castillo, declaramo bajs o juramento que e trabajl o aquí
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Castillo, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es
de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentada para
ningún grado o calificación profesional; y que hemos consultado las
referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de
propiedad intelectual correspondiente a este trabajo, a la Escuela
Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional
Fabián Ernesto Pérez Yauli José Ramiro Torres Castillo
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por los señores
AGRADECIMIENTO
A Dios por permitirme la vida, por permitirme a mis padres y hermanos y porque me permite llegar a culminar esta etapa de mi vida.
A mis padres y hermanos por todo el amor, la paciencia, el cariño que siempre
me brindaron, por el aliento y el apoyo que me supieron dar en todo momento y
por todo el esfuerzo que realizaron y que realizan para permitirme llegar a
culmin&r mi vida universitaria.
A todos mis familiares, de manera especial a mis tíos Claudio y Marina(+) porsu buen corazón y por el apoyo desinteresado que me brindaron.
A mis amigos por convertirse en mi segunda familia.
FABIÁN
¡ AGRADECIMIENTO
A Dios! por permitirme cumplir una de las metas más importantes de mi vida.
A mis 'padres y a mis hermanos por el amor, eí apoyo y ía comprensión que
siempre me han brindado.
A mis amigos por su simpatía y compañerismo en los momentos difíciles.
A aquéllos profesores que con dedicación desinteresada, comprensión y rigidez
oporíuha, constituyeron una verdadera guía para mi formación.
JOSÉ RAMIRO
AGRADECIMIENTO ESPECIAL
A los ingenieros Patricio Guerrero, José López, Luis Garrido y José Mosquera
por habernos brindado todo su apoyo y valiosos consejos durante eí desarroíío
del présente trabajo.
Al área de Operación de TRANSELECTRIC, por abrimos las puertas y por toda
la colaboración que nos brindó para que este trabajo llegue a feliz término.
DEDICATORIA
A mis padres Ana María Castillo y
Antonio Torres y mis hermanos Antonio y
Valeria, quienes siempre me han apoyado
y confiado en mí.
JOSÉ RAMIRO
mis padres, a mis hermanos,
a Claudio y Marina (+).
Fabián
El presente trabajo está enfocado a realizar una revisión completa de los
ajustes de ios relés de distancia que protegen las líneas de transmisión de 230
kV del Sistema Nacional Interconectado con la ayuda del programa Power
Facíory -DigSILENT, con el cual se realizan simulaciones de cortocircuitos en
el sistema. Se verifica la coordinación entre los relés de distancia de líneas
adyacentes y también se verifica la coordinación entre los relés de distancia
con ios reíés de sobrecorriente de los transformadores de reducción. El estudio
contempla además la entrada en operación de una nueva subestación de
transmisión en uno de los circuitos de la línea Pascuales - Milagro a nivel de
230 kV.
Se presenta un análisis que permite prever el comportamiento de la demanda y
el despacho de ia generación para alimentar ai programa con información
valedera que pueda representar con la mayor precisión los flujos naturales de
potencia tanto para condiciones de demanda máxima, mínima y media. Se
presentan los criterios utilizados para la calibración de los relés de distancia y
los criterios necesarios para la verificación de los ajustes de los relés de
distancia. La base de datos creada en eí programa contiene toda ía información
de las calibraciones de los relés de distancia utilizados en las líneas de
transmisión de 230 kV; las calibraciones de los relés de sobrecorriente de los
transformadores de reducción de 230/138 kV. De las simulaciones de
cortocircuitos se realizan recomendaciones de cambio en algunas de las
calibraciones de ios relés de distancia.
1.1 ANTECEDENTES. 11.2 OBJETIVOS 2
J. * ¿u J \Jdi yJ2sJ\£ÍJL/ • « . . • • * • « * « • » • « • . • • • • • • • • « « • « « « « « • « « « « « • • « « • • « • • « ' • • • • . « • • « « « « « • • • • • « « • . • « • • « • • • « « . • « « • • • « « « . « • • • • • • « « • « • • i . . . . . Á
1.2.2 ESPECIFICO 31.3 ALCANCE 3
2.1 MÉTODOS PARADETERMIMARLAOCURRENCIADE ANORMALIDADESEN UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA 62.2 CORTOCIRCUITOS 7
2.2. / EFECTO DE LOS CORTOCIRCUITOS EN LA ESTABILIDAD DE LOSSIS7EMASDE POTENCIA 82.2.2 CARACTERÍSTICASDE LA CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO 8
23 CÁLCULO DE LAS CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO 112.3.1 DIAGRAMA UNIFILAR.... ...„.//2.3.2 DIAGRAMA DEMPEDANCIÁS.... 122.3.3 SISTEMA POR UNIDAD 132.3.4. TIPOS DE FALLAS POR CORTOCIRCUITOS EN SISTEMAS DE POTENCIA
2.3.5 MÉTODOS PARA EL CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO 162.3.6 LA MATRIZDEMPEDANCIÁSDEBARRA EN LOS CÁLCULOS DECORTOCIRCUITOS...... 172.3.7 MÉTODO DE COMPONENTES SIMÉTRICOS... .....18
2.4 CARACTERÍSTICAS DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN 212.5 COMPONENTES BÁSICOS DE UN SISTEMADE PROTECCIÓN 22
2.5.1 EQUIPOSDEMEDICIÓN (FP'SyTC'S)—. 23j¿**s.¿ J\t^jÍjS—itj..................*.•>...................................................................................... ji*r
2.5.3 DISYUNTORES........ 242.5.4 CIRCUITOS DE CONTROL 24
2.6 CONDICIONES QUE DEBE CUMPLIR UN SISTEMADE PROTECCIÓN 252.7 TIPOS DE PROTECCIÓN 26
2.7. ¡PROTECCIÓN PRINCIPAL 272.7.2 PROTECCIÓN DE RESPALDO 30
2.8 PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 312.8.1 PROTECCIÓNDE SOBRECORRIENTE. 312.8.2 PROTECCIONES DE DISTANCIA 3223.3 EFECTO DE LA RESISTENCIA DE ARCO Y DE LA RESISTENCIA DETIERRA EN LOS RELÉS DE DISTANCIA 382.8.4 EFECTO DE FUENTES DE CORRIENTE INTERMEDIAS EN LOS RELÉS DEDISTANCIA .402.8.5 EVALUACIÓN DE LA IMPEDANCIA EN LOS RELÉS DE DISTANCIA. 43
2.9 PROTECCIONDE TRANSFORMADORES DE POTENCIA 462.9.1 PROTECCIÓNDIFERENCIAL. 472.9.2 PROTECCIÓN BUCHHOLTZ.. 49
2.9.3 PROTECCIÓN DE SOBmCORRRIENTE..................... ............ 49
3.1DESCRJPCIÓNDELPROGRAMA 543. U FLUJOS DE CARGA ................... 543.1.2 ANÁLISIS DE CONFIAJ3IUDAD...... 573.7.3 ESTABILIDAD. 553'J.4 ANÁLISISDE CORTOCIRCUITOS.. 593.1.5 PROTECCIONES. .....60
3.2 CREANDO UNDISPOSITIVO DE PROTECCIÓN.. 613.2.7 CONFIGURACIÓN BÁSICA DE UN RELÉ EN EL PROGRAMA 633.2.2 CONFIGURACIÓN BÁSICA DE UN TRANSFORMADOR DE CORRIENTE. 633.£3 CONFIGURACIÓN BÁSICA DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIAL. 65
3.3 ÉDICIÓNDE LAS PROTECCIONES DE DISTANCIAPARA LINEAS DETRANSMISIÓN 673 A EDICIÓN DE RELÉS DE SOBRECORRJENTE PARA LA PROTECCIÓN DETRANSFORMADORES DE POTENCIA 743.5 SIMÜLACIÓNDE CORTOCIRCUITOS EN EL SISTEMADE POTENCIA 76
4.1 PREVISIONDEL COMPORTAMIENTO DE LADEMANDA ADICIEMBREDEL 2003 804.2 PREVISIÓN DEL DESPACHO DE LA GENERACIÓN A DICIEMBRE DEL 2003
, 82
5.1 CRITERIOS QUE SE UTILIZAN PARA DETERMINAR EL ALCANCE DE LASZONAS DE OPERACIÓN PARA UN RELÉ DERECCIONAL DE DISTANCIA EN ELSNT 85
5.7.7 PROTECCIÓN DE DISTANCIA PRIMARIA..... 855.1.2 PROTECCIÓN DE DISTANCIA SECUNDARIA... 86
5.2 RELÉS DE DISTANCIA UTILIZADOS EN LAS LÍNEAS DE 230 KV DEL SNI. 885.3 RELÉS DE SOBRECORRDENTE EMPLEADOS EN LOS TRANSFORMADORESDE REDUCCIÓN DEL ANILLO DE 230/138 KV 905.4 VERIFICACIÓN DE LA COORDINACIÓN ENTRE LAS PROTECCIONES DESOBRECORRIENTEYDEDISTANCIADEL ANILLO DE-230 KVDEL SNI 91
5.4.1 EJEMPLO ILUSTRATIVO DEL PROCEDIMIENTO SEGUIDO PARA LAVERIFICACIÓN DE LA COORDINACIÓN ENTRE LAS PROTECCIONES DEDISTANCIA CON LAS PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE UBICADAS ENEL LADO DE ALTO VOLTAJE DE LOS TRANSFORMADORES DEL SISTEMANACIONAL DE TRANSMISIÓN... ..93PROTECCIÓN DE DISTANCIA DE LA LÍNEA SANTA ROSA - TOTORAS. 93
5.4.2 PROCEDIMIENTO PARA VERIFICAR LA COORDINACIÓN ENTRE LASPROTECCIONES DE DISTANCIA OUE PROTEGEN A LÍNEAS ADYACENTES.. 101
El Sistema Nacional de Transmisión está formado por la red troncal principal a
doble circuito, con un voltaje operativo de 230 kV. En eí anillo de 230 kV se
encuentran conectadas al momento ocho subestaciones de transmisión, desde
las cuales se distribuye la energía generada a las subestaciones de
subíransmisión, éstas a su vez abastecen de energía a las empresas
distribuidoras que se encargan de la comercialización y distribución de la energía
generada hasta ios usuarios finales.
El sistema de transmisión cuenta además con redes radiales a 138 kV, 69 kV, 46
kV, 34.5 kV, correspondientes a niveles de subtransmisión.
Las líneas de transmisión son parte importante de un sistema eléctrico de
potencia, ya que el papel que desempeñan dentro de éí, es único y fundamental
en la operación del mismo, pues enlazan a los sistemas de generación con los
centros de consumo, que se encuentran en su gran mayoría alejados entre sí.
Por otro lado se impone la necesidad de un servicio eficiente y continuo a los
consumidores finales de la energía, para esto, los esquemas de protección se
encuentran diseñados de tal manera que su función se de solamente cuando en
verdad sea indispensable, es decir que un sistema de control y protección debe
ser capaz de discriminar condiciones severas de funcionamiento para el sistema
de aquellas de las cuales el sistema puede reponerse por sí solo.
iLas subestaciones conectadas a lo largo del anillo de 230 kV están dotadas con
equipos de protección para las líneas de transmisión, y los transformadores de
reducción o de elevación de voltaje según sea el caso. La filosofía para la
protección de líneas y de transformadores es simple y muy compleja al mismo
tiempo.! Hoy en día se está reemplazando los relés electromecánicos por los relés
con tecnología digital.
Actualmente, la protección principal que se utiliza para proteger las líneas de
transmisión del SNT son los relés de distancia, en tanto que para los
transformadores que manejan elevadas potencias y que trabajan con altos
voltajes operativos, se los protege con relés de sobrecorriente además de la
protección diferencial.
Debido a la creciente demanda de energía, que año tras año se registra en el
sistema, se deben realizar inversiones ya sea para ampliar o modificar las
instalaciones del Sistema Nacional de Transmisión. Como consecuencia de esto
se hace indispensable una revisión constante de los ajustes de las calibraciones
de las protecciones que se encuentran instaladas en el sistema.
Esto hace necesario contar con herramientas de trabajo más versátiles para
ayudar a ios ingenieros encargados de ía protección del sistema eléctrico a
realizar de una manera más rápida y segura los cambios que se ameriten
necesarios en los ajustes de las calibraciones de todas las protecciones
involucradas con el cambio en la topología de la red.
La empresa encargada de la operación del Sistema Nacional de Transmisión,
TRANSELECTRIC S.A., está interesada en habilitar un nuevo software para
analizar y mejorar la coordinación de las protecciones instaladas en el sistema.
Este es el caso del Power Facíory - DigSILENT, que es un software que se lo
utiliza, entre una de sus aplicaciones, para el estudio de la coordinación de las
protecciones ya instaladas, en los sistemas eléctricos de potencia.
Validar los ajustes de las calibraciones de las protecciones de distancia
ubicadas en las líneas de transmisión que conforman la red troncal del
SNT; y de las protecciones de sobrecorrieníe para los transformadores de
las subestaciones de reducción.
Recopilación y actualización de la información de los equipos de
protección: transformadores de corriente, transformadores de potencial,
ajustes actuales de los relés de distancia ubicados en las líneas de
transmisión del anillo de 230 kV y de los relés de sobrecorriente ubicados
en el lado de alto voltaje para los transformadores de reducción y en el lado
de bajo voltaje para los transformadores de elevación, que se necesita para
alimentar al programa de tal manera que se pueda realizar las
simulaciones del caso.
Alimentar al programa con la información necesaria para verificar y analizar
la coordinación entre las protecciones de distancia de las líneas de
transmisión con las protecciones de sobrecorriente de los transformadores,
a través de simulaciones de cortocircuitos en el sistema y principalmente
en la red troncal de 230 kV del sistema de transmisión.
Actualizar en formato del Power Facíory la información de los equipos de
protección relacionados con las protecciones de distancia y de
sobrecorrieníe del sistema de la red troncal de 230 kV del SNT.
Habilitar la parte correspondiente a "Protecciones" del programa Power
Facíory - DigSÍLENT para determinar si existe la coordinación adecuada
¡de los tiempos de operación de estas dos protecciones.
La verificación y el análisis de la coordinación entre las protecciones de
distancia con las protecciones de sobrecorriente de la red troncal del SNT
se realiza para las condiciones operativas que presentará el Sistema
Nacional Interconectado para el mes de Diciembre del 2003.
Para establecer lo que es un sistema de protección, se deber partir definiendo
brevemente lo que son ios sistemas de control.
Se puede definir los sistemas de control como un conjunto de esquemas, equipos
y dispositivos que tiene como objetivo principal "controlar", esto es, medir,
señalizar, supervisar, proteger, regular y maniobrar, en forma directa, semidirecta
o a distancia, manual o automáticamente, las instalaciones eléctricas, mecánicas,
civiles de un sistema de potencia. [1]
Se puede establecer entonces que los sistemas de control tienen dos funciones
bien determinadas, que son ias funciones de información y las funciones de
comando.
Las funciones de información permiten conocer, cual es el estado actual de las
diferentes instalaciones que forman parte del sistema. Entre las funciones de
información se puede mencionar lo relativo a medición, señalización, supervisión,
entre otros.
Las funciones de comando en cambio están relacionadas, con actividades que se
ejecutan directamente sobre los equipos o instalaciones. Dependiendo del tipo de
actividad que se realice, las funciones de comando pueden ser de maniobra si
por ejemplo la actividad a realizar es la apertura y cierre de interruptores. Son de
regulación si las acciones sobre los equipos tienen como objetivo permitir la
operación del sistema dentro de rangos establecidos de voltaje, de frecuencia,
etc.
«!,.
Dentro de las funciones de comando no se debe dejar de lado lo referente a la
protección del sistema, que por lo general produce acciones de maniobra y en
algunos casos de regulación, cuando se detectan anormalidades.
Se establece entonces que los sistemas de protección son parte de los sistemas
de control. Una definición de ios sistemas de protección puede ser concebida
como "e/ conjunto de esquemas, equipos y dispositivos, cuya finalidad principal
es aislar la parte del sistema en la que se produjeron anormalidades, evitando de
esta manera el daño temporal o permanente de los equipos involucrados, además
de mantenerla continuidad en la operación del sistema".
Los sistemas eléctricos de potencia se encuentran expuestos permanentemente a
ía ocurrencia de cualquier tipo de contingencias, sean éstas internas o externas.
Las contingencias exíemas son aquellas de origen ambiental, como es el caso de
las descargas atmosféricas o rayos, la contaminación y la humedad que afectan a
los aisladores, lluvias y tormentas, ramas de árboles que se ponen en contacto
con las líneas, etc.
Por otro lado las contingencias internas son aquellas que se originan durante la
operación del sistema como por ejemplo las oscilaciones de potencia,
cortocircuitos, sobrevolíajes provocados por efectos de maniobra de interruptores
o por la apertura accidental de seccionadores, sobrecargas en algunos elementos
del sistema provocadas por la salida de servicio de una parte de la red.
Las contingencias más graves son los cortocircuitos, pues las magnitudes de las
corrientes durante un evento de esta naturaleza son extremadamente altas por lo
que deben ser suprimidas en el menor tiempo posible para disminuir los daños en
los equipos y elementos expuestos.
Los dispositivos que se utilizan para detectar las fallas son los relés de protección,
los cuales operan sobre las bobinas de disparo de los interruptores de potencia
para aislar la falla casi de manera inmediata luego de su detección.
Con esto se consigue:
® Minimizar daños posibles en las centrales de generación debido a
sobrecalentamiento o sobrevoltajes.
• Minimizar lesiones graves para el personal
» Mantener la continuidad del suministro de potencia.
® Prevenir la inestabilidad del sistema.
® Prevenir el daño físico en los transformadores de potencia, cuyos
bobinados son prácticamente sacudidos en el instante del cortocircuito.
• Minimizar los esfuerzos electromecánicos en las barras y líneas de
transmisión.
• Disminuir el daño físico del lugar donde se produce el arco eléctrico.
© Minimizar daños por calentamiento en los punios más débiles, tales como:
uniones de líneas, contactos de los seccionadores, etc.
Los relés de protección detectan condiciones anormales e inician la operación de
apertura del interruptor de potencia. La protección de ninguna manera previene ia
aparición de fallas. Entra en acción solo después de que ha ocurrido la falla.
El funcionamiento anormal de un sistema o de uno de los componentes de éste
se puede detectar por ios fenómenos eléctricos y físicos que se presentan en
estos casos.
Los esquemas de protección son los encargados de discriminar entre condiciones
de funcionamiento normal y anormal del sistema; entre fallas y perturbaciones; y
entre tipos de fallas.
Frente a condiciones anormales de la operación del sistema las variables
eíécíribas, voltajes y corrientes, sufren variaciones de magnitud y fase.
Los fenómenos que pueden aparecer al ocurrir anormalidades son:
* Aumento de la corriente.
• Disminución del voltaje.
® Aumento del voltaje.
• Aumento de la temperatura.
• Variación del Flujo de Potencia.
• Variación de la impedancia o reactancia.
• Aparición de voltajes y corrientes de secuencia cero.
Aún cuándo se diseñe muy cuidadosamente un sistema de potencia, éste estará
siempre expuesto al daño que puedan causar flujos de corriente en condiciones
de cortocircuito tales como sobrecalentamientos y arcos eléctricos destructivos.
Para asegurar que los equipos de protección puedan aislar fallas rápidamente y
minimizar el daño de cada uno de ios componentes del sistema de potencia y el
riesgo del personal, el estudio de comentes de cortocircuito debe ser incluido en
el diseño de los sistemas de potencia y también cuando se hagan modificaciones
a los sistemas existentes. [1]
Un cortocircuito es un fenómeno eléctrico que ocurre cuando dos puntos entre los
cuales existe una diferencia de potencial se ponen en contacto entre sí,
caracterizándose por elevadas corrientes circulantes hasta el punto de falla.
Las comentes de cortocircuito se diferencian de las corrientes de carga en el
hecho de que estas producen efectos destructivos para eí sistema y no trabajo
útil.
La magnitud de la corriente que fluirá a través de un cortocircuito depende
principalmente de dos factores:
© Las características y el número de fuentes que alimentan al cortocircuito.
© La impedancia que se interpone entre la fuente y el punto de falla.
Los efectos de las comentes de cortocircuitos son muy variados, pero los más
importantes son: el efecto Joule (calentamiento de los equipos eléctricos debido a
la gran circulación de corriente), esfuerzos electromecánicos en las máquinas
eléctricas y destrucción física del lugar de la falla cuando se producen grandes
arcos eléctricos. De los efectos de las fallas por cortocircuito, el más notorio es la
interrupción del suministro eléctrico debido a la necesaria apertura del circuito
eléctrico por parte de ios dispositivos de protección para despejar la falla y evitar
mayores daños en el sistema.
La capacidad de transferencia de potencia de un sistema de interconexión de
centrales de generación disminuye al ocurrir una falla como también después de
despejarla. Esto se debe principalmente a que durante la falía los niveles de
voltaje caen por debajo de su valor normal de operación.
Para eí caso de una línea de doble circuito, en uno de los cuales se ha producido
una faifa, el instante inmediatamente después de haberse despajado la falla, por
medio de la apertura del circuito fallado, la reactancia entre las dos barras se
duplica. Esto naturalmente disminuye la capacidad de transferencia de la línea.
El tipo de cortocircuito más perjudicial para la estabilidad de sistemas de
interconexión generalmente es el trifásico y eí menos perjudicial es eí cortocircuito
monofásico. [1]
El proceso que ocurre en el sistema de potencia al producirse una falla causada
por un cortocircuito es esenciaímeníe de carácter transitorio. La corriente en
régimen normal es una onda sinusoidal a 60 Hertz de frecuencia y amplitud
constante, no así cuando sucede un cortocircuito. La forma de onda en este caso
sigue teniendo una forma sinusoidal a 60 Hertz pero va decreciendo
exponéncialmeníe desde un valor inicial máximo hasta su valor en régimen
estacionario.
Para estudiar el sistema en este estado transitorio se divide el período de
ocurrencia de ia falía en una serie sucesiva de intervalos "casi estacionarios" ios
cuales son el período subtransitorio, transitorio y estacionario o permanente, y se
aplica el concepto de impedancia para determinar la corriente correspondiente a
cada uno de estos estados o intervalos.
La aplicación del concepto de impedancia se ve plasmada en la asignación de
ímpedancias variables con el tiempo a ías máquinas rotativas ías cuales son ías
fuentes de corriente de cortocircuito. En las máquinas rotativas de corriente
alterna generalmente la impedancia puede modelarse como una reactancia
inductiva debido a la naturaleza inductiva de sus bobinados, por lo que
generalmente se consideran tres reactancias asociadas a cada uno de los
intervalos en los que se divide la falla:
1) La reactancia subtransitoria X"d que determina el flujo de corriente en los
primeros 3 a 4 ciclos aproximadamente. [3]
2) La reactancia transitoria X'd que determina la corriente durante el período
transitorio, el cual puede durar hasta 1 segundo después de la ocurrencia del
cortocircuito. [3]
3) La reactancia sincrónica Xd, la cual determina el flujo de corriente cuando se
establece el período estacionario.
Con e objeto de aproximarse al problema de calcular la corriente inicial cuando
un sistema se pone en cortocircuito, se considera io que pasa cuando se aplica un
voltaje de corriente alterna a un circuito que contiene valores constantes de
resistencia e inductancia. Sea este voltaje V = V^senfof + a), donde í es cero ai
tiempo de aplicar el voltaje. Entonces, a determina la magnitud de voltaje cuando
10
se cierra el circuito. Si el voltaje instantáneo es cero y va creciendo en la dirección
positiva cuando se aplica al cerrar un interruptor, entonces a es cero.
Si el voltaje está en su valor instantáneo máximo positivo, a es ?c/2. La ecuación
diferencial para el circuito RL es:
La solución de esta ecuación es:
v'^-[sen (®t + a-e)-e-RtlLsen (a-0)] (2.2)z
Donde Z = < 2 + < y ¿ y
El primer término de la ecuación (2.2) varía sinusoidalmeníe con el tiempo. El
segundo término es aperiódico y decae exponencialmente con una constante de
tiempo de L / R. Al término aperiódico se le llama componente de de la corriente.
Ei término sinusoidal es el valor de estado estable de la corriente en el circuito RL
para el voltaje aplicado.
Un fenómeno similar, pero más complejo, ocurre cuando un cortocircuito se
presenta en ios terminales de una máquina sincrónica. Las corrientes de fase que
resultan en la máquina tienen componentes de de que causan una desviación o
asimetría cuando se grafican como función del tiempo. La asimetría de la
corriente de cortocircuito, como se observa en la ecuación (2.2), se da cuando el
valor de sen(a~Ó) es diferente de cero. [3]
Esto se aprecia en la figura 2.1, donde la componente alterna de la corriente de
cortocircuito total no presenta una amplitud constante, ésta presenta su valor
máximo en el estado subíransííorio hasta un valor mínimo en estado permanente,
pasando por el estado transitorio. La corriente subtransitoria es mucho mayor que
la corriente de estado estable porque X"d es mucho menor que Xd.
11
La componente de de la corriente de cortocircuito decrece a medida que pasa el
tiempo ya que su energía se disipa en forma de calor por la resistencia deí circuito
(efecto Joule). Motivado a esto, la razón de decrecimiento es inversamente
proporcional a la relación entre la reactancia y resistencia del circuito X/R, es
decir, entre mas baja es la relación X/R, más rápido es el decrecimiento de esta
componente.
Como se observa en la figura 2.1, el valor máximo de la corriente asimétrica
ocurre cerca del primer medio ciclo a partir del instante del cortocircuito.
Componenteasimétrica total
Componente DC
Figura 2.1. Efecto de asimetría en la corriente de cortocircuito
Existen varios métodos para calcular corrientes de cortocircuito los cuales se
describirán más adelante, pero todos necesitan de la elaboración previa de un
diagrama unifilar con su correspondiente diagrama de impedancias, explicados a
continuación.
El diagrama unifilar es la representación del sistema a ser estudiado. Resulta de
la simplificación de un sistema trifásico equilibrado como un circuito monofásico,
12
formado por una de las tres fases y un neutro de retomo. Otra de las
simplificaciones hechas es suprimir el cierre del circuito por el neutro e indicando
sus partes componentes por medio de símbolos normalizados en vez de sus
circuitos equivalentes.
El diagrama unifilar debe transformarse en un diagrama de impedancias que
muestre e! circuito equivalente de cada componente del sistema para estudiar el
comportamiento en condiciones de carga o al presentarse un cortocircuito.
Los circuitos equivalentes de los distintos componentes del sistema para
condiciones de carga o de cortocircuito son los siguientes:
- Generadores y Motores: La representación elemental de una máquina
sindrónica es una fuente de voltaje en serie con una impedancia. Los motores
de inducción se representan igual que las máquinas sincrónicas pero se
considera su contribución al cortocircuito solo en los primeros ciclos,
- Transformadores: Generalmente en condiciones de carga o de cortocircuito se
representan por su circuito equivalente "T" ignorando su rama magnetizante,
debido a que la comente de magnetización de un transformador es, por lo
gerieral, insignificante con respecto a la corriente de plena carga.
- Líneas de Transmisión: Si se realiza un estudio del sistema en condiciones de
carga el circuito equivalente a utilizar depende de la longitud de ía línea,
usándose el modelo "pi" para líneas largas y medias, las líneas cortas se
representan como una resistencia en serie con una inductancia. Para estudios
de cortocircuitos es usual omitir la capacitancia de la línea de transmisión.
- Cargas: Se pueden modelar como impedancias de valor constante que
consumen potencia activa y reactiva. En estudios de cortocircuitos se
representan como circuitos abiertos.
13
- Sistemas externos: Se modela por el circuito equivalente de Thévenin donde el
voltaje equivalente depende de los voltajes internos de los generadores y ía
impédancia equivalente depende del resto de elementos del sistema.
El diagrama de impedancias que se describe en esta sección se denomina
diagrama monofásico de secuencia positiva, ya que representa las impedancias
para corrientes balanceadas en una fase de un circuito trifásico simétrico.
Para simplificar la elaboración del diagrama de impedancias y los cálculos de
corrientes de cortocircuito, frecuentemente se transforman los valores reales de
las variables e impedancias (Voltios, Amperios, Ohmios) a una nueva magnitud
llamad?» "por unidad" (p.u.). Esta magnitud resulta de dividir el valor real de la
variable entre un valor base o de referencia de la misma, el cual tiene una unidad
igual a la del valor real resultando un número adimensional.
El voltaje, la corriente, la potencia y la impédancia están relacionados de tal
manera que ía selección de los valores base pana cualquiera dos de eíios
determinará la base de los dos restantes. [3]
Generalmente se puede especificar un voltaje de línea como base, mientras el
valor de referencia para la potencia aparente base es determinado de manera
arbitraria.
Una elección arbitraria de dos cantidades (generalmente voltaje y potencia) como
valores bases, fijan ai mismo tiempo ios demás valores base necesarios
(corriente, impédancia) para elaborar el diagrama a partir de las relaciones entre
ellas como por ejemplo la ley de Ohm. Las ecuaciones para la impédancia base y
corriente base son las siguientes:
Vbase = W,, base (2.3)
14
Sbase^MFA3¿ base (2.4)
é-á baseZ base = (2.5)
base V ;
MVA», baseI base = _ ^ (2.6)
\*\> 1 ff * '
El uso del sistema por unidad tiene varias ventajas, entre ellas:
- Las impedancias de las máquinas rotativas y transformadores son del mismo
orden independientemente del tamaño de ios mismos.
- Se reduce el empleo de la V3 en los cálculos trifásicos.
- Se evita la referencia de cantidades de uno a otro lado de los transformadores.
Otro sistema usado es el valor "por ciento" (%) que es igual a 100 veces ei valor
por unidad.
Generalmente, los fabricantes especifican la ¡mpedancia del equipo en por ciento
o en por unidad sobre ía base de ios valores de la píaca nominales.
Respetando ciertas condiciones al seleccionar los valores base (como voltaje
tese igual al voltaje línea a línea del sistema), las leyes y relaciones eléctricas
más utilizadas tales como la ley de Qhm, leyes de Kirchhoff, se cumplen igual que
en un circuito monofásico de corriente alterna.
En muchos casos la impedancia en por unidad de un componente de un sistema
está expresado en una base distinta que la seleccionada como base en el estudio
(como en eí caso de transformadores, generadores y motores), siendo necesario
cambiarla a la nueva base usando la ecuación (2.7).
Zp.u. nueva = Zp.u. vieja • (Vbase viejo/ Vbase nuevo) - (Sbasenueva* Sbase vieja) (2.7)
15
Donde:
Zp.u. vieja = Impedancia de placa def equipo.
Vbase viejo ™ Voltaje nominal del equipo.
Vbase nuevo = Voltaje base del sistema.
Sbase viejo ~ Potencia nominal del equipo.
Sbase nuevo = Potencia base del sistema.
Se produce un cortocircuito en un sistema de potencia, cuando entran en
contacto, entre sí o con tierra, conductores energizados correspondientes a
distintas fases. Normalmente las corrientes de cortocircuito son muy elevadas,
entre 5 y 20 veces el valor máximo de la corriente de carga en el punto de falla.
Los cortocircuitos se pueden clasificar en simétricos (fallas balanceadas) y
asimétricos (fallas desbalanceadas}.
Las fallas simétricas son los cortocircuitos trifásicos.
® Cortocircuito trifásico: Se ponen en contacto las tres fases en un mismo
punto del sistema. Es el cortocircuito más severo en la mayoría de los
casos.
Entre las fallas asimétricas tenemos:
® Cortocircuito bifásico (fase a fase): Entran en contacto dos fases
cualesquiera del sistema.
® Cortocircuito bifásico a tierra (dos fases a tierra): Entran en contacto dos
fases cualquiera y la tierra del sistema.
@ Cortocircuito monofásico (fase a tierra): Ocurre al ponerse en contacto una
fase cualquiera con la tierra del sistema. Es el cortocircuito más frecuente.
16
Existen diferentes métodos para hallar el valor de las corrientes de cortocircuito
en cualquier punto de un sistema de potencia, siendo algunos de ellos: ei método
de reducción de mallas, el método de contribución y eí método de componentes
simétricas. Todos estos métodos utilizan el teorema de Thévenin para modelar el
sistema en el punto de falla.
© El método de reducción de mallas se basa en el teorema de Thévenin,
modelando el sistema en el punto de falla como una fuente de voltaje (voltaje
Thévenin) con magnitud igual al voltaje previo a la falla en serie con una
impedancia equivalente (impedancia de Thévenin vista desde el punto de falla)
la cual se halla por reducción de mallas del diagrama de ¡mpedancias
correspondiente. Ya con el modelo de Thévenin es muy sencillo calcular la
corriente de cortocircuito que viene dada por el voltaje de Thévenin entre la
impedancia de Thévenin. Este método no considera las corrientes que circulan
previas a la falla, pero en la mayoría de los sistemas de potencia la
aproximación es razonable.
» El método de contribución es una aplicación del teorema de superposición,
partiendo del cálculo de la corriente de cortocircuito que produce cada fuente
individualmente sobre el punto de falla. Luego, la corriente de cortocircuito
total será la suma de las distintas contribuciones individuales de cada fuente.
Presenta la desventaja de ser poco práctico en el caso de existir muchas
fuentes de comentes de cortocircuito.
• El método de componentes simétricas está basado en la descomposición
de fasores que representan corrientes desequilibradas (fallas asimétricas) en
sistemas de fasores equilibrados denominados componentes simétricos. Con
esta herramienta, las fallas asimétricas se pueden estudiar de manera similar
a como se estudian las fallas simétricas (trifásicas). Este método se explicará
con más detalle más adelante.
17
Un método adicional muy usado para el cálculo utilizando computadores es
empleando la matriz d& /mpedanc/a de barra para determinar (as corrientes
de cortocircuito. Este método se fundamenta en las propiedades que tiene
esta matriz las cuales se explican a continuación.
La matriz de impedancias de barra (Zbana) es importante y muy útil para efectuar
cálculos de fallas. Existen diversos métodos rápidos para desarrollar Zbarra a partir
de una lista de elementos de impedancia. El método que se describe en esta
sección es a través de la inversión de la matriz de admitancias de barra (Ybarra)
debido a su gran sencillez y exactitud.
Las matrices Zbaira y Ybarra son simétricas respecto a la diagonal principal y están
relacionadas por [Zbarra]= DWaT1. Los elementos de Zbarra en ia diagonal principal
se llaman "impedandas propias de los nodos" y los elementos fuera de la
diagonal se conocen como "impedancias mutuas de los nodos".
Para hallar la matriz Zbarra se invierte la matriz Ybarra por cualquier método (tal
como Gauss - Jordán). Para conseguir la matriz de admitancia de barra se deben
seguirlos siguientes pasos:
1 Se construye un diagrama de admitancias del sistema a partir del diagrama de
impedancias (inviríiendo una a una cada impedancia).
2. Los nodos o puntos de interés (puntos de falla) se consideran como "barras"
del sistema.
3. Cada valor de la diagonal de la matriz de admitancia es la suma de las
admitancias unidas a la barra respectiva y cada elemento (i,j) fuera de la
diagonal es igual al negativo (multiplicada por -1) de la admitancia que une a
las dos barras I y j. [3]
18
Para una falla trifásica en la barra k, con un voltaje de prefalla igual a Vf, la
corriente de cortocircuito es Ice = Vf / Zkk : donde Zkk es el elemento (k,k) de la
matriz Zbarra -
Si se desprecian las corrientes de prefalla, los voltajes de prefalla en todas las
barras son iguales a Vf (1 pu), por lo que el voltaje en la barra m en el momento
de un cortocircuito en ia barra k es Vm = Vf (1-Zmk/Zkk).
La corriente total de cortocircuito entre las dos barra n y m es
donde znm es ía impedancía del elemento entre las barras n y m.
Este método se usa para estudiar fallas asimétricas en los sistemas de potencia,
tales como cortocircuitos, conductores abiertos y fallas a través de impedancias.
Se basa en un trabajo publicado por C.L. Fortescue, donde se demuestra que un
sistema desbalanceado de n fasores relacionados (siendo n un número primo), se
puede resolver con n sistemas de fasores balanceados llamados componentes
simétricos de los fasores originales. Los n fasores de cada conjunto de
componentes son iguales en magnitud, y los ángulos entre fasores adyacentes de
un conjunto son iguales. [3]
De lo anterior se tiene que tres fasores desbalanceados de un sistema trifásico se
pueden descomponer en tres sistemas balanceados de fasores. Los conjuntos
balanceados de componentes son:
1. Componentes de secuencia positiva, formados por tres fasores de igual
módulo, con diferencias de fase de 120° y con la misma secuencia de fases de
los fasores originales.
2. Componentes de secuencia negativa, formados por tres fasores de igual
módulo, con diferencias de fase de 120° y con la secuencia de fases opuestas
a la de los fasores originales.
19
3. Componentes de secuencia cero, formados por tres fasores de igual módulo
y con una diferencia de fase nula.
La caída de voltaje que se origina en una parte de la red por la corriente de una
secuencia determinada depende de la impedancia de tai parte dei circuito para ía
corriente de dicha secuencia, las impedancias de un circuito o un elemento a las
corrientes de distintas secuencias se suelen llamar impedancias de secuencia
positiva, impedancia de secuencia negativa e impedancia de secuencia cero.
Las corrientes de cualquier secuencia pueden considerarse como circulando en
una red independiente formada solamente por las impedancias a la corriente de
tal secuencia, por lo tanto e! análisis de una falla asimétrica en un sistema
simétrico consiste en la determinación de las componentes simétricas de las
corrientes desequilibradas que circulan.
El circuito equivalente monofásico formado por las impedancias a la corriente de
cualquier secuencia exclusivamente, se denomina "red de secuencia" para tai
secuencia. Las impedancias de secuencia de los distintos elementos que
conforman un sistema de potencia en condiciones de cortocircuito son las
siguientes:
* Máquinas Sincrónicas: Las impedancias de las tres secuencias son diferentes,
sin embargo para eí estudio de cortocircuitos se considera que la impedancia
de secuencia negativa y positiva son iguales a la reactancia subtransiíoria de
la máquina X"d. El valor correspondiente a la impedancia de secuencia cero,
a diferencia de las impedancias de secuencia positiva y negativa, varía entre
0.1 y 0.7 veces la reactancia subtransitoria del generador. [3]
» Líneas: Para cualquier línea de transmisión simétrica (con presencia de
transposiciones de las tres fases a lo largo de la línea) las impedancias de
secuencia positiva y negativa son iguales, se considera también que la
impedancia de secuencia cero par este tipo de líneas es de 2 a 3,5 veces
mayor que la impedancia de secuencia positiva.
20
@ Transformadores: se acostumbra a suponer que las impedancias de todas las
secuencias son iguales, esto a pesar de que se conoce que en un
transformador existe un pequeño flujo magnético resultante que depende de
las conexiones de los bobinados, puestas a tierra y de la construcción propia
del transformador, que hace que la impedancia de secuencia cero difiera de
las otras dos.
• Cargas, inductores y capacitores no se consideran en el estudio de
cortocircuitos.
En cuanto a las redes de secuencia, se puede decir que las comentes de
secuencia cero circularán sólo si existe un camino de retorno por tierra (puestas a
tierra) por donde pueda cerrarse el circuito. La impedancia conectada entre eí
neutro de una máquina y tierra sólo forma parte de la red de secuencia cero, ya
que las corrientes de secuencia positiva y negativa no circularán al ser cero su
suma fasorial en el neutro (sistemas de componentes simétricas equilibradas).
Si una impedancia con valor Zn se intercala entre el neutro y la tierra de un
circuito conectado en estrella, debe colocarse una impedancia de vaíor 3Zn entre
el neutro y la barra de referencia de la red de secuencia cero, esto para
representar en la red de secuencia cero la caída de voltaje en la impedancia Zn
cuando por ella circula una comente de desbalance.
Un circuito conectado en delta, por no disponer de un camino físico de retorno,
presenta una impedancia infinita a las corrientes de secuencia cero, aunque estas
pueden circular en e! interior de la delta.
Las máquinas rotativas (generadores, motores) tienen voltajes internos solamente
de secuencia positiva. Las redes de secuencia negativa y cero, si se necesitan, se
hallan sustituyendo las impedancias de secuencia y omitiendo las f.e.m.
21
La red de secuencia cero de líneas se representan tal cual como su equivalente
de secuencia positiva, pero cambiando los valores de ia impedancia de secuencia
cero. La red de secuencia negativa es igual a la de secuencia positiva.
La red de secuencia negativa de transformadores es igual a la de secuencia
positiva, pero las diversas combinaciones posibles de los devanados primario y
secundario en estrella y delta varían la red de secuencia cero, tai como se
muestra en el Apéndice A.
Los sistemas de protección deben presentar ciertas características de operación y
funcionamiento tal que garanticen una correcta y eficaz selectividad, rapidez,
sensibilidad y sobretodo confiabilidad para aislar las fallas y perturbaciones a las
que está expuesto un sistema eléctrico de potencia. De esta manera todo sistema
de protección tiene que ser:
® Selectivo.- Debe permitir a las protecciones discriminar la ubicación de la
falla con el objeto de aislar únicamente ei equipo fallado, manteniendo en
servicio aquel equipo que no es imprescindible desconectar.
*.- Ei sistema de protecciones debe aislar en el menor tiempo
posible el equipo fallado, esto disminuirá los daños en los equipos;
mientras más rápido se aisle la falla, la estabilidad del sistema no se verá
afectada, se disminuirán las perturbaciones en el resto del sistema y se
evitará que una falla simple se haga compleja.
Sensible.- Un sistema de protecciones debe operar bajo cualquier
condición de falla máxima o mínima que se presente en la parte del
sistema eléctrico que está protegiendo.
Confiable.- Es la cualidad que permite garantizar la operación de los relés
y en definitiva del o de los interruptores que comanda eí esquema de
22
protecciones, cada vez que se produce una falla. Se debe realizar un
mantenimiento preventivo para verificar el correcto funcionamiento del
sistema de protecciones.
le.- Todo esquema de protecciones debe ser diseñado de la manera
más simple, se deben optimizar las características de sus dispositivos
como su sistema de control, se debe tomar en cuenta que éste debe
cumplir los objetivos para los que fue diseñado.
» Económico»- Aunque el costo de un sistema de protección en sistemas
grandes como de generación y transmisión no es representativo
comparado con el de todos los elementos, se debe considerar la búsqueda
de la solución más económica.
Un sistema de protecciones debe estar en capacidad de diferenciar entre carga,
sobrecarga y cortocircuito, ya que en ciertos casos la corriente de cortocircuito
mínima puede ser inferior a la nominal de un determinado equipo. También debe
discriminar entre falla y perturbación. En caso de falla en e! sistema las
protecciones deben actuar de inmediato; sin embargo, existen perturbaciones
fugitivas o decrecientes que permanecen por tiempos muy cortos en los sistemas
sin causar daño a los equipos, en estos casos no es necesaria la acción del
sistema de protecciones. [1]
Los componentes básicos de un sistema de protección son:
* Equipos de medición: TC's y TP's.
• Relés de protección.
® Disyuntores.
® Circuitos de control.
23
Estos son dispositivos que permiten obtener la información sobre las condiciones
de operación del sistema de potencia, estos elementos suministran la información
a los relés sobre el estado del sistema eléctrico mediante señales de corriente y
voltaje. El uso de TC's y TP's permite aislar al personal del circuito de alto voltaje,
disponer de voltajes o corrientes en magnitudes normalizadas, efectuar
mediciones remotas y efectuar aplicaciones en protecciones y medidas.
Las spñales eléctricas que se tienen en el lado secundario de estos
transformadores son proporcionales a las señales en el lado primario.
Estos transformadores deben ser designados como equipo para instrumentación
(medición) o como equipo para protección, pues las especificaciones de diseño de
estas dos categorías de transformadores son diferentes.
Este transformador es similar al transformador de potencia, pues ambos al estar
excitados con un voltaje prácticamente constante, tienen como finalidad la
transformación de voltaje. Sin embargo, se diferencian en el hecho de que el TP
se define en términos de la máxima carga (burden) que puede entregar sin
excederse de errores límites de razón y ángulo especificados; mientras que el
transformador de potencia se define en términos de la carga que puede servir o
abastecer sin excederse de un aumento de temperatura especificado.
El circuito equivalente que presentan estos transformadores de potencial es
semejante ai de un transformador de poder.
Los transformadores de corriente para instrumentación son solamente requeridos
para desarrollar su función exactamente sobre el rango normal de las corrientes
de carga o hasta un máximo de 1.2 veces la corriente nominal.
24
Estos transformadores deben saturarse antes de poner en riesgo a los
instrumentos de medición.
Por el contrario, cuando no tiene una saturación apreciable con comentes del
orden de 20 veces la corriente nominal, su aplicación está en protecciones.
Los instrumentos son dispositivos delicados destinados a trabajar en condiciones
normales del sistema; en cambio las protecciones son dispositivos destinados a
trabajar, justamente, en condiciones anormales.
Son los dispositivos que reciben la información proveniente de los TC's o TP's, o
de ambos, pueden discriminar condiciones normales y anormales de operación
del sistema. AI detectar condiciones anormales, operan abriendo o cerrando
contactos que en forma directa o indirecta habilitan los circuitos de apertura de los
interruptores de potencia, aislando del sistema fallas ocurridas en sus
componentes.
2.5.3 DISYUNTORES
Son elementos del sistema eléctrico que al ser comandados por los relés o por los
operadores, cumplen la función de aislar equipos desconectándolos del sistema.
Operan bajo condiciones de carga para operación normal, o en condiciones de
sobrecarga para condiciones de cortocircuitos.
Son los elementos y dispositivos que ínterconectan los tres elementos
anteriormente citados. El nexo puede ser mediante alambrado, comunicadores de
información por onda portadora u otro medio y dispositivos auxiliares; entre estos
últimos se tiene switches, relés auxiliares, lámparas indicadoras, alarmas, etc.
25
Los circuitos de control no solo se usan como parte de las protecciones, sino
también como parte de los sistemas de medición y para la operación de
subestaciones o centrales generadoras en forma remota o mediante un
íelecomando. En el esquema de bloques de la figura 2.2 se representan los
componentes de un sistema de protección para el caso de una línea de
Figura 2.2 Componentes de un Sistema de Protección.
Los sistemas de protecciones deben cumplir con las siguientes condiciones:
/ndep©J7cf@ficía cíe la operación de! sistema eléctrico: Los sistemas de
protecciones deben ser, en lo posible, totalmente independientes de la
configuración ocasional de los sistemas de potencia, motivada por la operación de
éste. Por ejemplo, al desconectar parte de los equipos de alto voltaje del sistema
de potencia, las protecciones del resto de equipos que se mantienen operando,
deben continuar cumpliendo sus funciones sin modificar sus ajustes o circuitos. [1]
26
Discriminar entre carga, sobrecarga, y cortocircuito: Los equipos que
componen los esquemas de protecciones son diseñados para soportar en forma
permanente una sobrecarga de un 20 % del nivel normal.
Todo sistema de protección debe cumplir con la condición de poder diferenciar
entre carga o sobrecarga respecto a corrientes motivadas por cortocircuito. Esto
es importante, ya que en ciertos casos la comente de cortocircuito mínima puede
ser inferior a ía nominal de un circuito aíimeníador. Como se sabe, las corrientes
de fallas máximas y mínimas dependen del número de generadores en operación
dentro del sistema. [1]
Wo ser afectadas por afiomta/ftíacfes en los circuitos d® control: Los sistemas
de protección deben estar exentos de operaciones innecesarias provocadas por
fallas en los circuitos de control. En primer término, la fuente de alimentación de
los circuitos de control debe cumplir con la máxima confiabilidad o seguridad de
servicio. Los circuitos de control deben ser simples y eficaces, a prueba de daños
que pudieran ocasionarles agentes extraños y atmosféricos. Debe evitarse el
empleo de elementos que puedan ordenar apertura de interruptores ai quedar
desenergizados. Deben consultarse en estos casos sistemas de señalización
visual o auditiva para indicar que el sistema se encuentra inoperaíivo, tal es el
caso de bocinas de alarma de bajo voltaje en los circuitos de control, del
instrumento indicador de aislación, etc. También en los esquemas de
protecciones debe evitarse que ios eíementos de medida produzcan una apertura
indeseable de interruptores al faltarles parte de su alimentación normal. [1]
En los sistemas de protección se distinguen dos tipos de protecciones: la
protección principal y ía protección de respaído.
Protección Principal: Constituye la primera línea de defensa contra
anormalidades que se presenten en el sistema de potencia. [11]
Protección de Respaldo: Opera cuando la protección principal no ha cumplido
con su función. [11]
27
Al ocurrir una falla ambas protecciones inician su operación en forma simultánea,
sin embargo la primera en dar la orden de apertura a los interruptores asociados
es la protección principal, y la protección de respaldo se repondrá sin haber tenido
tiempo de completar su función.
La protección principal constituye la primera línea de defensa con la que cuenta el
sistema de potencia contra anormalidades que se pueden presentar en dicho
sistema.
La protección principal divide un sistema de potencia en las denominadas zonas
efe protección.
Las zonas de protección se pueden definir como las áreas en las que se
encuentra dividido el sistema de potencia, cada una de las cuales contiene un
equipo o una parte del sistema de potencia que debe aislarse cuando se presente
una anormalidad dentro de la parte del sistema de potencia protegida; de esta
manera el sistema eléctrico de potencia es protegido adecuadamente. Durante
una falla, la zona que contiene el equipo o elemento del sistema que ha fallado es
desenergizada y desconectada del sistema.
También se define a la zona de protección como la porción de un sistema
eíéctrico protegido por un sistema de protección dado o por una parte de ese
sistema de protección. [9]
La premisa en que se basa la determinación de las zonas de protección de un
sistema eléctrico de potencia es:
Que los componentes o grupos de componentes de un sistema eléctrico puedan
aislarse adecuadamente con la operación de un número mínimo de interruptores,
sin comprometerá otros equipos que puedan continuar dando servicio. [1]
28
Las zonas de protección de un sistema eléctrico de potencia presentan las
siguientes características:
© Los interruptores están ubicados en la conexión de cada componente o
unidad del sistema.
© Las zonas de protección circunscriben a los componentes del sistema.
• Las zonas de protección adyacentes se traslapan alrededor de los
interruptores que forman parte de ellas.
Las zonas de protección de un sistema eléctrico de potencia delimitan o encierran
ios diferentes equipos o componentes que forman parte del sistema de potencia
como son: generadores, transformadores, barras de las subestaciones, líneas de
transmisión o de distribución y motores.
En la figura 2.3 se muestra un diagrama unifilar de un sistema eléctrico de
potencia dividido en zonas de protección.
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neas
de
tran
smis
ión o
dist
ribuc
ión.
5,-
2 c c 2
30
Como se mencionó anteriormente este tipo de protección tiene como objetivo
despejar o eliminar la falla siempre y cuando la protección principal no cumpla con
esa función.
La protección de respaldo se emplea solo para protección contra cortocircuitos,
debido a que estos son eí tipo preponderante de anormalidad deí sistema de
potencia. [11]
Es deseable que la protección de respaldo esté dispuesta de tal manera que
cualquier cosa que pueda originar la falla de la protección primaria no origine
también Ja falla de la protección de respaldo. Este requisito se satisface
completamente si los relés de respaldo están localizados de tal manera que no
empleen o controlen cualquier cosa en común con los relés primarios que vayan a
ser respaldados. En la medida de lo posible, la práctica es localizar los relés de
respaldo en una subestación diferente. [11]
La protección de respaldo puede ser:
c Esta se basa en la característica de
selectividad que deben cumpíir ios esquemas de protecciones entre sí, aunque se
encuentren ubicados en diferentes puntos del sistema. Ésta trabaja como
protección principal dentro de su localidad. [1]
t&cciósi de respalda /oca/: Se puede dar en dos formas, ya sea por
selectividad de esquemas ubicados en ía misma localidad a semejanza deí
respaldo remoto, o por duplicación de los componentes del sistema de protección.
[1]
La zona de protección de respaldo se extiende en una dirección desde la
ubicación de cualquier reíé de respaldo y superpone a elementos adyacentes ai
equipo al que está ligado dicho relé. [11]
31
Cuando la protección de respaldo despeja una falla en el sistema de potencia,
generafmeníe se desconecta una mayor parte del sistema, que cuando la misma
falla es despejada por la protección principal. Esto enfatiza que la protección de
respaldo debe dar la orden de apertura a su disyuntor asociado luego de que la
protección primaria no haya cumplido con la función de despejar la falla.
Ante anormalidades distintas a ios cortocircuitos, la protección del sistema de
potencia se incluye en la categoría de protección principal. De esta manera, cada
elemento del sistema está provisto independientemente, de la protección
requerida sea cual fuere y ésta se encuentra preparada para disparar a los
interruptores que sean necesarios. [11]
Las líneas de transmisión son protegidas contra fallas por medio de relés de
sobrecorriente, relés de distancia o por hilo piloto de acuerdo a los requerimientos
técnicos y consideraciones económicas.
La protección de sobrecorriente es una de las formas más simples de calibrar
pero más difíciles de coordinar debido a las condiciones cambiantes del sistema
de potencia. Generalmente se utiliza para protección contra fallas entre fases y a
tierra en los circuitos de servicio propio de la subestación, en los circuitos de
distribución de servicio eléctrico, en sistemas industriales, y en algunas líneas de
transmisión donde no se justifica el costo de la protección de distancia.
Puesto que las corrientes de cortocircuito pueden fluir en cualquier dirección, con
un reíé de sobrecorriente simple se presenta eí problema de selectividad para ia
apertura de los interruptores adecuados. Esto se supera utilizando relés
direccionales de sobrecorriente, estas protecciones son muy similares a las de
sobrecorriente simple pero tiene como supervisión un elemento direccional que
pone pn operación el elemento de sobrecorriente. Básicamente el relé direccional
32
consiste de un elemento díreccional instantáneo y un elemento de sobrecorriente
temporizado.
Las líneas de transmisión son construidas por lo general con el mismo tipo y
sección de conductor para cada una de sus fases, por lo que su impedancia es
proporcional a la distancia. Las protecciones basadas en la medición de
impedancias son conocidas como "protecciones de distancia". Además al
presentar las líneas una impedancia homogénea a lo largo de su longitud, un
cortocircuito que se dé en cualquier tramo de ella, presentará un defasaje entre
corriente y voltaje igual al ángulo característico de la línea (siempre y cuando se
refiera a fallas trifásicas y bifásicas aisladas y con resistencia de arco nula).
Los relés de distancia requieren de señales de voltaje y de corriente en sus
entradas para su funcionamiento, esto se muestra para un relé electromecánico
en la figura 2.4.
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Restraíning c
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Transmission ííne
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Qpertmg coi!
Figura 2.4. Esquema de un relé de distancia electromecánico.
Las grandes potencias de transmisión, requieren gran confiabilidad de continuidad
de servicio y velocidad de despeje de fallas. Los despejes rápidos de las fallas en
forma coordinada entre todos los elementos del sistema de potencia han llegado a
ser una necesidad dentro de la operación de los sistemas. Para cumplir con estos
33
requerimientos, se han desarrollado sistemas de protección de distancia de alta
velocidad y selectividad, que son aptos para ser usados en operaciones de
recierre en líneas de mediano y alto voltaje. [4]
Es necesario indicar que para la protección de las líneas de transmisión en el
Sistema Nacional Interconectado existe la protección de distancia primaria y la
protección de distancia secundaria. Con cada una de estas protecciones se
detectan fallas entre fases y fallas a tierra.
Proteücüón de distancia primaria: Para el Sistema Nacional de Transmisión,
esta protección utiliza el esquema de disparo transferido permisivo con
sobrealcance, POTT por sus siglas en inglés (Permissive Overreach Transfered
Tripping). En este esquema la protección de distancia cumple dos propósitos: el
de activar un transmisor para enviar la señal de disparo y a la vez es un permisivo
para permitir que la señal recibida del otro extremo dispare el interruptor local. Es
una protección direccional que opera de acuerdo a un valor de impedancia,
presenta una sola zona de operación y es de característica instantánea.
Para que el despeje de la falla sea instantáneo, en ambos extremos de la línea se
agrega a ía protección direccionaí de distancia un equipo de comunicaciones que
actualmente es el PLC u onda portadora, de tal manera de permitir, mediante el
envío de información de uno y otro extremo, un desenganche no temporizado y
simultáneo.
Este sistema de comunicación por onda portadora se conoce como power line
carrier (PLC), consiste de: una trampa de onda conectada en una de ías fases, de
una unidad transmisora y una unidad receptora.
La trampa de onda consiste en una inductancia en paralelo con un condensador,
formando un circuito resonante paralelo para la frecuencia de carrier, se conecta
en serie con la línea en cada extremo. Esta trampa de onda cumple, por un lado,
con la función de limitar el circuito para la onda portadora a la sección protegida y,
34
por otro lado, impide que la intensidad de la señal se vea afectada por
operaciones o fallas en oíros tramos. [1]
Protección de distancia secundaria: Puede presentar hasta cuatro zonas de
operación, sin embargo en el Sistema Nacional de Transmisión se utilizan tres
zonas de protección cada una de las cuales presenta un alcance propio de
impedancia, siendo la primera zona de característica instantánea, mientras que la
segunda y tercera zonas son temporizadas.
Ante una falla cualquiera en la línea, estas dos protecciones de distancia (primaria
y secundaria) se activan y dan la orden de apertura al interruptor asociado a
través de contactos de relés auxiliares.
Normalmente para el Sistema Nacional de Transmisión la orden de apertura del
interruptor es dada por las dos protecciones de distancia de manera
independiente, sin embargo la protección secundaria en primera zona da la orden
de apertura al disyuntor antes que la protección primaria. Esto se debe a que,
para el caso de la protección primaria con disparo transferido transcurre un tiempo
entre 1iQ y 20 milisegundos, dependiendo del sistema de comunicación empleado,
tiempo en el cual la señal de disparo transferido va de un extremo al otro de la
línea de transmisión.
Si no existe señal de disparo transferido, es decir emisión y recepción de señal de
disparo, entonces la única protección que dará ía orden de apertura ai interruptor
asociado será la protección secundaria de distancia.
Para la protección secundaria de distancia, el tiempo de despeje de la falla
depende directamente de las características que presenta el sistema de potencia
en el momento en que ocurre un cortocircuito, ya que esto determina si la
impedancia aparente vista por el relé entra en primera, segunda o tercera zona de
operación. La impedancia aparente es la impedancia vista por el relé el momento
en que ocurre el cortocircuito.
35
En general la operación de un elemento óhmico responde principalmente a tres
componentes:
- Componente de voltaje (operación proporcional a V2)
- Componente de corriente (operación proporcional a I2)
- Componente de voltaje y corriente (operación proporcional a VI f (e ) )
Así la ecuación general de operación de un elemento óhmico es:
T - ± K,V2 ± K2I2 ± K3 K7cos (0-y) ± K4 (2.8)
K1 ( K2, K3 son constantes de diseño que pueden variar en magnitud y signo.
K4 es constante del resorte, es utilizado solo para reíés electromecánicos.
y es el ángulo característico y es diseño del relé (es el ángulo de máximo torque
para relés electromecánicos).
V, I, 6 son variables eléctricas operantes del relé.
Asignando signos más o menos a algunas de las constantes de la ecuación (2.8),
haciendo cero ías otras, y añadiendo algunas veces otros términos similares
pueden expresarse las características de funcionamiento de todos los tipos de
relés de protección. [11]
En base a la ecuación (2.8) los relés de distancia se pueden clasificar como:
Relés de distancia tipo impedanda: En este tipo de relés, la corriente produce
operación y el voltaje produce oposición a la operación, en otras palabras, es un
relé de sobrecorrieníe con restricción de voltaje. Este relé da protección no
direccional, es decir que opera para todos aquellos valores de V / 1 cuya magnitud
es menor que el Z calibrado.
36
de distancia tipo reactancia: Es un elemento de sobrecorrieníe que
desarrolla operación y un elemento direccíonal que se opone o ayuda al elemento
de corriente dependiendo del ángulo de defasaje entre voltaje y corriente, es decir
que se trata de un relé de corriente con restricción direcciona!.
Es urt elemento no direccional que responde solo a la parte reactiva de la
impedancia, por tanto se hace apto para responder a fallas donde la resistencia
de arCo es comparable con la impedancia (reactancia) de la línea protegida. Se
usa generalmente en líneas cortas y en protecciones de distancia contra fallas a
tierra.
Re/ó9 de distancia tipo admitancia: Es un elemento que tiene restricción de
voltaje y que se opone a un elemento direccional. Estos relés se emplean para
proteger líneas largas y particularmente donde pueden ocurrir fuertes oscilaciones
de potencia. Para una sección de línea protegida con este tipo de relé, su
característica encierra un espacio mínimo en el diagrama R - X, y esto significa
que son los menos afectados por condiciones anormales dei sistema que no sean
fallas en la línea. Son los más afectados por la resistencia de arco y por eso se
prefiere usar en líneas largas. [4]
La utilización de relés electromecánicos para la protección de los sistemas
eléctricos de potencia ha quedado de lado con la implantación de los relés
digitales los cuales presentan muchas ventajas sobre los anteriores,
principalmente en cuanto se refiere a velocidades de operación, flexibilidad para
realizar de manera más fácil los cambios que se requiera en las calibraciones.
Con la utilización de la tecnología digital, hoy en día se encuentran integradas las
áreas de protecciones, control, comunicaciones y automatización particularmente
por la introducción en el mercado de relés multifuncionales con capacidad de
comunicación a altas velocidades, interfaces de redes y protocolos complejos que
facilitan la transferencia de la información entre sí y hacia un centro de control.
37
Estas características combinadas con los grandes avances que en el área de
comunicaciones y automatización de subestaciones se han desarrollado
recientemente, permiten el control y supervisión óptimo de subestaciones de
potencia. Así se tienen ya en el mercado protecciones de distancia
completamente numéricas, las cuales son equipos de protección, automatismo,
moniíoreo y control de los sistemas eléctricos de potencia.
En el Sistema Nacional de Transmisión, se está ya utilizando en las nuevas
subestaciones relés multrfuncionales para la protección íntegra de la subestación
así como también para la protección de las líneas de transmisión que se
encuentran conectadas a ellas.
En cuanto se refiere a la protección de distancia digital, al igual que en los relés
electromecánicos, las señales de entrada necesarias para llevar a cabo su
operación son voltajes y corrientes obtenidas de ios transformadores de voltaje y
transformadores de corriente respectivamente.
Las protecciones de distancia numéricas hacen uso de algoritmos que permiten
procesar las señales de entrada analógicas y obtener en ía salida señales que
sirven para de manera directa o a través del empleo de relés auxiliares dar la
orden de apertura a los disyuntores que responden a esas señales.
Las protecciones de distancia numéricas están diseñadas para detectar todo tipo
de fallas que se pueden presentar en ias líneas de transmisión, y permiten:
• Dar una orden de disparo monopolar o tripolar.
• Funcionar con o sin íeíeprotección.
® integrar una protección direccional a tierra.
• Integrar un localizador de fallas.
• Integrar un registrador de disturbios.
© Integrar un reconectador.
• Tomar muestras de voltaje y corriente por período.
38
Bloquear la señal de disparo del interruptor asociado cuando se presentan
oscilaciones de potencia en el sistema.
Interfase Hombre - Máquina.
La resistencia de arco es despreciable en comparación con la magnitud de la
impedancia que existe entre la f.e.m. interna del generador y la falla, y es
usualrneníe pequeña en relación a la impedancia entre el relé y el punto de falla, a
menos que la línea sea corta. La resistencia varía con la longitud del arco, que
puede alargarse por efecto del viento.
La resistencia de arco puede calcularse por la siguiente expresión:
2667 x L ,—— ohms (2.9)
Donde Ra es la resistencia de arco, L la longitud del arco en metros e 1 la
corriente en amperios.
Para tomar en cuenta el alargamiento del arco por efecto del viento, se puede
considerar la siguiente expresión:
(2.10)
Donde:
L = longitud del arco en pies.
v = velocidad del viento en millas por hora.
t = tiempo en segundos, luego de la iniciación del arco.
Lo = longitud inicial del arco en pies, por ejemplo la distancia entre los
conductores o a través de los aisladores.
La resistencia de tierra es la resistencia en la tierra. Cuando no se utilizan hilos de
guarda, o cuando éstos están aislados de las torres, la resistencia de tierra es ia
resistencia de la torre en la localidad donde ha ocurrido la falla más la resistencia
de la tierra de regreso a la fuente. Cuando los hilos de guarda se conectan a las
torres de acero o a las conexiones de puestas a tierra en los postes de madera, el
efecto es parecido al que resultaría si todas las resistencias de tierra se
conectaran en paralelo, lo que hace que la resistencia de tierra resultante sea
despreciable. [11]
La resistencia de falla es la resistencia de tierra añadida a la resistencia de arco.
La resistencia de falla hace que el alcance de cualquier tipo de relé de distancia
sea modificado, pudiendo el relé sufrir un efecto de sobrealcance o de
subalcance. Suponiendo por ejemplo una línea que tiene diferente relación de X /
R en ambos lados de la falla; en el un lado el relé tiende a sobrealcanzar y en el
otro a subalcanzar. Esto es porque, la corriente es alimentada de ambos
extremos, el vector suma de estas corrientes pasa a través de la resistencia de
falla y mientras más grande sea la diferencia de fases entre las dos corrientes, ía
corriente total que pasa por la resistencia de falla opera con diferente ángulo de
fase que la de los aportes. El ángulo de la corriente común tendrá tal efecto que
representa un adelanto en el factor de potencia del un lado y un retraso en el otro.
Esta explicación se complementa con la representación indicada en la figura 2.5,
donde VR es ei voltaje aplicado al relé.
ZA-AAAr
IAF
ZB
AMr
RF
Figura 2.5 Efecto de la Resistencia de Falla en los relés de distancia.
Una fuente de corriente intermedia es una corriente de aporte de cortocircuitos
que se encuentra entre el punto da localización del relé y la falla.
Por ejemplo si se considera el esquema dado en la figura 2.6, para una falla
trifásica en el punto F, se obtiene la ecuación que representa la impedancia
aparente vista por el relé de distancia ubicado en la barra A:
-O-
-D-
Figura 2.6
41
A: barra de ubicación del relé de distancia que está afectado por la generación
intermedia.
B: barra de ubicación del relé próximo al punto de falla.
Ic: corriente intermedia de aporte al cortocircuito.
F: punto de localización de la falla.
(2.11)
(2.13)
(2.14)
La ecuación (2.14) establece que la impedancia aparente vista por el relé ubicado
en la barra A, es una función de la relación IC/IA y dependiendo de este valor, se
producirá o no un efecto de subalcance en el relé.
Es decir si la relación Ic/U es suficientemente grande ya sea por aumento de Ic o
por reducción de IA, entonces la impedancia aparente incrementa su valor y puede
llegar a ser tan alta que se sale de las zonas de operación características del relé.
Esto es conocido como efecto de subalcance.
La impedancia aparente entonces depende de las impedancias propias de las
líneas de transmisión y de la forma del despacho de la generación en cada uno de
los escenarios de demanda del sistema.
Aunque el arco en si es prácticamente pura resistencia, ante el relé ubicado en la
barra A de la figura 2.6 se presenta una componente de reactancia inductiva o
capacitiva, porque precisamente el término IC/IA de la ecuación (2.14) puede ser
un número complejo.
42
en las ecuaciones y en el ejemplo mencionado se han
considerado fallas balanceadas (trifásicas). Para fallas desbalanceadas,
especialmente aquellas que incluyen tierra, el asunto es más complicado; por
ejemplo en el caso que dentro del alcance del relé de distancia se encuentre
algún transformador con conexión a tierra, en este caso en el diagrama de
secuencia cero se encuentra una rama que está conectada a la referencia de la
red de secuencia cero y que no aparece en los diagramas de secuencia positiva y
negativa, y como resultado del aporte de la corriente de secuencia cero el relé
tiende a un subalcance.
En general si se concibe los relés de distancia como protecciones de voltaje -
corriente, es de esperarse que cualquier cosa que haga variar la magnitud y la
fase de la corriente o del voltaje, hará variar el alcance de los relés de distancia.
Entre las causas que modifican el alcance se pueden mencionar las siguientes:
- Variaciones en la generación del sistema.
- Variaciones topológicas de la red.
- Presencia de transformadores con conexión a tierra.
- Efecto de las impedancias mutuas.
- Presencia de fuentes intermedias de corriente.
Un análisis similar al anterior, que sirve para estudios de coordinación entre
protecciones de distancia, se realiza para dos fuentes intermedias de corriente
para determinar la impedancia aparente que ve el relé ubicado en la barra A de la
figura 2.7.
A
o-U+ leí
"C2 I/• **
-o- C1 'C2
-LC
Figura 2.7
43
(2.15)
El relé de distancia debe medir, para cualquier tipo de falla, la impedancia entre el
punto de falla y la ubicación del relé, para lo cual se debe proporcionarle los
voltajes y corrientes apropiados para que el relé evalúe la impedancia de
secuencia positiva de la línea en condiciones de falla. [10]
A continuación se desarrollan las expresiones que permiten obtener dicha
impedancia para los diferentes tipos de falla. Los subíndices a, b y c indicarán que
los fasores son de las fases a, b y c respectivamente. Los superíndices O, 1 y 2
indicarán que los fasores son de secuencia cero, positiva y negativa en forma
respectiva.
a) Falla Fase - Tierra. Si la fase a es la fase fallada, entonces se tiene:
(2.16)
la = 7a° + la1 + la2 (2. 1 7)
Como las redes de secuencia positiva, negativa y cero son desacopladas, se tiene
en general que:
(2.18)
Además en líneas de transmisión simétricas se tiene que la impedancia de
secuencia positiva y negativa son iguales. Reemplazando el sistema de
ecuaciones (2.18) en la ecuación (2.16):
44
+/a°-Za° (2.19)
)-Zal -Ja° -Za1 +7a° -2a° (2.20)
Sustituyendo e] paréntesis de la ecuación (2.20) por lo que indica la ecuación
(2.17), queda:
Va = Ia-Zal + 7a° • (Za° -Zal) (2.21)
Finalmente se tiene:
Va
Zal
La relación entre la corriente de secuencia cero, la corriente residual y las
corrientes de fase es:
In = la + Ib + Ic = fe°
In = la + Ib + Ic =
~ 3/a° = 3/é° = 3/c° (2.23)
Por lo que si se hace:
Se tiene que:
Za' = r- 71 r, (2-25)
45
La ecuación (2.25) determina la impedancia de secuencia positiva de falla de la
fase a; similares expresiones se derivan para calcular las impedancias de falla de
las fases b - tierra ye- tierra.
El factor Ko se denomina "coeficiente de impedancia de tierra" que en
combinación con la corriente residual (In) resulta una corriente que debe añadirse
a la corriente de la fase (la) para que el relé pueda ver la impedancia de la línea
en condiciones de falla monofásica. [4]
b) Falla entre Fases» Suponiendo falla fase -fase, se tiene las siguientes
relaciones en forma general:
Luego:
Ví-V2=(Il-I2)Zl (2.26)
Despejando la impedancia de secuencia positiva:
1 _]/2
r r (2-27)
Luego, se supone que las fases falladas son b y c, entonces se expresan los
voltajes y corrientes de estas fases en función de los voltajes y corrientes de
secuencia:
Si se resta las ecuaciones de voltaje y corriente entre sí se tiene:
46
Si se divide la diferencia de voltaje para ia diferencia de corriente, se tiene:
y _y y1 -yz*> e — a g /o oo\12 (Z28)
Relacionando las ecuaciones (2.27) y (2.28) se deduce que la impedancia se
secuencia positiva de cualquiera de las fases falladas es:
V -V Vz i = _* ^ = _Í«L (2.29)
Ib ~ %c I be
La ecuación (2.29) se utiliza para calcular la impedancia de falla en caso de fallas
entre fases b y c. Similares expresiones se derivan para el caso de fallas entre las
otras fases.
En la deducción anterior no se consideró para nada la conexión de las redes de
secuencia para eí tipo de faiia entre fases, lo que implica la generalidad de la
ecuación (2.29) para todo tipo de fallas que involucren más de una fase, esto es:
fallas fase - fase, fallas fase - fase - tierra y fallas trifásicas. [10]
Los transformadores de potencia en general son muy confiables en su
funcionamiento, sin embargo es necesario protegerlos de corrientes extremas que
afecten sus características de diseño. Los transformadores de potencia se
diseñan para trabajar bajo condiciones de sobrecarga bien definidas y por un
tiempo no muy extenso. Las corrientes que sobrepasen los límites establecidos
47
de operación para el transformador deben ser suprimidas de manera instantánea
o en forma temporizada dependiendo de la magnitud de las mismas para prevenir
cualquier daño severo en el interior del transformador.
Los transformadores no solo se encuentran expuestos a contingencias de origen
extemo, sino también a contingencias de origen interno como por ejemplo:
calentamiento de los bobinados, deterioro del material aislante entre sus
bobinados, pérdida de las características aislantes del aceite en el cual se
encuentran inmersos sus bobinados, cortocircuitos entre los bobinados, etc.
Las protecciones más comunes empleadas para proteger a los transformadores
de potencia son:
® Protección Diferencial.
® Protección Buchholíz.
® Protección de Sobrecorrieníe.
La protección diferencial y la protección Buchholtz son usadas para detectar
fallas internas en el transformador.
Es utilizada para detectar fallas internas del transformador, este tipo de protección
compara las corrientes que entran y salen del equipo, es decir que, al producirse
una falla interna la corriente que entra al transformador no es igual a la que sale y
su diferencia será detectada por el relé diferencial.
Cuando este relé opera se aisla completamente al transformador del sistema de
potencia.
Los requisitos básicos que deben satisfacer las conexiones del relé diferencial
son:
debe funcionar para carga o fallas externas.
• Debe funcionar para fallas internas.
Con el objeto de aplicar el principio de la protección diferencial en un
transformador trifásico, se debe cumplir con una serie de condiciones, como las
siguientes.
Relación de transformación efe corriente. Las corrientes nominales del primario
y secundario de un transformador están en relación inversa a la de los voltajes.
Los transformadores de corriente deberán tener relaciones que permitan igualar
las corrientes que entran en el relé.
Conexión de ¡os transformadores de corriente. Si un transformador de
potencia tiene conexión delta - estrella, las corrientes sufren un defasaje que
deberá corregirse con una conexión adecuada de los TC's. En general si un
transformador de potencia tiene conexión estrella en cualquier bobinado, los TC's
deberán conectarse en delta, y viceversa, si un transformador de potencia tiene
conexión delta, los TCJs deberán conectarse en estrella. No se debe descuidar la
polaridad en la conexión de los TC's, para lo cual se debe tener presente que las
corrientes que entran al relé tienen que ser iguales en condiciones de carga o de
falla externa, asegurando de esta manera que el relé no operará en estos casos.
Corriente de Inrusfa. El fenómeno de la corriente de inrush de magnetización,
produce una corriente en el primario que no tiene equivalente en el secundario del
transformador, y que debe ser distinguible de una falla interna. Puesto que se
trata de un fenómeno transitorio, la no operación de la protección diferencial debe
mantenerse imponiéndole un pequeño retardo de tiempo o detectando de alguna
manera este fenómeno. [4]
La corriente de inrush, difiere en la forma de onda de una corriente de falla y esto
sirve para distinguir esta condición de otra. La corriente diferencial pasa a través
de un filtro que extrae la segunda armónica, y esta componente se aplica para
producir una restricción para anular la tendencia de operación del relé diferencial.
49
Las fallas en la aislación elécírica y en el núcleo producen calentamiento local que
provocan la descomposición dei aceite en hidrocarburos ligeros, además de
hidrógeno y monóxido de carbono.
En presencia de corrientes de cortocircuito, las temperaturas se incrementan
rápidamente hasta el punto de crear una vaporización que produce un flujo de
aceite con un aumento de presión en el tanque del transformador. La fallas
incipientes en la mayoría de los casos pueden ser solo detecíados a íravés de la
medida de liberación de los gases ya que otro tipo de protecciones no son
suficientemente sensibles.
El dispositivo que detecía la liberación de gases y flujo de aceite se denomina
protección buchholíz, la cual se aplica únicamente a transformadores del "tipo
conservador" donde existe un tanque auxiliar denominado conservador que actúa
como una cámara de expansión. [4]
Debido a la respuesta de la protección Buchholíz ante fallas que en algunos casos
son difíciles de detectar por oíros medios, el relé Buchholíz es una proíección
invalorable, de manera que se considera una protección principal.
Es uno de los sistemas de protección más simple de concebir y es mundialmeníe
usado, especialmente en alimentadores radiales de distribución y transformadores
de poca capacidad.
Como protección de respaldo se usa en equipos más importantes dentro del
sistema eléctrico, como generadores, transformadores de mayor capacidad, y
líneas de medio voltaje.
Una falla externa al íransformador de potencia resulta en una sobrecarga que
puede causar fallas en el transformador si no se despeja rápidamente. El
50
transformador de potencia puede ser aislado de la falla empleando relés de
sobrecogiente.
Todo sistema de protecciones debe ser "rápido" y "selectivo", es por esto que los
relés de sobrecogiente poseen básicamente dos variables que es necesario
considerar para una correcta aplicación:
• Nivel de corriente mínima de operación.
• Característica de tiempos de operación.
La corriente mínima de operación "lop", que se acostumbra llamar "corriente de
pick-up" es aquella que produce justamente eí cambio de estado del relé, de un
estado no operativo a operativo.
Las características de tiempos de operación son variadas y se pueden resumir en
el siguiente cuadro.
Característicasde tiempos de
Operación
Instantáneos
RetardadosTiempo definido
Tiempo inversoInversoMuy inversoExtremadamente Inverso
Existen curvas estandarizadas: inversa, muy inversa, y extremadamente inversa.
La referencia [7] establece que la relación entre el tiempo y la corriente, según las
normas BS 142.1966 e IEC 255 - 4 está expresada como:
(2.30)
Donde:
51
t = tiempo de operación expresado en segundos.
K = dial del tiempo.
I = valor de comente instantáneo.
I> = valor de la corriente del tap.
El grado de inversión está determinado por los valores de las constantes a
El valor de K va desde 0.05 segundos hasta 1 segundo como máximo.
Grado de Inversión de lascaracterísticas
Normalmente InversaMuy Inversa
Extremadamente Inversa
a
0,021,02,0
P
0,113,580,0
La figura 2.8 muestra las diferentes curvas tiempo - corriente especificadas por la
norma BS 142.
52
10
0.5
3.5 1
\3 10 20
K
10.750.5
0.25
0.1
0.5
S
X"
K
1a?s0.5
0.25
0.1
0.5 1 2 345
50
0,1
0.05
\\ 2 3 45 10
K
0.750.5
0.25
0.10.05
Figura 2.8
53
El uso de herramientas computacionales, aplicadas a las diversas ingenierías
alrededor de todo el mundo, se ha generalizado de manera muy rápida.
Los paquetes compuíacionales dedicados a resolver de una manera más fácil los
diferentes problemas que se presentan en la ingeniería de los sistemas eléctricos
de potencia han evolucionado hasta convertirse, hoy en día, en una herramienta
de trabajo indispensable en el desarrollo de la ingeniería.
Los programas de simulación de flujos de carga, tanto para redes de alto y bajo
voltaje son muy utilizados para el análisis de la cargabiíidad de los equipos de un
sistema de potencia, permitiendo verificar las caídas máximas de voltajes que se
presentan en la red para las condiciones de demanda máxima. Mediante su
utilización también se pueden simular flujos de carga para condiciones críticas de
operación de los sistemas de potencia, y de esta manera anticipar un posibíe
comportamiento del sistema ante condiciones anormales de operación.
Existen oíros programas dedicados únicamente a aplicaciones en estudios de
cortocircuitos, permitiendo obtener los valores de las corrientes para diferentes
tipos de fallas ha través de métodos tradicionales de solución.
Algunos programas computacionales van más allá en el desarrollo del software
para la aplicación de soluciones prácticas en cuanto se refiere a estudios de
cortocircuitos, permitiendo realizar análisis de coordinación de las protecciones
instaladas dentro del sistema eléctrico, este es el caso del programa Power
Factory - DigSILENT.
54
El PowerFacíory - DigSILENT es un software desarrollado con fines de ingeniería
apiicativa. Se desarrolló con la finalidad de utilizarlo en el análisis de sistemas
eléctricos de potencia, es considerada una herramienta de simulación y análisis
de condiciones de operación de estado estable y estado dinámico de sistemas
eléctricos. Presenta varias funciones para el estudio de los sistemas eléctricos de
potencia, las principales y más importantes son:
• Flujos de Carga.
© Análisis de Confíabiíidad.
• Estabilidad.
• Análisis de Armónicos.
• Análisis de Cortocircuitos.
• Análisis de Coordinación de Protecciones.
Los métodos empleados por el programa para realizar corridas de flujos de carga
son:
• Iteración de Comente de Newton - Raphson.
• Newíon - Raphson Clásico.
© Método de Aproximación Lineal.
AI correr un flujo de carga, para cualquier sistema, el programa permite
seleccionar las variables de salida que se quieren observar al término de la
simulación, como por ejemplo:
- Corrientes y voltajes Trifásicos RMS.
- Potencia Activa, Reactiva, Aparente.
- Porcentajes de cargabilidad de las líneas.
- Niveles de voltaje de las barras en pu.
55
Es necesario definir el número de iteraciones para la convergencia del flujo, el
mismo que presenta un intervalo comprendido entre 5 y 55.
El programa permite simular un flujo de carga considerando a la red como:
• Una Red Balanceada de Secuencia Positiva (válido para redes simétricas
equilibradas).
® Una Red Desbalanceada Trifásica (A, B, C).
AI término de cada simulación se conoce en detalle el estado del sistema, esto es:
niveíes de voltaje en las barras, corrientes a través de cada circuito, elementos
sobrecargados, etc.
Además, el programa permite realizar simulaciones para redes de distribución o
redes de bajo voltaje, para lo cual se debe realizar previamente una definición de
la carga fija y carga variable por cliente.
La carga fija queda definida totalmente al especificar la carga propiamente dicha
en KVA's y el factor de potencia.
La carga variable por cliente, en cambio requiere especificar la carga en KVA's,
un factor de simultaneidad, el factor de utilización y el factor de potencia para la
carga variable.
En forma simultánea se realiza un análisis de las caídas de voltaje en la red, ya
sea utilizando el método de "Evaluación Estocástica" o el método de "Estimación
de Corriente Máxima".
Para cada simulación de flujos de carga que se realice en el programa, es factible
especificar el máximo error de flujo de carga aceptable, que por defecto este valor
en el programa es de 1kVA.
56
Entre las Opciones Básicas que el Power Facíory presenta para el cálculo de
flujos de carga se pueden señalar las siguientes:
© Ajuste automático de Taps de Transformadores- Al habilitar esta opción
para el cálculo de flujo de carga se consideran los límites de voltaje en las
barras del sistema a las cuales se encuentra conectado el transformador.
© Considerar Límites de Potencia Reactiva. Al habilitar esta opción, para el
cálculo del Flujo de Carga se considerará los límites de potencia reactiva
de los generadores.
® Adaptación del modelo automático para convergencia. El DigSILENT
para el calculo del flujo de carga siempre intentará primero encontrar una
solución con los modelos matemáticos no lineales dados para el sistema
de potencia.
• Considerar las cargas dependientes del voltaje. Considera los modelos
matemáticos para el cálculo de la potencia activa y reactiva dependientes
del voltaje.
(n-1). El DigSILENT corre un flujo de carga
sacando fuera de servicio uno a uno los elementos del sistema
previamente seleccionados para esta simulación.
Verificación, Permite desplegar una tabla en la ventana de salida con una
lista de los objetos con su respectiva cargabiíidad.
Considerar dispositivos de protección: Con esta opción, se logra que
las acciones de apertura de los disyuntores que se encuentran
comandados por relés instalados en el sistema se ejecuten durante la
simulación.
57
El Power Factory - DigSILENT permite desarrollar estudios de análisis de
confíabilidad para sistemas eléctricos de potencia ya sea en su totalidad o tan
solo de una parte del sistema.
Para el caso de líneas de transmisión, interruptores, transformadores y barras, el
programa requiere ser alimentado con ios índices correspondientes a ías
frecuencias de fallas de estos elementos y los tiempos de duración de las fallas.
Para el caso de los generadores, en cambio, se alimenta al programa con las
horas de disponibilidad y las horas fuera de servicio de tal manera que el
programa calcule y grafique internamente una curva de probabilidades
estacionarias.
Para el caso de las cargas conectadas en el sistema, es necesario realizar un
pronóstico de la demanda para cada una de ellas, con lo cual el programa, una
vez escogido el número de estados, definirá automáticamente un modelo para el
cálculo de la confíabilidad.
Para poder efectuar cálculos de los índices de confíabilidad, el programa requiere
que cada elemento cuente con dispositivos de protección asociados a los
interruptores de poder.
Los índices de confiabiíidad que calcula el programa, luego de haber ingresado
todos los datos requeridos para cada elemento, son:
• SAIFI: índice de Frecuencia de Interrupción Promedio del Sistema.
• SAIDI: índice de Duración de la Interrupción Promedio del Sistema.
• CAIFI: índice de Frecuencia de Interrupción Promedio por Consumidor.
• CAIDI: índice de Duración de la Interrupción Promedio por Consumidor.
58
El método que utiliza el programa para los cálculos de los índices de contabilidad
es el denominado "Método de Análisis por Contingencias", el cual es un método
probabilístico, que consiste en calcular los índices de contabilidad del sistema
considerando la operación fuera de servicio de uno de los elementos del sistema
en forma individual.
En la ventana de salida de datos se resume una tabla con todas las contingencias
simuladas y los índices de contabilidad calculados para cada caso.
Esta aplicación del programa permite al usuario conocer el comportamiento de
variables eléctricas frente a perturbaciones del sistema, siempre y cuando se
defina las perturbaciones que afectarán el estado normal de las variables.
Para esto, se requiere definir eventos que en la mayoría de los casos pueden ser
ía salida de una carga, apertura o cierre de una línea, pérdida de generación,
cortocircuitos, etc. Además se debe definir una carpeta de resultados en la que se
seleccionan las variables de las cuales se desea conocer su comportamiento ante
el evento establecido.
Para cada evento es necesario fijar los tiempos de duración, para esto eí
programa cuenta con múltiples funciones que permite ai usuario declarar en forma
secuencia! cada uno de ios pasos que conforman el evento.
Una vez creada la carpeta que contiene la lista de eventos a simularse, se
procede a correr las condiciones iniciales del sistema y a continuación se habilita
la simulación para un tiempo definido. En la ventana de salida se observa los
valores correspondientes a las variables eléctricas seleccionadas. Eí DigSILENT
permite graficar las variables seleccionadas en función del tiempo ya sea en
gráficos independientes o en un solo gráfico, esto para cualquier estado del
sistema: subtransitorio, transitorio, y estado estacionario o permanente.
59
Power Factory - DigSILENT permite la simulación de fallas trifásicas, bifásicas,
bifásicas a tierra y monofásicas calculando para cado caso las máximas o las
mínimas corrientes rms iniciales de cortocircuito previa selección por parte del
usuario. Para el calculo de las corrientes máximas de cortocircuito el programa
considera el aporte a la corriente de falla por parte de los motores asincrónicos,
en contraparte, para el cálculo de las corrientes mínimas de cortocircuito, este
aporte no es considerado.
El software DigSILENT ofrece los siguientes métodos para el cálculo de las
corrientes de cortocircuito:
• Según la norma IEC 909.
© Según la norma VDE 0102.
• Según ía norma ANSÍ e IEEE C37.
© Un Método Completo.
El Método Completo considera los resultados del flujo de carga antes de la falla.
En el apéndice B se presenta un resumen de las normas IEC 909 / VDE 0102 y
ANSÍ utilizadas para el cálculo de corrientes de cortocircuito.
Se pueden simular cualquier tipo de falla en líneas, barras y/o terminales, para
cada caso en forma particular se especifican las variables que se desea conocer
como resultado de la simulación, de manera similar que para un flujo de carga.
De acuerdo a las normas IEC 909 / VDE 0102, este programa prescribe valores y
métodos utilizables, pero deja al usuario la libertad de elegir ciertos datos
explícitos en casos especiales. Por ejemplo para el cálculo de las corrientes
máximas y mínimas rms de cortocircuito, el programa deja a libertad el ingreso o
definición del valor del factor cíe voltaje c, necesario para el cálculo de la
corriente inicial de cortocircuito (rk), y a partir de la cual se calculan otras
60
corrientes, como son: la corriente pico de cortocircuito (Ip), la corriente de
cortocircuito cortado (Ib), la corriente de cortocircuito de estado permanente (Ik).
Estas simulaciones se pueden asociar a los dispositivos de protección, tal es el
caso de una corriente de falla que puede ser apreciada en un diagrama tiempo -
sobrecorriente siempre y cuando el dispositivo de protección correspondiente se
encuentre ya editado en el programa.
De manera independiente al método escogido para calcular las corrientes de
cortocircuito, es necesario especificar
$ El tipo de cortocircuito a simularse.
• La distancia a la que se produce el cortocircuito, siempre y cuando la faíía
se ejecute en una línea de transmisión.
© La impedancia de falla.
© Tiempo de duración del cortocircuito: si se requiere para análisis de
estabilidad.
Es posible la simulación de fallas múltiples en el sistema siempre y cuando se
seleccione el método completo para el cálculo de las comentes de cortocircuito.
Para ingresar las protecciones y realizar un análisis de la coordinación de los
tiempos de operación de las protecciones el programa cuenta con una base de
datos general que contiene modelos genéricos de relés de sobrecorriente, relés
de distancia, relés de bajo voltaje y relés de distancia direccionales, todos
especificados con las características de varios fabricantes.
Las características de modelación de protecciones del DigSILENT han sido
implementadas bajo la siguiente filosofía:
• La modelación de las protecciones deben ser tan reales como sea posible.
61
Los usuarios deben estar capacitados para crear nuevos modelos
complejos de protecciones o alterar los modelos ya existentes en la base
de datos del programa.
Aunque los modelos de las protecciones presentan una alta complejidad su
uso no debe ser difícil.
Todos los modelos de protección actuarán sobre disyuntores.
Un fusible es modelado como un relé con característica Tiempo -
Sobrecogiente actuando sobre un interruptor de potencia. [8]
Los dispositivos de protección normalmente se crean en el objeto sobre el cual
actúan, pero pueden ser creados en otra parte del sistema a gusto del usuario.
Los dispositivos de protección que actúan sobre un solo interruptor se guardan en
el cubículo que contiene ese interruptor.
Los dispositivos de protección que actúan sobre dos o más interruptores
conectados a la misma barra se guardan en esa barra.
Los dispositivos de protección que actúan sobre dos o más interruptores
conectados al mismo esquema de barras, se guardan en la subestación que
contiene ese esquema de barras.
Alterar o crear los dispositivos de protección en un cubículo puede hacerse de
varias maneras:
• Dando click derecho sobre el símbolo del interruptor en el diagrama unifilar,
esto desplegará un menú que contiene las dos opciones siguientes:
Crear Nuevo Dispositivo de Protección.
Editar Dispositivo.
62
Dando doble cück sobre el elemento (líneas, generadores,
etc.) se desplegará una ventana de edición, presionando sobre el
el terminal escogido, y habilitando la opción Editar Relés, se
nuevos dispositivos de protección con ayuda del botón nuevo ^ .
en
Nombra MDT_Mfflv.2
Tiu M11 ~ «"tttortlJHEASUJHEaS 230X2301113 KCM 22
Tosmall fg-*Is«TQTDRtó\TQT/Psuta\&ái_2 TOT/PaUa
FWU/Totora*
Zona
rft»
Reá*í«waSec. Cao.RO 73.20713 OhmRoectentíaSen C«o,XO 31102470h«CwtiwUeds liana, ice 1SOL5D4tAFsclor&trakO.Mí reíud 0:7323339
Figura 3.1. Editando dispositivos de protección en una Ifnea de transmisión.
todos los casos, seleccionando la opción "crear nnews cf/sposil
f se mostrará una lista con las siguientes opciones:
Modelo del Relé (ElmReiay).
Fusible (RelFuse).
Transformador de Corriente (StaCT).
Transformador de Voltaje (SíaVT).
Cada una de estas opciones abrirá un cuadro de diálogo para especificar el
dispositivo a ser creado o para modificar uno que ya ha sido creado.
63
La configuración de un relé de protección comprende varios bloques funcionales
para medida, detección de falla y salida lógica. La configuración básica consiste
de:
• Transformador de corriente y/o voltaje.
• Unidad de medida.
• Unidad de detección de falla.
• Unidad lógica.
Esta configuración básica se muestra en la figura 3.2.
I Sutt
i, r-
í StaVt
,.Measwcawnti....
Fauit
Ur.itLopiv
Íüll-Oi?
I
Figura 3.2. Configuración básica de un relé.
La unidad de detección de falla es realmente la unidad de disparo del relé.
Los diferentes tipos de relés de protección son caracterizados principalmente por
la unidad de detección de falla.
Un nuevo transformador de corriente puede ser creado por medio de un click
derecho sobre el cubículo en el diagrama unifílar de la red y seleccionando Nuevo
Dispositivo de Protección - Transformador de Corriente.
selección despliega un cuadro de diálogo como el que se muestra en la-3 Oo.o.
LocgStet&n v »» S/E RíobaiibaWa / Ttíoffis\Di_2
Consifin (Y rj
RefactótrKo. fases
Figura 3.3 Transformador de Corriente.
AI crear un nuevo transformador de comente se debe seleccionar el tipo, ya sea
utilizando la base de datos del programa o creando un nuevo tipo para el
proyecto.
Para especificar el nuevo tipo de transformador de corriente se debe editar los
íaps correspondientes al lado primario y secundario del TC.
Si ios transformadores de corrientes son trifásicos o bifásicos, es necesario
establecer el tipo de conexión de los bobinados secundarios. Esto es: conexión
delta o conexión estrella.
Si se traía de transformadores monofásicos de corriente, es necesario especificar
la fase de conexión (a, b, c) o incluso en el neutro del sistema.
Los ajustes de los íaps primarios y secundarios están limitados por los valores
definidos en el tipo de transformador de corriente.
El cuadro de diálogo para definir el tipo de TC se muestra en la figura 3.4.
65
10
Figura 3.4 Tipo de Transformador de Corriente.
La página nombrada como Datos Adicionales, correspondiente al Tipo c
Transformador de Corriente, se utiliza para definir el burden del transformador,
clase de precisión y el factor del límite de precisión.
Un nuevo transformador de potencial puede ser creado fácilmente dando click
derecho sobre el cubículo en el cual se desea crear el dispositivo.
El cuadro de edición para el nuevo transformador de potencial se despliega en la
pantalla del computador tal como se muestra en la figura 3.5.
OK
•4-I... \TBAFaSVTPV\0IVlSQR CAPAQTMJ
•*• S/E RiobambaXRIO / Totoaa\Cul 2
-LQCBBZBCKJn
Baifa j*j S/E Riobamba'iBIQ / Totoras
Rema •»{ Red_23Q\kJQT_R!OL2
T«P jzaoooa ^Jv
Comsw&i P? 3
„ i .
Tipo -^1-»| ...AFOSSTPs\TPMSECUNDARIO
Tap |115. 3 V
Ccmerf&i [Y "r|
Figura 3.5 Transformador de Potencial.
El bobinado primario es definido al seleccionar un íap y un tipo de conexión,
rango de íaps para el lado primario se define en el tipo de transformador
El bobinado secundario está definido por el tipo de bobinado secundario, el ajusíe
del íap y el tipo de conexión. El rango de íaps disponible es definido en el tipo de
bobinado secundario. Un transformador de voltaje requiere al menos un bobinado
secundario. Uno o más bobinados se pueden añadir presionando el botón
Adicionar.
AI seleccionar un tipo de transformador de potencial secundario se despliega el
siguiente editor de diálogo, mostrado en la figura 3.6.
67
Figura 3.6. Bobinado Secundario de un TP
En este cuadro se debe ingresar el burden del transformador especificando la
impedancia en ohms a los terminales del lado secundario del transformador y el
factor de potencia. También se ingresa el rango de los íaps del bobinado
secundario.
Dando click derecho en el interruptor, sobre el cual el relé toma acción para iniciar
su operación cuando ei sistema experimente algún disturbio, se despliega un
editor de dialogo que permite crear o alterar un modelo cíe/ re/é, como se
muestra en la figura 3.7.
_•*] $M TQTQRASSTaTVRbbiHnba
rDefinición
StartihflFh-GndZD1ZDZZD3
Meonsentent
StartfogPh-Gnd2D1ZD22D3
1L
Figura 3.7. Modelo del Relé
La localización del relé
donde se ubica el i
, se da por defecto en el terminal o en
asociado al relé.
Para seleccionar el tipo de relé de distancia el DigSILENT presenta en la
biblioteca general de la bdse de datos varids alternativas de selección. Los tipos
de relés que se especifican presentan características propias de diseño de cada
fabricante en forríia detallada, encontrándose también tipos de relés con
características de d&eflo ¿jbHéiicas.
La mayoría de los relés £jériéricos de distancia por lo general presentan una
característica poligonal de sus zonas de operación.
Los fabricantes que se consideran en la base de datos del programa para los
relés de distancia son: GEC Aisíhom, General Electric, SEUSchwieser, Siemens.
Inmediatamente, luego de especificar el tipo de relé, se debe crear el TC y el TP,
los cuales proporcionan la información requerida por el relé en forma de corriente
y voltaje respectivamente.
69
Finalmente hay que editar cada uno de las ventanas restantes en el editor de!
cuadro de diálogo del modelo del reié. Las ventanas que comúnmente se
encuentran son:
• Medición.
• Polarización.
© Tipo de arranque. .
• Zonas de Protección.
• Temporización de cada zona.
» Logic.
En la ventana de medición se detalla la comente nominal y el voltaje nominal de
operación del relé; además se define el tipo de las variables eléctricas medidas,
esto es trifásicas, monofásicas, valores RMS de voltajes y corrientes, valores de
componentes simétricas.
Para la polarización de la unidad de protección, es necesario definir el método de
polarización. El software DigSILENT permite seleccionar de entre cuatro métodos
de polarización por voltaje para las unidades direccionales de protección, estos
son:
• Método de Cuadratura.
• Método Cruzado.
• Método Propio.
• Método de Secuencia Positiva.
Método de Cuadratura (90°).- El voltaje línea - línea es usado como voltaje de
polarización, la unidad direccional compara el ángulo entre: la con Vbc, Ib con
Vea, Je con Vab. La utilización de este método de polarización hace que el voltaje
de línea, que es tomado como referencia, se desplaza 90° en sentido antihorario.
Método Cruzado (30°).- El voltaje línea - línea es usado como voltaje de
polarización, en este caso, la unidad direccional compara el ángulo entre: la con
70
Vac, ¡b con Vba, Ic con Vcb. El voltaje de línea que es tomado como referencia
se desplaza 30° en sentido antihorario. [8]
Método Propio.- Con este método la unidad direccional compara el ángulo entre
la corriente de línea y el voltaje fase - neutro que es tomado como referencia. Así:
la con Va, Ib con Vb, y Ic con Ve. [8]
Método de Secuencia Positiva.» La unidad direccional compara el ángulo entre;
la con Vi, Ib con a2Vi, le con a Vi, donde a es igual a: 1 Z120° [8]
Si la unidad de protección está polarizada como una unidad de Fase - Tierra, es
necesario ingresar el coeficiente de impedancia de tierra (Ko), en magnitud y en
ángulo, factor que sirve únicamente para el cálculo de la impedancia aparente
vista por el relé en fallas monofásicas.
Al editar las zonas de operación de los relés de distancia es necesario especificar
el alcance en ohmios secundarios de primera, segunda y tercera zona. Algunos
fabricantes incrementan una cuarta zona de operación en los relés de distancia,
como es el caso de las protecciones mulíifuncionales EPAC 3000 de GEC
ALSTHOM y MICOM P442 de ALSTOM.
Para cada zona de operación, el programa permite ingresar el valor del ángulo
del relé y el valor del ángulo característico. Estos valores angulares pueden ser
los mismos para las tres zonas de operación.
En el programa el ángulo del relé es el ángulo de inclinación correspondiente al
diámetro de la característica circular de un relé de distancia tipo mho con respecto
al eje horizontal del diagrama R -X. Para un relé con característica de operación
poligonal, el ángulo del relé en el programa, es la desviación de uno o más lados
del polígono de operación respecto al eje R.
El ángulo característico permite modificar la forma de la curva de operación del
relé, pues existen algunos relés por ejemplo de ABB que permiten modificar la
71
característica de operación entre una forma circular y otra en forma de "tomate" o
"lente". Para modelar este efecto es que está implemeníado el ángulo
característico en el programa.
Así, para el caso particular de un relé de distancia tipo mho, si el valor del ángulo
característico es igual a 90°, la forma geométrica que presentan las zonas de
operación corresponde a una circunferencia. Si el valor del ángulo característico
se altera, entonces la forma geométrica de las zonas también se altera.
En la figura 3.8 se observa la forma geométrica que adquiere la zona de
operación cuando se reduce el valor del ángulo característico de 90° a 70°, y
manteniéndose el valor del ángulo del relé constante en 60°.
X [ohm prim]
Ángulo delRelé
Ángulo de lalínea
R [ohm prim]
72
X[ohmprim]
R[ohm prim]
b)
Figura 3.8 Características de las zonas de operación para un relé de distancia tipo mho ingresado
en el programa con un valor de ángulo de relé igual a 60° y; a) con un ángulo característico de 90°
para las tres zonas, b) con un ángulo característico de 70° para la tercera zona y de 90° para la
primera y segunda zona.
De la gráfica 3.8 se observa que es el valor correspondiente al ángulo
característico el que define la forma geométrica de las zonas de operación.
La temporlzaclón permite el ingreso de los tiempos de disparo del relé para cada
zona, y se utiliza para la coordinación de la operación de las protecciones.
73
El logic permite seleccionar el interruptor de potencia sobre el cual va actuar la
protección de dísíancia, y además habilita la orden de apertura del interruptor ante
una operación del relé.
Para cada una de las zonas de operación se puede seleccionar de manera
individual la dirección del disparo; pudiendo ser la dirección del disparo hacia
atrás o hacia adelante.
Una vez ingresadas las características de los equipos sensores (TC's y TP's) que
llevan las señales de corriente y de voltaje a la unidad de protección direccional,
el programa realiza el cálculo interno del valor correspondiente a la impedancia de
la línea reflejada en ohmios secundarios. Esta impedancia es nombrada por ei
programa como impedancia de réplica.
La fórmula que el programa internamente utiliza para realizar los cálculos es:
(3.1)
Luego de ingresar los ajustes respectivos para cada zona, es factible realizar el
diagrama R-X de tal manera que se puede observar el alcance que presenta
cada zona de operación. Así por ejemplo:
X [ohm prim ]
84.0-
77.0-
.28.0 -21.0 -14.0 -7.00
-7.00-I
T—'—i—'—i—•—i—'—r42.0 40.0 56.0 83.0 70.t
R [ohm prim ]
Figura 3.9 Características de las zonas de protección para un relé de distancia tipo mho.
Los transformadores que se encuentran instalados en el Sistema Nacional de
Transmisión están protegidos además de la protección diferencial por medio de
relés de sobrecorriente ubicados en el lado de aito voltaje del transformador. Esto
para el caso en el cual se utilicen los transformadores para reducir el nivel de
voltaje (transformadores de reducción).
75
Para el caso de los transformadores de elevación, la protección de sobrecorrieníe
se encuentra instalada en el lado de bajo voltaje, este es el caso de ios
transformadores que corresponden a la Subestación Molino.
El camino que se sigue para el ingreso de estas protecciones en el software
DigSilENT es muy similar al caso de las protecciones de distancia.
De igual manera la base de datos del programa cuenta con modelos de relés de
sobrecorrieníe genéricos y de marca para diferentes fabricantes. Así los
fabricantes que se consideran en la base de datos son:
• ABB / Wesíinghouse.
• GE AIsthom.
• General Electric.
• Nilsen Industrial.
• SEL / Schweizer.
© Sepam / Merlin.
• Siemens.
El procedimiento que se sigue para ingresar los relés de sobrecorriente en cada
uno de los transformadores del sistema es el siguiente:
- Click derecho sobre el interruptor que conecta al transformador con la barra de
alto voltaje.
- Seleccionar la opción Crear Nuevo Dispositivo - Modelo del Relé.- Seleccionar en tipos del proyecto uno de los relés creados o que han sido
habilitado como parte del caso de esíudio desde la biblioteca general del
programa. Se despliega la siguiente ventana:
76
Figura 3.10 Creando un Relé de Sobrecorriente.
Una vez seleccionado el tipo de relé de sobrecogiente, de igual forma que
los relés de distancia es necesario editar el transformador de corriente que
asociado a la operación del relé creado.
Para cada fase que alimenta al relé de sobrecorrieníe, es necesario
suma claridad:
con
Ajuste de Corriente en amperios secundarios.
Dial del Tiempo.
Característica de Operación (Inversa, Muy Inversa, o Extremadamente
Inversa).
El procedimiento a seguir para realizar la simulación de un cortocircuito,
independientemente si éste se produce en una barra o terminal (nodo eléctrico)
del sistema o en una línea de transmisión, se resume a continuación:
77
1) Click derecho sobre el elemento en el cual se va a producir el cortocircuito.
2) Seleccionar la opción "Calcular - Cortocircuito". Esto hace que se despliegue
un cuadro de diálogo para especificar las condiciones de la falla. Ver figura
3.10.
Ir a próxima páginaAbrir todos los Interruptores
Definir...Adicionara,..Ruta,.,
Saudade Datos,,.Ejecutar Escritos DPL
Crear Caja de TextoSffnuíadón de Saldas (n-1)
Arranque del Motor,.,
Figura 3.10
3) Seleccionar:
i) Método empleado para el cálculo.
¡i) Tipo dé cortocircuito.
¡ii) Las cbrriénfe irns c^ufe se requieren calcular (máxirrids o mínimas).
4) Especificar o definir:
I) La impedanci£
¡i) El tiempo de duración de cortocircuito.
5) Si la falla se produce en un tramo de una línea se debe definir la distancia con
respecto a una de las barras.
6) Click sobre el botón ejecutar.
De igual manera que para las simulaciones de flujos de carga se seleccionan las
variables eléctricas que se quieren observar en las ventanas de resultados
habilitadas en cada elemento del sistema.
Si en el sistema se han ingresado dispositivos de protección como relés de
distancia y sobrecogiente, se obtienen los diagramas R-X y diagramas de tiempo
- sobrecogiente respectivamente, en los cuales se observa el tiempo en el que se
da la orden de apertura al interruptor, ya sea por acción del relé de sobrecorrieníe
o por acción del relé de distancia.
Así por ejemplo, se tiene que luego de la simulación de una falla trifásica en la
línea de transmisión Santa Rosa - Totoras, falla localizada en el 30 % de la línea
respecto de la S/E Totoras y con una resistencia de arco nula, se observa la
ubicación de la impedancia aparente en el diagrama R-X vista por el relé de
distancia ubicado en la S/E Santa Rosa y mirando hacia Totoras. Esto se muestra
en la figura 3.11.
X[ohmpri]
21NS-242CITG313Z A 38.092 pri.Ohm 93.1 degZ B 38.092 pri.Chm 83.1 degZ C 38.092 pri.Ohm 83.1 degTipo de Fala: ABCTiempo de Disparo: 0.02 s
LJT Totoras- Santa Rosa 1
sí s ten szs san sis ira. 113. tax
R[ohm pritn]
Figura 3.11
79
El centro de operaciones de transmisión, COT, perteneciente a la Compañía
Nacional de Transmisión Eléctrica TRANSELECTR1C SA está encargado del
moniíoreo y operación en forma remota del Sistema Nacional de Transmisión.
Una de las funciones principales y que forma parte de las actividades normales
del centro de operación, es registrar la información de flujos de carga para los tres
estados de demanda del sistema, esto es, demanda máxima 19:H30, demanda
media 11 :HOO y demanda mínima 03:HQG.
La información obtenida, por el Centro de Operación de TRANSELECTRIC S.A.
es de suma importancia para el análisis del comportamiento del sistema.
TRANSELECTRIC S.A., realiza de manera constante estudios sobre las
calibraciones de las protecciones del sistema, principalmente para aquellas áreas
en las cuales se han suscitado cambios en la topología de la red.
La carga global del sistema nacional interconectado, está representada en el
DigSILENT mediante cargas puntuales a nivel de subestaciones de entrega.
Previo a un análisis de la coordinación existente entre las protecciones de un
sistema eléctrico se requiere de un conocimiento del comportamiento de la
demanda.
Las consideraciones que se utilizaron para realizar ia distribución porcentual de la
carga a nivel de subestaciones para eí mes de diciembre dei año 2003 son ios
siguientes:
1) La incorporación de nuevas instalaciones del sistema de transmisión para el
período abril 2003 - diciembre 2003, las mismas que se indican a continuación:
• Línea Tena - Coca (operación inicial a 69 kV): 30 de junio dei 2003.
• Subestación Pomasqui: posiciones de 138 kV y transformador 300 MVA,
2307138 kV: 30 de abril del 2003.
• Subestación Dos Cerritos, transformador de 165 MVA, 230/ 69 kV:
primeros días de del mes de enero del 2004.
2) La demanda máxima registrada para el mes de diciembre del año 2002.
3) La proyección de la demanda para el mes de diciembre del año 2003 realizada
por eí Centro de Operación del CENACE a nivel de Empresas de Distribución.
En base a la proyección de la demanda publicada por el CENACE en el "Plan de
Operación del MEM Abril 2003 - Marzo 20041 en el cuadro 4.1 (Anexo 1), en el
que se presentan las demandas máximas mensuales estimadas para cada
empresa, se tomó la demanda máxima correspondiente al mes de diciembre del
año 2003.
Como el cuadro 4.1 detalla únicamente las demandas de potencia activa máxima
esperada, es necesario entonces, buscar alguna alternativa que permita estimar
los niveles de potencia para condiciones de demanda media y mínima, y además
encontrar los niveles de potencia reactiva correspondientes a cada empresa.
81
La alternativa seleccionada para este fin, se basa en el comportamiento de la
demanda máxima registrada en e! mes de diciembre del año 2002, la cual se
registró el día martes 17 en el periodo comprendido entre las 19HOO y 19H30, se
anexa la información respectiva (Anexo 2).
Cada empresa de distribución tiene a su cargo un número definido de
subestaciones, siendo la carga total de la empresa igual a la suma de las cargas
individuales de las subestaciones. Es decir que se puede obtener los porcentajes
de carga de cada subestación con respecto a la carga total de la empresa.
En base a la información correspondiente al anexo 2 se procedió a obtener los
porcentajes de contribución de carga de cada subestación para condiciones de
demanda máxima, con respecto a la carga total de cada empresa. (Anexo 3)
Los porcentajes de demanda activa y reactiva, así encontrados, y considerando
un comportamiento similar de la demanda en el mes de diciembre del 2003, son
utilizados en combinación con las demandas previstas por el CENACE,
determinando así la demanda de cada subestación para este mes. (Anexo 3)
A partir de la consideración de que el comportamiento de la demanda prevista
para el mes de diciembre del 2003 será similar al registrado para diciembre del
2002, se obtuvieron porcentajes de demanda mínima y media con respecto a la
demanda máxima de cada subestación (Anexo 4 y 5). Esto con el fin de ingresar
la información para cada carga en el programa.
Un análisis particular es hecho para la Empresa Eléctrica Quito, dado los cambios
topológicos producidos con la entrada en operación de la nueva subestación
Pomasqui, tomando en cuenta el comportamiento de la demanda a junio del 2003
en la cual ya está considerada las contribuciones de carga correspondientes.
82
Para esto, en primer lugar se consideró que el despacho de las unidades
generadoras sea similar al realizado en el mes de diciembre del 2002.
Es similar pero no igual porque para el año 2003 se cuenta ya con la
interconexión eléctrica Ecuador - Colombia, con una capacidad de transmisión de
200 MW para horas de demanda máxima y 250 MW para el resto de horas del
día.
La energía que suministra Colombia al sistema ecuatoriano a través de la línea de
transmisión Jamondino - Pomasqui reemplaza a la energía generada por las
unidades térmicas que presentan el mayor costo variable de producción.
Otra consideración adicional y muy importante para realizar el despacho es la
disponibilidad que presentan las unidades de generación para el mes de
diciembre del 2003, esta disponibilidad está a disposición de TRANSELECTRIC
S.A. a través de las publicaciones del Plan de Operación del MEM Abril 2003 -
Marzo 2004.
La disponibilidad para las unidades hidroeléctricas y térmicas para diciembre del
2003 se detalla en el anexo 7.
Al igual que para la carga, se encontraron los porcentajes de generación para las
condiciones de demanda mínima y demanda media con respecto a ía generación
en condiciones de demanda máxima, esto para ingresar la información de la
generación en el programa. El despacho de generación estimado se muestra en
el anexo 8.
El DigSILENT permite simular la apertura o cierre de los interruptores para los tres
estados de demanda, mediante la utilización de un vector en eí que se ingresa ei
estado de operación, O representa abierto y 1 significa cerrado.
Para la simulación en los tres estados de demanda se crearon vectores de
información tanto para la carga como para la generación. El programa permite
ingresar la información en dichos vectores como un porcentaje de la carga y de la
generación, porcentaje respecto a las condiciones de demanda máxima,
La edición de un vector que representa la característica de la potencia activa de
una carga dada, se muestra el la figura 4.1
MEDIAMÁXIMA
S3.43100.
Uso
Aproximación I constante
Grado del Polinomio |3
48.51
Figura 4.1
Entonces, para realizar la simulación de un flujo de carga a diciembre del 2003,
en cualquiera de los estados de demanda, basta con seleccionar el estado de
operación del sistema requerido y automáticamente la informacióncorrespondiente tanto de la carga como de la generación se cargan en el
La coordinación que debe existir en la operación de las protecciones de un
sistema eléctrico, es de suma importancia en el momento de ocurrencia de una
falla, ya que de esto dependerá el mayor o menor perjuicio para el consumidor
final.
Cada vez que existen cambios permanentes en la topología de la red, se hace
necesaria una revisión de la coordinación de los tiempos de operación de las
protecciones o grupos de protecciones que resulten afectados.
Para el caso de las protecciones de distancia de las líneas de transmisión que
conforman el anillo de 230 kV del SNT, y de las protecciones de sobreramente de
ios transformadores de reducción, es necesario garantizar la coordinación entre
estas protecciones para evitar una operación no deseada de la protección de
línea ante fallas que no lo ameriten.
Dado el caso, si llegara a ocurrir una falla en una de las barras de 138 kV del
sistema, correspondiente a un transformador de reducción, 230 kV /138 kV, con
una coordinación apropiada se esperaría que sea la protección de sobrecorrieníe
del transformador ubicada en el lado de alto voltaje la que despeje la falla y no la
protección de línea, esto considerando que la protección diferencial de barra no
ha despejado la falla.
Con el crecimiento de la demanda y exigencias propias de la operación del
sistema eléctrico ecuatoriano, ha sido necesaria la construcción de una nueva
subestación que entrará a formar parte del anillo de la red troncal de 230 kV del
85
SNT. La entrada en operación de esta subestación, de nombre Dos Cerriíos, está
prevista para los primeros días deí mes Enero del 2004.
La construcción de la S/E Dos Cernios, ubicada entre las subestaciones
Pascuales y Milagro, abrirá uno de los circuitos de la línea Miíagro Pascua/es,
constituyendo de esta manera dos nuevos tramos de línea en esta zona, siendo
estos: Pascuales - Dos Cerriíos y Dos Cerriíos - Milagro.
La incorporación de la S/E Dos Cerritos hace indispensable una revisión completa
de ios ajustes de ías protecciones afectadas por ei cambio topoíógico en la zona,
además es conveniente verificar la coordinación del sistema de protección del
anillo.
Antes de empezar con el análisis de validación de los ajustes de las proíecciones
insíaladas en el anillo de la red íroncal de 230 kV del SN1, es convenieníe definir
los criterios que se utilizan para la calibración de las proíecciones, especiaimeníe
de los relés de disíancia.
Un relé de disíancia queda totalmente calibrado al definir su alcance y su ángulo
característico (ángulo de máximo íorque para relés electromecánicos). Por io
general se traía que este ángulo característico del relé sea igual al ángulo de la
línea de íransmisión que el relé esíá proíegiendo. El alcance constituye el máximo
valor de impedancia vista por el del relé en la dirección dada por el ángulo
característico.
Esta protección normalmente para el Sistema Nacional de Transmisión se ajusta
para que detecte las fallas cuyos valores de impedancia aparente sean menores o
86
iguales que el 150 % de la impedancia de la línea protegida. Además esta
protección opera con señal de verificación de faíla por parte de ia protección
instalada en ei otro extremo de la línea, esto con el fin de evitar cualquier
operación falsa frente a fallas que ocurran üiera de la línea de transmisión. El
esquema para protección de distancia primaria en el SNT es el esquema de
disparo transferido permisivo con sobrealcance POTT (Permissive Overreach
Transfered Tripping).
Como ya se explicó en el capítulo 2, esta protección inicia su operación, luego del
instante en que la falla ha ocurrido en el sistema, de manera independiente al
funcionamiento que presente la protección primaria de distancia.
Para el Sistema Nacional de Transmisión esta protección posee tres zonas
hábiles de operación para eí despeje de fallas en la línea, sin embargo ios
criterios utilizados para calibrar cada una de estas zonas son diferentes, estos se
especifican para cada zona a continuación.
El alcance de la primera zona está ajustado para que detecte fallas en el sistema
con impedancias menores o iguales que el 85 % de ia impedancia de la línea
protegida; opera en forma instantánea.
El alcance de esta zona se ajusta utilizando cualquiera de los dos criterios
siguientes:
a) Alcance igual al 120 % de la impedancia de la línea protegida.
b) Alcance igual al 100 % de la impedancia de la línea protegida más el 50 % de
la impedancia de la línea adyacente más corte.
El tiempo de operación de esta zona de protección es comúnmente de 300 a 400
milisegundos, para el SNT.
AI igual que para la segunda zona también se utilizan dos criterios para realizar un
ajuste inicial de esta zona. Así se tienen los siguientes:
a) 100 % de la impedancia de la línea protegida más el 100 % o el 120 % de
la impedancia de la línea adyacente más larga.
b) 100 % de la impedancia de la línea protegida más el 100 % de la impedancia
la impedancia del transformador conectado
al final de la línea adyacente.
Los tiempos de operación para tercera zona generalmente son 800 a 1000
milisegundos en el SNT.
ZonaSZona2
Zonal
Ajuste de Protección Primarial5Q % de Z
Figura 5.1
Estos criterios se utilizan tanto para ios relés de fase como para los relés de tierra,
sin embargo, para lograr que ios relés de distancia contra falías a tierra detecten
este upo de fallas es necesario calibrar en el equipo el coeficiente de impedancia
de tierra (Ko).
Dentro de cada una de las subestaciones de 230 /138 kV que conforman la red
tronca! del SNI se encuentran instalados relés de distancia para protección
primaria y protección secundaria. Cada línea está protegida convenientemente
contra fallas entre fases y contra fallas fase - tierra.
De manera particular en el sistema ecuatoriano, y específicamente para la
protección de las líneas de 230 kV del SNÍ, se encontró que los relés de distancia
utilizados son tipo mho, sin embargo, en algunas subestaciones se están
utilizando ya relés que presentan zonas de operación de características
poligonales.
Siguiendo con la descripción de los relés que se utilizan en las líneas de 230 kV,
es necesario mencionar que existen relés tipo mho que presentan soíamente dos
zonas de operación, este es el caso de los relés instalados en las subestaciones
Pascuales y Molino que protegen la línea Pascuales - Molino.
En las siguientes tablas se especifican el modelo y el fabricante de los relés de
distancia que se encuentran instalados en ías subestaciones de reducción 230 /
138 kV que forman parte del anillo de 230 kV del SNI.
YTG33LZ96532PSACEY52ASLYG81AEPAC3000
G.E.C.B,B.C.MITSUBISHIG.E.C.G.E.C.GECALSTOM
X
XX
X
XX
CircularCircularCircularCircularCircularCuadrilateralCuadrilateral
Tabla 5.1
PascualesSto. DomingoTotoras
Pascuales Riobamba RiobambaPascualesQuevedoSanta RosaTotoras
Pomasqui
Tabla 5.2
YTG31LZ92
CEY521ASLYG81A
G.E.C.B.B.C.G.E.C.G.E.C.ALSTOM
X
X
XXX
CircularPoligonalCircularCircularCuadrilateral
Tabla 5.3
PascualesQuevedoSto. DomingoSanta RosaTotoras
PascualesRiobamba
PascualesRiobamba
PomasquiSanta Rosa
Tabla 5.4
Las calibraciones actuales de los relés de distancia que protegen las líneas de
transmisión 230 kV del SNI se resumen en el anexo 9.
90
Los relés de sobrecorriente empleados para dar protección de respaldo a los
transformadores de reducción del anillo de 230 / 138 kV del SNi son no
direccionales y se encuentran instalados en el lado de alto voltaje de los
transformadores.
La mayoría de estos relés son electromecánicos, sin embargo en la subestación
Pomasqui se cuenta con protecciones numéricas, tanto de distancia como de
sobrecorriente.
Las calibraciones actuales de estos relés de sobrecorriente se muestran en la
tabla 5.5.
—
Subestación
TotorasSanta RosaSto. DomingoQuevedo
Pascuales
Milagro
Molino
RiobambaDos CerritosPomasqui
Nombre delTrasformador
ATT(230)ATU ( 230 }ATU ( 230 )ATT ( 230 }ATU ( 230 }ATT ( 230 )ATK(230)ATU ( 230 )AT1 ( 138)
AT2 (138)TRK ( 230 )ATK ( 230 )ATU ( 230 )
Relé de Sobrecorriente
Nombredel Relé
51-2T251-2U251-2U251-2T251-2U251-2T251 -ATK51-2U251 -ATI52-AT251-2K251 -ATKF51-2U2
Marca
G.EC.G.EC.G.E.C.G.EC.G.EC.
MITSUBISHIG.E.C.
MITSUBISHIMITSUBISHI
G.EC.G.EC.AIstom
Tipo
CDG31(1.3s)CDG11(3s)CDG1l(3s)CDG11(3s)CDG11(3s)
CO-8
CDG11(3s)KCGG142
CO-8CO-8
12IFC51CDGll(3s)
CalibracionesFase A
Tap5,006,003,755,006,256,00
5,002,56,006,002,005,002,20
Dial0,300,050,200,120,101,00
0,100,1250,500,50
2,000,100,20
FaseBTap5,006,003,755,006,256,00
5,002,5
6,006,002,005,002,20
Dial0,300,050,200,120,101,00
0,100,1250,500,50
2,000,100,20
FaseCTap5,006,003,755,006,256,00
5,002,56,006,00
2,005,002,20
Dial0,300,050,200,120,101,00
0,100,1250,500,502,000,100,20
RelacióndelTC
500/51000/5600/5600/51200/51200/5600/51200/52000/52000/5600/5600/52200/5
Tabla 5.5
La curva de operación de! relé de sobrecorriente ubicado en el ATU de la
subestación Pomasqui es simulada con una curva tiempo - corriente del tipo
CDG11(3s).
91
El propósito principal de la primera y segunda zona de protección de distancia
secundaria es dar protección a la línea en su totalidad. La segunda zona cubre un
tramo de la línea adyacente, por esto, deberá chequearse que la segunda zona
en ningún caso llegue a alcanzar el extremo de la línea siguiente y si esto llegara
a ser imposible de evitar, deberá coordinarse con las segundas zonas de las
protecciones adyacentes. En todo caso el alcance de la segunda zona deberá
garantizar la operación del relé aún en una falla con resistencia de arco.
La tercera zona da protección de respaldo para fallas en lineas adyacentes.
Cuando sea posible, su alcance cubrirá el extremo más lejano de la línea
adyacente más larga en las condiciones en que sucede el máximo subalcance.
Para todo caso se debe considerar una coordinación tanto en alcance como en el
tiempo con las protecciones de distancia de las líneas adyacentes, y en el caso de
que esta zona cubra también transformadores, con las protecciones de respaldo
de éstos, es decir la protección de sobrecorriente.
Los traslapes entre terceras zonas de protección de relés de distancia de líneas
adyacentes no son convenientes cuando conllevan a una mala coordinación, ya
que se puede perder más carga de la necesaria ante una falla que es detectada
por dos relés en forma simultánea y que provocan la apertura de dos posiciones
de línea de manera innecesaria. La apertura de dos líneas adyacentes se debe
evitar de cualquier modo ya que esto implica poner en riesgo la estabilidad del
sistema eléctrico. La figura 5.2 muestra un ejemplo de traslape entre las terceras
zonas de dos relés de distancia RA y RB que protegen a líneas adyacentes; el
área sombreada es la zona de traslape.
ZonaS
Zona 2
ZonalZona 2
RA
Zonal
RB
92
i ZonaS |
D
E
Figura 5.2 Ejemplo de traslape entre terceras zonas de los relés RA y RB.
Puesto que los cambios topológicos del sistema, las condiciones de generación y
las características propias de ia falía tienen una incidencia directa sobre ei valor
de la impedancia aparente que ve un relé de distancia en ei momento de
ocurrencia de un cortocircuito, es necesario verificar los tiempos de operación que
presentarán tanto la protección de sobrecorrieníe de los transformadores de
reducción como la protección de distancia de las L/T, frente a fallas que se lleven
a cabo en las barras de 138 kV de ios transformadores de reducción
considerando diferentes escenarios topológicos del sistema y también
condiciones de generación máxima y mínima. Solamente de esta manera se
podrá verificar la coordinación entre estas dos protecciones.
La protección primaria de distancia no es objeto de revisión pues aunque su
ajuste es iguaí ai 150% de ía impedancia de la íínea, esta protección actuará
únicamente cuando exista una señal de verificación de la falla por parte de las dos
protecciones de distancia ubicadas en cada extremo de la línea, asegurando así
que la falla se produjo dentro de la línea protegida.
La protección de sobrecogiente, aunque teóricamente la calibración es la más
simple de comprender, resulta ser una de ías más difíciles de coordinar, esto se
debe principalmente a la sensibilidad que presenta esta protección en su
operación, cuando la corriente de falla cambia ante variaciones topológicas del
93
sistema. De esta manera cuando se produzca un cambio íopológico permanente
en eí sistema de subíransmisíon o de distribución, se debe realizar un estudio
completo de las protecciones de sobrecorriente en todo el sistema, pues una vez
que se producen cambios en las calibraciones de las protecciones aguas abajo
estos afectan directamente en la coordinación de los tiempos de operación.
Las calibraciones de las protecciones empleadas en un sistema eléctrico de
potencia deben ser ajustadas de tai manera que operen de una manera eficiente
bajo condiciones de demanda máxima y en demanda mínima del sistema.
De ahí la necesidad de conocer el comportamiento de la demanda del sistema en
sus tres estados, que permita definir en forma aproximada las unidades
generadoras a ser tornadas en cuenta para la realización del estudio de la
coordinación.
Esta protección se encuentra instalada en la S/E Santa Rosa y mirando en
dirección hacia ía S/E Totoras.
En la tabla 5.6 se presenta la calibración actual correspondiente a la protección de
distancia secundaria de ía línea Santa Rosa - Totoras.
PROTECCIÓN DE DISTANCIA SECUNDARIA
Zona
ZonalZona 2Zona 3
Protección Fase - FaseZ(Qsec)
3,615,748,45
RTC: 800/5 A
Ángulo del Relé
60°60°60°
Protección Fase - TierraZ ( Q sec )
3,866,0010,31
Ángulo del Relé
60°60°60°
RTP:230KV/115V
Tabla 5.6.
Para el análisis de la coordinación de la protección de distancia de la línea
tomada para eí ejemplo con la protección de sobrecorriente del transformador
ATT de la S/E Totoras es necesario conocer la calibración actual de la protección
de sobrecorriente instalada en el lado de alio voltaje del transformador. La tabla
5.7 muestra esta calibración.
CALIBRACIÓN ACTUAL DEL RELÉ DE SOBRECORRIENTE
Tap
5A
Dial
0,3 seg
RTC
500/5A
Tipo de Curva
Inversa CDG31 ( 1 .3seg )
Tabla 5.7.
El procedimiento seguido para verificar la coordinación entre la protección de
distancia de la línea Santa Rosa - Totoras con ía protección de sobrecorriente del
transformador ATT de la S/E Totoras es el siguiente:
• Se simulan cortocircuitos en la barra de 138 kV del transformador ATT para
diferentes topologías del sistema. En cada una de las simulaciones se
considera una resistencia de falla igual a cero ohmios de tal manera que el
relé de distancia presente una característica de sobrealcance.
Siendo la tercera zona de la protección de distancia la que presenta el
mayor alcance, y sin olvidar que el despacho de la generación y el tipo de
cortocircuito influyen directamente sobre la impedancia aparente vista por
un relé de distancia, esta zona podría detectar alguna de las fallas que
pueden producirse en ía barra de 138 kV del transformador ATT de la S/E
95
Totoras. Si se diera el caso en que la protección de distancia logre detectar
una de ías fallas en la barra, se hace necesario verificar ía coondinación
entre estas protecciones, garantizando la selectividad que debe tener e!
sistema de protección para cualquier falla.
La simulación de cada una de las fallas se la debe realizar en condiciones
de demanda máxima y en condiciones de demanda mínima. El estudio en
demanda máxima permitirá descartar cualquier posibilidad de una mala
coordinación entre las dos protecciones, mientras que el estudio en
demanda mínima descartará cualquier posibilidad de una eventual "no
operación" del relé de sobrecorrieníe como consecuencia de magnitudes
de corrientes de falla demasiado bajas.
Para cada falla simulada se obtiene el diagrama R - X de la protección
secundaria de distancia para visualizar si la impedancia aparente vista por
el relé está dentro de las zonas de operación. La zona en la cual se
encuentra la impedancia aparente determinará el tiempo que tomará esta
protección para dar la orden de apertura al disyuntor asociado.
Luego, mediante el programa DigSILENT se obtiene la curva tiempo -
sobreconriente perteneciente a la protección de respaldo del transformador
ATT. En esta curva se observa la magnitud de la corriente de falla sensada
por el relé de sobrecorriente y el tiempo correspondiente a la orden de
apertura del disyuntor asociado.
Puesto que la protección de sobrecorrieníe del transformador ATT de la
S/E Totoras, para faíías localizadas en el lado de 138 kV del transformador,
actúa como protección de respaldo local para la protección diferencial de
barra, deberá despejar la falla antes que la protección de distancia de ías
líneas conectadas a la barra de 230 kV del transformador, las cuales
actuarán como una protección de respaldo remota.
96
Finalmente se podrá concluir, basándose en los resultados obtenidos de
las simulaciones, si estas dos protecciones presentan o no una buena
coordinación garantizándose la selectividad del sistema de protección.
En las tablas 5.8, 5.9 y 5.10 se muestran los resultados obtenidos de las
simulaciones de las fallas.
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114.
071
115.
165
118.
662
107,
016
Áng
ulo
(°)
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5
88.6
28
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04
89.1
87
87.8
49
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74
87.7
05
87.7
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Zona
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1660
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.947
1569
.967
1288
.932
1447
.401
1486
.704
1347
.905
Top
(seg
.)
0.57
2
0.60
2
0.60
5
0.62
3
0.71
4
0.65
8
0.64
8
0.69
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13
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051
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114
117.
525
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034
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1465
.81
1327
.68
Top
(seg
.)
0.58
0.61
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9
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0.65
3
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orde
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Zona
3:
800
mse
g
vo
100
De las tablas 5.8 y 5.9 se observa que las fallas trifásicas y bifásicas simuladas
para ios dos casos de demanda no son detectadas por ía protección de distancia
de la línea Santa Rosa - Totoras por lo que no existen problemas de coordinación
con la protección de sobrecorrieníe del transformaoor.
Para las fallas monofásicas simuladas en el programa DigSILENT, y cuyos
resultados se muestran en la tabía 5.10, se observa que la protección de distancia
fase - tierra de la línea Santa Rosa - Totoras operará solamente para el caso en
el cual la línea Totoras - Riobamba y uno de los circuitos de la línea Santa Rosa -
Totoras se encuentren abiertos simultáneamente. Para la falla detectada, el
tiempo de orden de apertura de la protección de sobrecorrieníe es
aproximadamente 0.7 segundos, tanto para demanda máxima como para
demanda mínima, mientras que el tiempo correspondiente a la tercera zona del
relé de distancia es de 0.8 segundos.
La diferencia del tiempo de orden de apertura del disyuntor asociado a la
protección de distancia con respecto a! tiempo de orden de apertura del disyuntor
asociado a la protección de sobrecogiente es de 0.1 segundos. Esta diferencia de
tiempo no es suficientemente grande para garantizar la selectividad del sistema
de protección y por lo tanto se corre el riesgo de que a pesar que la orden de
apertura será dada en primer lugar al disyuntor asociado a la protección de
sobrecorrieníe, la protección de distancia también logre dar ía orden de apertura a
su disyuntor asociado.
La protección de distancia secundaria que se encuentra instalada en la S/E Santa
Rosa y mirando hacia Totoras es un relé estático que debe tener un margen de
tiempo de por lo menos 150 mil/segundos para garantizar que no dará la orden de
apertura a su disyuntor asociado luego de que la falla ha sido despejada por el
relé más cercano a la misma.
En vista de lo expresado en los dos párrafos anteriores es recomendable
incrementar el tiempo de operación de la tercera zona del relé de distancia fase -
tierra que protege la línea Sania Rosa -Totoras a 1 segundo.
101
solución adicional y valedera para garantizar la selectividad y la coordinación
estas dos protecciones es reducir el alcance de la tercera zona del relé de
cualquier falla en el lado de bajo voltaje del transformador. Sin embargo,
independientemente de la solución elegida, es necesario un análisis de posibles
traslapes entre terceras zonas de operación, que pueden darse con
protecciones de distancia que se encuentran protegiendo a líneas adyacentes
Para el caso que se presenta aquí, siguiendo la topología del Sistema Nacional
de Transmisión, se realiza un análisis para descartar la existencia de posibles
traslapes entre las terceras zonas de la protección de distancia de la línea Santa
Rosa - Totoras, ubicada en la S/E Santa Rosa, con las terceras zonas de las
protecciones de distancia de las líneas adyacentes Totoras - Riobamba y Totoras
- Molino, cuyas protecciones se encuentran instaladas en la S/E Totoras. En la
figura 5.3 se muestra la topología de la red troncal de 230 kV del Sistema
Nacional de Transmisión.
:^:^^O^::::::::::::::::::::S«TQTORAS:
s£;ppMASQUi:::;;;;:::: *ÉL. p. Q. LJOL
tfjpo ;
::::;:lSED:TRQNCAunEt:íi. i
tos PERRITOS;: : : : ; ; ; ; ; :S/EMLAORC? : : : : : : : : : : : : : : SJEMOLINQ • •
Figura 5.3
102
Los traslapes entre terceras zonas de relés de distancia de líneas adyacentes se
presentan con mayor frecuencia cuando se tienen conectadas a ía subestación de
llegada una línea larga y una línea corta.
Dada la topología del sistema, una falla que se produzca a lo largo de la línea
Totoras - Molino, podrá ser detectada en segunda o en tercera zona por la
protección de distancia de la línea Santa Rosa - Totoras dependiendo de las
características de la falla, su localización y el aporte de las corrientes intermedias.
En cambio que la protección de distancia para ía línea Totoras - Molino mirará la
misma falla en primera o en segunda zona dependiendo de las características de
la falla, su localización y las condiciones de la generación, pero en ninguno de Jos
casos la impedancia aparente vista por cada uno de los relés de distancia entran
en la misma zona de operación.
De lo expresado en el párrafo anterior queda descartada cualquier posibilidad de
traslapes que puedan producirse entre las terceras zonas de las protecciones de
distancia de las líneas Santa Rosa - Totoras y Totoras - Molino.
Dado el alcance que presenta la tercera zona de la protección de distancia de la
línea Santa Rosa - Totoras, podrá detectar también fallas ubicadas en la línea
Riobamba - Molino al igual que la tercera zona de la protección de distancia de la
línea Totoras - Riobamba. Sin embargo es necesario señalar que el alcance que
presenten las terceras zonas de estas protecciones de distancia, ante una falla
dada en el sistema estará limitado por la presencia de las corrientes intermedias
que aportan a la falla.
Así, la impedancia aparente vista por el relé de distancia de la línea Santa Rosa -
Totoras, para fallas localizadas en la línea Riobamba - Molino, será afectada
directamente por el aporte de dos fuentes intermedias de corrientes a la falla,
localizadas en la S/E Totoras y la S/E Riobamba; mientras que la impedancia
aparente vista por el relé de distancia de la línea Totoras - Riobamba, para fallas
localizadas en la línea Riobamba - Molino, será afectada únicamente por una
sola fuente intermedia de comente, ubicada en la S/E Riobamba.
103
Para analizar la presencia de posibles traslapes entre terceras zonas de ios relés
de distancia se simularán fallas a lo largo de la línea Riobamba - Molino de tai
manera que ambas protecciones detecten las fallas en su tercera zona. Además
se considerarán los cambios topológicos que favorezcan a un sobrealcance por
parte de ambas protecciones.
El procedimiento a seguirse para detectar posibles traslapes entre las terceras
zonas de los relés de distancia de las líneas Santa Rosa - Totoras y Totoras -
Riobamba, tanto para demanda mínima como para demanda máxima, es el que
se describe a continuación:
© Con la ayuda de los diagramas R - X, obtenidos para cada protección de
distancia, se observa el comportamiento de las impedancias aparentes
vistas por los relés de distancia cuando se cambia la topología del sistema
o cuando se cambian las características de los cortocircuitos simulados, así
como también cuando se cambian las condiciones de demanda del sistema
ante una misma falla.
• Con la ayuda del programa DigSILENT se simulan cortocircuitos en la línea
Riobamba - Molino de tai manera que las impedancias aparentes vistas por
los relés de distancia de las líneas Santa Rosa - Totoras y Totoras -
Riobamba se encuentren dentro o muy próximas a la tercera zona de
operación.
* Si la impedancia aparente vista por cada relé de distancia entra en la
tercera zona de operación para una falla simulada, se establece entonces
la presencia de un traslape.
Luego de una serie de cortocircuitos simulados en el programa se encontró que la
distancia a la cual deben localizarse, a lo largo de la línea Riobamba - Molino para
que Ja impedancia aparente vista por el relé de distancia de la línea Santa Rosa -
Totoras esté lo más próxima a su tercera zona, es al 6 % de distancia respecto a
104
la S/E Riobamba y con una resistencia de arco igual a 5 ohmios para fallas entre
fases.
De igual manera para fallas monofásicas se encontró que la distancia a la cual
deben localizarse los cortocircuitos, para verificar la presencia de traslapes entre
las protecciones de distancia de las líneas Santa Rosa - Totoras y Totoras -
Riobamba, es al 2.2 % de distancia respecto a la S/E Riobamba y con una
resistencia de falla igual a 10 ohmios.
Para el ejemplo, los cortocircuitos simulados en el programa para verificar la
coordinación entre las protecciones de distancia de las líneas adyacentes Santa
Rosa - Totoras y Totoras - Riobamba son los siguientes:
Falla $$ al 6% de ¡a linea Riobamba - Molino desde la S/E Riobamba con
En estas condiciones el relé de la línea Totoras - Riobamba es el que despeja la
falla en zona 2. Mientras que la impedancia vista por el relé de Santa Rosa -
Totoras está muy alejada de las zonas de operación, tal como se muestra en la
figura 5.4.
105
Relé Fase - Fase ubicado en Santa Rosa mirando hacia Totoras;
Zapp = 159.89 Z 70.89° [Q primarios]
X[ohm prim]
1~~i—' i ' i ' Rfohm Drirril60J3 70.0 80.0 »• [^n" 'J
106
Fase - Fase ubicado en Totoras mirando hacia
Zapp = 28.577 Z. 65.6° [Q primarios]
X[ohm prim]
i • v ^ i . i . ! . ! . , . R[ohm prim]3»o -frío «u sao 5?0 SOD esa fc r 4
Figura 5.4
Bajo estas condiciones se observa un acercamiento de la falla a la tercera zona
de operación del relé Santa Rosa - Totoras, esto se debe a que la corriente que
circula por el circuito de la línea Santa Rosa - Totoras que permanece en
operación aumenta, reduciendo el valor de la impedancia aparente vista por este
relé. La falla es despejada por el relé de la línea Totoras - Riobamba en zona 2.
107
Relé Fase - Fase ubicado en Sania Rosa
Zapp = 120.736 Z 72.41°
X[ohm prim]
R[ohm prim]
Relé Fase - Fase ubicado en Totoras mirando hacia
Zapp = 28,786 Z 64.92° [Q primarios]
X[ohm prim]
R[ohm prim]
Figura 5.5
Estas condiciones de operación para el sistema se consideran como poco
probables de presentarse, sin embargo estas son las condiciones operativas para
las cuales el relé de distancia de la línea Santa Rosa - Totoras podría mirar esta
falla, a pesar de esto se observa que el ajuste establecido actualmente para la
tercera zona del relé fase - fase ubicado en Santa Rosa es el adecuado, pues no
presenta ningún traslape con el relé ubicado en Totoras - Riobamba.
109
La figura 5,6 muestra que mientras la impedancia aparente vista por el relé de
Totoras pasa de segunda a tercera zona, el relé de Santa Rosa no detecta la
pues la impedancia aparente que mira está fuera de su tercera zona.
Relé Fase - Fase ubicado en Santa Rosa mirando hacia Totoras;
Zapp = 103,763 Z. 72,85° [Q primarios]
X[ohm prim]
R[ohm prim]
110
Relé Fase - Fase ubicado en Totoras mirando hacia Riobamba;
Xfohm prim]
R[ohm prim]
Figura 5.6
Bajo estas mismas condiciones topológicas al presentarse una falla en la línea
Riobamba - Molino a una distancia mayor que el 6 % desde Riobamba, serádetectada únicamente por el relé ubicado en la línea Totoras - Riobamba.
En cambio, si la distancia del punto de localízación de la falla se mantiene y la
resistencia de arco se incrementa, se observará en un diagrama R- X que la
impedancia aparente se desplaza hacia la derecha en ambos casos, sin embargo
el relé que detecta la falla es el mismo del caso anterior.
111
Para una falla bifásica simulada bajo las mismas condiciones que para la última
falla trifásica en la que se presentan las mayores posibilidades de traslape, es
decir al 6% de la línea Riobamba - Molino desde la S/E Riobamba con una
resistencia de arco igual a 5 Q abierto un circuito Santa Rosa - Totoras y la línea
Totoras - Molino simultáneamente, en el diagrama R - X de la figura 5.6 se
muestra, que mientras la impedancia aparente vista por el relé de distancia que
protege la línea Totoras - Riobamba sale de zona 2 para entrar a zona 3, la
impedancia aparente que ve el relé de distancia que protege la línea Santa Rosa
- Totoras no entra a zona 3, descartando de esta manera la existencia de
traslapes entre zonas de protección.
ubicado en Santa Rosa mirando
= 101.58 Z 77.59° [O primarios]
XFohm priml
RFohm Driml
112
Zapp = 27.45 Z. 72.59° [Q primarios]
XFohm Driml
RFohm priml
Figura 5.7
Luego de este análisis, se concluye que el ajuste actual correspondiente al
alcance de la tercera zona para el relé de distancia de la línea Santa Rosa -
Totoras es adecuado para condiciones de demanda máxima.
Para condiciones de demanda mínima la verificación de la existencia de traslapes
entre las zonas de operación, se basa en la simulación de las fallas trifásica y
bifásica en las condiciones en las que el traslape puede presentarse, es decir al
113
6% de la línea Riobamba - Molino desde la S/E
arco igual a 5Q. Así se tiene para condiciones de
con una resistencia
mínima:
La falla simulada es despejada por la protección de distancia de la línea Totoras
Riobamba. La impedancia aparente que mira el relé de distancia de la línea
Rosa - Totoras no entra en ninguna de sus zonas de operación.
Relé Fase - Fase ubicado en Santa Rosa mirando hacia Totoras;
Zapp = 103.94 Z 73.13° [Q primarios]
XFohm Driml
77 Sí S+JD
RFohm priml
Fase - Fase ubicado en Totoras mirando hacia
Zapp = 29.18 Z. 63.8° [Q primarios]
XFohm Driml
Ríohm oriml
Figura 5.8
La falla simulada es despejada en zona 2 por la protección de distancia de la línea
Totoras - Riobamba, la impedancia aparente que ve el relé de distancia de la
línea Santa Rosa - Totoras no entra en ninguna zona de operación.
115
Fase ubicado en Santa Rosa mirando hacia Totoras;
Zapp = 101.85 Z. 77.73° [Q primarios]
Xfohm oriml
RFohm oriml
116
Relé Fase - Fase ubicado en Totoras mirando hacia
Zapp = 27,39 ¿ 72.92° [Q primarios]
XFohm prim]
R[ohm oriml
Figura 5.9
Para las condiciones de demanda mínima se observa el mismo comportamiento
que para condiciones de demanda máxima, es decir, en ningún caso simulado se
presentan traslapes entre las terceras zonas de operación de los relés de
distancia de las líneas Santa Rosa - Totoras y Totoras - Riobamba, por lo cual no
se sugiere realizar ningún cambio en la calibración del relé de fase ubicado en la
S/E Santa Rosa y mirando hacia la S/E Totoras
117
La segunda parte de este análisis comprende la verificación del ajuste de la
tercera zona deí relé de distancia que detecta fallas a tierra. Siguiendo eí mismo
procedimiento que para el relé de distancia para fallas entre fases se tienen los
siguientes casos de simulación en condiciones de demanda máxima.
En estas condiciones el relé de la línea Totoras - Riobamba es el que despeja la
falla, tal como se muestra en la figura 5.10. El relé fase tierra para la línea Santa
Rosa - Totoras está mirando una impedancia muy grande, la misma que no entra
en ninguna de sus zonas de operación.
Para condiciones íopológicas normales las protecciones despejarán esta falla con
correcta selectividad.
118
Relé Fase-Tierra ubicado en Santa Rosa mirando
Zapp = 189.52 Z. 65.31° [ft primarios]
Xrohm oriml
Ríohm oriml
119
Relé Fase - Tierra ubicado en Totoras mirando hacia Riobamba;
Zapp = 32.05 Z 61° [O primarios]
XFohm Driml
R[ohm Drim]
Figura 5.10
Al igual que lo ocurrido con el relé de fase, la impedancia aparente vista por el
relé de tierra de la línea Santa Rosa -Totoras disminuyó como consecuencia de
la nueva distribución de las corrientes en el sistema.
120
Zapp = 147.13 Z 66.39° [Q primarios]
XFohm Driml
Rrohm DrirnT
121
Relé Fase - Tierra ubicado en Totoras
= 32.51 Z 60.32°
XFohm Driml
RFohm priml
Figura 5.11
122
En la gráfica siguiente se observa la existencia de un traslape entre las terceras
zonas de operación de los relés de distancia de las líneas Santa Rosa - Totoras y
Totoras - Riobamba. En la gráfica R- X correspondiente al relé de distancia fase -
tierra de la línea Totoras - Riobamba se observa que la falla está en el límite entre
zona 2 y zona 3, no así para el relé de distancia fase - tierra de la línea Santa
Rosa - Totoras, el cual presenta todavía un margen de alcance en su zona 3.
Relé Fase - Tierra ubicado en Santa Rosa mirando hacia Totoras;
Zapp = 117.97 Z 66.35° [Q primarios]
XFohm oriml
Ríohm priml
123
-Tierra ubicado en Totoras mirando hacia
Zapp = 32.51 Z 60.32° [Q primarios]
XFohm Driml
Rfohm priml
Figura 5.12
Dado que el tiempo de operación de zona 3 de la protección de distancia fase -
tierra de la línea Santa Rosa - Totoras es 0.8 segundos e igual al tiempo de
operación de zona 3 de la protección de distancia fase - tierra de la línea Totoras
- Riobamba, implica que este traslape conlleva a una mala coordinación entre
estas dos protecciones. De esto se desprende la necesidad de reducir el alcance
de la tercera zona del relé de distancia para fallas fase - tierra de la línea Santa
Rosa - Totoras.
La impedancia aparente que se encuentra mirando este relé es:
124
Siendo el ajuste actual para la tercera zona de este relé igual a 128.89 Z60°
ohmios primarios, está claro que esta zona debe reducirse en su alcance hasta un
valor en el que el traslape se elimine, que para este caso y de acuerdo a los
diagramas R -X de cada relé mostrados en la figura anterior, y a la impedancia
aparente vista por el relé de distancia en la S/E Santa Rosa, el ajuste que se
recomienda es:
Una vez realizado el cambio en el ajuste de la tercera zona del relé de Santa
Rosa - Totoras, se observa que eí traslape desaparece, como lo muestra la figura
5.13. Luego que se ha realizado el cambio en el ajuste, simulando la falla anterior
se observa que ésta no entra a la tercera zona de operación del relé ubicado en la
subestación Santa Rosa.
125
Relé Fase - Tierra ubicado en Santa Rosa mirando hacia Totoras;
Zapp = 117.97 Z. 66.35° [O primarios]
Xfohm Driml
' T"1 1 ' i ' 1ffljO 575 7?JJ 823 HHJ
RFohm priml
Figura 5.13
Para condiciones de demanda mínima también se simuló la falla anterior para
comprobar que con el ajuste sugerido para la tercera zona del relé de distancia de
la línea Santa Rosa - Totoras no existen traslapes con la tercera zona de la
protección de distancia de la línea Totoras - Riobamba tal como lo muestra la
figura 5.14.
126
- Tierra ubicado en Santa Rosa mirando hacia Totoras;
Zapp - 117.692 Z 66.554° [Q primarios]
XFohm oriml•raí -\m priml
127
Relé Fase - Tierra ubicado Totoras mirando hacia
Zapp = 28.582 Z 57.168° [Q primarios]
XFohm oriml
Rfohm priml
Figura 5.14
Como resultado de la simulación se observa, para condiciones de demanda
mínima, en la figura 5.14 que la falla solamente es detectada en tercera zona por
la protección de distancia de la línea Totoras - Riobamba, no ocurre así con la
protección de distancia de la línea Santa Rosa - Totoras, para la cual la
impedancia aparente está fuera del alcance de su tercera zona.
128
Para fallas monofásicas en la barra de 230 kV de la S/E Riobamba, se observó
que la falla es detectada tanto por el relé de distancia de la línea Santa Rosa -
Totoras oomo por la protección de distancia de la línea Totoras - Riobamba, sin
embargo, la falla es despejada en menor tiempo por la protección de la línea
Totoras - Riobamba, la misma que detecta la falla en zona 2, siempre y cuando la
protección diferencial de barra no logre despejar la falla de manera instantánea.
Luego de este análisis se concluye para la protección de distancia de la línea
Santa Rosa - Totoras:
© Él alcance que presentan las zonas de operación correspondientes a la
protección de distancia para fallas entre fases se mantiene sin cambios.
® El alcance de la tercera zona de la protección de distancia para fallas fase -
tierra debe reducirse a S.44 O secundarios, y el tiempo de operación debe
incrementarse a 1 segundo.
Con el ajuste recomendado para la tercera zona del relé de distancia para fallas
fase - tierra de ía línea de transmisión Santa Rosa - Totoras se observó que al
simular fallas monofásicas en la barra de 138 kV de la S/E Totoras con diferentes
valores de resistencia de falla comprendidos entre 1 y 3 ohmios, éstas son
detectadas por la protección de distancia de la línea Santa Rosa - Totoras. Sin
embargo la coordinación entre la protección de sobrecorriente del transformador
ATT de ía S/E Totoras con ía protección de distancia de ía íínea Santa Rosa -
Totoras mejoró al incrementar el tiempo de operación de la tercera zona del relé
de distancia.
Un análisis similar se realizó para cada una de las protecciones de distancia que
se encuentran protegiendo a cada una de las líneas de transmisión que
conforman la red troncal del anillo de 230 kV del Sistema Nacional de
Transmisión. Los resultados de este análisis se muestran en las tablas 5.11 y
5.12.
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137
Las conclusiones y recomendaciones que se presentan en este trabajo se las
leaiiza de una manera específica para cada una de las líneas de transmisión del
SNI a 230 kV, y puesto que debe existir la facilidad para ia comprensión y
entendimiento del problema encontrado en cada una de las protecciones de
distancia de cada una de las líneas, se hace necesario unir en el mismo literal las
conclusiones y recomendaciones derivadas del estudio realizado con la ayuda del
programa Power Facíory.
Antes de mencionar las conclusiones obtenidas del análisis de las simulaciones
de los diferentes tipos de cortocircuitos simulados en el sistema, es necesario
explicar la nomenclatura utilizada cuando se hace referencia a una protección de
distanóia de una línea de transmisión cualquiera del SNI. Así se tiene que:
© El nombre de la subestación primera en ser nombrada corresponde a la
subestación en la cual se encuentra instalada !a protección de distancia.
© El nombre de la segunda subestación en ser nombrada indica la dirección
a la cual el relé de distancia se encuentra mirando.
Con la aclaración anterior, se da paso a las siguientes conclusiones:
1) De las simulaciones de los cortocircuitos realizados en la barra de 138 kV de la
subestación Santa Rosa se observó que las impedancias aparentes vistas por
los relés de distancia fase - fase y fase - tierra de la línea Santo Domingo -
Santa Rosa para condiciones de demanda máxima y mínima, entran en la
tercera zona de operación correspondiente, siempre y cuando se consideren
los cambios topológicos indicados en las tablas 5.11 y 5.12.
Puesto que el mayor tiempo de operación registrado para la protección de
sobrecogiente del transformador ATU de la S/E Santa Rosa para las fallas
simuladas en la barra de 138 kV de esta subestación, es de aproximadamente
0.75 segundos, se recomienda incrementar el tiempo de operación
correspondiente a las terceras zonas de los relés de distancia fase - fase y
fase - tierra que protegen las líneas Santo Domingo - Santa Rosa y Totoras -
Santa Rosa de 0.8 segundos a 1 segundo.
2) A través de las simulaciones de cortocircuitos trifásicos y bifásicos realizados
en ía barra de 138 kV de ía S/E Santo Domingo se observó que, para
cualquier estado de demanda y considerando un circuito de la línea Santa
Rosa - Santo Domingo fuera de servicio, la protección de distancia de la línea
Santa Rosa - Santo Domingo detecta estas fallas, y en vista de que el margen
entre el tiempo de operación de la protección de sobrecorriente del
transformador ATU de ía S/E Santo Domingo y el tiempo de operación de ia
tercera zona del relé de distancia de la línea Santa Rosa - Santo Domingo es
menor que 0.1 segundos, se recomienda incrementar el tiempo de operación
de la tercera zona del relé de distancia de 0.8 a 1 segundo, garantizando de
esta manera una correcta selectividad del sistema de protección.
3) Para la protección de distancia secundaria de la línea Santa Rosa - Santo
Domingo se recomienda reducir el alcance de la tercera zona del relé de
distancia fase - tierra de 10.72 a 9.6 ohmios secundarios para que no detecte
ninguna falla trifásica en el lado de bajo voltaje del transformador ATU de la
S/E Santo Domingo.
El tiempo de operación de la tercera zona de la protección de distancia fase -
tierra debe incrementarse de 0.8 a 1 segundo ya que se encontró un problema
de coordinación con la protección de sobrecorriente del transformador ATU
para una falla monofásica simulada en la barra de 138 kV de ia S/E Santo
Domingo cuando se encuentran fuera de servicio un circuito de la línea Santa
Rosa - Santo Domingo y un circuito de la línea Quevedo - Santo Domingo
simultáneamente.
4) Para cualquier falla que se localice en la barra de 138 kV de la S/E Quevedo,
tanto para condiciones de demanda máxima como para condiciones de
139
demanda mínima, se observó existe una buena coordinación entre la
protección de sobrecogiente ubicada en el lado de alto voltaje del
transformador de la S/E Quevedo con las protecciones de distancia de ias
líneas Santo Domingo - Quevedo y Pascuales - Quevedo respectivamente,
por lo que no se sugiere realizar cambios en las calibraciones de estas
protecciones.
5) AI contrario de lo que ocurre en la S/E Quevedo, se tiene que las fallas
bifásicas y trifásicas simuladas en la barra de 138 kV de la S/E Pascuales,
tanto para condiciones de demanda máxima como para condiciones de
demanda mínima y para cualquier condición topológica del sistema de
potencia, son detectadas por la protección de distancia fase ~ fase de la línea
Quevedo - Pascuales presentándose una mala coordinación entre esta
protección de distancia con las protecciones de sobrecorriente de los
transformadores ATU y ATT de la S/E Pascuales. En vista de lo expresado,
se sugiere realizar un cambio en el alcance y en el tiempo de operación que
presenta actualmente la tercera zona del relé de distancia fase - fase de esta
línea para garantizar la selectividad del sistema de protección. Los cambios
sugeridos se especifican en las tablas 5.11 y 5.12.
De igual manera para la protección de distancia fase - tierra de la línea
Quevedo - Pascuales se recomienda disminuir el alcance de la tercera zona e
incrementar el tiempo de operación de la misma, debido a que no presenta
una coordinación adecuada con las protecciones de sobrecorriente de los
transformadores ATU y ATT de la S/E Pascuales para fallas monofásicas
simuladas en la barra de 138 kV de esta subestación. Los cambios sugeridos
se especifican en las tablas 5.11 y 5.12.
6) Las fallas monofásicas simuladas en la barra de 138 kV de la S/E Pascuales
tanto para condiciones de demanda máxima como para condiciones de
demanda mínima y para cualquier topología del sistema, son detectadas por
la protección de distancia fase - tierra de la línea Milagro - Pascuales dentro
de su tercera zona de operación, dando a los 0.8 segundos la orden de
140
apertura al disyuntor asociado. En cambio, la protección de sobrecorrieníe del
transformador ATU de la S/E Pascuales registra un tiempo de orden de
apertura a su disyuntor asociado igual a 1 segundo.
En vista de lo expresado en el párrafo anterior se recomienda incrementar el
tiempo de operación de la tercera zona del relé de distancia fase - tierra a 1.2
segundos para garantizar la selectividad entre estas dos protecciones, de lo
contrario será la protección de distancia de la línea Milagro - Pascuales la que
despeje las fallas monofásicas que podrían presentarse en la barra de 138 kV
de la S/E Pascuales.
7) Para todas las fallas simuladas en la barra de 138 kV de la S/E Milagro, se
observó que las impedancias aparentes vistas por ios reiés de distancia de las
líneas Pascuales - Milagro y Molino - Milagro se encuentran lejos del alcance
de; la tercera zona de operación de estas protecciones. Es decir, que una
eventual falla en la barra de 138 kV de la S/E Milagro será despejada, para e!
caso en que falle la protección diferencial de barra, por la protección de
sobrecorriente del transformador de 230 /138 kV de la S/E Milagro.
8) Con la entrada de la nueva subestación Dos Cerritos que formará parte del
anillo de 230 kV del SNI, es necesario realizar cambios en ios ajustes de ías
protecciones de los relés de distancia de las líneas Molino - Milagro y
Pascuales - Milagro, principalmente en el alcance que presenta la tercera
zona, esto con el fin de evitar cualquier traslape con las terceras zonas de
operación de los relés de distancia de líneas adyacentes.
En visto de lo expresado anteriormente se recomienda reducir el alcance de la
tercera zona de la protección de distancia fase - fase de la línea Pascuales -
Milagro para evitar traslapes con la tercera zona de la protección de distancia
de la línea Milagro - Dos Cerritos. El ajuste sugerido se indica en la tabla
5.11.
141
La calibraciones de segunda y tercera zona de las protecciones de distancia
fase - fase y fase - tierra de la íínea Molino - Milagro deben ser modificadas
a los valores sugeridos en las tablas 5.11 y 5.12.
9) Los cortocircuitos trifásicos y bifásicos simulados en la barra de 138 kV de la
S/E Molino no son detectados por ninguna de las protecciones de distancia
fase - fase de las líneas que se encuentran conectadas a la barra de 230 kV
de la S/E Molino y que se encuentran mirando hacia esta subestación.
Se encontró que los cortocircuitos trifásicos simulados en la barra de 138 kV
de la S/E Molino en condiciones de demanda mínima y con un circuito de la
línea Milagro - Molino fuera de servicio, son detectados por la protección de
distancia fase - tierra de la línea Milagro - Molino, por lo que se recomienda
reducir el alcance de la tercera zona de la protección de distancia fase - tierra
de 15.914 ohmios a 14.942 ohmios secundarios.
Las fallas trifásicas y bifásicas simuladas en la barra de 69 kV de la S/E
Riobamba no son detectadas por las protecciones de distancia de las líneas
Molino - Riobamba y Totoras - Riobamba, tanto para condiciones de
demanda máxima como para condiciones de demanda mínima y para
cualquier condición topológica del sistema, por lo que no se sugiere realizar
ningún cambio en las calibraciones de las protecciones de distancia de las
líneas involucradas.
Para fallas monofásicas simuladas en la barra de 69 kV de la S/E Riobamba,
se observó que existe una buena coordinación entre la protección de distancia
fase - tierra de la línea Molino - Riobamba con la protección de
sobrecorriente del transformador TRK de la S/E Riobamba, por lo que no se
sugiere realizar ningún cambio en las calibraciones de la protección de
distancia involucrada.
11) La coordinación que presenta el relé de sobrecorriente del transformador ATT
de la S/E Totoras con las protecciones de distancia de las líneas Molino -
142
Totoras, Riobamba - Totoras y Santa Rosa - Totoras es adecuada para las
fallas simuladas en la barra de 138 kV de la S/E Totoras tanto para
condiciones de demanda máxima como para condiciones de demanda mínima
del sistema.
12) Para la protección de distancia fase - fase y fase - tierra de la línea Molino -
Totoras se recomienda reducir el alcance de la tercera zona para evitar un
posible traslape con la tercera zona del relé que protege la línea Totoras -
Santa Rosa ante una eventual falla cercana a la barra de 230 kV de la S/E
Sania Rosa cuando se encuentre fuera de servicio la línea Riobamba -
Totoras.
Este traslape debe evitarse porque el tiempo de operación que presenta
actualmente la tercera zona de la protección de distancia de la línea Molino -
Totoras es menor al tiempo de operación que presenta la tercera zona de la
protección de distancia de la línea Totoras - Santa Rosa, esto provocaría una
apertura innecesaria de la línea Molino - Totoras.
13) Para la protección de distancia fase - tierra de la línea Santa Rosa - Totoras
se recomienda reducir el alcance de su tercera zona de 10.31 ohmios a 9.44
ohmios secundarios para eliminar un traslape encontrado entre la tercera zona
de este relé con la tercera zona de la protección de distancia que protege la
línea Totoras - Riobamba al simularse una falla en la línea Riobamba - Molino
con la línea Totoras - Molino y un circuito de la línea Santa Rosa - Totoras
fuera de servicio.
14) De manera general se concluye que el sistema de protección correspondiente
a la red troncal de 230 kV del SNI presenta una correcta selectividad y una
apropiada coordinación en la operación de los relés de protección que forman
parte del sistema, esto garantiza una operación normal del sistema de
protección frente a la presencia de cualquier tipo de falla y bajo cualquier
condición topológica, así como también para cualquier caso operativo del
sistema.
143
LIBROS y MANUALES
[I] BRAND CONTRERAS Luis; "Protecciones de Sistemas Eléctricos"; Santiago
de Chile, Mayo de 1976.
[3] GRAINGER John, STEVENSON William; "Análisis de Sistemas de Potencia";
Cuarta edición; Me Graw HHI / Iníeramericana de México; Año 2000.
[4] DOSNI - INECEL; "Curso de Protecciones"; editado noviembre de 1983.
[6] IEEE TRANSACTIONS ON INDUSTRY APPLICATIONS; RODOLAKIS
Anthony; "A comparison of noríh American (ANSÍ) and European (IEC) fault
calculaíion guidelines"; voi29; Junio 1993.
[7] ABB Relays; Combined Overcurrrent and Earíh - Fault Relay SPAJ 140C;
1992.
[8] DigSILENT POWER FACTORY; Manual Avanzado, Technical Reference,
Versión 12.1, DigSILENT Gmbh, Gomaringen Germany, 2001.
[9] G.E.C. Measurements; "Protective Reiays Application Cuide"; Second Edition;
Producí Support Limited; Derby, England, 1975.
[10] ESPIN Marcelo; "Simulación de la Protección Digital de una Línea de
Transmisión"; Tesis previa a ía obtención del titulo de Ingeniero Eléctrico; Escuela
Politécnica Nacional, Año 1984.
[II] MASÓN Russeli; "Art and Science of Protective Relaying"; United States of
America; 1956.
[2] MARTÍNEZ Alfonso; "Desarrollo de un software para estudios de cortocircuitos
en sistemas comerciales e industriales"; www.monografia.com, Año 2000.
[5] CENACE; "Pian anual de operación del MEM / Abril 2003 - Marzo 2004;
www.cenace.org.ee.
Anexo 1: Previsión de demandas mensuales de potencia de las empresasdistribuidoras .................. . ........................................... . ................................................. I
Anexo 2: Comportamiento de la demanda máxima registrada a diciembre del año2002 ........................ .... ......................... ... .............................. . ...................................... n
Anexo 3: Previsión de la demanda máxima de potencia de las empresas distribuidoraspara cada una de sus subestaciones en el mes de diciembre del año 2003 .................... III
Anexo 4: Porcentajes de demanda mínima respecto a demanda máxima del mes dediciembre del año 2002 .............................. . ................................................................. V
Anexo 5: Porcentajes de demanda media con respecto a demanda máxima del mes dediciembre del año 2002 ............................................................................................... VI
Anexo 6: Previsión de la demanda para la Empresa Eléctrica Quito para el mes dediciembre del año 2003
Anexo 7A: Disponibilidad de centrales hidroeléctricas ........ . .................................... VIH
Anexo 7B: Disponibilidad de unidades termoeléctricas ............................................... IX
Anexo 8A: Previsión del despacho de generación para el mes de diciembre del año 2003.......................................................................................... • ............................. . ....... ...../v
Anexo 8B: Generación estimada de las empresas distribuidoras para diciembre del año2003... ......... ..... .................................................................. . ........................................ XI
Anexo 9: Calibraciones actuales de los relés de distancia que protegen las líneas queconforman el anillo de 230 kV .................. . ................. . ............................................. XII
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43.75.26.7229.8
0
10.38.61.7
10.72
8.77.21.21.82.41.8
37.427.4
100
31.225.217.49.8
18.112.46.73.7
11.32.98.4
10.9
556.94
DEMANDA MÍNIMA
MW
213.92864.1
10.173.91
25.0371.6039.11
310.852
58.9143.256.7
87.79.05
11.0548
19.60
2719.27.8
25.77.2
18.524.96.49.64.84.1
78.863.514.1
0
56.739.336.819.528.722.114.74.4
22.37
15.314.9
1028.228
MVAR
PORCEWTAJE/%)I
P (%)
52.668 j 42.9514.51.660.474.39
26.305.34
117.119
14.959.523.7
27.2
46.0836.7236.7236.7249.0736.72
54.2350.4968.2549.7958.94
61.631.94| 46.872.3716.46.5
0
7.25.81.45.10.74.42.2
-0.20
1.41
2015.90.6
0
14.414.37.91.28.97.4
62.69.92.17.85.1
309.168
46.8467.9968.06
59.3456.1469.0340.1646.1538.2241.1641.8347.0641.0331.30
54.3454.7448.62
47.7752.1254.1248.5153.7546.4341.0637.9358.0769.3154.0640.71
50.06
Q (%)
43.4139.0823.6723.6723.6777.1323.67
65.2063.3373.0459.9279.26
62.2437.3135.3774.5566.33
6S.9067.4482.3547.6635.0050.5730.56-16.670.0058.3355.56
53.4858.036.00
46.1556.7545.4012.2449.1759.6889.5570.2787.6172.4192.8646.79
55.51
VI
EMPRESA
EE QUITO
EMELEC
EMELGUR
EE S.ELENA
EE AMBATO
VicentinaCalderónEugenio EspejoSub19Santa RosaSelva Alegre
PolicentroPascualesSalitralTrinitaria
Quevedo NorteQuevedo SurPascualesEmelgur (Milagro)Cedege Pas
Santa ElenaPosorja
Ambato 1Totoras
EMELNORTE¡barra 34.5Ibarra 69Móvil 69TulcanInt. Colom.
EMELMAWABiPortoviejoChoneC.R.M. Severino
EE CEN.SUR*AZOEMELOROEE MILAGROEMELRIOSEMELESAEE S.DQM1NGOEE RIOBAMBAEMELBOELEPCOSA
AmbatoMuíalo
E.E.E. SUR (Loja)
DEMANDA TOTAL
DEMANDA MÁXIMA
MW
498.04139.1027.6910.6568.17145.90106.52
573.110386.3
287.696.2
142.319.3123.5970.628.8
0
45.534.211.364
15.648.460.515.320.411.713.1
145116290
118.775.468
40.253.447.635.811.638.410.128.336.6
2054.136
MVAR
121.3437.107.022.0118.5534.1022.56
179.630
20.499.329.9
43.75.26.7229.80
10.38.61.710.72
8.77.21.21.82.41.8
37.427.4100
31.225.217.49.818.112.46.73.711.32.98.410.9
556.94
DEMANDA MEDIA
MW
367.783117.20020.1227.73949.53195.80077.392
456.479
68.8252.855.8
94.3.10.7113.0946.923.6
0
27.820.17.7399.7
29.332.68.712.26.55.2
78.865.513.3
078.650.740.225.537
27.418.34.2277.419.617.6
1423.1832
MVAR
102.79432.8005.7671.64815.24228.80018.537
168.319
14.959.523.7
35.83.744.57189.50
7.86.41.410.11.98.28.72
2.52.41.8
2018.21.80
2919.210.96.513.410.37.32.212.82.710.17.3
472.394
PORCENTAJE/%)
P(%)
73.8584.2672.6672.6672.6665.6672.66
79.6476.7079.7287.9058.00
66.2755.4655.4966.4381.94
61.1068.7768.1460.9462.1860.5453.8856.8659.8055.5639.69
54.3456.4745.86
66.2287.2459.1263.4369.2957.5651.1236.2170.3173.2769.2648.09
69.28
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93.7163.3373.0459.9279.26
81.9271.9268.2181.8296.94
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53.4866.4218.00
92.9576.1962.6466.3374.0383.06108.9659.46113.2793.10120.2466.97
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IX
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Apéndice A: Diagramas de conexiones de secuencia cero para transformadores trifásicos..
Apéndice B: Pautas para el cálculo de corrientes de cortocircuitos. Comparación entre losmétodos empleados por las normas estándar ANSÍ (Americana) e IEC (Europea) I
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La norma ANSÍ recomienda un voltaje de prefalla de 1 pu en las barras del
sistema. En contraparte, la norma IEC recomienda el uso de multiplicadores
para el cálculo del voltaje de prefalla en vista de que se tiene taps en ios
transformadores, cargas del sistema, shunts, el comportamiento subtransiíorio
de las máquinas rotativas, etc.
Los factores (multiplicadores) de voltaje prefalla que se necesitan para el
cálculo de las corrientes de falla máxima y mínima son 1.1 y 1 respectivamente.
La norma ANSÍ define a la corriente inicial de cortocircuito como aquella
comente que se presenta inmediatamente después del inicio del cortocircuito.
IEC 909 define la corriente inicial de falla como la corriente de falla probable
que aparece en el punto de falla al tiempo cero y con las impedancias
subíransiíorias de la red.
Ambas corrientes son simétricas y pueden ser comparadas. Las corrientes
iniciaies de cortocircuito, obtenidas a través de IEC son mayores que las
corrientes de primer ciclo simétricas (corrientes iniciales de cortocircuito)
calculadas por la norma ANSÍ.
Este comportamiento puede deberse a que los voltajes de prefalla
recomendados por IEC son mayores y al hecho de que las impedancias
m
subtransitorias de todas las cargas rodantes son utilizadas para el cálculo de
estas corrientes.
Una relación simple X/R es utilizada por la norma ANSÍ para el cálculo de la
corriente pico.
La norma IEC 909 recomienda tres métodos para el calculo de esta relación,
ninguna de estos se aproxima a la relación encontrada de manera individual
Estos métodos son: :
® La relación dominante X/R.
• La relación equivalente X / R en el punto de falla, y;
© Frecuencia equivalente.
Para el primer método, la relación X / R de la rama (la cual puede estar
compuesta por varios elementos), que transporta al menos ei 80 % de ia
corriente de falla es definida como la relación dominante X/R.
Para el tercer método, una fuente equivalente de frecuencia (20 Hz para un
sistema de 50 Hz y 24 Hz para uno de 60 Hz) es considerada para excitar la
red en el punto de falla, siendo la impedancia de falla equivalente igual a:
Entonces, la relación X / R buscada se la calcula como:
X Xc fVi- "*• x
R Re fe
IV
Donde f es la frecuencia del sistema y fe la frecuencia de la fuente equivalente.Con cualquiera de los tres métodos la corriente pico de cortocircuito es
obtenida de la corriente inicial de cortocircuito, como sigue:
Donde K para el primer y tercer método es obtenido a partir de ía siguiente
ecuación:
Para el método de la relación dominante X / R el factor K no excede el valor de
1.8 para sistemas de bajo voltaje.
Cuando el segundo método es aplicado, el factor K se calcula por:
El factor 1.15 es un factor de seguridad que se utiliza para calcular la comente
pico en sistemas mallados. El valor de K no excede los valores de 1.8 y 2 para
redes de bajo y alto voltaje respectivamente.
La norma ANSÍ para los cálculos a menudo utiliza la siguiente ecuación para
encontrar el valor de K:
K = 2 x 1 .0 + sín x
donde <p = arcían ( X / R ) en el punto de falla.
Finalmente según la norma ANSÍ la corriente pico es obtenida a partir de la
misma ecuación utilizada por la norma IEC.
Ip =
V
Las corrientes de interrupción son las corrientes sensadas en el inicio de la
separación de los contactos de! interruptor. Las normas ANSÍ recomiendan el
ajuste de los valores de reactancias de las máquinas para el cálculo de estas
corrientes. Esto se indica en la tabla B.1
Factores de Reactancias de las Máquinas según ANSÍ
Tipo de Máquina
Turboalternadores
Hydro con Dampers
Condensadores
Hydro sin Dampers
Motores Sincrónicos
Primer ciclo
1,OOX"d
1,OOX"d
lIOOX"d
0,75 X'd
1,OOX"d
Interrupción
i,ooxild1,OOX"d
1,OOX"d
0,75 X'd
1,50X"d
Motores cíe Inducción
Mayores que 1000 Hp
y<= ISOOrpm
Sobre 250 Hp a 3600
rpm
Todos los demás 50
Hp y mayores
Menores que 50 Hp
1,OOX"d
l,OOX"d
1,2QX"d
1,67X"d
1,5GX"d
l,50X"d
3,00 X"d
Tabla B.1
La norma IEC para el cálculo de las corrientes de apertura no recomienda un
ajuste inicial de las reactancias de las máquinas rotativas. En una de las
cláusulas de ia IEC se recomienda tomar el valor de la corriente de apertura
simétrica igual a la corriente inicial de falla.
Cuando esta cláusula es aplicada, sucede que la comente de apertura asumida
es mucho más grande que ía corriente de apertura real, y por tanto es
invariablemente mayor que la corriente de interrupción calculada según la
norma ANSÍ.
VI
Un método más depurado para calcular esta corriente, es tomar en cuenta: el
momento exacto de la apertura de los contactos del interruptor, el tipo de
máquina que alimenta a la falla, y la proximidad de la máquina al cortocircuito.
Las normas ANSÍ recomiendan obtener la corriente asimétrica de interrupción
usando multiplicadores aplicados a las corrientes simétricas de interrupción de
falla.
Estos multiplicadores son obtenidos de curvas parametrizadas que relacionan
eí tiempo de apertura de los contactos de! interruptor con la relación X / R de fa
red en el punto de falla.
Dos familias de curvas son consideradas dependiendo si la comente de falla es
alimentada por fuentes remotas o por fuentes locales. La corriente de falla
asimétrica total es obtenida a partir de las contribuciones a la falla por parte de
las fuentes locales y remotas.
La IEC 909 no cuenta con curvas para el cálculo de esta corriente.
Procedimientos similares para el cálculo de la corriente pico son utilizados para
calcular la componente de de la corriente de falla.
Si las corrientes simétricas IEC son calculadas con la presencia de un
amortiguamiento ac, los resultados son más cercanos entre las normas ANSÍ e
IEC.
La corriente de falla en estado estacionario es conocida como "cor
estado permanente" según la norma IEC y como "corriente de retardo"
según la norma ANSÍ.
vn
Ambas normas reconocen que los efectos transitorios han disminuido en este
estado del sistema y por consiguiente no son modelados. La norma ANSÍ
recomienda modelar los generadores incluidos en la red en virtud de su
reactancia transitoria o de su reactancia de estado permanente.
En contraparte la norma IEC implícitamente recomienda usar las reactancias
de los generados que se utilizaron para calcular las corrientes iniciales de falla
y estipular que la corriente de falla en estado permanente es la corriente inicial
de falla calculada sin considerar los motores (cláusula simplificada). Sin
embargo en la norma IEC existen cláusulas que para este tipo de cálculo
proveen la representación del sistema de excitación del generador.
AI modelar el sistema de excitación, estas cláusulas discriminan entre
generadores de polos salientes y de rotor cilindrico, y calcula la corriente de
estado permanente cuando la excitación es mínima, media y máxima.
La corriente de falla contribuida por cada generador es ahora una función de su
corriente nominal en virtud de multiplicadores obtenidos de curvas
parameírizadas, las mismas que toman en cuenta: ei ajuste del sistema de
excitación, ei tipo de máquina, la reactancia del generador.
Cuando la cláusula simplificada de la IEC es utilizada, las diferencias con las
simulaciones ANSÍ son principalmente atribuidas a las diferentes reactancias
utilizadas.
Se ve además, que los resultados obtenidos con la cláusula simplificada (en la
que no se incluye el modelo del sistema de excitación) IEC produciría
estimaciones pesimistas para fallas cercanas al generador en comparación con
la cláusula que si requiere del modelo del excitador. Ambas cláusulas IEC, sin
embargo, darán los mismos resultados para fallas lejanas al generador.
vra
Ambas normas recomiendan omitir las cargas estáticas y los ramales en
derivación de los elementos del sistema (líneas y transformadores). Solo se
consideran las impedancias seria
Las normas IEC recomiendan que la impedancia de secuencia negativa sea
modelada para fallas desbalanceadas. Esto puede necesitar para soluciones
de cálculo el costo de formular una matriz de secuencia negativa del sistema, la
cual es una carga computacional no muy a menudo tomada en cuenta en las
simulaciones ANSÍ.
Ambas normas requieren impedancia serie de secuencia cero para líneas y
transformadores. Para sistemas sólidamente puestos a tierra, el omitir ia
impedancia de secuencia cero de los ramales en derivación de las líneas es
practicado por ambas normas, pues los resultados de las simulaciones se
mantienen constantes.
Los datos comunes para generadores comprenden impedancias
subtransitorias, número de polos, voltaje nominal, y MVA's nominales. Los
cálculos IEC de la corriente de falla de estado permanente requiere de la
reactancia del generador (o de la relación de cortocircuito del generador) para
calcular la respuesta del modelo de excitación.
El factor de potencia prefalla puede además ser requerido (ajuste de
impedancia) cuando las condiciones de carga prefalla del generador son de
interés. En contraparte, la norma ANSÍ, requiere de las reactancias transitorias
de los generadores para emplearlas en el cálculo de las corrientes de retardo.
Los datos requeridos para motores de inducción en ambas normas son: la
impedancia de rotor bloqueado, kV nominales, MVA nominales, factor de
potencia, número de polos, y la frecuencia del sistema (el ajuste de la
reactancia está basado en RPM para la norma ANSÍ). Los datos de los
motores sincrónicos son idénticos a los de arriba, pero éstos pueden incluir
reactancias de secuencia cero.
Los modelos para el amortiguamiento de la componente ac son bastante
diferentes entre las dos normas, esto desde un punto de vista conceptual y
compuíacional. Así la norma ANSÍ favorece el ajuste de la reactancia
universal de manera independiente de la localización de !a falla y del tiempo
de apertura. En contraparte la norma IEC toma en cuenta para el cálculo el
tipo de máquina, la proximidad de falla y el tiempo de separación de los
contactos.
Los cálculos del amortiguamiento de la componente de y de la corriente pico
de faíía están bien diferenciadas en las dos normas. La norma ANSÍ
favorece una relación simple X / R, mientras que en general la norma IEC
considera tres métodos para obtener esta relación.
Los procedimientos de cálculo de la corriente de falla de estado permanente
so'n conceptuaí y computacionaímeníe diferentes en fas dos normas. La
norma IEC requiere en general modelar la respuesta del sistema de
excitación del generador mientras la norma ANSÍ no.