DISENO Y LOGICA DEL RELEVADOR SE L-421

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UNIDAD PROFESIONAL “ADOLFO LÓPEZ MATEOS”

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Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

AGRADECIMIENTOS

Gracias a mis padres Rosario Hernández y Luis Martínez por darme la vida y permitirme estar en donde estoy y ser lo que soy, también agradezco a mi hermana Verónica y a mis tías Lili, Vicky e Isa porque han sido parte fundamental para mi desarrollo, tanto personal como profesional y a mis amigos que han estado conmigo en las buenas y en las malas.

Agradezco a los profesores por los conocimientos que dejaron en mí, a los profesores Evaristo Velázquez Cázarez y David Sebastián Baltazar, que gracias a su colaboración y ayuda hicieron posible la realización de esta tesis.

Luis Adrián.

Quiero agradecer a toda mi familia por el apoyo incondicional durante toda mi vida y mi carrera, a mi madre por siempre creer en mí y a mi hermana por ayudarme siempre que lo necesite. Al Ingeniero Evaristo que nos ayudo durante toda la realización de este trabajo sin esperar nada a cambio, al Doctor David Sebastian por su tiempo y al Ingeniero Héctor López que fue un gran apoyo para mi formación.

Y finalmente agradezco a Dios por brindarme la oportunidad de estudiar y de regresar a mi casa con mucho orgullo.

Arturo.

Mis más grandes agradecimientos a mis padres: Rosa Martínez Lemus

Amado Velázquez Orduña

Por brindarme el apoyo durante todos estos años, así como sus consejos y ejemplos para seguir en el camino del estudio y el trabajo.

Al Ing. Evaristo Velázquez Cazares y al Dr. David Sebastián Baltazar que compartieron su conocimiento para hacer posible la realización de esta tesis.

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Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

ÍNDICE

Página

Agradecimientos... i

Índice general……….. ii

Índice de figuras……….. vi

Índice de tablas……….... x

Resumen………... xi

1 CAPÍTULO 1.- INTRODUCCIÓN 1 1.1 Objetivo………... 1

1.2 Alcances……… 1

1.3 Justificación………... 2

1.4 Estructura……….. 3

1.5 Antecedentes……… 4

2 CAPÍTULO 2.- PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 7 2.1 Introducción……… 7

2.2 Protección de líneas de transmisión……….. 7

2.3 Principio de operación de las protecciones de distancia……… 8

2.3.1 Zonas de protección………. 10

2.3.1.1 Ajustes de la zona 1………. 10

2.3.1.2 Ajustes de la zona 2………. 10

2.3.1.3 Ajustes de la zona 3………. 11

2.3.1.4 Ajuste de alcance hacia atrás y de otras zonas……….. 12

2.4 Características de los relevadores de distancia en el plano complejo. 12 2.4.1 Relevador tipo impedancia……….. 12

2.4.2 Relevador tipo reactancia………. 13

2.4.3 Relevador tipo mho………... 14

2.4.4 Relevador con características poligonales……… 15

2.5 Impedancia aparente vista por un relevador de distancia……….. 16

2.5.1 Representación de las potencias P y Q del sistema en un diagrama R-X………... 16

2.6 Impedancia vista por los relevadores de distancia ante diferentes tipos de fallas………. 17

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Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

2.6.1.1 Impedancia de falla vista por el relevador Rbc ante una falla bifásica

entre bc……….. 19

2.6.1.2 Impedancia de falla “vista” por el relevador Rab ante una falla bifásica b-c………. 20

2.6.1.3 Impedancia de falla “vista” por el relevador Rca ante una falla bifásica b-c………. 20

2.6.2 Falla de doble línea a tierra………. 21

2.6.3 Falla de línea a tierra………... 22

2.6.3.1 Impedancia “vista” por el relevador rag ante una falla de fase a tierra a-g……… 23

2.6.3.2 Impedancia “vista” por el relevador rbg ante una falla de fase a tierra b-g……… 24

2.6.3.3 Impedancia “vista” por el relevador rcg ante una falla de fase a tierra c-g……… 25

2.6.4 Falla trifásica……….. 26

2.7 Condiciones adversas que impactan negativamente la operación de los esquemas de protección……… 28

2.7.1 Lógica de inversión de corrientes……….. 28

2.7.2 Recierre automático de líneas de transmisión………. 28

2.7.3 Conceptos generales de recierre monopolar……… 29

2.7.3.1 Ventajas de la aplicación del disparo-recierre monopolar……….. 29

2.7.3.2 Desventajas de la aplicación del disparo y recierre monopolar………. 30

2.7.4 Protección contra oscilaciones de potencia……….. 32

2.7.4.1 Bloqueo contra oscilaciones de potencia……….. 33

2.8 Esquemas de teleprotección……… 33

2.8.1 Esquema de disparo transferido permisivo de sobrealcance (POTT).. 34

2.9 Diseño y evaluación del elemento direccional……….. 37

2.9.1 Determinación de la dirección de la falla………... 37

2.9.1.1 Fallas a tierra hacia atrás y los elementos de distancia de tierra…….. 38

2.9.1.2 Fallas de fase a fase hacia atrás y los elementos de distancia de fase……….. 38

2.9.1.3 Falla trifásica hacia atrás y los elementos de distancia de fase……… 38

2.9.1.4 Características de la forma cuadrilateral de los relevadores de distancia de tierra……….. 39

2.9.1.5 Diseño del elemento direccional de fase………... 39

2.9.1.5.1 Respuesta a fallas monofásicas utilizando T32P………. 40

2.9.1.5.2 Respuesta al voltaje cero ante fallas trifásicas………. 40

2.9.1.5.3 Elemento direccional de fase para fallas desbalanceadas………. 40

2.9.1.6 Diseño de un elemento direccional de tierra………. 42

2.9.1.6.1 Selección de entradas a los elementos direccionales a tierra………... 42

2.9.1.6.2 Cantidades de secuencia como entradas a los elementos direccionales a tierra………. 42

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Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

2.9.1.6.4 Elemento direccional de tierra polarizado con corriente de secuencia

cero……….. 43

2.9.1.6.5 Elemento direccional a polarizado de secuencia cero aplicado en líneas paralelas……….. 44

2.10 Conclusiones……….. 45

3 CAPÍTULO 3.- CARACTERÍSTICAS DEL RELEVADOR SEL-421 46 3.1 Introducción……… 46

3.2 Elementos de alta velocidad……… 46

3.2.1 Filtro analógico pasabajos y conversión analógica digital……….. 47

3.2.2 Filtrado digital………. 47

3.2.2.1 Requisitos del filtrado digital……… 47

3.2.3 Discriminación direccional y selección del tipo de falla………... 51

3.2.4 Elementos mho de medio ciclo……… 57

3.3 Diseño de los elementos de distancia……… 59

3.3.1 Lógica de la zona 1 de fases………... 64

3.3.2 Lógica de la zona 2 de fases………... 70

3.3.3 Lógica de las zonas 3, 4 y 5 de fases……… 72

3.3.4 Elementos mho de distancia de tierra……… 74

3.4 Características cuadrilaterales……… 75

3.5 Ángulo de no homogeneidad……….. 79

3.6 Lógica de invasión de carga……… 81

3.7 Lógica de transitorios por CVT y SIR alto………. 83

3.8 Elementos direccionales de falla a tierra………... 84

3.9 Carga conectada en delta……… 92

3.10 Elementos de sobrecorriente………... 94

3.11 Detección de polo abierto………. 98

3.12 Esquemas de disparo asistido por comunicaciones……… 99

3.13 Lógica de disparo……….. 101

3.13.1 Lógica de disparo por cierre bajo falla………... 102

3.13.2 Lógica de disparo incondicional vía ecuación TR……… 103

3.13.3 Lógica de disparo por comunicación………. 105

3.13.4 Reestablecimiento del disparo……… 113

3.14 Líneas con compensación serie………. 114

3.14.1 Transitorios de alta frecuencia……… 116

3.14.2 Transitorios de baja frecuencia………... 116

3.14.3 Lógica para líneas compensadas del relevador SEL-421……….. 117

3.14.4 Supervisión direccional de secuencia negativa……… 120

3.15 Recierre……….. 124

3.15.1 Lógica de polo abierto……….. 126

3.15.2 Recierre tripolar………. 128

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Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

3.15.3.1 Ajustes del disparo tripolar……….. 129

3.15.3.2 Ajustes del disparo monopolar……… 130

3.16 Conclusiones……….. 131

4 CAPÍTULO 4.- APLICACIONES DEL RELEVADOR SEL-421 PARA LA PROTECCIÓN DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN 132 4.1 Características de la línea de protección Temascal Dos a Puebla Dos………. 132

4.2 Ajustes del relevador SEL 421……… 133

4.3 Pruebas al relevador SEL 421………. 142

4.3.1 Operación del relevador ante diferentes tipos de fallas……….. 143

4.2.1.1 Falla trifásica al 50% de la línea……….. 143

4.2.1.2 Falla de línea a tierra de la fase a al 70% de la línea……….. 147

4.2.1.3 Falla de fases b y c a tierra al 40% de la línea……… 150

4.2.1.4 Falla trifásica al 90% de la línea……….. 153

4.2.1.5 Falla altamente resistiva al 50% (20Ω)………. 156

5 CAPÍTULO 5.-CONCLUSIONES Y TRABAJOS FUTUROS 160 5.1 Conclusiones………. 160

5.2 Trabajos Futuros……….. 160

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Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

ÍNDICE DE FIGURAS

Página.

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

punto f………... 8

2.2 Características típicas tiempo-distancia para las tres zonas de protección de distancia………... 11

2.3 Característica general de un relevador tipo impedancia…………... 13

2.4 Característica general de relevador tipo reactancia………. 14

2.5 a) Característica general de un relevador tipo mho, b) relevador mho desplazado………. 15

2.6 Zonas de operación de los relevadores de distancia………. 16

2.7 Impedancia vista por un relevador bajo distintas condiciones del sistema……….. 17

2.8 Diagrama unifilar de un sistema trifásico………. 18

2.9 Conexión de las redes de secuencia para falla entre fases b y c… 18 2.10 Conexión de las redes de secuencia para la falla de doble línea a tierra………... 21

2.11 Conexión de las redes de secuencia para una falla de fase a tierra………... 22

2.12 Red de secuencia positiva para una falla trifásica………. 26

2.13 Corriente invertida en circuitos de doble línea, la dirección de la corriente en l2 es invertida………. 28

2.14 Esquema convencional de distancia……… 33

2.15 Esquema de disparo transferido permisivo de sobrealcance (POTT)……….………. . 35 2.16 Esquema permisivo de sobrealcance con seguro lógico de corriente inversa……….. 36

2.17 La polarización de secuencia cero es confiable en aplicaciones en líneas paralelas con buses comunes en ambos extremos de la línea……….….…….… 44

3.1 Diagrama de bloques de un relevador de distancia……….. 46

3.2 Modelo del sistema eléctrico de potencia……… 47

3.3 Respuesta en frecuencia del filtro coseno……….. 48

3.4 Respuesta en frecuencia del filtro Fourier……….. 49

3.5 Principios operacionales del relevador SEL- 421……….. 50

3.6 Falla en un sistema eléctrico de potencia………... 51

3.7 Sistema equivalente de (a) red fallada, (b) red de pre falla y (c) red de falla pura……...……… 52

3.8 Filtro delta (a) básico y (b) aplicado a cantidades fasoriales……… 54

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Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

3.10 Lógica de disparo de alta velocidad del SEL- 421………. 58

3.11 Comparadores de distancia de falla de fase a tierra………. 60

3.12 Comparador mho de ángulo de fase (a) externo, (b) límite y (c) interno……… 61

3.13 Zonas de protección del relevador SEL- 421 de los elementos mho……… 62

3.14 Diagrama de la lógica de los elementos de distancia para la zona 1 de fases………...…….. 65

3.15 Lógica de detección de transitorios……….. 66

3.16 Detección de la falla por sobrecorriente y direccionalidad………… 67

3.17 Lógica de los elementos de distancia de fases……….. 68

3.18 Diagrama de la lógica de los elementos de distancia para la zona 2 de fases………...………….. 70

3.19 Comparación de las corrientes de entrada y cálculo de zona para una falla……….……… 70

3.20 Lógica de los elementos de distancia para zona 3……… 71

3.21 Lógica de disparo para las zonas 3, 4 y 5……….. 72

3.22 Lógica de disparo para las zonas 3, 4 y 5……….. 73

3.23 Lógica de los elementos mho a tierra para la zona 3……… 74

3.24 Comparación de las corrientes de entrada y cálculo de zona para una falla………. 75

3.25 Zonas de operación cuadrilaterales………. 75

3.26 Característica de reactancia de las cuadrilaterales………... 76

3.27 Comparador de ángulo de fase de reactancia en condiciones (a) externas, (b) límites e (c) internas……… 77

3.28 Representación de falla mediante una resistencia de falla con: (a) red de secuencia cero y (b) diagrama equivalente………..……….. 79

3.29 Margen de error en el alcance de la reactancia………. 80

3.30 Redes de secuencia para una falla de fase a tierra con resistencia de falla……….………. 81

3.31 Ajuste para las zonas máximas y mínimas de operación de la línea de transmisión……… 82

3.32 Transitorio de tensión en el TP capacitivo……….. 83

3.33 Lógica de detección de transitorios del SEL- 421………...……….. 83

3.34 Lógica de detección de direccionalidad de falla………. 84

3.35 Lógica de direccionalidad de fallas usando secuencia negativa…. 85 3.36 Sistema fallado con falla hacia (a) adelante y (b) hacia atrás……. 87

3.37 Lógica para la determinación de la direccionalidad de las fallas ocupando la red de secuencia cero……….. 88

3.38 Sistema con falla (a) hacia adelante y (b) hacia atrás……….. 89

3.39 Sistema con (a) línea fallada y su red de: (b) secuencia cero y (c) secuencia negativa……….. 90

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Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

3.41 Falla de fase a tierra adelante del relevador 1 con carga

conectada en delta………... 92

3.42 Redes de secuencia (a) positiva y (b) cero para la carga conectada en delta……...………... 93

3.43 Lógica direccional de fallas entre fases con secuencia cero……… 94

3.44 Lógica para los niveles 1 y 2 de sobrecorriente de fase…………... 95

3.45 Lógica de sobrecorriente de secuencia negativa para los niveles 3 y 4………...……… 96

3.46 Lógica de detección de sobrecorriente residual………. 97

3.47 Lógica de detección de polo abierto………. 98

3.48 Diagrama unifilar simple de teleprotección………. 99

3.49 Esquema básico de transmisión y recepción de la señal de permiso “key”………... 99

3.50 Falla en líneas paralelas (a) inicio de falla y (b) después de la operación del interruptor 1……….……… 100

3.51 Lógica de disparo……… 101

3.52 Lógica para habilitar la condición de cierre bajo falla……… 101

3.53 Salida de la señal de disparo por SOTFT……… 102

3.54 Disparo incondicional por vía ecuación TR………. 103

3.55 Lógica de disparo por polo abierto……… 104

3.56 Diagrama de lógica de disparo asistido por comunicación……….. 105

3.57 Diagrama de lógica de DCUB……… 108

3.58 Teleprotección por (a) POTT y (b) diagrama de lógica de disparo permisivo recibido……… 109

3.59 Diagrama de la lógica DCB……… 110

3.60 Señal de activación de disparo monopolar de la fase A…………... 111

3.61 Disparo y señalización a) disparo por falla entre 2 o más fases b) señalización de disparo monopolar o tripolar………. 112

3.62 Lógica para reseteo la bobina de disparo de la fase “A”………….. 114

3.63 Lógica de detección de inversión de voltaje……… 115

3.64 Falla en una línea compensada……… 116

3.65 Falla al final de la línea compensada con capacitor serie………… 117

3.66 Relación entre el voltaje medido y el voltaje calculado a lo largo de la línea compensada……….... 117

3.67 Línea de transmisión con compensación serie (a) con compensación al final de la línea, (b) en los extremos, (c) un capacitor serie de la subestación R con equipos de protección y (d) sin equipos de protección………. 118

3.68 Diagrama de una línea sin compensar……… 120

3.69 Línea compensada (a) a la mitad, (b) en el extremo R y (c) en los dos extremos……… 121

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Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

3.71 Línea compensada en los dos extremos con los transformadores

de potencial del lado de la línea……….. 123

3.72 Esquema a bloques de un disparo y recierre tripolar……… 124

3.73 Esquema a bloques de un disparo y recierre monopolar y tripolar. 124 3.74 Lógica de iniciación del recierre……… 125

3.75 Lógica de detección de uno o más polos abiertos………. 126

3.76 Lógica completa de habilitación de recierre monopolar……… 127

3.77 Lógica de habilitación de recierre tripolar……… 128

3.78 Lógica de habilitación de inicio de recierre tripolar……… 128

4.1 Red central de 400kV………. 132

4.2 Evento de falla trifásica a una distancia del 50% de la línea. a) base de datos proporcionados por el relevador, b) diagrama de las forma de onda para corrientes y tensiones y (c) tiempo de detección de la falla………. 144

4.3 Evento de falla de fase “a” a tierra a una distancia del 70% de la línea. a) base de datos proporcionados por el relevador, b) diagrama de las forma de onda para corrientes y tensiones y (c) tiempo de detección de la falla………..……… 147

4.4 Evento de falla entre fases b y c a una distancia del 50% de la línea. a) base de datos proporcionados por el relevador, b) diagrama de las forma de onda para corrientes y tensiones y (c) tiempo de detección de la falla……….. 150

4.5 Evento de falla trifásica una distancia del 90% de la línea. a) base de datos proporcionados por el relevador, b) diagrama de las forma de onda para corrientes y tensiones y (c) tiempo de detección de la falla………. 153

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Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

ÍNDICE DE TABLAS

Página.

2.1 Entradas a la conexión de 90° de un elemento direccional de

fase……… 41

2.2 Cantidades de componente de secuencia disponibles para fallas

desbalanceadas……….. 42

2.3 Entradas a un elemento direccional de secuencia negativa

tradicional………. 43

2.4 Cantidades de secuencia disponibles para fallas que involucran

tierra……….. 44

3.1 Impedancias incrementales cuando existe una falla hacia

adelante……… 57

3.2 Relación entre productos escalares incrementales y el tipo de

falla en el sistema……….……….. 58

3.3 Intervalos de tiempo entre recierres tripolares………... 133

3.4 Intervalos de tiempo entre recierres monopolares……… 133

4.1 Relación de transformación de los transformadores de

instrumento……….. 135

4.2 Impedancia de secuencia cero y secuencia positiva de la línea

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Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

RESUMEN

En esta tesis se encuentran conceptos básicos de la protección de distancia, asi como algunas características de los elementos empleados para protección de líneas de transmisión y sus principios de operación. También se realiza el análisis de algunas de las principales variables de un sistema eléctrico bajo condiciones normales de operación y su comportamiento al momento de presentarse una falla.

Dentro de la tesis se describe la lógica de operación del relevador SEL-421, desde la forma en cómo recibe las señales de la red por medio de los transformadores de instrumento, el procesamiento de las señales, la forma de detectar la presencia de alguna falla y la respuesta del relevador para efectuar un disparo; así mismo se analiza la lógica del relevador para realizar el disparo de alta velocidad.

En esta tesis se analiza el diseño y la lógica del relevador SEL-421 para la protección de distancia de líneas de transmisión, así mismo se proponen los ajustes de éste relevador para que opere como protección principal en lugar de una protección de respaldo en la línea de transmisión de 400kV Temascal Dos a Puebla Dos (TMD-PBD), perteneciente a la Comisión Federal de Electricidad.

(13)

Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN

El avance en la tecnología digital durante las últimas décadas ha permitido la creación de nuevos dispositivos para protección de los sistemas eléctricos de potencia. Esto ha propiciado el desarrollo de equipos digitales que permitan una mejora en los sistemas de protección, tanto para líneas de transmisión como otros equipos que forman parte de un sistema eléctrico de potencia, con el fin de utilizar mejor la capacidad individual de transmisión de energía de la red eléctrica.

Estos avances en la tecnología han permitido la creación de una nueva generación de relevadores de protección llamados “Relevadores Multifuncionales”, estos equipos cuentan con un microprocesador que es el alma del relevador; también integran las funciones de diferentes equipos, además de proporcionar diferentes datos sobre el funcionamiento del sistema.

Algunas de las principales características de los relevadores son: integran funciones de medición, protección y comunicaciones; para poder tener un mejor control sobre el sistema. Debido al crecimiento en los sistemas eléctricos y a la nueva forma estructural del sistema, es fundamental contar con un buen esquema de protecciones que brinde la seguridad necesaria y garantice el buen funcionamiento del sistema, liberando lo más rápidamente posible las fallas que puedan presentarse.

1.1 Objetivo

Conocer el diseño y la lógica de funcionamiento del relevador SEL-421, así como sus principales características para aplicarlas a la protección de distancia. Presentar la aplicación de algunas funciones para proteger una línea de transmisión del Sistema Eléctrico Nacional.

1.2 Alcances

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Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

1.3 Justificación

Un sistema eléctrico de potencia tiene la finalidad de transmitir la potencia que requiere el cliente, por lo tanto es de mucha importancia mantener la continuidad del servicio y protegerlo contra las diversas fallas que puedan presentarse, de esta manera garantizar la confiabilidad del sistema y evitar daños al equipo.

Como se sabe, las líneas de transmisión, subtransmisión y distribución son uno de los elementos más importantes del sistema eléctrico, así mismo, son los más propensos a fallas debido a su gran longitud y exposición a la intemperie. Por lo tanto en caso de presentarse una falla, estas deben ser liberadas de la manera más rápida posible; ya que una falla de larga duración, además de ser peligrosa para los equipos y el personal, representa un gran costo para la empresa, estas razones requieren que la liberación rápida de fallas sea indispensable.

A través de la historia se ha analizado este problema, obteniendo buenos resultados con la intervención de equipos de protección, los cuales deben contar con ciertas características, como la rápida liberación de fallas, alta sensibilidad, la restauración automática del servicio en el suministro de energía eléctrica. Por estas razones se han desarrollado equipos como los relevadores, los cuales cuentan con las características antes mencionadas, además tienen la capacidad de comunicarse con otros equipos, así como el almacenamiento de información para el análisis del comportamiento del sistema.

El uso de estos equipos garantiza la continuidad en el suministro de energía eléctrica para la satisfacción de los usuarios.

Actualmente, se emplean relevadores microprocesados para la protección de sistemas eléctricos, éstos relevadores ofrecen una gran cantidad de ventajas sobre los relevadores electromecánicos, entre las que destaca su velocidad de operación para liberar fallas, el poder ser ajustados remotamente mediante una computadora y un canal de comunicación. Uno de estos relevadores es el SEL-421, disponible en el laboratorio de protecciones, ubicado en el laboratorio Pesados 2 en la ESIME-Zacatenco.

(15)

Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

1.4 Estructura

En el capítulo uno se presenta de forma general el objetivo de este trabajo, se da un panorama de lo que son las protecciones en sistemas eléctricos de potencia en lo que se refiere a líneas de transmisión, lo que se pretende lograr con la aplicación del relevador SEL-421 en la protección de distancia de una línea de transmisión.

En el capítulo 2 se presentan la parte teórica de la protección en líneas de transmisión, su principio de operación, diferentes tipos de fallas que pueden presentarse en una línea, el comportamiento de las variables de operación ante una falla y la forma como los equipos de protección detectan que se ha presentado una falla o condición anormal de operación que pueda dañar el sistema o afectar su funcionamiento; además de los principales problemas que se presentan en un esquema de protección de la línea.

Para el capítulo 3 se describe el funcionamiento del relevador SEL-421 para su operación como protección de distancia en una línea de transmisión; se describe la lógica de operación ante la presencia de una condición de falla o un funcionamiento anormal del sistema, sus diferentes formas de librar fallas dependiendo el tipo y ubicación de la misma, además de su esquema de teleprotección por comunicaciones para volverlo de una aplicación como protección de respaldo a una protección primaria.

El capítulo 4 muestra las características de la línea de transmisión Temascal Dos – Puebla Dos perteneciente a Comisión Federal de Electricidad, así como los ajustes del relevador SEL-421 para la protección de distancia de dicha línea, así como los resultados de algunas pruebas realizadas a éste relevador con dichos ajustes dentro del laboratorio de pesados 2 de la ESIME Zacatenco.

(16)

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1.5 Antecedentes

1.5.1 Desarrollo histórico de las protecciones.

El crecimiento de los sistemas eléctricos hacia finales del siglo XIX junto con su expansión a grandes áreas geográficas, fue generando la necesidad de los sistemas de protección.

Entre las clasificaciones que se pueden hacer de acuerdo al desarrollo histórico de las protecciones estas son:

‐ Sistemas de protección directos.

‐ Sistemas de protección indirectos.

1.5.2 Sistemas de protección directos

Los sistemas de protección directos son aquellos sistemas donde el elemento de medición es el mismo que el de corte (o está incorporado a él) y la magnitud que se debe controlar se aplica a la protección, sin ningún tipo de transformación.

Estos sistemas directos se subdividen en dos tipos: a) Fusibles.

b) Relevadores directos.

a) Fusibles

Es el método más antiguo de protección, el cual se basa en el incremento de temperatura que sufre el conductor al ser atravesado por una intensidad de corriente prefijada, que funde el elemento conductor, interrumpiendo así el flujo de la corriente de cortocircuito.

La utilización de fusibles es por lo tanto, un sistema simple y económico que elimina elevadas corrientes de cortocircuito en tiempos inferiores a los 5 ms, con ello evita que la corriente llegue a su valor máximo. Las desventajas que tiene este sistema de protección son: poca precisión, bajo poder de corte, envejecimiento, etc., que han hecho el uso de este sistema en la actualidad restringido a los circuitos de baja tensión y equipos de baja potencia de una red de media tensión.

b) Relevadores directos

Consiste en una bobina en serie con la entrada del interruptor automático, por tanto, está controlada por la intensidad de corriente.

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1.5.3 Sistemas de protección indirectos

Son aquellos donde las magnitudes a controlar se transforman en valores normalizados antes de ser inyectados al relevador de protección. Estos sistemas son más costosos al componerse de transductores y elementos de corte.

Los principales tipos son:

a) Sistemas electromagnéticos. b) Sistemas de bobina móvil.

c) Sistemas de electrónica convencional. d) Sistemas electrónicos digitalizados.

a) Sistemas electromagnéticos.

Las cantidades suministradas a los relevadores en forma de corrientes o de tensiones son transformada por éstos en una fuerza capaz de cerrar unos contactos que establecen la continuidad en el circuito de disparo.

Según su construcción se pueden clasificar en:

‐ Émbolo o armadura articulada.

Al superar la fuerza del campo magnético de la bobina, el esfuerzo de un resorte, la armadura se une al polo del electroimán, arrastrando un contacto móvil.

‐ Disco de inducción.

El campo magnético generado en la bobina produce un par de giro en el disco, proporcional a la tensión o corriente aplicada, obteniéndose por tanto, un tiempo de actuación inversamente proporcional a la magnitud medida.

‐ Copa o cilindro de inducción.

Al disponer el núcleo de varios polos, permite su utilización en aquellos relevadores de protección en los que sea necesario comparar más de una magnitud.

‐ Sistemas de bobina móvil.

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‐ Sistemas de electrónica convencional.

Este sistema mide por integración los valores de la magnitud de entrada. La aplicación de la electrónica al campo de los sistemas de protección permitió desarrollar una nueva gama de tipos de protección, así como mejorar sus características de funcionamiento, tanto en precisión como en rapidez, fiabilidad y duración.

La novedad importante de estos sistemas es la construcción modular de los equipos, lo que permite reducir el tamaño y simplificar el diseño al existir módulos de funciones específicas que se pueden utilizar para diversos tipos de protección.

‐ Sistemas electrónicos digitalizados.

Con la aparición de los microprocesadores, los fabricantes de protecciones impulsaron el diseño de sistemas basados en microprocesadores y aprovechar los desarrollos en tecnología en comunicaciones por fibra óptica que transmite gran cantidad de información a alta velocidad.

El esquema básico de las protecciones digitalizadas es muy parecido al de las protecciones electrónicas. La diferencia fundamental es que los electronicos realizan la misma medición en forma analógica, mientras que las digitales la realizan por medio de unos algoritmos que operan con los valores instantáneos de la señal de entrada. Para ello es necesario disponer de una unidad que realice un muestreo de esta señal y de un convertidor analógico-digital.

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CAPÍTULO 2

PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

2.1 Introducción

La evolución de los sistemas eléctricos, ha hecho necesario el aumento de las potencias transmitidas, el aumento de la longitud de las líneas de transmisión, así como la formación de sistemas anillados. Esto significa que los sistemas de potencia se han vuelto más complejos y difíciles de operar. Un requisito indispensable en cualquier sistema de potencia, es que éste, debe de operar satisfactoriamente, aún cuando parte del sistema sea sometido a un disturbio; para lograrlo es necesario emplear mecanismos eficaces, que garanticen la protección adecuada de los elementos del sistema de transmisión, así como el costo del equipo protegido.

Para la protección de distancia en los sistemas de potencia, se emplean relevadores que detecten los disturbios que se presentan en las líneas de transmisión y subtransmisión. Cuando en los elementos del sistema se presentan fallas eléctricas o cualquier otra condición anormal, el funcionamiento del sistema es gobernado por el comportamiento de los relevadores de protección que están conectados al sistema fallado.

Uno de los problemas más comunes que se le presentan a los especialistas en protecciones, es el ajuste de los relevadores de distancia en las líneas de transmisión de sistemas muy anillados o donde la diferencia de impedancias de líneas adyacentes es muy grande. Este problema se refleja al calcular el alcance de las zonas de respaldo, denominadas zonas 2 y 3, porque se puede incurrir en subalcances o sobre alcances.

2.2 Protección de líneas de transmisión

El esquema de protección de un sistema de transmisión está formado por la protección primaria y las protecciones de respaldo.

La protección primaria debe ser instantánea y es la que trata de aislar la mínima sección de la red ante la falla; por su parte, las protecciones de respaldo son de acción retardada, es decir, debe operar sólo si falla la protección primaria.

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Los esquemas de protección que se emplean en las líneas de transmisión pueden ser: la protección de sobrecorriente direccional (67F/67N), la protección de distancia (21F/21N), la protección hilo piloto (85L), la protección diferencial del línea (87L) y la protección híbrida (21 y onda superpuesta).

El esquema de protección de distancia se emplea en muchos sistemas para proteger las líneas de transmisión de alta tensión, porque es el tipo de protección que mejor detecta las fallas que se presentan dentro de su zona de alcance. Así como la protección hilo piloto y actualmente para líneas cortas se emplea la protección diferencial de línea.

2.3 Principio de operación de las protecciones de distancia

El principio de operación de la protección de distancia por medio de un relevador se muestra en la figura 2.1. Si se considera que el relevador está ubicado en el punto K y que sus bobinas reciben las señales de Vr, que es la tensión proporcional al producido por la falla VF y de la corriente de falla Ir, que es proporcional a la corriente IF. La ecuación 2.1 representa la impedancia medida o "vista" por los relevadores de distancia (Zr). Durante los cortocircuitos trifásicos la impedancia medida Zr coincide con la impedancia de la sección de la línea comprendida entre el punto de la ubicación del relevador y del cortocircuito, esto se cumple si no existen contribuciones de corriente en la sección protegida por el relevador [2].

Zr = Vr / Ir (2.1)

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

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Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

En la tarea de llevar a cabo la coordinación de la operación de relevadores se busca que primero operen los que estén más cerca de la falla eléctricamente, que aquéllos más alejados, lográndose obtener así la selectividad en la protección, que consiste en aislar la mínima sección posible de la red ante una falla [2, 18].

Los relevadores de distancia se conectan en los secundarios de los transformadores de corriente y de potencial, la impedancia Zr medida o "vista" por los relevadores se

conoce como impedancia secundaria. La impedancia medida en los primarios de estos aparatos se conoce como impedancia primaria (Zp), dada por:

Zp = Vp / Ip (2.2)

Donde

Vp = Tensión aplicada en el lado de alta tensión del transformador de

potencial.

Ip= Corriente a través del devanado primario del transformador de

corriente.

La relación entre Zr y Zp está dada por

Z RTP RTC = I V RTP RTC =

RTC I RTP

V

= I V =

Z p

p p

p p

r r

r (2.3)

Donde

(22)

Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

2.3.1 Zonas de protección

La selección adecuada del alcance y los tiempos de disparo para las distintas zonas de protección, permite una coordinación correcta entre los relevadores de distancia en un sistema de potencia. La protección de distancia básica considera a la zona 1 instantánea, direccional y una o más zonas con retraso. Los relevadores a distancia digitales y numéricos pueden llegar a tener hasta 5 zonas, algunas para medir en sentido opuesto.

2.3.1.1 Ajustes de la zona 1

Los relevadores electromecánicos/estáticos usualmente tienen un alcance hasta de un 80% de la impedancia de la línea protegida, para la protección instantánea de la zona 1. Para los relevadores de distancia microprocesados el ajuste es de hasta un 85%. Resultando un margen de seguridad del 15 al 20% para asegurar riesgos de sobrealcance de la zona 1, debido a errores en los transformadores de corriente y de tensión, la imprecisión en la impedancia de la línea dados para el ajuste y errores del ajuste y medición del relevador, de lo contrario podría causar una pérdida de selectividad con operaciones rápidas, para fallas en líneas adyacentes al nodo remoto.

2.3.1.2 Ajustes de la zona 2

Para asegurar la cobertura total de la línea con tolerancia para errores de fuente, el ajuste de la zona 2 debe ser al menos del 120% de la impedancia de la línea protegida. En muchas aplicaciones es una práctica común ajustar la zona 2 igual a la sección de la línea protegida más un 50% de la línea de adyacente más corta. Cuando esto es posible, se asegura que la efectividad máxima resultante del alcance de la zona 2 no alcanzará más allá de la zona efectiva de la zona 1 que protege la línea adyacente, esto evita la necesidad de incrementar el tiempo de operación de la zona 2 entre el relevador aguas arriba y aguas abajo.

(23)

Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

Para completar la cobertura de una sección de línea, esta es realizada con una liberación rápida de fallas presentadas en el primer tramo del 80-85% de la línea y algo más lento para fallas en el resto de la línea o como respaldo para fallas que se presentan al inicio de las líneas adyacentes al nodo remoto.

Figura 2.2 Características típicas tiempo-distancia para las tres zonas de protección de distancia.

2.3.1.3 Ajustes de la zona 3

(24)

Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

2.3.1.4 Ajuste de alcance hacia atrás y de otras zonas

Los relevadores digitales o microprocesados pueden tener zonas de alcance adicionales que pueden ser utilizados para funciones de protección. Por ejemplo, puede ser que las tres primeras zonas sean ajustadas como se mencionó anteriormente, la zona 4 podría ser usada como protección de respaldo para el bus local, mediante el alcance hacia atrás, con un ajuste del orden de 25% del alcance de la zona 1. Alternativamente, una de las zonas de protección hacia delante (típicamente la zona 3) puede ser ajustado con un pequeño defasamiento hacia atrás con respecto al origen del plano complejo R/X, además de su configuración hacia delante.

Las zonas de impedancia adicionales pueden ser desplegadas como parte de un esquema de protección de distancia, usadas en conjunto con un canal de teleprotección [2].

2.4 Características de los relevadores de distancia en el plano complejo

Existe una gran diversidad de características de operación de los relevadores de distancia cuando se representan en el plano complejo. A continuación se presentan algunos tipos comunes de los relevadores de distancia, atendiendo a la forma de su característica en el plano complejo.

2.4.1 Relevador tipo impedancia

La característica de un relevador tipo impedancia es una circunferencia con centro en el origen de coordenadas, como se muestra en la figura 2.3 el valor de la impedancia de arranque [Zar] es independiente al ángulo de la impedancia de falla,

es decir, que carece de direccionalidad. La ecuación 2.4 representa la condición de operación de este tipo de relevadores.

Zr < Zar (2.4)

Donde:

Zar = Impedancia de arranque del relevador.

(25)

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

Figura 2.3 Característica general de un relevador tipo impedancia.

Cualquier valor de Z menor que el radio del círculo resultará en la producción de un par positivo (operación del relevador), y cualquier valor de Z mayor que este radio, resultará en la producción de un par negativo, sin importar el ángulo de fase entre Tensión y Corriente [1, 4, 18].

Para la protección de líneas de transmisión, un relevador de distancia monofásico del tipo de impedancia consta de una unidad direccional monofásica, tres unidades de relevadores de impedancia de alta velocidad y una unidad de tiempo, junto con los indicadores comunes, unidad de sello y otros auxiliares.

2.4.2 Relevador tipo reactancia

La característica de un relevador tipo reactancia es una línea recta paralela al eje real del plano complejo, tal como se muestra en la figura 2.4. Esta característica, muestra que la componente resistiva de la impedancia no tiene efecto en el funcionamiento del relevador; éste responde solamente a la componente reactiva. Además cualquier punto abajo de la característica de funcionamiento, por arriba o abajo del eje R se situará en la región del par positivo.

Su condición de operación está dada por la ecuación 2.5

Xr < Xar (2.5)

Donde:

Xar = Es la reactancia de arranque, parámetro de ajuste.

(26)

Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

Estos relevadores solo verifican la componente reactiva de la impedancia de falla, y no son afectados por la resistencia de falla, lo que los hace recomendables para la protección de líneas cortas y para la protección contra cortocircuitos a tierra, en los que la resistencia de falla puede tener valores muy elevados.

Por la forma de su característica, estos relevadores son sensibles a operar con las impedancias de carga con factores de potencia cercanos a la unidad; para evitar los disparos indeseables se debe de implementar un elemento de arranque que sea direccional, para que limite el alcance del relevador en la dirección del eje real. Por lo general, el órgano direccional que usa para efectuar esta función es un relevador tipo Mho, que puede ser usado también como elemento de protección de la zona 3 [2].

Figura 2.4 Característica general de relevador tipo reactancia.

2.4.3 Relevador tipo mho

Por medio de una corriente de polarización, puede sacarse del centro un círculo característico del relevador mho, de tal manera que éste encierre el origen del diagrama R-X o bien que el origen esté fuera del círculo.

La característica de un relevador tipo mho es una circunferencia que cruza por el origen de coordenadas, tal como se presenta en la figura 2.5a. Este tipo de relevador no responde a fallas que se presentan en las líneas situadas detrás del relevador, estos relevadores son considerados direccionales, porque solo operan ante fallas que se presentan en la dirección de disparo del relevador. La condición de operación está dada por la ecuación 2.6

(27)

Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

Donde:

Zr = Impedancia que "ve" el relevador

Zar max = Impedancia máxima de alcance

ϕr = Angulo de la impedancia de falla que "ve" el relevador

ϕsm = Angulo de sensibilidad máxima.

Los parámetros de ajuste del relevador son el diámetro de la circunferencia Zar max y

el ángulo de máxima sensibilidad ϕsm.

Estos relevadores se recomiendan para la protección de líneas largas de 110 y 220 kV y su característica puede desplazarse con respecto al origen de coordenadas, de tal manera que éste encierre el origen del diagrama R-X o bien que el origen esté fuera del círculo, mediante una corriente de polarización. La figura 2.5b muestra la característica de un relevador tipo mho desplazado. [2, 5, 18]

a) b)

Figura 2.5 a) Característica general de un relevador tipo mho, b) Relevador mho desplazado.

2.4.4 Relevador con características poligonales

La característica cuadrilateral, está disponible como una característica para comparadores de fallas a tierra, ofrece un incremento en el alcance de la resistencia de falla para líneas cortas con gran factor de “infeed”, para casos donde la expansión resistiva de la característica mho no puede ser suficiente para cubrir las fallas de alta resistencia de la base de la torre o la resistencia de contacto a tierra.

La zona de operación de este tipo de relevadores está definida en el plano complejo a través de líneas rectas que cortan al eje X y al eje R, con un alcance máximo de Zmáx. La figura 2.6 muestra la característica de un relevador poligonal; el ajuste de

este tipo de relevadores lo define la reactancia de ajuste [Xajus] (distancia del origen

(28)

Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

que se tiene el mismo alcance en el eje reactivo y resistivo, es decir, existe una relación de R / X = 1, pero el ajuste puede hacerse independientemente uno de otro. Estos relevadores se emplean en líneas de transmisión de 110 kV o niveles de tensiones superiores. La condición de operación está dada por las ecuaciones 2.7a y 2.7b [2].

ZF sen(φ) < Xajus (2.7a)

ZF cos(φ) < (R/X) Xajus (2.7b)

Donde:

ZF = Impedancia de falla

φ

= Angulo de la impedancia de falla

Figura 2.6 Zonas de operación de los relevadores de distancia.

2.5 Impedancia aparente “vista” por un relevador de distancia

En general la relación tensión/corriente que miden los relevadores de distancia es conocida como impedancia aparente “vista” por el relevador.

2.5.1 Representación de las potencias P y Q del sistema en un diagrama R-X

(29)

Diseño y Lógica del Relevador SEL-421 2 2 2 ) ( Q P P KV R +

= y 2 2

2 ) ( Q P Q KV X +

= (2.8)

O en forma viceversa dadas por la ec 2.9

2 2 2 ) ( X R R KV P +

= y 2 2

2 ) ( X R X KV Q +

= (2.9)

Por conveniencia, las potencias real (P) y la potencia reactiva (Q) están expresadas en Megawatts y Megavars, respectivamente. La tensión de la línea (KV) está expresada en kilovolts. Los valores de resistencia (R) y la reactancia (X) estarán expresados en ohms primarios, de la línea a neutro. Por lo tanto, con el uso de estas ecuaciones es posible transformar, cualquier punto representado por un conjunto de coordenadas (R, X) del diagrama del plano complejo R-X, a un punto representado por otro conjunto de coordenadas (P, Q) en un diagrama de coordenadas P-Q.

Esta impedancia puede ser graficada en un plano complejo R-X, tal como se muestra en la figura 2.7. La impedancia puede ser vista como el fasor tensión, que utiliza a la corriente como un fasor de referencia y de magnitud unitaria.

S A B F θ Zs Zf I

Carga con fp en atraso

Carga con fp en adelanto Flujo de Potencia

hacia el nodo A

Flujo de Potencia hacia la línea AB

Carga Mínima Carga Máxima E R X

Figura 2.7 Impedancia vista por un relevador bajo distintas condiciones del sistema.

2. 6 Impedancia vista por relevadores de distancia ante diferentes tipos de fallas.

En la figura 2.8 se muestra un diagrama unifilar de un sistema trifásico, se considera que el relevador Rab es una protección de distancia para proteger la

(30)

Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

La estimación de la impedancia de falla vista por los relevadores de distancia, se obtiene considerando que existen tres unidades de relevadores que protegen fallas entre fases alimentadas por la diferencia de tensiones y corrientes; y otras tres unidades de relevadores que protegen las fallas de fase a tierra alimentadas por la tensión de fase y la corriente compensada correspondiente.

Cabe mencionar que estas seis unidades de relevadores, se encuentran físicamente dentro de un solo equipo [1, 18].

Figura 2.8 Diagrama unifilar de un sistema trifásico.

2.6.1 Falla de fase a fase

Se supone una falla ubicada entre las fases b-c en el punto F de la figura 2.8, el análisis de esta falla se hace utilizando componentes simétricas, la red resultante se muestra en la figura 2.9

De la figura 2.8 se tiene que los tensiones en el punto de falla son:

1F 2F

E = E (2.10)

1 2

I = −I (2.11)

(31)

Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

Utilizando la transformación de componentes simétricas a componentes de fase, se obtiene las tensiones de fase:

0 1 2

Ea=E +E +E

2

0 1 2

Eb=E +a E +aE 2

0 1 2

Ec=E +aE +a E

(2.12)

(2.13)

(2.14)

Y las corrientes de fase:

0 1 2

Ia= + +I I I

2

0 1 2

Ib= +I a I +aI 2

0 1 2

Ic= +I aI +a I

(2.15) (2.16) (2.17)

2.6.1.1 Impedancia de falla vista por el relevador Rbc, ante una falla bifásica

entre bc

Se supone que el relevador que protege estas fases está alimentado por las tensiones y corrientes, tal como se muestra en la ecuación (2.18)

Rbc Eb Ec Z Ib Ic − = − (2.18)

Sustituyendo las ecuaciones (2.13), (2.14), (2.16) y (2.17) en (2.18) se obtiene:

2 2

1 2 1 2

2 2

1 2 1 2

0 0

0 0

( ) ( )

( ) ( )

Rbc

E a E aE E aE a E Z

I a I aI I aI a I

+ − + = + − + + + + + 2 2 1 2 2 2 1 2 ( ) ( ) ( ) ( ) Rbc

a a E a a E

Z

a a I a a I

− − −

=

− − −

2

1 2 1 2

2

1 2 1 2

( )( ) ( )

( )( ) ( )

Rbc

a a E E E E

Z

a a I I I I

− − − = = − − − (2.19) (2.20) (2.21)

Aplicando leyes de tensiones de Kirchoff al circuito de la figura 2.8, se obtiene la impedancia de secuencia positiva Z1F.

1 1 1F 2 1F 2 0

E I Z I Z E

− + − + =

1 1F 2 1F 1 2

I ZI Z =EE

1 2 1 1 2

(II Z) F =(EE )

(32)

Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

Además, el relevador conectado entre las fases falladas, está representado por la ecuación (2.18), entonces se cumple la igualdad:

(

)

(

1 2

)

1

1 2 b c Rbc f b c E E E E Z Z

I I I I

− −

= = =

− − (2.23)

Así el relevador de distancia Rbc que está alimentado por las diferencias de

tensión y corrientes de línea, de las fases b-c, mide la impedancia de secuencia positiva de fallaZ1f , cuando la falla ocurre entre estas fases.

2.6.1.2 Impedancia de falla “vista” por el relevador Rab, ante una falla

bifásica b-c

La diferencia de tensiones y corrientes de las fases a-b que alimentan al relevador Rab está dado por:

( ) ( ) Rab Ea Eb Z Ia Ib − = − (2.24)

Substituyendo las ecuaciones (2.12), (2.13), (2.15) y (2.16) en la ecuación (2.24).

2

0 1 2 0 1 2

2

0 1 2 0 1 2

( ) ( )

( ) ( )

Rab

E E E E a E aE

Z

I I I I a I aI

+ + − + +

=

+ + − + + (2.25)

2

1 2

2

1 2

(1 ) ( 1)

(1 ) ( 1)

Rab

a E a E

Z

a I a I

− − −

=

− − − (2.26)

Donde (2.26) es la Z de falla vista por el relevador Rab

2.6.1.3 Impedancia de falla “vista” por el relevador Rca, ante una falla bifásica

b-c

El relevador Rca se alimenta de la diferencia de tensiones y corrientes como se

muestra en la ecuación (2.27)

(33)

Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

Sustituyendo las ecuaciones (2.12), (2.14), (2.15) y (2.17) en (2.27)

2

1 2 0 1 2 0

2

1 2 0 1 2 0

( ) ( )

( ) ( )

Rca

aE a E E E E E

Z

aI a I I I I I

+ + − + + = + + − + + (2.28) 2 1 2 2 1 2

( 1) (1 )

( 1) (1 )

Rca

a E a E

Z

a I a I

− − −

=

− − − (2.29)

Entonces Z vista por el relevador Rca, ante una falla entre las fases b-c está dada

por la ecuación (2.29).

2.6.2 Falla de doble línea a tierra

Se considera una falla de las fases b-c-g en el punto F de la figura 2.8. El circuito en componentes simétricas que representa esta falla se muestra en la figura 2.10.

1 1 0 p.u

g

E = ∠ ° Eg2= ∠ °1 0 p.u

Figura 2.10. Conexión de las redes de secuencia para la falla de doble línea a tierra.

De la figura 2.10 se observa que las tensiones en el punto de falla son:

1 1 1 1

2 2 2 2

0 0 0 0

F F

F F

F F

E E Z I

E E Z I

E E Z I

= −

= −

= −

(2.30)

(34)

Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

2.6.3 Falla de línea a tierra

Finalmente, una falla monofásica en el punto F de la figura 2.8, es analizada utilizando componentes simétricas, para obtener la conexión de las redes de secuencia, tal como se muestra en la figura 2.11.

1 1 0 p.u

g

E = ∠ ° Eg2= ∠ °1 0 p.u

Figura 2.11 Conexión de las redes de secuencia para una falla de fase a tierra.

De la figura 2.11 se observa que en el punto de falla se tiene:

1 2 0

I =I =I (2.31)

Se considera que Z1F =Z2F, por lo tanto las tensiones en el punto de falla son:

1F 1 1F 1

E =EZ I (2.32)

2F 2 1F 2

E =EZ I (2.33)

0F 0 0 0

(35)

Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

2.6.3.1 Impedancia “vista” por el relevador Rag ante una falla de fase a tierra

a-g

De (2.12) se tiene que la tensión en el punto de falla EaFestá dada por:

1 2 0 0

F F F F

Ea =E +E +E = (2.35)

Sustituyendo (2.32), (2.33) y (2.34) en (2.35), se tiene:

1 1 1 2 1 2 0 0 0

aF F F F

E

=

E

Z I

+

E

Z I

+

E

Z I

(2.36)

Como está definido en (2.35),EaF =0, por lo tanto:

1 2 0 1 1 2 0 0

(E +E +E )−ZF(I +I )−Z IF

=

0

1 2 0 1 1 2 0 0 1 0

(E +E +E )−ZF(I + +I I ) (− Z FZF)I =0

1 ( 0 1 ) 0 0

a F a F F

EZ IZZ I = (2.37)

Donde Easustituye a la suma de (E1+E2 +E0), Ia sustituye a la suma de

1 2 0

(I + +I I ). Por otro lado se propone que: '

1

a F

E =Z I , por lo tanto al substituirlo en la ec (2.37) se obtiene:

1 1 0 1 0

'

( )

F a F a F F

Z I =Z I + ZZ I

1 0 1

0

1 1

' F a ( F F)

a

F F

Z I Z Z

I I Z Z − = + 0 1 0 1

' ( F F)

a a

F

Z Z

I I I

Z

= + (2.38)

Donde m, sustituye a 0 1

1

(Z Z )

Z

, finalmente la corriente compensada ' a

I está dada

por:

'

0

a a

I =I +mI (2.39)

Donde Z0F y Z1F en la ecuación (2.38), son impedancias de secuencia positiva y cero de la línea protegida. El factor m se conoce como factor de compensación. El cual compensa la corriente de fase para tomar en cuenta el acoplamiento mutuo entre la fase fallada y las fases sin falla. Por lo tanto, para medir correctamente la impedancia que mide el relevador Rag que protege la fase a para la falla de fase a

(36)

Diseño y Lógica del Relevador SEL-421 1 ' a ag f a E R Z I

= = (2.40)

2.6.3.2 Impedancia “vista” por el relevador Rbg ante una falla de fase a tierra

b-g

De la ecuación (2.13), tenemos que:

2

1 2 0 0

F F F F

Eb =a E +aE +E = (2.41)

De (2.41), y sustituyendo (2.32), (2.33) y (2.34), se tiene:

2 2

0 1 2 0 0 1 1 1 2

( ) ( )

F

Eb = E a E aE+ + −Z I +a Z I +aZ I (2.42)

Como se defino en (2.41) Eb =0, por lo tanto

2 2

0 1 2 1 0 1 2 0 1 0

(E +a E +aE )−ZF(I +a I +aI ) (− ZFZF)I =0 (2.43)

1 ( 0 1 ) 0 0

b F b F

EZ IZZ I = (2.44)

Donde Eb sustituye la suma de 0 1 2

2

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

corrientes 0 2 1 2

(I +a I +aI ). Además se considera que Eb =Z I1F 'b y sustituyendo en la ec. (2.44) se obtiene que:

1 1 0 1 0

'

( )

F b F b F F

Z I =Z I + ZZ I

1 0 1

0

1 1

' F b ( F F)

b

F F

Z I Z Z

I I

Z Z

= +

' 0 1

0 0

1

( )

b b b

Z Z

I I I I mI

Z

= + = + (2.45)

Donde m, sustituye a 0 1

1

(Z Z )

Z

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

'

1 0

b F b

EZ I =

1 ' b bg F b E R Z I

(37)

Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

2.6.3.3 Impedancia “vista” por el relevador Rcg ante una falla de fase a

tierra c-g

De la ecuación (2.14)EcFesta dada por:

2

0 1 2

F F F F

E c = E + aE +a E (2.47)

Sustituyendo, y considerando EcF=0, como se defino en (2.35), se tiene:

2 2

0 1 2 0 0 1 1 1 2

(E aE a E+ + ) (−Z I +aZ I a Z I+ ) 0= (2.48)

2 2

0 1 2 1 1 2 0 0 1 0 1 0

(E +aE +a E)−ZF(aI +a I )−Z IFZ IF +Z IF =0 (2.49)

2 2

0 1 2 1 0 1 2 0 1 0

(E +aE +a E )−ZF(I +aI +a I ) (− ZFZF)I =0 (2.50)

1 ( 0 1 ) 0 0

c F c F F

EZ IZZ I = (2.51)

Donde Ecsustituye la suma de

2

0 1 2

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

corrientes. Nuevamente suponiendo que Ec =Z I1F 'c y sustituyendo en la ec (2.50), se obtiene que:

1 1 0 1 0

'

( )

F c F c F F

Z I =Z I + ZZ I

1 0 1

0

1 1

' F c ( F F)

c

F F

Z I Z Z

I I

Z Z

= +

' 0 1

0 0

1

( )

c c c

Z Z

I I I I mI

Z

= + = + (2.52)

Donde m, sustituye a 0 1

1

(Z Z )

Z

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

'

1 0

c F c

EZ I =

1 ' c cg F c E R Z I

Figure

figura 3.24, el cual muestra diferencia del primer análisis con elementos mho de

figura 3.24,

el cual muestra diferencia del primer análisis con elementos mho de p.87
Figura 3.26.- Característica de reactancia de las cuadrilaterales.

Figura 3.26.-

Característica de reactancia de las cuadrilaterales. p.88
Figura 3.27.- Comparador de ángulo de fase de reactancia en condiciones (a) externas, (b) límites  e (c) internas

Figura 3.27.-

Comparador de ángulo de fase de reactancia en condiciones (a) externas, (b) límites e (c) internas p.89
figura 3.28 muestra un equivalente del sistema con falla. Por lo tanto, en las

figura 3.28

muestra un equivalente del sistema con falla. Por lo tanto, en las p.91
Figura 3.29.-  Margen de error en el alcance de la reactancia.

Figura 3.29.-

Margen de error en el alcance de la reactancia. p.92
Figura 3.30.- Redes de secuencia para una falla de fase a tierra con resistencia de falla

Figura 3.30.-

Redes de secuencia para una falla de fase a tierra con resistencia de falla p.93
Figura 3.31.- Ajuste para las zonas máximas y mínimas de operación de la línea de transmisión

Figura 3.31.-

Ajuste para las zonas máximas y mínimas de operación de la línea de transmisión p.94
Figura 3.38.- Sistema con falla (a) hacia adelante y (b) hacia Atrás.

Figura 3.38.-

Sistema con falla (a) hacia adelante y (b) hacia Atrás. p.101
Figura 3.39.- (a) Línea fallada y su red de: (b) secuencia cero y (c) secuencia negativa

Figura 3.39.-

(a) Línea fallada y su red de: (b) secuencia cero y (c) secuencia negativa p.102
Figura 3.42.-  Redes de secuencia (a) positiva y (b) cero para la carga conectada en delta

Figura 3.42.-

Redes de secuencia (a) positiva y (b) cero para la carga conectada en delta p.105
Figura 3.44.- Lógica para los niveles 1 y 2 de sobrecorriente de fase.

Figura 3.44.-

Lógica para los niveles 1 y 2 de sobrecorriente de fase. p.107
Figura 3.45.- Lógica de sobrecorriente de secuencia negativa para los niveles 3 y 4.

Figura 3.45.-

Lógica de sobrecorriente de secuencia negativa para los niveles 3 y 4. p.108
Figura 3.46.- Lógica de detección de sobrecorriente residual.

Figura 3.46.-

Lógica de detección de sobrecorriente residual. p.109
Figura 3.47.- Lógica de detección de polo abierto

Figura 3.47.-

Lógica de detección de polo abierto p.110
Figura 3.50.- Falla en líneas paralelas (a) inicio de falla y (b) después de la operación del interruptor 1

Figura 3.50.-

Falla en líneas paralelas (a) inicio de falla y (b) después de la operación del interruptor 1 p.112
Figura 3.52.- Lógica para habilitar SOTFT.

Figura 3.52.-

Lógica para habilitar SOTFT. p.114
Figura 3.54.- Disparo incondicional por vía ecuación TR.

Figura 3.54.-

Disparo incondicional por vía ecuación TR. p.115
Figura 3.56.- Diagrama de lógica de disparo asistido por comunicación.

Figura 3.56.-

Diagrama de lógica de disparo asistido por comunicación. p.117
Figura 3.57.- Diagrama de lógica de DCUB.

Figura 3.57.-

Diagrama de lógica de DCUB. p.120
Figura 3.69.- Línea compensada (a) a la mitad, (b) en el extremo r y (c) en los dos extremos

Figura 3.69.-

Línea compensada (a) a la mitad, (b) en el extremo r y (c) en los dos extremos p.133
Figura 3.74.- Lógica de iniciación del recierre.

Figura 3.74.-

Lógica de iniciación del recierre. p.137
Figura 3.76.- Lógica completa de habilitación de recierre monopolar.

Figura 3.76.-

Lógica completa de habilitación de recierre monopolar. p.139
Figura 3.78.- Lógica de habilitación de inicio de recierre tripolar.

Figura 3.78.-

Lógica de habilitación de inicio de recierre tripolar. p.140
Tabla 3.3.- Intervalos de tiempo entre recierres tripolares.

Tabla 3.3.-

Intervalos de tiempo entre recierres tripolares. p.141
Figura 4.1.- Red Central de 400kV

Figura 4.1.-

Red Central de 400kV p.144
Figura 4.2.- Evento de falla trifásica a una distancia del 50% de la línea. a) base de datos  proporcionados por el relevador, b) diagrama de las forma de onda para corrientes y tensiones y (c) tiempo de detección de la falla

Figura 4.2.-

Evento de falla trifásica a una distancia del 50% de la línea. a) base de datos proporcionados por el relevador, b) diagrama de las forma de onda para corrientes y tensiones y (c) tiempo de detección de la falla p.157
Figura 4.3.- Evento de falla de fase “A” a tierra a una distancia del 70% de la línea

Figura 4.3.-

Evento de falla de fase “A” a tierra a una distancia del 70% de la línea p.160
Figura 4.4.- Evento de falla entre fases b y c a una distancia del 50% de la línea. a) base de datos

Figura 4.4.-

Evento de falla entre fases b y c a una distancia del 50% de la línea. a) base de datos p.163
Figura 4.5.- Evento de falla trifásica una distancia del 90% de la línea. a) base de datos  proporcionados por el relevador, b) diagrama de las forma de onda para corrientes y tensiones y (c) tiempo de detección de la falla

Figura 4.5.-

Evento de falla trifásica una distancia del 90% de la línea. a) base de datos proporcionados por el relevador, b) diagrama de las forma de onda para corrientes y tensiones y (c) tiempo de detección de la falla p.166
Figura 4.6.- Evento de falla en la fase “A” a tierra, con una impedancia de falla de 20 ohms a una

Figura 4.6.-

Evento de falla en la fase “A” a tierra, con una impedancia de falla de 20 ohms a una p.170

Referencias

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