entrar al círculo; por lo tanto, no es probable que pueda detectar una condición de pérdida de sincronismo, puesto que la oscilación no permanecerá dentro del círculo del relevador lo suficiente para que el tiempo sea completado. Esta característica de diámetro mayor, usualmente es ajustada a la reactancia síncrona de la unidad y con un desplazamiento hacia delante igual a la mitad de la reactancia transitoria de la unidad, y se usa frecuentemente para generadores pequeños y menos importantes.

Figura 4.25. Características de pérdida de Sincronismo-Unidad.


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4.8.4.3 Esquema de relevador Mho simple Un relevador de distancia mho trifásico o monofásico puede ser aplicado en las terminales de alta tensión del transformador elevador, para ver hacia dentro del generador, ver figura 4.26. Las ventajas es su capacidad para proporcionar protección de respaldo para fallas en el transformador elevador y en una parte del generador, su capacidad para detectar energización trifásica inadvertida de la unidad, si se ajusta adecuadamente, y el hecho que el disparo puede ocurrir antes que sea alcanzado el punto de 180° (punto de máxima corriente y esfuerzo). Las desventajas son: sin supervisión, un círculo característico grande está expuesto a disparos ante oscilaciones estables, y un círculo característico pequeño permitiría el disparo de los interruptores del generador a ángulos grandes, cercanos a 180°, sometiendo así a los interruptores a una tensión de recuperación máximo durante la interrupción.

Figura 4.26 Característica típica del relevador de pérdida de campo

La figura 4.27 ilustra un ejemplo de un esquema de relevador mho simple aplicado en las terminales de alta tensión de un transformador elevador de generador. El ángulo de oscilación δ es aproximadamente 112° en el punto donde la impedancia de oscilación entra en el círculo característico mho. La recuperación en este ángulo es posible, pero en la medida que el círculo mho sea más pequeño para evitar disparos ante oscilaciones estables, resultará un ángulo de disparo menos favorable. Es una práctica usual el supervisar el relevador mho con un detector de falla de sobrecorriente de alta velocidad, en serie con la trayectoria de disparo del relevador mho. Esto minimiza la posibilidad de tener un disparo en falso del interruptor de unidad por una condición de pérdida de potencial.


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Figura 4.27 Aplicación de un esquema circular mho.

4.8.4.4 Esquema de pérdida de sincronismo de un solo blinder La figura 4.28 muestra un esquema de un solo blinder aplicado en el lado de alta tensión del transformador elevador del generador. Los elementos sensores consisten de dos elementos de impedancia llamados viseras, que tienen polaridad opuesta y un relevador supervisor. El relevador supervisor mho restringe el área de operación a las oscilaciones que pasan a través de, o cercanas al generador y su transformador elevador. Las fallas que ocurran entre los blinders A y B causarán que ambas características operen simultáneamente; así, ningún disparo será dado. Para la operación del esquema de visera, debe existir un diferencial de tiempo entre la operación de las dos viseras, de tal forma que la oscilación se origine fuera del relevador mho y avance de una visera a la otra en un periodo de unos cuantos ciclos. Una impedancia de oscilación por pérdida de sincronismo que llegue a H operará al elemento mho y causará la operación de la visera A. Como la oscilación progresa, atravesará la visera B en F y el elemento B operará. Finalmente, la impedancia de oscilación atravesará al elemento A en G, por lo que el elemento A se repondrá. El circuito de disparo del interruptor es completado cuando la impedancia está en G o después de la reposición de la unidad supervisora. El ajuste del alcance de la unidad de visera controla la impedancia NF y NG; de aquí, el ángulo DFC puede ser controlado para permitir que el interruptor abra para la interrupción del arco. Las ventajas del esquema de pérdida de sincronismo de un solo blinder sobre el esquema mho pueden verse comparando las figuras 4.27 y 4.29. A medida que el diámetro del círculo mho en la figura 4.27 es incrementado para proporcionar mejor sensibilidad para oscilaciones por pérdida de sincronismo en el generador, es posible


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que puedan ocurrir disparos indeseados para la oscilación recuperable indicada en la figura 4.29; sin embargo, la adición de las viseras podría prevenir dicho disparo.

Figura 4.28. Esquema de visera.

Si la oscilación de pérdida de sincronismo pasa a través de las líneas de transmisión cercanas a la central generadora y los relevadores de línea no son bloqueados por los relevadores 68 de pérdida de sincronismo, las líneas podrían ser disparadas antes de que los relevadores de pérdida de sincronismo de la unidad operen; por ello, podrían perderse las líneas de la central generadora.

Figura 4.29. Esquema visera para un caso estable e inestable.


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4.8.4.5 Esquemas de pérdidas de sincronismo de doble lente y doble blinder El esquema de doble blinder requiere el uso de un elemento mho supervisor por seguridad. Con referencia a las figuras 4.30 y 4.31, el elemento exterior opera cuando la impedancia de la oscilación entra a su característica en F. El elemento mho en el esquema de doble blinder operará antes que el elemento de blinder exterior. Si la impedancia de oscilación permanece entre las características de los elementos exterior e interior por un tiempo mayor al preestablecido, esto es conocido como una condición de pérdida de sincronismo en los circuitos de la lógica. El disparo no ocurre hasta que la impedancia de la oscilación se pase de la característica exterior, y para el caso del esquema de doble blinder, hasta que el elemento supervisor mho se restablezca, dependiendo de la lógica usada. Una vez que la oscilación ha sido detectada y que la impedancia de oscilación ha entrado al elemento interior, puede salir de los elementos interior y exterior en cualquier dirección y el disparo será efectuado. Por lo tanto, los ajustes del elemento interior deben ser tales que respondan únicamente a oscilaciones de las cuales el sistema no pueda recuperarse. El esquema de un solo blinder no tiene esta restricción, y por esta razón, para la protección del generador es una mejor elección que cualquiera de los otros esquemas.

Figura 4.30 Esquema de doble lente

4.8.4.6 Esquema de círculo concéntrico El esquema de círculo concéntrico usa dos relevadores mho. Este esquema opera esencialmente igual que el esquema de doble lente.


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Cuando se emplea el esquema de círculo concéntrico, el círculo interior debe ser ajustado de manera que responda únicamente a oscilaciones no recuperables.

Figura 4.31 Esquema de doble visera.

4.8.5 Modo de disparo por pérdida de sincronismo Los esquemas de protección por pérdida de sincronismo deben operar para disparar sólo el o los interruptores del generador si la unidad generadora es capaz de soportar un rechazo de carga y alimentar sólo sus propios auxiliares. El disparo de únicamente el interruptor(es) del generador permite al generador ser resincronizado al sistema una vez que el sistema se haya estabilizado. 4.8.7 Conclusiones

Esta protección debe ser proporcionada a cualquier generador si el centro eléctrico de la oscilación pasa a través de la región desde las terminales de alta tensión del transformador elevador hacia dentro del generador. La protección de pérdida de sincronismo de unidad debe también ser usada si el centro eléctrico está fuera, en el sistema y los relevadores del sistema son bloqueados o no son capaces de detectar la condición de pérdida de sincronismo. 4.9. PROTECCIÓN DE DESBALANCE DE CORRIENTE (SECUENCIA NEGATIVA)

El relevador de secuencia negativa se usa para proteger a los generadores del calentamiento excesivo en el rotor resultante de las corrientes desbalanceadas en el estator. De acuerdo a la representación de las componentes simétricas de las condiciones del sistema desbalanceado. La componente de secuencia negativa de


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las corrientes desbalanceadas induce una corriente superficial de doble frecuencia en el rotor que fluye a través de los anillos de retención, los slot de las cuñas, y en menor grado en el devanado de campo. Estas corrientes en el rotor pueden causar temperaturas altamente dañinas en muy corto tiempo. Existe un número de fuentes de corrientes trifásicas desbalanceadas a un generador. Las causas más comunes son las asimetrías del sistema (transformadores elevadores monofásicos con impedancias diferentes o líneas de transmisión no transpuestas), cargas desbalanceadas, fallas desbalanceadas en el sistema, y circuitos abiertos. La mayor fuente de corriente de secuencia negativa es la falla fase a fase en el generador. Note que en generadores con transformadores elevadores conectados en delta-estrella, una falla fase a tierra en el sistema sobre el lado de la estrella en alta tensión es vista por el generador como una falla fase-fase. La falla fase a tierra del generador no crea tanta corriente de secuencia negativa para las mismas condiciones como la falla fase-fase. La condición de conductor abierto produce bajos niveles de corriente de secuencia negativa en relación a los niveles producidos por las fallas fase-fase o fase a tierra. Si la condición de conductor abierto no es detectada representa una seria amenaza al generador, puesto que la corriente de secuencia negativa producirá un calentamiento excesivo del rotor, aún a niveles bajos de la corriente de carga. 4.9.1 Daño al generador por secuencia negativa. Para condiciones de sistema balanceado con flujo de corriente de secuencia positiva únicamente, un flujo en el aire gira en la misma dirección y en sincronismo con el devanado de campo sobre el rotor. Durante condiciones desbalanceadas, se produce la corriente de secuencia negativa. La corriente de secuencia negativa gira en la dirección opuesta a la del rotor. El flujo producido por esta corriente visto por el rotor tiene una frecuencia de dos veces la velocidad síncrona como resultado de la rotación inversa combinada con la rotación positiva del rotor. La figura 4.32 muestra la forma general del rotor. Las bobinas del rotor son sujetadas al cuerpo del rotor por cuñas de metal las cuales son forzadas hacia las ranuras en los dientes del rotor. Los extremos de las bobinas son soportadas contra fuerzas centrífugas por anillos de retención de acero los cuales están fijados alrededor del cuerpo del rotor. El efecto piel causa que las corrientes de doble frecuencia sean concentradas en la superficie de la cara del polo y dientes. Las ranuras del rotor y las pistas metálicas debajo de las ranuras, las cuales están localizadas cerca de la superficie del rotor, conducen la corriente de alta frecuencia. Esta corriente fluye a lo largo de la superficie hacia los anillos de retención. La corriente entonces fluye a través del contacto metal a metal a los anillos de retención al rotor y ranuras. Debido al efecto piel, únicamente una pequeña parte de esta corriente de alta frecuencia fluye en los devanados de campo.


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Figura 4.32 Corrientes en la superficie del rotor

El calentamiento por secuencia negativa más allá de los límites del rotor resulta en dos modos de falla. Primero, las ranuras son sobrecalentadas al punto donde ellas se recosen lo suficiente para romperse. Segundo, el calentamiento puede causar que los anillos de retención se expandan y floten libres del cuerpo del rotor lo que resulta en arqueos en los soportes. En máquinas pequeñas, la falla ocurre primero en los soportes y en máquinas grandes, ocurre primero la ruptura de las ranuras después de que han sido recocidas por sobrecalentamiento. 4.9.2 Calentamiento del generador por secuencia negativa El calentamiento por secuencia negativa en generadores síncronos es un proceso bien definido, el cual produce límites específicos para operación desbalanceada. La energía de entrada al rotor y la elevación de temperatura del rotor sobre un intervalo de tiempo es cercanamente proporcional a 2

2I t donde 2I es la corriente de secuencia negativa del estator y t es el intervalo de tiempo en segundos. El siguiente método fue desarrollado basado en el concepto de limitar la temperatura a las componentes del rotor abajo del nivel de daño. El límite está basado en la siguiente ecuación para un generador dado:

22K I t=

K = Constante dependiente del diseño y capacidad del generador. t = Tiempo en segundos.

2I = Valor rms de corriente de secuencia negativa. El valor de K es proporcionado por el fabricante del generador para cada unidad específica de acuerdo con ANSI C50.13.


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4.9.3 Capacidad de secuencia negativa del generador La capacidad de corriente desbalanceada continua de un generador está definida en ANSIC50.13. Un generador deberá ser capaz de soportar sin dañarse, los efectos de una corriente desbalanceada continua correspondiente a una corriente de secuencia de fase negativa I2 de los valores siguientes, previendo que los kVA nominales no sean excedidos y la corriente máxima no excede el 105% de la corriente nominal en cualquier fase. La capacidad de secuencia negativa de corto tiempo (falla desbalanceada) de un generador es también definida en ANSIC50.13.

TIPO DEL GENERADOR I2 PERMISIBLE (% de capacidad del estator)

Polos Salientes • Con devanados de amortiguamiento conectado • Con devanado de amortiguamiento No

Conectado

10 5

Rotor Cilíndrico • Enfriado indirectamente • Enfriado directamente a 960 MVA • a 1200 MVA • a 1500 MVA

10 8 6 5

4.9.4 Características del relevador de secuencia negativa. Estos relevadores consisten de un circuito de segregación de secuencia negativa alimentado por las componentes de fase y/o residual, las cuales controlan una función de relevador de sobrecorriente de tiempo inverso. Las características de sobrecorriente de tiempo están diseñadas para igualar tan cerca como sea posible las características 2

2I del generador. La figura 4.34 muestra una aplicación del relevador se secuencia negativa típica.

TIPO DE GENERADOR K, 22I t permisible

Generador de Polo Saliente 40

Condensador Sincrónico Tiempo del generador de rotor cilíndrico • Enfriado indirectamente • Enfriado directamente (0-800 MVA) • Enfriado directamente (801-1600 MVA)

30

20 10

Ver curva de la figura 4.33


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Figura 4.33 Capacidad de corriente de desbalance de corto tiempo de generadores

Figura 4.34 Protección de sobrecorriente de tiempo de secuencia negativa

Figura 4.35a. relevador electromagnético secuencia negativa

I POR UNIDAD2

Figura 4.35b. Relevador digital secuencia negativa.


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La característica de operación de los relevadores digitales permite igualarse a las curvas de capabilidad 2

2I t del generador. La figura 4.35 muestra las características típicas de estos tipos de relevadores. La principal diferencia entre dos tipos de relevadores es su sensibilidad. El relevador electromecánico puede ser ajustado en un pickup de alrededor de 0.6 a 0.7 pu. de la corriente de plena carga. El relevador digital tiene un rango de pickup de 0.3 a 0.2 pu. Un ejemplo, para un generador enfriado directamente de 800 MVA con un factor K de 10, el generador podría manejar 0.6 pu de corriente de secuencia negativa por aproximadamente 28 segundos. Algunos relevadores pueden estar provistos con unidades de alarma (I2 rango de pickup 0.03 – 0.2 pu.) y algunos tipos de relevadores digitales proporcionan una medición de I2 para indicar el nivel de corriente de secuencia negativa. 4.9.5 Esquemas de protección de secuencia negativa. La protección de secuencia negativa normalmente es la única protección para detectar un conductor abierto o protección para desbalance de impedancia. Las unidades de tiempo de relevadores digitales pueden ser ajustadas para proteger generadores con valor de K de 10 ó menos. Un ajuste de alarma asociado con estos relevadores puede proporcionar detección para corriente de secuencia negativa abajo del 3% de la capacidad de la máquina. Con este tipo de relevador, el pickup de disparo puede ser ajustado a la capacidad de secuencia negativa continua del generador, operando a plena carga y proporcionando protección para desbalance total. 4.9.6 Conclusiones Es necesario proporcionar una protección separada para proteger al generador contra calentamiento destructivo de corrientes de desbalance de secuencia negativa. Los relevadores de secuencia negativa electromecánicos proporcionan únicamente protección limitada. Estos relevadores carecen de sensibilidad para detectar corrientes de secuencia negativa dañinas resultante de desbalance por circuito abierto, así como para fallas de bajo nivel. Para dar protección completa abajo de la capacidad continua del generador, deben usarse relevadores de secuencia negativa digitales.


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4.10. PROTECCIÓN DE RESPALDO DEL SISTEMA La protección de respaldo del sistema consiste de una protección con retardo de tiempo para condiciones de falla línea a tierra y multifase. Los esquemas de protección de respaldo del generador son usados para proteger contra fallas del sistema de protección primaria y fallas en el sistema liberadas con un retardo de tiempo. Los ajustes de la protección oscilan entre sensibilidad y seguridad del generador. La figura 4.36 muestra los tipos básicos de protección de respaldo usados en generadores síncronos conectados en unidad o directamente. La protección de respaldo generalmente está dividida en protección de respaldo para fallas entre fases y protección de respaldo para fallas a tierra. La protección para fallas entre fases es dada por los relevadores 21, 51 ó 51V. La protección de falla a tierra es dada por el relevador 51N conectado en el neutro del lado de alta tensión del transformador elevador. El relevador de secuencia negativa 46 proporciona protección para fallas a tierra y de desbalance de fases, pero no para fallas trifásicas balanceadas.

Figura 4.36a. Relevadores de respaldo de sistema-arreglo unitario generador-transformador

Figura4.36b. relevadores de respaldo de sistema-generador conectado directamente al sistema

4.10.1 Protección de falla entre fases. Como se muestra en la figura 4.36, los transformadores de corriente para la protección de fallas entre fases están normalmente del lado neutro del generador, y así proporcionar protección adicional de respaldo para el generador. Los transformadores de potencial están conectados en el lado bus del generador. La protección de respaldo involucra un retardo de tiempo para asegurar la coordinación con los relevadores primarios del sistema. La protección de respaldo de fase se proporciona normalmente por dos tipos de relevadores: sobrecorriente y distancia. La protección de respaldo de sobrecorriente es usada cuando las líneas son protegidas con relevadores de sobrecorriente, y la protección de distancia se utiliza cuando las líneas son protegidas con relevadores de distancia de fase.


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Los relevadores de respaldo de fase (51V y 21) deben ser supervisados por un relevador de balance de tensión para prevenir disparo en falso por pérdida de potencial o circuito abierto de la bobina de potencial. 4.10.2 Respaldo de sobrecorriente de fase El tipo más simple de protección de respaldo es el relevador de sobrecorriente 51, este debe ser ajustado arriba de la corriente de carga y tener suficiente retardo de tiempo para permitir las oscilaciones del generador. Al mismo tiempo, debe ser ajustado lo suficientemente bajo para disparar con falla de fases remota para varias condiciones del sistema. En muchos casos, el criterio de ajuste confiable no puede cumplirse sobre un sistema real. El ajuste de pickup de este tipo de relevador deber ser normalmente de 1.5 a 2.0 veces la corriente nominal máxima del generador para prevenir disparos en falso. Los requerimientos de coordinación usualmente causan que el retardo de tiempo exceda de 0.5 segundos. Puesto que la corriente de falla del generador decae a cerca de la corriente nominal de plena carga de acuerdo a la reactancia síncrona y la constante de tiempo del generador, el ajuste de pickup será muy alto para operar. El grupo más usado de relevadores de respaldo de sobrecorriente de fase son los relevadores de sobrecorriente controlados o restringidos por tensión (51V). Estos relevadores permiten ajustes menores de la corriente de carga del generador para proporcionar mayor sensibilidad para fallas en el sistema. Para un relevador controlado por tensión el ajuste de pickup debe estar entre 30% - 40% de la corriente de plena carga. Debido a que los tiempos de disparo de los relevadores de sobrecorriente de respaldo es de 0.5 segundos o más, la corriente en el generador debe ser calculada usando la reactancia síncrona del generador y la tensión atrás de la reactancia síncrona del generador. Con el regulador fuera de servicio y únicamente carga auxiliar mínima, un valor típico para la tensión atrás de la reactancia síncrona es aproximadamente 1.2 pu. Dada una impedancia típica del generador de 1.5 pu. y una impedancia del transformador elevador de 0.1 pu, la corriente máxima de estado estable será de 0.7 pu. sin regulador de tensión. La característica típica de un relevador de sobrecorriente restringido por tensión se muestra en la figura 4.37. El pickup de sobrecorriente restringido por tensión debe ser ajustado a 150% de la corriente nominal del generador con restricción de la tensión nominal. Esto típicamente dará un pickup de 25% de la corriente nominal del generador con restricción de tensión 0%. Así dará un pickup proporcional para tensiones entre 0% y 100% de la restricción nominal.


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Figura 4.37 Características del relevador de sobrecorriente con restricción de tensión

El ajuste de retardo de tiempo está basado sobre el peor caso de coordinación con los relevadores de protección del sistema. El peor caso es un disparo con retardo para tiempos de libramiento de falla de interruptor. Para la protección de línea con esquema piloto, el peor caso usado es el disparo retardado debido a un disparo atrasado con falla de interruptor asumiendo una falla del esquema piloto y una falla del interruptor. 4.10.3 Respaldo de distancia de fase La aplicación de relevadores de distancia requiere un ajuste de alcance lo suficientemente grande para cubrir una falla, que no fue liberada por la protección de líneas que salen de la subestación. Este ajuste es complicado por los efectos de infeed y diferentes longitudes de línea cuando se conectan múltiples líneas al generador, ver figura 4.38. Además de esto, el ajuste debe permanecer conservativamente arriba de la capacidad de la máquina para prevenir disparos inadvertidos con oscilaciones del generador y disturbios severos de tensión. Este criterio normalmente requiere compromisos en la protección deseada para mantener la seguridad del generador.

Figura 4.38 Configuración de un sistema complejo con infeeds múltiples

Este ajuste puede tomar en cuenta el efecto infeeds. Sin embargo, aún existen dos problemas con este ajuste.


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1. Si las líneas que salen de la subestación son relativamente cortas, la impedancia

del transformador elevador podría causar que la zona corta vea más allá de la protección de línea. Ajuste el relevador con margen para permitir que los errores de impedancia puedan agregar más impedancia al ajuste que la línea corta.

2. El ajuste de alcance largo debe ser revisado para la coordinación con los

relevadores del bus auxiliar. El ajuste de alcance largo debe permitir la respuesta del regulador para sobrecargas en el sistema de tiempo corto y permitir la recuperación de oscilaciones del generador. Debido a estas condiciones, los relevadores de distancia deben ajustarse para permitir más del 200% de la capacidad del generador.

4.10.4 Protección de respaldo de tierra Para el generador conectado en unidad el relevador es localizado en el neutro del lado de alta tensión del transformador elevador. En el generador conectado directamente, el relevador de respaldo es conectado a un transformador de corriente en el neutro del generador. El generador conectado directo puede tener protección de tierra de alta rapidez para la zona fuera del interruptor del generador en operación fuera de línea. La protección de respaldo de tierra es un relevador de sobrecorriente de tiempo con una característica de tiempo inverso o muy inverso. La protección de respaldo de tierra debe operar para fallas a tierra en el extremo de todas las líneas que salen de la subestación. La coordinación requiere que el pickup sea al menos del 15% al 25% mayor que el ajuste del relevador de tierra mayor. Para líneas protegidas con relevadores de distancia, el relevador de respaldo debe ser ajustado arriba del mayor límite de resistencia de falla de los relevadores de distancia de tierra del sistema para proporcionar coordinación. 4.10.5 Protección de respaldo con relevador de secuencia negativa. El relevador de secuencia negativa debe ser ajustado para proteger al generador basado en la capacidad de corriente nominal de ANSI C50.13. Es deseable ajustar el relevador para proteger por desbalances serie en el sistema las cuales requieren el uso de relevadores digitales sensitivos. Un ajuste bajo le permitirá al relevador de secuencia negativa proteger al generador para condiciones de conductor abierto la cual no podrá ser detectada por cualquier otro relevador de protección. Las estadísticas muestran operaciones mínimas de los relevadores de sobrecorriente de secuencia negativa para fallas en el sistema de potencia. Esto valida la idea que el ajuste de los relevadores de secuencia negativa a la capacidad del generador baja la capacidad continua, permitiendo un gran margen de coordinación entre los tiempos de disparo de la protección por falla del sistema y la protección de secuencia negativa del generador.


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4.10.6 Conclusiones La aplicación de la protección de respaldo de generador involucra tener mucho cuidado en las consideraciones entre sensibilidad y seguridad. El riesgo de aplicar protección de respaldo puede ser minimizado teniendo cuidado en observar los puntos discutidos previamente. Estos riesgos tienen mucho peso por las consecuencias de no tener protección de respaldo adecuada. 4.11 ENERGIZACIÓN INADVERTIDA DEL GENERADOR Cuando un generador es energizado mientras esta fuera de línea y girando, o rodando hacia el paro, se convierte en un motor de inducción y puede ser dañado en unos pocos segundos. También puede ocurrir daño en la turbina. Un número significante de máquinas grandes han sido severamente dañadas y, en algunos casos, completamente destruidas. El costo a la industria de tal ocurrencia no es únicamente el costo de la reparación o reemplazo de la máquina dañada, sino además el costo sustancial de la compra de potencia de reemplazo durante el periodo en que la unidad está fuera de servicio. Errores de operación, arqueos de contactos del interruptor, mal funcionamiento del circuito de control o una combinación de estas causas han dado como resultado que el generador llegue a ser energizado accidentalmente mientras está fuera de línea. 4.11.1 Errores de operación Los errores de operación se han incrementado en la industria porque las centrales generadoras de alta tensión han llegado a ser más complejas con el uso de configuraciones de interruptor y medio y bus en anillo. La figura 4.39 muestra los diagramas unifilares para estas dos subestaciones.

Figura 4.39(a). Subestación típica de interruptor y medio


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Figura 4.39(b) Subestación típica de bus en anillo

Estos diseños de subestaciones proporcionan suficiente flexibilidad para permitir que un interruptor de generador de alta tensión (A ó B) sea sacado de servicio sin requerir que la unidad sea removida de servicio. Cuando la unidad está fuera de línea, sin embargo, los interruptores del generador (A y B) son generalmente regresados a servicio como interruptores de bus para completar una fila en una subestación de interruptor y medio o completar un bus en anillo. Esto da como resultado que el generador sólo está aislado del sistema únicamente a través de una cuchilla desconectadora de alta tensión (S1). Generalmente, estos dispositivos del bus de fase aislada son abiertos para proporcionar libramientos o aislamientos seguros para salidas prolongadas de la unidad. Existen muchas situaciones en las cuales la cuchilla si proporciona el único aislamiento entre la máquina y el sistema. Aún con inter-bloqueos entre los interruptores del generador (A y B) y la cuchilla S1 para prevenir el cierre accidental de la cuchilla, ha sido registrado un número significante de casos de unidades energizadas accidentalmente a través de esta cuchilla S1 mientras están fuera de línea. Otra trayectoria para la energización inadvertida de un generador es a través del sistema de auxiliares de la unidad por el cierre accidental de los interruptores del transformador auxiliar (C ó D). Debido a la mayor impedancia en esta trayectoria, las corrientes y el daño resultante son mucho menores que los experimentados por el generador cuando es energizado desde el sistema de potencia. 4.11.2 Arqueo de los contactos del interruptor El riesgo de un arqueo es mucho mayor justo antes de la sincronización o justo después de que la unidad es removida de servicio. Durante este periodo, la tensión a través del interruptor de generador abierto puede ser dos veces el normal según la unidad se deslice angularmente con el sistema. Una pérdida de presión en algunos tipos de interruptores de alta tensión, durante este período puede resultar el arqueo


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de uno o dos polos del interruptor, energizando al generador y causando un flujo significante de corriente desbalanceada dañina en los devanados del generador. El uso de estos interruptores de media tensión permite mayor flexibilidad de operación que la configuración tradicional de conexión en unidad. La figura 4.40 muestra un diagrama unifilar típico para este diseño. Cuando el generador está fuera de línea, el interruptor E es abierto para proporcionar aislamiento del sistema. Esto permite que el transformador auxiliar de la unidad permanezca energizado y llevando carga cuando el generador está fuera de servicio y proporciona potencial para el arranque cuando el generador va a ser puesto en línea. Han sido reportados casos de cierre accidental del interruptor E y arqueos de polos resultantes de pérdida de la capacidad dieléctrica.

Figura 4.40 Subestación con interruptor de generador en baja tensión 4.11.3.1 Respuesta del generador a energización trifásica Cuando un generador es energizado accidentalmente con la tensión trifásica del sistema mientras está girando, se convierte en un motor de inducción. Durante la energización trifásica, un flujo rotatorio a frecuencia síncrona es inducido en el rotor del generador. La impedancia de la máquina durante este intervalo de deslizamiento es equivalente a su impedancia de secuencia negativa (R2G + JX2G). La componente resistiva de la impedancia es usualmente despreciada. La reactancia de secuencia negativa de la máquina es aproximadamente igual a (X”d + X”q)/2. La tensión y la corriente en terminales de la máquina durante este periodo será una función de la impedancia del generador, el transformador elevador y del sistema. Cuando un generador es energizado inadvertidamente, la corriente del estator induce corrientes de grandes magnitudes en el rotor, causándole rápido calentamiento térmico. Si el generador está conectado a un sistema robusto, las corrientes iniciales en el estator estarán en el rango de tres a cuatro veces su capacidad y la tensión en terminales estará en el rango de 50-70% del nominal, para valores típicos de


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impedancias de generador y transformador elevador. Si el generador está conectado a un sistema débil, la corriente en el estator podría únicamente ser una o dos veces su capacidad y la tensión en terminales únicamente 20-40% del nominal. Cuando el generador es energizado inadvertidamente desde su transformador auxiliar, la corriente en el estator será del rango de 0.1 a 0.2 veces su capacidad debido a las grandes impedancias en esta trayectoria. El circuito equivalente mostrado en el apéndice B1 puede ser usado para determinar aproximadamente las corrientes y tensiones iniciales de la máquina cuando un generador es energizado desde el sistema de potencia. 4.11.3.2 Respuesta del generador debido a energización monofásica La energización monofásica de un generador con la tensión del sistema de potencia mientras está en reposo somete al generador a una corriente desbalanceada significante. Esta corriente causa flujo de corriente de secuencia negativa y calentamiento térmico del rotor similar al causado por la energización trifásica. No existirá un par de aceleración significante si la tensión aplicada al generador es monofásica y la unidad está esencialmente en reposo. Se producen campos magnéticos en dirección opuesta sin generar esencialmente un par de aceleración neto. Si la tensión monofásica es aplicada cuando la unidad no está en reposo total, sino por ende, a velocidad media nominal, el par de aceleración debido a la corriente de secuencia positiva será mayor que el par de des-aceleración debido a la corriente de secuencia negativa y la unidad se acelerará. El arqueo del interruptor es la causa más frecuente de la energización inadvertida monofásica. Esta situación es más fácil que ocurra justo antes de la sincronización o justo después de que la unidad es removida de servicio cuando la tensión de la máquina y el sistema esta 180° fuera de fase. La magnitud de la corriente del estator puede ser calculada usando el circuito equivalente de componentes simétricas mostrado en el Apéndice B2 para un generador conectado al sistema de potencia a través de un transformador elevador delta-estrella a tierra. 4.11.4 Daño en el generador debido a la energización inadvertida. El calentamiento generalizado de la superficie del rotor a una temperatura excesiva se propaga a las áreas descritas, pero si el disparo es retrasado el rotor será dañado y no se podrá reparar. El tiempo en el cual el daño del rotor ocurre puede ser calculado aproximadamente usando la ecuación para la capacidad de secuencia negativa de corto tiempo del generador 2

2I t K= . El valor de 2I usada en esta fórmula es la magnitud en por unidad de la corriente de fase del generador fluyendo en los devanados de la máquina. Si el generador es energizado desde una fuente monofásica en o cerca de la velocidad de sincronismo, debe ser usada la componente de secuencia negativa de la corriente.


205

Los circuitos equivalentes en el Apéndice B1 y B2 pueden ser usados para determinar el valor de la corriente para estas situaciones 4.11.5 Respuesta de la protección convencional del generador a la energización inadvertida Existen varios esquemas de protección que podrían detectar, o pueden ser ajustados para detectar, la energización inadvertida. Estas son:

• Protección de pérdida de campo. • Protección de potencia inversa. • Protección de secuencia negativa. • Falla de interruptor. • Protección de respaldo del sistema.

4.11.5.2 Relevadores de pérdida de campo La protección de pérdida de campo depende de la tensión. Si la fuente de tensión es desconectada cuando la unidad está fuera de línea, este relevador no operará. También debe notarse que el relevador de pérdida de campo es muchas veces sacado de servicio por un switch desconectador y/o contactos 52a de interruptor cuando la máquina está fuera de línea. Por lo tanto, dependiendo de cómo ocurre la energización inadvertida, la protección de pérdida de campo podría estar deshabilitada. 4.11.5.3 protección de potencia inversa El nivel de potencia resultante de la energización inadvertida generalmente está dentro del rango de pickup de la protección de potencia inversa. El disparo de este relevador es bastante retardado (normalmente 30 segundos o más) el cual es un tiempo muy grande para prevenir daño al generador. En algunos tipos de estos relevadores, este retardo de tiempo es introducido a través de un temporizador operado con tensión de CA cuyo nivel de pickup requiere que esté presente el 50% de la tensión nominal en terminales. Si la tensión en terminales del generador está abajo de este nivel, el relevador no operará. Si la fuente de potencial es desconectada, el relevador de potencia inversa es también inhibido. 4.11.5.3 Relevador de secuencia negativa Es práctica común proporcionar protección al generador contra condiciones de desbalance externo que podrían dañar a la máquina. Esta protección consiste de un relevador tiempo-corriente el cual responde a la corriente de secuencia negativa, con una característica de sobrecorriente de tiempo que iguala la curva de capabilidad

22I t K= del generador. Un relevador de secuencia negativa, detectará energizaciones


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inadvertidas monofásicas. El disparo de estos relevadores podría ser supervisado por contactos 52a de la cuchilla o interruptor de alta tensión, lo cual podría dejarlo inoperativo para eventos de arqueo del interruptor cuando el interruptor está abierto mecánicamente. 4.11.5.4 Relevadores de respaldo del sistema Relevadores de impedancia o de sobrecorriente controlado o restringido por tensión, usados como protección de respaldo del generador, pueden ser ajustados para proporcionar detección de la energización inadvertida trifásica. Su operación, sin embargo, debe ser revisada comparando sus ajustes con las condiciones esperadas en terminales de la máquina por la energización inadvertida. Estos relevadores tienen asociado un retardo de tiempo para disparar el cual generalmente es muy largo para evitar que el generador sea dañado. Intentos de reducir este tiempo de retardo generalmente resultan en disparo en falso por oscilaciones, estables de potencia o pérdida de coordinación bajo condiciones de falla. 4.11.8 Conclusiones La energización inadvertida de generadores síncronos ha llegado a ser un problema significante en la industria en los últimos años en función de que las centrales generadoras se han vuelto más complejas. Los esquemas ampliamente usados de interruptor y medio y bus en anillo han sido de una ayuda significante para dar flexibilidad de operación a las centrales generadoras, de alta tensión. Estas configuraciones también han incrementado la complejidad y el riesgo de que el generador sea energizado inadvertidamente mientras que está fuera de línea. Los errores de operación, arqueo de interruptor, mal funcionamiento de los circuitos de control o una combinación de estas causas han dado como resultado en que los generadores lleguen a ser energizados accidentalmente. Debido a que el daño a la máquina puede ocurrir en pocos segundos, esta debe ser detectada y aislada por la acción de relevadores. Aunque existen relevadores usados como parte de la protección del generador normal, su habilidad para detectar la energización inadvertida del generador es generalmente marginal. Estos relevadores normalmente están deshabilitados en el momento cuando la máquina es energizada inadvertidamente, u operan muy lentos para evitar el daño al generador y/o la turbina. Por esta razón, la mayoría de fabricantes de turbina-generador en USA han recomendado, y muchas empresas están instalando, esquemas de protección contra energización inadvertida. Estos esquemas varían debido a que las prácticas de operación y filosofías de protección de las empresas que los usan son diferentes. Los ingenieros de protección deben evaluar los riesgos y determinar el impacto de sus prácticas de protección sobre la operación de su compañía antes de decidir cual esquema es más adecuado a sus necesidades particulares.


207

4.12 FALLA DE INTERRUPTOR DE GENERADOR. La protección de falla de interruptor prevé el disparo de los interruptores de respaldo si una falla o condición anormal es detectada por los relevadores de protección y el interruptor del generador no abre después de la iniciación del disparo. Por ejemplo, si una falla o condición anormal en la zona de protección del generador 1, de la figura 4.41 no es librada por el interruptor 1 dentro de un tiempo predeterminado, será necesario disparar los interruptores 2, 3, y 4 localmente para eliminar la falla o condición anormal. Consideraciones similares deben darse para arreglos multi-interruptores tales como configuraciones de buses en anillo o interruptor y medio.

Figura 4.41 Falla del interruptor del generador

La figura 4.42 ilustra la operación de un esquema de falla de interruptor local aplicado a una subestación con bus en anillo.

Figura 4.42 Esquema de falla de interruptor local

Una falla en la zona de protección del generador 1 requiere disparar dos interruptores en la Subestación A. Si cualquiera de los interruptores falla al liberar la falla, la protección de falla de interruptor iniciará el disparo de un interruptor adicional y el disparo transferido a un interruptor remoto. La figura 4.43 es un diagrama lógico que representa un esquema básico de protección de falla de interruptor.


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Figura 3 Diagrama lógico de la protección de falla de interruptor 4.12.1 Lógica de falla de interruptor del generador Un diagrama funcional de un esquema típico de falla de interruptor de generador se muestra en la figura 4.44. Cuando un interruptor no libera la falla o condición anormal en un tiempo especificado, el temporizador disparará a los interruptores necesarios para desconectar al generador del sistema. Como se muestra en la figura 4.44, para iniciar el temporizador de falla de interruptor, debe operar un relevador de protección y un detector de corriente o un contacto “a” del interruptor y debe indicar que el interruptor ha fallado al abrir. Excepto por el uso del contacto “a” del interruptor, el arreglo mostrado en la figura 4.44 es típico de muchos esquemas de falla de interruptor. El contacto “a” del interruptor debe ser usado en este caso puesto que existen fallas y/o condiciones anormales de operación tales como fallas del estator o bus a tierra, sobreexcitación V/Hz, secuencia negativa, baja frecuencia excesiva, flujo de potencia inversa, etc, las cuales no producen suficiente corriente para operar los detectores de corriente, Si cada polo del interruptor opera independientemente, contactos “a” del interruptor de cada uno de los tres polos deben estar en paralelo y conectados en el circuito lógico.

Figura 4.44 Diagrama funcional de un esquema de falla de interruptor de generador

52a - Contactos auxiliares del interruptor. CD - Detector de corriente. 62 - Temporizador de falla de interruptor con pickup ajustable y sin retardo de drop out.


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Los relevadores de protección, mostrados en la figura 4.44, representan a todos los relevadores del generador y el bus que disparan al interruptor del generador. Típicamente, los relevadores del generador están divididos en grupos primario y de respaldo proporcionando redundancia en las funciones de protección. 4.12.1.1 Tiempo de falla de interruptor La protección de falla de interruptor debe ser lo suficientemente rápida para mantener la estabilidad, pero no tan rápida que comprometa la seguridad del disparo. Esto es importante sobre líneas de transmisión largas donde la estabilidad es crítica. La figura 4.45 muestra la carta de tiempo para un esquema típico de falla de interruptor.

Figura 4.45. Coordinación del tiempo de falla de interruptor

El margen de tiempo sombreado proporciona seguridad y debe acomodar lo siguiente:

A. Tiempo de interrupción excesivo del interruptor. B. Tiempo de la sobrecarrera. C. Errores de TCs y TPs. D. Factor de seguridad.

4.12.1.2 Detectores de falla Los detectores que tienen alta relación drop out/pick up y cuyo tiempo de drop out es afectado mínimamente por la saturación de TC’s y el offset de C.D en el circuito secundario. Los generadores pueden ser alimentados desde dos interruptores. Es importante que las RTC, las características de excitación y los ajustes de los detectores de falla sean adecuados a las corrientes de falla máxima a través de cada interruptor. Ambos TC’s deben tener la misma capacidad y tener la capacidad adecuada para manejar el burden del circuito.


210

4.12.2 Protección contra flashover (flameo) del interruptor del generador abierto Otras de las fallas de interruptor que pueden ocurrir y dañar al generador es un arqueo en un interruptor abierto a través de los contactos de uno o más polos del interruptor para energizar al generador. El arqueo del interruptor es más probable que ocurra justo antes de la sincronización o justo después de que el generador es removido de servicio cuando la tensión a través de los contactos del interruptor del generador llega a ser hasta dos veces el normal, según el deslizamiento del generador en frecuencia con respecto al sistema. Aunque los interruptores están dimensionados para soportar esta tensión, la probabilidad de que un arqueo ocurra durante este periodo es elevada. Raramente tales arqueos ocurren simultáneamente en las tres fases. Por esto, muchos esquemas de protección están diseñados para detectar el arqueo de uno o dos polos del interruptor. Si uno o dos polos del interruptor arquean, el desbalance de corriente resultante generalmente causará que opere el relevador de secuencia negativa del generador o posiblemente el relevador de respaldo por sobrecorriente de tierra, los cuales iniciarán un disparo del interruptor con arqueo. La falla de interruptor como se muestra en la figura 4.44, iniciará si los detectores de corriente (CD) son ajustados con suficiente sensibilidad para detectar esta situación. Un método usado para hacer la detección de arqueo de interruptor es modificar el esquema de falla de interruptor como se muestra en la figura 4.46. Un relevador de sobrecorriente instantáneo (50N) es conectado al neutro del transformador elevador. La salida del relevador es supervisada por el contacto “b” del interruptor del generador y provoca un arranque adicional al esquema de falla de interruptor. Cuando el interruptor del generador es abierto y uno o dos polos del interruptor arquean, la corriente resultante en el neutro del transformador es detectada por el relevador 50N sin retardo de tiempo, asociado a los relevadores de respaldo de neutro o de secuencia negativa. Una vez más, los detectores de corriente asociados con la falla de interruptor deben ser ajustados con suficiente sensibilidad para detectar esta condición de arqueo.


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Figura 4.46. Lógica de falla de interruptor modificada

4.13.3 Conclusión Los esquemas de falla de interruptor son generalmente conectados para energizar un relevador de bloqueo las cuales disparan los interruptores de respaldo necesarios, inicia el disparo transferido de interruptores remotos necesarios y desconecta al generador.


212

APÉNDICE B1 Cálculos de corrientes y tensiones iniciales cuando un generador es energizado desde una fuente trifásica. Circuito equivalente aproximado

Donde: X15 = Reactancia de secuencia positiva del sistema. X1T = Reactancia de secuencia positiva del transformador. X2G = Reactancia de secuencia negativa del generador. R2G = Resistencia de secuencia negativa del generador. ES = Tensión del Sistema. ET = Tensión del lado de alta tensión del transformador. EG = Tensión en terminales del generador. I = Corriente. P3φG = Potencia trifásica del generador.

1 1 2

s

S T G

EIX X X

=+ +

2( )( )S GE I X=

2 1( )( )T G TE I X X= + 2

3 23G GP I Rϕ =

APÉNDICE B2 Cálculos de corrientes y tensiones iniciales cuando un generador es energizado desde una fuente monofásica tal como un arqueo de los contactos del interruptor justo antes de la sincronización.


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B.2.1 Arqueo de interruptor abierto

B.2.2 Circuito equivalente de componentes simétricas

El diagrama de arriba asume que ocurre un arqueo cuando las tensiones del generador y del sistema están 180º fuera de fase. Si no hay campo en la máquina en el momento de la energización inadvertida, la tensión fuente Eg es cero en el circuito equivalente de secuencia positiva.


214

Donde: X1G, X2G, X0G = Reactancias de secuencia positiva, negativa y cero del generador. X1T, X2T, X0T = Reactancias de secuencia positiva, negativa y cero del transformador

elevador. X1S, X2S, X0S= Reactancia de secuencia positiva, negativa y cero del equivalente del

sistema. Eg= Tensión del generador. Es= Tensión del sistema. I1, I2, I0= Corrientes de secuencia positiva, negativa y cero CIRCUITO SIMPLIFICADO


215

Referencias Anderson Paul M. “Power System Protection”, IEEE Press series on Power Engineering, 1999. Walter A. Elmore “Protective Relaying Theory and Applications”, ABB Editorial Marcel, New York, EEUU, 1994. Lewis Blackburn, “Protective Relaying Principles and Applications”, 2a edición, Ed. Marcel Dekker, New York, EEUU 1998. The Power Engineering Education Committee. Power System Relaying Committee “Tutorial IEE de Protección de Generadores Sincronos” Areva-Alstom “Network Protection & Automation Guide”, 80´s


216

CAPITULO 5 PROTECCIÓN DE BARRAS

5.1 INTRODUCCIÓN El sistema de protección de barras es más directo que el sistema de protección del transformador, debido a que disminuyen las variables, tales como la relación de transformación, cambios en el ángulo de fase, o la presencia de las corrientes inrush. Sin embargo históricamente la protección de barras ha sido la más difícil de implementar, debido a la severidad de una operación incorrecta en la integridad del sistema de potencia. La barra de un sistema eléctrico de potencia es uno de los elementos más críticos, porque es el punto de convergencia de los circuitos de transmisión, de generación o de cargas, por lo tanto el efecto de una falla en la barra es equivalente a varias fallas simultáneas. La operación incorrecta de la protección de barras puede ocasionar la pérdida de todos los elementos adyacentes a este. Sin embargo, si no se cuenta con esta protección y se presenta una falla en la barra, los extremos remotos de los elementos adyacentes deben disparar. Esta acción podría generar una situación peor que la pérdida de todos los elementos de la propia barra, por dos razones: a) La apertura de los interruptores de los extremos remotos podrían resultar en la pérdida de cargas intermedias. b) Como los sistemas tienden a ser más robustos, es cada vez más difícil "ver" todas las fallas para los extremos remotos por los infeed. Uno de los grandes problemas asociados a la protección de barras ha sido la desigualdad en la saturación del núcleo de los TC. Este problema es debido a las grandes variaciones de la magnitud de corriente y el flujo residual en cada uno los TC empleados en esta protección. La mayoría de las fallas en las barras involucran una fase a tierra, pero las fallas surgen de muchas causas y número significante son fallas entre fases sin involucrar tierra. De hecho, una gran proporción de las fallas en barra resultan de errores humanos más que de fallas de los componentes de interruptores. En interruptores encapsulados de fase segregada, solo las fallas de fase a tierra son posibles, entonces el esquema de protección necesita tener sensitividad solo para fallas a tierra. El hecho de responder a fallas de fase a tierra tiene una ventaja, ya que la sensitividad de fallas de fase no requiere que sea muy alta.


217

5.2 ESQUEMAS DE PROTECCION DE BARRAS Las barras pueden ser protegidas mediante la función de protección de respaldo proporcionado por los relevadores de: distancia en zona 2 y 3 (21-Z2, 21-Z3), direccional (67N), sobrecorriente de tiempo inverso de neutro (51N, 51NT, 51V), estos esquemas representan una protección económica, pero lenta para liberar fallas y no son selectivas. Aún cuando la protección de distancia es aplicada a todos los alimentadores, la protección de la zona de barras caerá en la zona 2 para todas las protecciones de distancia, así que una falla en la barra será liberada relativamente lenta y la duración de caída de voltaje resultante sobre el resto del sistema puede no ser tolerable para algunos elementos del sistema. 5.2.1 Protección primaria La protección primaria es proporcionada a través de las protecciones diferenciales de barras (87B), la cual es más costosa y sofisticada, pero más rápida y selectiva.

Figura 5.1 Protección diferencial de barras

5.3 FACTORES QUE IMPACTAN NEGATIVAMENTE EL DESEMPEÑO DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL Los problemas más comunes que afectan el desempeño de la protección diferencial son los factores siguientes:

• Saturación de los TCs • Corrientes de falla asimétricas


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• Uso de diferentes relaciones de transformación de los TCs • Transferencia de un alimentador de una barra a otra (conexión de corrientes y

lógicas de disparo, en arreglos de doble o triple barra). 5.3.1 Saturación de los transformadores de corriente La saturación de un transformador de corriente depende de los siguientes factores: • La relación de los TC. • Área de la sección del núcleo. • Carga conectada al secundario del transformador. • Magnitud de la carga. • Presencia y magnitud de flujo remanente. • Magnitud y dirección de la componente continua en la corriente. • Densidad del flujo de saturación del núcleo de acero. Una curva característica de saturación de TC´s se muestra en la figura 5.2

Figura 1.2 característica de saturación de un TC

Cuando la corriente primaria para a través de un TC saturado, la corriente secundaria presenta una deformación en magnitud y ángulo, tal como se muestra en la figura 5.3


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Figura 5.3 Saturación de los transformadores de corriente

5.3.1.1 Circuito equivalente de un transformador de corriente saturado Este circuito típicamente representa un transformador de corriente tipo boquilla, tiene los devanados totalmente distribuidos en un núcleo tipo toroidal. En una primera aproximación se puede despreciar la reactancia, por lo que como muestra la figura 5.4, el circuito presenta solamente los componentes resistivos. Cuando el TC se satura, la impedancia de magnetización tiende a anularse por lo que la corriente secundaria que circula por la carga también tiende a anularse. El efecto de este comportamiento de la corriente en los relevadores dependerá del tipo de relevador que se esté usando.

Figura 5.4 Circuito equivalente de un transformador de corriente saturado.

Donde Rct = componente resistivo del TC Xm = reactancia de magnetización


220

Rb = resistencia de carga RL = resistencia del cable Ie = corriente de magnetización 5.4 MÉTODOS PARA RESOLVER EL COMPORTAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

• Eliminando el problema por el hierro en los tranformadores de corriente (acopladores lineales)

• Uso de relevadores de multirrestricción de porcentaje variable (insensible a saturación cd)

• Uso de relevadores de alta impedancia con circuito serie resonante (limita sensíblemente la saturación de los Tcs)

• Uso de relevadores de restricción con alta impedancia moderada 5.5 ARREGLOS DE BARRAS El Sistema de Barras es el esquema de maniobra que se utiliza para la conexión de los circuitos de los componentes del sistema de potencia (generaciones, cargas y líneas de transmisión) a la barra de la subestación. Existen varios esquemas y se pueden aplicar diversas variantes según el criterio de diseño de la subestación; pero, los esquemas básicos que son los más utilizados son los siguientes:

• Barra sencilla • Barra sencilla y barra de transferencia • Barra principal y barra auxiliar (2 B) • Barra doble y doble interruptor • Barras doble e interruptor y medio • Barra conexión en anillo

5.5.1 Barra sencilla Este tipo de arreglo es bastante común en subestaciones receptoras de 115 kV o menores, en niveles de tensión de operación similares, en particular en redes que están suficientemente interconectadas, como es el caso de la subestación de distribución e industriales algunas de sus características son: a) Es el arreglo más simple, utiliza menor cantidad de equipo, por lo tanto, es el

más económico. b) En condiciones normales de operación todos los elementos de la subestación

(líneas de transmisión y bancos de transformadores de potencia) están conectados al juego de barras colectoras a través sus propios interruptores, ver figura 5.5.


221

c) Al operar la protección diferencial de barras para librar una falla, se envía el disparo de todos los interruptores, desconectando todas las líneas y los bancos, quedando totalmente fuera de la subestación. Por el cual no se tiene flexibilidad ya que se pierde continuidad de servicio y tienen que realizarse transferencias de carga en el sistema.

d) El mantenimiento de las barras colectoras se dificulta debido a que es necesario hacerlo en vivo o que la subestación quede totalmente fuera de servicio.

e) Para darle mantenimiento a un interruptor es necesario que se ponga fuera de servicio su elemento asociado.

f) Para la ampliación de la subestación se requiere ponerla fuera de servicio.

Figura 5.5 Barra sencilla y su relevador diferencial

5.5.2 Barra sencilla y barra de transferencia Se añade una barra de transferencia al esquema de una barra sencilla. Un interruptor extra de conexión de barra enlazará tanto la barra principal como la de transferencia, tal como se muestra en la figura 5.6. Se usa únicamente como auxiliar, cuando se efectúa el mantenimiento en el interruptor de línea, de manera que el interruptor se puede desconectar en ambos extremos, mientras que la línea o alimentador permanece en el servicio.


222

Figura 5.6 Barra sencilla y barra de Transferencia

5.5.3. Barra principal y barra auxiliar El arreglo de bus principal y auxiliar tiene dos buses y pueden estar unidas con el interruptor de amarre. Los circuitos normalmente quedan distribuidos tanto a bus1 como bus2, mediante la conexión por medio de cuchillas, figura 5.7. Este arreglo nos permite dar mantenimiento a una barra y a otra, también dar mantenimiento a los interruptores haciendo uso de la barra auxiliar, como barra de transferencia y el interruptor de amarre como interruptor de transferencia.

Figura 5.7 Barra principal y barra auxiliar


223

5.5.4 Barra Doble con doble interruptor. En esta configuración se duplican tanto las barras como los interruptores de cada circuito. Esta configuración es la que presenta mayor seguridad, tanto por falla en barras como en interruptores, también brinda una gran libertad de operación, para trabajos de revisión y para mantenimiento, esta configuración se muestra en la figura 5.8. Con la finalidad de lograr la mayor seguridad, cada circuito se conecta a ambas barras, debiendo permanecer ambas energizadas. En algunos casos los circuitos se pueden separar en dos grupos, conectando cada uno a una barra; en tal condición la falla en una de las barras saca de servicio todo lo que esta conectado en ella, perdiéndose la seguridad que brinda la operación normal y no justificándose el costo extra con respecto a una doble barra. Es la más costosa de todas las configuraciones a expensas de su seguridad desde el punto de vista del suministro, por lo cual su adopción en un caso particular requiere una justificación cuidadosa.

Figura 5.8 Barra Doble con doble interruptor.

5.5.5 Barra Doble con Interruptor y medio con dos Protecciones de Barra Esta configuración debe su nombre al hecho de exigir tres interruptores por cada dos salidas, como se observa en la figura 5.9. El grupo de los tres interruptores, llamado interruptor y medio, se conecta entre dos barras principales. Se puede hacer mantenimiento a cualquier interruptor o barra sin suspender el servicio y sin alterar el sistema de operación, además, una falla en una barra no interrumpe el servicio a ningún circuito, presentando así un alto índice de confiabilidad y de seguridad tanto por falla en los interruptores como en los circuitos y en las barras. Normalmente se opera con las dos barras energizadas y todos los interruptores cerrados, y por tal


224

motivo no es flexible; además, el tener dos barras no significa que los circuitos se puedan conectar independientemente a cualquiera de ellas, como es el caso de la doble barra. La desconexión de un circuito implica la apertura de dos interruptores. La protección y el recierre se complican por el hecho de que el interruptor intermedio (entre dos circuitos) debe trabajar con uno u otro de los circuitos asociados. Por otra parte, la falla de un interruptor en el peor de los casos sólo saca de servicio un circuito adicional. La definición de la capacidad de los equipos es difícil porque no es posible prever la distribución de las corrientes, especialmente durante contingencias. En el caso de que la subestación tenga un número impar de circuitos, uno de ellos necesitaría dos interruptores. Usando el interruptor intermedio es posible pasar directamente a través de la subestación un circuito que normalmente entre a ella y que salga por el mismo campo, aunque es muy eventual este caso. Esta configuración admite ciertas modificaciones para ahorrar alguna cantidad de equipos en salidas para transformadores, colocando un solo interruptor por campo y un seccionador a modo de transferencia o conectando directamente los transformadores a las barras.

Figura 5.9 Barra Doble con Interruptor y medio con dos Protecciones de Barra


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5.5.6 Barra en Anillo mostrando que las Protecciones de Barra están incluidas en las Protecciones de los circuitos En esta configuración la barra colectora es un anillo formado por interruptores con los circuitos conectados entre cada dos de ellos. Para aislar un circuito es necesaria la apertura de los dos interruptores correspondientes, abriéndose así el anillo. Cuando se quiere aislar un circuito por un período largo, se debe abrir el seccionador de la línea para poder cerrar los interruptores asociados a dicho circuito y así dar continuidad al anillo, ver figura 5.10 Es una configuración económica y segura además de confiable, pero sin flexibilidad. Es segura y confiable por permitir continuidad de servicio por falla o durante mantenimiento de un interruptor ya que cada campo o circuito está asociado a dos interruptores. El principal inconveniente consiste en que, en caso de falla en un circuito, mientras se hace mantenimiento en otro circuito del anillo, puede quedar seccionado y presentar falta de servicio en algunas partes o perderse la seguridad en el sistema. Para cumplir con las funciones de seguridad y confiabilidad para las cuales fue ideada esta configuración, es necesario operarla con todos los interruptores cerrados (tal como es su operación normal; por lo tanto, desde el punto de vista de la flexibilidad la subestación es similar a una barra sencilla. Para efectos de distribución de corrientes, los circuitos conectados al anillo se deben repartir de tal manera que las fuentes de energía se alternen con las cargas. El daño de un interruptor durante la falla en uno de los circuitos de salida origina la pérdida de otro circuito debido a la operación de la protección contra falla de interruptores. Además, requiere dispositivos de potencial en todos los circuitos ya que no hay un punto de referencia definido (como una barra principal).

Figura 5.10 Barra en Anillo mostrando que las Protecciones de Barra están incluidas en las Protecciones de los circuitos.


226

5.6 PROTECCIONES DIFERENCIALES DE BARRAS MÁS UTILIZADOS La protección diferencial de barras debe cumplir al menos con las características siguientes:

• El relevador diferencial debe ser de alta velocidad y debe operar antes de la saturación de los TCS.

• El relevador diferencial debe tener la habilidad necesaria para rechazar la información distorsionada y falsa de los TC's., cuando lleguen a saturarse.

• El relevador diferencial debe estar diseñado de tal manera que no tenga limitación para aceptar el uso de TC's, auxiliares cuando los TC's, primarios sean de diferente tipo y relación de transformación.

• El relevador diferencial no debe tener limitaciones para su correcta operación

bajo condiciones de falla máxima, sea ésta interna o externa. 5.6.1 Principio Básico de la protección diferencial de barra La ley de Khirchoff establece que la suma de corrientes que ingresan a un nodo determinado es igual a la suma de corrientes que salen del mencionado nodo. Considerando dos condiciones para la barra simple mostrada en la figura 5.11

Figura 5.11 A) Falla externa, B) Falla interna Una protección diferencial de barras ideal aprovecha el principio que la suma de las corrientes es cero en caso de fallas externas y condiciones de flujos de potencia y que la sumatoria de corrientes es igual a la corriente de falla total para fallas


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internas. Para el caso de una falla externa, las corrientes que salen de las barras son iguales a la suma de todas las corrientes que ingresan a la barra, y la suma total es cero; esta situación es igual en condiciones de flujo de potencia normal. Por otro lado, para el caso de una falla interna, la suma de todas las corrientes que ingresan a la barra es igual a la corriente de falla total (la suma total no es cero). Desafortunadamente, en la práctica existen inconvenientes que no permiten conseguir una protección diferencial ideal, por lo que deben seguirse ciertos pasos para asegurar que la protección diferencial trabaje adecuadamente, aún en condiciones no ideales. 5.6.1.1. Sistema de protección diferencial básico Un sistema de protección diferencial básico se muestra en la Figura. 5.12. Los transformadores de corriente (TC´s) tienen la misma relación y están conectados con el mismo sentido de polaridad de ahí que las corrientes que circulan en el circuito ubicado entre los TC´s sean cero (Id=0) para las fallas externas y condiciones normales de flujos de potencia, mientras que circulará la corriente de falla total para fallas internas (Id=If). Si los transformadores de corriente reflejaran en el lado secundario exactamente lo que ocurre en el lado primario de los mismos (comportamiento ideal), el sistema de protección de la Figura 5.12 sería fácil de implementar usando relevadores de sobrecorriente. Desafortunadamente, en la práctica los transformadores de corriente se pueden saturar y hacer que la protección diferencial opere.

1

Ip1

2Id=Is1-Is2=0

A) Falla Externa

Id Ip2

If

1 2Id=Is1+Is2=If

Id

IfB) Falla Interna

Is1 Is2

Ip1Ip2

Is1 Is2

Figura 5.12 Sistema de Protección diferencial básico.

5.6.2 Protección diferencial de porcentaje Para evitar la pérdida de sensibilidad de la protección que resulta de ajustar a los relevadores de sobrecorriente por arriba de una corriente de error, es común el uso


228

de una protección diferencial de porcentaje, estos relevadores cuentan con circuitos de operación y de restricción. Solo se requiere de un circuito de operación por fase, también es necesario de una bobina de restricción para cada fase de cada circuito. Normalmente una bobina de restricción es conectado a cada circuito donde se tienen las mayores corriente de falla. En alimentadores y en circuitos donde las contribuciones de corrientes de falla son bajas se puede tener una solo bobina de restricción conectada en paralelo. La corriente requerida para operar el relevador es proporcional a la corriente que fluye en las bobinas de restricciones. La seguridad máxima para fallas externas se obtiene cuando todos los transformadores de corriente tienen la misma relación, también una operación satisfactoria se puede esperar cuando se usan TC´s de alta calidad. • El relevador actuará cuando la corriente diferencial (Id) es mayor que un porcentaje

del total de la corriente de restricción. • La magnitud del porcentaje generalmente es ajustable. • La característica de operación del relevador es tal que, en condiciones sin fallas la

corriente de restricción siempre es mayor y la corriente diferencial es casi nula. • La pendiente de la característica de operación depende del ajuste del porcentaje de

restricción. 5.6.3 Protección diferencial de alta impedancia El relevador, que está conectado a las terminales secundarias del transformador de corriente, tiene una impedancia cuyo valor es mucho mayor que la resistencia total que consta de la resistencia del transformador de corriente y el cable que une el transformador de corriente y el relevador. La tensión que se produce entre los terminales del relevador (Vr), será igual a la caída de tensión que es el resultado del producto de la resistencia total del secundario del TC y la corriente de falla que circula por ella. Los cálculos de esta caída de tensión se efectúan para cada alimentador con la finalidad de determinar el máximo valor posible asumiendo siempre la saturación completa del transformador de corriente respectivo. En consecuencia, el ajuste de la tensión en el relevador se lleva a cabo teniendo en cuenta la tensión máxima encontrada más un margen adecuado. Para fallas internas, se desarrollarán magnitudes de tensión extremadamente grandes en las terminales del relevador debido a la alta impedancia. Esta situación puede causar daños a los transformadores de corriente y/o relevadores si no se toman precauciones para limitar la magnitud de la tensión. La aplicación del


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relevador diferencial de alta impedancia se basa en que todos los transformadores de corriente tengan la misma relación de transformación. En algunas instalaciones puede haber transformadores de corriente de diferente relación de transformación, pero con taps que puedan adecuarse a la relación requerida. Generalmente no es aconsejable conectar otras protecciones en el mismo circuito secundario de los transformadores de corriente, donde están conectados las protecciones diferenciales de alta impedancia, debido a que la carga adicional puede incrementar la tendencia a la saturación del transformador de corriente o puede resultar en un ajuste que caiga fuera del rango permitido por la protección diferencial. El problema de saturación de los TC´s que se presenta para fallas externas cercanas a la barra no puede ser eludido por la protección diferencial de porcentaje, por esta razón se propone emplear un relevador diferencial de voltaje de alta impedancia. Este relevador está diseñado para no tomar en cuenta los efectos de saturación durante las fallas externas, mediante el cálculo de un error de voltaje a través de la bobina de operación. El relevador discrimina entre una falla externa y una interna, mediante las magnitudes relativas del voltaje a través del punto de unión diferencial. Este esquema consta básicamente de un circuito L-C en serie con el relevador de sobrevoltaje que está sintonizado a 60 Hz para prevenir una mala operación del relevador debido a la presencia de corrientes offset de cd o de armónicas. El circuito L-C podría reducir la velocidad de operación del relevador de sobrevoltaje, pero si cuenta con un relevador de sobrecorriente este proporciona el disparo rápido para las grandes corrientes de falla. El concepto de este esquema de protección es cargar los TC con una alta impedancia para forzar que el error de la corriente diferencial fluya a través de los TC en lugar de que fluya por la bobina de operación Ejemplo 5.1 Refiriéndonos al circuito simplificado de la Figura 5.13 el cálculo del ajuste se obtiene como sigue:


230

Ia/N

RsbRLbRLaRsa

XebXdXea Ib/N

87B

Ib

Ia

Figura 5.13 Circuito equivalente para el ejemplo 5.1

Partiendo de la ocurrencia de una falla interna, Xea, Xeb y Zd se pueden considerar que son valores muy grandes. Las corrientes Ia/N e Ib/n tenderán a fluir a través de las grandes impedancias en tal dirección que causen alto voltaje en la rama diferencial para que se provoque la operación del relevador. Si una falla externa se presenta en la línea B, suponiendo que no existe saturación, Ib/N será igual a -Ia/N y circulará por el lazo exterior y no se propagará el voltaje a través del relevador. Si se tiene la misma falla pero suponiendo que existe saturación en uno de los TC, entonces Xeb es aproximadamente cero, bajo estas condiciones el voltaje de error a través del relevador será igual a (Rlb + Rsb)*Ia/N. Este voltaje es la base para calcular el ajuste del relevador, generalmente es mucho menor que el generado por la falla mínima interna. Ejemplo 5.2 Dado el circuito equivalente mostrado en la Figura 5.14, se supone una falla interna y externa, el voltaje a través del relevador diferencial para una falla externa es I total * Rdispersión = 60*2 = 120 volts. El ajuste del puede ser dos veces este valor, para este caso es 240 volts. Para una falla interna la corriente total es 70 amperes y si la resistencia del relevador es de 2600 ohms el voltaje es 182 Kv.


231

Figura 5.14Circuito equivalente para el ejemplo 5.2

5.6.4 Protección diferencial de baja impedancia Es posible usar la protección diferencial de baja impedancia si se toman las precauciones para evitar la saturación de los transformadores de corriente. Se asume que el transformador de corriente ubicado en la línea 2 se satura completamente cada medio ciclo, dando como resultado la corriente Ix. Como resultado del colapso del transformador de corriente en la línea 2, se producirá la circulación de la corriente diferencial Id. La corriente de operación Iop, es el valor absoluto de la corriente diferencial Id y la corriente de restricción Irest, es la suma de los valores absolutos de todas las corrientes que ingresan y salen el punto de unión de los circuitos de los transformadores de corriente, de la figura 5.15.

1

2( )( )( )

t L TC

P td

t R

R R RI RIR Z

= +

=+


232

Figura 5.15 Saturación de un Transformador de Corriente

5.6.4.1 Protección diferencial de baja impedancia tecnología digital

• Se requiere procesar gran número de señales analógicas (decenas de corrientes). El problema es como concentrar todas las señales dentro de una “caja”.

• Se requiere controlar varias señales lógicas que son parte de las entradas lógicas del relevador para verificar las posiciones de los seccionadores e interruptores con la finalidad de representar en la réplica dinámica de la barra (ajuste dinámico de las zonas de protección en una determinada configuración de barras).

• Se requiere gran número de contactos de disparos particularmente en los casos de barras reconfigurables, es decir, cuando cada interruptor debe ser disparado separadamente dependiendo de la configuración de la barra en el momento de la acción de disparo.

• Se requiere varias zonas de protección para cubrir por secciones en el caso de subestaciones con barras extensas.

5.6.5 Acopladores lineales. Los acopladores lineales, los cuales no tienen acero en sus núcleos, se pueden usar para superar el problema de la saturación de los transformadores de corriente. Estos dispositivos tienen una característica lineal que producen tensión en el secundario con una magnitud directamente proporcional a la corriente en el lado primario. Para una falla externa, la suma de las tensiones será muy cercana a cero. Por otro lado, todas las tensiones son aditivas para una falla interna, originando de esta manera una tensión suficiente para la operación del relevador. Estos dispositivos proporcionan una solución relativamente simple para la protección de barras, algunas


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aplicaciones aún existen, pero en los últimos años los acopladores lineales no son aceptados debido a su característica especial y limitada aplicación. Este sistema usa acopladores lineales (reactores con núcleo de aire) en lugar de los TC´s convencionales. Estos dispositivos tienen características lineales y entregan un voltaje secundario que es proporcional a la corriente primaria. Los secundarios de todos los acopladores lineales son conectados en serie, tal como se muestra en la figura 5.16. Este diseño resuelve el problema de la saturación, dado que no hay hierro es estos dispositivos.

Figura 5.16 Protección diferencial con acopladores lineales

Ejemplo 5.3 El funcionamiento de un relevador conectado a un acoplador lineal es determinado como sigue: Vsec = Iprim * M (M es la impedancia mutua del acoplador y es especificado por el fabricante), para este caso se supone que M = 0.005 a 60 Hz. Si se tienen 1000 Amperes primarios, entonces el voltaje inducido es 5 volts. Para una falla externa, la suma de todos los voltajes inducidos debido a todas las corrientes de falla que fluyen hacia dentro es igual y opuesto al voltaje inducido por las corrientes de falla que fluyen a hacia fuera. Para una falla interna todas corrientes fluyen hacia dentro. Irel = Vsec/(Zrel + Zacop) La impedancia de carga no es significativo comparado con la impedancia del relevador que puede ser de 30-80 Ohms y la impedancia de acoplamiento que puede ser de 2-20 Ohms. Para determinar el ajuste del relevador se considera una falla trifásica externa para establecer la máxima corriente de no operación y una falla interna de fase a tierra para establecer la corriente mínima de operación. Se recomienda un factor de 25 entre la máxima y la mínima corriente de falla como se ilustra a continuación.


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Se consideran los siguientes valores para la barra de análisis: Corriente máxima para una falla externa = 20,000 A. Corriente mínima para una falla interna = 2,000 A. Impedancia total de acoplamiento = 30 + j45 Impedancia del relevador = 55 + j25 Iprim = 20,000/25 = 800 A M*Iprim = 800*0.005 = 4 volts Irel = 4/107 = 0.037 A = 37 mA el ajuste del pick up. 5.7 COMPARACIÓN DIRECCIONAL Este esquema de protección de barras requiere de relevadores direccionales, detectores de falla y de una unidad de tiempo. Normalmente se emplean relevadores tipo Mho en cada uno de los circuitos conectados a la barra y su ajuste está definido para ver más allá de la barra inmediata, para calcular el ajuste se consideran todos los alimentadores de la barra (infeed máximo). Se emplean relevadores de sobrecorriente instantáneo como detectores de falla. La unidad de tiempo es empleada para coordinar la operación de los contactos, dado que todos los relevadores direccionales son conectados en serie, es esencial que se tenga el tiempo suficiente para cerrar sus contactos antes de enviar la señal de disparo. La saturación los TC en este esquema no es problema, porque basicamente se compara la dirección de las corrientes de falla más que la magnitud de ellas. 5.8 PROTECCIÓN DIFERENCIAL PARCIAL La existencia de una gran variedad de configuraciones de barra, tienen su efecto en la conexión y el ajuste de la protección diferencial. Una protección diferencial completa requiere que todos los circuitos estén conectados al relevador tal que la bobina de operación "vea" la suma vectorial de todas las corrientes, sin embargo en algunas ocasiones el diseño de la subestación resulta que uno o más circuitos primarios no sean incluidos en la sumatoria del circuito diferencial. La figura 5.17 a) muestra la conexión de una carga sin interruptor propio, esta carga presenta una corriente de error de manera continua sobre la protección diferencial de barra, por esta razón la protección debe ser ajustado por arriba de esta corriente de error. Una falla en este alimentador es igual como una falla en la barra.


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La figura 5.17 b) muestra la conexión de un transformador alimentado directamente de la barra. Esta configuración nos ahorra el costo de un interruptor y es una condición práctica, dado que son relativamente pocas las fallas que se presentan en las barras y en los transformadores.

a) b)

Figura 5.17 Protección diferencial; a) parcial de barra, b) barra y transformador Como resultado de esta configuración se tiene una combinación diferencial de transformador y barra, en este caso la protección debe ser tipo diferencial del transformador para adecuarla a las necesidades de la protección del transformador. La figura 5.18 a) muestra una configuración de barra más complicada. En este caso las cargas pueden ser doblemente alimentadas dentro una o más áreas mediante el amarre de dos barras. Esta configuración permite retirar un solo alimentador dentro de una área al presentarse una falla en barras o en los interruptores. Las dos barras son operadas como una sola barra, la barra de amarre normalmente permanece cerrada. Para determinar ajuste de la protección diferencial de barra se debe de tomar en cuenta todas las contribuciones de falla. La figura 5.18 b) muestra la configuración de una barra conocida como "un interruptor y medio", ésta es la más común en los sistemas de 400 Kv. La ventaja principal de esta configuración se basa en la improbabilidad de la doble falla en barra debido a la distancia física que existe entre ambas barras, y por tanto se puede desconectar algún interruptor o protección del sistema para mantenimiento sin dejar fuera ningún elemento primario. Desde un punto de vista de protección cada barra puede ser considerada una sola barra, de configuración simple de interruptores y aplicar los criterios de ajuste anteriormente mencionados.


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a) b)

Figura 5.18 protección direncial de barra; a) doble barra, b) interruptor y medio 5.0 Localización de los transformadores de corriente Idealmente la separación de las zonas de discriminación debe traslaparse una con otro y también las protecciones de los circuitos individuales. El traslape debe ocurrir alrededor del interruptor así que esté debe caer en ambas zonas. Este arreglo es necesario para instalar los TC’s en ambos lados de los interruptores, el cual es económicamente posible pero no para todos los tipos de interruptores. Con ambos circuitos los transformadores de corriente de la protección de barras en el mismo lado de los interruptores, las zonas pueden ser traslapadas en los TC, pero una falla entre la localización del TC y el interruptor no será completamente aislada (zona muerta). De esta manera es importante en todos los interruptores en los cuales se aplica esa condición y que es particularmente importante en el caso de interruptores a la intemperie donde están montadas separadamente, se deben de utilizar TC con multisecundario esas condiciones se muestran en la figura 5.19.


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Figura 5.19 localización de los TC´s

En la figura 5.19 (a) muestra el arreglo ideal en el cual tanto el circuito como la zona de la barra están traslapadas sin dejar ninguna región del circuito primario sin protección. En la figura 5.19 (b) muestra como la cantidad de TC’s en un lado del circuito del interruptor resulta en una pequeña región del circuito primario sin proteger esta región no protegida típicamente se conoce como “zona muerta”. La falla mostrada causará la operación de protección de barras, disparando el circuito del interruptor, pero la falla continuará alimentada del circuito si está presente una fuente de potencia. Con referencia a la figura 5.19(b) la protección de zona muerta puede ser provisto para detectar que el circuito del interruptor a abierto pero que la corriente de falla todavía fluye. Bajo esas condiciones la protección puede iniciar un interdisparo para el extremo remoto del circuito. 5.9 RELEVADORES DIFERENCIALES DE BARRAS NUMÉRICOS:

La digitalización de los relevadores de protección ha permitido obtener diversas ventajas sobre los esquemas tradicionales de protección. La protección de barras no ha sido la excepción, en la actualidad existen diversas marcas de relevadores


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diferenciales de barras en el mercado. Estos esquemas cuentan con las mismas ventajas que se obtienen para los demás relevadores de protección digital, tal y como son el monitoreo remoto y la medición. En la figura 5.20 se muestra la aplicación de un relevador diferencial de barras, distribuido e interconectado con fibra óptica.

Figura 5.20 Esquema digital de protección de barra distribuida En los nuevos relevadores numéricos de protección, todas las entradas de TCs y de TPs están separadas galvánicamente entre sí. Todas las cantidades de entrada analógicas son muestreadas con una tasa constante de muestreo y estos valores discretos son transferidos luego a los correspondientes valores numéricos (p.ej. conversión analógica/digital). Después de estas conversiones, se usan únicamente los números en los algoritmos de protección. Por consiguiente, es imposible re-usar directamente y copiar los principios de operación de los esquemas analógicos de protección diferencial de barras, debido a que no existe ninguna conexión galvánica entre los TCs. Por lo tanto, si la resistencia del circuito secundario no es muy importante, ¿cuáles son entonces los factores importantes para el diseño de relé numérico, a fin de garantizar la estabilidad del algoritmo de protección? Realmente este es el tiempo disponible para que el relé diferencial haga las mediciones durante la saturación del TC y para tomar las necesarias acciones correctivas. Esto significa prácticamente que el relé tiene que ser capaz de tomar las mediciones y decisión durante el corto periodo de tiempo, dentro de cada ciclo del sistema de potencia, cuando los TCs no están saturados. Este tiempo, aún bajo una saturación de TC extremadamente severa, es para TCs prácticos de alrededor de 2 ms. Por lo tanto, se decidió tomar este tiempo como el criterio de diseño para el tiempo mínimo aceptable antes de la saturación de un núcleo magnético práctico de TC. Sin embargo, si tiene que tomarse la acción correctiva necesaria, para cada bahía individual o circuito alimentador de alta tensión conectada a la zona de protección, el algoritmo del relé podría ser realmente complejo. Por lo tanto, se decidió tratar de re-usar las cantidades importantes del relé de protección diferencial analógica de restricción de porcentaje, tales como corrientes de entrada, salida y diferencial, en el


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diseño numérico. Estas tres cantidades pueden calcularse fácilmente numéricamente de los valores de muestreo a procesar de todas las entradas analógicas de TC conectados a la zona diferencial. Al mismo tiempo, éstas tienen un significado físico extremadamente valioso, que describe claramente la condición de la zona protegida durante todas las condiciones de operación. Usando las propiedades de únicamente estas tres cantidades, se ha formado algoritmos diferenciales que son completamente estables para todas las fallas externas y muy rápido para las fallas internas. Todos los problemas provocados por la no linealidad de los TCs son resueltos de una manera numérica innovadora sobre los principios básicos descritos arriba. 5.9.1 Aplicación Estos esquemas de protección son aplicados en subestaciones de alta tensión y extra-alta tensión. Para diseño de subestaciones de una o más barras, de diferentes arreglos de bahías, incluyendo interruptor de amarre y transferencia. No se tienen restricciones para los tipos de TCs, permitiendo que los circuitos de corriente secundaria de los TCs se puedan compartir con otros relevadores de protección. En las figuras 5.21 y 5.22 se muestran relevadores diferenciales numéricos tipo 7SS52 y REB-500

Figura 5.21 Esquema Siemens, tipo 7SS52

Figura 5.22 esquema ABB, tipo REB-500


240

5.9.2 Algoritmo de protección La mayoría de los esquemas de protección diferencial de barras digital con el afán de tener un esquema de protección de barras confiable y seguro, dispone de dos algoritmos para determinar si hay falla, y si es interna o externa:

1. Característica de pendiente porcentual, ver figura 5.23. 2. Característica de comparación direccional de corrientes, ver figura 5.24. Los algoritmos procesan los vectores de corriente complejos los cuales se obtienen por análisis de Fourier y que contienen solamente el componente de la frecuencia fundamental. Se suprimen las componentes de corriente continua y armónicas superiores. El primer principio de medición utiliza un algoritmo de corriente diferencial estabilizada. Las corrientes se evalúan individualmente para cada fase y por cada sección de barras (zona de protección).

Figura 5.23 Característica de pendiente El segundo principio de medición determina la dirección del flujo de energía e involucra la comparación de fases de las corrientes de todos los alimentadores conectados a una sección de barras. Se comparan los fasores de corriente de la frecuencia fundamental ϕ1. En caso de una falla interna, todas las corrientes de los alimentadores tienen aproximadamente el mismo ángulo de fase, mientras que durante operación normal o durante una falla externa al menos una corriente está desfasada aproximadamente 180° comparada con las otras.


241

Figura 5. 24 Característica de comparación direccional El algoritmo detecta una falla interna cuando la diferencia de fases entre todas las corrientes de los alimentadores está en el rango de disparo del comparador de fase, ver figura 5.24. Dependiendo del ángulo de fase de la falla, el tiempo de disparo varía entre 20 - 30 mseg para Idiff/Ikmin ≥5, este tiempo, incluye el tiempo del relé auxiliar de disparo. Los esquemas de protección diferencial digitales cuentan principalmente con las características necesarias como son la alta velocidad de operación y la seguridad. Adicional a éstas, cuenta con otras características también importantes como son: • Autosupervisión de sus diferentes componentes (fuentes de alimentación,

convertidores A/D, memorias, balance estable de corrientes, estado de cuchillas). • Comunicación de datos e información de las fallas. Se obtienen registros de

eventos y oscilografía de las fallas para su análisis posterior a detalle. • Protección de “zonas muertas”. • No se requieren TCs auxiliares para compensación de las diferentes relaciones

de transformación, ya que esta compensación se realiza después de la conversión analógica/digital.

• No se requieren relevadores auxiliares para conmutar señales de corriente de TCs y circuitos de disparo de los interruptores. Las salidas de disparo a los interruptores son selectivos para el caso de subestaciones de más de una barra, cuando cada circuito se puede conectar a cada una.

• Se reduce considerablemente el alambrado y los posibles puntos de falla. La barra replica se realiza por software.

• Puede incluirse en el esquema la función de falla de interruptor para cada uno de los interruptores, aprovechando así simplificarse la lógica alambrada de transferencia de disparos, también para la protección de falla de interruptor.


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• La expansión de estos esquemas es relativamente sencilla. • Por su simplificación para el personal técnico, requiere menor tiempo de puesta

en servicio y mantenimiento, reduciendo desde luego la posibilidad de disparos accidentales.

• En caso de requerirse, algunos tipos de protección digital pueden ser de configuración con control distribuido o centralizado, según las necesidades de las subestaciones nuevas y antiguas.

5.9.3 Autosupervisión Para asegurar la máxima seguridad, confiabilidad y disponibilidad de la protección, se supervisan continuamente todas las funciones del sistema. Si se presentara una falla interna en el sistema de protección, lo más importante es el de evitar bajo cualquier circunstancia un disparo en falso. En caso de presentarse una falla del sistema de protección, una respuesta incorrecta o incongruente, se inicia la acción correspondiente para establecer un estado seguro, se emite una alarma y se produce un registro de eventos de diagnóstico para su análisis posterior. Los componentes importantes del hardware (por ejemplo, fuentes auxiliares, convertidores A/D, y memorias principales y de programa) están sujetos a diferentes pruebas durante la puesta en funcionamiento del sistema y también durante la operación. Una función de watchdog supervisa continuamente la integridad de las funciones de software y también el intercambio de datos a través del bus del proceso. También es muy importante desde el punto de vista de la seguridad y confiabilidad el procesamiento de las órdenes de disparo. Correspondientemente, cada canal de salida comprende dos órdenes redundantes, las cuales deben ser habilitadas a intervalos regulares por el "watchdog". Si las condiciones del "watchdog" no se satisfacen, los canales se bloquean. 5.9.4 Supervisión de cuchillas La imagen de cuchillas es una característica ejecutada completamente en software sin considerar elementos mecánicos de maniobra. La lógica de software para la réplica, determina dinámicamente los límites de las zonas de la barra protegida (zonas de protección). El sistema supervisa cualquier inconsistencia en los circuitos de entradas binarias conectadas a los contactos auxiliares de las cuchillas y genera una alarma después del cumplimiento del tiempo ajustado, ver figura 5.25. En la ocurrencia de una alarma, la protección puede ser bloqueada completamente o bloqueada selectivamente.


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Figura 5.25 Contactos auxiliares de cuchillas 5.9.5 Protección de falla de interruptor (opción) El esquema diferencial de barras tiene integrada opcionalmente la función de protección para falla de interruptor (50FI). Además de incluir la función 50FI para cada interruptor del esquema, utiliza la réplica de barras o lógica de disparos, de acuerdo a la posición de cuchillas e interruptores, la misma que utiliza para la función 87B, también la utiliza el esquema para la protección de falla de interruptor. Para esto, se debe conectar el arranque por “operación de protecciones” de cada alimentador a una entrada binaria destinada al arranque de 50FI, para cada interruptor conectado a la barra. Cuando se utilizan relevadores 50FI externos o independientes, también puede utlizarse la lógica de disparo de la protección de barras, dado que en lugar de conectar la señal de “operación de protecciones” en cada entrada binaria correspondiente, debe conectarse la señal “operación de 50FI (disparo)”, para cada interruptor. La cobertura de la función 50FI integrada al esquema de protección 87B es solo para los interruptores que se conectan a las barras, por lo que en arreglos de barras de “interruptor y ½”, los interruptores ½ deben contar con sus propios relevadores 50FI externos, con la lógica de disparos correspondiente alambrada. 5.9.6 Función de sobrecorriente (opción) Algunos esquemas cuentan opcionalmente con un esquema de protección de sobrecorriente de tiempo definido o inverso de respaldo se puede integrar a cada unidad de bahía individualmente. (La operación de la función, puede arrancar el esquema de protección local de falla interruptor, cuando se ha configurado así). 5.9.7 Registrador de eventos Esta función permite el análisis del comportamiento del esquema e interruptores ante fallas internas y externas a las barras protegidas. En estos se registran, además de la


244

activación y desactivación de cada elemento interno del esquema, registra los cambios de las entradas digitales. Los eventos se registran en cada unidad de bahía en esquemas distribuidos. Cada evento binario tiene una estampación de tiempo con una resolución de 1 mseg. Se registran: “eventos del sistema”, “eventos de protección” y “eventos de prueba”. 5.9.8 Registrador de fallas (oscilografía) Esta función registra las corrientes y las entradas binarias de cada unidad de bahía, ver figura 5.26. Las tensiones se pueden registrar en forma opcional, dependiendo si el esquema dispone de estas entradas (bajo pedido). Para activar el registro se pueden utilizar los flancos crecientes o decrecientes de las entradas binarias o señales de salida o eventos resultantes de los algoritmos de protección. Se pueden configurar diferentes cantidades de entradas binarias de propósito general, para iniciación externa del registro de fallas. Además la unidad central posee una entrada binaria para arrancar los registradores de falla de todas las unidades de bahía. La cantidad de canales analógicos que se pueden registrar, la frecuencia de muestreo y la duración del registro puede variar en las diferentes marcas de relevadores. Una frecuencia de muestreo inferior permite un período de registro mayor. La función se puede configurar separadamente para registrar los estados previos y posteriores a la falla. En algunos esquemas el usuario puede determinar si los datos registrados deben retenerse o sobrescribirse, al presentarse una nueva falla. Esta función también se ejecuta en forma autónoma en cada unidad de bahía. Los datos de la falla almacenados en la memoria se pueden transferir a través de la unidad central hacia otros sistemas de computación para su evaluación por medio de programas de análisis correspondientes. Los archivos tienen la posibilidad de transferirse en formato COMTRADE, para su reproducción en diferentes programas de análisis y reproducción con equipos de pruebas digitales.


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Figura 5.26 Oscilograma de falla 5.9.9 Control centralizado Las unidades de bahía individuales se montan en tableros, los cuales pueden contener varias unidades de bahía, los tableros y la unidad de procesamiento central se instalan dependiendo del tamaño del sistema en uno o varios tableros, ver Figura 5.27 y 5.28. La instalación centralizada es la adecuada para ampliar estaciones existentes, pues se requiere muy poco cableado adicional, y si se la compara con otros tipos de protección de barras existentes ofrece mucho mayor funcionalidad en el mismo espacio.

Figura 5.27 Esquema 87B de control centralizado


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Figura 5.28 Esquema 87B de control centralizado 5.9.10 Control distribuido En este caso, las unidades de bahía, ver figura 5.29 se instalan en cajas o tableros asociados a la bahía correspondiente, están distribuidos en la subestación y se conectan a la unidad de procesamiento central por medio de cables de fibra óptica. La unidad de procesamiento central está normalmente ubicada en un tablero centralizado o en la caseta de control.

Figura 5.29 Esquema 87B de control distribuido Tanto el relevador tipo 7SS52 como el REB500 tienen la posibilidad de configuración del tipo distribuido y del tipo centralizado. El esquema consiste en dos tipos de módulos; un módulo tipo “Unidad de Bahía” (bay unit) ver figura 5.30, por cada bahía o circuito y todos estos se conectan al modulo tipo “Unidad Central” (central unit), ver figura 5.31, por medio de un cable de fibra óptica, con el que se integran al sistema de control de la subestación local y remoto. El módulo por bahía tiene la función de medir las corrientes secundarias de los TCs, monitorear las condiciones de interruptor y cuchillas cerradas y generar el disparo


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correspondiente a su propio interruptor. El cable de fibra óptica tiene la función de intercambiar datos de mediciones de corriente y lógicas de estado y disparo de cada barra.

Figura 5.30 Unida de bahía

Figura 5.31 Unidad central Cada modulo de bahía consiste en una caja que incluye todos los procesos electrónicos como: entradas analógicas, entradas binarias, centro de procesamiento, salidas binarias y fuente de alimentación. Los contactos de disparo pueden utilizarse directamente en el circuito de disparo de los interruptores. El módulo central o unidad central tiene las funciones de procesar las señales de corrientes y estados de cuchillas e interruptores, así como de los módulo de bahía; concentra la comunicación de acceso a cada módulo, mantiene la sincronización de reloj de cada módulo, en caso de falla interna o externa toma la decisión de disparo, enviando a cada módulo la señal correspondiente para cada interruptor involucrado.


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5.9.11 interfaces de comunicación Si se desea conectar la protección de barras 87B a un sistema de control o supervisión de la estación (SICLE ó SISCOPROM), se requiere que el esquema cuente con un módulo de comunicaciones en la unidad de procesamiento central (tarjeta). Este módulo permite manejar diferentes tipos de protocolo para el bus entre bahías: DNP3, IEC 60870-5-103 ó MODBUS. Utilizando el bus entre bahías es posible transferir la siguiente información: • Sincronización de reloj. • Eventos binarios (señales, disparos y diagnóstico). • Ordenes de reposición de disparos. • Corrientes diferenciales de cada zona de protección. • Datos del registrador de fallas. • Eventos binarios de la parte genérica. 5.9.12 Interface por pc Un control más completo y conveniente se realiza utilizando el software (HMI), el cual corre en una PC portátil conectada por medio de una interface serial, ya sea a la unidad de procesamiento central o a una unidad de bahía. Lo anterior asegura una comunicación libre de interferencias. El software permite configurar todo el sistema de protección de barras, realizar todos los ajustes y probar y controlar la funcionalidad completa del sistema. El software para interface está equipado generalmente con una función de ayuda en línea. Una función de comparación de bases de datos, permite efectuar una comparación detallada entre dos archivos de configuración (ejemplo: entre la PC y la unidad central o entre dos archivos de la PC. Las diferentes marcas disponen de diferentes formas de acceso remoto a los relevadores de protección, ya sea por línea telefónica con modem o por medio de ethernet. 5.9.13 Esquemas 87b REB-500sys Es un sistema de protección combinado de la protección REB-500 para la protección integral de líneas de transmisión y barras. El REB-500sys es un esquema de protección diferencial de barras donde las protecciones de falla interruptor están combinadas con la protección de línea, ver figura 5.32.


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Consiste en un arreglo formado por equipos de protección REB-500 y REL 316*4. Teniendo la protección REL-316*4 como protección de línea, proporcionando también la función de “módulo de bahía” de un esquema de protección diferencial de barras. Esta protección contiene los algoritmos de protección de REB-500, contiene las funciones existentes de barras y falla interruptor del sistema de protección REB-500 e integra las funciones de protección de línea del REL 316*4. Dependiendo del nivel de tensión y la filosofía de protección, se encuentran los siguientes conceptos de protección. Se ha creado para cubrir las siguientes dos situaciones:

• Protección principal 1 (PP1) y protección principal 2 (PP2) por salida y protección de barras (opcional). La protección REB500sys permite que se simplifique el concepto de protección. Prescindiendo de una de las dos protecciones principales, los costos completos durante el ciclo de vida de la instalación se reducen.

• Una protección principal y una protección de respaldo por salida (sin

protección de barras).

Figura 5.32 Esquema 87B REB-500sys 5.9.14 Esquemas 87b centralizados g.e. y sel Estos esquemas de protección consisten en una caja que incluye la capacidad hasta para seis bahías, con protección de las tres fases, y arreglos de conexión de hasta seis barras. En caso de requerirse mayor cantidad de bahías, el esquema debe incluir tres cajas, con lo que daría una capacidad de hasta dieciocho bahías, utilizando una caja por fase, ver figuras 5.33 - 5.36. Con estos relevadores es posible realizar arreglos de más de dieciocho bahías.


250

Estas cajas se instalan en una sección de tablero de la caseta de control, en éstos se conectan directamente las señales de corriente de los TCs principales, entradas digitales para estado de cuchillas e interruptores, así como dispone de salidas de contactos, el cual depende de la cantidad requerida por el usuario.

Figura 5.33 Relevador 87B GE, tipo B30

Figura 5.34Entradas y salidas del relevador 87B GE, tipo B30


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Figura 5.35 Relevador 87B SEL, tipo SEL-487B

Figura 5.36 Entradas y salidas del relevador 87B tipo SEL-487B


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Referencias Lewis Blackburn, “Protective Relaying Principles and Applications”, 2a edición, Ed. Marcel Dekker, New York, EEUU 1998. M. Titarenko and Noskov-Dukelsky, “Protective Relaying in Electric Power System”, Foreing Languages Publishing House Y.G Paithankar, “Transmission Network Protection Theory and Practice”, Marcel Dekker, Inc. Curso Básico de Barras,”http://www.4shared.com/dir/289722/a7e6212c/sharing.html”. Walter A. Elmore, “Protective Relaying theory and applications”, ABB Power T & D company inc.

protecciones digitales modulo ii

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