RELEVADORES DE DISTANCIA:

Quizás la familia más interesante y versátil de los relevadores de protección, es el grupo de los

relevadores de distancia. En los relevadores de distancia hay una relación (equilibrio) entre la tensión y la

corriente, la cual puede expresarse en función de la impedancia. Donde la impedancia se define como la

medida eléctrica de la distancia a lo largo de una línea de transmisión. Lo que explica el nombre aplicado a

este grupo de relevadores.

Los primeros relevadores de distancia fueron los electromecánicos y muchos de ellos están todavía en

uso. Estos relevadores utilizaron inicialmente la unidad de disco de inducción que fue posteriormente

substituida. Estos relevadores medían la impedancia para falla entre fases comparando la diferencia vectorial

del potencial entre fases y sus corrientes.

Los relevadores electromecánicos fueron substituidos lentamente por los relevadores tipo estático que

inicialmente se diseñaron en base a bulbos los cuales tenían tiempos cortos de vida y además no alcanzaron a

lograr la confianza de los usuarios. Los bulbos fueron rápidamente desplazados por los transistores. A estos

nuevos relevadores se les llamo Estáticos, por considerar que no tenían partes móviles para realizar las

mediciones y operar .La forma de trabajar y obtener las características generales de funcionamiento se diseñó

en base a comparadores de fase o de amplitud de las resultantes de las operaciones de suma o resta de los

fasores de corriente y tensión, haciendo las comparaciones de fase en el cruce por cero de estas señales.

Con la llegada de los microprocesadores y su avance en cuanto a su rapidez de operación y la tecnología

digital de muestreo, filtrado, manejo de datos y cálculo. Se diseñaron los relevadores digitales para realizar la

medición, comparación y operación del relevador por medio de programas en base a algoritmos que

caracterizan las curvas, zonas y lógica de operación del relevador cuando ocurre una falla.

1.1 RELEVADOR TIPO IMPEDANCIA:

Como este tipo de relevadores incluye unidades de impedancia, vamos primero a familiarizarnos con

éstas. Hablando en general, el término Impedancia puede aplicarse sólo a la resistencia, sólo a la reactancia, ó

a la combinación de ambas. En la terminología de la protección por relevadores, no obstante, un relevador de

impedancia tiene una característica que es diferente a la de un relevador que responde a cualquier componente

de impedancia. Y de aquí que el término relevador de impedancia es muy específico.

En un relevador de impedancia el par producido por un elemento de corriente está equilibrado con el par

de un elemento de tensión. El elemento de corriente produce un par positivo (puesta en trabajo), mientras que

el elemento de tensión produce un par negativo (reposición o retención). En otras palabras, un relevador de

impedancia es un relevador de sobrecorriente de tensión de retención. Si dejamos que el efecto del resorte de

control sea – K3 , la ecuación del par es:

T = K1 I 2 – K2 V 2 – K3

Donde I y V son magnitudes eficaces de la corriente y de la tensión respectivamente. En el punto de

equilibrio, cuando el relevador está en el límite del funcionamiento, el par neto es cero, por lo tanto tenemos:

Y, dividiendo entre K2 I 2 , obtenemos :

Se acostumbra despreciar el efecto del resorte de control, ya que su efecto sólo es notorio a magnitudes

de corrientes razonablemente bajas de aquellas encontradas de ordinario. Por lo tanto, si hacemos K3 igual a

cero, la ecuación precedente se transforma en:

Constante

En otras palabras, un relevador de impedancia está en el límite del funcionamiento a un valor constante,

dado de la relación de V a I, que puede expresarse como una impedancia.

La característica de funcionamiento en función de la tensión y la corriente se muestra en la Fig. 1, donde

aparece el efecto del resorte de control que origina una curvatura notoria en la característica sólo en el

extremo de baja corriente. Para todos los propósitos prácticos, puede considerarse la línea punteada, que

representa un valor constante de Z como la característica del funcionamiento. El relevador se pondrá en

trabajo para cualquier combinación de V e I, representada por un punto arriba de la característica en la región

del par positivo, o bien, en otras palabras, para cualquier valor de Z menor que el valor constante representado

por la característica de funcionamiento. Puede combinarse por ajuste la pendiente de la característica de

funcionamiento, de tal manera que el relevador responderá a todos los valores de impedancia menores que

cualquier límite superior deseado.

Una forma mucho más útil de mostrar la característica de funcionamiento del relevador de distancia es por

medio del tan conocido diagrama de impedancia o bien diagrama R-X . La referencia 1 proporciona un amplio

tratado de este método de mostrar las características del relevador. La característica de funcionamiento del

relevador de impedancia, despreciando el efecto del resorte de control, se muestra en la Fig. 2, en este tipo de

diagrama. El valor numérico de la relación de V e I se muestra como la longitud de un radio vector, tal como

Z, y el ángulo de fase entre V e I determina, como se muestra en la figura, la posición del vector. Sí I está en

fase con V, el vector se sitúa a lo largo del eje +R; pero sí está a 180 fuera de fase con V, el vector se

Localiza a lo largo del eje –R, Si I se atrasa de V, el vector tiene una componente +X; y si I se adelanta

de V, el vector tiene una componente de –X. Ya que 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 , y cualquier valor de Z mayor que este radio resultará en un par negativo,

haciendo caso omiso del ángulo de fase entre V e I .

A corrientes muy bajas dónde la característica de funcionamiento de la Fig.1, empieza de una línea recta,

debido al resorte de control, el efecto en la Fig. 2 es hacer menor el radio del círculo. Esto no tiene ningún

significado práctico no obstante, ya que rara vez la aplicación adecuada de dichos relevadores depende, si

acaso, del funcionamiento a tales corrientes bajas.

Figura .- característica de funcionamiento de un relevador de impedancia.

Figura .- característica de funcionamiento de un relevador de impedancia en un diagrama R-X

Aunque los relevadores de impedancia con acción retardada inherente se encuentran a veces,

consideraremos sólo los del tipo de alta velocidad. La característica de funcionamiento de un relevador de

impedancia de alta velocidad se muestra cualitativamente en la Fig. 3.

Figura .- tiempo de funcionamiento contra característica de impedancia de un relevador de impedancia

de alta velocidad para un valor de corriente.

La curva mostrada es para un valor particular de la magnitud de corriente. Las curvas para las corrientes

más elevadas se situarán bajo esta curva, y las curvas para las corrientes más bajas se situarán arriba de

ésta .Sin embargo en general, los tiempos de funcionamiento para las corrientes en aplicaciones normales de

relevadores de distancia son tan cortos que están dentro de la definición de alta velocidad, y las variaciones

con la corriente se desprecian. De hecho si se desprecia con frecuencia el aumento en tiempo a medida que la

impedancia se aproxima al valor de puesta en trabajo, la curva de tiempo se muestra simplemente como en la

Fig. 4.

Figura .- Representación simplificada de la Fig. 3

Se utilizan diferentes tipos de estructura actuante en la construcción de los relevadores de impedancia.

Los relevadores de tiempo inverso utilizan estructuras de polo sombreado o de watthorímetro. Los relevadores

de alta velocidad pueden utilizar una estructura de atracción magnética de balanza o una estructura de tambor

o copa de inducción o de anillo doble.

Para la protección de las 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

Fig. 5 muestra muy esquemáticamente los circuitos de contacto de las principales unidades.

Figura .- conexiones esquemáticas de los circuitos de contacto de un relevador de distancia del tipo

impedancia.

Las tres unidades de impedancia están rotuladas Z1, Z2 y Z3, las características de funcionamiento de estas

unidades son ajustables independientemente. En el diagrama R-X de la Fig. 6, el círculo para Z1 es el más

pequeño, el círculo para Z3 el más grande, y el círculo Z2 es intermedio. Será evidente, entonces, que cualquier

valor de impedancia que esté dentro del círculo Z1 originará que funcionen las tres unidades de impedancia. El

funcionamiento de Z1 y la unidad direccional disparará de modo directo un interruptor en un tiempo muy

corto que llamaremos T1. Siempre que funcionan 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 y ajustables independientemente. Por lo tanto, puede verse un valor de

impedancia dentro del círculo Z2 pero fuera del Z1, resultará en un disparo en el tiempo T2 ajustado. Y, 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.

Se notará que sí se bloquea el disparo de alguna manera, el relevador hará tantos intentos de disparar

como círculos característicos haya alrededor de un punto de impedancia dado. Sin embargo, no puede hacerse

uso de esta posible característica.

Figura. .- Características de funcionamiento y de acción retardada de un relevador de distancia del tipo

impedancia.

La Fig. 6 muestra también la relación de la característica de funcionamiento de la unidad direccional a la

característica de la unidad de impedancia del mismo diagrama R-X. . Ya que la unidad direccional sólo

permite el disparo en su región positiva de par, las partes inactivas de las características de la unidad de

impedancia se muestran punteadas .El resultado neto es que el disparo ocurrirá sólo para los puntos que están

dentro de los círculos y arriba de la característica de la unidad direccional.

Debido a qué esta es la primera vez que una característica sencilla de la unidad direccional ha sido

mostrada en el diagrama R-X , ésta necesita alguna explicación . Hablando estrictamente, la unidad

direccional tiene una característica de funcionamiento en línea recta, como se muestra, sólo si desprecia el

efecto del resorte de control, que es suponer que no hay par de retención. Se recordará que si despreciamos el

efecto del resorte de control, el par de la unidad direccional es:

Cuando el par neto es cero,

Ya que K1, V e I no son necesariamente cero, entonces, para satisfacer esta ecuación,

O bien

De aquí que, θ = τ = ± 90° describa la característica del relevador. En otras palabras, la punta de

cualquier radio vector Z a 90 del ángulo de par máximo se sitúa en la característica de funcionamiento, y éste

describe la línea recta mostrada en la Fig. 6, habiéndose seleccionado el valor particular de por razones que

vendrán a ser evidentes más adelante.

Desarrollaremos también la característica de funcionamiento de un relevador direccional cuando se toma

en cuenta el efecto del resorte de control. La ecuación del par es como se dio antes:

En el punto de equilibrio, el par neto es cero, y de aquí:

Pero I = V / Z, y de aquí:

O bien

Esta ecuación describe un número infinito de círculos, uno para cada valor de V, uno de cuyos círculos se

muestra en la Fig. 7 para las mismas conexiones del relevador y el mismo valor de que en la Fig. 6. El

hecho de que algunos valores de darán valores negativos de Z se ignorará. Z negativa no tiene significado y

no puede mostrarse en el diagrama R-X.

Figura .- las características de un relevador direccional para un valor de la tensión.

Los centros de todos los círculos estarán situados en la línea punteada dirigida desde O hasta M, que es

ángulo de par máximo. El diámetro de cada círculo será proporcional al cuadrado de la tensión. A tensión

normal, y aún a tensiones considerablemente reducidas, el diámetro será tan grande que para propósitos

prácticos podemos suponer la característica de la línea recta de la Fig. 6.

Viendo algo adelante a la aplicación de los relevadores de distancia para protección de líneas de

transmisión, podemos mostrar el tiempo de funcionamiento contra la característica de impedancia como la

Fig. 8.

Figura 8.- Tiempo de funcionamiento contra impedancia para un relevador de distancia del tipo de

impedancia.

Esta característica es conocida por lo común como una característica tiempo-impedancia escalonada, se

mostrará más adelante que la unidades Z1 y Z2 proporcionan la protección primaria para una sección dada de

una línea de transmisión , mientras que Z2 y Z3 proporcionan la protección de respaldo para barras colectoras y

secciones de línea adyacentes .

1.2 RELEVADOR TIPO IMPEDANCIA MODIFICADA:

El relevador de distancia del tipo de impedancia modificado es el mismo que el del tipo de impedancia,

excepto que las características de funcionamiento de la unidad de impedancia están desplazadas, como en la

Fig. 9. Este desplazamiento se lleva a cabo por lo que se conoce por una corriente de polarización, la que sólo

consiste de la introducción en la tensión de alimentación de una tensión adicional proporcional a la corriente,

que hace la ecuación del par como sigue:

El término (V + CI) es la magnitud eficaz de la suma vectorial de V y CI, incluyendo el ángulo entre V

e I lo mismo que un ángulo constante en el término constante C. Esta es la ecuación de un círculo cuyo

centro esta fuera del origen, como se muestra en la Fig. 9.

Figura .- característica de funcionamiento de un relevador de distancia del tipo de impedancia

modificado.

Por tal polarización puede desplazarse un círculo característico en cualquier dirección del origen, y por

cualquier cantidad deseada, aún cuando el origen está fuera del círculo.

Pueden ocurrir ligeras variaciones en la polarización, debido a la saturación de los elementos del circuito.

Por esta razón, la práctica no es tratar de hacer que los círculos pasen por el origen y, por lo tanto, se

requiere una unidad separada como se indica en la Fig. 9. ya que este relevador es parecido al relevador de

impedancia ya descrito, no se hará aquí ninguna descripción adicional.

1.3 RELEVADOR DE DISTANCIA DEL TIPO REACTANCIA:

La unidad de reactancia de un relevador de distancia del tipo reactancia tiene, de hecho, un elemento de

sobrecorriente que desarrolla par positivo, y un elemento direccional corriente – tensión que se opone o ayuda

al elemento de sobrecorriente según sea el ángulo de fase entre la corriente y la tensión. En otras palabras, un

relevador de reactancia es un relevador de sobrecorriente con retención direccional. El elemento direccional

está arreglado par máximo negativo cuando su corriente se atrasa de su tensión 90 . Las estructuras de tambor

o copa de inducción o de doble anillo de inducción se utilizan mejor para relevadores de alta velocidad

actuantes de este tipo .

Si dejamos que el efecto del resorte de control sea – K3, la ecuación del par es:

Donde está defendió como positivo cuando I se atrasa de V en el punto de equilibrio el par neto es cero

y de aquí :

Dividiendo ambos lados de la ecuación entre I 2 tenemos:

O bien

Si despreciamos el efecto del resorte de control:

Constante

En otras palabras, este relevador tiene una característica de funcionamiento tal que todos los radios de los

vectores de impedancia cuya punta se encuentra situada en esta característica tienen una componente X

constante. Esto describe la línea de la Fig. 10. La cosa significativa de esta característica es que la resistencia

componente de la impedancia no tiene efecto en el funcionamiento del relevador; éste responde solamente a la

reactancia componente. Cualquier punto abajo de la característica de funcionamiento – sea arriba o abajo

del eje R – se situará en la región de par positivo. Tomando en cuenta el efecto del resorte de control bajará la

característica de funcionamiento del eje R y más allá. Este efecto puede despreciarse en la aplicación normal

de relevadores de reactancia .

Figura .- Característica de funcionamiento de un relevador de reactancia.

Debería notarse al pasar eso , que si la ecuación del par es de la forma general

Y si se hace algún valor distinto de 90, se obtendrá aún una característica de funcionamiento de línea

recta, pero no será paralela al eje R. Esta forma general de relevador ha sido conocida como un relevador de

ángulo de impedancia.

Un relevador de distancia del tipo de reactancia para protección de líneas de transmisión no podría

utilizar una unidad direccional sencilla como el relevador del tipo de impedancia; porque el relevador de

reactancia dispararía bajo condiciones de carga normales en o cerca del factor de potencia unitario, como se

verá más adelante cuando consideremos cómo aparecen las diferentes condiciones de funcionamiento del

sistema R-X . El relevador de distancia del tipo reactancia requiere de una unidad direccional que es

inoperante bajo condiciones normales de carga. El tipo de unidad utilizada para éste propósito tiene un

elemento de tensión de retención que se opone al elemento direccional, y que es conocido por una unidad o

relevador de admitancia o mho. En otras palabras, éste es el relevador direccional de tensión de retención.

Cuando se le utiliza con un relevador de distancia del tipo reactancia, a esta unidad se le conoce también

como unidad de arranque. Si dejamos que el efecto del resorte de control sea – K3, el par de dicha unidad es

Donde y se definen como positivos cuando I se atrasa de V. En el punto de equilibrio el par neto es

cero, y de aquí:

Dividiendo ambos lados entre K2VI, tenemos:

Si despreciamos el efecto del resorte de control,

Se notará que la ecuación es parecida a la del relevador direccional cuando se incluye el efecto del resorte

de control , pero que aquí no hay término de tensión , y por esto el relevador sigue sólo una característica

círcular .

La característica de funcionamiento descrita por esta ecuación se muestra en la Fig. 11 . El diámetro de

este círculo es prácticamente independiente de la tensión o la corriente , excepto a muy bajas magnitudes de

tensión o corriente cuando el efecto del resorte de control , que origina que el diámetro disminuya .

Figura .- Característica de funcionamiento de un relevador direccional con tensión de retención.

El relevador de distancia del tipo de reactancia completo tiene las características de funcionamiento

mostrada en la Fig. 12. Estas características se obtienen por arreglo de diversas unidades como las descritas en

la Fig. 5 para el relevador de distancia del tipo de impedancia. Se observará aquí, sin embargo, que la unidad

direccional o de arranque (S) sirve de doble utilidad, ya que no sólo proporciona la función direccional sino

también el tercer escalón de la medición de distancia con discriminación direccional inherente. La

característica de tiempo es la misma que la Fig. 8.

Figura .- característica de funcionamiento de un relevador de distancia del tipo reactancia

1.3 RELEVADOR DE DISTANCIA TIPO MHO.

La unidad mho ya ha sido descrita y su característica de funcionamiento se dedujo en conexión con la

descripción de la unidad de arranque del relevador de distancia del tipo reactancia. Se utilizan las estructuras

de cilindro de inducción o de anillo doble de inducción en este tipo de relevador. El relevador de distancia

completo para la protección de líneas de transmisión está compuesto de tres unidades mho de alta velocidad (

M1, M2 y M3 ) y una unidad de tiempo, conectados en una forma similar a la que se mostró para un relevador

de distancia del tipo de impedancia, excepto que no se requiere unidad direccional separada , pues las

unidades mho son inherentemente direccionales, la característica de funcionamiento del relevador completo se

muestra en la Fig. 13.

Figura .- Característica de funcionamiento de un relevador de distancia del tipo mho.

La característica de tiempo de funcionamiento contra impedancia del relevador de distancia del tipo mho

es la misma que la del relevador de distancia del tipo impedancia Fig. 8.

Por medio de la corriente de polarización similar a la que se describió para el relevador de impedancia

descentrada. Puede sacarse del centro un círculo característico del relevador mho, de tal manera que éste

encierre el origen del diagrama R-X o bien éste fuera del círculo.

USO DEL DIAGRAMA R-X EN EL TRABAJO CON RELEVADORES

La aplicación principal del diagrama R-X es la visualización de la respuesta del relevador de protección ante

cualquier condición del sistema eléctrico de potencia. Esto se logra trasladando valores de voltaje y corriente

a valores que corresponden a la respuesta del relevador.

El uso del diagrama R-X cae dentro de dos consideraciones independientes:

1. Se pueden mostrar en él, las características de operación de cualquier relevador óhmico1. Esto es

verdad, ya que estas características pueden ser graficadas en términos de solo dos variables, R y X (o

Z y θ), en lugar de tres variables: voltaje (E), corriente ( I ) y ángulo entre estas dos cantidades (θ).

2. Las condiciones del sistema que afectan la operación de estos relevadores pueden ser mostradas en el

mismo diagrama.

CONDICIONES DEL SISTEMA EN EL DIAGRAMA R-X

Un relevador de distancia opera para ciertas relaciones entre las magnitudes de voltaje, corriente y el ángulo

de fase entre ellos. Para cualquier tipo de condición de operación del sistema, hay ciertas características

relacionadas entre el voltaje, corriente y el ángulo de fase en un punto específico del sistema. De esta manera,

el procedimiento es construir una gráfica que muestre las relaciones entre estas tres cantidades (1) como son

1

proporcionadas por el sistema y (2) como son requeridas para la operación del relevador.

Como ya se dijo la base del diagrama R-X es la resolución de tres variables –voltaje, corriente y ángulo de

fase entre ellas- en dos variables. Esto se hace dividiendo la magnitud RMS de voltaje entre la magnitud RMS

de corriente y llamando a este resultado una impedancia “Z” (por el momento no es relevante el significado

de este valor Z).

Fig. No. 1 El diagrama R-X

Entonces, la resistencia y la reactancia componentes de Z pueden ser derivados, por medios de las relaciones

familiares

R = Z cos θ

X = Z sen θ

En este caso se puede decir que θ es positivo cuando la I está atrasada con respecto a V, asumiendo ciertas

referencias y conexiones del relevador. Estos valores de R y X son las coordenadas de un punto en el

diagrama R-X representado una combinación dada de V, I y θ. R y X pueden ser positivos o negativos, pero Z

debe siempre de ser positivo; cualquier valor negativo de Z obtenido por la sustitución de ciertos valores de θ,

debe ser ignorado ya que no tiene ningún significado.

La fig. No. 1 muestra el diagrama R-X y un punto P representando varios valores de V, I y θ cuando

asumimos que V adelanta a I en un ángulo menor de 90°. La línea recta que conecta a P con el origen

representa a Z, y θ es el ángulo medido en sentido contra horario desde el eje +R hasta Z. Es obvio que P

puede ser localizado conociendo el valor de Z y el ángulo, sin derivar los valores de R y X. Calculando la

relación compleja entre V e I, los valores de R y X pueden ser obtenidos inmediatamente, sin considerar θ. Si

V, I y θ varían se pueden graficar muchos puntos, y se puede graficar una curva a través de estos puntos

para representar una característica.

Fig. No. 2 Diagrama unifilar para el sistema utilizado en el ejemplo.

Para empezar a usar el diagrama R-X, utilizaremos un sistema equivalente de dos máquinas. Las

impedancias usadas pueden representar sistemas combinados al final de la línea que se está estudiando.

Como ejemplo utilizaremos el sistema mostrado en la figura No. 2. Aquí los valores de impedancias han

sido cambiados a valores secundarios, por lo tanto podemos graficar nuestro sistema en ohms

secundarios, como se muestra en la figura No. 3, empezaremos en el Generador A, la impedancia

secundaria para una falla imaginaria en la subestación 1 es de (0 + j 2.0) Ω Este valor es graficado a lo

largo del eje X en la dirección positiva (fig. 3a). Si movemos nuestra falla imaginaria a la subestación 2,

la impedancia secundaria es ahora (0 + j 2.0) + (0.94 + j 2.76) = (0.94 + j 4.76) Ω fig 3b).

Continuando de esta manera podemos llegar hasta el final del sistema donde nuestro equivalente total de

impedancia es (4.67 + j 15.23) Ω fig 3c). El diagrama R-X equivalente del sistema, la impedancia

de la “línea” del sistema y el centro de impedancia son mostrados en la figura 3d.

CONVENCIONES PARA GRAFICAR CARACTERISTICAS DE LOS RELEVADORES Y EL SISTEMA

Para lograr graficar la característica del relé en la gráfica de la característica del sistema para determinar su

operación, ambas gráficas deben estar en la misma base. Un relé de una determinada localidad, opera en

respuesta al voltaje y la corriente obtenida de ciertas fases. Por lo tanto, la característica del sistema debe ser

graficada en términos de estas mismas cantidades de fase. También, las cantidades deben estar en las mismas

unidades. El método por unidad es generalmente usado para este propósito. Si se estamos hablando de Ohms,

tanto el sistema como la característica del relevador tienen que estar en Ohms, ya sea primarios o secundarios,

tomando en cuenta las relaciones de transformación de corriente y voltaje, como sigue:

Por último ambas coordenadas deben tener la misma escala, debido a que ciertas características son circulares,

si las escalas son las mismas.

Es necesario establecer una convención para la relación de la característica del relé a la característica del

RTP

RTCx primarios= secundarios

sistema en el diagrama R-X. La convención debe satisfacer el requerimiento de que, para una condición del

sistema que requiera la operación del relevador, la característica del sistema debe caer dentro de la región de

operación de la característica del relé. La convención es hacer los signos de R y X positivos cuando la

potencia activa y la potencia reactiva inductiva fluyan en la misma dirección que la dirección de disparo del

relevador, esto bajo condiciones trifásicas balanceadas. En este escrito, se considera la potencia reactiva

inductiva como aquella que fluye en la misma dirección que la corriente que alimenta una carga

predominantemente inductiva. Cuando se analiza la operación de elementos de fase del relevador de distancia,

es práctica común utilizar voltajes y corrientes de fase a fase, mientras que para una falla que involucra

elementos de tierra se deben utilizar voltajes y corrientes de fase a tierra para realizar la gráfica tanto del

sistema como de la característica del relevador.

Figura . . Ilustración para las convenciones utilizadas al momento de graficar las características del sistema y

las del relevador en el diagrama R-X.

Para ilustrar esta convención, refiérase a la fig. No. 4, donde se muestra un relevador de distancia que es

energizado por voltajes y corrientes en un punto específico del sistema. Las coordenadas del punto de

impedancia en el diagrama R-X representadas por una condición trifásica balanceada es vista en la dirección

de disparo del relevador la cual tendrá los signos como se muestran en la tabla No. 1. Aquí la potencia

reactiva capacitiva se considera que fluye en la misma dirección como una corriente que es demandada por

una carga predominantemente capacitiva.

CONSIDERACIONES GENERALES APLICABLES A LOS RELEVADORES DE DISTANCIA

SOBREALCANCE

Se dice que un relevador de distancia sobre-alcanza cuando la impedancia presentada o vista por el relevador

es menor que la impedancia aparente de la falla.

Cuando ocurre un cortocircuito, la onda de corriente está propensa inicialmente a moverse del origen. Bajo

estas condiciones, los relevadores de distancia tienden a “sobre-alcanzar”, es decir funcionan para un valor

mayor al que fueron ajustados bajo condiciones de estado estable. Esta tendencia es mayor mientras más

inductiva sea la impedancia. Así mismo la tendencia de sobre-alcanzar se presenta en mayor proporción en

relevadores de distancia del tipo de atracción electromagnética, que para relevadores del tipo de inducción.

Esta tendencia a sobre-alcanzar es minimizada por el diseño de los elementos del circuito del relevador, pero

es necesario compensar esta tendencia al momento de ajustar el relevador. Otro factor importante para

aumentar la tendencia a sobre-alcanzar son las imprecisiones en los transformadores de corriente y los

transformadores de potencial, sin embargo, con solo reducir el ajuste del alcance del relevador en un 10% y

en algunos casos hasta en un 20%, este problema es resuelto sin mayores consecuencias.

El “sobre-alcance en porcentaje” para relevadores de distancia, se ha definido como sigue:

Donde:

Zo = La impedancia máxima en la que el relevador funcionará con una onda de corriente

descentrada, para un ajuste dado.

Zs = La impedancia máxima en la que el relevador funcionará en corrientes simétricas, para el

mismo ajuste que para Zo

Otra forma de definir el sobre-alcance en los relevadores es:

Donde:

Zr = Ajuste del alcance del relevador.

Zf = Alcance efectivo.

El sobre-alcance en porcentaje del relevador, aumenta a medida que aumenta el ángulo del sistema (tan -1

X/R). Este ángulo aumenta con las líneas de alta tensión debido a que el mayor espacio entre conductores

100Zs

Zo - Zs=Sobre-alcance en porcentaje

100Zr

Zf - Zr=Sobre-alcance en porcentaje

hace más elevada la reactancia inductiva. La figura No. 1 muestra una curva de sobre-alcance en porcentaje

contra el ángulo del sistema para un tipo de relevador de distancia.

Por lo general solo es importante el sobre alcance de un relevador de distancia para la primera zona (tiempo

de operación instantáneo). Los alcances de la zona intermedia y de respaldo no son por lo general tan críticos

como el alcance de la primera. Además las acciones retardadas de estas zonas son lo bastante largas como

para anular el efecto de movimiento del origen de la onda de corriente y permitir que la unidad de distancia se

reponga si ha sobre alcanzado.

Cuando mayor es el sobre alcance de la primera zona, menor puede ser el ajuste de ésta para proteger la línea.

Si se consideran los relevadores en ambos extremos de la línea y si cada uno protege una porción “P” de la

línea en alta velocidad desde su extremo, sólo (2P-100) porcentaje de la línea está protegido en alta velocidad

en ambos extremos en forma simultánea (repartido desde el centro de la línea).

Fig. No. 1 Característica de sobre-alcance de un relevador de distancia.

Un ejemplo del efecto de sobre-alcance es cuando los relevadores de distancia son aplicados a líneas paralelas

y un lado de una de las líneas está fuera de servicio y aterrizada en ambos extremos. Bajo esta condición el

efecto de la impedancia mutua entre las líneas causa que el relevador instalado en una de las terminales de la

línea que está en servicio sobre-alcance. Esto se muestra en la figura No. 2.

Considere una falla en el punto F y que el relevador está ajustado con un valor ZL1, donde x es la distancia en

por unidad del relevador hacia la falla, que está más allá del bus remoto de enfrente.

La corriente de secuencia cero inducida en la línea H es IH0:

IG0

ZL0

Z0M=IH0

El voltaje medido por el relevador es:

La corriente medida por el relevador:

Donde:

Por lo tanto:

Impedancia medida:

Para lograr el balance del relevador:

IG0 ( 1 + x ) ( 2ZL1 + ZL0) -=

( 1 + x ) ( 2IG1 ZL1 + IG0 ZL0) - IH0 ZOM

ZL0

Z20M

=VGR

IG1 + IG0 ( K – 1)=IGR

ZL1

ZL0=K

ZL1

2 ZL1 + ZL0= IG0

2 + ZL1

ZL0= IG0

2IG1 + IG0 K=IGR

ZL1= Z2

0M(1 + x ) -

= VGR

IGR

ZL0 (2 ZL1 + ZL0 )

ZL0 (2 ZL1 + ZL0 )(1 + x ) -

Z20M

ZL1ZL1 =

Por lo tanto el alcance efectivo del relevador es: ( 1 + x ) ZL1

El porcentaje de sobre-alcance del relevador es:

Por ejemplo para una típica línea de 400 kV, Z0M = 0.4; ZL1 = 0.26; ZL0 = 0.76 en / KM.

El sobre-alcance será de: x = 0.164 y en porcentaje de sobre-alcance es 16.4%.

ACCION DE MEMORIA

En los relevadores en los que se requiere tensión para desarrollar el par de puesta en trabajo, como los

relevadores de tipo mho o unidades direccionales de otros relevadores, pueden estar provistos de memoria.

Esta es una característica que puede obtenerse por diseño en el que el flujo de corriente en una bobina de

tensión de polarización no cesa inmediatamente cuando la tensión, en el lado de alta tensión del

transformador de alimentación, se reduce a cero instantáneamente. En cambio, la energía almacenada en el

circuito de tensión origina el flujo de una corriente senoidal en la bobina de tensión por un tiempo corto. La

frecuencia de esta corriente y su ángulo de fase son para todos los propósitos prácticos los mismos que antes

de que la tensión cayera a cero, y por lo tanto el relevador está polarizado adecuadamente ya que, en efecto,

este recuerda la tensión que le ha sido aplicada. Será evidente que la memoria es utilizable sólo con

relevadores de alta velocidad que son capaces de funcionar dentro del tiempo corto en el que fluye la

corriente transitoria de polarización. Será evidente también que un relevador debe tener tensión aplicada a

éste inicialmente, para que la memoria sea efectiva; en otras palabras, la memoria es ineficaz si la tensión

del relevador de distancia se obtiene del lado de línea de un interruptor de línea y el interruptor está cerrado

cuando hay un cortocircuito en la línea.

ZL0 (2 ZL1 + ZL0 )

Z20M

x =

x 100%=

100% ZL1

( 1 + x ) ZL1 - ZL1

=

Realmente, ésta es una circunstancia muy rara, cuando un cortocircuito reduce a cero la alimentación de

tensión del relevador. El cortocircuito debe estar exactamente en las terminales de alta tensión del

transformador de tensión, y no debe haber arco en el cortocircuito. Casi la única vez que esto puede suceder

en la práctica es cuando los hombres de mantenimiento han olvidado quitar los dispositivos de protección de

puesta a tierra antes de que se cierre el interruptor. La tensión a través de un arco de cortocircuito es rara vez

menor del 4% de la tensión normal, y esto es suficiente para asegurar el funcionamiento correcto del

relevador de distancia aún sin la ayuda de la memoria.

La memoria no afecta la capacidad de medición de distancia de un relevador de distancia. Dicha capacidad

sólo es importante para valores de impedancia cerca del punto para que el tiempo de funcionamiento pase de

T1 a T2 o bien de T2 a T3. Para dichas impedancias, la tensión primaria en la localidad del relevador no va a

cero, y se ahoga el efecto del transitorio.

Figura Medición de voltaje en Bus

Figura Medición de Voltaje de Línea

RELEVADORES DE DISTANCIA

Relevador de distancia para protección de líneas de transmisión, el método mas generalizado es por medio de

relevadores de distancia, llamado así porque las líneas así lo permiten.

El nombre de relevador de distancia se ha utilizado ya que este mide impedancia de la línea de transmisión

protegida, pero la impedancia en una línea de transmisión, es directamente proporcional a su longitud, la cual

se proporciona en kilómetros, relacionándose por lo tanto la longitud de la línea con la distancia que existirá

entre el punto donde se encuentra conectado el relevador y el punto en el cual se presenta la falla.

Principio de operación.

El relevador de distancia, es en realidad un relevador que opera a base de impedancia, su principio de

funcionamiento se basa en la LEY DE OHM, la impedancia la representaremos como Z que es el parámetro

a monitorear o medir a partir de las señales de voltaje (V) y corrientes (I), que se tomará de la línea a proteger,

ya que Z = V / I.

Se dice que el relevador de distancia nos da la distancia a la cual ocurre una falla, lo cual no es exacto, ya que

únicamente compara la impedancia de la falla con una impedancia réplica o una impedancia de referencia que

es el ajuste de dicho relevador.

Dicho de otra manera si deseamos que el relevador opere para fallas cuya impedancia sean menores de 10 Ω,

debemos darle un ajuste de 10 Ω, como el valor de referencia, que será el ajuste del relé.

Si con este ajuste mantenemos en el relevador un voltaje de 60 V, la corriente mínima de operación será de 6

A, con una corriente menor de 6 A circulando por el relevador éste medirá una impedancia mayor de 10 Ω, el

relevador no opera, mientras que cualquier corriente mayor de 6 A producirá una impedancia menor de 10 Ω,

con lo cual siempre operará.

Este análisis elemental se puede comprender mejor con el mecanismo de la figura 1. Es el mecanismo mas

sencillo para obtener un relevador de impedancia, consiste en un balancín se tiene un electroimán energizado

con voltaje, en el otro extremo del balancín se tiene otro electroimán energizado con corriente, el punto de

equilibrio o sea la igualdad de fuerzas de los electroimanes se alcanza cuando se tiene 60 volts en la bobina

de voltaje y 6 amperes en la bobina de corriente.

Cuando la corriente es menor de 6 amperes, la fuerza de la bobina de voltaje es mayor que la de corriente,

por lo tanto el contacto móvil se mantiene alejado del fijo, manteniéndose abierto; pero cuando la corriente

que circula por la bobina de corriente es mayor de 6 amperes, la fuerza de atracción de ésta es mayor que la

de la bobina de voltaje; por lo tanto los contactos quedan cerrados, es decir el relé está operado.

Esta condición se presentará siempre que la impedancia medida sea menor que la referencia, y ésta se puede

presentar con diferentes valores de voltaje, por ejemplo con 40 volts el punto de equilibrio se alcanzará con 4

amperes, o con 100 volts para lo cual el balance se alcanzará con 10 amperes.

Este es una de las características deseadas en el relevador de distancia por lo cual se le prefiere sobre los

relevadores de sobre corriente, ya que su respuesta no depende de la magnitud de corriente, sino de la

comparación de V e I, lo que permite una mayor confiabilidad en su operación para las condiciones mas

variables del sistema de potencia.

Como se ha descrito este mecanismo, no contempla la medición del ángulo que pudiera existir V e I,

simplemente compara magnitudes, lo cual trasladado a un diagrama R-X o plano de impedancia representaría

un círculo con centro en el origen como se muestra en la figura 2.

Para un sistema de Potencia en condiciones normales de operación el voltaje es alto y la corriente baja; pero

en condiciones de falla, el voltaje decrece y la corriente se incrementa.

El voltaje decrece en función de la ubicación del relevador en el sistema, el voltaje se hace cero en el punto

de falla, mientras que casi es normal en el punto de generación, esto se puede observar en la figura 3, en la

cual se observa el perfil de voltaje para una falla

La magnitud de la corriente de falla está relacionada con la impedancia que existe entre la fuente y el punto de

falla, mientras mas cerca de la fuente sea la falla la corriente será mayor que para una falla mas alejada de la

fuente.

El enlace entre el relevador y el sistema de potencia.

El relevador de distancia por sí solo no podría ni medir ni eliminar las fallas, es necesario contar con

elementos auxiliares que permitan la comunicación o el enlace con el sistema de potencia, entre los

principales mencionaremos los siguientes:

1.- Transformadores de instrumentos (transformador de potencial y transformador de corriente)

2.- Interruptores de potencia

Los primeros son los encargados de llevar al relevador las señales de voltajes y corrientes del sistema de

potencia, adecuando las magnitudes para que puedan ser utilizadas en los relevadores.

Mientras que los segundos son los encargados de ejecutar las órdenes generadas por los relevadores a partir

de las decisiones tomadas en base a las mediciones de impedancias realizadas con los parámetros

proporcionados por los transformadores de instrumentos.

TIPOS DE FALLAS QUE SE PRESENTAN COMUNMENTE EN LOS SISTEMAS DE POTENCIA

a).- De fase a tierra (Monofásica)

b).- Entre dos fases. (Bifásica)

c).- entre dos fases y tierra. (Bifásica a tierra)

d).- Entre tres fases. (Trifásica).

LOS DIFERENTES TIPOS DE RELEVADORES DE DISTANCIA

Actualmente los relevadores de distancia del tipo Electromecánico empiezan a ser desplazados por los nuevos

tipos de relevadores a base de microprocesadores.

Aún existen en operación, pero los nuevos esquemas ya no contemplan relés

De este tipo, ya que cuentan con varias limitaciones, pues en un tiempo fueron superados por los relevadores

del tipo estáticos, que estaban fabricados de componentes electrónicos discretos; pero actualmente éstos

últimos también están siendo desplazados por los digitales. Ya que sus ventajas son múltiples comparados

con los primeros.

mediciones instantáneas

guarda registros de falla

acceso remoto

da la hora de que ocurre la falla

cuenta con muchas mas funciones que pueden ser habilitadas o deshabilitadas

ESQUEMA DE LINEA MUERTA

INTRODUCCION:

El uso de fuentes de potencial conectadas en el lado línea presenta un problema especial en la protección de

líneas de transmisión con relevadores direccionales y de distancia. Este problema abarca la incapacidad de los

relevadores de línea de transmisión a operar cuando un interruptor asociado es cerrado con una falla trifásica

en la línea (condición de voltaje cero). Este escrito examina la naturaleza de este problema, recordando

algunas consideraciones y describe varios tipos de protección complementaria disponible.

FALLAS A VOLTAJE CERO

Todos los relevadores direccionales requieren voltaje para operar. Así, solo los relevadores direccionales

(corriente o distancia) requieren potencial en manera de disparo para disparar en la dirección de la falla. La

aplicación súbita de una falla trifásica al energizar una línea de transmisión, localizando la falla en los

potenciales de alimentación puede reducirse, teóricamente para el relevador, como un voltaje cero. El circuito

de memoria usualmente recordará el voltaje existente antes de la falla, lo suficiente en tiempo para permitir un

disparo de alta velocidad.

Es muy raro que ocurra una falla que envuelva las tres fases, debido a descargas atmosféricas o algún objeto

extraño en la línea. La principal fuente generadora de estas fallas es debida a trabajos de mantenimiento en la

línea y el equipo utilizado como mediad de seguridad (pértigas de puesta a tierra). En un intento por energizar

50 Instantáneo de sobrecorriente

PR Relevador protector de línea

CX Contacto auxiliar al cierre

52

CCBobina de cierre

52

TCBobina de disparo

CS Contacto de cierre

la línea sin remover estas tierras, los relevadores no tendrán voltaje “antes”, o durante la falla, por lo tanto, no

habrá disparo a menos que alguna otra protección que no requiera potencial para operar también sea incluida

en el esquema de protección.

PROTECCION DE SOBRECORRIENTE

Relevadores instantáneos no direccionales pueden ponerse en cada terminal para proveer la protección de

“line pick-up” ó línea muerta. El nivel de pick-up de esta sobre corriente puede ser ajustado tan alto para

asegurar que no disparen para falla externa en cualquier dirección. Sin embargo estos ajustes muchas veces

resultan en ajustes de pick up, los cuales también son altos para permitir disparos cuando se energice la línea

fallada (esto se presenta generalmente en líneas cortas). Una excepción, en algunos casos, es seleccionar un

relevador de sensibilidad requerida para asegurar el disparo sobre el “line pick up”, pero mantendrá el disparo

solo por un periodo de tiempo cuando el interruptor asociado es cerrado. Esto puede complementarse

supervisando el circuito de disparo de sobrecorriente con un contacto de un relevador auxiliar operado del

conmutador de cierre del interruptor, como lo muestra la siguiente figura.

Fig. No. 1.- Línea protegida

50 Instantáneo de sobrecorriente

PR Relevador protector de línea

CX Contacto auxiliar al cierre

52

CCBobina de cierre

52

TCBobina de disparo

CS Contacto de cierre

Fig. No. 2 Protección por line pick-up (50-CX)

El uso de un relevador auxiliar con pick-up instantáneo y un tiempo de retardo (dropout) de unos pocos ciclos,

permitirá un tiempo adecuado para que el relevador de sobrecorriente, dispare cuando se energice una línea

fallada, sin exponerse a disparar incorrectamente sobre fallas externas.

Los relevadores de sobrecorriente no direccionales, normalmente, son incluidos en el esquema de distancia o

direccional para proveer el disparo, o bien como detector con funciones suplementarias. Puede ser posible

utilizar los relevadores de sobrecorriente existentes para evitar un costo adicional para la protección de line

pick-up. Aunque esto debe manejarse con cuidado, ya que no se tendrán ajustes de pick-up, no habrá

abanderamiento y serán necesarios contactos extras o diodos de bloqueo para la separación del circuito de

control.

SUPERVISION DE VOLTAJE

En la simple protección de sobrecorriente line pick-up descrita se encontraron problemas de ajuste en la

sensibilidad del relevador de sobrecorriente (50). Como puede observarse en la figura 0 y 1, no habrá disparo

en falso para el interruptor 1, para el cierre del mismo sin falla, debido al ajuste del 50, si éste es ajustado

arriba de la corriente de carga; pero, cuando el otro extremo de la línea es cerrado, el 50 puede obtener su

pick-up con el flujo de carga si el pick-up de ajuste es bajo. Esto se puede evitar si los 50’s son usados con

voltaje de línea CA, supervisando sobre la protección line pick-up a ambas terminales, como se muestra en la

figura 2. Si la terminal 1 es cerrada, no hay voltaje en la línea y los contactos del relevador de voltaje están

cerrados habilitando el 50 del line pick-up a través del relevador CX. Pero, debido a que no hay carga

presente, la sensibilidad del 50 no opera para la línea sana. Antes de que el interruptor sea cerrado, el

relevador de voltaje en la terminal 2 operará previniendo la operación del 50 para flujo de carga cuando el

interruptor 2 sea cerrado.

La mayoría de los esquemas piloto de comparación direccional o protección de distancia de respaldo puede o

no requerir antes de la protección line pick-up debajo de la corriente de carga, de aquí que la supervisión de

voltaje se hace necesaria debido a que para fallas trifásicas la corriente siempre viene arriba de la corriente de

carga. Pero, no deben tomar consideraciones diferentes en el uso de sobrecorrientes muy sensibles en

conjunto con esquemas permisorios o canales de carrier utilizando desplazamiento de frecuencia en equipo

audiotono. El 50, algunas veces es ajustado para ver fallas al final de la línea, de aquí que en una falla en este

punto, la señal del canal puede atenuarse y la frecuenta de disparo no será recorrida para permitir el disparo de

los relevadores piloto cuando el interruptor es cerrado para falla remota. Para evitar la necesidad de retardar la

supervisión de voltaje que permite disparar sobre fallas al final de la línea, se podrá utilizar un desplazamiento

adicional que libre de esta contingencia. Un contacto normalmente abierto de la alarma de falla de canal

conectado en serie con el 50 al final de cada línea, habilitará el 50 de line pick-up disparando cualquiera de

los interruptores que se cierren para una falla con canal muerto.

Para cualquier aplicación de line pick-up, se requieren ajustes de sobrecorriente de debajo de la máxima

corriente de carga, pueden seleccionarse relevadores de sobrecorriente para operación continua en la posición

de pick-up.

Fig. No. 3.- 50-CX Line pick-up con supervisión de voltaje.

PROTECCION DE DISTANCIA CON OFFSET

Los relevadores de distancia con offset son dispositivos no direccionales, los cuales pueden operar bajo

condiciones de voltaje cero. Estos relés ofrecen un medio alternativo para proveer una protección

suplementaria de line pick-up para aplicaciones de potencial en los relevadores direccionales. Si los

50 Instantáneo de sobrecorriente

PR Relevador protector de línea

CX Contacto auxiliar al cierre

52

CCBobina de cierre

52

TCBobina de disparo

27 Relevador de voltaje

CS Contacto de cierre

50 Instantáneo de sobrecorriente

PR Relevador protector de línea

CX Contacto auxiliar al cierre

52

CCBobina de cierre

52

TCBobina de disparo

27 Relevador de voltaje

CS Contacto de cierre

relevadores de offset de distancia en la segunda y tercera zona son incluidos como parte de un esquema

estándar, el circuito de control puede arreglarse para que a través del conmutador de cierre, el interruptor

puentee los contactos del timer de segunda y tercera zona. Un cierre de un relevador auxiliar habilitará el

disparo por sobrecorriente conectando el relevador de distancia offset ara disparar instantáneamente el

interruptor cuando éste es cerrado con falla.

EFECTO DE LOS DIFERENTES ARREGLOS DE BUSES

El arreglo a detalle de la protección de line pick-up dependerá de los arreglos del bus o interruptores

utilizados. Es simple ver que para un interruptor de bus sencillo, cada interruptor es asociado en una línea. De

otra manera, en anillo de bus o interruptor y medio, por ejemplo, cada línea es asociada con dos interruptores.

Un “par interruptor” se seguirá en el circuito de control y arios esquemas de line pick-up serán utilizados.

BUS SENCILLO-INTERRUPTOR SENCILLO

La fig. 4 muestra un esquema de line pick-up no direccional para un bus sencillo con arreglo de un interruptor

sencillo con requerimientos de falla sensible para arriba de la corriente de máxima carga. El relevador

trifásico 50 es capaz de disparar con un relevador auxiliar telefónico de pick-up en un ciclo y con un dropout

de 8 ciclos. Este mismo esquema es aplicado a ambos interruptores al final de cada línea.

50 Instantáneo de sobrecorriente 3

TS Bandera de sello (auxiliar)

PR Relevador protector de línea

CX Contacto auxiliar al cierre

52

Fig. No. .- Protección line pick-up para interruptor sencillo

La fig. 5 muestra un arreglo similar, excepto para ajustes de pick-up de arriba de la corriente máxima de

carga. En este arreglo, son utilizados relevadores de operación continua. También relevadores 27

supervisando el disparo del 50, que es usado para evitar el disparo sobre la corriente de carga.

50 Instantáneo de sobrecorriente 3

TS Bandera de sello (auxiliar)

PR Relevador protector de línea

CX Contacto auxiliar al cierre

52

50 Instantáneo de sobrecorriente 3

TS Bandera de sello (auxiliar)

PR Relevador protector de línea

CX Contacto auxiliar al cierre

52

CCBobina de cierre

52

TCBobina de disparo

CS Contacto de cierre

27 Instantáneo de voltaje 3

1 2 3

Fig. No. .- Line pick-up CX-50-27 para bus sencillo-interruptor sencillo, para ajuste bajo del pickup del

50, máxima carga.

La fig. 6 muestra un esquema con relevadores offset mho en relevadores de línea para proveer protección de

line pick-up. Un dispositivo CX similar a las figs. 4 y 5 se usa para puentear la unidad TU-3 de la tercera zona

y permitir un disparo directo por RM3 de 8 a 10 ciclos, después de que el circuito de cierre del interruptor ha

sido energizado. Y con los otros esquemas no direccionales de line pick-up es posible disparar para fallas

externas de la función de disparo si la falla está presente al tiempo de cierre del interruptor.

CX Contacto auxiliar de cierre

21

RM3Unidad de distancia MHO offset 3

21X Relevador de tiempo de CD

50 Detector de fallas de sobrecorriente

TSI Bandera de sello

52

TCBobina de disparo

52

CCBobina de cierre

52a Contacto auxiliar

CS Interruptor de control

Fig. No. 6.- Protección de line pick-up para bus sencillo-interruptor sencillo utilizando unidades mho offset.

DOBLE BUS- DOBLE INTERRUPTOR

La fig. 7 muestra un esquema de line pick-up de un CX-50 para corrientes de falla arriba de la máxima de

carga. Este esquema es similar al mostrado en la fig. 4, excepto que el 50 es conectado a la suma de los TC’s

de ambos interruptores conectados a la línea. También dos relevadores CX son utilizados para supervisar el

50 y el circuito de disparo (uno para cada interruptor). El line pick-up del CX-50-27 supervisada por voltaje

es similar a la fig. 5, también puede ser utilizado en arreglo de doble interruptor o adicionando un segundo

CX y utilizando la suma para el 50 CT como se muestra en la fig. 7. El 21P offset mho line pick-up mostrado

en la fig. 6 puede ser adaptado similarmente al doble bus-doble interruptor.

Fig. 7.- Esquema de line pick-up para el arreglo de doble barra-doble interruptor.

ARREGLO DE INTERRUPTOR Y MEDIO

La fig. 8 muestra un esquema CX-50 ara corrientes de falla arriba de la corriente de carga. Este es similar al

esquema mostrado en la fig. 7 para doble bus-doble interruptor, excepto que el circuito de disparo del

interruptor medio puede ser operado por el dispositivo 50 asociado con cada línea adyacente. Este provee una

flexibilidad necesaria para la operación de cada bus, que limita el disparo al interruptor que va a ser cerrado.

Se requiere un CX por cada interruptor.

La supervisión de voltaje puede aplicarse, requiriéndose para esto un ajuste del 50 debajo de la carga y

poniendo un 27 por cada línea y conectando el contacto “b” en serie con el 50 en cada interruptor. Un

relevador 50 de operación continua será necesario. El CX-21P con offset mho puede ser aplicado en arreglo

de interruptor y medio.

ESQUEMA PARA EL INTERRUPTOR 1

CX Contacto auxiliar de cierre

50 Sobrecorriente instantáneo 3

TS Bandera auxiliar de sello

94 Relevador protector de la línea

CS Interruptor de control

52

CX Contacto auxiliar de cierre

50 Sobrecorriente instantáneo 3

TS Bandera auxiliar de sello

94 Relevador protector de la línea

CS Interruptor de control

52

TCBobina de disparo

52

CCBobina de cierre

ESQUEMA PARA EL INTERRUPTOR 2

ESQUEMA PARA EL INTERRUPTOR 3

Fig. No. 8.- Esquema line pick-up para el arreglo de interruptor y medio.

ARREGLO DE BUS EN ANILLO

Este arreglo, es el comúnmente usado en las subestaciones de gran relevancia. La fig. 9 muestra el esquema

de line pick-up CX-50 para un bus en anillo con ajustes del 50 por arriba de la máxima corriente de carga.

Este es manejado en un “par interruptor”, es básico que el 50 en ambas terminales sea habilitado por el

auxiliar CX de cada interruptor. Esto requiere de un CX por cada interruptor y un 50 por cada línea.

Ciertas aplicaciones requieren 50’s más sensibles, ajustados arriba de la corriente de carga, estos cubiertos por

un CX-50-27 mostrado en la fig. 10. Este es similar a la fig. 9 excepto por la adición de un 27 por cada línea

supervisado por un 50.

El siguiente esquema de control es mostrado para el interruptor No. 2, sin embargo todos los demás son

iguales.

Lo anteriormente descrito está explicado para el funcionamiento con relevadores electromecánicos con la

única finalidad de mejorar la explicación y la comprensión de los diferentes esquemas que se pueden

presentar para diferentes arreglos de buses e interruptores.

Con la aparición de los relevadores digitales, y las grandes ventajas que estos ofrecen, la implementación de

la protección line pick-up actualmente es mucho más sencilla, ya que la habilidad del relevador de

proporcionar al usuario distintos elementos de protección y la posibilidad programar estos elementos según

cada necesidad, ha facilitado el trabajo del ingeniero de protección en gran medida. Como ejemplo de esto

último veremos la aplicación de line pick-up en el relevador SEL-321.

El primer paso es decidir si se habilitará la función de line pick-up o no. Una vez decidido si se utilizará (que

es la mayoría de los casos) se selecciona el método para la evaluación de cierre sobre falla. Cada una de las

opciones presenta ventajas y desventajas que no es motivo de este escrito discutirlas. Como se puede ver en la

siguiente figura, la habilitación de la función puede hacerse ya sea con la señal de cierre hacia el interruptor o

con la posición de contactos del interruptor.

SUPERVICION DE POTENCIALES

En las protecciones de distancia se tiene la aplicación de línea pick-up que sustituye la aplicación de acción

de memoria para proteger las líneas de transmisión al cierre esto, al tener abierta la línea en ambos extremos

el relevador no tiene una referencia de voltaje para operar como una protección de distancia porque tarda unos

ciclos en llevar su análisis después de llegar los potenciales o en el caso de una falla franca a tierra el voltaje

se aproxima acero se habilitan los sobrecorrientes a un valor superior ala corriente de carga para evitar que

opere con una corriente de carga o se ajusta a un valor de corriente con una falla al final de la línea .

En la protección de sobrecorriente línea pick-up se tiene la problemática de ajustes en la sensibilidad del

relevador 50 como puede observase en la figura 1 y 2 no habrá un disparo en falso para el interruptor 1 para

el cierre del mismo sin falla debido al ajuste del 50, si éste es ajustado arriba de la corriente de carga. Pero,

cuando el otro extremo de la línea es cerrado, el 50 puede obtener su pick-up con el flujo de carga si el pick-

up de ajuste es bajo. Esto se puede evitar si los 50´s son usados con voltaje de línea CA, supervisando sobre

la protección línea pick-up a ambas terminales como se muestra en la figura 1 si la terminal # 1 es cerrada,

no hay voltaje en la línea y los contactos del relevador de voltaje de voltaje están cerrados habilitando el 50

de la línea pick-up a través del relevador cx. Pero, debido a que no hay carga presente, la sensibilidad del 50

no opera para la línea sana. Antes de que el interruptor sea cerrado, el relevador de voltaje en la terminal #2

operará previniendo la operación del 50 para flujo de carga cuando el interruptor #2 sea cerrado.

La mayoría de los esquemas piloto de comparación direccional o protección de distancia de respaldo puede o

no requerir antes de la protección línea pick-up debajo de la corriente de carga, de aquí que la supervisión de

voltaje se hace necesaria debido a que para fallas trifásicas la corriente siempre viene arriba de la corriente de

carga. Pero, no deben tomar consideraciones diferentes en el uso de sobrecorrientes muy sensibles en

conjunto con esquemas permisorios o canales de carrier utilizando desplazamiento de frecuencia en equipo

auditono. El 50 algunas veces es ajustado para ver fallas al final de la línea, de aquí que en una falla en este

punto la señal de canal puede atenuar y la frecuencia de disparo de los relevadores piloto cuando el

interruptor es cerrado para falla remota. Para evitar la necesidad de retardar la supervisión de voltaje que

permite disparar sobre fallas al final de la línea, habilitará el 50 de la línea pick-up disparando cualquiera de

los interruptores que se cierren para una falla con canal muerto.

Para cualquier aplicación de línea pick-up se requieren ajustes de sobrecorriente de debajo de la máxima

corriente de carga, pueden seleccionarse relevadores de sobrecorriente para operación continua en la posición

de pick-up.

OPERACIÓN DE RELEVADORES ANTE OSILACION

Las oscilaciones de potencia son ondas tales como aquellas que se tienen después de la eliminación de un

cortocircuito, o bien aquellas que resultan de la conexión de un generador a su sistema en un sistema en que

los dos están fuera de fase. La característica de una oscilación de potencia es la misma que la que se produce

en las primeras etapas de la perdida de sincronismo, y de aquí que la característica de pérdida de sincronismo

pueda describir ambos fenómenos.

Considérese el diagrama unifilar de la figura 1 donde demuestra una sección de línea de transmisión con

fuentes de generación más allá de cualquier extremo de la sección de la línea. Igual que para los estudios de

cortocircuitos, la práctica es, cuando es posible, representar el sistema por su equivalente de dos generadores.

Se indica la localización de un relevador cuya respuesta a la pérdida de sincronismo entre las dos fuentes de

generación será objeto de estudio. Cada fuente de generación puede ser un generador real o un generador

equivalente que representa un grupo de generadores que permanecen en sincronismo. Si los generadores

dentro del mismo grupo pierden el sincronismo entre sí, no puede utilizarse esta simplificación del problema,

y puede ser necesario un estudio del analizador de redes para proporcionar los datos deseados. Se desprecian

los efectos de la capacidad electrostática en derivación y los de las cargas en derivación.

Figura 1.

Ubicación del relevador

BA

Figura 2

ZLZa

Eb

Zb

Ea

Ubicación del relevador

V

I

X

PRINCIPIOS BASICOS DE FUNCIONAMIENTO DE LOS RELEVADROES ESTATICOS DE

DISTANCIA

Los relevadores estáticos de distancia utilizan básicamente los mismos principios de funcionamiento que los

relevadores electromecánicos.

La diferencia principal radica en la forma en que son manipuladas las cantidades de entrada a los circuitos de

medición.

En la fig. 1 se ilustran las cantidades que recibe el relevador.

Fig. No. 1 Cantidades recibidas por el relevador

1. La corriente de entrada, I, alimenta a una impedancia réplica (transactor) que determina el alcance y el

ángulo de máximo alcance de la función.

2. El voltaje de salida del transactor Vt = I Zt, que representa el alcance del relevador. Es el producto de la

corriente de falla por la impedancia del alcance eléctrico, llamada también impedancia de transferencia.

3. El voltaje V = I Zf es el voltaje de polarización y es el producto de la corriente de falla por la impedancia

que hay entre la localización del relevador y el punto de falla (Zf); en algunos casos se representa como

Vp (P de polarización); o simplemente “V”.

La diferencia vectorial entre el voltaje que representa el alcance del relevador ( I Z ), y el voltaje de

polarización ( V ) sería el voltaje de operación :

Vop = I Z – V

El voltaje de polarización, V, es el vector de referencia con el que se compara el voltaje de operación (I Z –

V); ver figura No. 2.

El relevador mide el ángulo entre el vector voltaje de operación ( I Z – V) y el vector voltaje de polarización

(V ó Vp), es decir, estos dos voltajes alimentan a un circuito comparador de ángulo de fase como se muestra

en la figura No. 3.

FIGURA No 2

FIGURA No 3

Se observa que el voltaje de entrada, V, se utiliza tanto para la retención de la señal de operación como para la

señal de polarización.

Estos dos fasores, el voltaje de operación (I Z – V) y el de polarización (V), son procesados en un

amplificador de onda cuadrada antes de alimentar al comparador, según se muestra en la figura No. 4

Figura No. 4 Amplificador de onda cuadrada

Los bloques de salida de estos amplificadores de onda cuadrada alimentan a dos circuitos comparadores

(AND), uno para medios ciclos positivos y otro para medios ciclos negativos, según se muestra en la figura

No. 5

Figura No. 5 Circuitos comparadores AND

Estos comparadores, AND + y AND -, miden la COINCIDENCIA de los bloques positivos y negativos fig.

No. 6

Para cualquier ángulo B de defasamiento entre los dos voltajes, la coincidencia entre ellos es igual a (180 –

B), según se aprecia en la fig. No. 2.

Cuando hay coincidencia entre los voltajes de operación y de polarización, el circuito AND proporcionará una

entrada al temporizador, tanto en los medios ciclos positivos como en los medios ciclos negativos (ver fig. 6).

Si el tiempo de coincidencia es mayor que el ajuste de tiempo de operación (pickup) del temporizador, la

función producirá salida (ver fig. 6).

Fig. No. 6 Coincidencia y salida de la función

Este temporizador es el que define la forma de la característica de la función de distancia, y por eso se le

llama temporizador de la característica, o temporizador característico.

De aquí podemos deducir que la forma de la característica de la función de distancia quedará determinada por

el ajuste del pickup del temporizador de la característica.

Esta característica y los vectores que la generan, se representan en el diagrama IR – IX de la figura No. 7.

Figura No. 7

Como el ajuste del temporizador característico se expresa en milisegundos, es más conveniente expresar el

ángulo de coincidencia entre los voltajes de operación y de polarización en milisegundos, más que en grados.

Para ello, es suficiente recordar que 1 ciclo representa 360° y también 16.667 mSeg. A la base de 60 Hz, o

sea:

Es decir, dividiendo el ángulo de coincidencia expresado en grados entre 21.6, obtendremos el ángulo

expresado en milisegundos.

16.667

360= 21.6

Con esto en mente y recordando que el ángulo de coincidencia entre los voltajes es (180 - B), en donde B es el

ángulo mostrado en la fig. 2. y también ahora en la fig. 7, podremos determinar fácilmente las formas que

adoptará la característica de la función de distancia al variarse el “pickup” del temporizador característico.

La característica circular (mho) se generará cuando B = 90° (fig. 7), es decir cuando la coincidencia entre los

voltajes de operación y polarización sea igual a 90°, ya que 180 – B = 90°.

Estos 90° corresponden a 4.167 mSeg. (90 / 21.6).

Es decir, si el pickup del temporizador característico (fig. 6) se ajusta a 4.167 mSeg., se generará una

característica circular (mho).

Si el ángulo B es menor de 90° (fig. 7), la coincidencia entre los dos fasores (operación y polarización),

ocurrirá a ángulos mayores de 90°, por que 180 – B > 90° y que corresponde a tiempos mayores de 4.167

mSeg.

O sea, si el “pickup” del temporizador característico (fig. 6) se ajusta a voleres mayores de 4.167 mSeg, se

generará una característica lenticular (fig. 7).

Si el ángulo B es mayor de 90° (fig. 7), la coincidencia entre los dos fasores (operación y polarización)

ocurrirá para los ángulos menores de 90° porque 180 – B < 90°, que corresponde a tiempos menores de 4.167

mSeg.

Así el tiempo del temporizador característico (fig. 6) se ajusta a v valores menores de 4.167 mSeg., se

generará una característica “mho expandida” o “tomate” (fig. 7).

Se puede concluir diciendo que siempre que el tiempo de coincidencia será igual ó mayor que el ajuste del

“pickup” del temporizador característico, la falla es interna, si es menor, la falla es externa.

Y también, no importa el ángulo que haya entre V e I (parte superior de la fig. 7) para la operación de la

función; es el ángulo entre Vop (voltaje de operación) y Vpol (voltaje de polarización), “la coincidencia”, lo

que determina si la función opera o no.

Podemos analizar ahora dos condiciones “extremas” que se le pueden presentar al relevador estático de

distancia, para esto nos referiremos a la fig. No 8, que ilustra la característica mho de un relevador estático de

distancia de fase (fases A – B).

VOP = IZR - VAB

I = IA - IB

IZF = VABIZR

0.5 CICLOS

Fig. No. 8 Característica

Mho de un relevador estático de

distancia de fases (A- B)

1. Si ocurre una falla entre las fases A y B, sin resistencia de arco, dentro del alcance del relevador,

y si el ángulo de la impedancia réplica Zr, es igual al ángulo de la línea, entonces el voltaje de

operación (Vop) estará en fase con el voltaje de polarización (VAB), lo cual representa una

coincidencia de 180° entre estos voltajes, y la entrada al temporizador característico será una

cadena de bloques de casi medio ciclo de duración, o sea, de 8.33 mSeg. (180 / 21.6), según se

ilustra en la fig. No. 9.

Fig. No. 9 Cadena de bloques de ½ ciclo.

Esto producirá salida de disparo, si hay resistencia de arco, Vop no estará totalmente en fase con

VAB y la coincidencia de los bloques será menor de 8.33 mSeg.

2. Para condiciones en las que no hay circulación de corriente de carga ni de falla, el voltaje de

operación (Vop), estará desfasado 180! Del voltaje de polarización (Vpol), porque Vop = - VAB y

Vpol = VAB (fig. 8), lo que representa una coincidencia de 0° entre estos voltajes, y por

consiguiente no habrá bloques de entrada al temporizador característico.

V

I ZT - V

I ZT

V I ZT

I ZT - V

V

I ZT - V

I ZT

En la fig. 9ª se ilustran de izquierda a derecha, tres condiciones de falla para un relevador con

característica mho (temporizador característico ajustado a 4.167 mSeg. de pickup).

a. Falla externa:

B > 90°, por lo que el ángulo de coincidencia (180 - B) es menor de 90° (4.167 mSeg) y no hay operación

de la función.

b. Falla en el punto de balance:

B = 90° y el ángulo de coincidencia (180 – B) es igual a 90° (4.167 mSeg), el relevador comienza a

operar.

c. Falla interna:

B < 90°, así que el ángulo de coincidencia (180 – B) es mayor de 90° (4.167 mSeg), hay operación de la

función.

Fig. No. 9 A Condiciones de falla para un relevador con característica MHO

CARACTERISTICA DINAMICA

Hasta ahora se ha visto como se genera la característica del relevador estático de distancia en estado estable,

es decir, la característica que pasa por el origen.

VOP = (IA - IB ) ZR -VAB

VPOL = VAB

Sin embargo, el diseño de estos relevadores utiliza un circuito de memoria en el circuito de polarización, para

“recordar” el voltaje de prefalla durante el tiempo suficiente para poder tomar la decisión de si la falla ocurrió

enfrente o detrás del relevador (fallas severas cercanas a la localización del relevador). Ver Fig. 10.

Fig. No. 10 Circuito de polarización con el circuito de memoria.

Básicamente, el circuito de memoria consiste de un filtro sintonizado a la frecuencia del sistema.

TEMPORIZADOR DE LA CARACTERÍSTICA

La forma de la característica de las funciones estáticas de distancia está determinada por el ajuste del tiempo

de operación (pickup) del temporizador estático.

Este temporizador es del tipo “integrador” y tiene un pickup transitorio y otro en estado estable (Fig. 13).

Fig. 13 Temporizador de la característica.

Básicamente, un temporizador integrador es aquel en el que al desaparecer la señal de entrada que lo hizo

operar, su circuito de entrada no se repone inmediatamente, sino que le toma un cierto tiempo que dependerá

del diseño del circuito; es decir, si la señal de entrada se reestablece antes de que se haya repuesto

completamente el circuito de entrada, el temporizador producirá salida más rápidamente de lo que se espera

en un temporizador que no sea integrador.

En la figura 13, el tiempo de operación transitoria “a” se refiere a la mínima duración que debe tener el primer

bloque de entrada para que opere el temporizador.

Este, entonces, se mantendrá operando si los bloques subsiguientes tienen una duración igual o mayor que el

tiempo de operación en estado estable “b”, y si la separación entre ellos es menor que el tiempo de reposición

(5 mSeg. en el caso de la fig. 13).

Si la duración del primer bloque es menor que el tiempo de operación transitoria “a” del temporizador,

entonces la función solo producirá salida si los bloques siguientes tienen una duración igual al tiempo de

operación en estado estable ”b” del temporizador y si la separación entre bloques es meno que el tiempo de

reposición del temporizador (fig. 13).

Esta operación transitoria y en estado estable del temporizador tiene por objeto aumente la seguridad para

fallas que ocurran en el sentido contrario de disparo y durante los transitorios que se generan al librarse una

falla.

Principios básicos del funcionamiento del relevador digital de distancia:

El relevador digital de distancia utiliza básicamente el mismo principio de funcionamiento del

relevador estático de distancia. La diferencia principal radica en la forma como son manipuladas las

cantidades de entrada a los circuitos de medición. En la figura se muestran las cantidades que va a recibir el

relevador.

1.- la corriente de falla I , se alimenta a una impedancia réplica que determina el alcance ( Z% )y el

ángulo de par máximo (MTA) de la función.

2.- el voltaje de salida de la impedancia réplica VR, que representa el alcance del relevador, se

representa como IZR, o simplemente IZ, y es el producto de la corriente de falla por el valor de la impedancia

réplica.

3.- el voltaje de falla que se le presenta al relevador V = IZF es el voltaje de polarización, y es

producto de la corriente de falla I, por la impedancia que hay entre la falla y la localización del relevador ZF,

y se representa simplemente como V.

La diferencia vectorial entre el voltaje que representa el alcance del relevador ( IZ ) y el voltaje de

polarización ( V ) es el voltaje diferencial V = IZ – V.

El voltaje de polarización V, es el vector de referencia con el que se compara el voltaje diferencial V.

El relevador mide el ángulo de defasamiento entre el voltaje diferencial V, y el de referencia V.

Este proceso de medición del defasamiento entre los dos voltajes se efectúa computando el producto

punto de ambos fasores.

Entiéndase por producto punto de dos fasores A y B, el siguiente:

A X B =A B cos =

|En donde es el ángulo entre los vectores A y B.

En nuestro caso, el producto punto entre ambos vectores ( voltajes ) será :

T =V V cos

Ahora observemos las figuras a), b) y c)

El relevador de distancia tipo SEL 121F, tiene una característica de operación tipo MHO, como las

mostradas en las figuras anteriores.

Cómo lo que manipula el relevador son voltajes, estos y su característica de operación se representa en el

diagrama IR-IX ahora bien:

Para fallas externas fig.a ), el ángulo es obtuso y el producto punto T , es negativo ; si la falla ocurre en

el punto de balance fig b) , el ángulo es 90 y el producto punto es cero .Si la falla es interna fig c) , el

ángulo es agudo y el producto punto es positivo . O sea que en resumidas cuentas tenemos lo siguiente:

1.- Si el producto punto es positivo, la impedancia de falla está dentro del círculo (falla interna, dentro de

la característica de operación)

2.- Si el producto es negativo, la impedancia de falla está fuera del círculo (falla externa, fuera de la

característica de operación)

3.-Si el producto punto son cero, la impedancia de falla está en el punto de balance, es decir, en la frontera

de la característica de operación.

Las cantidades que procesa el relevador son: voltajes de fase a fase y corrientes “delta” de las fases

asociadas a cada uno de los tres tipos de fallas entre fases. Voltajes de fase a neutro y corrientes de fase

compensada residualmente, para cada uno de los tres tipos de fallas a tierra.

De manera que la detección de las impedancias de falla se efectúa por medio de los algoritmos

convencionales que se han venido manejando desde 1931 y son:

I.- Detección de fallas entre dos fases (con ó sin involucrar tierra)

Fases Falladas: Impedancia Medida:

AB ó ABG Z1 = VAB / IAB

BC ó BCG Z1 = VBC / IBC

CA ó CAG Z1 = VCA / ICA

II.- Detección de fallas de una fase a tierra.

Fase Fallada: Impedancia Medida:

AG Z1 = VA / ( IA+K*IR )

BG Z1 = VB / ( IB+K*IR ) En las que K =( Z0 – Z1 ) / 3Z1

CG Z1 = VC / ( IC+K*IR )

III.- Detección de fallas trifásicas.

Se aplican cualquiera de las expresiones anteriores.

En cada caso, el algoritmo del relevador digital de distancia tipo MHO determina el voltaje diferencial V

= ( IZ – V ) y lo compara con el voltaje de falla según se mencionó anteriormente .

El relevador digital de distancia tiene por consiguiente tres elementos de fase y tres de neutro y los seis

voltajes diferenciales que maneja son los siguientes.

1. VAB = ( IA –IB )( ZR ) – VAB

2. VBC = ( IB –IC )( ZR ) – VBC

3. VCA = ( IC –IA )( ZR ) – VCA

4. VA = ( IA + K*IR )( ZR ) – VA

5. VB = ( IB + K*IR )( ZR ) – VB

6. VC = ( IC + K*IR )( ZR ) – VC

Estos voltajes diferenciales en combinación con sus respectivos voltajes de polarización generan la

característica del relevador digital de distancia, de aquél que podríamos llamar “convencional”, cuya

característica pasa por el origen del Diagrama

EL RELEVADOR DIGITAL DE DISTANCIA:

En el relevador digital de distancia se procesan linealmente las tensiones y las corrientes de entrada

con el propósito de eliminar las componentes indeseables y así poder llevar a cabo las funciones de la

protección.

El principio en que se basa el funcionamiento del relevador digital de distancia, es la utilización de las

componentes senoidales en estado permanente de las señales de entrada.

Este objetivo de extraer las cantidades fasoriales requiere de un doble proceso de filtraje, para

garantizar que tales parámetros no sean afectados por los fenómenos transitorios.

Un método simple pero efectivo es mediante la combinación de filtros analógicos y digitales: los

primeros serán para eliminar todas las componentes de alta frecuencia ( low-pass filters ) , y los segundos,

para eliminar la componente de C.D. ( digital filters ) de la falla , introducida por la lógica analógica .

Una vez que se haya realizado la operación de filtraje, los algoritmos que maneja el relevador, se

ejecutan de acuerdo a su diseño, tensiones entre fases y corrientes “delta” detectarán cada uno de los tres tipos

de fallas entres fases; y las tensiones de fase a neutro y corrientes de fase compensadas residualmente,

detectarán los tres tipos de fallas a tierra, en total doce algoritmos de distancia.

Es gracias a este filtraje, mencionado anteriormente, de las señales de corriente y tensión que se

alimentan al relevador, lo que hace posible desarrollar y elaborar reportes de eventos y de oscilografia. Los

valores de corriente y de tensión son procesados consecutivamente por algoritmos del relevador de distancia.

LA LOCALIZACIÓN DE LA FALLA:

Los algoritmos que utiliza de distancia que utiliza el relevador de distancia, siguen a pesar del filtraje

de las señales de entrada, siendo vulnerables a la resistencia de falla, la resistividad del terreno, la resistencia

de la fase de las torres, etc.

El saber la localización precisa de las fallas, especialmente las permanentes, ofrece grandes ventajas

para la operación de los sistemas de potencia y es de gran importancia para el análisis de los esquemas de

protección.

Algunos ejemplos lo pondrán de manifiesto:

a) Se han descubierto errores en el cálculo de la impedancia de secuencia positiva de la línea de

transmisión, debido a consideraciones equivocadas en el espaciamiento entre los conductores. lo

cual fue significativo para el ajuste correcto de la protección.

b) Sí al ocurrir una falla en la línea de transmisión , se cuenta con los reportes de eventos

correspondientes a los relevadores situados en ambos extremos de la línea , podrán verificarse las

constantes de ésta , sobre todo en lo que atañe a la impedancia de secuencia cero de la línea .Al

haber estimado un valor de la resistividad del terreno.

c) Cualquier falla dentro del 80 % del primer tramo de línea, deberá ser detectada por la Zona 1. Sí

esta falla fue con alta resistencia de arco, la impedancia aparente a la falla, medida por el

relevador puede caer fuera de sus característica de operación ( si se trata de un relevador con

característica tipo MHO ) de la Zona 1y aún así estar dentro de las características de Zona 2 y

Zona 3 . Sí para localizar la falla contamos con algoritmos apropiados inmunes a la resistencia de

arco, determinaremos con precisión la distancia real a ésta, de tal suerte que así podremos

discernir si la falla ocurrió realmente dentro de la Zona 1ó más allá de ésta.

d) En una secuencia de apertura – cierre – apertura del interruptor, generalmente (aunque no

siempre), es la misma falla la responsable de las dos aperturas.

Aquí también, si disponemos de un algoritmo idóneo, será fácil determinar si realmente se trato de dos

fallas diferentes ó fue la misma.

RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE

Como es sabido, existe una gran cantidad de relevadores de protección, la mayoría de estos cumplen

funciones de protección primaria; pero para protección de respaldo la utilización de relevadores de

sobrecorriente direccionales y no direccionales es generalizado en los sistemas de potencia,

tanto en alimentadores de distribución en donde por lo general se utiliza como única protección, pero en las

centrales generadoras y subestaciones de transmisión se utiliza como protección de respaldo para

transformadores y líneas de transmisión. Esto debido a sus características de simplicidad, seguridad y

confiabilidad.

Para su adecuada aplicación se requiere tomar lo siguiente:

- Tipo de relevador

- Tipo de curva y tiempo de operación

- Rango de ajuste de corriente de arranque

- Necesidades de mantenimiento

Por su característica de funcionamiento se clasifica en :

- Relevadores de sobrecorriente instantánea (50)

- Relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso (51)

Protección 50FI o 50BF

El compromiso básico de la protección de falla de interruptor, es proveer un medio de protección de respaldo

para abrir los interruptores en zonas adyacentes para liberar una falla en la zona primaria, cuando el

interruptor primario falla al momento de abrir bajo alguna condición de falla.

La falla del interruptor, al momento de abrir bajo condición de falla, puede ser el resultado de las siguientes

condiciones:

Pérdida de la alimentación de los circuitos de control.

Falla de la protección o control asociados.

Falla en el mecanismo del interruptor.

Interrupción primaria insatisfactoria.

Se puede pensar que para respaldo de este tipos de falla existe la operación de de zona 2 y hasta zona 3 de los

relevadores de distancia de los extremos adyacentes a la subestación, sin embargo basta con analizar los

tiempos de operación de las protecciones de distancia, en zonas 2 y 3 para decidir que la mejor manera de

respaldar estas fallas es con la protección de falla de interruptor, que por lo general de ajusta en 130 mS.

Fig. No. 1 Respaldo proporcionado por la protección de distancia instalada en la terminal A para una

falla en el tramo de línea C-D.

La siguiente figura representa el tiempo de coordinación de un esquema de 50FI. En ella se pueden observar

los siguientes tiempos que se describen a continuación:

TPR = Tiempo de operación de la protección = 15 mS

TBI = Tiempo de apertura del interruptor = 80 mS

TBFI = Tiempo de iniciación de 50BF = 10 mS

TBFT = Tiempo de ajuste al 50FI = 125 mS

TDT = Tiempo de drop-out del timer 50BF = 10 mS

TBFD = Tiempo de salida de disparo del 50FI al expirar el timer = 4 mS

T86 = Tiempo de salida del relé auxiliar 86 FI = 4 mS

TBBIT = Tiempo de interrupción de interruptores de respaldo = 80 mS

Tiempo normal de clareo = 95 mS

Tiempo de margen = TPR + TBFI + TBFT – (TPR + TBI + TDT)

= TBFI + TBFT – TBI – TDT = 10 + 125 -80 -10

= 45 mS

Tiempo total de clareo de la falla = TPR + TBFI + TBFT + TBFD + T86 + TBBIT

= 15 + 10 +125 + 4 + 4 + 80

= 238 mS

Que resulta ser un tiempo menor que el de zona 2 de la protección de distancia.

Fig. No 2 Coordinación de tiempo de 50FI

El esquema básico de un 50FI consta de un elemento de sobrecorriente y una entrad en la que se le indique al

relevador que ha ocurrido un disparo por otra protección, esta protección puede ser el mismo relé de distancia

instalado en la misma terminal y/o cualquier otro relevador que opere bajo condiciones de falla para librarla.

La siguiente figura ilustra como se combinan estas dos entradas en una compuerta AND y un timer para

lograr el funcionamiento del esquema.

Fig. No. 3 Combinación de elementos para lograr un 50FI básico

El uso del timer en el esquema anterior es con la finalidad de proporcionar un margen de seguridad al

esquema, esto debido a que la operación del 50FI por lo general se alambra a un relevador de reset eléctrico

que a su vez envía la orden de apertura a todos los interruptores conectados en ese momento a la barra en la

que se encuentra conectado el interruptor fallado, esto con el fin de poder liberar de manera completa la falla.

Una variación del esquema de 50FI proporciona un segundo intento de disparo, llamado redisparo, al

interruptor fallado. Este redisparo puede ser de forma instantánea o en algunas ocasiones es posible retardar

su operación por algún timer. La siguiente figura representa esta idea.

Fig. 4 Arreglo básico de un esquema de 50FI con redisparo.

Al igual que la mayoría de los relevadores se ha evolucionado desde la utilización de relevadores

electromecánicos hasta la utilización de relevadores digitales, pasando por los relevadores estáticos.

La siguiente figura representa un esquema de falla de interruptor, hecho con relevadores electromecánicos.

Fig. 5 Esquema 50FI electromecánico.

Cuando se utiliza un esquema de 50FI electromecánico se tienen que tomar en cuenta las siguientes

limitaciones:

Tiempo de reset propio de los relevadores electromecánicos

Componente de CD residual en el secundario de los TC’s

Fig. 6 Corriente secundaria de los TC’s bajo condiciones de saturación.

La siguiente figura representa un esquema de protección de falla de interruptor estático.

Fig. 7 Esquema 50FI estático.

El uso de un esquema de 50FI estático reporta las siguientes ventajas en su desempeño:

Rápido reset del elemento de sobrecorriente (50FI)

Presenta inmunidad ante la componente de CD residual en los secundarios de los TC’s.

Tiempos de operación precisos.

Esquema completo en un solo relevador.

Un esquema logrado con relevadores digitales, obviamente reporta muchas más ventajas que los esquemas

mencionados con anterioridad

Programación total del relevador.

Capacidad de implementar diferentes lógicas de operación dependiendo de las configuraciones del

sistema.

Diferentes grupos de ajustes para diferentes condiciones del sistema.

Reporteador de eventos.

Análisis gráfico de la operación de las funciones del relevador incluyendo oscilografía.

Implementación de otras funciones de protección dentro del mismo relevador (por ejemplo 51, 67).

Un 50FI estático de amplio uso es, (o en algunas partes fue), el relevador modelo SBC23A (ó SBC23B) de la

marca General Electric, cuyos esquemas se muestran en las siguientes figuras. Nótese la opción de redisparo

incluida en estos dos esquemas, además como la alimentación principal al relevador está interrumpida por la

operación de los contactos de arranque de las protecciones respaldadas, esto quiere decir que no todo el

tiempo el relevador está alimentado con corriente directa.

Fig. 8 Esquema de 50FI modelo SBC23A de la marca General Electric.

Fig. 9 Esquema de 50FI modelo SBC23B de la marca General Electric

SUMARIO DE LA PROTECCION DE FALLA DE INTERRUPTOR

Respaldo para el interruptor primario en caso de falla del mismo, falla del control o del relevador de

protección.

Falla de interruptor local más selectiva y rápida.

Se aplica en una base de esquema por interruptor.

La aplicación del esquema de falla de interruptor provee un mejor margen de coordinación

(requerido para tiempos críticos de apertura).

CRITERIOS BASICOS DE AJUSTE

1. El ajuste de la unidad de sobrecorriente de fase, deberá seleccionarse tomando en cuenta la corriente

de carga máxima de la línea y la contribución de corriente de falla trifásica en el bus adyacente con

línea cerrada en ambos extremos, aplicando un factor de seguridad del 30 al 50%, que garantice su

arranque para fallas dentro de esta.

2. Para la unidad de sobrecorriente de neutro, solamente se toma en cuenta la contribución de falla a

tierra en el bus adyacente aplicando el mismo factor de seguridad que en el caso anterior.

3. En esquemas de interruptor y medio, deberá considerarse para el interruptor medio, el caso de mayor

sensibilidad.

4. Para interruptores asociados con unidades generadoras, dado que en algunos casos no existe

sobrecorriente se deberá implementar arranque por anomalías mecánicas.

5. El tiempo de operación deberá ajustarse aproximadamente a 110 mS.

6. Cuando se tenga disparo y recierre monopolar (DRM), la unidad de sobrecorriente residual deberá

bloquearse.

RELEVADOR DIFERENCIAL (87)

La mejor técnica de protección ahora y por más de 60 años es la conocida como protección diferencial. Aquí

las cantidades eléctricas entrando y saliendo a la zona o área protegida son comparadas vía transformadores

de corriente. Sí la resultante de todos los diferentes circuitos es esencialmente cero, es asumido que no existe

falla o problema alguno. Sin embargo, sí la resultante no es cero, un problema interno existe y la diferencia de

corriente puede operar los relevadores asociados. En general, las fallas internas proveen corriente significativa

de operación, incluso para fallas bastante ligeras.

La protección diferencial es universalmente aplicable a todas las partes del sistema de potencia: generadores,

motores, buses, transformadores, líneas, capacitores, reactores y algunas combinaciones de estos. Como la

protección de cada parte del sistema de potencia es discutido, invariablemente, la protección diferencial es la

primera consideración y a menudo es seleccionada como protección primaria.

El Principio Diferencial

Esta técnica fundamentalmente es ilustrada en la Figura RP 1a y por simplicidad solamente dos circuitos

hacia la zona de protección son mostrados. Múltiples circuitos pueden existir pero el principio es el mismo.

La suma de las corrientes entrando esencialmente es igual a la suma de las corrientes saliendo durante la

operación normal. El sistema diferencial de voltaje es similar pero no es tratado en este caso.

Para operación normal y (a través de la condición) de todas las fallas externas, las corrientes secundarias de la

Figura RP 1, en el relevador de protección es la diferencia de las corrientes de excitación de los

transformadores de corriente conectados diferencialmente. La distribución de corriente en por unidad es

mostrada. Por ejemplo, Ip es la corriente primaria en las líneas entrando o saliendo del área protegida. Ip-Ie es

la corriente secundaria en Amper y es igual a la corriente primaria dividida por la relación de transformación

de corriente menos la corriente secundaria de excitación. Incluso con exactamente la misma relación y tipo de

transformadores de corriente, la

RP5-11

Equipo

protegido

Relevador Iop

I

F1 I F2

IR' F2 I - Ie" = IR

Figura RP 3

ESQUEMA DIFERENCIAL DE CORRIENTE BASICO PARA

LA PROTECCION DE UNA ZONA CON DOS CIRCUITOS

Iop = I F1

+ I

F2

- ( Ie' + Ie" ) b. FALLA INTERNA

Equipo

protegido

Ip - Ie' = IR'

Ip

Relevador

a. CONDICIONES NORMALES Iop = ( Ie" - Ie' )

Ip - Ie' = IR'

Iop = Ie" - Ie'

Ip

corriente en el relevador Iop deberá ser pequeña pero nunca cero. Esto es por las pérdidas dentro del área

protegida y las pequeñas diferencias entre los mismos transformadores de corriente. Esto asume que el

transformador de corriente no satura significativamente a través de la máxima corriente de alterna simétrica.

Con diferentes transformadores de corriente y relaciones, grandes diferencias deberán existir las cuales deben

ser minimizadas y/o el arranque del relevador ajustado para no operar en cualquier otra condición.

Durante fallas externas el transitorio desempeño de varios transformadores de corriente resulta en el

incremento súbito de corriente y con la asociada componente de corriente directa puede producir corrientes

transitorias de operación bastante grandes. Así, ésta es la dificultad y lo impráctico de aplicar protección

instantánea. Relevadores con demora de tiempo pueden ser usados con cuidado. Para fallas internas, la Figura

RP 1b, muestra a la protección diferencial operando con corriente que esencialmente es la suma de corrientes

de entrada alimentando la falla. Esta es la corriente total de falla sobre una base de amperes secundarios.

Excepto para fallas internas muy ligeras, buena discriminación esta disponible para detectar problemas

(fallas) en la zona diferencial. Para que el relevador diferencial opere, no es necesario que todos los circuitos

proporcionen corriente de falla si los circuitos no son ninguna fuente de corriente a la falla.

Para proveer alta sensibilidad para fallas ligeras internas con alta seguridad (alta restricción) para fallas

externas, muchos relevadores diferenciales son del tipo de porcentaje diferencial. La Figura RP 2, es un

esquema simplificado de este tipo de relevadores de dos circuitos, como se mostró en la Figura RP 1. Los

secundarios de los transformadores de corriente son conectados a los devanados de restricción (R). Las

corrientes en éstos inhiben la operación. Asociados con estos devanados de restricción, están los devanados de

operación (OP). La corriente en estos devanados tiende a operar el relevador. Los relevadores diferenciales

pueden ser de porcentaje fijo o variable y las características típicas son ilustradas en la Figura RP 3. La

abscisa es la corriente de restricción.

RP5-12

OP Iop

R R

IR"

ò cero

R R

OP

Iop

Figura RP 4

RELEVADOR DIFERENCIAL DE PORCENTAJE

IR'

a. FALLAS EXTERNAS b. FALLAS INTERNAS

Esta puede de ser la pequeña corriente (I’’R) o la gran corriente (I’R), dependiendo de el diseño. La ordenada

es la corriente (IOP) requerida para operar el relevador. Los relevadores de porcentaje fijo existen entre 10-50

% y pueden o no tener taps para cambiar el porcentaje.

Así con una característica del 50%, una corriente a través o externa de 10 amperes deberá requerir de una

diferencia o corriente de operación de 5 amperes o más para que el relevador opere. Con un tipo del 10%, y

10 amperes de corriente circulando, 1 amper o mas de diferencia de corriente

deberá producir la operación del relevador.

Los tipos de porcentaje variable no tienen taps de porcentaje. A bajas corrientes fluyendo el porcentaje es

bajo, consecuentemente en estos niveles el desempeño del transformador de corriente es usualmente bastante

bueno. En altas corriente de falla fluyendo, donde el desempeño de los transformadores de corriente puede no

ser tan bueno, una característica de alto porcentaje es provista.

Esto da un incremento de sensibilidad con alta seguridad.

Es importante reconocer que tal característica como la mostrada en la Figura RP 3, aplica solamentepara fallas

externas o a través de un flujo de corriente. Los relevadores diferenciales son realmente sensibles a fallas

internas donde las corrientes en los devanados de restricción están en direcciones opuestas o una corriente de

restricción es cero, como en la Figura RP 2. Estos relevadores

son calibrados con corriente a través de un devanado de restricción y uno de operación sin corriente a través

de otro devanado(s) de restricción. Las corrientes típicas de arranque de relevadores diferenciales están en el

orden de 0.14 a 3.0 amperes dependiendo del tipo, tap y aplicación.

Como ha sido visto, el principio diferencial compara las salidas de los transformadores de corriente en todos

los circuitos dentro y fuera del área o zona protegida. Para equipos tal como generadores, buses,

transformadores, motores y así sucesivamente, los transformadores de corriente usualmente están todos dentro

de la misma área general, para que no sea también problemático interconectar sus secundarios con los

relevadores. Para aplicación en líneas donde las terminales y los transformadores de corriente están separados

por distancias considerables, no es posible prácticamente el uso de relevadores diferenciales como fue

descrito anteriormente. Todavía elprincipio de diferencial provee la mejor protección y es todavía

ampliamente usada.

Esto es cierto particularmente en altos voltajes. Un canal de comunicación tal como un hilo piloto, OPLAT,

microondas o fibra óptica, son usados para la información de comparación entre las diferentes terminales.

Figura RP 5

CARACTERISTICAS TIPICAS DE CORRIENTE

DE DIFERENTES TIPOS DE RELEVADORES

10 %

25 %

40 %

50 %

RESTRICCIONES

VARIABLES

CORRIENTE

DE OPERACION

Iop

CORRIENTE DE RESTRICCION I

R

Protección Diferencial de línea:

CAUSAS DE FALSA MEDICIÓN DE CORRIENTE DIFERENCIAL :

Corriente de carga capacitiva de la línea.

Cargas en derivación

Error de compensación de retraso de canal de comunicaciones

Tiempo de procesamiento de las señales de comunicaciones

Saturación de los TC´s ( decae la corriente y se recorre la fase )

No homogeneidad de impedancia del sistema.

Aplicaciones:

En líneas cortas

Ausencia de potenciales

Coordinación difícil

Líneas con compensación serie

Oscilaciones de potencia

Inversión de corrientes de falla

Líneas de tres terminales

Cargas en derivación

Líneas híbridas Aéreas - Subterráneas

Aplicables a todos los niveles de voltaje

Tolerante a saturación severa de TC´s

Aplicable en campo a líneas de dos ó tres terminales

Resumen:

Ideal para líneas con compensación serie

Incluyen coordinación para líneas en derivación

Admite ajustes para líneas con diferente relación de TC´s

Tiempo de operación menor a un ciclo

Disparo tripolar

Disparo monopolar

Canal digital ó de fibra óptica 56 / 64 KB

Protección de distancia

Relevador multifunción

Lógica de invasión de carga

RECIERE AUTOMATICO DE LINEAS DE TRANSMISION

INTRODUCCION

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

de las centrales atendidas y la confiabilidad creciente de los interruptores controlados en forma automática

aceleraron el interés y el uso del recierre automático para las primeras citaciones de emergencia. La política

partícular de cada área y los requerimientos el 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 la línea son de naturaleza temporal. En consecuencia, con el recierre automático en el sistema

de transmisión, generalmente se logran uno o más de los 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.

ANTECEDENTES HISTÓRICOS

En Estados Unidos, el recierre automático se aplicó por primera vez en forma limitada a principios de 1900 en

los circuitos de alimentador radial protegido por medio de fusibles y relevadores instantáneos contra

sobrecorriente. Estos esquemas restablecían el circuito dos o tres veces antes del bloqueo. La experiencia

obtenida indicó que existía de 73 a 88% de éxito en las acciones de primer recierre y cubrían tanto circuitos

radiales como en anillo, predominantemente al voltaje de distribución, pero también incluía hasta 154 kV.

En la década de los 30’s se introdujeron los relevadores de tiempo inverso con elementos de disparo

instantáneo, que auxiliaron en la coordinación con los esquemas de fusibles. En esta época, los esquemas de

recierre automático volvían a cerrar el circuito después de un retraso de tiempo preestablecido para la

deionización de la trayectoria del arco y la reposición del relevador, y proporcionaban un bloqueo si se

producía un segundo disparo en los 30seg siguientes al primer disparo. Estas primeras aplicaciones del

recierre automático, tenían como único objetivo la restauración del circuito para mantener la continuidad del

servicio.

A fines de la década de los treinta, la industria inició el desarrollo de los interruptores de potencia para

transmisión, con mecanismos de alta velocidad. Las altas velocidades de operación de estos interruptores

nuevos, permitieron la reducción del tiempo de eliminación, lo cual dio por resultado un recierre de alta

velocidad y una mejoría en la estabilidad del sistema. Asimismo, se iniciaron los estudios de probabilidad de

flameo en el aislador para determinar los tiempos mínimos de recierre, que aún permiten un tiempo suficiente

para la deionización del arco. En las primeras aplicaciones del recierre automático en líneas multiterminales,

se recerraba a alta velocidad el circuito en una terminal y si el recierre era exitoso, las terminales restantes se

recerraban con un retardo de tiempo, para completar todo el circuito. El recierre de disparos múltiples se

utilizaba y aún se usa predominantemente en líneas radiales, para propósitos de continuidad en el servicio.

Recientemente se ha incrementado la preocupación relacionada con las fallas de transformadores asociados

con el recierre de los alimentadores en las subestaciones de distribución y la posibilidad de exceder los límites

de esfuerzo en las flechas de los turbogeneradores. Es interesante observar que a principios de 1944 se analizó

en un documento sobre recierre monopolar, el problema del choque mecánico en las flechas de los

generadores durante el recierre y la eliminación de una falla. Los autores de dicho documento concluyeron

que el cálculo de los esfuerzos “puede recomendar el recierre monofásico, independientemente de los límites

de potencia transitoria”

Los interruptores de potencia, desde la década de los cuarenta hasta la fecha han sido mejorados en su diseño,

la velocidad del mecanismo y la confiabilidad de operación. Estas mejoras, así como, el desarrollo de los

relevadores de protección y la complejidad de los esquemas han dado por resultado las aplicaciones del

recierre de alta velocidad que se utiliza actualmente.

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.

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, menos

frecuentes son las fallas causadas por daños mecánicos de las líneas, como son ruptura de conductor,

conectores, aislamiento, etc.

En líneas de tensiones de 230 a 400 kV, por estadísticas, se puede observar que del 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, durante un tiempo determinado (tiempo de

polo muerto del recierre).

Por todas estas razones, se pensó en la aplicación de un 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.

VENTAJAS DE APLICACIÓN DEL DISPARO-RECIERRE MONPOLAR

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 de polo muerto del recierre, cuando ocurren fallas de una sola

fase a tierra. Así mismo, se ve incrementada la capacidad de transmisión a un mínimo costo.

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 problemas de estabilidad

mayores, 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 torque en los motores de inducción es proporcional al cuadrado del voltaje

de secuencia positiva aplicado a sus terminales. Existe torque de reserva, causado por los voltajes de

secuencia negativa, pero es despreciable. 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 torque del motor.

Comparado con el disparo-recierre tripolar, se observa una gran ventaja, puesto que en este cada operación

significa una interrupción total.