LISTADO DE PROTECCIONES EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Juan Pablo Sandoval Mejía Leonardo Andrés Dueñas Tamayo Profesor: Ing. Tarcisio Leal García Estudiantes.

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1 LISTADO DE PROTECCIONES EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Juan Pablo Sandoval Mejía Leonardo Andrés Dueñas Tamayo Profesor: Ing. Tarcisio Leal García Estudiantes

2 Introducción Estadísticas de ocurrencia de falla TIPO DE FALLA%TOTAL Monofásica85 Bifásica8 Bifásica a tierra5 Trifásica2 ó menos Desacuerdo al sitio. SITIO DE LA FALLA%TOTAL Línea de transmisión50 Cables10 Equipos de interrupción15 Transformadores12 Transformadores de corriente y potencial 2 Equipos de control3 otros8 Desacuerdo al tipo. viernes, 08 de marzo de 20192

3 Los sistemas de protecciones eléctricas constituyen el equipo más importante que se incluye en una subestación, por lo tanto se debe conocer los componentes de un sistema de protecciones. Relés de protección Transformadores de medida Disyuntores Circuitos de control viernes, 08 de marzo de 20193

4 Los relés son una forma de protección activa designada a mantener un alto grado de continuidad de servicio y un daño limitado de los equipos; en otras palabras se los consideran los centinelas silenciosos de los sistemas de potencia. Figura 1. Relé digital GE viernes, 08 de marzo de 20194

5 Existen diversas formas de clasificar a los relés, entre ellas están: Por su función: de protección, de monitoreo, de recierre, de regulación, auxiliar y sincronización. Por sus entradas: corriente, voltaje, potencia, presión, frecuencia, flujo, temperatura, vibración, etc. Por su principio de operación o estructura: balance de corriente, porcentaje, producto, estado sólido, térmico, electromecánico, etc. Por su característica de actuación: distancia, sobrecorriente direccional, tiempo inverso, bajo voltaje, piloto, etc. viernes, 08 de marzo de 20195

6 6 SIMBOLIGIA SEGÚN ANSI/IEEE y IEC

7 viernes, 08 de marzo de 20197 SIMBOLIGIA SEGÚN ANSI/IEEE y IEC

8 Clasificación de los relés de protección por su tecnología Primarios Electromecánicos Secundarios Electromecánicos Electrónicos o estáticos Digitales microprocesados Numéricos Figura 2. Línea de tiempo relés hasta el siglo xx viernes, 08 de marzo de 20198

9 Los relés de un sistema de protección deben satisfacer las siguientes características operativas : Fiabilidad. Selectividad. Sensibilidad. Rapidez. Economía y Simplicidad. Figura 3. Software de Coordinación de protecciones en S.P viernes, 08 de marzo de 20199

10 Clasificación de relés numéricos según su tipo. Relé de Sobrecorriente, Sobretensión. Relé instantaneo Figura 4. Característica instantánea de los relés de protección de sobrecorriente viernes, 08 de marzo de 201910

11 temporización de tiempo definido Figura 5. Característica con temporización fija en relés de sobrecorriente viernes, 08 de marzo de 201911

12 Con temporización de tiempo inverso Figura 6. Característica con temporización inversa en relés de sobrecorriente viernes, 08 de marzo de 201912

13 Relé Diferencial Figura 7. Protección diferencial viernes, 08 de marzo de 201913

14 Relé de Distancia. (21) Figura 8. Cordinación de relés (21) viernes, 08 de marzo de 201914

15 Zonas de Protección con 67 Figura 9. Zonas de Protección con caracteristica direccional viernes, 08 de marzo de 201915

16 viernes, 08 de marzo de 201916 Objetivo de las protecciones Proteger efectivamente a las personas y los equipos. Reducir la influencia de las fallas sobre las líneas y los equipos. Cubrir de manera ininterrumpida el Sistema de Potencia (SP), estableciendo vigilancia el 100% del tiempo. Detectar condiciones de falla monitoreando continuamente las variables del SP ( I, V, P, f, Z ). La función principal de un sistema de protección es fundamentalmente la de causar la pronta remoción del servicio cuando algún elemento del sistema de potencia sufre un cortocircuito, o cuando opera de manera anormal. Existe además una función secundaria la cual consiste en proveer indicación de la localización y tipo de falla. Figura 10.

17 viernes, 08 de marzo de 201917 Funciones de un sistema de protección 1.Aislar las fallas permanentes. 2.Minimizar el número de salidas y de fallas permanentes. 3.Minimizar el tiempo de localización de las fallas. 4.Prevenir daños a los equipos. 5.Minimizar la probabilidad de rotura de conductores. 6.Minimizar la probabilidad de falla disruptiva. 7.Minimizar los riesgos.

18 viernes, 08 de marzo de 201918 Fallas en el sistema de potencia FALLAS EN EL SISTEMA DE POTENCIA Derivación Tipo Fase – Fase Trifásica Bifásica Tipo Fase – Neutro Trifásica Bifásica Monofásica Serie Bifásica Monofásica Combinación Serie-Derivación Figura 11.

19 viernes, 08 de marzo de 201919 Clasificación de fallas FALLAS O PERTURBACIONES ESPERADAS Las causadas por la naturaleza: Descargas atmosféricas Animales en las líneas de transmisión Sobrecargas y Sobretensiones con magnitudes y duración no superior a los asignados en los equipos FALLAS IMPREDECIBLES Movimientos telúricos de gran magnitud Rayos con magnitud de corriente mayores a 200 [kA] Vientos anormales Avalanchas Inundaciones Exagerada contaminación ambiental Atentados

20 viernes, 08 de marzo de 201920 Clasificación de fallas FALLAS ORIGINADAS POR EL DISEÑO Equipos o instalaciones mal seleccionados. Ausencia de pararrayos. Insuficientes sistemas de protección, puesta a tierra o apantallamiento. FALLAS EN LA FABRICACIÓN Y EL TRANSPORTE Uso de materiales de mala calidad o su mal manejo Ambientes inadecuados Insuficiencias en el control de calidad o defectos de diseño

21 viernes, 08 de marzo de 201921 Clasificación de fallas FALLAS EN LA OPERACIÓN O EN EL MANTENIMINETO PREDICTIVO Ocurren al permitir sobrecargas o sobretensiones excesivamente prolongadas o repetitivas. FALLAS CAUSADAS POR LA CONSTRUCCIÓN Y EL MONTAJE. Uso inadecuado de herramientas, conectores y cables. Maltrato de equipos. FALLAS CAUSADAS POR LA CONSTRUCCIÓN Y EL MONTAJE. Uso inadecuado de herramientas, conectores y cables. Maltrato de equipos. FALLAS CAUSADAS POR ERROR HUMANO Uso inadecuado de herramientas, conectores y cables. Maltrato de equipos. FALLAS EN EL MANTENIMINETO PREVENTIVO Ocasionadas durante la conservación y sostenimiento en instalaciones convencionales con altos grados de contaminación ambiental o en zonas con vegetación.

22 viernes, 08 de marzo de 201922 fallas más comunes Descargas atmosféricas Producen sobretensiones en las líneas y a su vez en el equipo de la subestación, capaces de perforar el aislamiento y/o el deterioro del equipo de patio e inclusive el de control y protección. Figura 12.

23 viernes, 08 de marzo de 201923 fallas más comunes Sobrecargas Producen sobre corrientes que conllevan a calentamiento de los conductores cuando estas son sostenidas también pueden averiar el aislamiento en el equipo asociado de la subestación. Las sobrecargas son producidas por altas transferencias de energía que proporcionan aumentos considerables de corriente y que producen a su vez efectos mecánicos destructivos. Figura 13.

24 viernes, 08 de marzo de 201924 fallas más comunes Cortocircuitos Producen altas corrientes que se manifiestan por el calentamiento excesivo de los conductores que se dilatan y por tanto, van a presentarse acercamientos con tierra y con las otras fases. Estas corrientes también circulan por el equipo de patio asociado, deteriorando el mismo debido a los efectos dinámicos y térmicos. Figura 14.

25 Protección de líneas Las líneas son los elementos del sistema eléctrico que interconectan dos más subestaciones por lo tanto están sometidos permanentemente a las consecuencias de los fenómenos meteorológicos y a los riesgos de ser afectados por otras circunstancias, por tal razón es importante su protección. Figura 15. Operación del relé 21 viernes, 08 de marzo de 201925

26 viernes, 08 de marzo de 201926 Protección de líneas Las líneas de transmisión están expuestas a una gran variedad de riesgos que pueden provocar fallas. Algunas causales de fallas son las siguientes: Descargas atmosféricas Efecto del viento Efecto del hielo Nieve Contaminación Riesgos con las aves Vandalismo Choques de vehículos Inclusive de aviones en el peor de los casos. Entre otros Figura 16.

27 viernes, 08 de marzo de 201927 Protección de líneas Los sistemas de protección de líneas pueden ser de diferentes tipos:  Protección de distancia  Comparación de fases  Protección diferencial longitudinal  Protección diferencial direccional Las protecciones absolutamente selectivas requieren, para ejecutar una función principal, un sistema de telecomunicaciones entre los terminales de la línea.

28 viernes, 08 de marzo de 201928 Esquemas de protección Configuración del sistema de potencia. Parámetros del sistema: Longitud e impedancia de las líneas y transformadores. Estudio de cortocircuito. Carga máxima. Localización de transformadores de potencial y de corriente, entre otros. Para seleccionar el esquema de protección más adecuado para una determinada línea de transmisión, se debe analizar una serie de componentes, tales como:

29 viernes, 08 de marzo de 201929 Esquemas típicos de protección de líneas de transmisión Nivel de tensión Grado de redundancia Requerimientos de fiabilidad y seguridad Tipo de compensación de reactivos Tiempos de interrupción Disponibilidad de canales de comunicación. Las líneas de transmisión son las que presentan una mayor variedad de esquemas de protección, ya que entran en juego numerosos aspectos, tales como:

30 viernes, 08 de marzo de 201930 Esquema 1 (34.5kV) El esquema más simple de protección, que se muestra en la figura, es el que utiliza relés de sobrecorriente (51/51N) como única protección. Se utiliza generalmente en líneas radiales de distribución o subtransmisión con tensiones iguales o inferiores a 52 kV. El esquema se complementa con relés de recierre tripolar. Figura 17.

31 viernes, 08 de marzo de 201931 Esquema 1 (34.5kV) con generación por ambos extremos Si el circuito tiene generación en ambos extremos, los relés de sobrecorriente deben ser del tipo direccional (67/67N). Se debe complementar el esquema con relés de verificación de sincronismo (25), tal como se ilustra en la Figura Figura 18.

32 viernes, 08 de marzo de 201932 Esquema 2 (115kV) Si el circuito tiene generación en ambos extremos, los relés de sobrecorriente deben ser del tipo direccional (67/67N). Se debe complementar el esquema con relés de verificación de sincronismo (25), tal como se ilustra en la Figura Figura 19.

33 viernes, 08 de marzo de 201933 Otras configuraciones Figura 20.

34 viernes, 08 de marzo de 201934 Otras configuraciones Figura 21.

35 viernes, 08 de marzo de 201935 Protección de sobreintensidad direccional (67/67N) La protección de sobreintensidad puede ser usada para medir no solamente la magnitud de la intensidad sino también su sentido; es decir, el sentido del flujo de la potencia entregada, para lo cual se toma como referencia la tensión del sistema, conformando una protección de sobreintensidad direccional. El código ANSI es 67/67N. Esta protección compara la dirección de la corriente de falla en ambos extremos de la línea. Si la medida de la dirección indica que todas las corrientes circulan hacia la zona protegida significa que se trata de una falla interna. Si una de las medidas indica una corriente circulando hacia fuera de la zona protegida significa la existencia de una falla externa.

36 viernes, 08 de marzo de 201936 Protección de sobreintensidad direccional (67/67N) La unidad direccional requiere que se le alimente con tensión y corriente o corriente y corriente, pero necesita que una de esas cantidades sea de “referencia o polarización”. Esta cantidad de referencia no debe cambiar de polaridad cualquiera sea la dirección del flujo de la corriente censada. Figura 22.

37 viernes, 08 de marzo de 201937 Protección de sobreintensidad direccional (67/67N) Polarización Los relés direccionales que detectan fallas entre fases se polarizan con tensiones de fase en el punto del relé. Los relés direccionales que detectan fallas a tierra se pueden polarizar con la tensión de secuencia cero o con alguna corriente de referencia, como por ejemplo, la corriente de la conexión del neutro a tierra de un transformador de potencia local en el punto del relé. La transmisión del comando de bloqueo es iniciada por un relé no direccional y es interrumpida por el relé direccional

38 viernes, 08 de marzo de 201938 Protección de sobreintensidad direccional en arranque (67/67N) Los valores de operación de los relés de sobrecorriente de arranque para fallas entre fases deben ser restringidos por la máxima carga, lo cual puede causar problemas en los casos en los que la mínima corriente de falla es comparable con la máxima corriente de carga. La alta sensibilidad de la protección por comparación direccional en fallas a tierra, utilizando relés de sobrecorriente con conexión residual (67N), la hacen muy útil para complementar algunos esquemas de protección de distancia, en los cuales es necesario detectar resistencias de falla a tierra o situaciones asimétricas. Figura 23.

39 viernes, 08 de marzo de 201939 Relevadores de sobrecorriente Un relé de protección es un dispositivo lógico cuya función es la comparación de una o varias señales de entrada respecto a una de referencia. Si los valores de entrada se desvían de la referencia por encima de un valor de ajuste (Setting) entonces se realiza una acción como disparo (apertura), cierre o alarma. Figura 25. Figura 24.

40 viernes, 08 de marzo de 201940 Relevadores de sobrecorriente Conceptos claves Corriente de arranque o pick up Es la corriente mínima que produce el cambio en la normalidad de los contactos para el caso de un relé instantáneo y para el caso de uno temporizado es la corriente que hace que el relé empiece a contar para cambiar la normalidad de sus contactos. Tap Permite cambiar la corriente de arranque mínima del relé. Al cambiar un tap físicamente se cambia el número de vueltas de la bobina del relé, el número que caracteriza a cada tap indica la corriente de pick up para el respectivo tap. Dial Al cambiar el dial se modifica el tiempo de operación para su respectiva corriente, físicamente para el caso de un relé de inducción al modificar el dial se cambia la distancia entre el contacto fijo y el contacto móvil, el cual inicia su movimiento cuando el relé censa una corriente. Figura 26.

41 viernes, 08 de marzo de 201941 Relevadores de sobrecorriente (50/51) Son las más utilizados en los sistemas de potencia para protección contra cortocircuito, y la mayoría de estos relevadores son de tres tipos: a) De atracción electromagnética. Se basan en la fuerza de atracción ejercida entre piezas de material magnético. Son accionados por una señal de corriente. Instantáneos b) De inducción. Su principio de funcionamiento es el mismo que el de los motores de inducción, los cuales utilizan el sistema de estructura electromagnética. Son accionados por una señal de corriente. Diferidos c) De estado sólido. Funcionan por medio de diodos, tiristores, transistores, etc., su principal característica es que son de mayor velocidad de operación. Su funcionamiento es equivalente al de los relevadores electromagnéticos. Figura 27.

42 viernes, 08 de marzo de 201942 Relevadores de sobrecorriente (50/51) Basado en las características de operación del relevador, los relevadores de sobrecorriente pueden clasificarse en tres grupos: De corriente definida, de tiempo definido, y de tiempo inverso. Las curvas características de estos tres tipos se muestran en la figura. Figura 28.

43 viernes, 08 de marzo de 201943 Relevadores de sobrecorriente (50/51) Si el relevador opera sin retardo intencional de tiempo, se denomina protección de sobrecorriente instantánea. Sus contactos cambian de normalidad entre 0.016 – 0.1 segundo. (50) Cuando la sobrecorriente es de origen transitorio tal como la causada por el arranque de un motor o alguna sobrecarga repentina de corta duración, no deberá abrir el interruptor. Por esta razón, la mayoría de los relevadores de sobrecorriente están dotados de un retardo de tiempo, que permite corrientes mayores al ajuste del relevador persistan por un período limitado de tiempo, sin cerrar sus contactos. (51) Si un relevador opera cada vez más rápido conforme se incrementa la corriente, se dice que tiene una característica de tiempo inverso. Los relevadores de sobrecorriente pueden tener características de tiempo inverso, muy inverso y extremadamente inverso para satisfacer los requerimientos de sobrecorriente de tiempo mínimo definido, los cuales tienen un tiempo de operación prácticamente independiente de la magnitud de corriente después de que es alcanzado un cierto valor de corriente.

44 viernes, 08 de marzo de 201944 Relevadores de sobrecorriente (50/51) Figura 29.

45 viernes, 08 de marzo de 201945 Relevadores de sobrecorriente (50/51) Figura 30.

46 viernes, 08 de marzo de 201946 Relevadores de distancia (21). Comprenden una familia de relevadores que miden voltaje y corriente, y la relación de ambos se expresa en términos de impedancia. Por lo regular, esta impedancia es una medida eléctrica de la distancia a lo largo de una línea de transmisión, desde la localización del relevador hasta el punto de falla. La impedancia también puede representar la impedancia equivalente de un generador o motor síncrono grande, cuando se utiliza un relevador de distancia para protección de pérdida de campo. Los tres tipos de relevadores de distancia principales y sus aplicaciones más usuales son: Tipo impedancia. Se utiliza para la protección de fase en líneas de longitud moderada. Tipo admitancia. Se utiliza para la protección de fase para líneas largas donde puedan ocurrir severas oscilaciones de potencia. Tipo reactancia. Se utiliza para la protección de fase y de falla a tierra en líneas muy cortas y líneas con tal diseño físico que valores altos de resistencia de arco en fallas, sean esperados y afecten el alcance del relevador, y en sistemas donde no existan problemas de oscilaciones de potencia severas.

47 viernes, 08 de marzo de 201947 Relevadores de distancia (21). La aplicación típica en una línea de transmisión consiste de un relevador con tres elementos de medida. El primero opera solamente para fallas dentro de la zona de protección primaria de la línea y dispara al interruptor sin retardo intencional de tiempo. El segundo elemento opera para fallas no solamente en la zona de protección primaria, sino también en una zona adyacente de protección o protección de respaldo, e inicia el disparo después de un corto retardo de tiempo. El tercer elemento es ajustado para incluir la zona de protección más remota y para disparar después de un retardo de tiempo mayor. Estos relevadores tienen una máxima utilidad en aplicaciones donde la operación selectiva escalonada de interruptores en serie es esencial, dónde cambios en las condiciones de operación causan grandes variaciones en magnitudes de corriente de falla, y donde las corrientes de carga sean lo suficientemente grandes en operación de falla. Figura 31.

48 viernes, 08 de marzo de 201948 Relevadores direccionales de sobrecorriente (67). Consisten de una unidad típica de sobrecorriente y una unidad direccional, las cuales son combinadas para operar conjuntamente para un determinado ángulo de fase y una magnitud de corriente. En la unidad direccional la corriente en una bobina es comparada en la posición de ángulo de fase con la corriente o voltaje de otra bobina de la misma unidad. La corriente o voltaje de referencia se denomina "polarización". El relevador opera de tal manera que se sensibiliza para flujo de corriente hacia la falla en una sola dirección y permanece insensible para flujo de corriente en la dirección opuesta. SIMBOLOGIA ANSI/IEEE IEC 67 Figura 32.

49 viernes, 08 de marzo de 201949 Relevador direccional falla a tierra 67n Para este caso, la relación angular de la corriente y del voltaje residual es independiente de la fase en la que se localiza la falla y es regida solamente por la relación R/X de la trayectoria de falla. El esquema de protección de sobrecorriente residual, es aquella que tiene como finalidad proteger exclusivamente de cortocircuitos a tierra, censando la corriente en los neutros de transformadores y máquinas sólidamente aterrizadas. Toda corriente que circula por el neutro o por la conexión a tierra se le denomina corriente residual. Esta corriente, por lo tanto, es igual a tres veces la corriente de secuencia a cero que circula por cada fase y que resulta como consecuencia de una falla a tierra. Figura 33.

50 viernes, 08 de marzo de 201950 Polarización Los relevadores direccionales de C.A están capacitados para distinguir el flujo de corriente de una dirección a la otra en un circuito de CA reconociendo las diferencias en el ángulo de fase entre la corriente y la magnitud de polarización. La capacidad para distinguir entre el flujo de corriente de una dirección a la otra depende de la selección de magnitud de polarización y del ángulo del torque máximo, y todas la variaciones en la función proporcionadas por los relevadores direccionales de C.A dependen de estas dos magnitudes. Básicamente existen dos métodos para obtener la dirección del flujo de potencia: Superposición y control; ambos caso están ilustrados en la figura donde D indica la unidad direccional y OC la unidad de sobrecorriente. Figura 34.

51 viernes, 08 de marzo de 201951 Corriente de operación Corriente de polarización Tensión de polarización

52 viernes, 08 de marzo de 201952 Zonas de operación

53 viernes, 08 de marzo de 201953 Principio de operación Es el de un instrumento medidor de potencia en el que el voltaje es usado como referencia para establecer la dirección relativa o fase de la corriente de falla. El torque de operación puede definirse como: T=Kφ1φ2sinθ Donde φ1 y φ2 son los valores de polarización, φ1 es proporcional a la corriente y φ2 es proporcional a la tensión, con θ como el ángulo entre φ1 y φ2. El torque es positivo si 0<θ<180, y negativo si 180<θ<360. Debe notarse que θ está en fase con I pero atrasado con respecto al voltaje puesto que V=-dφdt Si la corriente y el voltaje están en fase, los flujos están desfasados en 90°. Por lo tanto, el ángulo para máximo torque ocurre cuando la corriente y el voltaje del relevador están en fase. Esto puede obtenerse muy fácilmente usando la corriente y el voltaje de la misma fase. Sin embargo, esto no es práctico ya que para una falla en una fase, el voltaje de esa fase puede colapsar. Es por lo tanto, práctica común usar la corriente de una fase diferente.

54 viernes, 08 de marzo de 201954 La conexión de un relevador direccional es definida sobre la base del número de grados en el que una corriente a un factor de potencia unitario adelanta el voltaje de polarización. El ángulo de máximo torque (AMT), es el ángulo por el que este desplazamiento produce el máximo torque y por tanto, está siempre alineado con el voltaje de polarización. El ángulo de máximo torque está definido como el ángulo para el cual la corriente aplicada al relevador se encuentra en fase con el voltaje aplicado a dicho relevador. Se mide referido al voltaje de referencia de su propia fase protegida. Esto se ilustra en la figura La unidad direccional usa corriente de la línea protegida (corriente de fase para un relevador de fases y corriente residual para un relevador de tierra) en unión con un parámetro polarizante para determinar la dirección del flujo de potencia. Para los relevadores de fases, la cantidad polarizante es el voltaje, para los relevadores de tierra existen tres posibles cantidades polarizantes: Voltaje de secuencia cero (residual). Corriente de neutro de una fuente de corriente de secuencia cero. Voltaje de secuencia negativa (en unión con corriente de secuencia cero). Figura 35.

55 viernes, 08 de marzo de 2019 POLARIZACIÓN CON VOLTAJE ENTRE FASES ADYACENTES-CONEXIÓN 30° (0° AMT). Figura 36.

56 viernes, 08 de marzo de 201956 El circuito de voltaje se deriva entre la misma fase de la corriente y la fase anterior a esta, de forma que cuando el factor de potencia sea igual a 1, en el relevador la tensión se retrasa 30° respecto a la corriente tal como se muestra en la figura. Cualquiera que sea el desfase dentro de los límites indicados en la figura, el vector representativo de la corriente formará un ángulo agudo, y el relevador trabajará en un sentido determinado que puede ser el de abrir o cerrar contactos. Al invertir el sentido de la potencia por causa de una falla, se invertirá también el sentido de la corriente respecto a la tensión y el relevador trabajará en sentido contrario. Torque máximo: Los relevadores conectados de esta forma deben tener el torque máximo cuando el voltaje Va y la corriente Ia están en fase, o sea cuando la corriente de fase atrasa el voltaje línea-neutro en 30°. Angulo de operación: Ángulos de corriente desde 60° adelantado hasta 120° atrasado. Utilización: Este tipo de conexión se debe usar siempre en alimentadores a condición de que tenga tres elementos uno por fase, ya que dos elementos de fase y un elemento de tierra puede causar operación pobre. La unidad en arreglo trifásico no debe ser usada en transformadores cuando algunas fallas pueden resultar en un flujo de corriente inversa en una o más fases conduciendo a mala operación del relevador. La protección se usa entonces para proteger líneas contra fallas entre fases.

57 viernes, 08 de marzo de 201957 CONEXIÓN 60° (0° AMT). Torque máximo : Se produce cuando la corriente atrasa el voltaje fase-neutro por 60°, Iab atrasa a Vac por 60°. Ia atrasa a Va por 60° a factor de potencia unitario. Angulo de operación : La corriente Iab desde 30° adelantada hasta 150° atrasada, o Ia 30° adelantada o 150° atrasada, a factor de potencia unitario. Utilización : Se recomienda que los relevadores con esta conexión se usen solamente en alimentadores. Sin embargo, tienen la desventaja de que los TC tienen que ser conectados en delta. Por esta razón, y puesto que ellos no ofrecen las ventajas del caso anterior, son poco usados. Figura 37.

58 viernes, 08 de marzo de 201958 Polarización con el voltaje entre fases opuestas - conexión 90° (30° amt). Figura 38.

59 viernes, 08 de marzo de 201959 El voltaje polarizante se toma de las fases diferentes a la que se tomó la corriente; de esta forma, cuando el factor de potencia es igual a la unidad (ángulo entre Va e Ia es igual a cero), la tensión polarizante Vbc estará atrasado 90° respecto a la corriente como se muestra en la figura anterior. Torque máximo : Se conseguirá cuando la corriente Ia se adelanta con respecto al voltaje polarizante línea-neutro en 90°. Angulo de operación : Ángulos de corriente desde 30° adelantado hasta 150° atrasado. Utilización : En alimentadores donde la fuente de componentes de secuencia cero está detrás del punto de conexión del relevador. Figura 39.

60 viernes, 08 de marzo de 201960 Polarización con el voltaje entre fases opuestas - conexión 90° (45° amt). Máximo torque : Se produce cuando la corriente atrasa al voltaje línea-neutro en 45°. Angulo de operación : Ángulos de corriente desde 45° en adelanto hasta 135° en atraso. Utilización : Este arreglo es recomendado para protección de transformadores o alimentadores que tienen una fuente de componentes de secuencia cero frente al relevador. Esta conexión es esencial en el caso de transformadores en paralelo, o alimentadores de transformador, especialmente para garantizar la correcta operación de los relevadores para fallas más allá de los transformadores estrella-delta. Esta configuración siempre debe ser usada cuando los relevadores direccionales monofásicos son aplicados a circuitos que tienen distribución de corriente 2-1-1. Figura 40.

61 viernes, 08 de marzo de 201961 Figura 41.

62 viernes, 08 de marzo de 201962 POLARIZACIÓN DE RELEVADORES DE TIERRA Para proteger el equipo contra falla a tierra se usa un relevador direccional de sobrecorriente (67 N) alimentado con la corriente residual y una cantidad polarizante que dependiendo del equipo a proteger puede ser el voltaje residual para líneas y la corriente de secuencia cero en los transformadores. El voltaje residual se consigue alimentando el relevador del secundario del T.P. conectado en delta abierto y la corriente residual del neutro de los TC. En la figura a) se muestra la conexión del relevador diferencial de tierra. Mientras el sistema está balanceado la tensión residual será de cero Voltios (ver figura b), cuando exista una falla a tierra, el voltaje de la fase afectada caerá y ya la suma de Va, Vb, Vc es diferente de cero (ver figura c), apareciendo en bornes del relevador una tensión residual igual a 3Vo con la cual se polarizará el relevador para determinar la dirección de la corriente residual de falla. Cuando el neutro del sistema está aterrizado a través de una resistencia, esta será la impedancia dominante y un relevador de ángulo de máximo torque de cero grados será satisfactorio. En el caso de sistemas sólidamente aterrizados la impedancia reactiva será la predominante y será necesario introducir algún grado de compensación; relevadores con conexión de 45º y 60º son los más usados. En el caso de no ser posible obtener el voltaje residual, se utilizará la corriente del neutro de una fuente de secuencia cero. Figura 42.

63 viernes, 08 de marzo de 201963 FUENTES DE CORRIENTES POLARIZANTES Figura 43.

64 viernes, 08 de marzo de 201964 CONEXIONES DE LA UNIDAD DIRECCIONAL POLARIZADA Figura 44.

65 viernes, 08 de marzo de 201965 Relevadores computarizados Figura 45.

66 viernes, 08 de marzo de 201966 Las señales de entrada al relevador son análogas (continuas) y las variables del SP son digitales. Las entradas digitales son del orden de 5 a 10 e incluyen cambios de estado (on-off) de contactos y cambios en los niveles de voltaje en el circuito. Las señales análogas son corrientes y voltajes de 60 Hz. El número de señales análogas necesarias dependen de la función del relevador pero está en el rango de 3 a 30 en todos los casos. Las señales análogas son atenuadas a niveles de entrada aceptables para computador (max +/- 10V) y posteriormente convertidas a señales discretas mediante convertidores análogo/digital (ADC) Estas funciones son ejecutadas en el subsistema "entrada análoga". La salida digital del relevador se dispone mediante un puerto paralelo de salida del computador. De 5 a 10 salidas digitales son suficientes para la mayoría de las aplicaciones. Las señales análogas son muestreadas a una rata de 240Hz y 2000Hz. El muestreo de señales entra al cuadernillo de notas (RAM) y están almacenadas en un archivo secundario de datos para registro histórico. Un filtro digital remueve los efectos de ruido de las señales muestreadas. El programa lógico del relevador determina las operaciones funcionales del relevador y usa las señales muestreadas ya filtradas para llegar a una decisión de disparo o no disparo, el cual es luego comunicado al sistema. El corazón del programa lógico del relevador es un algoritmo de relevador que es diseñado para ejecutar funciones del relevador tales como: detección de sobrecorriente, protección diferencial o protección de distancia, etc.

67 viernes, 08 de marzo de 201967 Confiabilidad : Las operaciones incorrectas son menos probables con los relevadores computarizados. Autodiagnóstico : Los relevadores computarizados tienen la capacidad de conducir un autodiagnóstico continuo en la forma de circuitería vigilante, que incluye chequeos de memoria y pruebas de módulos de entrada análogos. En caso de falla, usualmente los relevadores, o bloquean o intentan una recuperación, dependiendo del disturbio detectado. Registro de eventos y disturbios : Estos relevadores pueden producir registros de eventos cada vez que existe una operación de la función de protección, la energización de un estado de entrada, o cualquier falla del hardware. Igualmente, los registros de disturbios pueden ser generados en varios canales análogos, junto con todos los estados de entrada y la información de salida del relevador. Integración de sistemas digitales : La tecnología actual incluye muchas tareas en una subestación. Tales como comunicaciones, medida y control. Estas funciones pueden integrarse en un sistema digital de tal manera que una subestación pueda ser operada de una manera más rápida y confiable. La fibra óptica está siendo ahora utilizada para proporcionar enlaces de comunicación entre varios elementos del sistema para evitar los problemas de interferencia que pueden ocurrir cuando se usan conductores metálicos. Protección adaptable : Con la capacidad de programación y de comunicación de los sistemas digitales, los relevadores computarizados pueden programar protección adaptable. Esta característica permite que los ajustes del relevador sean cambiados dependiendo de las condiciones de operación del circuito, garantizando así los ajustes convenientes del relevador para una situación en tiempo real para no usar un ajuste basado en el arreglo más crítico del sistema, que algunas veces no proporciona la solución más apropiada. Los algoritmos para calibración de relevadores usualmente son lenguajes de bajo nivel a causa de la necesidad de respuesta en corto tiempo, la cual no es obtenida con lenguajes de alto nivel tales como Pascal o Fortran.

68 viernes, 08 de marzo de 201968 PROTECCION DE LINEAS DE 115 KV EN SUBESTACIONES EN LA ESSA

69 viernes, 08 de marzo de 201969 PROTECCION DE LINEAS DE 115 KV EN SUBESTACIONES EN LA ESSA

70 viernes, 08 de marzo de 201970 PROTECCION DE LINEAS DE 115 KV EN SUBESTACIONES EN LA ESSA

71 viernes, 08 de marzo de 201971 PROTECCION DE LINEAS DE 115 KV EN SUBESTACIONES EN LA ESSA

72 viernes, 08 de marzo de 201972 Protección de Barras Desde el punto de vista teórico el método más selectivo de proteger una barra es el de protección diferencial. Sin embargo, debido a la gran concentración de energía que hay en una barra es posible saturar alguno de sus transformadores de corriente durante una falla externa, lo cual puede conducir a una apertura errónea de todos lon interruptores conectados a la barra. Para obviar este problema se han diseñado varios esquemas, alguno de los cuales miraremos a continuación.

73 viernes, 08 de marzo de 201973 Protección de Barras Casi todos los sistemas de protección de barras se basan en el principio de cantidades diferenciales. Durante la operación normal la suma de todas las corrientes entrando a la barra es cero, mientras que en condiciones de falla en barras hay una corriente diferencial. –Alta impedancia: Relé de tensión –Baja impedancia: Relé de corriente

74 viernes, 08 de marzo de 201974 Esquema 1 Figura 46. Doble Barra

75 viernes, 08 de marzo de 201975 Esquema 2 Figura 47. Barra principal y de transferencia

76 viernes, 08 de marzo de 201976 Esquema 3 Figura 48. Interuptor y medio

77 viernes, 08 de marzo de 201977 Esquema 4 Figura 49. Doble Interruptor

78 viernes, 08 de marzo de 201978 Esquema 5 Figura 50. Protección de anillo

79 viernes, 08 de marzo de 201979 Protección de transformadores Los transformadores de potencia pueden sufrir los siguientes tipos de fallas o condiciones anormales: 1.Falla entre espiras 2.Falla entre espiras y tierra 3.Falla en los terminales 4.Recalentamiento por sobrecarga o pérdida del aceite Las corrientes de falla de gran intensidad pueden causar serios daños dinámicos y térmicos al transformador. Las fuerzas electromagnéticas que se producen entre espiras o entre arrollamientos pueden llegar a destruirlos mientras que las altas temperaturas carbonizan el aislamiento entre espiras.

80 viernes, 08 de marzo de 201980