ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA MECANICA Y ELECTRICA
“UNIDAD PROFESIONAL “ADOLFO LÓPEZ MATEOS”
“COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CONTRA
CORTO CIRCUITO EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
POR MEDIO DE UN SOFTWARE COMERCIAL”
T E S I S
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE:
INGENIERO ELECTRICISTA
PRESENTAN:
GARCÍA ALCÁNTARA EDSON MAURICIO
MONTIEL RODRÍGUEZ JAVIER IVÁN
ASESOR:
DR. DAVID SEBASTIÁN BALTAZAR
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA MECANICA
y
ELECTRICA
UNIDAD PROFESIONAL "ADOLFO LOPEZ MATEOS"
TEMA DE TESIS
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO EIECTRICISfA POR LA OPCION DE TITULACION TESIS YEXAMEN ORAL INDIVIDUAL DEBERA(N) DESARROLLAR
C. EDSONMAURICIOGARCÍAALCÁNIARA C. ]AVIERIVÁNMONTIELRODRÍGOEZ
"COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CONTRA CORTO CIRCUITO EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN, POR MEDIO DE UN SOFTWARE COMERCIAL".
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ｾDE LOS RELEVADORES
A 16 DE AGOSTO DE 2010
Durante todos estos años he tenido el apoyo incondicional de muchas personas tanto en lo académico como en lo personal, a todos quiero agradecer su tiempo, sus palabras, su apoyo y sus consejos que aunque parecieran insignificantes, para mi fueron de gran utilidad y motivación.
En primer lugar quiero agradecer a mi profesor y asesor de tesis, Dr. David Sebastián Baltazar por su paciencia, apoyo y confianza, en mí como persona y durante todo el trabajo. Gracias por su tiempo y sus consejos para hacer de este trabajo lo mejor posible.
En segundo lugar, agradezco a mi compañero de tesis y amigo Javier Iván Montiel Rodríguez, quien con su dedicación y buenos aportes me ayudo para poder realizar juntos este trabajo.
En tercer lugar, agradezco de manera significativa a mi hermano Mario Alberto, siempre estuviste soportándome cuando a altas horas de la madrugada yo seguía trabajando en este proyecto y nunca me reprochaste nada, al contrario me decías que me despreocupara. También agradezco el aporte material que me facilitaste para realizar esta ardua tarea.
Por último, y no por eso menos importante, quiero agradecer de todo corazón a quienes han estado conmigo en las buenas y en las malas, desde que nací hasta la fecha, a mis padres rosa María Alcántara López y Mario Alberto García Camacho, sin ustedes no hubiera sido posible ningún logro en mi vida, los amo y nunca olvidare las situaciones difíciles que tuvieron que pasar para darme todo el apoyo que me ayudo a ser lo que ahora soy.
La presente Tesis es un esfuerzo en el cual, directa o indirectamente, participaron varias personas leyendo, opinando, corrigiendo, teniendo paciencia, dando ánimo, acompañando en los momentos de crisis y en los momentos de felicidad.
La cual está dedicada a mis padres:
Mis héroes, los siervos inalcanzables de entrega y devoción para esta alma y sus necesidades e infinita protección.
Gracias por toda su valiosa enseñanza, pero sobre todo, gracias por su amor.
A mis profesores:
Por habernos enseñado el hábito de estudiar, por habernos inculcado ha no solo pensar en grande si no ha ser grandes.
Porque sin su valiosa guía nada de esto podría haberse culminado.
De corazón, muchas gracias ¡¡
ÍNDICE GENERAL
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN
1.1 INTRODUCCIÓN………..1
1.2 OBJETIVO ... 2
1.3 JUSTIFICACIÓN ... 2
1.4 ALCANCES DEL TRABAJO ... 3
1.5 ESTRUCTURA DE LA TESIS ... 4
CAPÍTULO 2 CORTOCIRCUITO 2.1 INTRODUCCIÓN ... 6
2.2 TIPOS DE FALLAS POR CORTOCIRCUITO Y SUS EFECTOS ... 6
2.3 EFECTO INFEED ... 8
2.3.1 Resistencia de falla... 9
2.4 IMPORTANCIA DE LA SELECCIÓN DE PROTECCIONES CONTRA FALLAS DE CORTOCIRCUITO ... 10
2.5 MÉTODO DE LAS COMPONENTES SIMÉTRICAS ... 12
2.5.1 Cálculo de cortocircuito empleando componentes simétricas ... 16
2.5.1.1 Ejemplo usando componentes simétricas ... 18
CAPÍTULO 3 SISTEMAS DE PROTECCIÓN 3.1 INTRODUCCIÓN ... 24
3.2 PRINCIPALES ELEMENTOS DE UN SISTEMA DE PROTECCIÓN ... 27
3.2.1 Transformadores de instrumento ... 27
3.2.1.1 Transformadores de corriente (TC’s)... 28
3.2.1.2 Transformadores de potencial (TP’s) ... 30
3.2.2 Interruptores ... 31
3.2.3 Relevadores ... 31
3.2.4 Banco de baterías ... 32
3.3 CARACTERÍSTICAS DE UN SISTEMA DE PROTECCIÓN ... 32
3.3.1 Confiabilidad ... 33
3.3.2 Selectividad ... 35
3.3.3 Velocidad ... 35
3.3.4 Simplicidad ... 36
3.3.5 Economía ... 37
3.4 FACTORES QUE INFLUYEN EN EL SISTEMA DE PROTECCIÓN ... 37
3.4.1 Economicos ... 37
3.4.2 Factor de personalidad ... 38
3.4.3 Ubicación de dispositivos de entrada y desconexión………. …..….…...38
3.4.4 Disponibilidad de indicadores de falla ... 38
3.5 FUNDAMENTOS DE PROTECCIÓN... 39
3.5.1 Protección de distancia y sobrecorriente (soluciones de coordinación)... ...39
3.5.1.1 Solución por tiempo ... 41
CAPÍTULO 4 RELEVADORES DE PROTECCIÓN
4.1 INTRODUCCIÓN ... 43
4.2 FUNCIONAMIENTO DEL RELEVADOR DE PROTECCIÓN ... 43
4.2.1 Operación correcta ... 43
4.2.2 Operación incorrecta ... 44
4.2.3 Operación indefinida ... 44
4.3 RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE-TIEMPO ... 45
4.4 RELEVADORES DE DISTANCIA DE FASE ... 46
4.5 DIAGRAMA R-X ... 46
4.6 CARACTERÍSTICA MHO ... 47
4.7 RELEVADORES DE DISTANCIA DE TIERRA ... 48
4.8 PRINCIPIOS DE APLICACIÓN DEL RELEVADOR ... 49
CAPÍTULO 5 PROTECCIÓN DE LINEAS 5.1 CLASIFICACIÓN DE LINEAS Y ALIMENTADORES ... 51
5.2 CLASIFICACIÓN DE LINEAS PARA PROTECCIÓN ... 51
5.3 LINEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBTRANSMISIÓN ... 52
5.4 TECNICAS Y EQUIPO PARA PROTECCIÓN DE LINEAS ... 53
5.5 TRANSFORMADORES ... 54
CAPÍTULO 6 COORDINACIÓN DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN 6.1 INTRODUCCIÓN ... 57
6.2 CRITERIO GENERAL DE AJUSTE Y FUNDAMENTOS DE COORDINACIÓN ... 58
6.2.1 Ajuste del relevador de sobrecorriente-tiempo de fase ... 58
6.2.2 Ajuste del relevador de sobrecorriente-tiempo de tierra ... 59
6.2.3 Ajuste de relevadores de sobrecorriente instantáneos de fase y de tierra...60
6.3 PROTECCIÓN DE DISTANCIA PARA FALLAS DE FASE ... .61
6.4 APLICACIONES DE RELEVADORES DE DISTANCIA EN SISTEMAS PROTE-GIDOS CON RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO ... 65
6.5 PROTECCIÓN DE LINEAS CONTRA FALLAS A TIERRA ... 65
6.6 PROTECCIÓN DE DISTANCIA PARA FALLAS A TIERRA Y DIRECCION DE LA SOBRECORRIENTE.………...66
CAPÍTULO 7 EJEMPLOS PRACTICOS DE COORDINACIÓN DE RELEVADORES UTILIZANDO EL SOFTWARE 7.1 INTRODUCCIÓN ... 68
7.2 EJEMPLO DE AJUSTE DE TIEMPO DE OPERACIÓN ENTRE DOS RELEVADORES DE DISTANCIA………...69
7.3 AJUSTE DE LOS RELEVADORES DE DISTANCIA Y DE SOBRECORRIENTE...81
7.3.1 Ajuste de zonas de los relevadores de distancia a su respectivo porcentaje de línea de acuerdo a los criterios de protección……….82
7.3.2 Coordinación de un relevador de distancia con un relevador de sobre-
corriente para proteger un transformador de potencia... .... ...92
7.4 AJUSTE Y COORDINACIÓN DE LOS RELEVADORES DE DISTANCIA...97
7.4.1 Ejemplo de ajuste y coordinación de relevadores de distancia ... 100
7.4.1.1 Ajustes del relevador ... 100
7.4.1.2 Simulación de fallas y re-ajustes de zonas de protección ... 103
7.4.1.3 Coordinación de relevadores de distancia ... 106
7.4.1.4 Análisis de resultados ... 109
7.4.1.5 Operación simultánea de un grupo de relevadores ... 111
7.5 AJUSTE Y COORDINACIÓN DE RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE ... 112
7.5.1 Ejemplo de ajuste y coordinación de relevadores de sobrecorriente ... 112
7.5.1.1 Resúmen para el ajuste de los relevadores de sobrecorriente ... 116
7.5.1.2 Coordinación del interruptor 1 ante falla cercana F1 ... 117
7.5.1.3 Coordinación del interruptor 1 ante falla de extremo de línea ... 120
7.5.1.4 Coordinación del interruptor 2 ante falla cercana F2 ... 124
7.5.1.5 Coordinación del interruptor 4 ante falla de bus remoto F-ARK ... 127
7.5.1.6 Análisis de resultados...130
7.6 AJUSTE Y COORDINACIÓN DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN PARA TRANSFORMADORES DE LA SUBESTACION “EL CONDE” ... 131
7.6.1 Valores y datos iniciales para determinar ajustes y coordinación de dispositivos de protección de transformadores……….………...133
7.6.2 Determinación de la curva de daño del transformador ECPU-T1 ...134
7.6.3 Cálculo de ajustes de protección para ECPU-T1 (lado 115 kV -72010)... 139
7.6.3.1 Cálculo de ajustes del relevador de fase 51F ... 139
7.6.3.2 Cálculo de ajustes del relevador de tierra 51N ... 141
7.6.4 Cálculos de ajustes de protección para ECPU T1 (lado 13.8 kV -42010)...143
7.6.4.1 Cálculo de ajustes del relevador de fase 51F ... 143
7.6.4.2 Cálculo de ajustes del relevador de tierra 51N ... 145
7.6.5 Cálculo de ajustes de protección para planta industrial (lado carga 4010) ... 147
7.6.5.1 Cálculo de ajustes del relevador de fase 51F ... 147
7.6.5.2 Cálculo de ajustes del relevador de tierra 51N ... 148
7.6.6 Simulación de fallas y resultados ... 150
7.6.7 Ánalisis de resultados ... 156
7.6.8 Conclusiones ... 160
CAPÍTULO 8 CONCLUSIONES GENERALES………...162
REFERENCIAS………...163
APÉNDICE A .USO DE ASPEN ONE LINER PARA ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES………164
A.1 INTRODUCCIÓN ... 164
A.2 FUNCIONES ... 164
A.2.1 Funciones usadas en este estudio ... 165
A.2.1.1 One liner ... 165
A.2.1.2 Editor de relevadores de sobrecorriente ... 165
A.2.1.3 Editor de relevadores de distancia ... 165
A.3 CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES ... 166
A.5 NOMENCLATURA DE BUSES Y RELEVADORES ... 168
A.6 ADICIÓN Y ELIMINACION DE RELEVADORES ... 170
A.7 SIMULACIÓN DE FALLAS ... 172
A.7.1 Valores de corriente (de secuencia y de fase) ... 173
A.7.2 Adaptación de buses ficticios ... 174
A.8 TIEMPOS DE OPERACIÓN DE RELEVADORES ... 177
A.9 GRÁFICAS DE OPERACIÓN...177
A.9.1 Relevadores de sobrecorriente ... 179
A.9.2 Relevadores de distancia... 181
1
CAPÍTULO 1
1.1 INTRODUCCIÓN
La ingeniería eléctrica es una de las ciencias más complejas, por esta razón el estudio del sistema eléctrico de potencia requiere de un análisis detallado de cada uno de sus componentes. Para que exista un funcionamiento correcto de cada uno de los elementos de la red, así como también para garantizar la continuidad y por ende la satisfacción de los usuarios, se debe de contar con una buena planeación, diseño y construcción para un funcionamiento óptimo del sistema eléctrico de potencia. Esto nos conduce a la necesidad de predecir el comportamiento de dicho sistema en caso de fallas, ya que estas podrían dañar severamente el equipo y además, sería interrumpida la continuidad del funcionamiento de la red eléctrica. Por esta razón, se deberán emplear herramientas más poderosas y sofisticadas que ayuden a analizar y hacer menos difícil el estudio de los problemas en el sistema de potencia.
Por las razones mencionadas anteriormente, los elementos que juegan un papel importante en la continuidad y mayor tiempo de vida del equipo, son los dispositivos de protección. Un sistema de protección debe ser capaz de operar lo más rápido posible, de tal forma que si se presenta una falla, el sistema de potencia no se vea afectado y disminuya su confiabilidad. Debido a esto, el sistema de potencia cuenta con equipo de protección diseñado para actuar dentro de ciertos límites. Para una respuesta más precisa y rápida ante una falla, el sistema de potencia posee dispositivos automáticos que operan de tal forma que al presentarse un problema que sobrepase estos límites de los elementos de protección, este se aísla protegiendo así al resto de los elementos de la red eléctrica. Por otro lado, si al ocurrir una falla el sistema sigue operando por encima de los límites para el que fue diseñado, existirá el riesgo de la desconexión de algunos otros equipos en la red. Si este problema no se resuelve a tiempo, el sistema completo o grandes partes del mismo podrían colapsarse, llegando incluso a una interrupción del servicio. Es por esta razón que los dispositivos de protección deben operar desde la presencia de una falla inicial para evitar su propagación hacia el resto del sistema.
2
calidad, continuidad y economía, ya que al evitar los daños al equipo se reducirán costos.
En este trabajo, los dispositivos de protección que se analizarán son relevadores de sobrecorriente y de distancia, ya que solo se enfocará a las líneas de transmisión del sistema de potencia. Uno de los problemas más comunes en este elemento del sistema es el corto circuito, por lo que se verá a detalle cómo prevenir los daños y resolver este tipo de problema por medio de cálculos para el diseño de las protecciones, las cuales deben ser capaces de combatir esta sobrecorriente. En conjunto con los relevadores de protección están los interruptores, los cuales van a realizar la interrupción del circuito eléctrico y así evitar que se dañe más equipo de la red. Un relevador sin interruptor no tiene sentido, ya que uno es el que detecta y luego ordena la desconexión y otro la ejecuta. Para llevar a cabo estas funciones, se debe contar con una excelente coordinación de protecciones, ya que de esto depende la rapidez con que se aislé la falla; para facilitar la coordinación de protecciones y el ajuste de los dispositivos de protección, se empleara un software comercial, el cual es una herramienta sofisticada para el modelado de relevadores que actuarán en la red, simulación de fallas y otras características que se explicaran con más detalle en capítulos posteriores. Este trabajo tiene la finalidad de realizar distintas simulaciones para lograr, de acuerdo a los resultados y el análisis, la coordinación de protecciones.
1.2 OBJETIVO
Analizar el comportamiento de la red ante condiciones de falla empleando un software para realizar el cálculo y ajuste de todos los dispositivos de protección existentes en líneas de transmisión con la finalidad de evitar disparos innecesarios, debido a la falta de coordinación entre estos elementos. Probar la metodología descrita para el ajuste de relevadores, mediante la evaluación de respuesta de estos dispositivos los cuales protegen el sistema eléctrico de potencia.
1.3 JUSTIFICACIÓN
3
el sistema de potencia, por lo que es necesario diseñar las instalaciones en tal forma que contengan los elementos de protección adecuados.
Una de las fallas más importantes a considerar es el corto circuito, por lo que se debe contar con una herramienta de aplicación concreta para analizar estos problemas. Por el tamaño de la red y la cantidad de elementos que intervienen, es necesario emplear un software que ayude en el diseño a fin de prevenir estos efectos y plantear los dispositivos de protección indicados y la coordinación de los mismos.
Este método de coordinación permite al usuario evaluar los ajustes de los elementos de protección en las líneas de transmisión por medio del software llamado ASPEN ONE LINER. Este programa tiene una gran utilidad ya que aparte de la coordinación de dichas protecciones, permite realizar el análisis de corto circuito en puntos específicos simulando fallas en todo el sistema y de forma simultánea. Además, este método puede ser empleado para realizar un sinfín de pruebas ya que ofrece un modelado de elementos tales como: generadores, cargas, líneas de transmisión, transformadores, cambiadores de fase, etc. Otra aplicación de este programa es la
localización de fallas en uno o varios nodos de la red, gracias a su ―calculo de equivalentes de frontera‖.
Trabajar con un software como este nos ofrece una gran conveniencia ya que no representa riesgo alguno para el usuario gracias a que su ambiente es totalmente gráfico para editar la red, hacer análisis y mostrar resultados.
1.4 ALCANCE DEL TRABAJO
Con este trabajo se pretende mostrar la coordinación entre dispositivos de protección, en este caso relevadores de distancia y de sobrecorriente para proteger al equipo que se encuentra dentro de la red de trabajo, como son: Líneas y transformadores.
4
1.5 ESTRUCTURA DE LA TESIS
Capítulo 1.Es la presentación del trabajo, en donde se plantea a que se quiere llegar
con este estudio, esto es el objetivo. Para explicar porque es útil desarrollar la tesis y que beneficios tiene, se cuenta con una justificación en donde se presentan los argumentos para llevar a cabo el estudio, y también el alcance que tiene.
Capítulo 2. Aquí comienzan los aspectos teóricos, los cuales son necesarios para tener una base solida durante el desarrollo de la tesis. Este capítulo consta de la principal causa por la cual son indispensables las protecciones, esta es la presencia de fallas por corto circuito. Esto viene complementado con los tipos de fallas, efectos que tiene en el sistema eléctrico de potencia y métodos para conocer su magnitud según las características de operación de la red, en este caso el método de componentes simétricas.
Capítulo 3. Se habla del sistema de protección, características, factores que influyen en su funcionamiento y elementos que lo componen. Hablar del sistema de protección es importante debido a que es este sistema el que evitara daños al equipo eléctrico y personal que lo opera. Estos elementos de protección son la principal causa de este trabajo, ya que lo que se persigue es su coordinación para aislar la zona con falla.
Capítulo 4. Para la realización de la tesis solo se emplea un dispositivo de protección, este es el relevador. Más en particular, los tipos de relevadores que se analizan son los de sobrecorriente de tiempo inverso y los de distancia. En este capítulo se explican sus características principales, funcionamiento y aplicaciones en la protección del sistema eléctrico de potencia.
Capítulo 5. En este estudio la aplicación de los relevadores es en líneas de transmisión, y aquí se presenta su clasificación y las técnicas para proteger de manera adecuada este elemento del sistema.
Capítulo 6. Es la parte en donde comienza el principal objetivo de esta tesis, es decir la coordinación de protecciones. En este capítulo se presentan las bases teóricas para realizar los diferentes ajustes de los dos tipos de relevadores a emplear.
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proceso de coordinación y se determinan los criterios para ajustar los relevadores que deberán operar de manera coordinada para aislar una falla de cualquier tipo. Para realizar esta experimentación se presentan varios casos a modo de contar con resultados suficientes que proporcionen la confiabilidad en este método de coordinación.
6
CAPÍTULO 2. CORTO CIRCUITO
2.1 INTRODUCCIÓN
Cuando se habla de protecciones, inmediatamente viene a la mente el porqué de esta protección. Sin duda, uno de los aspectos a cuidar en el servicio de transmisión de energía eléctrica, es que este sea continuo. Desgraciadamente no existe un sistema totalmente perfecto que no esté expuesto a distintas fallas ya sea por origen de la naturaleza o por errores de equipo o incluso humanos. Una de las fallas mas importantes a considerar es el cortocircuito, el cual es una condición indeseada por cualquier ingeniero de protecciones, ya que este tipo de falla puede dañar considerablemente desde un elemento del sistema hasta gran parte de este. Es por esto que en este estudio se considera este tipo de falla, ya que el trabajo se enfoca a la protección del sistema eléctrico de potencia ante situaciones críticas, así, la coordinación de protecciones ayudará en el aislamiento de esta falla, de manera rápida para no dañar en demasía el equipo, y por lo tanto tratar de que una mínima parte del sistema quede fuera de servicio.
Antes de seleccionar los dispositivos de protección a utilizar en el sistema eléctrico, es necesario determinar las magnitudes de corriente que podrían presentarse en la red bajo ciertas condiciones de falla. Dependiendo de la complejidad del sistema, la determinación de estas magnitudes de falla también son algo complicadas. Afortunadamente, existen varios métodos para facilitar el cálculo de la corriente de corto circuito, tales como uso de matrices, componentes simétricas, calculo por valores por unidad, valores base, etc. Estas herramientas tienen por objetivo mostrar un valor, el cual sirve de base para seleccionar adecuadamente la capacidad interruptiva de los interruptores y el cálculo de los ajustes de los relevadores de protección.
2.2 TÍPOS DE FALLAS POR CORTO CIRCUITO Y SUS EFECTOS
7
todas las partes del sistema después de que ha ocurrido la falla, porque cualquier falla asimétrica da origen a que fluyan corrientes desbalanceadas en el sistema.
Una falla puede ser balanceada o desbalanceada. Es balanceada cuando las tres fases intervienen de manera semejante en el cortocircuito. En una falla desbalanceada las tres fases intervienen en el cortocircuito de manera diferente.
Tres fases a tierra
Tres fases entre si
Dos fases a tierra
Dos fases entre si
Una fase a tierra
Basándose en datos estadísticos en los cuales se puede ver la ocurrencia de fallas en los sistemas eléctricos, se puede observar en términos generales que la falla por corto circuito que tiene la probabilidad más alta de ocurrencia es la denominada de línea a tierra y en orden descendente seguiría la de línea a línea quedando en último término la falla trifásica cuya ocurrencia se presenta principalmente por errores humanos.
La falla de línea a tierra puede tener su origen en distintas causas como pueden ser fallas en los aislamientos, contacto de un conductor de fase con estructuras, carcasas, descargas atmosféricas, contactos de ramas de árbol con conductores, entre otros.
La corriente de corto circuito para este tipo de falla se ve afectada por la forma en que se encuentran conectados los neutros de los equipos y aparatos conectados a tierra, ya que representan los puntos de retorno para la circulación de las corrientes de secuencia cero, por lo que para el estudio de este tipo de fallas es necesario considerar la forma en que se encuentran conectadas las redes de secuencia de acuerdo al punto de falla y en particular en la llamada red de secuencia cero que está constituida por las impedancias de secuencia cero de los elementos del sistema y el tipo de conexión.
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Las fallas se clasifican en Temporales y Permanentes. Una falla temporal es aquella que desaparece antes de que se presente un daño severo en el equipo, como ejemplos se tiene: flameo de aisladores de porcelana, movimiento de conductores por el aire, etc. Una falla permanente es aquella que persiste independientemente de la velocidad con la que el circuito es desenergizado, como ejemplo se tienen los conductores rotos, estructuras caídas, etc.
2.3 EFECTO INFEED
[image:16.595.129.490.337.673.2]Cuando el sistema eléctrico tiene una configuración compleja donde se encuentran varias centrales interconectadas, las cuales constituyen alimentaciones a las fallas, se produce un efecto infeed como el que se muestra en la figura 2.1. El efecto infeed aumenta el valor de la impedancia vista por el relevador en la barra C para fallas más allá de la barra B, con lo cual el relevador ve las fallas más allá de su real ubicación.
Figura 2.1 Efecto infeed [7]
A B E
C D
H G F
Z= md
m=slope
Z=md (1+k)
21
(a) IA I
B
I ID
I I
9
Figura 2.2 Efecto infeed variable según la posición de la falla [7]
Es necesario considerar las alternativas de configuración con y sin el efecto infeed para determinar los ajustes en las condiciones más desfavorables. Más aún, si se tiene un sistema con líneas paralelas, el efecto infeed puede ser variable según la ubicación de la falla, tal como se muestra en la figura 2.2. En este caso, el efecto infeed para la impedancia vista por el relevador en la barra A depende de la posición de la falla en la línea BC.
En las líneas de transmisión se debe simular fallas por lo menos 25%, 50% y 75% de la línea. En los casos en que se tiene efecto de infeed variable se debe simular las fallas al 10%, 20%, 30%, etc. de la línea, a fin de determinar las condiciones más desfavorables. Las simulaciones de fallas serán de los siguientes tipos:
• Fallas monofásicas a tierra sin resistencia de falla • Fallas monofásicas a tierra con alta resistencia de falla • Fallas bifásicas (fase-fase) con resistencia de falla
• Fallas trifásicas sin resistencia de falla
2.3.1 Resistencia de Falla
Al producirse una falla no siempre se tiene un cortocircuito franco sino que el fenómeno suele presentarse con una resistencia de falla que tiene los siguientes componentes:
• La Resistencia del Arco que se produce por la falla, el cual se forma en el aire y tiene una longitud según la distancia del aislamiento correspondiente.
I
DI
A10 • La Resistencia de Puesta a Tierra del punto donde se produce la falla, la cual
corresponde al camino de retorno por tierra hasta la fuente
Para las simulaciones de las fallas en las líneas de transmisión se debe considerar que la Resistencia de Puesta a Tierra puede ser hasta 50 Ohms. Pero es deseable modelar valores mayores de 100 Ohms o más, sobre todo en los siguientes casos:
• Un terreno de alta resistividad eléctrica, ya que si se tiene una línea en terreno rocoso o arenoso de alta resistividad, será difícil conseguir una buena puesta a tierra.
• El diseño de la línea sin cable de guarda, ya que el cable de guarda constituye una conexión que pone en paralelo las puestas a tierra de las estructuras de la línea, lo que se traduce en una disminución de la resistencia de puesta a tierra en las fallas.
2.4 IMPORTANCIA DE LA SELECCIÓN DE PROTECCIONES CONTRA FALLA
DE CORTO CIRCUITO
La selección apropiada de los dispositivos de protección protectores y de su activación adecuada, se basa en los cálculos de corto circuito. Un dispositivo de protección contra corto circuito puede definirse como un dispositivo eléctrico que se instala en un circuito para protegerlo contra daños ocasionados por una sobrecarga o corto circuito. Esto se logra mediante la interrupción automática de cualquier corriente que exceda la capacidad contra corto circuito del dispositivo.
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En general se puede mencionar que un estudio de corto circuito sirve para:
1. Determinar las características interruptivas de los elementos de desconexión (interrupción) de las corrientes de corto circuito como son interruptores, fusibles, restauradores, entre otros.
2. Realizar un estudio para la selección y coordinación de los dispositivos de protección contra las corrientes de corto circuito.
3. Hacer los estudios térmicos y dinámicos debidos a los efectos de las corrientes de corto circuito en algunos elementos de las instalaciones como son: barras, tableros, cables, buses de fase aislada, etc.
4. Relacionar los efectos del corto circuito con otros estudios de sistema.
En función de lo anterior, se puede ver que es importante para cualquier instalación eléctrica hacer el estudio de corto circuito, por lo que es necesario saber en principio que elementos intervienen y en qué forma, así como los valores nominales requeridos en cada caso.
Con relación al nivel de tensión al que se debe enfocar el estudio, en el cual para este caso se debe tomar en cuenta valores de alta tensión para líneas de transmisión, este análisis se tendrá que realizar con computadora digital debido a la magnitud de la red y a la cantidad de elementos que intervienen. En este libro se tiene como apoyo para realizar este cálculo el software ASPEN ONE LINER, el cual se presentara más adelante.
En los cálculos de cortocircuito se debe considerar las impedancias para las condiciones más desfavorables, de acuerdo a lo siguiente [7]:
• Para los generadores se debe usar las impedancias sub-transitorias no saturadas
• Para los transformadores se debe usar las impedancias correspondientes a las derivaciones (taps) de operación más desfavorables.
• Para las líneas se debe usar las impedancias propias; y en el caso de líneas en
12
Figura 2.3 Corriente de cortocircuito en fallas cercanas a los generadores. [7]
Los cálculos deben permitir determinar no sólo las corrientes totales de falla en las barras de las subestaciones, sino también los aportes a las corrientes de falla de cada circuito conectado a dichas barras. De manera similar se debe calcular las corrientes de falla en las líneas de transmisión. En la figura 2.3 se muestran las formas de onda correspondientes a las reactancias en estado transitorio, sub-transitorio y estable, y también en conjunto para visualizar el comportamiento de la corriente de cortocircuito.
2.5 MÉTODO DE LAS COMPONENTES SIMÉTRICAS [9]
El método de componentes simétricas proporciona una metodología práctica para entender y analizar la operación de un sistema durante condiciones desequilibradas de potencia, tales como las causadas por las fallas entre fases y tierra, fases abiertas, impedancias desequilibradas, y así sucesivamente. Además, muchos relevadores de protección funcionan a partir de cantidades de componentes simétricas.
0. 0.2 0.3
Contribución de la reactancia subtransitoria
Contribución de la reactancia transitoria
Contribución de la reactancia de estado estacionario
Componente t (s)
Subtransitoria
Transitoria Estado estable
Corriente de corto circuito total
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Las fallas y los desbalances frecuentemente ocurren y muchos no requieren un análisis detallado. Sin embargo con el uso de la computadora es posible realizar estudios de fallas con un acceso rápido a los datos voluminosos. En este capítulo solo se revisan las componentes simétricas para los sistemas trifásicos. Para estos sistemas hay tres ajustes distintos de componentes: positivo, negativo, y cero para la corriente y la tensión, las cantidades de fase son siempre neutro o línea-a-tierra.
Componentes de secuencia positiva.
Grupo formado por tres fasores balanceados (igual magnitud y desfasados 120°), secuencia ―abc‖, con subíndice (1).
Componentes de secuencia negativa.
Grupo de tres fasores balanceados, secuencia opuesta ―acb‖, con subíndice (2)
Componentes de secuencia cero
Grupo integrado por tres fasores de igual magnitud, sin desfasamiento, es decir, sin secuencia o simultáneos, con subíndice (0)
En la figura 2.4 (a, b y c) se muestra la representación de secuencia positiva, negativa y cero, por medio de fasores con sus respectivos ángulos de desfasamiento. En 2.4 (d) se observa un grupo de fasores desbalanceados a partir de sus respectivas componentes simétricas.
Figura 2.4 a) Componentes de secuencia positiva (a b c)
b) Componentes de secuencia negativa (acb). c) Componentes de secuencia cero. Vc1 = a Va1 Va1
Vb1 = a2 Va1
a)
Vb2 = a Va2
b) Va2
Vc2 = a2 Va2
Va0
Vb0 = Va0
Vc0 = Va0
14
Figura 2.4 d) Factores desbalanceados obtenidos a partir de sus componentes simétricas.
De acuerdo a lo anterior se tiene las siguientes ecuaciones para tensiones y corrientes de secuencia:
Va=Va1 + Va2 + Va0...Ia=Ia1 + Ia2 + Ia0…………(2.1)
Vb=Vb1 + Vb2 + Vb0...…....Ib=Ib1 + Ib2 + Ib0...(2.2)
Vc=Vc1 + Vc2 + Vc0..……..Ic=Ic1 + Ic2 + Ic0…………(2.3)
En las ecuaciones anteriores, se hace uso del operador ―a‖, el cual presenta las siguientes características.
El operador ―a‖ es un numero complejo de magnitud 1 y angulo de 2π/3 rad, y de
acuerdo a la figura 2.5, se obtienen los valores de a2 y a3 que se muestran a
continuación:
a= 1 ∠120°
a2= 1
∠240°= 1∠-120°
a3= 1
∠0°
La suma de estos vectores:
a= -0.5 + j0.866
a2= -0.5 - j0.866
a3= 1.0 + j0
a + a2 + 1 = 0.………... (2.4)
Vc2
Vc1
Va
Va1
Vb1
Vb Vc0
Vc
15
Figura 2.5 Esquema para determinar el operador “a”
Aplicando el operador ―a‖ en las ecuaciones (2.1), (2.2) y (2.3), se tiene lo siguiente:
Va = Va0 + Va1 + Va2………Ia=Ia0 + Ia1 + Ia2...(2.5)
Vb = Va0 + a2Va1 + aVa2..…Ib=Ia0 + a2Ia1 + aIa2...… (2.6)
Vc = Va0 + aVa1 + a2Va2.…Ic=Ia0 +aIa1 +a2Ia2...…….(2.7)
La forma matricial para calcular tensiones y corrientes de fase, se representa como:
De las componentes (2.5), (2.6) y (2.7), resulta la ecuación siguiente:
(Va + Vb + Vc) = 3Va0 + Va1(1+a+a2) + Va2(1+a+a2)
Por lo tanto:
Va0 = (Va + Vb + Vc) ………..(2.8)
a
1
a2
-0.5
120°
120° 0.866
16
La matriz para calcular tensiones y corrientes de secuencia es:
2.5.1 Cálculo de corto circuito empleando componentes simétricas
Falla Trifásica
(a) (b)
Figura.2.6 a) Diagramas de secuencia. b) Representación de falla trifásica.
Aunque en la figura 2.6 (a) se muestran los tres diagramas de secuencia y las tres fases involucradas en la falla (b), al momento de resolver la matriz correspondiente y obtener las ecuaciones para determinar los valores de corriente, el único valor que existe es la corriente de secuencia positiva.
Condiciones iniciales.
Va = Vb = Vc = 0 ………...(2.9)
Ia + Ib + Ic = 0 ………...(2.10)
Z1
Ia1
Z0
Z2
Ia0
Z2
Ia2
b
17
Aplicando componentes simétricas
Para tensiones:
Y para corrientes
Ia0 = (Ia + Ib + Ic) = 0 ………...(2.11)
Ia1 = (Ia + aIb + a2Ic) = (Ia + Ia + Ia) = Ia………..(2.12)
Ia2 = (Ia + a2Ib + aIc) = (Ia + Ib + Ic) = 0 ………..(2.13)
Por lo tanto, el único valor que se puede calcular es la corriente de secuencia positiva:
18
2.5.1.1 Ejemplo usando componentes simétricas.
De acuerdo al diagrama unifilar de la figura 2.7:
Calcular la corriente de falla trifásica en el bus con falla.
Figura 2.7. Diagrama unifilar
19
Figura 2.8 División del sistema en zonas
Se elige una potencia base para todo el sistema de 100 MVA. Por lo regular se toma como base la potencia más alta. También se toma una tensión base de 110 KV. La potencia base, se transfiere sin cambio a las demás zonas, la tensión base se transfiere a las zonas. A continuación se muestran las ecuaciones a utilizar para transferir esta tensión y para calcular la corriente e impedancia base en las zonas.
=
(A) ………..(2.15)
= ………...(2.16)
...(2.17)
20
Tabla 2.1 Resultados de transferencia a valores base
ZONA
VALORES BASE
MVAB KVB IB (A) ZB(Ω)
1 100 110 524.8636 121
2 100 13.8 4183.6976 1.9044
3 100 13.8 4183.6976 1.9044
4 100 22 2624.3194 4.84
5 100 13.2 4373.8656 1.7424
Si las impedancias de equipos están dadas en valores p.u. se realiza el cambio de bases con bases de transferencia. Para esto se utiliza la ecuación:
……… (2.18)
Haciendo los cálculos correspondientes, los valores de reactancias son:
Transformadores 1,2,3,4
= j0.800 , = j0.3333 , = j0.5509 , = j0.0666
Línea 1
Línea 2
= j0.2314 , = j0.4958 = j0.0826 , = j0.2892
Línea 3
Línea 4
= j0.1487 , = j0.4297 = j0.3305 , = j0.9917
Generador 1
Generador 2
= j0.9149 , = j0.3659 = j0.5489 , = j0.3293
Generador 3
21
Con los valores de reactancias obtenidos, se procede a descomponer el diagrama original en diagramas de reactancias de secuencia positiva, negativa y cero. (figuras 2.9a, 2.9b y 2.12a respectivamente). Para simplificar el cálculo de corriente de corto circuito, se debe realizar la reducción de estos diagramas para obtener el equivalente Thevenin de cada secuencia (figuras 2.10, 2.11 y 2.12c, también respectivamente)
(a) (b)
Figura 2.9 Diagramas de reactancias a) Diagrama de secuencia positiva; b) Diagrama de secuencia negativa
Simplificando redes a modelo Thevenin
22
Figura 2.11Reducción de diagrama de secuencia negativa a modelo Thevenin
(a) (b)
23
Con esta simplificación de redes se obtiene las impedancias equivalentes de
secuencia (XTH) la cual realizando los cálculos correspondientes tomando como nodo
de referencia el punto de falla (en este caso nodo 3), son:
SEC (+) j0.5515 SEC (-) j0.5515 SEC (0) j0.2287
El bus 3 pertenece a la zona 1, en donde:
MVAB = 100
KVB = 110
IB = 524.8638 A
ZB = 121 Ω
En este ejemplo se quiere conocer la falla trifásica, que como se menciono anteriormente se calcula por medio de:
………...(2.19)
Sustituyendo:
Para conocer su valor en Amps.
………...(2.20)
Sustituyendo:
24
CAPÍTULO 3. SISTEMAS DE PROTECCIÓN
3.1 INTRODUCCIÓN
El Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE) define un relevador como
‗'un dispositivo electrónico que está diseñado para responder a las condiciones de
entrada en una manera prescrita y, una vez que se cumplan determinadas condiciones, este provocara el funcionamiento de contactos o un cambio brusco en el control de los circuitos eléctricos asociados''. Una nota agrega: ''Las entradas suelen ser eléctricas, pero podrán ser mecánicas, térmicas, u otras cantidades o de una combinación de cantidades. Interruptores de límite y similares no son simples dispositivos de protección'' (IEEE C37.90).
Este estudio se centra en una de las más interesantes y sofisticadas aplicaciones de relevadores, la protección de los sistemas eléctricos de potencia. El IEEE define un
relevador de protección como ―un dispositivo, cuya función es detectar fallas de líneas o de aparatos o de otro sistema de potencia en condiciones anormales o de una peligrosa situación, debida a la naturaleza y para iniciar las medidas correspondientes de control del circuito‖ (IEEE 100).
Los fusibles se utilizan también en la protección. La IEEE define como fusible a ‖un
dispositivo de protección en el cual al existir un exceso de corriente a través del circuito de apertura de los fusibles este se calienta debido a la sobrecorriente y se produce una ruptura para interrumpir el flujo (IEEE 100).
Por lo tanto, los relevadores de protección y sus equipos asociados, estos se renombran a menudo simplemente como sistemas de protección y son utilizados en todas las partes del sistema de potencia, junto con los fusibles, para la detección de condiciones intolerables, la mayoría de las veces, las fallas.
25
Los eventos naturales que pueden causar cortocircuitos (fallas) son los rayos (tensión inducida o corriente de falla), el viento, el hielo, terremotos, incendios, explosiones, caída de árboles, objetos en vuelo, el contacto físico por parte de los animales, y la contaminación. En los accidentes se incluyen fallas resultantes debido al choque de vehículos contra postes, contacto desafortunado de personas con el equipo, contacto con los cables subterráneos al realizar una excavación, los errores humanos, y así sucesivamente. Se ha hecho un considerable esfuerzo para minimizar las posibilidades de daños, pero la eliminación de todos esos problemas es aún difícil de lograrlo.
La mayoría de las fallas en un sistema eléctrico con una red de líneas aéreas son las de fase a tierra, las cuales se derivan principalmente de los transitorios de alto voltaje inducidos debido a descargas y de caída de árboles y ramas de árboles. El hielo, la congelación debido a la nieve y el viento que se presentan durante las tormentas pueden causar muchos errores y mucho daño. Estas fallas tienen un porcentaje aproximado de posibilidad de aparición de la siguiente forma [1]:
Monofásica (Fase a tierra): 70% -80% Monofásica (Fase a fase-a tierra): 17% -10% Monofásica (Fase a fase): 10% -8% Trifásica: 3% -2%
Una serie de desbalances, tal como la rotura de conductor o un fusible fundido, no son demasiado comunes, excepto quizás en un sistema de más baja de tensión, en el cual se usan los fusibles para protección.
La ocurrencia de fallas puede ser muy variable, dependiendo del tipo de sistema de potencia (por ejemplo, líneas aéreas o subterráneas) y la naturaleza del lugar o condiciones climáticas
26
Usualmente, pero no siempre, las fallas en el sistema ofrecen cambios significativos en magnitudes, las cuales pueden utilizarse para distinguir entre condiciones tolerables e intolerables del sistema. Estos cambios en las cantidades incluyen sobrecorrientes, sobre o baja tensión, factor de potencia o ángulo de fase, dirección de la corriente o potencia, impedancia, frecuencia, temperatura, movimientos físicos, la presión, y la cantidad de contaminación en el aislamiento. El indicador más común de falla es un repentino y significante incremento en la corriente; por consiguiente, la protección de sobrecorriente es ampliamente usada.
La protección es la ciencia, la habilidad y el arte de aplicación y ajuste de relevadores y fusibles, o ambos, para proporcionar la máxima sensibilidad a las fallas y condiciones indeseables, pero evitando su operación ante fallas que sean permisibles y tolerables.
Es importante reconocer que el ―margen de tiempo‖ de decisión en la protección del
sistema de potencia es muy estrecho, y cuando se producen fallas, una etapa de verificación o un procedimiento para tomar una decisión por parte del dispositivo de protección que necesite tiempo adicional, es una situación indeseable. Es de vital importancia (1) una decisión correcta por parte del dispositivo de protección para determinar si el problema es intolerable y, por tanto, realizar una rápida acción, o si es tolerable de tal manera que el sistema lo pueda soportar, y (2) si es necesario, que el dispositivo de protección opere para aislar el área en problemas rápidamente y con una mínima distorsión del sistema. Este problema debido al tiempo, podría ser, sino es
que ya lo es, asociado a un alto ―ruido‖ extraño, el cual no debe ―engañar‖ al
dispositivo o provocar un funcionamiento incorrecto.
Tanto la falta de funcionamiento y un funcionamiento incorrecto puede producir grandes distorsiones en un sistema que impliquen una mayor daño al equipo, riesgo al personal de mantenimiento, y la posible interrupción prolongada de continuidad del servicio. Una de las ventajas de los relevadores modernos, (microprocesadores) es que pueden monitorear y controlar por ellos mismos una falla para minimizar los daños en los equipos, así como proporcionar información sobre los acontecimientos que resultaron debido a su funcionamiento.
27
local), o en diferentes subestaciones remotas (respaldo remoto).Los tres se usan en muchas aplicaciones. En sistemas de potencia de alta tensión este concepto se amplía con la adaptación por separado o a la vez de dispositivos de medición de corriente o tensión, bobinas individuales en los interruptores y fuentes de alimentación para disparo también de manera individual.
Los diferentes dispositivos de protección deben estar adecuadamente coordinados de tal manera que los relevadores primarios asignados para operar a la primera señal de falla en su respectiva zona de protección, operen en primer lugar. En caso de que estos fallen, los diferentes sistemas de respaldo deben estar disponibles y ser capaces de operar para controlar la falla. Es muy importante contar con un sistema de protección altamente redundante y disponible para el respaldo. La redundancia excesiva, sin embargo, tiene un impacto negativo en la seguridad. A medida que se añaden mas sistemas buscando mejorar la confiabilidad, se tendrá una mayor probabilidad de operaciones incorrectas. Se debe contar con un buen criterio para la aplicación de sistemas de relevadores con el fin de optimizar el equilibrio entre la confiabilidad y la seguridad. El equilibrio óptimo variará, en función de las características y objetivos de cada aplicación especifica.
3.2 PRINCIPALES ELEMENTOS DE UN SISTEMA DE PROTECCIÓN
3.2.1 Transformadores de instrumento.
Se denominan transformadores de instrumento o de medición, o los que se emplean para alimentar los dispositivos de protección, específicamente los relevadores, el uso de estos transformadores se hace necesario en las redes de alta tensión en donde se requiere reducir los valores de tensión y corriente de modo que puedan ser admisibles en los dispositivos de protección, por razones de seguridad y comodidad.
Los objetivos fundamentales que tienen los transformadores de instrumento son:
Aislar los dispositivos de protección del devanado primario o secundario, permitiendo así medir las altas tensiones y corrientes utilizando instrumentos de bajo alcance.
Proporcionar mayor seguridad al personal, ya que lo protege contra los valores
28
Permitir la normalización de las características de operación de los
instrumentos.
Existen dos tipos de transformadores de instrumento, los transformadores de potencial
(TP‘s) y los transformadores de corriente (TC‘s).
Una diferencia importante entre estos dos elementos, es que un transformador de corriente está relacionado de manera más directa al cortocircuito (por lo que si al interrumpir de manera accidental el circuito secundario, el valor de la tensión se elevaría demasiado, siendo esto peligroso); por otra parte, el transformador de potencial funciona prácticamente en vacio (en este caso, un cortocircuito en el lado secundario resultaría en un valor de corriente demasiado elevado, de igual manera muy peligroso). A continuación se da una definición más clara de estos elementos.
3.2.1.1 Transformadores de corriente (TC’s)
Un transformador de corriente es aquel en el cual el devanado primario se encuentra en serie con el circuito al cual se quiere medir el valor de corriente: sobre el devanado secundario se conectan en serie los instrumentos de medición (ampérmetro), los cuales deben tener un valor bajo de impedancia para mantener al transformador en condiciones cercanas al cortocircuito.
Para que el transformador indique exactamente el valor de corriente que circula en el circuito primario, la relación de corriente (CT ratio, por sus siglas en ingles) entre el primario y el secundario, se debe de mantener casi constante al variar la carga, con el fin de reducir al mínimo la corriente magnetizante.
………...(3.1)
Donde: Ip = Corriente en el devanado primario Is = Corriente en el devanado secundario
29
Los valores de corriente nominal deben ser un dato proporcionado en la placa del transformador, o en caso de usar un software se debe mostrar en los parámetros pre-establecidos, y se expresa de la siguiente forma: 500/5 A, 200/5 A, 100/5 A, etc. El primer valor corresponde a la corriente en el primario, y la segunda al valor del secundario. En la figura 3.1 se muestran algunos símbolos básicos para representar a
los TC‘s.
FIGURA 3.1 Representación de transformadores de corriente [5]
Algunos valores normalizados de relaciones de transformación se muestran en la siguiente tabla [5]:
Tabla 3.1
Relación de transformación normalizadas
30
3.2.1.2 Transformadores de potencial
TP’s
El transformador de potencial es un transformador de tensión donde el circuito primario se conecta en derivación (paralelo) con el circuito, para el cual se desea conocer la tensión. En el circuito secundario se conectan los instrumentos de medición (vóltmetro).
Debido a que estos transformadores deben detectar exactamente el valor de la tensión presente en el primario, es necesario que la relación entre las tensiones primaria y secundaria se mantenga constante, esto es, que debe limitarse tanto como sea posible la caída de tensión en los dos devanados. En tales condiciones, se cumple la relación de transformación (PT ratio, por sus siglas en ingles):
………...(3.2)
Donde:
PT ratio = Relación de transformación del transformador de potencial
Vp = Tensión primaria
Vs = Tensión secundaria
Los TP‘s tienen devanados primarios que pueden ser conectados directamente al
sistema de potencia (TP‘s) o bien a través de la sección de un banco de capacitores
conectado entre fase y tierra (TPCC‘s, Transformador de Potencial con Conjunto de Capacitores). Esto se muestra esquemáticamente en la figura 3.2.
Los TP‘s se usan con todos los valores de tensión existentes en el sistema de potencia y comúnmente se conectan al bus. En un valor aproximadamente de 115 Kv, los
TPCC‘s son más convenientes de utilizar ya que generalmente son más económicos que los TP‘s para altos niveles de tensión. Usualmente, los TPCC‘s se conectan a la
31
FIGURA 3.2 Fuentes típicas de tensión para relevadores. (a) tensión secundaria de fase a tierra con tres TP’s de doble devanado secundario conectados de fase a tierra; (b) tensión de fase secundaria con dos TP’s de devanado secundario simple conectados en delta abierta; (c) tensión secundaria fase a tierra con tres TPCC’s conectados de fase a tierra. [Solamente se muestra una fase, las fases b y c se duplican con los secundarios conectados tal como se ven en (a).] [1]
El transformador de potencial ofrece una excelente función de transformación de tensión primaria, transitorios y estado estacionario, para funciones de protección. La saturación no es un problema debido a que los sistemas de potencia no deberían operar por encima de la tensión nominal o fallas que resulten de un colapso o reducción de tensión. Ambos tipos (TP‘s y TPCC‘s) tienen amplia capacidad y son
dispositivos altamente confiables.
3.2.2 Interruptores
El interruptor es un dispositivo de desconexión el cual, de acuerdo con las normas, está definido como un dispositivo capaz de conectar, conducir e interrumpir corrientes bajo condiciones normales y también conectar y conducir corrientes por tiempo determinado e interrumpirlas bajo condiciones anormales, tales como corrientes de corto circuito.
3.2.3 Relevadores
32
una explicación más a fondo de este dispositivo, el cual es la parte fundamental de este estudio.
3.2.4 Banco de baterías
Las baterías son el equipo que, en un sistema de protección, tienen la función de proporcionar alimentación al circuito de disparo, enviando a través de los contactos de los relevadores la señal de disparo a la bobina de los interruptores. La alimentación al circuito de disparo se prefiere de corriente directa en vez de corriente alterna debido a que esta alimentación puede no ser de la adecuada magnitud durante un cortocircuito; por ejemplo, cuando ocurre una falla trifásica puede resultar una tensión de corriente alterna igual a cero para la alimentación de los servicios, por lo que en estas circunstancias la potencia requerida para el disparo no puede ser obtenida del sistema de corriente alterna, con lo cual fallaría el disparo.
La batería está conectada permanentemente a través de un cargador-rectificador al servicio de estación de corriente alterna. El cargador tiene capacidad suficiente de potencia aparente (VA) para proporcionar toda la carga en estado estable suministrada por la batería [7].
3.3 CARACTERÍSTICAS DE UN SISTEMA DE PROTECCIÓN
El objetivo básico de un sistema de protección es aislar rápidamente la zona de falla en el sistema de potencia, así el daño para el resto del sistema será mínimo y tanto como sea posible saldrá intacto. Junto con este contexto, existen cinco características de aplicación de los relevadores de protección.
Antes de discutir estas, se debe saber que el uso de la protección no indica o implica que el equipo de protección puede prevenir problemas, tal como fallas y equipo dañado, o choques eléctricos debido a contactos inadvertidos de personas. Esto no puede anticipar problemas. Los relevadores de protección actúan solamente después de que una condición anormal o intolerable ha ocurrido, con suficiente magnitud para permitir su operación. De este modo la protección no significa prevención,
33
Las cinco características básicas son:
1. Confiabilidad: garantía de que la protección se ejecutara correctamente.
2. Selectividad: máxima continuidad del servicio con mínima desconexión del sistema.
3. Velocidad de operación: mínima duración de falla y por consecuencia menos equipo dañado y sistema inestable.
4. Simplicidad: mínimo equipo de protección y circuitería asociada para cumplir los objetivos de protección.
5. Económico: máxima protección con un costo total mínimo.
Ya que estos son aspectos fundamentales de toda protección, se definen con más detalle.
3.3.1 Confiabilidad
La confiabilidad tiene dos aspectos, confianza y seguridad. La confianza se define
como ―el grado de certeza de que un relevador o sistema de protección operen
correctamente‖ (IEEE C37.2). La seguridad ―se refiere al grado de certeza de que un
relevador o sistema de protección no opere incorrectamente‖ (IEEE C37.2). En otras
palabras, la confianza indica la habilidad del sistema de protección para actuar correctamente cuando se requiere, mientras que la seguridad es su habilidad para evitar la operación innecesaria durante el transcurso normal de operación, y fallas o problemas fuera del alcance de operación que le fue designado. Existe regularmente una mínima cantidad de transitorios tolerables que el sistema de potencia puede operar exitosamente, y aquellos, tales como fallas por arqueo, que podrían desarrollar y provocar un mayor problema si no se aísla rápidamente. Por esto, la protección debe ser segura (no operar cuando se presenten transitorios tolerables), pero confiable (operar con transitorios intolerables y fallas permanentes). Son estos requerimientos complejos, junto con la especulación del problema que se pueda presentar, cuando, y donde, lo que hace que la protección del sistema de potencia sea la más interesante ciencia técnica, combinada con arte.
34
variedad infinita de transitorios que podrían alterar el sistema de protección, y la predeterminación de todas estas posibilidades es difícil o imposible de llevar a cabo cada una de ellas.
Los fabricantes regularmente usan simulaciones del sistema de potencia, y algunas veces pruebas de fallas reales en sistemas de potencia para verificar tanto confianza como seguridad. La mejor respuesta práctica para la seguridad y confianza son los conocimientos de los diseñadores, basado en el campo de la experiencia. Por esto, las instalaciones actuales en servicio cuentan con el mejor y más sofisticado laboratorio. Esto debería solamente asegurar la confiabilidad, y no ser básicamente usado para el desarrollo.
Como una generalidad, el mejoramiento de la seguridad tiende a disminuir la confianza, y viceversa. Por ejemplo, el contacto móvil de un simple relevador, puede representar una alta confianza, pero tiene la posibilidad de ser accidentalmente cerrado por un transitorio no previsto o un error humano resultando en una operación indeseable. Para minimizar este posible problema, un segundo relevador, tal como un detector de falla, puede ser usado con su contacto de operación en serie dentro del circuito de corriente de CD.
Por lo tanto, ambos contactos deben cerrar para el disparo del interruptor, el cual deberá activarse por condiciones intolerables o fallas. Esto ha incrementado la seguridad, ya que es menos probable que transitorios extraños o problemas provoquen la operación de ambos relevadores simultáneamente. Sin embargo, la confianza ha sido disminuida, por esto ahora se requiere que los dos relevadores operen correctamente. Este arreglo es usado, porque la confianza aún es alta, a la vez que la seguridad es mejorada.
La seguridad es muy importante (como lo es la fiabilidad), cuando los relevadores están conectados para toda su vida en el sistema de potencia como ―centinelas silenciosos‖, ―a la espera‖ de condiciones intolerables y experimentar todos los
35
a unos cuantos minutos, dependiendo de la velocidad del tipo de relevador en particular. Esto contrasta dramáticamente con una vida de aproximadamente unos 30 años para algunos relevadores. Por lo tanto, los relevadores básicamente no se desgastan en si por las operaciones que llevan a cabo, sino más bien, se desgastan por las pruebas de mantenimiento y usos similares.
En general, las experiencias en los sistemas de potencia, grandes y pequeños e industriales, indican que sus sistemas de protección tienen más que un 99% de confianza, lo que es de gran ayuda a la industria.
3.3.2 Selectividad.
Los relevadores tienen un área asignada conocida como zona de protección primaria, pero podrían correctamente operar respondiendo a condiciones fuera de esta zona, esta es designada como zona de respaldo o de traslape.
La selectividad (también conocida como coordinación de relevadores) es el proceso de aplicación y colocación de relevadores de protección para que respalden a otros relevadores, de tal manera que operan tan pronto como sea posible dentro de su zona primaria, solo al tener retraso de operación en su zona de respaldo. Esto es necesario para permitir que los elementos primarios asignados a esta área de respaldo o traslape tengan tiempo para operar. Por otra parte, ambos grupos de relevadores podrían operar por fallas en esta área de traslape; los relevadores primarios asignados para el área y los de respaldo. La operación de la protección de respaldo es incorrecta e indeseable a menos que la protección primaria de esa área falle, al aislar la falla. Consecuentemente, la selectividad o coordinación del relevador es importante para garantizar una máxima continuidad de servicio con una mínima desconexión del sistema.
3.3.3 Velocidad
36
El tiempo, generalmente de un valor muy pequeño, sigue siendo uno de los mejores indicadores de distinción entre transitorios tolerables e intolerables.
Un relevador de alta velocidad es el que opera en menos de 24 ms (1 ½ ciclos en una base de 60 Hz) (IEEE 100). El término instantáneo quiere decir que no hay retraso (de tiempo) y esto es introducido a propósito en el accionar del dispositivo (IEEE 100). En la práctica, los términos instantáneo y alta-velocidad son usados aleatoriamente para describir los relevadores de protección que operan en 24 ms o menos [1].
Los interruptores modernos de alta-velocidad operan en el rango de 17-50 ms (uno a tres ciclos en 60 Hz); otros operan en menos de 83 ms (cinco ciclos en 60 Hz). De esta manera, el tiempo total entre ambos (relevadores con interruptores) se encuentra en promedio aproximadamente en 35-130 ms (dos a ocho ciclos en 60 Hz) [1].
En sistemas de baja tensión, en los cuales la coordinación del tiempo es requerida entre relevadores de protección, los tiempos de operación del relevador generalmente serán más lentos; típicamente en el orden de 0.2-1.5s para la zona primaria. Los tiempos en la zona primaria del relevador más allá de 1.5-2.0s son inusuales para las fallas en esta zona, pero son posibles y existen. Por esto, la velocidad es importante, pero no siempre es absolutamente requerida, ni tampoco es siempre práctica para obtener una alta-velocidad sin tener en cuenta costo y complejidad, lo cual podría no ser justificado.
La velocidad del relevador es especialmente importante cuando la instalación protegida se encuentra dentro de una zona sensible de estabilidad del sistema de potencia. Un aislamiento más rápido de la falla reduce la capacidad de que los generadores puedan acelerarse durante este problema, y además, mejora los márgenes de estabilidad. Los diseños de relevadores microprocesadores modernos, sin embargo, incluyen procesadores y algoritmos que proporcionan altas velocidades de operación.
3.3.4 Simplicidad
37
puede provocar problemas catastróficos en el sistema de potencia. Los problemas en el sistema de protección pueden afectar gravemente a la red en general, probablemente más que cualquier otro componente del sistema electrico.
3.3.5 Economía
Es fundamental obtener la máxima protección por un mínimo costo, y el costo es siempre el principal factor. El precio más bajo del costo-inicial del sistema de protección podría no ser el más confiable; además, podría involucrar mayores dificultades en instalación y operación, así como costos de mantenimiento más altos. Los costos de protección deben ser evaluados claramente en los costos más altos del equipo que están protegiendo, y el costo de un daño o pérdida de equipo protegido a través de protección impropia. Ahorrar para reducir los costos iníciales puede resultar en un gasto mayor en muchas ocasiones, ya que este ahorro se tendrá que utilizar para reparar equipo dañado o perdido a causa de una protección inadecuada.
3.4 FACTORES QUE INFLUYEN EN EL SISTEMA DE PROTECCIÓN
Existen cuatro principales factores que influyen en la protección por relevadores:
1. Económicos.
2. ―Personalidad‖ del ingeniero de sistemas de relevadores y las características del sistema de potencia.
3. Ubicación y disponibilidad de dispositivos de desconexión y aislamiento [interruptores y dispositivos de entrada o medición (TC‘s y TP‘s)].
4. Disponibilidad de indicadores de falla (estudios de problemas a causa de estos)
3.4.1 Económicos
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3.4.2 Factor de personalidad
Que, cuando, y donde ocurrirá una condición intolerable en el sistema es impredecible. El número de posibilidades de que exista es infinito. Consecuentemente, el ingeniero debe diseñar el sistema de protección para la mayoría de estos probables eventos, basándose en experiencias pasadas, prever posibilidades que parezcan ocurran con mayor frecuencia, y las recomendaciones de fabricantes del equipo bien sustentadas en un buen análisis práctico. Esto es lo que hace de la protección un arte, así como una ciencia técnica. Debido a las personalidades de los ingenieros de protección, así como las del sistema de potencia que se refleja en la administración, las consideraciones de operación, y el desarrollo histórico, son diferentes, y de este modo es la protección adecuada lo que resulta. Aunque existe mucha tecnología en común, los sistemas y prácticas de protección están lejos de estandarizarse. Por consiguiente, la protección refleja la personalidad de los ingenieros y el sistema, haciendo de nueva cuenta más interesante el arte y la práctica del sistema de protección.
3.4.3 Ubicación de dispositivos de entrada (relevadores) y desconexión
(interruptores)
La protección puede ser aplicada solamente donde existan interruptores o dispositivos similares para llevar a cabo el aislamiento de la zona en problemas y donde los TC‘s y
TP‘s, cuando sean requeridos, sean capaces de proporcionar información acerca de
las fallas y problemas en el sistema de potencia. Una estrecha cooperación entre planificadores del sistema e ingenieros de protección es importante para facilitar la óptima ejecución y operación del sistema de protección.
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