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Análisis de la protección de distancia, criterios de ajuste y prueba para líneas de transmisión de 400 kV

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Academic year: 2020

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(1)B ENEMÉRITA U NIVERSIDAD A UTÓNOMA. DE. P UEBLA. Facultad de Ingeniería Secretaría de Investigación y Estudios de Posgrado. “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV” TESIS Que para obtener el grado de MAESTRO EN INGENIERÍA CON OPCIÓN TERMINAL EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA Presenta: GUSTAVO GARCÍA VÁZQUEZ Asesor de tesis: M.C. CARLOS MORÁN RAMÍREZ. Puebla, Pue.. Agosto 2016.

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(5) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Resumen Las líneas de transmisión cubren un área considerable geográfica de la República Mexicana, razón por la cual están expuestas a una gran cantidad y variedad de riesgos que desencadenan en falla eléctrica. Por lo anterior la estadísticas indican que las líneas de transmisión presentan el mayor índice de fallas en un sistema eléctrico, que cualquier otro de sus componentes. Los sistemas de transmisión en México están divididos por zonas de transmisión que a su vez están formados por distintos tipos de configuraciones según el área y necesidad de las misma. Además debido al crecimiento de la demanda de energía eléctrica, los sistemas de potencia son cada vez mas robustos y complejos; la operación de estas redes requiere de una constante reconfiguración de los sistemas eléctricos de potencia y como consecuencia la necesidad de realizar ajustes en los esquemas de protección para evitar operaciones incorrectas de los mismos, ante la presencia de situaciones de falla. En México, el máximo nivel de tensión de líneas transmisión de energía es de 400 kV; es por este motivo que el estudio de la protección de las mismas sea de suma importancia. Lo anterior implica que algunas líneas operadas a este nivel de tensión son las encargadas de llevar la generación hidráulica del sureste del país al centro del mismo. La red troncal de transmisión de 400 kV de la Zona de Transmisión Puebla es la que desempeña un papel importante como el anteriormente mencionado. Cuando se trata de relevadores de distancia 21/21N en la protección de líneas de transmisión que forman parte de un enlace critico y que además cuentan con buses comunes; se debe estudiar correctamente los ajustes de los mismos para evitar sobrealcances o subalcances en la operación de la protección. Por lo tanto se hará un análisis de la protección de distancia para el caso de estudio del anexo 1, con la finalidad de encontrar una respuesta formal de la operación incorrecta del relevador instalado en la L.T. LRP-A3930-PBD (SEL-321 como 21/21N). Además se propondrá la aplicación de un relevador digital de la marca SEL modelo SEL-421 explotando sus características aplicables a este caso al máximo y evitar así consecuencias de carácter económico por un ajuste incorrecto de las protecciones ante fallas de cualquier índole, ocasionado que la recuperación del sistema a las condiciones normales sea muy tardado y costoso. iv.

(6) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Abstract Transmission lines cover a large geographical area of the Mexican Republic, that is way are exposed to a large number and variety of hazards that trigger electrical failure. Therefore the statistics indicate that the transmission lines have the highest failure rate in an electrical system, than any of its components. Transmission systems in Mexico are divided by transmission areas which in turn are composed of different types of configurations depending on the area and the need of same. In addition due to the growth in demand for electricity, power systems are increasingly more robust and complex; the operation of these networks requires constant reconfiguration of power systems and consequently the need for adjustments in protection schemes to prevent incorrect operations thereof, in the presence of fault situations. In Mexico, the peak voltage power transmission lines is 400 kV; It is for this reason that the study of protecting them is of utmost importance. This implies that some operated at this voltage level lines are responsible for bringing the southeastern hydraulic generation to the center of it. The backbone transmission network 400 kV Transmission Zone Puebla is the one that plays an important role as the aforementioned. When it comes to distance relays 21/21N in protecting transmission lines are part of a critical link and also have common buses; It should properly study the same settings to avoid overreach or subalcances in the operation of protection. So will an analysis of distance protection for the case study in Annex 1, in order to find a formal response from the bad operation of the relay installed in the L.T. LRP-A3930-PBD (SEL-321 as 21/21N). Furthermore the application of a digital relay brand SEL model SEL-421 is proposed by exploiting their applicable features to this case to the fullest and avoid economic consequences due to incorrect setting of protections against failures of any kind, I caused the system recovery to normal conditions is very time consuming and costly.. v.

(7) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Dedicatoria A Dios. Por haberme permitido llegar hasta este punto y haberme dado salud para lograr mis objetivos, además de su infinita bondad y amor. A mi madre Alicia. Por haberme apoyado en todo momento, por sus consejos, sus valores, por la motivación constante que me ha permitido ser una persona de bien, pero más que nada, por su amor. A mi padre Valentín. Por los ejemplos de perseverancia y constancia que lo caracterizan y que me ha infundado siempre, por el valor mostrado para salir adelante y por su amor. A mis hermanos Gabriela y Valentín Jr. Por el cariño, apoyo y amor que hemos compartido todos estos años juntos.. vi.

(8) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Agradecimientos A Dios, por darme la oportunidad de vivir y por estar conmigo en cada paso que doy, por fortalecer mi corazón e iluminar mi mente y por haber puesto en mi camino a aquellas personas que han sido mi soporte y compañía durante todo el periodo de estudio. A mi familia por ser el pilar fundamental en todo lo que soy, en toda mi educación, tanto académica, como de la vida, por su incondicional apoyo perfectamente mantenido a través del tiempo. A la Benemérita Universidad Autónoma de Puebla, en la cual se logró estudiar esta Maestría. A la Facultad de Ingeniería por apoyarnos e impulsarnos para la culminación de este Posgrado y contribuir a la formación académica de cada alumno de esta Maestría en Ingeniería. A todos los docentes de la BUAP, del IPN, empresas e institutos que aportaron conocimientos y sabiduría para mi formación académica profesional. A mi Asesor el M.C. Carlos Morán Ramírez por su enseñanza, correcciones y aportaciones en este trabajo académico profesional. Al M.I. Genaro Campos Castillo coordinador de la Maestría en Ingeniería con opción terminal en Sistemas Eléctricos de Potencia, por su atención y compromiso con el alumnado. A mis revisores el Dr. Juan Carlos Escamilla Sánchez y al M.C. Ismael Albino Padilla. Al personal administrativo y de servicios de ésta Facultad y Posgrado. A mis amigos y compañeros con los que estudie esta etapa de posgrado Iván, Isaac, Jorge Porfirio, Omar, Lucio, Benjamín, Alan, Julio, Gerardo, José Luis. A mis amigos que han estado de una u otra forma con su apoyo y amistad Jesús Enrique, Carolina, Ricardo, Giovanni, Luis Gerardo, Rosa Anel, Liliana, Elías, Adrián, todos aquellos familiares y amigos que no recordé al momento de escribir esto. Ustedes saben quiénes son.. vii.

(9) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Índice general. Resumen. iv. Abstract. v. Dedicatoria. vi. Agradecimientos. vii. Índice general. viii. Índice de figuras. xii. Índice de tablas. xviii. Simbología. xix. Capítulo 1. Introducción. 1. 1.1 Definición del problema. 2. 1.2 Justificación. 3. 1.3 Objetivo de la tesis. 4. 1.4 Alcance del proyecto. 4. 1.5 Aportaciones. 4. 1.6 Estado del arte. 5. Capítulo 2. Protección de distancia 21. 9. 2.1 Introducción. 10. 2.2 Principios de la protección de líneas de transmisión. 11. 2.2.1 Objetivos básicos del sistema de protección por relevadores. 15. 2.2.2 Factores que afectan a los sistemas de protección. 17. 2.2.3 Desempeño de los relevadores de protección. 17. 2.3 Fundamentos de la protección de distancia. 18. 2.3.1 Concepto. 18. 2.3.2 Impedancia del relevador (Impedancia secundaria). 20. 2.3.2.1 Impedancia aparente “vista” por un relevador de distancia. 21 viii.

(10) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . 2.3.2.1.1 Representación de las potencias P y Q del sistema en un diagrama R-X. 21. 2.3.3 Diagrama de impedancia. 23. 2.3.4 Medición de distancia. 24. 2.3.4.1 Comparador de fase 2.3.5 Discriminación de la dirección de la falla 2.4 Tipos de relevadores de distancia. 29 31 37. 2.4.1 Relevador tipo impedancia. 37. 2.4.2 Relevador tipo reactancia. 39. 2.4.3 Relevador tipo MHO. 41. 2.4.4 Relevador con características poligonales. 42. 2.5 Impedancias de falla vista por un relevador de distancia 2.5.1 Falla de fase a fase. 43 44. 2.5.1.1 Impedancia de falla vista por el relevador Rab , ante una falla b-c. 45. 2.5.1.2 Impedancia de falla vista por el relevador Rbc , ante una falla b-c. 45. 2.5.1.3 Impedancia de falla vista por el relevador Rca , ante una falla b-c. 46. 2.5.2 Falla de doble línea a tierra. 47. 2.5.3 Falla de línea a tierra. 48. 2.5.3.1 Impedancia de falla vista por el relevador Rag , ante una falla a-g. 48. 2.5.3.2 Impedancia de falla vista por el relevador Rbg , ante una falla b-g. 50. 2.5.3.3 Impedancia de falla vista por el relevador Rcg , ante una falla c-g. 51. 2.5.4 Falla trifásica. 51. Capítulo 3. Fuentes de error en la medición de los elementos de distancia y protección de líneas de transmisión cortas.. 55. 3.1 Efecto infeed y outfeed. 55. 3.2 Resistencia de falla. 58. 3.3 Acoplamiento mutuo en líneas de transmisión. 62. 3.4 Invasión de carga. 65. 3.5 Transitorios en transformadores de potencial con acoplamiento capacitivo. 66. 3.6 Pérdida de potencial. 68 ix.

(11) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . 3.7 Incorrecta estimación de la impedancia de línea de secuencia cero. 69. 3.8 Influencia de la relación de la fuente (X/R). 70. 3.9 Protección de líneas de transmisión cortas. 72. 3.9.1 Definición de línea corta. 72. 3.9.2 Problemas asociados con la protección de líneas cortas. 72. 3.9.3 Retos de la protección de líneas cortas. 73. 3.9.3.1 Elementos de distancia. 73. 3.9.3.2 Consideraciones de ajuste para un nivel de SIR alto. 74. Capítulo 4. Análisis y propuesta de metodología de ajuste para el esquema de distancia 21/21N como solución a la problemática presentada en el. 77. evento del día 5 de mayo de 2013 en la S.E. LRP 4.1 Síntesis del evento. 77. 4.2 Análisis del esquema de protección de distancia 21/21N (SEL-321) instalado en la …...L.T. LRP-A3930-PBD. 78. 4.2.1 Análisis de oscilografía del reporte de evento en la protección digital SEL………...321 como 21/21N instalado en la L.T. LRP-A3930-PBD. 81. 4.2.2 Ajustes encontrados en la protección digital de distancia 21/21N de la L.T. ………...LRP-A3930-PBD. 97. 4.3 Metodología propuesta basada en el cálculo adecuado de el SIR como solución a la …..problemática de sobrealcance presentada en el relevador digital de distancia …..instalado en L.T. LRP-A3930-PBD. 100. 4.3.1 Clasificación de líneas de transmisión. 100. 4.3.2 Cálculo tradicional de el SIR  . 103. 4.3.3 Método propuesto para el calculo adecuado del SIR para la clasificación de …………líneas de transmisión y aplicación de relevadores de protección. 105. 4.3.4 Cálculo de el SIR basado en la metodología propuesta para la clasificación de ………...la longitud eléctrica de la L.T. LRP-A3930-PBD. 107. 4.3.5 Metodología implementada para mitigar el sobrealcance de los elementos de … ……. .distancia por transitorios en el TPAC  . 110 x.

(12) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . 4.3.6 Propuesta de habilitación de lógica de detección de transitorios en TPAC …………para la mitigación de transitorios y evitar el sobrealcance del esquema de …………distancia. 112. Capítulo 5. Pruebas y resultados. 115. 5.1 Prueba del relevador digital de distancia SEL-421 ante una falla típica monofásica …..de la fase B a tierra en zona 1 y análisis.. 115. 5.1.1 Presentación de oscilografía y grafica de resultado para la falla monofásica ………...de fase B a tierra.. 122. 5.2 Prueba del relevador digital de distancia SEL-421 ante una falla típica monofásica …..de la fase B a tierra en zona 2 (bus remoto frontal) y resultado.. 126. 5.3 Prueba y evaluación del relevador digital SEL-421 para la falla presentada el día 5 de mayo de 2013 considerando método de ajuste propuesto.. 129. Conclusiones y trabajo futuro. 135. Referencias. 138. Anexos. 141. xi.

(13) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Índice de figuras Figura 2.1 Principio de la protección de distancia, medición de la impedancia de falla. 19. …………… [12]. Figura 2.2 Principio de la protección de distancia, zonas de distancia con gradiente de …………… tiempo [12].. 19. Figura 2.3 Impedancia vista por un relevador bajo distintas condiciones del sistema.. 22. Figura 2.4 Voltaje, corriente e impedancia vista por el relevador Ra.. 23. Figura 2.5 Impedancias de carga y de cortocircuito [12].. 24. Figura 2.6a Comparador de puente rectificador [12].. 25. Figura 2.6b Circulo de impedancia [12].. 25. Figura 2.7 Características de disparo de la protección electromecánica [12].. 26. Figura 2.8a Relevador de copa de inducción [12].. 26. Figura 2.8b Característica MHO [12].. 26. Figura 2.9 Característica combinada de línea recta y circulo [12].. 28. Figura 2.10 Circulo MHO polarizado opuesto (para fallas en dirección hacia delante de la ……………...línea) [12].. 28. Figura 2.11 Característica cuadrilateral de disparo [12].. 29. Figura 2.12 Medición de distancia por comparación de fase (lógica de coincidencia) [12].. 30. Figura 2.13 Discriminación de la dirección de la falla [12].. 32. Figura 2.14 Fasores de secuencia negativa para una falla monofásica en la fase A.. 34. Figura 2.15 Fasores de secuencia cero para una falla monofásica en la fase A.. 35. Figura 2.16 Característica general de un relevador tipo impedancia.. 37. Figura 2.17 Circuitos de contacto de las unidades principales.. 38. Figura 2.18 Características tipo impedancia direccional.. 39. Figura 2.19 Característica general de relevador tipo reactancia.. 40. Figura 2.20a Característica general de un relevador tipo MHO.. 42. Figura 2.20b Relevador MHO desplazado.. 42. Figura 2.21 Zonas de operación de los relevadores de distancia con característica ……………. .cuadrilateral.. 43 xii.

(14) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Figura 2.22 Diagrama unifilar de un sistema trifásico.. 43. Figura 2.23 Conexión de las redes de secuencia para falla entre fases b y c.. 44. Figura 2.24 Conexión de las redes de secuencia para la falla de doble línea a tierra.. 47. Figura 2.25 Conexión de las redes de secuencia para la falla de fase a tierra.. 48. Figura 2.26 Red de secuencia positiva para una falla trifásica.. 52. Figura 3.1 Diagrama unifilar representativo del efecto infeed.. 56. Figura 3.2 Para fallas resistivas, los relevadores de ambos lados de la línea miden solo ……………una porción de la corriente que fluye a través de la resistencia de falla.. 58. Figura 3.3 La resistencia de falla es fuente de error para los elementos de distancia.. 59. Figura 3.4 Representación en el plano complejo de voltaje de una falla resistiva en un ……………sistema no homogéneo.. 60. Figura 3.5 Red de secuencia cero para una falla a tierra en el sistema mostrado en la ……………figura 3.2.. 61. Figura 3.6 El acoplamiento mutuo afecta a los elementos de distancia de tierra y ……………direccionales.. 62. Figura 3.7 Características del elemento de invasión de carga.. 65. Figura 3.8 . TPAC con FSCs activo tiene mejor repuesta transitoria que un TPAC con ……………..FSCs pasivo según su SIR.. 67. Figura 3.9 Bloqueo de la lógica de salida de disparo para un transitorio de en TPAC con ……………un SIR=10.. 68. Figura 3.10 Diagrama unifilar para explicar el caso de la relación (X/R).. 71. Figura 3.11 Representación de la resistencia de falla ante los distintos tipos de falla.. 72. Figura 4.1 Diagrama unifilar de las condiciones del evento del día 5 de mayo de 2013.. 77. Figura 4.2 Oscilografía general del evento del día 5 de mayo de 2013.. 81. Figura 4.3 Corriente de la fase A en la falla vista por el 21/21N de la L.T. LRP-A3930…………… PBD.. 82. Figura 4.4 Corriente de la fase B en la falla vista por el 21/21N de la L.T. LRP-A3930…………… PBD.. 82. Figura 4.5 Corriente de la fase C en la falla vista por el 21/21N de la L.T. LRP-A3930…………… PBD.. 83 xiii.

(15) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Figura 4.6 Volatje de la fase A en la falla vista por el 21/21N de la L.T. LRP-A3930-PBD.. 83. Figura 4.7 Volatje de la fase B en la falla vista por el 21/21N de la L.T. LRP-A3930-PBD.. 84. Figura 4.8 Volatje de la fase C en la falla vista por el 21/21N de la L.T. LRP-A3930-PBD.. 84. Figura 4.9 Perfil RMS de corrientes de la falla vista por el 21/21N de la L.T. LRP-A3930.. PBD.. 85. Figura 4.10 Perfil RMS de voltaje de la fase A de la falla vista por el 21/21N de la L.T. .. LRP-A3930-PBD.. 85. Figura 4.11 Perfil RMS de voltaje de la fase B de la falla vista por el 21/21N de la L.T. ……………..LRP-A3930-PBD.. 86. Figura 4.12 Perfil RMS de voltaje de la fase C de la falla vista por el 21/21N de la L.T. ……………..LRP-A3930-PBD.. 86. Figura 4.13 Perfil RMS de voltajes de secuencia de la falla vista por el 21/21N de la L.T. .. LRP-A3930-PBD.. 87. Figura 4.14 Perfil RMS de corrientes de secuencia de la falla vista por el 21/21N de la .. L.T. LRP-A3930-PBD.. 87. Figura 4.15 Comparativa del comportamiento del perfil RMS de la salida de voltaje de un ……………..a) TPAC simulado [18] y b) el TPAC de la falla de la L.T. LRP-A3930-PBD.. 90. Figura 4.16 Comparativa del comportamiento de la salida de voltaje en función del tiempo ……………..de un a) TPAC simulado [19] y b) el TPAC de la falla de la L.T. LRP-A3930……………..PBD.. 91. Figura 4.17 Comparativa del comportamiento de la trayectoria de impedancia de falla de ……………...un a) TPAC simulado [19] y b) el TPAC del 21/21N de la L.T. LRP-A3930……………..PBD.. 92. Figura 4.18 Reporte de evento estándar del relevador SEL-321 instalado en la L.T. LRP……………..A3930-PBD para los primeros 3 ciclos de muestreo.. 93. Figura 4.19 Cálculo del fasor para un reporte de evento de 4 muestras por ciclo [24].. 94. Figura 4.20 Impedancias calculadas conforme a la tabla 4.1 a partir de la guía de ..……………aplicación AG2014-27 [24].. 96. Figura 4.21 SIR como un circuito divisor de voltaje.  . 102. Figura 4.22 Obtención de la impedancia equivalente de Thevenin.. 104 xiv.

(16) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Figura 4.23 Calculo de Zs usando la caída de voltaje a través de la impedancia fuente ………………local.. 106. Figura 4.24 Red troncal de 400 kV de la Zona de Transmisión Puebla y sus fronteras vista ……………..en ASPEN oneliner.. 108. Figura 4.25 Fasores de corriente y voltaje, vistos en la localidad del relevador para una ……………..falla trifásica en el bus remoto.. 108. Figura 4.26 Fasores de corriente y voltaje, vistos en la localidad del relevador para una ……………..falla de fase a tierra en el bus remoto.. 109. Figura 4.27 Ajuste del máximo alcance de zona 1 según su SIR [18].. 111. Figura 4.28 Vista del resultado del máximo alcance del ajuste de zona 1 según su SIR en …………….pu y ohm secundarios con el programa realizado en MATLAB.. 111. Figura 4.29 Lógica de detección de transitorios en transformadores de potencial con ……………..acoplamiento capacitivo [25].. 113. Figura 5.1 Vista del menú donde se seleccionó el tipo de falla.. 115. Figura 5.2 Vista de la corrida de cortocircuito para una falla monofásica a tierra en la ……………fase B.. 116. Figura 5.3 Submenú para la creación del archivo de falla.. 116. Figura 5.4 Selección del tipo de formato al cual será enviado el archivo de falla creado.. 117. Figura 5.5 Vista del menú de selección de tiempos de duración de falla y ruta para ……………guardar el archivo.. 117. Figura 5.6 Plataforma general del modulo de prueba de transitorios y estado dinámico de ……………la fuente doble F6150.. 118. Figura 5.7 Verificación de comunicación con el equipo de prueba.. 118. Figura 5.8 Pestaña de selección del archivo a exportar.. 119. Figura 5.9 Selección de los canales de voltaje y corriente para ser inyectados por la ……………fuente. Figura 5.10 Pestaña de selección de configuración física de la fuente y rangos de ……………..inyección en voltaje y corriente.. 119 120. Figura 5.11 Pestaña de selección de los tiempos de inyección de corriente y voltaje (pre……………..falla, falla y pos-falla).. 120 xv.

(17) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Figura 5.12 Pestaña de la prueba cargada lista para ejecutar.. 121. Figura 5.13 Ventana que muestra la ejecución de la prueba en proceso.. 121. Figura 5.14 Panel frontal del relevador digital SEL-421, se muestra el resumen del evento ……………..y elementos operados.. 122. Figura 5.15 Oscilografía general registrada por el relevador para una falla monofásica a ……………..tierra en la fase B.. 123. Figura 5.16 Perfil de la magnitud de voltajes presentes en la falla.. 123. Figura 5.17 Perfil de la magnitud de corrientes presentes en la falla.. 124. Figura 5.18 Corrientes de secuencia presentes en la falla.. 124. Figura 5.19 Perfil de magnitudes de voltajes de secuencia presentes en la falla.. 125. Figura 5.20 Trayectoria de la impedancia de falla (fase B a tierra zona 1).. 125. Figura 5.21 Panel frontal del relevador, muestra registro de evento y elementos operados.. 126. Figura 5.22 Oscilografía general obtenida del relevador para la falla de fase B atierra en ……………...zona 2.. 126. Figura 5.23 Perfil de la magnitud de corrientes presentes en la falla.. 127. Figura 5.24 Perfil de la magnitud de voltajes presentes en la falla.. 127. Figura 5.25 Corrientes de secuencia presentes en la falla.. 128. Figura 5.26 Perfil de magnitudes de voltajes de secuencia presentes en la falla.. 128. Figura 5.27 Trayectoria de la impedancia de falla (fase B a tierra zona 2 bus remoto).. 129. Figura 5.28 Panel frontal del relevador digital SEL-421, se aprecia el registro del evento pero no hay operación por parte del relevador de distancia.. 130. Figura 5.29 Oscilografía general obtenida del relevador para la falla ocurrida en día 5 de ………………mayo de 2013.. 130. Figura 5.30 Comparación de los registros de ambos relevadores sobre la localización de la falla, que es prácticamente el mismo lo que corrobora que el algoritmo es el mismo.. 131. Figura 5.31 Perfil de la magnitud de corrientes presentes en la falla.. 132. Figura 5.32 Perfil de la magnitud de voltajes presentes en la falla.. 132. Figura 5.33 Corrientes de secuencia presentes en la falla.. 133. Figura 5.34 Perfil de magnitudes de voltajes de secuencia presentes en la falla.. 133. xvi.

(18) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Figura 5.35 Trayectoria de la impedancia de falla (falla inyectada al relevador SEL-421. 134. ……………..de evento del día 5 de mayo de 2013).. xvii.

(19) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Índice de tablas. Índice general…………………….. Tabla 2.1 Comparación de los principios de la protección de líneas de transmisión (ventajas).. 12. Tabla 2.2 Comparación de los principios de la protección de líneas de transmisión (desventajas).. 13. Tabla 2.3 Entrada al elemento direccional de secuencia positiva.. 36. Tabla 3.1 Resumen de los desafíos de la protección de líneas de transmisión.. 55. Tabla 4.1 Formulas de impedancia para los puntos graficados en la figura 4.17a.. 95. Tabla 4.2 Grupo 1 de ajustes encontrados en el relevador SEL-321.. 97. Tabla 4.3 Significado de los ajustes del relevador SEL-321.  . 98. Tabla 4.4 Parámetros de la línea.. 107. Tabla 4.5 Valores obtenidos para una falla trifásica en el bus remoto.. 109. Tabla 4.6 Valores obtenidos para una falla monofásica en el bus remoto.. 110. Tabla 4.7 Comparación de la clasificación de la L.T. LRP-A3930-PBD según el método empleado.. 110. xviii.

(20) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Simbología a. Fase a en voltaje o corriente. b. Fase b en voltaje o corriente. c. Fase c en voltaje o corriente. MTA. Angulo de par máximo de la impedancia de la línea. kV. Kilo Volt. 21/21N Relevador de distancia de fase y de tierra MW. Mega Watts. MVAR Mega Volt Ampere Reactivos Usc. Voltaje de cortocircuito. Isc. Corriente de cortocircuito. ZF. Impedancia de falla. ZS. Impedancia fuente. V1. Voltaje de secuencia positiva. V2. Voltaje de secuencia negativa. V0. Voltaje de secuencia cero. I1. Corriente de secuencia positiva. I2. Corriente de secuencia negativa. I0. Corriente de secuencia cero. R. Resistencia. C. Capacitancia. L. Inductancia. X. Reactancia. P. Potencia activa. Q. Potencia reactiva. Z. Impedancia. f. Frecuencia. V. Voltaje. I. Corriente. Hz. Hertz xix.

(21) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Z1. Impedancia de secuencia positiva. Z2. Impedancia de secuencia negativa. Z0. Impedancia de secuencia cero. ZR. Impedancia de relevador. ZL. Impedancia de línea. m. Distancia en por unidad. Za-g. Impedanica vista en la fase “a” a tierra. Zb-g. Impedanica vista en la fase “b” a tierra. Zc-g. Impedanica vista en la fase “c” a tierra. Za-b. Impedanica vista en la fase “a-b”. Zb-c. Impedanica vista en la fase “b-c”. Zc-a. Impedanica vista en la fase “c-a”. E. Tensión. 0,1,2. Secuencia de fases (Cero, positiva ynegativa). xx.

(22) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . CAPÍTULO 1. xxi.

(23) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Capítulo 1 Introducción En los últimos años el SIN1 ha tenido un gran desarrollo en su topología y elementos que lo conforman, lo cual ha obligado el aumento de las potencias transmitidas, el incremento de longitud de líneas de transmisión; así como la formación de sistemas anillados. Lo anterior implica que el SIN sea mas complejo y difícil de operar. El SIN esta sujeto a una variedad de disturbios y fallas eléctricas, por lo tanto debe ser capaz de mantener su estado estable o cuasiestable. La complejidad que se deriva de esta exigencia hace necesario buscar métodos eficaces, que aseguren una adecuada protección de los componentes del sistema de potencia [1]. Los esquemas actuales de protección de líneas de transmisión en México esta basado en la norma de referencia de la Comisión Federal de Electricidad NRF-041-2005 [2]. Esta norma especifica el esquema de protección apropiado para lo protección de líneas de transmisión de 400 kV de acuerdo a sus características, donde además este nivel de tensión es el máximo utilizado en las zonas de transmisión de la Comisión Federal de Electricidad para transporte de energía y que será objeto de estudio del presente trabajo. Debido a la complejidad que implica ajustar y coordinar una protección de distancia para líneas de transmisión de 400 kV, se analizará un caso de estudio en particular (reporte de falla del día 5 de mayo de 2013 de la Zona de Transmisión Puebla) que se presenta como anexo 1, donde se propondrá la aplicación (calculo, ajuste y prueba) de una protección de distancia digital 21/21N, modelo SEL-421 con la finalidad de explotar al máximo sus características de operación proporcionando una adecuada protección de distancia para evitar sobrealcances o subalcances del mismo, que se ve reflejado en salidas de línea y disparos en falso de interruptores de potencia..                                                                                                                         1.  Sistema Interconectado Nacional  . 1.

(24) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . 1.1 Definición del problema La línea de transmisión es el elemento principal y abundante usado para transmitir potencia desde las fuentes de generación hasta puntos distantes de carga o sistemas de potencia adyacentes [3]. Además la línea de transmisión es el elemento del sistema de potencia con mas probabilidad de falla, debido a que se encuentran expuestas a factores que pueden desencadenar en falla eléctrica, tales como: ambientales, vandalismo, fallas en aislamiento, etc. La protección de sistemas eléctricos de potencia y exclusivamente la protección de líneas de transmisión, es considerada la mas compleja de aplicar. Esto se debe a la abundancia de dicho elemento en el sistema de potencia, a la cantidad de ajustes, criterios y factores que repercuten en la definición de los ajustes de relevadores de protección [1]. Uno de los esquemas de protección empleado en la protección de líneas de transmisión es el relevador de distancia 21/21N, ya que es el tipo de protección que mejor se desempeña en la detección de fallas encontradas en su zona de alcance [1]. Además uno de los problemas a los cuales se enfrenta el ingeniero de protecciones, es el ajuste de relevadores de distancia en líneas de extra alta tensión de sistemas anillados o donde la diferencia de impedancias de líneas adyacentes son muy grandes[1]. Este problema implica que el relevador de distancia pueda tener una operación incorrecta derivada de una o alguna combinación de las siguientes causas: 1. Ajustes incorrectos 2. Inadecuada aplicación del esquema 3. Errores personales 4. Falla o problemas en el equipo auxiliar del esquema (TC2, TP3, TPC4, banco de baterías, cableado, canal de comunicación, etc.) [3]. Bajo este escenario y como se reporta en el anexo 1 del presente trabajo, se buscará una respuesta formal a la problemática de sobrealcance del relevador de distancia instalado en el lado de la subestación eléctrica San Lorenzo Potencia ante la falla presentada en el bus de la subestación                                                                                                                         2.  Transformador de corriente Transformador de Potencial 4 Transformador de Potencial Capacitivo   3. 2.

(25) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . eléctrica Puebla Dos con fecha del 5 de mayo de 2013, dicho relevador es digital modelo SEL321 de la marca Schweitzer Engineering Laboratories (SEL). Nota 1: ver anexo 1. 1.2 Justificación La energía eléctrica generada en los complejos hidroeléctricos, termoeléctricos, nucleoeléctricos, etc., es transportada por las líneas de transmisión; siendo llevada a grandes distancias hasta los centros de consumo. En México, el máximo nivel de tensión de líneas transmisión de energía es de 400 kV; es por este motivo que el estudio de la protección de las mismas sea de suma importancia. Lo anterior implica que algunas líneas operadas a este nivel de tensión son las encargadas de llevar la generación hidráulica del sureste del país al centro del mismo [4]. La red troncal de transmisión de 400 kV de la Zona de Transmisión Puebla es la que desempeña un papel importante como el anteriormente mencionado. Esta red troncal de 400 kV cuenta con enlaces críticos5 de transmisión (PBD-A3930-LRP y PBD-A3T20-LRP donde su limite práctico de operatividad de estas líneas de 3 conductores por fase es de 1200 MW ante una contingencia sencilla) [4], los cuales no están exentos de fallas eléctricas y por lo cual se hace necesario que cuente con un sistema de protección apropiado para detectar fallas o condiciones anormales e iniciar una acción lo mas pronto posible para la liberación de falla y de esta manera mantener la estabilidad del sistema de potencia y en consecuencia la continuidad de suministro de energía eléctrica. Cuando se trata de relevadores de distancia 21/21N en la protección de líneas de transmisión que forman parte de un enlace critico y que además cuentan con buses comunes; se debe estudiar correctamente los ajustes de los mismos para evitar sobrealcances o subalcances en la operación de la protección [5]..                                                                                                                         5.  Se estable como líneas de transmisión con flujos de potencia altos, donde se trata de eludir la pérdida de las mismas y por lo tanto la sobrecarga del sistema de potencia ante contingencias sencillas.  . 3.

(26) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Por lo tanto se hará un análisis de la protección de distancia para el caso de estudio del anexo 1, considerando líneas de transmisión que forman parte de un enlace crítico de transmisión (necesidad de tiempos de libramientos cortos en la base de 60 Hz y la afectación mínima a la cargabilidad de las mismas), con canal de comunicación. Se propondrá la aplicación de un relevador digital de la marca SEL modelo SEL-421 explotando sus características aplicables a este caso al máximo y evitar así consecuencias de carácter económico por un ajuste incorrecto de las protecciones ante fallas de cualquier índole, ocasionando que la recuperación del sistema a las condiciones normales sea muy tardado y costoso. 1.3 Objetivo de la tesis Proponer una metodología para el análisis, ajuste, aplicación y prueba de un relevador digital multifunción modelo SEL-421 como esquema de protección de distancia 21/21N contra fallas eléctricas de fase a tierra para líneas de transmisión que formen parte de un enlace crítico de transmisión en el nivel de tensión de 400 kV y que cuente con canal de comunicación; con la finalidad de encontrar una respuesta formal y solución para el caso de estudio de sobrealcance del relevador de distancia del anexo 1. 1.4 Alcance del proyecto Realizar una metodología para el ajuste, aplicación y prueba de la protección de distancia para líneas de transmisión que formen parte de un enlace crítico y sistema anillado en el nivel de tensión de 400 kV basados en los criterios de la protección de líneas de trasmisión de la CFE6, la norma IEEE C37.113-1999, guías y artículos publicados por el fabricante (SEL) para la Zona de Transmisión Puebla. Además encontrar un respuesta formal y dar una solución a la problemática de sobrealcance del relevador de distancia instalado en la L.T. LRP-A3930-PBD..                                                                                                                         6.  Comisión Federal de Electricidad  . 4.

(27) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . 1.5 Aportaciones Ø Desarrollar un programa en MATLAB para el cálculo del SIR7 adecuado para la clasificación de líneas de transmisión, análisis y la aplicación del relevador de distancia de la L.T. LRP-A3930-PBD. Ø Propuesta de una metodología para el ajuste de alcance de la zona 1 para mitigar transitorios de transformadores de potencial capacitivo según el SIR encontrado. Ø Propuesta de habilitación de una lógica de detección de transitorios en transformadores de potencial con acoplamiento capacitivo para la mitigación de los mismos. Ø Realizar una prueba física con apoyo de una fuente trifásica automática para relevadores, con la finalidad de evaluar el desempeño del relevador digital modelo SEL-421 propuesto para esta aplicación especial (reporte de falla del anexo 1). Lo anterior con la objetividad de aportación del presente trabajo como una base y plantilla para esquemas de distancia para probar la seguridad de un esquema de protección. 1.6 Estado del arte Los inicios de la protección de los sistemas eléctricos de potencia se remonta al siglo pasado, en aquel entonces se utilizaban protecciones de sobrecorriente mediante fusibles. Estos son efectivos y económicos pero tienen desventajas, tales como no discriminar entre fallas presentadas en el lado de la carga o en el lado de generación y una vez que la falla es liberada, el sistema no puede restaurarse ya que después de cada operación, el fusible tiene que ser remplazado. El desarrollo tecnológico alcanzado en esta área se debe al crecimiento continuo del sistema eléctrico de potencia y de sus elementos que han determinado la necesidad de protecciones con características mejores, así como el desarrollo de la electromecánica, la electrónica, las técnicas de análisis de sistemas de potencia, computación, comunicaciones y procesamiento de señales digitales, todos estos se consideran como elementos importantes en el desarrollo de la tecnología de protección [15]. El desarrollo de los relevadores electromecánicos contribuyó en mejoras de la protección del sistema eléctrico de potencia, ya que estos relevadores proveen medios para controlar los tiempos                                                                                                                         7.  SIR.  Source  Impedance  Ratio  por  su  siglas  en  inglés,  es  la  relación  de  impedancia  fuente  a  la  línea.  . 5.

(28) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . de operación y habilidad para el recierre de circuitos. Los relevadores de estado sólido se introdujeron en los años 50’s, inicialmente no eran aceptados por los usuarios porque sus diseños eran inadecuados y los componentes electrónicos tenían un alto índice de falla. Más tarde, se desarrollaron semiconductores con características mejores y esto permitió el uso de ellos. Los avances en el área de circuitos integrados permitieron desarrollar chips de adquisición de datos, entre otros, permitiendo el desarrollo de los relevadores digitales microprocesados [15]. El relevador digital microprocesado ha sido el tema de la investigación por las universidades y fabricantes por muchos años. Uno de los primeros conceptos propuestos para las funciones de protección y ejecución que usaban los dispositivos digitales, se describió en 1969 por Rockefeller. El enfoque descrito por Rockefeller fue proporcionar una computadora numérica que proporcionaría más allá de la protección requerida de un relevador para una subestación. Las computadoras numéricas de esa época no eran lo suficientemente rápidas para realizar todas las funciones de protección, así que esta idea no fue aceptada extensivamente. El artículo de Rockefeller, sin embargo, contaba con una descripción de los algoritmos. Otros investigadores retomaron el concepto de la protección digital, marcando el principio de otras investigaciones. La mayor parte, de estas ideas tuvieron que esperar la llegada de equipo informático menos costoso. Actualmente los relevadores digitales están disponibles, casi de uso común [15]. Los dispositivos digitales disponibles son versátiles, una característica es la naturaleza programable de estos dispositivos. Por ejemplo, los relevadores de sobrecorriente son capaces de ser ajustados para una variedad amplia de curvas características tiempo-corriente y estos ajustes se modifican fácilmente en campo, sin cambiar el dispositivo físico. Muchos de los relevadores digitales son insensibles a la componente de C.D de la corriente de falla, esto mejora la selectividad de los relevadores [15]. La evolución de los relevadores de protección ha sido descrita por cuatro "generaciones", que se definen a continuación: 1. Relevadores electromecánicos 2. Relevadores de estado sólido discretos (relevadores estáticos) 3. Equipo fijo de estado sólido, montado en un rack, para funciones múltiples de protección. 6.

(29) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . 4. Relevadores digitales basados en microprocesadores que miden corrientes y voltajes por muestreo de las formas de onda. Los equipos de primera generación utilizaron los métodos tradicionales de operación de los relevadores, con una marcada diferencia de estos dispositivos electromecánicos, en el mejoramiento de las diferentes funciones de estos relevadores. El sistema de la segunda generación fue introducido a principios de los años 60 y representó un paso importante en la evolución de los equipos de protección. Estos relevadores emplearon componentes electrónicos de estado sólido y son llamados relevadores "estáticos" debido a la ausencia de cualquier elemento mecánico o móvil. El equipo de la tercera generación fue introducido en los años 70, utilizando circuitos integrados. Estos equipos contaron con sistemas más complejos y consecuentemente tuvieron un mejor funcionamiento del control y lógica de operación [15]. La cuarta generación está representada por el equipo disponible desde los años 80 y es absolutamente diferente a las tecnologías anteriores, con una completa integración de elementos digitales. Estos sistemas están caracterizados por dispositivos de autodiagnóstico y programables. Pueden realizar funciones de protección, y generalmente guardan los archivos digitales del evento presentado para un análisis posterior, también existe la perspectiva que los relevadores digitales microprocesados proporcionan ajustes adaptables, cuando las condiciones de sistema cambian [15]. En la actualidad la protección por relevadores ya está siendo dominada por los dispositivos digitales. La aplicación de microprocesadores proporciona un hardware de mayor estandarización ya que los dispositivos tienen gran flexibilidad, por lo que no es necesario tener varios dispositivos [15]. La actual protección digital está dirigido hacia lo que se considera la quinta generación; que es la combinación o integración de la protección, medición, control y comunicación de un sistema de protección integrado, para una subestación completa, lo cual se está aplicando a nivel mundial, con la protección inteligente de tipo adaptiva, que trabaja en función de las necesidades de operación del sistema eléctrico de potencia.. 7.

(30) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Cabe destacar que el presente trabajo considera la investigación desarrollada en los últimos años en la SEPI ESIME Zacatenco del Instituto Politécnico Nacional (IPN) referente al área de protecciones. Con diversos temas y casos de estudio, algunos de estos trabajos se mencionan a continuación: David Sebastián Baltazar, en 1993, desarrolló una herramienta computacional para determinar la impedancia de ajuste de los relevadores de distancia de fase, para la obtención de una coordinación adecuada en la operación de la protección, ante la ocurrencia de fallas. El programa reporta las impedancias observadas por cada relevador ante una falla, así como las zonas que observan los relevadores [5]. En 1998, Daniel Álvarez Hernández, propone un modelo computacional que permite realizar el ajuste y coordinación de un sistema de protección adaptable con relevadores de sobrecorriente desde una computadora central [5]. En 1999, David Sebastián Baltazar, diseñó un sistema de protección adaptable basado en una estructura jerárquica asociado al sistema eléctrico de potencia, además de un sistema experto para coordinar esquemas de protección en sistemas de transmisión [5]. Carlos Moran Ramírez en el 2007, propone un esquema de protección para fallas de alta impedancia en líneas de transmisión de alta tensión [17]. En el 2007 Leticia García Antonio realiza el modelado y aplicación de los relevadores digitales (Distancia y sobrecorriente) utilizando el algoritmo de mínimos errores cuadrados para determinar los fasores de voltajes y corrientes de falla [15]. En el 2012 Adriel Nájera Guevara realiza el ajuste y coordinación de protecciones de distancia y sobrecorriente para líneas de transmisión que comparten el mismo derecho de vía [5].. 8.

(31) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . CAPÍTULO 2. 9.

(32) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Capítulo 2 Protección de distancia 21 2.1 Introducción El objetivo de una compañía suministradora es el mantener la continuidad en el servicio de energía eléctrica a sus consumidores. Lo anterior se logra con la instalación de equipo de protección de alta velocidad y que sea capaz de contar con selectividad en el aislamiento de la sección fallada en el sistema de potencia. El rápido despeje de la falla eléctrica minimiza el disturbio en el sistema y provee máxima seguridad a las personas e industrias que se puedan encontrar en la vecindad de la falla. Los relevadores de protección deben ser capaces de discriminar entre secciones de la red sanas y falladas, tal que la alteración del suministro de potencia sea mínima. Además la incidencia de una falla dentro de la zona de protección debe resultar en una alta velocidad de operación para el relevador encargado de esa zona, el cual iniciara la acción de disparo del interruptor de potencia. En tal caso para líneas de transmisión de extra alta tensión (400 kV) la detección de la falla por parte del relevador de protección debe estar entre los 20 a 40 milisegundos, además se debe sumar el tiempo de interrupción del arco eléctrico por parte del interruptor de potencia para tener un tiempo total de libramiento de falla de 80 milisegundos o menos que es lo mas deseable según las condiciones existentes. La comparación de señales en el relevador deben ser realizadas en un intervalo corto de tiempo típicamente de 20 milisegundos de la incepción de la falla. Las ondas de voltaje y corriente durante los periodos de falla pueden contener componentes transitorias, y su presencia puede introducir errores adicionales de medición a la señales en el relevador de protección [7]. La protección de distancia es usada en muchos países alrededor del mundo para la protección de líneas de transmisión de extra alta tensión [7] (400 kV) debido a que reúne los requerimientos necesarios de confiabilidad y de velocidad para proteger esos circuitos y por estas razones es ampliamente usado en la protección de líneas de transmisión. En los relevadores de distancia hay un equilibrio entre tensión y corriente que puede expresarse en función de la impedancia, ya que esta es una medida eléctrica de la distancia en una línea de transmisión, lo que explica su nombre. La protección de distancia tiene capacidad de distinguir entre fallas que ocurren en diferentes 10.

(33) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . partes de un sistema, dependiendo de la impedancia medida. Esencialmente éste compara la corriente de falla vista por el relevador, contra el voltaje en el punto de localización del relevador para determinar la impedancia de la línea hasta la falla. La ventaja principal del uso de un relevador de distancia es que su zona de protección depende de la impedancia de línea protegida, la cual es virtualmente constante independiente de las magnitudes de voltaje y corriente. Así, el relevador de distancia tiene un alcance fijo, en contraste con las unidades de sobrecorriente donde el alcance varía dependiendo de las condiciones del sistema [5]. 2.2 Principios de la protección de líneas de transmisión En sistemas radiales, las corrientes de falla fluyen en una sola dirección. Para estos sistemas es típico que sus esquemas de protección cuenten con relevadores de sobrecorriente, restauradores y fusibles para líneas de distribución radiales. En sistemas anillados las corrientes de falla pueden circular hacia ambos lados, es decir, hacia atrás o hacia delante en la localidad del relevador; dependiendo donde se encuentre ubicada la falla. Las líneas anilladas son comunes en sistemas de transmisión y su uso en sistemas de subtransmisión y distribución sigue en aumento. La protección de líneas anilladas puede usar alguno de los siguientes principios: Ø Protección direccional de sobrecorriente Ø Protección de distancia Ø Protección por comparación direccional Ø Protección por comparación de fase Ø Protección diferencial La tabla 2.1 y 2.2 compara estos principios de protección.. 11.

(34) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . Tabla 2.1 Comparación de los principios de la protección de líneas de transmisión (ventajas).. La protección direccional de sobrecorriente usa elementos direccionales para supervisar los elementos de sobrecorriente. La protección direccional de sobrecorriente es relativamente simple y económica, pero su zona de protección de alta velocidad varia con los cambios en la impedancia fuente y ello requiere revisión de ajustes para los cambios en el sistemas de potencia. La protección de sobrecorriente direccional de fase (67) debe ser ajustada arriba de la corriente de carga, lo cual limita la sensibilidad y velocidad de la misma, además los elementos de sobrecorriente que responden a corrientes de secuencia negativa y cero pueden ser ajustados por 12.

(35) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . debajo de la corriente de carga. En adición los elementos de sobrecorriente de secuencia negativa mejoran la sensibilidad y velocidad para fallas de fase a fase. La protección de sobrecorriente direccional a tierra (67N) la cual responde a corrientes de secuencia cero, es mas sensible que la protección de distancia de tierra [8]. Tabla 2.2 Comparación de los principios de la protección de líneas de transmisión (desventajas).. La protección de distancia usa voltaje y corriente para determinar la zona de la falla. Un esquema de protección de distancia generalmente incluye tres elementos de distancia de fase (21) y tres elementos de distancia de tierra (21N), con tres o mas zonas de protección. Los cambios en la impedancia fuente casi no tienen efecto sobre el alcance de zona de alta velocidad de la 13.

(36) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . protección de distancia. Los esquemas de distancia y sobrecorriente direccional proveen protección primaria de línea y también proveen protección de respaldo a las líneas adyacentes y buses. Estos esquemas no requieren de canales de comunicación, pero sus zonas de protección de alta velocidad no cubren el 100% la línea protegida. Así que el libramiento de fallas al final de la línea pueden tener retardo de tiempo lo cual podría poner en peligro la estabilidad del sistema de potencia, afectar la calidad de potencia, causar daño a equipo primario, entre otras [8]. La teleprotección usa un canal de comunicación para comparar la información de las terminales de la línea y proveer alta velocidad en el despeje de la falla para el 100% de la línea protegida. La protección piloto incluye comparación direccional y solo de corrientes (esquemas de comparación de fase y diferenciales de línea). En la protección por comparación direccional los elementos de sobrecorriente direccional o de distancia intercambian información acerca de la dirección de la falla a través de los canales de comunicación. La protección por comparación direccional puede trabajar con altas velocidades con un canal dedicado para tal fin. El daño del canal de comunicación (falla o ruido) puede afectar la dependabilidad o seguridad, dependiendo sobre la lógica del esquema (disparo o bloqueo de lógica). La protección diferencial de línea compara la información de corriente de las terminales de la línea a través del canal comunicación. La protección por comparación de fase, un tipo particular de protección diferencial, solo compara información del ángulo de fase de la corriente, lo cual reduce los requerimientos de ancho de banda del canal de comunicación. Sin embargo la protección diferencial de línea es mas sensible que la protección por comparación de fase [9]. La protección diferencial de línea es segura y mas dependable que otros tipos de protección en base a la respuesta de desbalances, oscilaciones de potencia, acoplamientos mutuos e inversiones de voltaje. Un esquema diferencial de línea microprocesado típicamente requiere de una canal de comunicación digital con un ancho de banda de por lo menos 56 kbps8 o mas. La falla del canal de comunicación deshabilita la protección diferencial [8]..                                                                                                                         8.  Kilo bits por segundo  . 14.

(37) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . 2.2.1 Objetivos básicos del sistema de protección por relevadores El objetivo fundamental del sistema de protección es proveer el rápido aislamiento de una área fallada del sistema de potencia, tal que, el choque o recuperación del sistema sea mínimo tanto como sea posible y dejarlo intacto para la continuidad del suministro eléctrico. Cabe señalar que el uso del termino “protección” no indica o implica que el equipo de protección deba predecir o prevenir problemas; tal es el caso de falla eléctrica debido al contacto inadvertido humano y mucho menos anticiparse a las fallas eléctricas. El relevador de protección actúa solo después de una condición anormal o intolerable para el sistema, cuando esta halla ocurrido con la suficiente indicación para permitir su operación. Por lo tanto protección no significa prevención, sino mas bien, minimiza la duración de la falla eléctrica y limita el daño, el corte de energía y los problemas que resultaran de la falla eléctrica [3]. A continuación se enuncia los 5 aspectos básicos que debe reunir un esquema de protección por relevadores para su diseño, selección y sus efectos: I.. Confiabilidad: Consta de dos aspectos, dependabilidad y seguridad. Dependabilidad es definido como “el grado de certeza que un relevador o sistema de relevadores operará correctamente” [10]. Seguridad se relaciona “ con el grado de certeza que el relevador o sistema de relevadores no operará incorrectamente” [10]. En otras palabras la dependabilidad indica la habilidad del sistema de protección para actuar correctamente; mientras que la seguridad es la habilidad de evitar operaciones incorrectas en la operación normal día con día, así como también fallas y problemas que estén fuera de su zona de protección. El sistema de protección debe ser seguro, y que no debe operar para ciertas condiciones transitorias tolerables para el sistema. Para verificar la prueba de la dependabilidad es un tanto fácil hacerlo, solo basta con probar el relevador para cuando los umbrales de ajuste son excedidos (pickup). Caso contrario a lo que es probar la seguridad, que es casi imposible probarlo para la infinidad de fenómenos transitorios. Los fabricantes crean una serie de escenarios de pruebas simuladas y emulan condiciones transitorias para dicho fin.. 15.

(38) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . II.. Selectividad: Los relevadores de protección tienen un área asignada conocida como zona de protección primaria, pero ellos pueden propiamente operar en respuesta a condiciones fuera de esta zona. En este caso, el relevador provee protección de respaldo para el área fuera de su zona primaria. Esto es diseñado como respaldo o sobrealcance de zona. Selectividad (también conocida como coordinación de relevador), este proceso consiste en aplicar y ajustar los relevadores de protección tal que sobrealcancen a otros relevadores dejando que estos operen mas rápido dentro de su zona primaria. El respaldo remoto tiene un tiempo de retardo intencional (delayed).. III.. Velocidad: Es deseable que la protección aísle la zona fallada tan rápido como sea posible. En algunas aplicaciones esto no es tan difícil, pero en otras, particularmente donde la selectividad esta involucrada, la mas rápida operación puede ser lograda con mas complejos y altos costos de la protección. Un relevador de alta velocidad es uno que opera en menos de 50 milisegundos (3 ciclos en la base de 60 Hz) [11]. El termino “instantáneo “es definido como indicación de que no tiene un retardo introducido intencionalmente en la acción del dispositivo [11]. En la práctica, el termino instantáneo y alta velocidad son usados indistintamente para describir relevadores que operan en 50 milisegundos o menos. Los interruptores modernos de potencia operan en un rango de 17-50 milisegundos (1 a 3 ciclos en la base de 60 Hz) y otros operan en menos de 83 milisegundos (5 ciclos en la base de 60 Hz). Así que, el tiempo total de libramiento de una falla (relevador mas interruptor) típicamente va en un rango total de aproximadamente 35130 milisegundos (2 a 8 ciclos a la base de 60 Hz).. IV.. Simplicidad: En los sistemas de protección por relevadores deben de perseguir los objetivos de protección. Analizar cuidadosamente si es tan necesario agregar mas equipo, que puede significar mas costo en inversión y mantenimiento, y afectar directamente o indirectamente a la protección principal.. 16.

(39) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . V.. Economía: Es fundamental obtener la máxima protección al mínimo costo. Los costos en un inicio del sistema de protección son consideradas ampliamente, se puede pensar en primera instancia en adquirir un equipo de bajo costo, pero esto puede generar a mediano y largo plazo problemas tales como altos costos de mantenimiento, reemplazo de piezas, cambio total o parcial del equipo. Por lo tanto vale la pena verificar y analizar profundamente la inversión inicial y adquirir equipo de calidad.. 2.2.2 Factores que afectan a los sistemas de protección Hay 4 factores principales que influyen en los relevadores de protección: I.. Económicos. II.. “Personales” ingeniería del relevador y características del sistema de potencia.. III.. Localización y disponibilidad de los dispositivos de desconexión y aislamiento (interruptores, transformadores para instrumento, etc.).. IV.. Disponibilidad de los indicadores de falla.. 2.2.3 Desempeño de los relevadores de protección Es complicado determinar con exactitud el desempeño de un relevador, ya que puede estar acompañado de otros relevadores para proteger a un mismo equipo. Una buena aproximación del desempeño de un relevador es, por ejemplo, cuando una protección primaria opera correctamente dada un falla. Hablando del desempeño (en porciento) de un relevador se puede tener entre el 95 y 99% en operaciones correctas [3]. Entonces se puede hablar de tres conceptos de desempeño de un relevador de protección; correcta operación, incorrecta operación e indefinido. I.. Correcta operación: Una correcta operación es indicada por (a) al menos una protección primaria opero correctamente. (b) ninguno de los relevadores de respaldo disparo para la falla, dejando operar a la protección primaria. (c) el equipo o área fallada fue apropiadamente aislada en el tiempo programado o esperado.. 17.

(40) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . II.. Incorrecta operación: Las razones de una incorrecta operación de un sistema de relevadores de protección puede ser una o una combinación de (a) una mala aplicación de los relevadores (b) Ajustes incorrectos (c) Errores personales (d) falla o problemas en el equipo (relevadores, interruptores, transformadores para instrumento, banco de baterías, cableado, canal de comunicación, relés auxiliares, etc.). Nota: En algunas ocasiones o muy pocas, una incorrecta operación puede ser tomada como buena, debido a que aisló una falla aunque no fuera para la que fue programado, mas sin embargo protegió al equipo.. III.. Indefinido: Indefinido se refiere a circunstancias durante las cuales uno o mas relevadores han operado y disparado un interruptor pero no se puede encontrar la causa. Hay veces que esto ultimo ocurre, y no hay falla presente en el sistema eléctrico o un aparente fallo en el equipo; afortunadamente los relevadores microprocesados ofrecen una amplia ayuda ya que proveen de datos grabados, oscilografías o autodiagnósticos como alguna evidencia del fallo.. 2.3 Fundamentos de la protección de distancia 2.3.1 Concepto La protección de distancia determina la impedancia de falla mediante la medición de voltajes y corrientes de cortocircuito en el punto de localización del relé (ver figura 2.1). La medición de la impedancia de falla es entonces comparada con la impedancia conocida de la línea protegida. Si la impedancia de falla medida es mas pequeña que el ajuste de impedancia de la línea, significa que una falla interna fue detectada y por lo tanto el comando de disparo hacia el interruptor de potencia es activado. Esto implica que la protección de distancia en su forma simple puede llegar a una decisión de protección con la medición de voltajes y corrientes en la localización del relevador. Para esta decisión básica de protección no se requiere mas información y luego entonces la protección no tiene que depender de algún equipo adicional o canales de transmisión de señales para su funcionamiento. Debido a las imprecisiones en la medición de distancia, resultado de errores de medición, errores en transformadores de instrumento y a la imprecisión de la impedancia de la línea, la cual usualmente es basada en cálculos y no en una medición real, el 18.

(41) “ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA, CRITERIOS DE AJUSTE Y PRUEBA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV”.  . alcance del ajuste de la protección al 100% de la longitud de la línea con una zona de protección no es posible y por lo tanto implementar en la práctica [12].. Figura 2.1 Principio de la protección de distancia, medición de la impedancia de falla [12]. Un margen de seguridad (10-15%) del extremo remoto de la línea debe ser seleccionado para lo que se conoce como fase de bajo alcance (zona 1) para asegurar la selectividad de la protección entre una falla interna o una falla externa (ver figura 2.2).. Δt = grading time time. Z3 Z2. Z1. t3 t2. t1. D1. D2. D3 distance. Figura 2.2 Principio de la protección de distancia, zonas de distancia con gradiente de tiempo [12]. El resto de la línea es cubierta por la etapa de sobrealcance (zona 2), la cual, garantiza selectividad y debe contar con un temporizador (gradiente de tiempo) relativo a la protección de la línea adyacente. En el caso de la protección electromecánica este gradiente de tiempo es de 400-500 milisegundos y 250-300 milisegundos en el caso de protecciones estáticas o digitales. Considerando en este gradiente los tiempos de operación (tiempos de switcheo) de los interruptores de potencia aguas abajo, los tiempos de detección de medición de los elementos de distancia y un margen de seguridad. 19.

Figure

Figura 2.23 Conexión de las redes de secuencia para falla entre fases b y c.
Figura 2.24 Conexión de las redes de secuencia para la falla de doble línea a tierra.
Figura 2.25 Conexión de las redes de secuencia para la falla de fase a tierra.
Figura 3.5 Red de secuencia cero para una falla a tierra en el sistema mostrado en la figura 3.2  [8]
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