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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONALESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA

Y ELÉCTRICA

ESQUEMA DE TELEPROTECCIÓN PARA LA LÍNEA DETRANSMISIÓN 93C30 INSTALADA ENTRE LASSUBESTACIONES MAGDALENA Y SANTA CRUZ

ESTABLECIENDO LA COMUNICACIÓN DE EXTREMO AEXTREMO MEDIANTE MENSAJES GOOSE DE ACUERDO

A LO ESTIPULADO EN EL ESTÁNDAR DECOMUNICACIONES IEC 61850-Ed. 2

T E S I S

PARA OBTENER EL TÍTULO DE:

I N G E N I E R O E L E C T R I C I S T A

PRESENTAN:

ALVAREZ BUSTOS ABRAHAMRODRÍGUEZ CLAVEL MAX JOSHUA

ASESORES:

ING. ABRAHAM ROMERO BUGARÍNING. YEBRA MORÓN PEDRO

MÉXICO D.F. DICIEMBRE 2012

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INSTITUTO

POLITÉCNICO

NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR

DE INGFNIERÍA

MECÁNICA Y

ELECTRICA

UNIDAD

PROFESIONAL ADOLFO

LÓPEZ MATEOS

TEM

DE TES IS

QUE PARA

OBTENER EL TITULO

DE

POR LA

OPCIÓN

DE TITULACIÓN

DEBERA(N)DESARROLLAR

INGENIERO ELECTRICISTA

TESIS COLECTIVA Y EXAMEN ORAL JNOTVTOU L

AHRAHAM ALVAREZ BUSTOS

MAX

JOSHUA RODRÍGUEZ CLAVEL

ESQUEMA DE

TELEPROTECCIÓN

PARA LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN 93C30 INSTALADA

ENTRE

LAS SUBESTACIÓNES MAGDALENA Y SANTA CRUZ

ESTABLECIENDO

LA

COMUNICACIÓN DE

EXTREMO A EXTREMO MEDIANTE

MENSAJES

GOOSE DE ACUERDO A

LO

ESTIPULAUO EN

EL ESTÁNDAR

DE

COMlTNTC:ACIONES IEC 61850-ED.2.

OBJETIVO DEL

TEMA

PROPONER UN ESQUEMA DE TELEPROTECCIÓN BASADO EN LO ESTIPULADO EN EL ESTÁNDAR IEC 61850-

ED.2 Y L NORMA DE REFERENCIA NRF-041-2010 DE C.F.E., DONDE SE PROPONE QUE ESTE ESQUEMA

SEA APLICADO A LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN MAG-93C30-CRU.

PUNTOS A DESARROLLAR:

> INTRODUCCIÓN AL PROYECTO DE TELEPROTECCIÓN MEDIANTE MENSAJES GOOSE.

> PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

> DESCRIPCIÓN DE LOS ESQUEMAS DE DISPARO EN LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN .

>

APLICACIÓN DE LA COMUNICACIÓN CON MENSAJES GOOSE ENTRE SUBESTACIONES

>

DESCRIPCIÓN DEL ESTÁNDAR DE COMUNICACIÓN IEC 61850.

> ESTUDIO PROPUESTO DEL ESQUEMA DE TELEPROTECCIÓN DE LA LÍNEA MAG-93C30-CRU.

M

ING. ABRA AM

ROMERO

BUGARÍN

ING

JEF

MÉXICO D.F.,

A 9

NOVIEMBRE

DEL

2013.

SESORES

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Teleprotección IEC 61850 Ed. 2

Teleprotección Página 2

AGRADECIMIENTOS

Abraham Alvarez Bustos

Al finalizar un trabajo tan arduo y lleno de dificultades muestra inmediatamente quepara mí hubiese sido imposible sin la participación de personas e instituciones quehan facilitado las cosas para que este trabajo llegue a un feliz término. Por ello, es paramí un verdadero placer utilizar este espacio para expresarles mis agradecimientos.

A Dios, por haberme acompañado y guiado a lo largo de mi carrera, por ser mifortaleza en los momentos de debilidad y por brindarme una vida llena deaprendizajes, experiencias y sobre todo llena de felicidad al lado de mis seresqueridos.

A mi familia, que sin su apoyo, colaboración e inspiración habría sido imposible llevara cabo esta dura labor. A mis padres, Margarita y Abraham, por su ejemplo de lucha yhonestidad; a mi hermana Raquel por su alegría y compañía. A mi hermano Diego porsu apoyo y generosidad. Toda mi familia esta tesis es por ellos y para ellos.

Debo agradecer de manera especial y sincera al Ing. Abraham Romero por su apoyo yconfianza en mi trabajo y su capacidad para guiar el mismo con conocimiento.Agradezco también el haberme facilitado siempre los medios suficientes para llevar acabo todas las actividades propuestas durante el desarrollo de esta tesis.

Para aquellos amigos que han compartido conmigo los “ires y venires” en el plano personaldurante esta estancia en la licenciatura. En especial a mi buen amigo Max Joshua, conquien aún la conversación más ligera te deja algo provechoso, de quien siempre he recibido palabras de aliento, en las buenas y malas hemos estado juntos hermano.

Finalmente, debo agradecer al Instituto Politécnico Nacional por brindarme un lugar deestudio y enseñanza además de un conocimiento invaluable.

Max Joshua Rodríguez Clavel

A toda mi familia, muy en especial a Mama Y Papa, por haberme dado la vida y ser unejemplo a seguir, a mis hermanos Isis y Hussein por quererme, apoyarme en cada uno

de mis sueños y soportarme. Quiero además, reconocer el esfuerzo y la paciencia demi amigo y hermano Abraham ya que sin él hubiese estado perdido en muchassituaciones, con quien tuve la oportunidad de ver cristalizado este sueño.

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RESUMEN

En este trabajo se presenta una propuesta de un esquema de teleprotección basado enlo estipulado en el estándar IEC 61850 Ed. 2 y la norma de referencia NRF-041-2010

de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), donde se propone que este esquema seaaplicado a la línea de transmisión MAG-93C30-CRU de 230kV y una longitud de 3.7km,instalada entre las subestaciones de CFE Magdalena y Santa Cruz. Esta tesis sólo seenfocará a la teleprotección, describiendo la elección del esquema de transferencia dedisparo en base a una comparación entre los mismos, la elección del canal deteleprotección principal y de respaldo, además de mostrar las ventajas y desventajasde la implementación del esquema de teleprotección propuesto. Los relevadoresutilizados para la protección son de tipo UR de General Electric Multilin.

Primeramente se menciona la justificación del tema a desarrollar, el objetivo, losalcances y limitaciones, así como una pequeña introducción a esta tesis. Acontinuación se realiza una descripción de los conocimientos básicos para laprotección de una línea de transmisión, los estándares bajo los cuales CFE pornormatividad protege las líneas de transmisión mostrando cuales son los esquemasnormalizados de protección y de teleprotección de acuerdo a las característicaspropias de la línea. Además, se familiarizará al lector con las zonas de protección y elcómo interactúan en nuestro sistema, así como dar hincapié en la importancia de unesquema de protección distancia con comunicación piloto.

Para apreciar la importancia del canal de comunicación de la protección distancia, losesquemas de transferencia de disparo, también conocidos como esquemas piloto de

teleprotección, así como la justificación de la selección de un esquema de disparopermisivo transferido de sobrealcance (POTT) para la protección de la línea detransmisión. Una vez entendida esta importancia se describen los diversos canales decomunicación, sus ventajas y desventajas, así como una comparación entre los mismospara la selección del más conveniente según lo estipulado en esta tesis.

Esta tesis además contiene una pequeña reseña histórica del estándar, unadescripción a detalle del llamado bus de proceso y bus de estación, además de latopología de red que usa el estándar, así como los tipos de mensajes que se manejanen el mismo, para posteriormente describir claramente como se establece lacomunicación entre las subestaciones.

Para finalizar se describe a detalle el esquema de teleprotección propuesto, la línea detrasmisión a proteger, así como los resultados de la selección del esquema de disparoy el canal de comunicación además de las pruebas realizadas en el laboratorio y losresultados de las mismas.

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ÍNDICE1

INTRODUCCIÓN AL PROYECTO DE TELEPROTECCIÓN MEDIANTE MENSAJESGOOSE.............................................................................................................................................................. 8

1.1

Justificación de la implementación del Estándar IEC 61850 Ed. 2 .......... .......... ..... 8

1.2 Estado del Arte ........................................................................................................................ 10

1.3

Objetivo del proyecto ............................................................................................................ 11

1.4

Alcances y Limitaciones ....................................................................................................... 12

1.5 Estructura de la Tesis ........................................................................................................... 12

2

PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ...................................................................... 15

2.1

Introducción al conocimiento teórico ............................................................................ 15

2.2 Protección de líneas de Transmisión .............................................................................. 15

2.2.1

Esquemas Normalizados de Protección ................................................................ 15

2.2.2

Esquemas Normalizados de Teleprotección ....................................................... 18

2.2.3 Esquema de Protección Asumido ............................................................................ 30

2.2.4

PP1 Protección Diferencial (87L) ............................................................................ 30

2.2.5 PP2 Protección Distancia (21) .................................................................................. 36

3

III. ESQUEMAS DE TRANSFERENCIA DE DISPARO Y DISPARO PERMISIVOTRANSFERIDO DE SOBREALCANCE (POTT) ................................................................................ 50

3.1 Introducción a los Esquemas Piloto de Teleprotección .......................................... 50

3.2

Tipos de Esquemas Piloto de Teleprotección.............................................................. 52

3.2.1 Esquema de Disparo Directo Transferido de Bajo Alcance (DUTT) .......... 52

3.2.2

Esquema de Disparo Permisivo Transferido de Bajo Alcance (PUTT) ..... 55

3.2.3

Esquema de Disparo Permisivo Transferido de Sobre Alcance (POTT) .. 58

3.3 Alimentación Débil (Weak Infeed) .................................................................................. 62

4

COMUNICACIÓN ENTRE SUBESTACIONES .......................................................................... 65

4.1 Introducción a las Comunicaciones entre Subestaciones ........... .......... ........... ....... 65

4.2 Tipos de Canales de Comunicación ................................................................................. 66

4.2.1

Hilos Piloto (Cables) ..................................................................................................... 66

4.2.2

Ondas Portadoras en Líneas de Alta Tensión (OPLAT) .................................. 68

4.2.3 Canales de Radio de Alta Frecuencia (Micro Onda) ......................................... 72

4.2.4

Fibra Óptica (F.O.) ......................................................................................................... 74

5 ESTÁNDAR DE COMUNICACIÓN IEC 61850 Ed. 1 & Ed. 2.............................................. 83

5.1

Descripción General .............................................................................................................. 83

5.2

Historia del Estándar ............................................................................................................ 83

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5.3

Partes del Estándar ................................................................................................................ 85

5.4

Niveles de Estación, Interfaces Lógicas & Nodos Lógicos ........... .......... ........... ..... 87

5.5 Redes Físicas en una Subestación IEC 61850 .............................................................. 90

5.6

Bus de Proceso ........................................................................................................................ 91

5.7 Bus de Estación ....................................................................................................................... 92

5.7.1 Switches de Comunicación ......................................................................................... 92

5.7.2

Comunicación Punto a Punto, Punto a Multipunto, Arreglos de la Red(Topologías de Red) y Redundancia. ...................................................................................... 93

5.8

Tipos de mensajes IEC 61850 (Evento Genérico de Subestación) .......... .......... .. 95

5.8.1

Evento Genérico del Estado de la Subestación (GSSE) .......... .......... ........... ..... 95

5.8.2 Eventos Genéricos de Objeto Orientado de la Subestación (GOOSE) ........ 96

5.9

GOOSE en el Relevador Universal UR ............................................................................. 97

5.9.1

GOOSE Fijo (Fixed GOOSE)......................................................................................... 99

5.9.2 GOOSE Configurable ...................................................................................................100

5.10

Comunicación entre Subestaciones con Mensajes GOOSE .......... ........... ..........102

6 PROPUESTA DE ESQUEMA DE TELEPROTECCIÓN ........................................................106

6.1

Introducción a la Propuesta de Esquema de Teleprotección ........... .......... .........106

6.2

Descripción de la Línea de Transmisión “MAG-93C30-CRU” ..............................107

6.3 Descripción del Esquema de Teleprotección Propuesto ......................................111

6.4

Comunicación Primaria del Esquema (IEC 61850 GOOSE) .................................113

6.5 Comunicación Secundaria del Esquema (Entradas/Salidas en el Canal de laProtección Diferencial) ...................................................................................................................115

6.6

Pruebas Funcionales de Laboratorio ............................................................................116

6.6.1 Esquema de disparo permisivo transferido de sobrealcance POTT víacanal de teleprotección 1 y protección diferencial bloqueada. ..................................119

6.6.2 Esquema de disparo permisivo transferido de sobrealcance POTT víacanal de teleprotección 2 y protección diferencial bloqueada. ..................................131

6.6.3 Esquema de disparo permisivo transferido de sobrealcance POTT vía

canal de teleprotección 1 y 2, con protección diferencial desbloqueada. ........... ...143

7

CONCLUSIONES & REFERENCIAS ..........................................................................................157

7.1 Conclusiones, Ventajas y Desventajas ..........................................................................157

7.2

Aportaciones ..........................................................................................................................158

7.3 Recomendaciones para Trabajos Futuros ..................................................................159

7.4

Referencias .............................................................................................................................159

ANEXOS ......................................................................................................................................................162

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CAPÍTULO IIntroducción al Proyecto a Desarrollar


CAPÍTULO IINTRODUCCIÓN AL PROYECTO DE TELEPROTECCIÓN

MEDIANTE MENSAJES GOOSE

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1 INTRODUCCIÓN AL PROYECTO DE TELEPROTECCIÓN MEDIANTEMENSAJES GOOSE

1.1

Justificación de la implementación del Estándar IEC 61850 Ed. 2Actualmente, el objetivo de cualquier compañía suministradora de energía eléctrica esmantener el suministro constante de energía eléctrica a un costo razonable.

A pesar de que el sistema eléctrico de potencia ha sido diseñado en base a un rigurosoanálisis para su funcionamiento óptimo, aún en este se pueden presentar fallas pordiversas razones tales como: descargas atmosféricas, efectos de la contaminaciónaérea en aislamientos externos (contaminación salina, industrial, polvos, etc.),envejecimiento prematuro de los aislamientos (sobrecargas permanentes, seleccióninadecuada, etc.), fallas del equipo, vandalismo, errores humanos. Los tiposprincipales de fallas en los sistemas trifásicos se expresan en la Tabla 1.1 [Blackburn,

2006]. Tipo de Falla Porcentaje de ApariciónFallas de Línea a Tierra 80%

Fallas de Fase a Fase (Línea a Línea) 13%Fallas de dos Líneas a tierra 5%

Fallas Trifásicas 2%Tabla 1.1 Porcentaje de Aparición de las Fallas en los Sistemas Trifásicos

(Adaptada de [Harper, 2003])

Cuando ocurre una falla debe interrumpirse el flujo de corriente en la sección oequipo fallado de inmediato, sin suspender la energía en las zonas restantes. Por lo

tanto, esto interrumpe el servicio continuo y de no ser así puede generarnos daños enequipos, líneas de transmisión, generadores, donde cualquiera de estos dañoscausaría un lapso indefinido de interrupción crítico y, por consiguiente, pérdidas deenergía en máquinas, computadoras, laboratorios y muchos otros servicios, dandocomo resultado pérdidas de tiempo de producción y con esto una perdida monetariaimpresionante. Por lo tanto, el número de interrupciones debe ser reducido almínimo. Es por esto que la protección del sistema eléctrico de potencia esindispensable. Esto se logra mediante dispositivos que tienen como función detectarlas fallas y efectuar la desconexión.

Unos de los principales elementos de un sistema eléctrico de potencia son las líneas de

transmisión, cuyas longitudes van desde algunos cuantos kilómetros hasta cientos dekilómetros. Los costos de las líneas de transmisión suelen ser muy elevados y ademásel tiempo de instalación es considerable, por lo tanto no deben de llevarse a nivelesque comprometan su estado de operación.

Para la protección de una línea de transmisión es necesario emplear relevadores quetrabajen de manera eficaz y eficiente, mitigando las fallas para restablecer elsuministro de energía eléctrica al usuario en el menor tiempo posible y sin poner enriesgo la instalación.

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En el caso particular de México para la Comisión Federal de Electricidad CFE dichosrelevadores deben de encontrarse en el listado de LAPEM05L, el cual es otorgado porel Laboratorio de Pruebas a Equipos y Materiales (LAPEM).

Como se mencionó previamente, el objetivo de un sistema de protección esdesconectar en el menor tiempo posible y con un alto grado de selectividad la secciónfallada del sistema de potencia. El propósito de esta desconexión es evitar daños enalgún elemento del sistema de alto voltaje si se produjese una falla. La protección deuna línea de alta tensión requiere un estudio de la aplicación específica paradeterminar los ajustes necesarios de los parámetros indicados en los equipos deprotección, los cuales necesitan un sistema de comunicaciones de alta disponibilidad yconfiabilidad para poder establecer una comunicación entre estos equipos deprotección que permitan tomar decisiones cada vez que ocurra una falla; a esto se leconoce como teleprotección [G0000-81, 2008].

Para cumplir este requisito es necesario configurar y establecer la comunicación delos relevadores de manera rápida, segura, eficaz y eficiente para que así losrelevadores realicen su algoritmo de protección pre configurado adecuadamente.

Como hemos mencionado hasta ahora, la importancia de la liberación de una fallaadecuadamente en el sistema eléctrico potencia es indispensable, por ello seestablecen esquemas de protección normalizados donde se describen las proteccionesprincipales que debe cumplir un esquema de protección, la descripción de losesquemas de teleprotección utilizados, además de los medios de comunicacióndisponibles para la teleprotección.

Actualmente, la comunicación de los relevadores en un esquema de protección delínea se realiza de diversas formas entre las cuales destacan: Cables (hilos piloto),ondas portadoras en líneas de alta tensión (OPLAT), la cual es la más común, cabletelefónico (Ethernet), microonda (Radio) y fibra óptica (F.O.) [Yaoyu, 2004].

Todas estas formas de envío de la información presentan un inconveniente en común:ninguna de ellas garantiza que la información enviada y posteriormente recibidallegue a su destino sin tener ninguna modificación, debido a ciertos eventos quepudiesen comprometer el mensaje. En base a esta desventaja surge una pregunta:¿Cómo saber si la información recibida en el extremo de la línea de transmisión hacia

el relevador es confiable? Mediante la implementación del estándar IEC 61850 Edición2, se propone enviar la información mediante un mensaje de evento de objetogenérico de subestación orientado (GOOSE), el cual no puede garantizar que elmensaje no será alterado, pero si indica si el mensaje que arribó al relevador remotoes confiable o no, a través de un bit de calidad que incluye el mensaje, justificando eluso del estándar IEC 61850 Edición 2.

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1.2 Estado del ArteEl transporte de señales de teleprotección entre subestaciones es una aplicacióncrítica para las compañías eléctricas. Estas señales ayudan a manejar cargas en lasredes de energía y proteger el equipo de potencia de daños graves.

A lo largo de los años se han utilizado diversos tipos de canales de comunicación yesquemas de comparación para la teleprotección de los equipos.

En 1935 los primeros esquemas de teleprotección instalados utilizaban un canal deHilos Piloto de corriente alterna para la comunicación de los relevadores, los cualesaún eran electromecánicos y sólo se utilizaban para proteger las líneas de transmisióncortas [Ebrecht, 2012].

Conforme los años pasaron, diversos problemas se presentaban ante la acción de losdisparos transferidos directos y fue necesario implementar una nueva lógica deteleprotección; así nació la comparación direccional, la cual le dio un giro completo almundo de la teleprotección.

Este avance no fue suficiente, de tal forma que nuevas y nuevas tecnologías decomunicación se fueron desarrollando. Durante los años 1975-1978 una nuevatecnología de comunicación fue creada, el Power Line Carrier o bien Onda Portadoraen Línea de Alta Tensión, donde su respectivo protocolo de comunicación fue creadopor la empresa escocesa Pico Electronics, fruto de un proyecto de control de equiposde audio realizado para BSR en EUA. La industria eléctrica al descubrir el potencial deeste hallazgo la introdujo a la teleprotección en 1978 [Yaoyu, 2004].

Durante muchos años continuó la búsqueda de una tecnología económica y adecuadapara aplicaciones de teleprotección. En 1978 EDF (Électricité de France) creó yestandarizadó un sistema llamado "difusión por desplazamiento de frecuencia" o S-FSK, tecnología que hasta ese momento no había sido introducida para el uso deteleprotección. Sin embargo, dos años más tarde se comenzó a modificar dichatecnología para el intercambio de comunicación entre las subestaciones eléctricas.

A pesar de que la difusión por desplazamiento de frecuencia había sido introducida ala industria eléctrica después del OPLAT, esta nueva tecnología no se popularizódebido a que los canales de comunicación vía OPLAT presentaban mayores ventajas

en cuestión de instalación e inversión económica.

Los nuevos tipos de relevadores de protección se fueron desarrollando y en 1983 secomenzó a implementar la teleprotección utilizando relevadores de comparación defase, los cuales son un tipo de relevador diferencial que compara los ángulos de fasede las corrientes que entran en un terminal de una línea de transmisión con losángulos de fase de las corrientes que entran en todas las terminales remotas de lamisma línea. Para las condiciones de una falla dentro de la zona protegida (fallainterna), las corrientes que entran todas las terminales estarán en fase. Para lascondiciones de una falla fuera de la zona de protección (externa), o para el flujo de

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carga simplemente, las corrientes que entran en cualquier terminal serán 180 gradosfuera de fase con las corrientes que entran en al menos una de las terminales remotas,donde toda esta comunicación se realiza a través de OPLAT.

Alrededor de 1985, con el desarrollo de la tecnología y la inquietud por unateleprotección más segura, confiable y eficaz, los relevadores diferenciales fueronapareciendo, aunque con una nueva tecnología en comunicación basada en canalesdigitales. Este fue el salto que comenzó la revolución en la comunicación de losequipos.

En 1988 el “Instituto de Investigación de la Energía Eléctrica o Electric PowerResearch Institute (EPRI)” y el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos oInstitute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE), iniciaron una arquitectura decomunicación especialmente desarrollada para la industria eléctrica llamada UCA. Elobjetivo del proyecto UCA era facilitar la interoperabilidad entre los sistemas de

control utilizados para monitorear y controlar los servicios públicos de energíaeléctrica [Blond, 2012].

A pesar de que esto no había sido llevado a esquemas de teleprotección, el nacimientode esta arquitectura de comunicación dio un paso para la creación del estándar decomunicaciones IEC 61850. Este estándar fue desarrollado en 1997 cuando EPRI y laIEEE unieron esfuerzos con el “Grupo de Trabajo 10 o Work Group 10 (WG10)” de laComisión Electrotécnica Internacional o International Electrotechnical Commission(IEC) para construir un estándar internacional común para las comunicaciones deservicios eléctricos públicos. [Nordell, 2008].

El estándar IEC 61850 fue publicado en 2005 y fue desarrollado para control yprotección de sistemas eléctricos mediante la estandarización del intercambio deinformación entre todos los “Dispositivos Electrónicos Inteligentes o IntelligentElectronic Devices (IED´s)” al interior de una subestación automatizada.

Con el desarrollo del estándar IEC 61850 en el 2011, se incorporó la comunicaciónentre las subestaciones para aplicaciones de teleprotección a este se le llamatípicamente IEC 61850 Ed. 2, el cual engloba una nueva forma de comunicación entresubestaciones mejorando drásticamente la teleprotección.

1.3

Objetivo del proyectoEl propósito de esta tesis es proponer un esquema de teleprotección basado en loestipulado en el estándar IEC 61850 Ed. 2 y la norma de referencia NRF-041-2010 dela Comisión Federal de Electricidad (CFE), donde se propone que este esquema seaaplicado a la línea de transmisión MAG-93C30-CRU de 230kV y una longitud de 3.7km,instalada entre las subestaciones de CFE Magdalena y Santa Cruz, puesto que esta esuna subestación se encuentra operando aún con relevadores electromecánicos, asíque se puede aprovechar su actualización para implementar el estándar IEC 61850.Cabe resaltar que esta tesis sólo se enfocará a la teleprotección, describiendo laelección del esquema de transferencia de disparo en base a una comparación entre los

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mismos, la elección del canal de teleprotección principal y de respaldo, además demostrar las ventajas y desventajas de la implementación del esquema deteleprotección propuesto. Los relevadores utilizados para la protección son de tipo URde General Electric Multilin.

1.4 Alcances y Limitaciones

ALCANCES

Proponer un esquema de teleprotección basado en lo estipulado en el estándarIEC 61850 Ed. 2 y la norma de referencia NRF-041-2010 de la ComisiónFederal de Electricidad (CFE).

Elegir el esquema de transferencia de disparo para la teleprotección mediantela comparación y análisis de los mismos.

Elegir el canal de comunicación para la teleprotección principal mediante lacomparación de los mismos.

Aprovechar el canal de comunicación de la protección diferencial paratransmitir el disparo de la teleprotección de respaldo.

Aplicar el esquema propuesto a la línea de transmisión MAG-93C30-CRU, de230kV y una longitud de 3.7km, instalada entre las subestaciones de CFEMagdalena y Santa Cruz, aprovechando su actualización para implementar elEstándar.

Utilizar los relevadores de protección UR de General Electric Multilin para elesquema de teleprotección propuesto.

LIMITACIONES

No se describe la forma de calcular los ajustes para los arranques de lasprotecciones del esquema., Ya que para probar el esquema de teleprotecciónbasta con inyectar cualquier valor de corriente que supere el ajuste dearranque que se le programa al relevador y observar que el esquema deteleprotección funcione.

Los pickups para las pruebas fueron seleccionados únicamente para verificar elfuncionamiento del esquema de teleprotección.

1.5

Estructura de la Tesis

Capítulo 1.- En este capítulo se menciona la justificación del tema a desarrollar, el

objetivo, los alcances y limitaciones, así como una pequeña introducción a esta tesis.

Capítulo 2.- Este capítulo contiene los conocimientos básicos para la protección de unalínea de transmisión, los estándares bajo los cuales CFE por normatividad protege laslíneas de transmisión mostrando cuales son los esquemas normalizados de proteccióny de teleprotección de acuerdo a las características propias de la línea. Además, se dauna breve descripción de las protecciones: Diferencial de línea y protección distancia;incluyendo su participación en el esquema de protección propuesto. También, semuestra la forma en que se toma ventaja del canal de comunicación de la proteccióndiferencial; Este capítulo tiene como objetivo familiarizar al lector con las zonas de

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protección y el cómo interactúan en nuestro sistema, así como dar hincapié en laimportancia de un esquema de protección distancia con comunicación piloto.

Capítulo 3.- En este capítulo se analizan los esquemas de transferencia de disparo,

también conocidos como esquemas piloto de teleprotección, así como la justificaciónde la selección de un esquema de disparo permisivo transferido de sobrealcance(POTT) para la protección de la línea de transmisión. Además, se muestra al lector laimportancia del canal de comunicación en la protección de distancia.

Capítulo 4.- En este capítulo se describen los diversos canales de comunicación, susventajas y desventajas, así como una comparación entre los mismos para la seleccióndel más conveniente según lo estipulado en esta tesis.

Capítulo 5.- Este capítulo contiene una pequeña reseña histórica del estándar, unadescripción a detalle del llamado bus de proceso y bus de estación, además de la

topología de red que usa el estándar, así como los tipos de mensajes que se manejanen el mismo, para posteriormente describir claramente como se establece lacomunicación entre las subestaciones.

Capítulo 6.- En este capítulo se describe a detalle el esquema de teleprotecciónpropuesto, la línea de trasmisión a proteger, así como los resultados de la seleccióndel esquema de disparo y el canal de comunicación además de las pruebas realizadasen el laboratorio y los resultados de las mismas.

Capítulo 7.- En este capítulo se muestran los resultados del trabajo realizado, así comosus ventajas y desventajas.

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CAPÍTULO IIProtección De Líneas De Transmisión


CAPÍTULO IIPROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

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2 PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

2.1 Introducción al conocimiento teórico

Este capítulo contiene los conocimientos básicos para la protección de una línea detransmisión, con el fin de entender los estándares bajo los cuales CFE, pornormatividad, protege las líneas de transmisión, mostrando cuales son los esquemasnormalizados de protección y de teleprotección de acuerdo a las característicaspropias de la línea. Además, se dauna breve descripción de las proteccionesdiferencial de línea y protección distancia, ya que su participación en el esquema deteleprotección propuesto es vital.

2.2 Protección de líneas de TransmisiónLas líneas de transmisión son el punto de unión entre las diferentes partes del sistemade potencia y el equipo asociado. La energía se genera a bajos voltajes y se eleva a

voltajes más altos para transmitirlo a diferentes subestaciones donde se vuelve areducir para distribuirlo a los usuarios de tipo industrial, comercial y residencial[Agapito, 1998].

Según el voltaje de operación las líneas se clasifican de acuerdo a la norma dereferencia NRF-041-2010, de CFE, de la siguiente manera:

Tipo de Línea Nivel de TensiónLíneas de distribución. Desde 2.4kV hasta 34.5 kV

Líneas de subtransmisión Desde 69kV hasta 161kVLíneas de transmisión Desde 230kV, 400kV y mayores.

Tabla 2.1 Niveles de Tensión normalizados[NRF-041-2010, 2010]

La experiencia ha demostrado que la mayoría de las fallas de un sistema de potenciaocurren en las líneas de transmisión. Si las fallas no se liberan rápidamente puedencausar la perdida de estabilidad del sistema o un daño mayor. Por esta razón, elsistema de transmisión debe protegerse adecuadamente en base a sus características,longitud e importancia [Harper, 2008].

2.2.1 Esquemas Normalizados de Protección

La definición de un esquema de protección de acuerdo a la norma de referencia de laComisión Federal de Electricidad (CFE), la NRF-041-2010 es: “Grupo o arreglo dedispositivos llamados relevadores que se interconectan o interrelacionan paraproteger a los equipos eléctricos primarios, detectando condiciones anormales deoperación para evitar o reducir daños mayores al elemento primario” [NRF-041-2010,2010].

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En México, la Comisión Federal de Electricidad recomienda utilizar los esquemasnormalizados propuestos en la norma de referencia NRF-041-2010 para la protecciónde una línea de transmisión, donde se describen las protecciones principales que debecumplir un esquema de protección, la descripción de los esquemas de teleprotección

utilizados, además de los medios de comunicación disponibles para la teleprotecciónen México.

Es de vital importancia la mención de estos esquemas de protección normalizados,debido a que para la construcción de la propuesta del esquema de teleproteccióndesarrollado en esta tesis, se toma como base el estándar IEC 61850 Ed. 2 y comoapoyo los esquemas normalizados descritos en la norma de referencia NRF-041-2010.

La norma de referencia NRF-041-2010 divide los esquemas de protección para laslíneas de transmisión y subtransmisión de acuerdo a la longitud de la línea instaladacon tensiones de operación de 69 kV y mayores, como se muestra en la Tabla 2.2.

Tipo de Línea DescripciónLínea Larga Cuya longitud es mayor a los 40 kmLínea Media Cuya longitud va desde los 10km hasta los 40 kmLínea Corta Cuya longitud es de 10km o menor

Tabla 2.2 Clasificación de las Líneas de Transmisión de acuerdo a su longitud(Adaptada [NRF-041-2010, 2010]).

A continuación se describen las características que debe cumplir cada uno de losesquemas en base a la tensión de las líneas y su longitud, de acuerdo a la norma de

referencia NRF-041-2010.1) Esquemas para protecciones de 400kV y 230 kV [NRF-041-2010, 2010]

Los esquemas de protección que se encuentren en el rango de tensión indicadoy la longitud deben contar con lo siguiente:a) PP1 protección primaria 1 (Líneas de transmisión).b) PP2 protección primaria 2 (Líneas de transmisión).c) PR protección de respaldo (Excepto líneas de distribución).d) 50FI protección contra falla de interruptor (Excepto líneas de distribución).

2) Esquemas para protecciones de 69kV a 161 kV [NRF-041-2010, 2010]

Los esquemas de protección que se encuentren en el rango de tensión indicadoy la longitud deben contar con lo siguiente:a) P1 protección primaria (líneas de subtransmisión).b) P2 protección primaria (líneas de subtransmisión).Nota en caso de líneas de enlace el relevador 50 FI se incorpora en esta

protección.

c) PPA protección primaria de alimentador (línea de distribución radial).d) PR protección de respaldo (excepto líneas de distribución).e) 50FI protección contra falla de interruptor (excepto líneas de distribución).

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La norma de referencia NRF-041-2010 muestra una serie de tablas donde seproporcionan las aplicaciones de los esquemas normalizados dependiendo de suaplicación y las condiciones de la línea: longitud y medios de comunicacióndisponibles.

A continuación, se muestran las tablas descritas en la norma de referencia. La menciónde estas tablas es importante debido a que muestra una idea más clara de losesquemas de teleprotección con los que actualmente se protege una línea detransmisión en base a su longitud; de estos podremos partir para describir nuestrapropuesta de esquema de teleprotección.

1) Nota A. Para esquemas PP1 y/o PP2 que van a operar con fibra óptica multiplexada, de existir unanillo de comunicación, programar además de la ruta directa una ruta alterna, siempre y cuandocumpla con los tiempos de TX y RX requeridos por el esquema de protección.

2) Nota B. la tabla No1 indica un resumen genérico de los medios y esquemas de protecciones y eldetalle técnico se observa en las figuras y diagramas correspondientes del anexo A, los cuales debenser aplicados en el desarrollo de la ingeniería.

3) Nota C el relevador 50 FI será un relé independiente, y que junto como el envío del DTD se detallanen la figura correspondiente xxx

4) Las protecciones PP1 y PP2 deben estar preparadas para operar en líneas compensadas concapacitor serie, disparo y recierre monopolar.

5) En la tabla anterior las protecciones PP1, PP2 deben ser equipos independientes.6) Cuando las PP1 y PP2 sean relevadores diferenciales de línea, la PP1 debe ser con conexión de

fibra óptica directa (dedicada) y la PP2 con un canal multiplexado.7) Para la aplicación de relevadores diferenciales de línea aplicados con fibra óptica dedicada o a través

de multiplexor, es responsabilidad del fabricante asegurar que la interfase óptica funcione

adecuadamente en la distancia especificada.8) La protección diferencial de línea con función adicional de distancia (87L / 21/21N), debe contarcomo respaldo con al menos tres zonas de distancia, dos de ellas hacia delante y la terceraseleccionable hacia adelante o hacia atrás.

9) Para los esquemas de protección PP1 y PP2 se deben tener servicios separados de teleprotección.10) Para el caso de 230 kV, para líneas de 230 kV compensadas con capacitores serie o adyacentes a

líneas compensadas, los esquemas de protección se debe aplicar la misma filosofía que para laslíneas de 400 kV.

11) Los esquemas de protección aprobados para tensiones superiores pueden ser aplicados entensiones menores, siempre y cuando se cuente con la infraestructura de comunicación necesaria.

Tabla 2.3 Esquemas de protección para líneas con tensiones de 400 y 230 kV [NRF-041-2010, 2010]

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Nota D La función 50 FI debe estar integrada en la P2.NOTAS:

1) Para todas las líneas en la tabla anterior, las protecciones P1 y P2 deben serindependientes.

2) La función 67 se acepta como función adicional del relevador P1 y P2. En caso de que uno

de los relevadores no cuente con esta función se debe suministrar un relevadorindependiente. Para la aplicación de relevadores diferenciales de línea utilizados con fibraóptica dedicada o a través de multiplexor, es responsabilidad del fabricante asegurar que lainterfaz óptica funcione adecuadamente en la distancia especificada

3) Los esquemas de protección aprobados para tensiones superiores pueden ser aplicadosen tensiones menores, siempre y cuando se cuente con la infraestructura de comunicaciónnecesaria.

4) *Este esquema no aplica para líneas con una o más terminales en subestaciones contensiones de 230 y 400 kV, ni para líneas paralelas, ni para líneas adyacentes asubestaciones de la red troncal.

5) ** Para la aplicación de este esquema se requiere tener “línea de vista” entre las antenastransmisoras – receptoras y contar con el permiso para utilizar la frecuencia seleccionada.

Tabla 2.4 Esquemas de protección para líneas con tensiones de 69kV hasta 161kV

[NRF-041-2010, 2010]

2.2.2

Esquemas Normalizados de TeleprotecciónLa norma de referencia NRF-041-2010 describe más a detalle, a través de una serie defiguras, los arreglos de teleprotección normalizados. Es relevante que se muestrenestas figuras, ya que son complemento del esquema de teleprotección para suentendimiento y así partir también para nuestra propuesta de esquema deteleprotección.

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A continuación se muestran los arreglos de teleprotección normalizados:

* MUX.‐ En el caso de que se trate solamente de una protección 87 L, y no serequieran otros servicios, se podrá usar un convertidor de nX64 a E1 en lugar del

Multiplexor.

Figura 2.1 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 400 kV y 230 kV yL

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* MUX.‐ En el caso de que se trate solamente de una protección 87 L, y no serequieran otros servicios, se podrá usar un convertidor de n X64 a E1 en lugar delMultiplexor.

Nota: En caso de requerirse otros servicios para la Subestación (canales E&M,V.24, entre otros) será factible la implementación del esquema Fibra Óptica.

Figura 2.2 Arreglo normalizado de Teleprotección para línea de 400 kV y 230kV yL>10 km ≤ 40 km, con medio de comunicación principal vía fibra óptica dedicada

(PP1-87L/21/67 y PP2 -21/21N/67) y respaldo por OPLAT (PP2-21/21N)(PP1–87L/21/67 y PP2 – 87L/21/67)

[NRF-041-2010, 2010]

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* MUX.‐ Sólo de requerirse otros serviciosFigura 2.3 Arreglo normalizado de Teleprotección para línea de 400kV /230kV y L>40

km, con medio de comunicación principal vía Fibra Óptica Multiplexada (PP1-85L/67y PP2-21/21N/67) y respaldo por OPLAT (PP1-85L/67)[NRF-041-2010, 2010]

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* MUX.‐ En el caso de que se trate solamente de una protección 87 L, y no serequieran otros servicios, se podrá usar un convertidor de nX64 a E1 en lugar delMultiplexor.

** PP2: Esta protección podrá ser por fibra óptica dedicada en caso de que ladistancia no exceda 80 km.

Figura 2.4 Arreglo normalizado de Teleprotección para línea de 400kV /230kV y L >40 km, con medio de comunicación principal vía Fibra Óptica Multiplexada (PP1-85L)

y Fibra Óptica Dedicada (PP2-87L/21/67) y respaldo por OPLAT (PP1 – 85L)[NRF-041-2010, 2010]

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* MUX.‐ En el caso de que se trate solamente de una protección 87 L, y no serequieran otros servicios, se podrá usar un convertidor de nX64 a E1en lugar delMultiplexor.**PP1 para 40 km

** PP2: Esta protección podrá ser por fibra óptica dedicada en caso de que ladistancia no exceda 80 km.

Figura 2.5 Arreglo normalizado de Teleprotección para línea de 400kV /230 kV yL>40 km, con medio de comunicación principal vía Fibra Óptica Multiplexada (PP1-

87L/21//67) y respaldo por OPLAT (PP2 – 21/67)[NRF-041-2010, 2010]

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B* MUX.‐ En el caso de que se trate solamente de una protección 87 L, y no serequieran otros servicios, se podrá usar un convertidor de n X64 a E1enlugar del Multiplexor .

Figura 2.6 Arreglo normalizado de Teleprotección para línea de 69kV a 161 kV yL

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Figura 2.7 Arreglo normalizado de Teleprotección para línea en 69kV a 161 kV L

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NOTA: EL POTT PUEDE SER POR EL EDT

Figura 2.8 Arreglo normalizado de Teleprotección para línea de 69kV a 161 kV y

L

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* P1: Esta protección podrá ser por fibra óptica dedicada en caso de que ladistancia no exceda 80km.

Figura 2.9 Arreglo normalizado de Teleprotección para línea de 69kV a 161 kV y L>10

km, con medio de comunicación vía fibra óptica dedicada(P1- 87L y P2 – 21/21N)[NRF-041-2010, 2010]

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NOTA: Para este caso, el ETO puede ser un convertidor de E1 a FO.

Figura 2.10 Arreglo normalizado de Teleprotección para línea de 69kV a 161 kV yL>10 km, con medio de comunicación vía fibra óptica

(P1 – 87L/67 y P2-21/67)[NRF-041-2010, 2010]

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Figura 2.11 Arreglo normalizado de Teleprotección para línea de 69kV a 169 kV y L >10 km, con medio de comunicación vía OPLAT

(P1- 21/67 y P2-21/67)[NRF-041-2010, 2010]

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2.2.3 Esquema de Protección AsumidoComo se pudo observar en los puntos anteriores, un esquema de protección debecumplir con ciertas condiciones, como tener una protección primaria 1 (PP1), unaProtección Primaria 2 (PP2), una Protección de Respaldo (PR) y una protección de

Falla de Interruptor (50FI) [NRF-041-2010, 2010].

En base los esquemas de protección normalizados establecidos en la norma dereferencia NRF-041-2010, y tomando en cuenta que nuestra línea instalada es de230kV y 3.7 km de longitud, se puede considerar un esquema de protección con lascaracterísticas descritas en la Tabla 2.5.

Protección Descripción Número ANSIPP1 Relevador de protección diferencial de línea. 87LPP2 Relevador de protección de distancia. 21

PR Relevador de protección de sobrecorriente direccional. 67/67N50FI Relevador de protección de falla de interruptor. 50FITabla 2.5 Elementos del esquema de protección asumido en base a la norma de

referencia NRF-041-2010 para líneas de transmisión de 230kV y L≤10km

En base a este esquema, podemos tomar ventaja de sus características defuncionamiento y aprovecharlas para el esquema de teleprotección propuesto. Parapoder tomar ventaja del sistema que se instalará, es necesario analizarlo paso a paso,y así mostrar de manera más detallada en qué punto se toma ventaja del esquema deprotección seleccionado. Además dentro de este mismo análisis, describir laimportancia del mensaje a enviar, para este caso el disparo permisivo transferido de

sobrealcance, y en qué protección se utiliza.

2.2.4 PP1 Protección Diferencial (87L)Para comenzar el análisis, se describe brevemente la operación de una proteccióndiferencial de un relevador electromecánico, para así después llevar esos principios aaplicaciones con relevadores digitales y con estas bases, mostrar cómo se tomaraventaja de esta protección, siendo esta nuestra protección primaria uno (PP1), deacuerdo al esquema seleccionado en base a la norma de referencia NRF-041-2010 deCFE.

Los relevadores diferenciales tienen una variedad de formas, dependiendo el equipo

que estén protegiendo. La definición de un relevador diferencial es: “Aquel relevadorque opera cuando el vector, que es resultado de la diferencia de dos cantidadeseléctricas similares, exceda un valor predeterminado” [Agapito, 1998].

La mayoría de las aplicaciones de los relevadores diferenciales son las de “corrientediferencial”. El ejemplo más sencillo en un arreglo es el mostrado en la figura 2.12.

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Figura 2.12 Aplicación simple de un relevador diferencial electromecánico[Russell, 2010]

En la figura 2.12 se puede apreciar una aplicación simple de un relevador diferencialelectromecánico. La sección punteada del circuito representa el elemento del sistemaque es protegido por el relevador diferencial. Este elemento del sistema, puede seruna línea de transmisión, un devanado de un generador, una porción de un bus, etc.

Para nuestro caso será una línea de transmisión. Un transformador de corriente (TC)es conectado en cada extremo del elemento a proteger. Los secundarios de lostransformadores de corriente (TC’s) están interconectados, una bobina del relevadorde corriente está conectada a través del circuito secundario de los TC’s [Harper,2008].

Ahora, supongamos que fluye corriente a través del circuito primario hacia una cargao a un corto circuito localizado en X. Las condiciones serían como se muestra en laFigura 2.13. Si los transformadores de corriente tienen la misma relación detransformación, y están conectados apropiadamente, la corriente que pasa por elsecundario, se limitara a circular entre los dos TC’s como se muestra en la figura, y

ninguna corriente fluirá por el relevador diferencial [Russell, 2010].

Figura 2.13 Condiciones de carga externa o falla externa(Adaptada de [Russell, 2010])

Pero, si un corto circuito se presenta en cualquier lugar entre los dos TC’s, lascondiciones de la Figura 2.13 se presentaran. Si la corriente fluye hacia el cortocircuito, aportando desde ambos lados, la suma de las corrientes de los secundarios delos TC, fluirán a través del relevador diferencial. No es necesario que una corriente decorto circuito fluya hacia la falla desde ambos extremos para causar una corriente

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secundaria, que fluya por el relevador diferencial. Un flujo desde un solo lado, o hastaun poco de corriente que fluya por un extremo, mientras que grandes cantidades decorriente fluyen sobre otro extremo, causarán una corriente diferencial.

En otras palabras, la corriente diferencial será proporcional al vector diferencial entrelas dos corrientes, la que entra y la que sale, y si la corriente diferencial excede elajuste del pickup (ajuste mínimo de arranque del relevador) que se le programa alrelé, ese operará [General Electric L90, 2012].

Es un paso muy sencillo si deseamos extender el mismo concepto a un elemento quetenga diversas conexiones, considerando como ejemplo la Figura 2.14, en la cual tresconexiones están involucradas. Solo es necesario, al igual que en los ejemplosanteriores, que los TC’s tengan la misma relación de transformación y que seanconectados, de tal forma que la bobina del relevador no reciba corriente cuando lacorriente total de entrada y de salida sean iguales vectorialmente [General Electric

L90, 2012].

Figura 2.14 Condiciones de Falla Interna(Adaptada de [Russell, 2010])

El principio también puede ser aplicado a un transformador de potencia, pero en esecaso las relaciones de transformación y las conexiones de los TC’s en los ladosopuestos del transformador de potencia deben de compensar la magnitud y el ánguloentre los transformadores de corriente en ambos extremos.

Una de las funciones más extensamente usadas en los relevadores es el porcientodiferencial. Esto es esencialmente lo mismo que el diferencial de sobrecorriente que

se acaba de describir, salvo que este es conectado en un circuito diferencial, como semuestra en la Figura 2.15. [Harper, 2008] [Russell, 2010].

La corriente diferencial requerida para operar este relevador es una cantidad variable,debido al efecto de la bobina de restricción. La corriente diferencial en la bobina aoperar es proporcional a I1-I2, y el equivalente de la corriente en la bobina derestricción es proporcional a: 1 + 2

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puesto que la bobina de operación es conectada al punto medio de la bobina derestricción; en otras palabras, si dejamos que sean N el número de vueltas en labobina de restricción, el total de los ampere-vueltas serán I1N/2+I2N/2, que es lomismo que si tuviésemos (I1+I2)/2 y estos fueran los amperes fluir a través de toda la

bobina. La característica de operación de esa función es mostrada en la Figura 2.16.

Figura 2.15 Ejemplo de Relevador Porciento Diferencial(Adaptada de [Russell, 2010])

Una vez observando la figura podemos apreciar que la proporción de la corrientediferencial de operación con respecto al promedio de la corriente de restricción estádada en un porcentaje fijo, lo que explica el nombre de esta función del relevador[Harper, 2008] [Russell, 2010].

Figura 2.16 Característica de Operación de un Relevador Porciento Diferencial[Russell, 2010]

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La ventaja de este relevador es que es menos probable que opere incorrectamente queun relevador de sobrecorriente cuando un corto circuito ocurre en modo de fallaexterna, es decir, fuera del área a proteger.

Una vez que se detalló la operación de un relevador diferencial electromecánico, sedescribirá un esquema utilizando relevadores digitales. Esto es para que el lectorcomprenda perfectamente la importancia de la comunicación entre los relevadoresdigitales y así conforme el desarrollo de esta tesis se podrá observar de manera claracómo podremos tomar ventaja del canal de fibra óptica de la protección diferencial.

En la Figura 2.17 se muestra un ejemplo de una protección diferencial utilizandorelevadores digitales.

Figura 2.17 Ejemplo de Protección Diferencial 87L con Relevadores Digitales(Adaptada de [Russell, 2010] y [General Electric L90, 2012])

Como se observa en la Figura 2.17, para la aplicación de la protección diferencial conrelevadores digitales es necesario tener dos relevadores, uno en cada extremo de lalínea de transmisión a proteger. Si se tiene una terminal más, se requeriría unrelevador más [General Electric L90, 2012].

Al igual que en el esquema con relevadores electromecánicos, la señal de corriente delos TC´s debe ser comparada para saber si existe corriente diferencial y de este modoen caso de que existiese dicha corriente diferencial, se mande abrir el interruptor, elcual es definido por el número “52” de acuerdo a la nomenclatura ANSI [Yaoyu, 2004].

Todas las técnicas diferenciales se basan en el hecho de que, en condiciones normales,la suma de las corrientes que entran en cada fase de una línea de transmisión de todaslas terminales conectadas es igual a la corriente de carga de esa fase. Más allá delprincipio diferencial fundamental visto anteriormente, debido a que ahora existen dosrelevadores, cada uno con su señal de corriente, el relevador del extremo local nopuede tener la información de los fasores de corriente del extremo remoto sin queexista un canal de comunicación.

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Recordando los esquemas normalizados, se puede observar que para una línea detransmisión de 230kV con una longitud menor a 10km, la comunicación principal seda en base a un canal de fibra óptica dedicada. En la Figura 2.17 se puede observarclaramente este canal. Nótese que en realidad existen dos fibras ópticas: una es para

transmitir datos y la otra es para recibirlos. Las tres consideraciones técnicas másimportantes para la comparación de los fasores de corriente en la aplicación derelevadores digitales son: la consolidación de datos, la característica de restricción y lasincronización del muestreo [General Electric L90, 2012] [NRF-041-2010, 2010].

La consolidación de datos se refiere a la extracción de los parámetros adecuados atransmitir de las muestras de las corrientes de fase de la línea de transmisión [GeneralElectric L90, 2012].

La consolidación es posible a lo largo de dos dimensiones: el tiempo de consolidacióny la consolidación de las fases [General Electric L90, 2012].

El tiempo de consolidación reduce los requisitos de ancho de banda de lascomunicaciones. La consolidación de tiempo también mejora la seguridad aleliminar la posibilidad de falsas interpretaciones de una sola muestra datosque se encuentren dañados, interpretando los mismos como una falla.

La consolidación de las fases consiste en combinar información de las tres fasesy el neutro. Aunque la consolidación de fase es posible, no se empleageneralmente en esquemas digitales, ya que se desea detectar en qué fase seencuentra la falla, así que la mayoría de los relevadores digitales envía datos delas tres fases.

La característica de restricción es la frontera de decisión entre las situacionesque se declaran como falla y las que no lo son.

El tercer elemento más importante es la sincronización de las muestras. Paraque un esquema diferencial funcione, los datos que están siendo comparadosdeben ser tomados al mismo tiempo.

Para explicar mejor como funciona, de manera sencilla, y la importancia del canal defibra óptica en el esquema diferencial, se tomará como base al relevador universaldiferencial L90 de General Electric.

El sistema del L90 utiliza una técnica de consolidación nueva llamada "Phaselets" o ensu traducción al español “Fasoletas”. Las Fasoletas , son las sumas parciales de lostérminos involucrados para el cómputo o construcción de los fasores. Como tal no sonfasores, pero se pueden combinar para construir fasores exactos. En otras palabrasdentro del canal de comunicación de la protección diferencial no se envían los fasorescomo tal y tampoco se consolidan, sino que se envían los componentes para recrearlos mismos, y así poder comparar un fasor con el otro[General Electric L90, 2012].

La sincronización de las muestras en el L90 no se realiza conforme a un reloj maestro,sino que entre los relevadores se envían datos con una estampa de tiempo y se realiza

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un cálculo de que tanto es el desfase, y en base a una lógica, acelera o reduce el girodel reloj hasta estar perfectamente sincronizados. Este proceso se realiza dentro deuna ventana de 8 ciclos [General Electric L90, 2012] [G0000-81, 2008].

Como se podrá ver, el canal de fibra óptica es vital para el funcionamiento de laprotección diferencial, ya que sin ella no se puede compartir la información a travésde las fasoletas ni sincronizar los relojes; por lo tanto, no existe comparación defasores y como resultado no se puede implementar una protección diferencial[General Electric L90, 2012].

Puesto que la fibra óptica es esencial en el esquema de teleprotección propuesto parala línea de transmisión instalada, se puede tomar ventaja de la existencia de esta víade comunicación como un canal alternativo para la teleprotección.

2.2.5 PP2 Protección Distancia (21)Para continuar nuestro análisis, avanzamos hacia la protección de distancia, siendoesta nuestra protección primaria 2 (PP2) del esquema de protección propuesto. Paraesta segunda sección, comenzaremos describiendo la operación de un relevadorelectromecánico de distancia, con el objeto de la mención de las zonas de protección,el esquema de distancia escalonada y así llevar esos principios a aplicaciones conrelevadores digitales y poder visualizar de manera más clara la importancia de losdisparos transferidos y la selección del mismo, así como dar pauta al disparopermisivo transferido de sobre alcance (POTT), el cual se mencionará en este capítulode manera sencilla y se profundizara sobre el mismo en el siguiente capítulo.

En la sección anterior describimos los relevadores diferenciales digitales yelectromecánicos, en los cuales una corriente estaba balanceada con respecto a otracorriente, y observamos que la característica de operación puede ser expresada comoun cociente entre las dos corrientes. En los relevadores de distancia existe un balanceentre la tensión y la corriente, la cual se puede expresar en términos de impedancia.La impedancia es una medida eléctrica de una distancia a lo largo de una línea detransmisión, lo cual explica el nombre que se le aplica a este tipo de relevadores.

Dado que este tipo de relevador involucra unidades de impedancia, familiaricémonosun poco con éstas. Hablando en general, el termino de “impedancia” pude ser aplicadosolamente a la resistencia, reactancia, o a una combinación de ambos. Sin en cambio,

en la terminología de protección por relevadores, un relevador de impedancia tieneuna característica que es diferente a cualquier relevador que responda a cualquiercomponente de impedancia. Por lo tanto “relé de impedancia” es un término muyespecífico [Russell, 2010].

En un relé de impedancia, el par producido por un elemento de corriente se equilibracon el par producido por un elemento de tensión. El elemento de corriente produce unpar positivo (Pickup o Arranque), mientras que el elemento de tensión produce un parnegativo (Reset o Restablecimiento). En otras palabras, el relevador de impedancia esun relevador de sobrecorriente restringido por tensión [Blackburn, 2006].

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Para poder explicar de manera más clara los efectos de los torques, obsérvese laFigura 2.18, en la cual se observa un diagrama de actuación de un relevador desobrecorriente direccional electromecánico. Note en la figura que se tiene una

armadura movible con un eje; esta armadura es quien mediante atracción y repulsiónpuede o no activar los contactos. Como tal para activar los contactos simplemente serequiere de dos condiciones. Primero, la polarización de la bobina de polarizacióndebe ser la adecuada, esto es, que la tensión indique una falla hacia enfrente; esto nosayuda a saber la direccionalidad. Segundo, la corriente que fluya por la bobinaactuadora debe ser lo suficientemente grande como para romper la fuerza deatracción que mantiene los contactos separados, generando un torque positivo[Russell, 2010].

Figura 2.18 Diagrama de Actuación de Relevador de Sobrecorriente DireccionalElectromecánico [Russell, 2010]

Como podemos darnos cuenta, si quisiéramos que la bobina actuadora inicializara acierta tensión por parte de la fuente actuadora, se podría aplicar el mismo principio.Esto se menciona para explicar la forma de actuar de un relevador de distancia.

Extendamos este mismo concepto, pero esta vez teniendo dos bobinas. La primerabobina será actuadora, controlada por corriente generando un torque positivo,cerrando así los contactos. La segunda bobina será la bobina de restricción, que estábasada en el principio anterior: genera un torque negativo alejando los contactos. Demanera que el torque para accionar este dispositivo físico, suponiendo que los efectosdel resorte de control están dados por K3, se define como:

= 1 − − 3 [Russell, 2010]

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donde I y V son magnitudes rms de la corriente y la tensión, respectivamente. Debidoa que la acción del dispositivo electromecánico está dada por la variaciónindirectamente proporcional entre la tensión y la corriente, existe un punto debalance entre ambas. En el punto de balance, cuando el relevador se encuentra en el

punto de operación, el par es cero, así: = 1 − 3 Si dividimos entre K 2I 2, obtenemos:

= 1 − 3 = = 1 − 3 Se acostumbra despreciar el efecto del resorte de control, ya que su efecto esperceptible sólo en las magnitudes de corriente muy inferiores a las que se

encuentran normalmente. Por lo tanto, K 3 es cero, de tal forma que la ecuaciónanterior se convierte en:

= √ [Russell, 2010]En otras palabras, un relevador de impedancia está a punto de operar a un valorconstante dado de la relación de V a I , que puede ser expresado como una impedancia.La característica de funcionamiento en términos de voltaje y de corriente se muestraen la Figura 2.19, en donde se muestra el efecto del resorte de control como causantede una curva notable en la característica sólo en el extremo de baja corriente.

Figura 2.19 Característica de Operación de un Relé de Impedancia (Distancia)(Adaptada de [Russell, 2010])

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Para todos los fines prácticos, la línea discontinua, que representa un valor constantede Z , se puede considerar la característica de funcionamiento. El relé se arrancará porcualquier combinación de V e I representado por un punto por encima de lacaracterística en la región de par positivo o, en otras palabras, para cualquier valor de

Z menor que el valor constante representado por la característica de funcionamiento.Mediante el ajuste, la pendiente de la característica de funcionamiento se puedecambiar de manera que el relé responda a todos los valores de impedancia inferior acualquier límite superior deseado.

Una manera mucho más útil de mostrar la característica de funcionamiento de losrelés de distancia es por medio del "diagrama de impedancia" o "diagrama R-X". Lacaracterística de funcionamiento del relé de impedancia, despreciando el efecto decontrol de resorte, se muestra en la Figura 2.20 [Areva, 2002].

Figura 2.20 Característica de Operación de un Relé de Impedancia (Diagrama R-X)(Adaptada de [Russell, 2010])

El valor numérico de la relación de V a I se muestra como la longitud de un vectorradio Z , y el ángulo de desfasamiento Ɵ entre V e I determina la posición del vector,como se muestra anteriormente. Si I está en fase con V , el vector se encuentra a lo

largo del eje +R; pero, si es 180° fuera de fase con V , el vector se encuentra a lo largodel eje -R. Si I se retrasa con respecto a V , el vector tiene un componente + X , y si I seadelanta con respecto a V , el vector tiene una componente - X . Puesto que elfuncionamiento del relé de impedancia es prácticamente independiente del ángulo defase entre V e I , la característica de funcionamiento es un círculo con su centro en elorigen. Cualquier valor de Z menor que el radio del círculo se traducirá en laproducción de par positivo, y cualquier valor de Z mayor que este radio resultará enun par negativo, independientemente del ángulo de fase entre V e I .

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Para la protección de línea de transmisión, un relé de distancia común consta de unaunidad direccional monofásica, tres unidades de relevador de impedancia de altavelocidad y una unidad de temporización. La Figura 2.21 muestra esquemáticamentelos circuitos de contacto de las unidades principales. Note que las tres unidades de

impedancia están etiquetadas como Z 1, Z 2, y Z 3. Las características de operación deestas tres unidades son ajustables independientemente. En el diagrama R- X de laFigura 2.22, el círculo de Z 1 es el más pequeño, el círculo de Z 3 es el más grande y elcírculo de Z 2 es intermedio.

Figura 2.21 Esquema de Conexiones del Circuito de Contactos de un Relé de DistanciaTipo Impedancia (Adaptada de [Russell, 2010])

Es evidente, pues, que cualquier valor de impedancia que esté dentro del círculo Z 1 hará que las tres unidades de impedancia operen. La operación de Z 1 y la unidaddireccional dispararán un interruptor directamente en un tiempo muy corto, quellamaremos T 1. Siempre que Z 3 y la unidad direccional operen, la unidad detemporización se energizará. Después de un retardo definido, la primera unidad detemporización cerrará su contacto T 2, y después el contacto T 3; ambos retardos detiempo son ajustables independientemente. Por consiguiente, se puede observar queun valor de la impedancia dentro del círculo Z 2, pero fuera del círculo Z 1, dará comoresultado el disparo en el momento T 2. Finalmente, un valor de Z fuera de los círculosZ1 y Z2, pero dentro del círculo Z3, resultará en el disparo en el momento T3.

La figura 2.22 muestra también la relación de la característica de funcionamiento de launidad direccional y la característica de funcionamiento de la unidad de impedanciaen el mismo diagrama R-X [Russell, 2010].

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Figura 2.22 Características de Funcionamiento y de Retardo de un Relé de DistanciaTipo Impedancia (Adaptada de [Russell, 2010])

Debido a que la unidad direccional solamente permite el disparo en la región de sutorque positivo, las porciones inactivas de la característica de operación del relé deimpedancia se muestran con líneas discontinuas. El resultado es que el disparo seproduce sólo para los puntos que están dentro de los círculos y por encima de lacaracterística de operación de la unidad direccional.

Estrictamente hablando, la unidad direccional tiene una característica defuncionamiento de línea recta, como se muestra anteriormente, sólo si el efecto delresorte de control se desprecia, que consiste en suponer que no hay ningún par de

restricción. Cabe recordar que, si despreciamos el efecto del resorte de control, el parde la unidad direccional es:

= 1( − ) [Blackburn, 2006]Cuando el par neto es cero, 1( − ) = 0 Dado que K 1, V, o I no son necesariamente cero, entonces, con el fin de satisfacer estaecuación, suponemos que son 1; así:

( − ) = 0 → ( − ) = ±90 Por lo tanto, cos(ϴ-τ) describe la característica de operación del relé. En otraspalabras, cualquier vector de radio Z a 90° sobre la línea característica de operacióndireccional, indicara una operación y esto describe la línea recta punteada que está aun ángulo τ que se muestra en la Figura 2.22.

También debemos desarrollar la característica de operación de un relé direccionalcuando el efecto del resorte de control se tiene en cuenta. La ecuación de torque comoya se ha determinado es:

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Figura 2.24 Tiempo de Operación Contra Impedancia para un Relé de Distancia tipo

Impedancia (Adaptada de [Russell, 2010]).

Esta característica se denomina “Distancia Escalonada”. Se verá más adelante que lasunidades de Z 1 y Z 2 proporcionan la protección principal para una determinadasección de línea de transmisión, mientras que Z 2 y Z 3 proporcionar protección derespaldo para buses adyacentes y secciones de línea.

Una vez que se explicó el elemento, describamos un poco la característica másutilizada por los relevadores de distancia llamada “La Característica Mho”, la cual seconoce así debido a que su característica es una línea recta en un diagrama deadmitancia. Esta combina hábilmente las cualidades discriminantes de control dealcance por parte de la impedancia, así como para el control direccional. Esto se logramediante la adición de una señal de polarización en base a la tensión.

Figura 2.25 Característica de Funcionamiento de un Relé de Distancia tipo Mho para laDistancia Protegida desde el punto A al punto B (Adaptada de [Russell, 2010])

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La característica de un elemento de impedancia Mho, cuando se representa en undiagrama R-X , es un círculo cuya circunferencia pasa por el origen, como se ilustra enla Figura 2.25. Esto demuestra que el elemento de impedancia es inherentemente

direccional, de tal manera que sólo funciona para fallas en la dirección hacia adelantea lo largo de la línea AB [Russell, 2010].

Ahora, llevando estos principios a la aplicación con diferentes alcances enimpedancias, se puede observar que el relé de distancia completo para la protecciónde la línea de transmisión se compone de tres unidades de alta velocidad tipo Mho(M 1, M 2, y M 3) y una unidad de temporización, conectada de una manera similar a lamostrada para un relé de tipo impedancia, excepto que no se requiere una unidaddireccional aparte, ya que las unidades Mho son inherentemente direccionales, comose observa en la Figura 2.25. La característica de funcionamiento completa del relé semuestra en la Figura. 2.26.

Figura 2.26 Característica de Funcionamiento de un Relé de Distancia tipo Mho, con

Tres Zonas de Protección [Russell, 2010]

Ya entendido perfectamente este concepto, podemos llevarlo a la representación conuna línea de transmisión sencilla. Supongamos una línea de transmisión, en la cualsolo protegeremos con una zona, y esta abarcará el cien por ciento de la línea, como sepuede observar en la Figura 2.26.

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Figura 2.27 Ejemplo de Relevador de Distancia tipo Mho con una Zona de Protección(Adaptada de [Russell, 2010])

Cuando se produce un cortocircuito, la onda de corriente tiende a ser compensadainicialmente. Bajo tales condiciones, los relés de distancia tienden a “sobrealcanzar”durante el periodo inicial; en otras palabras, tienden a operar para un valor mayor deimpedancia que aquél para el cual fueron ajustados bajo condiciones de estadoestable.

Observando la Figura 2.27, si esto sucediese, estaríamos abarcando zonas deprotección en las cuales no debemos operar, ya que corresponden a otras seccionesdel sistema, y esto podría resultar en operar bajo condiciones de falla externa. Estatendencia a sobrealcanzar se minimiza en el diseño de los elementos del circuito delrelé, pero aún es necesario para compensar parte de esta tendencia a sobrealcanzaren los ajustes de los relés.

La compensación por sobrealcance, así como para las inexactitudes en las fuentes decorriente y de tensión, se obtienen mediante el ajuste de los relés para funcionar al10% o 20% menor que la impedancia para la que de otro modo hubiesen sidoajustados [General Electric D60 CD, 2008].

La selección cuidadosa de los ajustes de alcance y tiempos de disparo para lasdistintas zonas de medición permite una correcta coordinación entre los relés dedistancia en un sistema de potencia, para esto existen esquemas de protección dedistancia [General Electric D60 CD, 2008].

La protección de distancia básica incluirá una zona ( Z 1) instantánea direccional y unao más zonas ( Z 2, Z 3,…, Z n) con tiempo de retraso (T 2, T 3,…, T n), tal y como se explicóanteriormente. La configuración típica de distancia y tiempo puede ser observada demanera clara en la Figura 2.27 [Bugarín, 2008].

Los relés suelen tener un ajuste de alcance de hasta el 80% de la impedancia de lalínea protegida para la Zona 1 de protección instantánea. Para los relés de distanciadigitales, ajustes de hasta un 85% pueden ser seguros, aunque se ajusta generalmenteal 80% de la impedancia de la línea [Areva, 2002].

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Figura 2.28 Ejemplo Básico de Zonas de Protección con Distancia Escalonada y Lógicade Operación Simplificada para Distancia Escalonada en un Relevador Digital UR

(Adaptada de [Bugarín, 2008])

El resultante margen de 15-20% de seguridad garantiza que no hay riesgo de laprotección de la zona 1 a sobrealcanzar la línea protegida debido a errores en lostransformadores de corriente y tensión. La zona 2 de la protección de distancia debecubrir el 15-20% restante de la línea [Areva, 2002].

Para asegurar una cobertura completa de la línea con una previsión de las fuentes deerror ya mencionadas en el apartado anterior, el ajuste de alcance de la protección dela Zona 2 debe ser de al menos el 120% de la impedancia de la línea protegida. Enmuchas aplicaciones, es práctica común establecer el alcance de la zona 2 para serigual a la sección de la línea protegida más el 50% de la línea más corta adyacente.

Esto asegura que el máximo alcance eficaz de la zona 2 no se extienda más allá delalcance efectivo mínimo de la protección por zona 1 de la línea adyacente [Areva,2002] [Bugarín, 2008].

El disparo por zona 2 debe ser retardado en el tiempo para asegurar la liberación delas fallas con la protección primaria aplicada a circuitos adyacentes que caen dentrodel alcance de la zona 2. Así, la cobertura completa de una sección de línea se obtienecon una liberación instantánea de la falla en la primera zona con alcance del 80-85%de la línea y la liberación más lenta de fallas en la sección restante de la línea. Laprotección de respaldo remota para todas las fallas en las líneas adyacentes puede ser

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proporcionada por una tercera zona de protección que está retardada en tiempo paradiscriminarla con la protección por zona 2.

El alcance de la zona 3 se debe establecer en al menos 1.2 veces la impedancia

presentada al relé para una falla en el extremo remoto de la segunda sección de lalínea [Areva, 2002].

Con la implementación de estas 3 zonas de protección pareciese que tenemos unesquema completamente confiable y selectivo, ya que solo operará para fallas dentrode su zona y aislará el elemento fallado sin englobar a otros elementos del sistema.Pero en cuanto a un relevador de protección debe cumplir con una característica más,la cual es la velocidad. Analicemos el funcionamiento del esquema implementado enla figura 2.28, mostrada anteriormente. Ese esquema representa un esquema clásicode protección de distancia escalonada. Para mejor comprensión supongamos que sepresenta una falla como se muestra en la Figura 2.29

Figura 2.29 Esquema Distancia Escalonada, Ejemplo de Falla en Zona 1(Adaptada de [Bugarín, 2008])

Como se puede observar en la figura, para este caso se tienen dos relevadores dedistancia, uno en cada extremo de la línea y cada uno consta de sus tres zonas deprotección, y una falla en el centro de la línea se presenta. De acuerdo a la lógica deoperación del relevador, ambos relevadores de ambos extremos (A y B) detectan fallaen zona 1 y activan un bit que llamado “ZONA 1 PKP” . Este bit, de acuerdo a la lógicamostrada en la Figura 2.29, dispara el interruptor de su extremo. De acuerdo a esto, lafalla es aclarada instantáneamente, lo que cumple con la característica básica de losrelevadores: la velocidad [General Electric D60, 2012].

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Ahora analicemos este mismo entorno pero supongamos una falla 2 en la línea detransmisión, como se muestra en la Figura 2.30.

Figura 2.30 Esquema Distancia Escalonada, Ejemplo de Falla 2 Zona 1 y Zona 2(Adaptada de [Bugarín, 2008])

Para este caso analicemos cómo se comporta el sistema ante estas condiciones,teniendo los mismos relevadores en los extremos A y B. Para la falla 2, el relevador del

extremo A detecta la falla en zona 1 y, de acuerdo a su lógica, dispara el interruptordel extremo A de la línea a proteger, eliminando así la aportación de corriente de cortocircuito proveniente del sistema conectado a la línea adyacente 1. Para la falla 2, elrelevador del extremo B no detecta la falla en zona 1, pero la logra detectar en zona 2,activando el bit “ZONA 2 PKP”. De acuerdo a la lógica de operación, este relevador solodisparará el interruptor hasta que el retardo de tiempo T 2 haya transcurrido. Una veztranscurrido T 2, dispara el interruptor de la línea a proteger, ubicado en el extremo B.Note que para este caso, a pesar de que el relevador del extremo A eliminó laaportación de corto circuito proveniente de su extremo, la falla no fue liberada sinohasta que se disparó el interruptor de línea del extremo B [Bugarín, 2008].

Con esto podemos determinar que este esquema podría ser más veloz si el relevadordel extremo A enviara su información al relevador del extremo B para que estedisparase instantáneamente su interruptor propio y viceversa. A esto se le llama“Protección Piloto”, y a los bits de disparo se les llama “Disparos Transferidos” [General Electric D60, 2012] [Areva, 2002].

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CAPÍTULO IIIEsquemas Piloto De Teleprotección


CAPÍTULO IIIESQUEMAS PILOTO DE TELEPROTECCIÓN Y DISPARO

PERMISIVO TRANSFERIDO DE SOBREALCANCE (POTT)

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CAPÍTULO IIIEsquemas Piloto De Teleprotección


3 III. ESQUEMAS DE TRANSFERENCIA DE DISPARO Y DISPAROPERMISIVO TRANSFERIDO DE SOBREALCANCE (POTT)

3.1

Introducción a los Esquemas Piloto de TeleprotecciónEn el capítulo anterior se describió nuestro esquema de protección y como se tomaráventaja del mismo utilizando el canal de comunicación de la protección diferencialTambiénse describió la protección distancia con el objeto de familiarizar al lector conlas zonas de protección y cómo interactúan en nuestro sistema, así como dar hincapiéen la importancia de un esquema de protección distancia con comunicación piloto.

En este capítulo se analizarán los tipos de esquemas de transferencia de disparo y semostrará al lector la justificación de la selección de nuestro esquema utilizando unesquema de disparo permisivo transferido de sobrealcance (POTT), para la protecciónde nuestra línea de transmisión.

La protección convencional de distancia escalonada ilustrada en la Figura 2.27, comose observó en el capítulo anterior, tiene por sus características propias una desventajaclara, siendo en este esquema que la Zona 1 de protección instantánea en cadaextremo de la línea protegida no se puede ajustar para cubrir la totalidad de lalongitud del alimentador y se fija generalmente a aproximadamente un 80% debido asu sobrealcance. Esto deja dos "zonas finales", cada una de alrededor del 20% de lalongitud de la línea protegida. Las fallas en estas zonas son liberadas en un tiempoinstantáneo por la protección de zona 1 en un extremo de la línea y por el otroextremo de la línea por la protección de la zona 2, en tiempos propios de operación dezona 2 (habitualmente de 200ms a 400ms).

Esta situación no puede ser tolerada en algunas aplicaciones, por dos razonesprincipales:

1) La liberación de las fallas en los extremos restantes en tiempos de zona 2pueden provocar que el sistema se vuelva inestable.

2) En esquemas donde un autorrecierre de alta velocidad es implementado, laapertura no simultánea de los interruptores de la línea en ambos extremos dela sección fallada resulta en una ausencia de tiempo muerto (dead time) en elciclo del recierre para que se extinga la falla y se desionicen los gases alrededor

de esta. Esto se traduce en la posibilidad de que una falla transitoria cause elcierre permanente de los interruptores (Lockout) en cada extremo de la líneafallada [General Electric D60, 2012].

Incluso cuando la inestabilidad no suceda, el aumento de la duración de laperturbación puede dar lugar a prob

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