7
26/1/05
REB
Prot. Barras – Nota en punto 6 - pag. 68
JCG
7/1/05
6
26/1/05
REB
Prot. Generadores
JCG
7/1/05
5
5/1/045
JCG
Pág.52-PFI
JCG
5/1/05
4
10/10/03
JCG
Agregados varios post Fase 1 Preliminar
JCG
10/10/03
3
22/9/03
JCG
Correcciones menores en fórmulas y gráficos
JCG
22/9/03
2
2/4/03
JCG
Agregados varios. Respuesta a Kema 19/12/02
JCG
2/4/03
1
18/7/02
HC
Agregados varios en transformadores. Protección barras.
JCG
18/7/02
Rev:
Fecha:
Nombre:
Descripción:
Aprobó:
Fecha:
COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL N ACIONAL (COES-SINAC) www.coes.org.pe ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL
CESI Nombre
Fecha
CRITERIOS DE AJUSTE
Preparó: JCG/HC Revisó: Aprobó: J.C.Gaudio
Código TRANSENER:
18/07/02
Documento N°:
006XE-3-MT Nombre del documento: 006XE-3-MT.doc
Revisión: 4
ESTUDIO DE COORDINACION DE PROTECCIONES COES-SINAC Contrato TRANSENER N° 013-2002
INDICE 1
ASPECTOS GENERALES
7
1.1
Criterio general de ajuste.
7
1.2
Recomendaciones.
8
1.3
Estudios básicos (flujo y cortocircuito).
9
1.4
Consideración de los efectos “infeed” y “outfeed”.
2
10
AJUSTE DE PROTECCIONES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN.
2.1
12
Ajuste de protecciones distanciométricas.
12
2.1.1
Método para el ajuste.
12
2.1.2
Escenarios a considerar.
13
2.1.3
Habilitaciones generales.
13
2.1.4
Fuente débil (weak infeed).
14
2.1.4.1
Habilitación de la función fuente débil.
14
2.1.4.1.1 Línea abierta en un extremo.
14
2.1.4.1.2 Falta de habilitación de las protecciones.
16
2.1.4.1.3 Falta de arranque.
16
2.1.4.2
Ajuste de la función fuente débil.
16
2.1.4.2.1 Retardo de la función “eco”.
16
2.1.4.2.2 Función mínima tensión.
16
2.1.4.2.3 Bloqueo de la función fuente débil para falla a espaldas de la protección.
17
2.1.5
Resistencia y reactancia aparente de falla.
18
2.1.5.1
Flujo con sentido exportador ó saliente.
18
2.1.5.2
Flujo con sentido importador ó entrante.
19
2.1.5.3
Criterios generales.
20
2.1.6
Impedancia de carga.
20
2.1.7
Ajuste del factor k0.
21
2.1.7.1
Factor k0 en líneas simples.
22
2.1.7.2
Factor k0 en líneas con diferencias en la resistividad del terreno.
23
2.1.7.3
Factor k0 en líneas paralelas con acoplamiento mutuo.
23
2.1.7.3.1 Caso de ambos circuitos en servicio.
24
2.1.7.3.2 Caso de circuito paralelo fuera de servicio y puesto a tierra en ambos extremos.
24
2.1.7.3.3 Caso de circuito paralelo fuera de servicio y no puesto a tierra en ambos extremos. 25 2.1.7.4
Criterio de ajuste del factor k0.
25
2.1.8
Impedancia de fuente (a espaldas de la protección).
25
2.1.9
Resistencia de falla a tierra.
26
2.1.10
Márgenes de seguridad.
26
2.1.11
Ajustes zonales.
26
Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A.
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ESTUDIO DE COORDINACION DE PROTECCIONES COES-SINAC Contrato TRANSENER N° 013-2002
INDICE 1
ASPECTOS GENERALES
7
1.1
Criterio general de ajuste.
7
1.2
Recomendaciones.
8
1.3
Estudios básicos (flujo y cortocircuito).
9
1.4
Consideración de los efectos “infeed” y “outfeed”.
2
10
AJUSTE DE PROTECCIONES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN.
2.1
12
Ajuste de protecciones distanciométricas.
12
2.1.1
Método para el ajuste.
12
2.1.2
Escenarios a considerar.
13
2.1.3
Habilitaciones generales.
13
2.1.4
Fuente débil (weak infeed).
14
2.1.4.1
Habilitación de la función fuente débil.
14
2.1.4.1.1 Línea abierta en un extremo.
14
2.1.4.1.2 Falta de habilitación de las protecciones.
16
2.1.4.1.3 Falta de arranque.
16
2.1.4.2
Ajuste de la función fuente débil.
16
2.1.4.2.1 Retardo de la función “eco”.
16
2.1.4.2.2 Función mínima tensión.
16
2.1.4.2.3 Bloqueo de la función fuente débil para falla a espaldas de la protección.
17
2.1.5
Resistencia y reactancia aparente de falla.
18
2.1.5.1
Flujo con sentido exportador ó saliente.
18
2.1.5.2
Flujo con sentido importador ó entrante.
19
2.1.5.3
Criterios generales.
20
2.1.6
Impedancia de carga.
20
2.1.7
Ajuste del factor k0.
21
2.1.7.1
Factor k0 en líneas simples.
22
2.1.7.2
Factor k0 en líneas con diferencias en la resistividad del terreno.
23
2.1.7.3
Factor k0 en líneas paralelas con acoplamiento mutuo.
23
2.1.7.3.1 Caso de ambos circuitos en servicio.
24
2.1.7.3.2 Caso de circuito paralelo fuera de servicio y puesto a tierra en ambos extremos.
24
2.1.7.3.3 Caso de circuito paralelo fuera de servicio y no puesto a tierra en ambos extremos. 25 2.1.7.4
Criterio de ajuste del factor k0.
25
2.1.8
Impedancia de fuente (a espaldas de la protección).
25
2.1.9
Resistencia de falla a tierra.
26
2.1.10
Márgenes de seguridad.
26
2.1.11
Ajustes zonales.
26
Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A.
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ESTUDIO DE COORDINACION DE PROTECCIONES COES-SINAC Contrato TRANSENER N° 013-2002 2.1.11.1
Zona 1.
26
2.1.11.2
Zona de respaldo de línea en sobrealcance.
30
2.1.11.3
Zonas de respaldo hacia delante.
32
2.1.11.4
Zona en dirección inversa.
32
2.1.11.5
Arranque.
33
2.1.11.6
Límite para la excitación de la zona de selección de fase fallada.
33
2.1.12
Temporizaciones.
2.1.12.1 2.1.13
36
Ajuste del esquema de teleprotección.
37
Selección del esquema de teleprotección.
37
2.1.13.2
Ajuste del esquema de teleprotección.
39
Ajustes de la función oscilación de potencia.
40
2.1.14.1
Criterios generales.
40
2.1.14.2
Ajuste del tiempo de tránsito.
40
Ajuste de protecciones diferenciales de línea.
42
2.2.1
2.3
Criterio general de ajuste.
2.1.13.1
2.1.14
2.2
34
Criterios generales de ajuste.
42
Ajuste del recierre.
42
2.3.1
Tiempo activo.
42
2.3.2
Tiempo muerto ó pausa sin tensión.
43
2.3.3
Tiempo de reposición.
43
2.3.4
Bloqueo de recierre posterior a una acción de comando de interruptor:
44
2.4
Ajuste de protecciones por sobrecorriente.
44
2.4.1
Corriente máxima de carga.
44
2.4.2
Márgenes de seguridad.
44
2.4.3
Utilización de protecciones por sobrecorriente de fase.
44
2.4.4
Utilización de protecciones por sobrecorriente a tierra.
44
2.4.5
Selección de las etapas.
46
2.4.5.1
Criterios de selección.
46
2.4.5.2
Etapa de disparo instantáneo.
46
2.4.5.3
Etapas para respaldo remoto.
47
2.4.6
Coordinación de protecciones por sobrecorriente.
47
2.4.6.1
Criterios generales para la coordinación.
47
2.4.6.2
Coordinación de protecciones a tiempo definido.
48
2.4.6.3
Coordinación de protecciones a tiempo inverso.
48
2.5
Ajuste de una protección sobrecarga.
51
2.6
Ajuste de la función “stub”.
51
2.7
Ajuste de la función sobretensión.
51
3
AJUSTE DE PROTECCIONES DE FALLA INTERRUPTOR.
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52
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3.1 3.2
Ajuste del nivel de habilitación. Ajuste de los tiempos de disparo.
52 52
4 AJUSTE DE PROTECCIONES DE SOBRETENSIÓN. 4.1 Generalidades.
55 55
4.2
55
Aplicación como protección a un transformador.
5 AJUSTE DE PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES. 5.1 Esquema ideal de protección y respaldos.
59 59
5.2
Protección de sobreexcitación o sobreflujo.
60
5.3
Protecciones en las acometidas al transformador.
61
5.3.1
Protección de fallas en la acometida e internas del transformador.
61
5.3.2
Protección contra fallas en barras.
62
5.3.3
Protección contra fallas en las líneas conectadas a las barras.
62
5.4
Protecciones de la acometida al terciario.
63
6 AJUSTE DE PROTECCIONES DE BARRAS. 6.1 Aspectos generales.
64 64
6.2
Supervisión de circuitos de corriente
64
6.3
Pendiente de Estabilidad
65
6.4
Nivel de disparo
65
6.5 6.6
Procedimiento general (protecciones convencionales). Ajuste de protecciones diferenciales de alta impedancia.
66 67
7
AJUSTE DE PROTECCIONES DE GENERADORES.
70
7.1
Introducción
70
7.2
Generalidades
70
7.3
Protección de sobrecorriente (50/51).
71
7.4
Protección contra energización inadvertida (50E).
75
7.5 7.6
Mínima Impedancia (21). Fallas en el estator. Protección diferencial (87G).
75 75
7.7
Protección contra inversión de potencia (32R)
76
7.8
Carga desequilibrada (46)
76
7.9
Perdida de Excitación (40)
77
7.10 7.11
Protecciones no incluidas en el ECP. Protección de sobretensión (59)
78 78
7.12 7.13
Protección de subtensión (27) Función Sincronismo y Verificación de Tensión (25)
79 79
7.14
Protección de Desequilibrio de Tensión (60)
79
7.15
Protección contra sobreexcitación o sobreflujo (24).
79
7.16
Protección de sofrefrecuencia (81O ).
79
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7.17 7.18
Protección de subfrecuencia (81U ). Pérdida de paso o Sincronismo (78).
80 80
7.19 Fallas en el rotor. Supresión de campo. Imagen Térmica. Fallas mecánicas. Sobrevelocidad.
80
8
81
PROTECCIÓN DE REACTORES.
8.1 8.2
Generalidades. Criterios de ajuste.
81 81
8.2.1
Ajuste de protecciones diferenciales.
81
8.2.2
Ajuste de protecciones de sobrecorriente de fase.
81
8.2.3
Ajuste de protecciones de cuba.
81
8.2.4
Ajuste de protecciones de sobrecorriente de neutro.
81
PROTECCIÓN DE BANCOS DE CAPACITORES SHUNT.
82
9 9.1
Generalidades.
82
9.2 9.3
Tipos de instalación. Resonancia.
82 83
9.4
Sobretensiones.
83
9.5
Fenómenos asociados.
83
9.6
Criterios de equipamiento y ajuste.
83
9.6.1
Protección ante sobrecarga.
83
9.6.2
Protección ante cortocircuitos externos.
83
9.6.3
Protección de sobretensión.
83
9.6.4
Protección de subtensión.
84
9.6.5
Protección contra desbalance.
84
10 PROTECCION DE EQUIPOS AUTOMÁTICOS DE COMPENSACIÓN REACTIVA (SVC).
85
11 PROTECCIÓN DE BANCOS DE CAPACITORES SERIE. 11.1 Perturbaciones en un banco de capacitores.
86 86
11.2
87
Criterios de equipamiento.
11.2.1
Composición de un banco de capacitores.
87
11.2.1.1
Protección de sobrecarga.
88
11.2.1.2
Protección de desbalance.
89
11.2.1.3
Protección de falla interruptor.
89
11.2.1.4
Protección del chispero.
89
11.2.1.5
Protección de descarga a plataforma.
89
11.2.1.6
Recierre.
89
11.2.1.7
Protecciones de sobrecarga de varistores.
90
11.2.1.8
Supervisión del circuito de disparo del chispero.
91
11.2.1.9
Protección ante oscilaciones subsincrónicas.
91
11.2.1.10
Supervisión de la corriente de línea.
91
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Protección diferencial.
92
11.2.1.12
Protección contra fallas en los programas de protección.
92
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ESTUDIO DE COORDINACION DE LAS PROTECCIONES DEL SEIN. CRITERIOS DE AJUSTE. 1 ASPECTOS GENERALES 1.1 Criterio general de ajuste. El criterio general de ajuste consistirá en privilegiar la seguridad a la dependibilidad. Seguridad: es la capacidad de la protección de evitar operaciones indeseadas (“...no operar cuando no se requiere su operación”). Dependibilidad: es la capacidad de la protección de operar correctamente (...”operar cuando se requiere su operación”). Existen varias causas que pueden ocasionar operaciones incorrectas de una protección. Entre ellas merecen destacarse las siguientes:
!
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"#
De todas las posibles causas de operaciones incorrectas de las protecciones, desde el punto de vista de su ajuste, nos interesan las siguientes
Falta de conocimiento de la protección: no nos referimos aquí simplemente a la lectura de los manuales, sino a haber efectuado consultas a los fabricantes, ensayos dedicados, etc. Incorrecta aplicación ó incorrecta interpretación del método de medida de la protección: Toda protección posee límites impuestos por su diseño. Para aplicarla correctamente es preciso informarse previamente de dichos límites y evitar excederlos en el ajuste.
Ajuste inadecuado: Por lo general, la utilización de amplios alcances reactivos ó resistivos tiende a ser fuente de problemas. Se debe partir siempre de un ajuste restringido a lo mínimo indispensable,
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aumentando los alcances sólo en la medida necesaria. Algunos ejemplos típicos de estos problemas son: arranques en fases sanas, fallas monofásicas vistas en lazos bifásicos, arranques en dirección opuesta, etc. Criterios no-uniformes: resulta muy importante discutir y analizar los criterios a seguir en el proceso de ajuste y coordinación de las protecciones, ya que la ausencia de criterios claros y definidos da lugar a situaciones contradictorias y confusas que degradan la confiabilidad general.
1.2 Recomendaciones. Las decisiones en protecciones surgen siempre como un COMPROMISO entre lo que se gana y lo que se pierde en cada caso. Sin embargo, es necesario conocer perfectamente, de antemano, cuáles son dichas ganancias y pérdidas.
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Algunos ejemplos de situaciones de compromiso son las siguientes: •
Dependibilidad versus Seguridad.
•
Selectividad versus Respaldo.
•
Tiempo de despeje de falla versus Seguridad.
•
Selectividad versus Alcance.
•
Redundancia y Disponibilidad versus Costo.
Aunque la probabilidad de ocurrencia de una situación sea muy baja, esta situación puede ocurrir en cualquier momento. Luego, en casos críticos, donde se requiere elevada seguridad, se prefiere hablar de POSIBILIDADES en lugar de PROBABILIDADES. En estos casos, el costo económico provocado por la situación anómala es siempre superior al de las soluciones alternativas para evitarla.
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Los ajustes apropiados y las configuraciones adoptadas dependen de todo el equipamiento integrante del sistema de protección. Los elementos constitutivos de este sistema deben guardar entre sí similares características de confiabilidad, para lograr el efecto deseado.
,
, )
.
Es preciso conocer todos los detalles de funcionamiento de cada protección, en particular sus algoritmos y respuestas transitorias y permanentes ante las distintas situaciones de falla.
1.3 Estudios básicos (flujo y cortocircuito). El estudio de coordinación de protecciones comprende a los flujos básicos (máxima, media y mínima) mas las contingencias operativas que definan, en cada caso, los límites para el ajuste. Para el cálculo de los cortocircuitos se utilizan, para los generadores, las impedancias subtransitorias no-saturadas. De esta manera, se tratan de identificar situaciones de bajo o falta de aporte al cortocircuito y las situaciones que dan lugar a los valores máximos y mínimos de aporte a cada cortocircuito.
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Las barras a fallar son todas las barras reales comprendidas en el estudio mas 5 barras ficticias en cada tramo, ubicadas al 0 – 20- 50 – 80 y 100% de dichos tramos.
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Para la determinación de los valores de cortocircuito se utiliza el programa PSS/E–26.2 Para cada barra se simularán los siguientes cortocircuitos: •
Monofásicos a 0, 10 y 50 ohm de Rfalla a tierra.
•
Bifásicos a 0, 2 y 4 ohm de Rfalla entre fases.
•
Trifásicos a 0 ohm.
•
Bifásicos a tierra, 0 ohm de Rfalla entre fases y 0, 3 y 6 ohm de Rfalla a tierra.
•
Fases abiertas (no en todas las barras).
1.4 Consideración de los efectos “infeed” y “outfeed”. Básicamente, los efectos “infeed” y “outfeed” están producidos por la inyección o la extracción de corriente de aporte a la falla en barras remotas. Esto distorsiona las mediciones de las protecciones, que solamente pueden medir una parte de la corriente total de falla. Cuando se analizan las corrientes, tensiones e impedancias vistas por las protecciones para una falla pasando la barra remota, muchas veces resulta problemático cumplir con los criterios de respaldo si no se considera el efecto “infeed” (ó “outfeed”, según el caso). Al respecto deben diferenciarse situaciones como la indicada a la izquierda (ver figura siguiente), donde la falta de infeed es una caso sumamente ocasional y de muy baja probabilidad de ocurrencia, del caso mostrado a la derecha, donde la simple falta del aporte desde B elimina el infeed en la barra.
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B
B
B
B
B
B
B
B
B
( 52 " "
('
><4'?
><4'?
De los ejemplos citados en esta figura se puede comprender que la falta de infeed es mucho más probable en el caso mostrado a la derecha que en el caso mostrado a la izquierda. El criterio general para considerar estos efectos será el siguiente: 1. Plantear un ajuste teórico sin infeed. 2. Observar cómo afecta el infeed al criterio teórico planteado, en particular, verificar si pueden cumplirse los objetivos del ajuste considerando el infeed. 3. Analizar la probabilidad de ocurrencia de situaciones sin infeed. En función de estos análisis, se tomará una determinación en cada caso. Ejemplo: 1. Se plantea un ajuste teórico de una zona 2 de un relé de impedancia al 120% de XL, con 50 ohm de ajuste de alcance resistivo. 2. Se observan las impedancias vistas para los casos estudiados (“con infeed”), notándose que se verifica un efecto de subalcance y recorte del alcance resistivo. 3. Se decide ampliar el alcance de la zona 2 al 150% XL. 4. Con el ajuste planteado, la zona 2 ajustada no se superpone con la zona 2 de la línea siguiente, considerando el infeed en la barra remota. 5. Si no se considera el infeed, se produce la superposición entre las zonas 2 de ambas líneas. 6. se verifica que la falta de infeed es altamente probable. 7. Se decide escalar los tiempos de zona 2 y mantener el cubrimiento resistivo de fallas en zona 2.
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2 AJUSTE DE PROTECCIONES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN. 2.1 Ajuste de protecciones distanciométricas. 2.1.1 Método para el ajuste. En el presente estudio de coordinación de protecciones no se utilizarán, para las protecciones distanciométricas, los métodos clásicos de ajuste (por recetas de manuales), en los que se plantean los alcances de las respectivas zonas únicamente a partir de porcentajes de cubrimiento de impedancias de la línea protegida y las líneas subsiguientes.
C
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,
En su lugar y aprovechando las posibilidades que brindan los medios informáticos actuales, el ajuste se efectuará por superposición gráfica de la representación de los valores de impedancia compleja para las distintas fallas (“impedancias vistas”), obtenidos del estudio de cortocircuito, con las características de operación de la protección. De este modo se ajustarán los límites reactivo y resistivo de cada zona de protección hasta los alcances deseados, con una clara visión de las fallas que cubrirán cada una de ellas. Este método permite además considerar fenómenos tales como:
Valores de k0 diferentes a los de la línea protegida.
Aportes intermedios en la barra remota (“infeed” ó “outfeed”).
Resistencia y reactancia aparente de falla.
Impedancia mutua de secuencia cero en líneas de doble terna.
En la figura anterior se observa cómo un mismo caso es interpretado por dos protecciones de distinto fabricante.
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2.1.2 Escenarios a considerar. Para la determinación de los escenarios a considerar en el estudio, se tomarán en cuenta los flujos definidos por el COES. A su vez, se contemplarán aquellas contingencias operativas que tengan influencia en la determinación de los ajustes (p.ej.: líneas paralelas fuera de servicio). Las situaciones de máximo y mínimo aporte al cortocircuito y máximo y mínimo flujo por la línea, en un punto dado de la red, determinarán las corrientes de cortocircuito máximas y mínimas en dicho punto, necesarias para establecer umbrales de habilitación o bloqueo de las protecciones y coordinar las protecciones por sobrecorriente de fase y tierra de respaldo. Por otra parte, deberán detectarse eventuales situaciones de bajo aporte al cortocircuito, insuficiente para lograr el arranque de las protecciones.
2.1.3 Habilitaciones generales. Todas las protecciones poseen umbrales de habilitación, los cuales son necesarios debido a la existencia de errores y tolerancias en el método de medición propio, errores en los transformadores de medida, etc. Resulta una práctica usual ajustar estas habilitaciones a los valores mínimos dados por los fabricantes (p.ej.: 0.1-0.2 Inom para la corriente de fase, 0.1 Inom para la corriente de neutro, etc.). Sin embargo, este recurso puede ser empleado, en ciertos casos, para discriminar fallas en barras de media o baja tensión de la estación siguiente.
/2
) A Por lo expuesto, se adoptarán en principio los valores mínimos de habilitación, para luego, una vez avanzado el proceso de ajuste, incrementar dichos valores según las necesidades derivadas del mismo.
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2.1.4 Fuente débil (weak infeed). Cuando las corrientes de aporte caen por debajo de los umbrales mínimos de habilitación de las protecciones, se producen los denominados casos de fuente débil (weak infeed ). También pueden producirse estas situaciones por falta de arranque de las protecciones, aunque las mismas hayan sido habilitadas.
F
2 )
'F
Las consideraciones acerca del ajuste de esta función son muy importantes, porque la utilización de la misma implica la posibilidad de generar actuaciones no selectivas de la protección. Por ello, la utilización de la función fuente débil siempre debe contrastarse contra las consecuencias de no contar con esta función (situación de compromiso).
2.1.4.1 Habilitación de la función fuente débil. 2.1.4.1.1 Línea abierta en un extremo. Para los casos en que una línea se encuentre abierta en un extremo, las protecciones instaladas en el mismo se encuentran siempre ante una situación de fuente débil, por aporte nulo desde dicho extremo. Esto llevaría a la conclusión de que todas las protecciones distanciométricas deberían contemplar el caso de fuente débil, al menos por ese motivo. Sin embargo, esto no es así, distinguiéndose los siguientes casos:
Esquemas de teleprotección por sobrealcance: Este esquema requiere del intercambio de señales de teleprotección entre las protecciones instaladas en ambos extremos de la línea. Cuando, para una falla en la línea, la protección de un extremo (p.ej.: el extremo opuesto) no arranca, se activa la función fuente débil, ante lo cual dicha protección reenvía la señal de teleprotección recibida en ese extremo y que fuera emitida por las protecciones del extremo propio (función "eco"). No obstante, si una línea se energiza desde un solo extremo y dicha línea se encuentra averiada, las protecciones siempre operan en forma instantánea a través de la función "cierre sobre falla", la cual permanece activa por un período de tiempo
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posterior al cierre manual de la línea (usualmente entre 200 y 400 ms). Por lo tanto, la necesidad de la función fuente débil para obtener el disparo instantáneo en el caso que una línea se encuentre abierta en un extremo, se reduce a la posible aparición de una falla en el período en que la línea permanece abierta en dicho extremo, con posterioridad a la finalización del período del “cierre sobre falla”. El siguiente esquema de tiempos permite una mayor aclaración a este punto: Cierre línea en A
Cierre s/falla en A
Cierre línea en B
Necesidad de fuente débil
T[seg]
En el caso en que no estuviese habilitada la función fuente débil en el extremo B, la protección en A operaría en segunda zona, para el período posterior al cierre sobre falla. Luego, asumiendo una adecuada coordinación con las protecciones de las líneas antecesoras, no debería ocurrir otra cosa que la pérdida de la línea fallada (en t2) (ver siguiente esquema): Z3c Z2c C
Z1c
A
Z2a B
Z1a
Observaciones: T3c>T2a
Esquemas de teleprotección en subalcance, extensión de zona, etc: En las actuales protecciones numéricas, estos esquemas han quedado en desuso, ya que resulta muy sencillo contar con una zona independiente de la teleprotección y otra zona que actúe bajo el principio de sobrealcance. No obstante, en los antiguos relés del tipo electromecánico ó analógico, con conmutación de alcance de la zona 1, no es posible utilizar la función eco ni la función fuente débil para este tipo de esquema de teleprotección.
Por lo expuesto, la posibilidad de utilización de la función fuente débil cuando el extremo opuesto se encuentra abierto, se considerará únicamente en los siguientes casos: a) Cuando no esté asegurada la coordinación entre la zona 1 de la línea en cuestión y las zonas 2 de las líneas precedentes. b) Cuando las protecciones no posean una zona 1 independiente de la zona en sobrealcance.
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2.1.4.1.2 Falta de habilitación de las protecciones. Cuando se detecten casos de falta de habilitación de las protecciones en un extremo, es imprescindible habilitar la función fuente débil si se desea mantener el cubrimiento de fallas en el 100% de la línea, con un esquema de teleprotección por sobrealcance. Dado que una de las acciones incluidas en la función fuente débil consiste en la selección de la fase en falla mediante una detección de mínima tensión, su utilización posibilita la realización del recierre monofásico en todos los casos.
2.1.4.1.3 Falta de arranque. El caso típico es la falta de arranque para fallas resistivas alejadas de la protección (p.ej.: en la barra opuesta). Normalmente, no puede utilizarse la función fuente débil para este propósito porque los niveles de tensión para este tipo de fallas son elevados y resulta muy difícil la discriminación de la fase fallada en esas condiciones. Por otra parte, de utilizarse esta función, sería necesario cubrir desde un extremo con una zona hacia atrás, a la zona en sobrealcance del extremo opuesto (esquema de teleprotección por sobrealcance). Esto resulta sumamente dificultoso. Por las razones expuestas, se desaconseja la utilización de la función fuente débil para solucionar problemas de alcance ante fallas resistivas.
2.1.4.2 Ajuste de la función fuente débil. 2.1.4.2.1 Retardo de la función “eco”. En ciertas protecciones es posible ajustar un tiempo de retardo para el reenvío de la señal por eco. Este retardo se introduce generalmente para prevenir la emisión del eco ante inestabilidades del arranque de la protección. Un valor normal para este retardo es 100 ms.
2.1.4.2.2 Función mínima tensión. Para ajustar los umbrales de detección por mínima tensión se debe seguir el siguiente procedimiento: 1. A partir del valor mínimo de tensión en el sistema, en operación normal ó en emergencia, para la línea en cuestión (p.ej.: 0.9 pu), se adopta un margen, (p.ej.: 0.05 pu), se consideran los errores involucrados en la medición (p.ej.: 4% => (1 – 0.04 = 0.96 pu) y la relación de retorno de la función mínima tensión (p.ej.: 0.97). Luego se calcula el valor máximo que es posible ajustar con estos supuestos (ver figura siguiente).
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2. Observar cuál es el máximo valor de tensión en la fase en falla, para fallas en la línea y aplicarle un margen de seguridad. No obstante, aquí se tropieza con una dificultad: cuanto mayor sea la resistencia de falla, en particular para fallas alejadas, la tensión será mayor, por lo que habrá que adoptar un criterio para limitar dicho valor. Comparar el valor obtenido en (2) con el obtenido en (1) y adoptar el menor.
+G7AHI7A7:7AH@J7AHK>7AKH 02
05
, 2+G
) "
0+ 2.1.4.2.3 Bloqueo de la función fuente débil para falla a espaldas de la protección. Cuando se decida habilitar la función fuente débil en un extremo, la misma deberá estar asociada a un esquema de teleprotección en sobrealcance. Para bloquear la función fuente débil para fallas a espaldas de la protección distanciométrica, la misma deberá contar con una zona orientada hacia atrás u otro método equivalente.
L
9785
= F ! =
!F 5978 L
El criterio de ajuste de esta zona de bloqueo es que el alcance resistivo y reactivo de la misma cubra, con un margen de seguridad del 20%, el alcance de la zona en sobrealcance de la protección del extremo opuesto.
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Debe ponerse especial cuidado en que la bloqueo se debe ejecutar sea habilitada trate de cubrir la zona orientada hacia no se podrá cumplir el objetivo deseado selectivos.
protección en la que el para todas las fallas que atrás, porque de lo contrario, y se producirán disparos no
56 "!" ! 5FM
,6&-A 2 !" ,))./- L! F L A
3F "A 2.1.5 Resistencia y reactancia aparente de falla. La pre-transferencia de potencia en la línea produce sobrealcance si el extremo donde está ubicada la protección es exportador y subalcance si es importador, debido a la modificación de los valores aparentes de impedancia de falla vistas por la protección. En la zona de disparo instantáneo (normalmente la zona 1), algunas protecciones cuentan con algoritmos que compensan el efecto de la carga. En aquellas protecciones que no cuenten con esa compensación deberán contemplarse los valores aparentes de las impedancias de falla, para garantizar un cubrimiento efectivo de las fallas resistivas en todas sus zonas.
2.1.5.1 Flujo con sentido exportador ó saliente. Cuando el pre-flujo de potencia en la línea es elevado y tiene sentido exportador ó saliente de la barra donde la protección se encuentra ubicada, las impedancias vistas por la protección, para valores crecientes de resistencia de falla, por un lado se modifican por el efecto de la doble alimentación a la falla y por otro tienden al valor de la impedancia de carga, para valores importantes de dicha resistencia de falla (ver figura).
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X
Z falla - Rfalla=0 Z falla - valores crecientes de Rfalla
Z carga R
En el diagrama R-X de la figura se observa que, si se quiere ajustar el alcance reactivo de una zona 1, por ejemplo, al 80% de la reactancia de la línea, el valor que se le puede dar al alcance resistivo estará limitado, en el plano R-X, por el lugar geométrico de las fallas en la barra opuesta para valores crecientes de resistencia de falla. En la práctica, será necesario ajustar a la zona 1 con un alcance reactivo inferior al 80% a fin de darle un alcance resistivo suficiente (Rfalla = 20 ó 30 ohm, p.ej.).
Sin embargo, debe tenerse presente que existen protecciones con algoritmos de compensación de la carga circulante por la línea, en cuyo caso este problema no debe ser considerado.
)0&)
,# 5 =>+?4N7J&
''
El mismo problema de sobrealcance tiende a limitar a la zona 2, la cual se ajusta normalmente a un valor mayor que el 120% de la reactancia de la línea. En este caso, la limitación viene dada por la zona 1 de la línea siguiente.
2.1.5.2 Flujo con sentido importador ó entrante. Cuando el pre-flujo de potencia en la línea tiene sentido importador ó entrante a la barra donde la protección se encuentra instalada, el efecto es el inverso. En la figura siguiente se muestra este problema.
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En este caso la protección incurre en subalcance, es decir que las impedancias aparentes de falla tienden a ser, para valores crecientes de resistencias de falla, mayores que para el caso de resistencia de falla igual a cero. El efecto producido es la limitación de los alcances resistivo y/o reactivo para una determinada zona en particular.
X Z falla - valores crecientes de Rfalla
Z falla - Rfalla=0
En el caso de una zona 1, no es aconsejable aumentar el alcance reactivo más allá del límite del 80% de la reactancia de la línea.
Z carga
Para una zona 2, el límite reactivo dependerá de cuán larga R sea la o las líneas siguientes, ya que es necesario evitar sobrepasar la zona 1 de las líneas siguientes.
2.1.5.3 Criterios generales. En resumen, ante las distintas condiciones de pre-flujo de potencia por la línea en estudio, deberán tenerse en cuenta los siguientes criterios:
Observar con atención las impedancias aparentes vistas por las protecciones para los distintos casos de flujo por la línea, en particular cuando el sentido es exportador, ya que en dichos casos se producen efectos de sobrealcance. Considerar los principios de medición de cada protección, ya que existen casos en que los mismos limitan el efecto de sobrealcance ó poseen métodos diferentes de medición (p.ej.: algoritmos rápidos). Adoptar márgenes de seguridad para las distintas zonas de medición, para toda la extensión del alcance resistivo que se ha considerado para el ajuste.
2.1.6 Impedancia de carga. Todas las zonas ajustadas para los lazos bifásicos ó trifásicos deberán evitar incursionar en la zona de carga. Para calcular la impedancia de carga es preciso conocer la potencia máxima admisible para la línea en cuestión. Este dato se encuentra incluido normalmente en los flujos base del estudio y el mismo depende de los límites del equipamiento instalado y de las condiciones operativas del sistema de transmisión.
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La impedancia de carga mínima se calculará mediante la siguiente fórmula: Zcarga mín = (0.85 Unom)2/Pmáxima
X
Para considerar la potencia reactiva, se adoptará un ángulo máximo para la carga de 30º.
Zona de alto Q y alto P
Zona de carga +30º R
-30º
En casos críticos de ajuste, la zona de carga podrá considerarse, en el plano de impedancias, de la manera indicada en la figura de la izquierda, debido a que normalmente la coexistencia de altos valores de potencia activa y reactiva es improbable. En los casos de líneas en paralelo, deberá tenerse en cuenta el valor transitorio que adquiere la impedancia de carga cuando se produce la salida de servicio de la línea paralela.
MVA
MVA previo
Cuando se abre la línea paralela, existe una transferencia de potencia instantánea y un fenómeno oscilatorio posterior, hasta llegar al valor final estacionario (ver figura).
MVA máx
t
A los efectos prácticos, se considerará MVAmax = 2 MVA previo. Existen protecciones en las cuales es posible utilizar un blindaje para evitar la zona de carga, en cuyo caso se podrá considerar el mismo en el ajuste.
2.1.7 Ajuste del factor k0. Existen diferentes formas de definir el factor de compensación homopolar (k0). La diferencia depende del origen de la protección. Usualmente los diseñadores de protecciones europeos definen k0 de la siguiente forma:
N7 =
[=7 3 =< ] O J =<
mientras que los diseñadores de protecciones americanos definen el k0 como:
N7 =
=7 =<
Por lo tanto, en primer lugar debe determinarse, según el modelo de la protección, si se utilizará el k0 europeo ó el k0 americano.
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Nomenclatura: R1 = Resistencia de secuencia positiva de la línea. X1 = Reactancia de secuencia positiva de la línea. R0 = Resistencia de secuencia cero de la línea. X0 = Reactancia de secuencia cero de la línea. Rm0 = Resistencia mutua de secuencia cero entre las líneas. Xm0 = Reactancia mutua de secuencia cero entre las líneas. Z1 = Impedancia de secuencia positiva de la línea. Z0 = Impedancia de secuencia cero de la línea. Zm0 = Impedancia mutua de secuencia cero de la línea. R0EQ = Resistencia equivalente de secuencia cero de la línea. X0EQ = Reactancia equivalente de secuencia cero de la línea.
2.1.7.1 Factor k0 en líneas simples. A continuación se detalla el cálculo del factor de compensación homopolar a partir de los parámetros de la línea para un circuito simple:
(,7 3 ,< ) + ⋅ (C7 3 C< ) O J (,< + ⋅ C< )
N7 =
(,7 + ⋅ C7 ) N7 = (,< + ⋅ C< )
Normalmente, el factor k0 se ajusta según los valores de impedancia de la línea protegida, a excepción de situaciones especiales que ocurren en algunas protecciones donde sea necesario evitar, por ejemplo, la excitación en los lazos de fases sanas. La representación de las impedancias con el valor de k0 ajustado, asegura contar con los valores reales medidos por la protección. Como criterio general, el factor de compensación de retorno por tierra debe ajustarse siempre al valor más próximo al real, es decir, el que surge de los parámetros de la línea. No obstante, si se decide ajustar un valor de k0 distinto del real, deben tenerse en cuenta los siguientes problemas: Los
valores de impedancia calculados ya no son los reales para las fallas monofásicas. Esto puede confundir al operador de protecciones.
Cuando
se reduce el valor de k0 artificialmente respecto del valor real, en ciertos relés se obtiene una ventaja al rechazar en mayor medida a las impedancias de las fases sanas, pero se complican otras cuestiones, por ejemplo: se reducen proporcionalmente los valores de impedancia para los cortos bifásicos a tierra, las impedancias vistas para fallas resistivas tienden más al sobrealcance para flujos salientes, etc.
Por lo tanto, el uso de un valor de k0 distinto del real debe manejarse cuidadosamente y siempre se debe consultar, antes de decidirlo, el manual de la protección. Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A.
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2.1.7.2 Factor k0 en líneas con diferencias en la resistividad del terreno. Existen líneas que transitan por terrenos de diferente resistividad, para los cuales el factor k0 puede ser bastante diferente. En estos casos, lo más importante es la forma en que se ha modelado a la línea en el programa de cortocircuito. Por ejemplo, si una línea atraviesa dos zonas de estas características, en el modelado debería particionarse la misma, creando una barra intermedia y asignando diferentes parámetros a cada tramo de línea. Una vez modelado de esta forma, la elección de un valor de k0 pasa a tener una importancia secundaria. Lo que queremos decir es lo siguiente: si una línea tiene un valor real de k0 = 0.8 y se ajusta en el relé k0 = 1, mientras que en el modelado se haya utilizado k0 = 0.8 y el cálculo de las impedancias se efectúe con el algoritmo propio del relé no se cometerá error por el “método gráfico” empleado en el ajuste. Pero si una línea posee un k0 real de 0.8 y se modela un k0 = 1 en el programa de cortocircuito, entonces sí se cometerá un error. En todo caso, el margen mínimo del 20% adoptado para la determinación de los ajustes, contempla un 10% de incertidumbre para el cálculo de las impedancias mediante el programa de cortocircuito. Si resulta necesario, deberá ampliarse este margen.
2.1.7.3 Factor k0 en líneas paralelas con acoplamiento mutuo. Cuando existen circuitos paralelos próximos entre sí, la influencia del acoplamiento mutuo homopolar modifica considerablemente el factor k0 dependiendo del estado del circuito paralelo. Para analizar este efecto se consideran a continuación tres estados básicos: 1. Ambos circuitos en servicio. 2. Un circuito fuera de servicio y puesto a tierra en ambos extremos. 3. Un circuito fuera de servicio y no puesto a tierra en ninguno de sus extremos. Existe otro estado: línea paralela fuera de servicio y puesta a tierra en un solo extremo, el cual se han excluido de este análisis para simplificar el mismo.
Protección
Esquema básico del caso de líneas paralelas con acoplamiento mutuo
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2.1.7.3.1 Caso de ambos circuitos en servicio. El esquema de impedancias para este caso es el siguiente:
Los puntos A y B del gráfico anterior corresponden a los extremos de la línea y el punto C a ubicación de la falla monofásica. Los cálculos de la resistencia y reactancia equivalentes de secuencia homopolar son los siguientes:
,7 P = ,7 + ,7
C7 P = C7 + C7
y el factor de compensación k0 resulta ser:
(,7 P 3 ,< ) + ⋅ (C7 P 3 C< ) O J (,< + ⋅ C< )
N7 =
(,7 P + ⋅ C7 P ) (,< + ⋅ C< )
N7 =
2.1.7.3.2 Caso de circuito paralelo fuera de servicio y puesto a tierra en ambos extremos. El esquema de impedancias para este caso es el siguiente:
Los cálculos de la resistencia y reactancia equivalentes de secuencia homopolar son los siguientes:
=7 P
Q 9 Q 9 =7 − = = Q =7
Desarrollando la expresión anterior se obtienen los valores equivalentes R0EQ y X0EQ:
,7 P
C7 9 9 C7 ,7 3 9 C7 ,7 − ⋅ ⋅ ⋅ ,7 = ,7 ⋅ < + 9 9 ,7 C7 +
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C7 P
,7 9 9 ,7 C7 3 9 − ⋅ ⋅ C7 ⋅ ,7 C7 = C7 ⋅ < + 9 9 ,7 C7 +
2.1.7.3.3 Caso de circuito paralelo fuera de servicio y no puesto a tierra en ambos extremos. Si uno de los circuitos paralelos se encuentra fuera de servicio y no se encuentra puesto a tierra en ninguno de sus extremos no se tiene el efecto de acoplamiento mutuo, es decir que la línea se comporta como un circuito simple.
2.1.7.4 Criterio de ajuste del factor k0. El ajuste del factor k0 tiene influencia únicamente en los lazos de medición monofásicos. De las expresiones de k0 desarrolladas para el caso de ambos circuitos en servicio o un circuito fuera de servicio y puesto tierra en ambos extremos, resulta que el k0 es mayor en el primer caso. Si se desprecia el acoplamiento mutuo con la línea paralela incurriremos en subalcance cuando la línea paralela se encuentre en servicio y en sobrealcance cuando la misma se encuentre fuera de servicio y puesta a tierra. Existen alternativas de solución para el caso de circuitos paralelos: 1. Si la protección tiene la posibilidad de ajustar diferentes grupos de ajustes, se puede ajustar un valor de k0 para la configuración con ambos circuitos en servicio (Grupo 1) y otro valor de k0 para la configuración con una línea fuera de servicio con ambos extremos puestos a tierra (Grupo 2). El cambio de grupos de ajuste puede implementarse mediante una señal externa, por ejemplo, utilizando la posición del seccionador de puesta a tierra de la línea. 2. Si la protección tiene un único grupo de ajuste, se debe ajustar el k0 para la configuración de ambos circuitos en servicio, verificando que el alcance del ajuste reactivo de la zona 1 no sobrepase al extremo de línea para la condición de una línea fuera de servicio y con ambos extremos puestos a tierra. Dado que la utilización de contactos auxiliares externos es fuente de posibles problemas, es siempre más recomendable utilizar la segunda opción.
2.1.8 Impedancia de fuente (a espaldas de la protección). Este valor puede deducirse de los estudios. Su valor permite estimar la variación dinámica de las características de algunos relés (p.ej.: mho). También es de consideración en ajustes relacionados con ciertos algoritmos de compensación en la localización de fallas.
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2.1.9 Resistencia de falla a tierra. El valor máximo de la resistencia de falla a tierra en una línea determinada depende de varios factores, a saber:
La resistividad del terreno.
La existencia de hilos de guardia.
La resistencia de puesta a tierra de las torres (valores típicos: 10-20 ohm). La resistencia del arco eléctrico.
Se debe considerar una tolerancia mínima de la resistencia de falla para las distintas redes 220kV / 138kV / 60kV / 13.2kV y 10kV, bajo la consideración de que la tensión de arco por metro baja a medida que aumenta la corriente de falla (Warrington). Los valores de resistencia de falla típicos a simular en los estudios son, por ejemplo: 0, 25 y 50 ohm para fallas monofásicas, 0, 3 y 6 ohm para fallas bifásicas, 0, 10 y 20 ohm para fallas bifásicas a tierra y 0 ohm para la falla trifásica. Estos valores se adoptan solamente a efectos de referenciar la evolución de la impedancia en función de la resistencia de falla y no deben interpretarse como los límites que hay que alcanzar. Por ello, los valores adoptados pueden ser diferentes a los indicados, ya que los mismos se adaptan normalmente para visualizar adecuadamente en el plano de impedancias la evolución de una falla en función de la resistencia de falla.
2.1.10 Márgenes de seguridad. A los efectos de evitar actuaciones incorrectas por errores en la medición se considerará una incertidumbre total en el límite de las características de operación del 20%. Este valor contemplará aproximadamente los errores de la protección (5 %), de los transformadores de medición (5%) y de los estudios de cortocircuito (10%), incluyendo el de los parámetros utilizados para los mismos. :8 4 :8.?./
02A978
4 <78
En cada caso particular se realizará un análisis minucioso para establecer con mayor precisión el margen de error total.
2.1.11 Ajustes zonales. 2.1.11.1 Zona 1. La zona 1 se utiliza para detectar fallas en la línea en tiempo mínimo y para el envío al extremo opuesto de la señal de teleprotección. Debido a la existencia de errores en la medición, transitorios en los transformadores de medida y en el circuito primario, errores en el cálculo de los valores de cortocircuito para el ajuste, acoplamientos Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A.
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mutuos entre líneas, etc., se necesita limitar el alcance de la zona 1 a un porcentaje de la línea. Recomendaciones: El
alcance de la zona 1, para líneas simples, no debe sobrepasar el 80% de la línea, para fallas mono, bi y trifásicas.
Este margen deberá considerarse para toda la extensión dada al alcance resistivo de la zona 1, de acuerdo con el principio de medición de la protección en cuestión, con el fin de evitar el sobrealcance cuando el flujo tiene sentido exportador.
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C
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# AA65
,
"L53 En
el caso de líneas paralelas con acoplamiento mutuo, se deberá considerar además el sobrealcance adicional que se produce en caso de haber adoptado un k0 para los dos circuitos en servicio y estar la línea paralela fuera de servicio y puesta a tierra en ambos extremos.
El
alcance resistivo debe cubrir con más un 20% de margen los valores previstos de resistencia de falla para fallas en la línea protegida.
Normalmente se consideran valores de alcances resistivos de 20 ohm para líneas en terrenos de resistividad normal y de hasta 50 ó más ohm en terrenos de elevada resistividad. C
,
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•
El alcance resistivo de la zona 1 debe ser considerado en particular cuando el esquema de teleprotección adoptado sea el de subalcance.
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En estos casos, la emisión de la señal de teleprotección se efectúa mediante la zona 1, por lo que resulta imprescindible para el buen funcionamiento del esquema una adecuada superposición entre las zonas 1 de los relés de los dos extremos de la línea. Esta superposición (normalmente mayor a un 20% de la reactancia de la línea) debe garantizar además un buen alcance resistivo, en particular para fallas ubicadas en la mitad de la línea. En los casos en que el esquema de teleprotección sea el de sobrealcance y los relés posean zonas 1 independientes, el buen funcionamiento del esquema se traslada al ajuste de la zona en sobrealcance. En estos casos, si no se pudiera darle a las zonas 1 un alcance resistivo o reactivo suficiente, queda aún la oportunidad de operación a través de dichas zonas en sobrealcance.
C 05 ,
•
R
Consideración de la operación secuencial.
Cuando sea imposible cubrir las resistencias de falla deseadas y no exista ningún recurso disponible para mejorar esta posibilidad, deberá investigarse si la operación secuencial (apertura de un extremo, cese de la carga en la línea y visualización de las impedancias de falla en el otro extremo al desaparecer la carga) es
factible.
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impedancias vistas ó los valores de corriente en las fases sanas no deben ingresar en las zonas 1.
Para los casos de falla en la línea protegida, si alguna impedancia fuera vista en zona 1 en las fases sanas, se abortaría inmediatamente el recierre monofásico, en los casos en que se empleara este recurso. Si se empleara el recierre trifásico todo depende de la programación de tal recierre y de si se abortara o no el mismo para fallas bitrifásicas. Para fallas hacia atrás, tenerse en cuenta que en vistas hacia delante. Si zona 1, se produciría el inverso.
en particular, fallas en las barras, debe las fases sanas normalmente las mismas son alguna de las impedancias fuera vista en disparo instantáneo para falla en sentido
6
05
.A La
zona 1 debe mantener un margen de seguridad generoso respecto de la carga permanente y transitoria.
En particular deben evitarse los valores transitorios de impedancia ó corriente de carga en los casos de salida de servicio de líneas paralelas. El
alcance resistivo debe ser suficiente para garantizar el buen funcionamiento del esquema de teleprotección y el despeje de fallas resistivas.
Esto ya fue explicado anteriormente, dependiendo del tipo de protección y del esquema de teleprotección adoptado. No
es conveniente ajustar un alcance resistivo mayor que tres veces el valor dado al alcance reactivo.
Este principio general es saludable, por problemas vinculados al método de medición de las protecciones distanciométricas y es recomendado por los fabricantes. No siempre puede ser tenido en cuenta, en particular cuando se trata de líneas muy cortas, donde el alcance resistivo juega un papel fundamental.
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2.1.11.2 Zona de respaldo de línea en sobrealcance. En toda aplicación de una protección de distancia a una línea de transmisión debe existir una zona en sobrealcance (normalmente designada como zona 2) a fin de brindar respaldo local temporizado para fallas en la línea protegida. Para ello se debe ajustar la misma sobrepasando la barra opuesta en un 20% como mínimo (120% XL), para todo tipo de fallas y modos de operación del sistema en estudio.
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C
& L< 25R 5978
,
R Recomendaciones: El
alcance reactivo debe garantizar un margen mínimo de +20% respecto de la impedancia de la línea, sin considerar el infeed en dicha barra, para todo el rango de extensión de resistencia de falla considerado.
En particular, cuando el pre-flujo en la línea tenga sentido importador, será necesario adoptar valores mínimos de alcance reactivo superiores al 120% de XL por el efecto de subalcance. El
alcance reactivo no debe sobrepasar a la zona 1 de la o las líneas siguientes, con un margen mínimo del 20%.
Este requisito resulta de difícil cumplimiento cuando el pre-flujo en la línea tiene sentido exportador, por el efecto de sobrealcance. Es conocido el efecto que produce el infeed en la barra opuesta, el cual tiende a alejar a los valores de impedancia aparente de falla. La limitación deberá considerarse sin infeed, aunque en algunos casos, en particular cuando la estación siguiente posee muchas salidas de línea, esta consideración podrá ser obviada para obtener un valor razonable de ajuste de la zona 2. Cuando
sea inevitable superponer la zona 2 de una línea con la zona 2 de la o las líneas siguientes podrá recurrirse a la coordinación por temporización, elevando el valor del t2 en un margen adecuado
(p.ej.: 250 a 400 ms por encima del valor de la línea siguiente). El cálculo del valor del mínimo valor de ajuste de la zona 2 contempla lo siguiente: T2 = Tprot + Tint + Trep + Margen
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Donde: Tprot =
máximo tiempo de actuación de la zona instantánea de la protección principal de una línea siguiente p.ej.: ( 60 ms).
Tint =
máximo tiempo de operación del interruptor de la línea siguiente (p.ej.: 40 ms).
Trep =
tiempo de reposición de la medición en zona 2 de la protección propia, con carga presente p.ej: ( 50 ms).
Margen =
margen de seguridad p.ej.: ( 100 ms).
=9
=<
=9'
.9≥.,-.4. &.4.,405
>/2 O:7?E
9:7 El
alcance resistivo debe ser lo más amplio posible, aunque con las limitaciones expuestas a continuación:
a) Las impedancias vistas en las fases sanas, para fallas hacia delante y hacia atrás no deben ingresar a la zona en sobrealcance.
Esto es necesario para garantizar el éxito del recierre monofásico o trifásico, de acuerdo con la programación del mismo. b) No es conveniente ajustar el alcance resistivo más allá de tres veces el alcance reactivo.
c) Si la zona usada en el esquema de teleprotección de sobrealcance es utilizada como respaldo de la línea en t2, no deberá ver fallas en las barras de media y baja tensión de la estación siguiente.
Por ejemplo, si en la estación siguiente existiera un transformador de rebaje de 220/132 kV, no deben verse fallas en barras de 132 kV. Si no fuera posible evitarlo, queda como recurso utilizar una zona en sobrealcance con temporización infinita (sin disparo) y disponer otra zona para hacer las veces de zona 2. d) Deberá evitarse que las fallas monofásicas en la línea protegida sean vistas por los lazos bifásicos, cuando dichos lazos sean habilitados.
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En todas las protecciones, las fallas monofásicas son vistas en los lazos bifásicos. Para ello, cada protección cuenta con métodos para inhibir estas mediciones, ante fallas monofásicas. Deberá controlarse que esos métodos funcionen adecuadamente, a fin de no producir un bloqueo del recierre monofásico por excitación bifásica.
2.1.11.3 Zonas de respaldo hacia delante. Con las zonas de respaldo se procurará cubrir al menos la barra siguiente a la de la estación remota, considerando una incertidumbre del 20 % en los límites zonales, a los efectos de evitar descoordinaciones y pérdida de selectividad con los respaldos remotos de otras protecciones instaladas por delante y por detrás. De no ser factible alcanzar la barra subsiguiente con las zonas de respaldo, se dará prioridad a la seguridad por sobre la dependibilidad en la selectividad, renunciando al respaldo remoto y dejando solamente el respaldo local que brinda la redundancia del equipamiento (cuando exista), así como el respaldo por protección por sobrecorriente. Si este problema se diese en una red sin protecciones redundantes, se recomendará la implementación de dicha protección redundante y PFI, para cubrir la no-actuación de la protección y del interruptor, respectivamente. Resultará conveniente (y en algunas oportunidades será inevitable) cubrir buena parte de los transformadores de la barra opuesta con las zonas de respaldo. Esta intención tiene como límite la no-incursión en la red de media tensión, especialmente considerando la operación en paralelo de transformadores. La consideración acerca de la inyección de corriente en las barras intermedias será similar a la descripta en el punto anterior.
=O =9
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02 <978JC( '4C('
&L '.S
2.1.11.4 Zona en dirección inversa. Normalmente, no se utilizará una zona en dirección inversa, a menos que sea necesario utilizar fuente débil ó en el caso de líneas en paralelo, donde esta zona se requiere para actuar en función de bloqueo. También se la necesitará si el esquema de teleprotección en lugar de ser del tipo permisivo es del tipo de bloqueo. En los casos de líneas en paralelo, la zona hacia atrás se ajusta de manera de cubrir en exceso (>20%) la porción de la línea alcanzada por
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la zona en sobrealcance del extremo opuesto de la línea, tanto en el alcance reactivo como en el resistivo.
2.1.11.5 Arranque. El arranque de la protección normalmente se ajusta al finalizar el esquema de ajuste zonal, tratando de cubrir a las zonas ajustadas. Deberán cuidarse los siguientes detalles: Si
el recierre monofásico opera con el arranque, es decir si la selección de fases para el recierre se efectúa mediante dicho arranque, entonces deberá evitarse el arranque en las fases sanas para los casos de recierre monofásico. Si existe la posibilidad de que el recierre opere con una selección de fases comandada por los disparos, en lugar de los arranques, deberá contemplarse pasar a este método de selección (esto no es posible en los relés dotados de
un único módulo de medida con conmutación de tensiones y corrientes mediante el arranque). Deberá
evitarse el ajuste de tiempos finales comandados por el arranque, a menos que esto sea estrictamente necesario. Cuando se
obtenga un esquema de respaldo eficiente dotado de una cantidad de zonas mínima (p.ej.: tres zonas), se evitará el ajuste de tiempos finales, poniendo los mismos en inactivo. Cuando
no sea necesario ajustar una zona hacia atrás, se le dará al arranque hacia atrás un valor mínimo necesario para asegurar la operatividad del relé (p.ej.: 5 ohm).
2.1.11.6 Límite para la excitación de la zona de selección de fase fallada. La selección de fase fallada puede realizarse con la zona de arranque, con alguna zona de medición ó con una zona especialmente destinada a ese fin, dependiendo de la protección considerada. Cualquiera sea el caso, se compatibilizará la necesidad de lograr el respaldo remoto y el alcance resistivo pretendidos, con la de evitar dos situaciones de riesgo, fundamentalmente relacionadas con el alcance resistivo, a saber: 1. Excitación por fases sanas (no falladas): esta situación no derivará en un bloqueo innecesario y no deseado de la posibilidad de recierre. De resultar inevitable, el equipamiento tolerará la excitación por fases sanas sin producir inhibición del recierre. En tal caso, la discriminación de falla evolutiva deberá realizarse a partir de un segundo disparo y no de una segunda excitación. Así entonces, la lógica de discriminación de fallas, de selección de fases y de arranque de recierre deberá activarse a partir de los disparos por fase. 2. Ingreso del punto de impedancia de carga dentro del lugar geométrico del blindaje para el bloqueo del disparo por oscilación de potencia. Esta situación puede provocar un bloqueo permanente del funcionamiento de la protección, mientras subsista la misma ó bien alguna otra situación no deseada en la protección, dependiendo del programa de bloqueo (o disparo) por oscilación de potencia seleccionado. Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A.
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2.1.12 Temporizaciones. La primera zona será instantánea. El valor mínimo de la temporización de la segunda zona se adoptará bajo el siguiente criterio: t2 = (tprot + tint + trep) FS donde: t2:
temporización mínima de la 2da zona.
tprot:
tiempo máximo de operación de la protección en zona 1.
tint:
tiempo de operación del interruptor.
trep:
tiempo de reposición de la protección, luego del disparo en zona 1.
FS:
factor de seguridad que incluye las incertidumbres en los valores y la garantía de selectividad.
En protecciones que operan bajo la modalidad de sobrealcance, con posibilidad de efectuar recierre mediante “weak-end infeed”, se incorporan otras condiciones, tales como: tHF: tiempo de transmisión de la señal de teleprotección, incluyendo relés auxiliares de interfase hasta la función cumplida. tv:
retardo de la señal eco.
El ajuste de tv depende de la relación impedancia de fuente / impedancia de línea del extremo débil, ya que la función de tv es prevenir la devolución de la señal de teleprotección por eco ante arranques retardados de la protección, con demoras que pueden resultar de un orden límite de 40 ms. Es aceptable entonces considerar un ajuste de tv de 75 ms. Se tiene entonces, sin weak-infeed: En esquemas de sobrealcance: (tprot + tint + trep + tHF) 1,5 t2 = (45 + 40 + 35 + 20) 1,5 = 208 ms. En esquemas de aceleración de estado: (tprot + tint + trep + tHF + tconmutación de zona) * 1,5 con tconmutación de zona = 15ms, resultará t2 = 225ms Con weak-infeed: t2 = (tprot + tHF+ tv + tHF + tint + trep) FS t2 = (45 + 15 + 75 + 15 + 40 + 35) 1,5 = 337 ms. En conclusión, se adoptará un valor superior a 350 ms para el caso de esquemas de sobrealcance con función “weak-end infeed”, pudiendo reducirse a 250 ms en otra modalidad de teleprotección y en 220 kV, donde los requerimientos del menor tiempo de mantenimiento de falla hacen a una mayor garantía de estabilidad del sistema.
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Estos valores podrán sufrir alteraciones por exceso, en los casos en que el límite del alcance de una 2da. zona se superponga con el límite de alcance de la 1ra. zona de la protección de la línea subsiguiente. En tal situación resultaría riesgosamente comprometida la selectividad en la función de respaldo, de no adoptar tales precauciones. De todos modos estas situaciones deben tratar de evitarse, para no ajustar tiempos de 2da. zona anormalmente elevados. El ajuste de t2 deberá contemplar además un margen suficiente por sobre el valor del tiempo 2 de las PFI asociadas a los interruptores comprendidos dentro del alcance de la zona 2, como se indica en la figura siguiente. Este criterio de coordinación dependerá del esquema de la estación donde está ubicada la PFI (ver ajuste de PFI). Por ejemplo, si la estación fuera de simple barra, entonces no será necesario coordinar esos tiempos.
=
=99
"
='
9 029T='I=4944=405 Se adoptará para t2 el mayor valor resultante de tales consideraciones, en tanto la estabilidad del sistema lo permita. De lo contrario se ajustarán en la PFI iguales temporizaciones para sus dos etapas. Para la tercera zona se adoptará t3 del orden de 2 t2. Para las zonas adicionales lado línea se procurará mantener el criterio anterior, cuidando la coordinación en el avance sobre los transformadores, al igual que con t3. (p.ej.: t4 = 2 t3).
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2.1.12.1 Criterio general de ajuste. La o las zonas de respaldo hacia delante se ajustarán de acuerdo con un esquema de coordinación cuyo principio general es el siguiente: mín max Z1a
20%
Z2a
20%
20%
A
Z3a
max
20%
B
Z2b
Z1b
C
Z3a 80% Xt
Z2a
T2t T1t
<100% Xt
50% Xt D DIF
Se aconseja ver además los criterios de respaldo local y remoto para la protección de un transformador. Valores máximos a ajustar: Zona I ≅ 0.8 ZL1 Zona II ≅ ZL1 + 0.8 Z1 (línea siguiente) Zona III ≅ ZL1 + 0.8 Z2 (línea siguiente)
Donde: ZL1 = Impedancia de la línea en la que está el relé. Z1 = ajuste de la zona 1 de la línea siguiente. Z2 = ajuste de la zona 2 de la línea siguiente. Los transformadores de rebaje ubicados en las barras opuestas deben poseer protecciones principales rápidas (diferenciales, distancia, etc,) capaces de operar en tiempos muy cortos para fallas internas. En caso de tratarse de un transformador de baja potencia (dependerá de la criticidad del mismo en la red)se establecerá aceptable como protecciones eléctricas mínimas: sobrecorriente de alta (fase y tierra), sobrecorriente de baja (fase y tierra) y protección de cuba. Deberá verificarse que la temporización de las unidades por sobrecorriente con la corriente de corto circuito máxima no supere la temperatura media del bobinado. Los transformadores de rebaje deben poseer en la acometida de AT una protección de respaldo local (sobrecorriente) con al menos una etapa temporizada en tiempo corto, ajustada en lo posible a 5 ó más veces la corriente nominal del transformador, a fin de no disparar ante una energización del mismo y una etapa temporizada que cubra todo el transformador. Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A.
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La zona 2 del relé en A, no debe sobrepasar el alcance de la primera etapa temporizada ubicada en la acometida al transformador. Por ejemplo: la etapa de respaldo local cubre hasta el 50% Xt en 150 ms y la zona 2 cubre sólo una fracción de Xt en 400 ms. La zona de respaldo del relé en A debe estar temporizada un escalón por encima de la zona de respaldo local de la protección de la acometida al transformador. Esto es complicado de cumplir normalmente, porque la zona de respaldo ubicada en la acometida al transformador debe estar temporizada por encima del tiempo de actuación de las salidas ubicada en la barra D. Cuando se hace necesario ajustar este tiempo por encima de los t2 de las salidas en D (p.ej: 500 ms) normalmente el t2 de la protección de respaldo local en la acometida se ajusta por encima del segundo. El t3 del relé en A deberá ajustarse por encima de este valor (p.ej.: 1.5 seg).
2.1.13 Ajuste del esquema de teleprotección. 2.1.13.1 Selección del esquema de teleprotección. La teleprotección tiene por objeto lograr la operación sincronizada de las protecciones distanciométricas de ambos extremos de la línea, para cualquier ubicación del cortocircuito en el 100 % de la longitud total. Permite así la efectividad del recierre, en el tiempo muerto ajustado, ante fallas de tal tipo y de producción fugaz. En el caso de fallas para las que no se permita el recierre (polifásicas), la teleprotección asegurará la actuación en tiempo mínimo, en ambos extremos de la línea. Se privilegiará la dependibilidad y el menor tiempo de transmisión a los requisitos de seguridad, teniendo en cuenta que en la recepción el disparo se decide previa medición de la protección.
Esquema de comunicaciones para la teleprotección. En principio, el esquema de teleprotección a utilizar será el llamado “sobrealcance autorizado” (“ ”), con zona 1 permissive overreaching independiente. Este esquema se adapta perfectamente a varios casos, entre ellos: Líneas
cortas:
Debido a la necesidad de cubrir altas resistencias de falla. Líneas
con compensación serie:
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Como consecuencia de la existencia de capacitores serie, la zona de operación instantáneo de la protección debe ser muy corta o inexistente, dependiendo del nivel de compensación (80% de XL – XC). Líneas
con eventual extremo de débil generación (“weak end infeed”):
A partir de la utilización de la lógica “weak-end infeed”, se requiere el cubrimiento seguro del 100% de la longitud de línea por la característica de operación instantáneo de la protección del extremo de fuerte generación. La modalidad que se describe requiere que, ante una falla en línea, la protección de cada extremo elabore su disparo por medición en zona de sobrealcance, sin hacerlo efectivo sobre los interruptores, emitiendo señal de autorización, por teleprotección al extremo opuesto. Así, la protección con su actuación ya decidida en tiempo instantáneo, operará su disparo al arribo de la recepción de señal de teleprotección, emitida por el otro extremo. HF
&
disparo Int. A
ETP
Zona 1
ZA A
B Zona 1
ETP
ZB
disparo Int. B
HF &
Esquema de teleprotección en sobrealcance. El alcance de la zona dedicada a este esquema de teleprotección para cada extremo se ajustará aproximadamente entre el 120 % y el 150 % de la impedancia de línea. En la aplicación “weak end infeed”, se requerirá además que el límite de la característica para la detección de fallas a espaldas de la protección, supere el alcance de la zona en sobrealcance del extremo opuesto. La dependencia de las comunicaciones se minimizará utilizando los siguientes recursos: Ajustando
la zona 1 independiente hasta el 80% de la longitud de
la línea. Cruzando
las señales de teleprotección entre los sistemas 1 y 2 ó mejor aún, utilizando el esquema doble serie-paralelo.
Activando
el cambio automático del modo de operación de la protección a autoaceleración de estado, cuando la indisponibilidad de señal se debe a un problema de los equipos de teleprotección.
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Un caso particular consiste en analizar las consecuencias de una falla monofásica permanente (no extinguida durante el tiempo muerto de recierre) próxima a un extremo, ante un desajuste de los valores de los tiempos muertos de recierre entre extremos. En este caso, es posible la no existencia de la señal de teleprotección que acelera el estado de la protección que ordena el recierre en primer lugar. Para solucionar este inconveniente se recomienda emular la recepción de una orden de teleprotección con la emisión de la orden de recierre. No se utilizarán los esquemas “subalcance con interdisparo autorizado”, “bloqueo” y “desbloqueo”, salvo especificación particular en contrario. El esquema de “extensión de zona”, utilizado en los antiguos relés con conmutación de medición, queda superado por el esquema de sobrealcance con zona 1 independiente. El receptor proveerá una señal de supervisión del canal, la cual comprenderá la falla de los equipos de teleprotección, equipos de transmisión y/o fuera de servicio de los mismos. La detección del estado de alarma informado por el equipo receptor de comunicaciones, se utilizará para orientar acciones en la protección, destinadas a prescindir de la teleprotección. En caso de ausencia de la teleprotección, se aceptará en toda o parte de la extensión total de la misma un mayor tiempo de disparo o una ligera pérdida en la selectividad (sobrealcance con retracción a 1ª zona ante el disparo de la protección).
2.1.13.2 Ajuste del esquema de teleprotección. Recomendaciones: Siempre
que sea factible se preferirá el esquema de sobrealcance permisivo, con zona 1 independiente en subalcance. Esto dependerá
del tipo de protección, usualmente las numéricas lo poseen. Este esquema es necesario si se emplea fuente débil. El
esquema de sobrealcance sin zona 1 independiente tiende a tener poca dependibilidad, ya que su funcionamiento depende enteramente del canal de comunicaciones. En estos casos se evaluará la
posibilidad de utilizar un esquema de extensión de zona ó un esquema de subalcance permisivo. Se
deberá tratar de garantizar un funcionamiento independiente del canal de comunicaciones, en caso de falla del mismo. Normalmente, se
determina la falla de un canal de comunicaciones mediante una información provista por el equipo (corte de la señal piloto) y con ella se activa una función interna que dispone una zona en sobrealcance (extensión propia)con retracción durante el tiempo de reclamo.
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2.1.14 Ajustes de la función oscilación de potencia. 2.1.14.1 Criterios generales. La evolución temporal de los valores de impedancia medidos por la protección, obtenido a través de los estudios dinámicos, permitirá observar el compromiso en el funcionamiento de la protección, así como el ajuste del blindaje de bloqueo de la operación por oscilación de potencia. Los resultados de los estudios permitirán además una rápida observación del carácter de la oscilación: estable o inestable, evitando además el cálculo de la evolución del lugar geométrico de las impedancias medidas durante la oscilación. Con los estudios enunciados podrán además determinarse los efectos de la oscilación en las dos fases de transmisión, durante el tiempo muerto de recierre de la fase en falla. Resultará conveniente adoptar esquemas de bloqueo por oscilación de potencia capaces de desbloquear el disparo si durante la oscilación se produce una falla balanceada o desbalanceada. En caso de utilizar la opción de disparo por oscilación de potencia se evitará disparar a los interruptores con tensiones en contrafase. Se preferirán los esquemas de bloqueo por oscilación de potencia capaces de discernir si una oscilación es o no recuperable y por lo tanto desbloquear a la protección en lugar de generar tiempos de bloqueo fijos. Aún en tal situación deberá contarse con la posibilidad del bloqueo permanente, durante la oscilación de potencia.
2.1.14.2 Ajuste del tiempo de tránsito. Cuando el bloqueo por oscilación de potencia se efectúe midiendo el tiempo del pasaje de la impedancia vista a través de dos blindajes (tiempo de tránsito) y la decisión de bloqueo se adopte cuando el tiempo calculado sea mayor que el valor ajustado, el cálculo se efectuará como sigue: a) Se ajustará el blindaje externo con un margen adecuado (mín.20%) respecto de la carga (valor Zext). b) El ajuste del tiempo de tránsito deberá efectuarse a partir de un cierto valor de velocidad de variación de la impedancia en el tiempo. Este valor mínimo normalmente es del orden de 400-500 ohm/segundo. c) El valor de la diferencia entre Zext y Zint surge de la siguiente ecuación: Zext-Zint [ohm] = v[ohm/seg] * (Taj + Error] [seg] Donde: V = velocidad de variación adoptada (mínimo 400-500 ohm/seg - máximo 1000-1200 ohm/seg). Taj = tiempo de pasaje de la impedancia ajustado (valores normales mayores a 30 ms, del orden de 30-60 ms).
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Error = error máximo del tiempo de ajuste de pasaje de la impedancia (a falta de un valor se adoptarán 10 ms). Ejemplo: Si el blindaje externo se ajusta a 100 ohm y se adopta v = 400 ohm/seg, entonces Zext-Zint = 400 * (0.030+0.010) = 16 ohm. Luego Zint = 100 - 16 = 84 ohm. Las zonas ajustadas para los lazos bifásicos o trifásicos deben a su vez guardar un margen respecto del valor ajustado para el blindaje interno por oscilación de potencia. Una vez hecho esto debe verificarse lo siguiente: V = 16 ohm / (0.03-0.01) seg = 800 ohm/seg Es decir, como el error está expresado en un más/menos el valor supuesto, deberá verificarse que para un valor del tiempo de pasaje igual al valor ajustado menos el error supuesto, la velocidad de pasaje no exceda de un valor situado entre 1000-1200 ohm/seg. Resumiendo: Cualquiera sea el método de ajuste del bloqueo por oscilación de potencia deberá garantizarse que la velocidad de pasaje de la impedancia medida entre dos blindajes se encuentre entre 400 y 1200 ohm/seg.
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2.2 Ajuste de protecciones diferenciales de línea. 2.2.1 Criterios generales de ajuste. Los criterios generales que deberán seguirse para el ajuste de las protecciones diferenciales de línea son los siguientes:
El valor de sensibilidad ajustado deberá con el despeje de fallas en la línea, en resistivas, tratando de que dicho umbral ubique por encima de la máxima corriente
ser el máximo compatible particular para fallas de sensibilidad se de carga.
Para el cálculo de la corriente diferencial, se tomarán en cuenta los aportes de ambos extremos. La función cierre sobre falla garantizará la apertura instantánea ante esa condición. Para los casos en que la línea esté cerrada en un solo extremo y se haya agotado el período de cierre sobre falla, se podrá tolerar un menor alcance resistivo, sin sacrificar el principio expuesto en el primer punto. Uno de los valores importantes en consideración es la corriente diferencial mínima la cual si no hay indicación contraria del fabricante se podría indicar en un valor de Idifmin = 2.5 Icap, siendo Icap la máxima corriente capacitiva de la línea Toda protección diferencial de línea debe poseer un respaldo remoto por distancia ó sobrecorriente de fase y tierra, las cuales deben ser ajustadas según los criterios establecidos para las mismas.
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2.3 Ajuste del recierre. 2.3.1 Tiempo activo. Tiempo comprendido entre el instante de excitación de la protección y el límite de tiempo tolerado para el disparo, dentro del cual se autoriza el recierre. Tiene por objeto evitar la posibilidad del recierre para disparos de la protección en zonas superiores a la primera. En consecuencia su valor de ajuste se deberá adoptar entre los tiempos de la 1ra. y 2da. Zona. Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A.
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2.3.2 Tiempo muerto ó pausa sin tensión. Intervalo en el que la fase en falla permanece sin tensión y de un valor tal que se garantice la extinción de la falla fugaz, antes de ordenar la reconexión. La elección del valor de ajuste contemplará dos valores límites:
Valor mínimo: atendiendo a los valores de la corriente de arco secundario y de la tensión de restablecimiento, durante el tiempo muerto. Valor máximo: contemplando el compromiso de la estabilidad, durante la transmisión en dos fases.
Los valores adoptados para la red de TRANSENER, en general exitosamente y por lo tanto recomendados, son los siguientes, según el nivel de tensión que se trate:
500 kV: en general recierre monofásico a 800 ms a 1 segundo, con excepción de casos particulares que responden al condicionamiento del valor máximo, en 600 ms y 500 ms. Se observa que, en general estos ajustes son suficientes para satisfacer las condiciones del valor mínimo. 220 y 132 kV: recierre monofásico a 400 ms y trifásico a 300 ó 400 ms.
2.3.3 Tiempo de reposición. Es el tiempo durante el cual, luego de un recierre exitoso, debe inhibirse la posibilidad de un nuevo recierre, a fin de lograr la recuperación térmica de las cámaras de los interruptores. Se encuentra difundida la adopción de un valor de 5 a 10 s. Si bien la experiencia indica el acierto en esta elección, sin daños observables en los interruptores y con una interesante probabilidad de disponibilidad de líneas en fallas consecutivas (que se repitan en un tiempo mayor a 10 s), no se desconoce la existencia de otros criterios, por lo que se
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recomienda en todos los casos consultar al fabricante de los interruptores.
2.3.4 Bloqueo de recierre posterior a una acción de comando de interruptor: El bloqueo resultante del/los dispositivo/s de recierre, puede disponer de un ajuste independiente al anterior, en cuyo caso se adoptará un valor inferior al mismo.
2.4 Ajuste de protecciones por sobrecorriente. . W M
WM W LM
, W LM
05 5
L +
""
2.4.1 Corriente máxima de carga. La corriente máxima de carga se determinará de la siguiente manera: Imax = MVAmáx / √3 (0.85 Unom)
2.4.2 Márgenes de seguridad. Para las etapas instantáneas ó ajustadas a temporizaciones bajas (<100 ms) debe ser considerado un margen de seguridad del 35%, con el fin de tomar en cuenta a la componente aperiódica del cortocircuito. Para las etapas temporizadas, se adoptará un margen del 20%.
2.4.3 Utilización de protecciones por sobrecorriente de fase. Normalmente, esta protección no se necesita, cuando se utiliza una protección distanciométrica. En terminales numéricos programables, esta función puede ser de utilidad integrada a otras lógicas.
2.4.4 Utilización de protecciones por sobrecorriente a tierra. Esta protección puede ser utilizada junto con las protecciones distanciométricas, en particular en aquellos casos de terrenos rocosos de alta resistividad, donde se esperen resistencias de falla a tierra elevadas, como respaldo.
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Se distinguen dos tipos de aplicación: Protección
por comparación direccional:
Esta protección se utiliza para lograr un disparo en tiempo corto (p.ej: 150-200 ms) para fallas en la línea protegida. Esta utilidad es de suma importancia en el caso de extremos remotos con fuertes aporte y la imposibilidad de ajustar la protección de impedancia por limitaciones de carga. De disponerlo habilitado, su alcance en corriente debe contemplar el 100% de la longitud de línea. Es recomendable entonces obtener de los estudios, el valor de corriente residual correspondiente a la condición de corriente de cortocircuito monofásico mínima, para fallas ubicadas a un 150% de la longitud de línea. Los valores de resistencia de falla a considerar serán superiores al máximo valor considerado para el ajuste de la protección distanciométrica, dependiendo de la naturaleza del terreno en la zona del electroducto. El nivel de detección de corriente deberá ajustarse por debajo de ese valor en un 20%, considerando las incertidumbres involucradas. Deberá procurarse analizar además el valor de tensión residual, para observar si supera al mínimo correspondiente a la sensibilidad direccional. El nivel de detección de corriente residual para la discriminación direccional, de ser de implementación independiente, deberá ajustarse con una mayor sensibilidad. La temporización a asignar al modo comparación direccional, deberá considerar el máximo tiempo de despeje de falla por la zona 1 de las protecciones distanciométricas, con el adicional de un intervalo selectivo, resultando en valores de tiempo del orden de los 150 ms, menor al t2 de las líneas concurrentes a la barra donde acomete la línea en cuestión. Cuando se utilice esta protección se evitará la habilitación de la función fuente débil y del eco, dada la baja seguridad que tiene este recurso. Alternativamente, en caso de la necesidad del uso de la función eco, se deberá usar para la teleprotección de esta unidad un tono diferente al utilizado para la protección de impedancia. Protección
de respaldo:
La utilización de protecciones por sobrecorriente a tierra como respaldo es muy útil en líneas de transmisión, en particular cuando existen limitaciones al alcance resistivo en las protecciones distanciométricas. Con un 2do. detector de nivel de corriente residual, con condicionamiento direccional, se cumplirá con el objeto de la protección, con el adicional de brindar respaldo local, hasta la 2da. barra subsiguiente (lado línea), procurando evitar con certeza la incursión, con el alcance, en otros niveles de tensión, transformadores mediante. Las situaciones a analizar por estudios serán coincidentes con las anteriores, pero con un mayor alcance, de ser posible sin comprometer la selectividad. Este último propósito obliga a la adopción de temporizaciones elevadas, del orden de los segundos, para evitar
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descoordinaciones con zonas superiores de protecciones de línea y con protecciones de transformadores. Debe prestarse especial atención al aplicar esta protección en las vecindades de una central de generación, ya que es común, en esos casos, que los valores de tensión homopolar sean bajos ante fallas en las líneas. Si dicho valor cae por debajo del umbral de sensibilidad mínimo necesario para garantizar la discriminación direccional, la protección no actuará correctamente ó se bloqueará. En tales casos es posible, en algunas protecciones, seleccionar el criterio direccional por corriente de secuencia negativa ó directamente utilizar una protección por sobrecorriente de secuencia negativa en reemplazo de la protección por sobrecorriente a tierra.
2.4.5 Selección de las etapas. 2.4.5.1 Criterios de selección. Los criterios para seleccionar y ajustar las distintas etapas de las protecciones por sobrecorriente son similares a los expuestos para las protecciones distanciométricas, a saber: Una
etapa instantánea debe tratar de cubrir fallas en la línea, evitando llegar a la barra opuesta. Cuando se utilizan protecciones distanciométricas con recierre monofásico, se prescinde de esta etapa.
Una
etapa de respaldo para fallas en la línea a proteger, que tienda a cubrir fallas en el 100% de la línea, para lo cual se deberá ajustar en sobrealcance, con un margen del 20% mínimo, respecto a la barra opuesta. La temporización de esta etapa seguirá las reglas generales expuestas para la protección distanciométrica.
Una
etapa de respaldo para las líneas siguientes, en un tiempo superior.
Los valores de ajuste deben ser contrastados con los casos de máxima y mínima corriente de aporte al cortocircuito, evitando el sobrealcance en todas las etapas y considerando el subalcance en las etapas de respaldo. Los límites al ajuste son los mismos que los expuestos para las protecciones distanciométricas, por ejemplo, evitar llegar a ver fallas en barras de media tensión de transformadores ubicados en la estación opuesta con la etapa de respaldo de la línea, etc.
2.4.5.2 Etapa de disparo instantáneo. El umbral por sobrecorriente fijado para esta zona no deberá superar el valor de la corriente para una falla al 80% de la línea, para los casos de máximo aporte al cortocircuito. Para casos de mínimo aporte, el alcance será menor. Con el fin de considerar la influencia de la componente aperiódica, teniendo en cuenta que la zona 1 es de disparo instantáneo, se aconseja mayorar el valor obtenido por el procedimiento anterior en un factor de 1.15. Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A.
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Otro método de ajuste (más conservativo), consiste en seleccionar el valor máximo para una falla al 50% de la línea.
2.4.5.3 Etapas para respaldo remoto. El respaldo remoto deberá seguir lineamientos similares a los que rigen para las zonas de respaldo de las protecciones distanciométricas. Si la protección posee más de una etapa y es posible ajustar una etapa cubriendo la línea protegida, sin ingresar a las barras de menor tensión de la estación siguiente y sin superar la las zonas instantáneas de las líneas siguientes, entonces podrá ajustarse dicha etapa a una temporización media (del orden de una zona 2). El umbral por sobrecorriente fijado para esta etapa deberá garantizar un margen mínimo de +20% respecto a la máxima corriente en la barra opuesta, para todo el rango considerado de extensión de resistencia de falla. Dicho umbral no deberá sobrepasar el alcance dado a las zonas de disparo instantáneo de la o las líneas siguientes, con un margen mínimo del 20%. Si sólo se posee una etapa y se la quiere ajustar en función de respaldo remoto para las líneas siguientes la temporización será mayor, en particular si se ingresa a las barras de menor tensión de la estación siguiente (tiempos mayores al segundo, pudiendo ser de hasta 3-4 segundos).
2.4.6 Coordinación de protecciones por sobrecorriente. sobrecorriente. 2.4.6.1 Criterios generales para la coordinación. La coordinación de las protecciones por sobrecorriente se logrará mediante las características corriente-tiempo de las mismas. Existen dos tipos de características: Características
corriente-tiempo a tiempo definido.
Características
corriente-tiempo a tiempo inverso.
Cuando sea posible, será preferible utilizar, para las protecciones por sobrecorriente que se encuentren en serie en el sistema de transmisión y que deban ser coordinadas, el mismo tipo de características. Cuando las protecciones a coordinar se encuentran separadas por tramos largos de línea, con impedancias significativas, la coordinación de las protecciones por sobrecorriente puede lograrse eficazmente mediante características tiempo-corriente a tiempo definido. Por otra parte, en líneas de transmisión equipadas con protecciones distanciométricas, será necesario coordinar las etapas tiempocorriente de aquellas protecciones con las temporizaciones adoptadas para las distintas zonas de las protecciones distanciométricas. Por esta razón se prefieren, para las protecciones por sobrecorriente en líneas de transmisión, las características t-I a tiempo definido.
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En otras ocasiones, como en las acometidas a transformadores, reactores y generadores será preferible utilizar características t-I a tiempo inverso, para minimizar daños a la máquina. En esos casos, será necesario coordinar las zonas de respaldo remoto de las protecciones distanciométricas y/o las etapas a tiempo definido de las protecciones por sobrecorriente de las líneas con las protecciones de la acometida, presentándose problemas especiales que se tratan más adelante. En caso de utilizar características de tiempo inverso, se aplicarán las normas IEC ó ANSI, para las cuales las funciones tiempo-corriente son expresadas mediante fórmulas.
2.4.6.2 Coordinación de protecciones a tiempo definido. Cuando se utilicen características t-I a tiempo definido y sea necesario escalar tiempos de operación, se adoptarán intervalos selectivos mínimos del orden de 400 ms ó más, según el caso. La selección de los umbrales de operación de las distintas zonas se efectuará teniendo en cuenta la variación de la corriente de aporte al cortocircuito para los distintos escenarios bajo estudio. Para aclarar este punto, se brinda el siguiente ejemplo: Mín I>
En la figura se muestra una etapa a tiempo definido de una protección por sobrecorriente, actuando como respaldo remoto.
Máx
3 2 1
Z
2 Z< ó I>
Cuando la corriente de aporte al cortocircuito sea máxima (mínima impedancia de la fuente) el alcance será mayor. Caso inverso, será menor.
1 DIF
El ajuste se efectuará para la máxima corriente de cortocircuito, en este caso tratando de no llegar hasta la barra de BT del transformador, eligiendo un tiempo de operación ubicado por encima del t2 de la protección distanciométrica y no necesariamente por encima del t3 de la misma (puede ser el mismo valor que t3).
2.4.6.3 Coordinación de protecciones a tiempo inverso. Las características a tiempo inverso se utilizan generalmente en niveles de media y baja tensión. De esta manera se trata de resolver un compromiso entre selectividad y sensibilidad, asegurando tiempos más cortos de despeje de falla con corrientes más altas. Las funciones corriente-tiempo, además de brindar protección al elemento protegido, aseguran contar con un respaldo remoto, sobrealcanzando a la barra opuesta en tiempos crecientes. Tanto en las normas IEC como en las normas ANSI es posible seleccionar distintos tipos de curvas tiempo-corriente, a saber:
Normal inverso (SI).
Muy Inverso (VI).
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Extremo inverso (EI).
Tiempo inverso largo.
Cada una de estas curvas sirve a aplicaciones particulares. En particular, su uso está condicionado a la variación que experimenta la impedancia de la fuente a espaldas de la protección. Cuando dicha variación es muy amplia, se tiende a utilizar curvas menos inversas ó a reemplazar totalmente a las características inversas por las de tiempo definido. Cuando la corriente que atraviesa a las distintas protecciones a coordinar es la misma, entonces la coordinación se realiza simplemente mediante la selección de un intervalo selectivo de tiempo entre ellas.
Icc1
~ R1
R2 F1 R1
t
R2
Normalmente se ajustan 0.4-0.5 seg como mínimo, aunque se adoptan valores mayores cuanto mayores sean los errores de las mediciones involucradas. Por ello, se adoptan valores más elevados para las protecciones electromecánicas que para las numéricas.
∆t
Icc1 I1 R1
I
I2 R2
F1
F2
A raíz de la inyección de corriente en la barra intermedia, la falla F2 es vista por R2 en el punto D, mientras que R1 ve la misma falla en el punto C.
F3
I3
t
R2
R1
Con el fin de no resignar tiempo de operación para fallas cercanas, dentro de la línea protegida, suelen agregarse etapas instantáneas.
C
∆t B
D
Cuando hay inyección de corriente en la barra intermedia, el intervalo selectivo asegurará la selectividad, aún para el caso en que no se encuentre presente esa inyección (p.ej.: Icc3).
I3 I3
A
tmín Icc3
Icc2
Icc1
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I
Para una falla como F1, el tiempo será instantáneo para R1. Para una falla como F2, la operación será instantánea para R2 (punto A), mientras que será temporizada para R1 (punto B).
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Cuando se intenta coordinar una etapa a tiempo definido (p.ej.: T3 de R1) con una etapa a tiempo inverso (p.ej.: t-I de R2) resulta importante no considerar la inyección de corriente en la barra intermedia.
I2
R1
R2
F1
F2
I3
t
R2
Una falla como F2 produce en R1 una corriente Icc2, que suponemos activa la etapa 3 en R1.
T3
∆t
El punto de operación (supuesto) de R2 para dicho valor de corriente, es el indicado en B.
B
C
Por el efecto de inyección, la corriente en R2 es mayor que Icc2 y la falla F2 es vista en el punto C.
I3 A
tmín Icc2 426 A
417 A
Icc1
I
1277 A
~
~ R1
1283 A
Con inyección
R2 F1
708 A
688 A
~
~ R1
688 A
Sin inyección
R2
Si se quiere calcular el valor real de Icc2 sin inyección en la barra intermedia será preciso simular dicho caso como una contingencia especial en el estudio de coordinación de protecciones.
CORRECTO
T3
∆t
T3
∆t
INCORRECTO
426 A 688 A 1283 A
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Este método es aproximado ya que la corriente en R1 sin inyección en la barra intermedia no es igual a Icc2 (ver ejemplo en figura a la izquierda). Sin embargo, dicha corriente será siempre menor que la que se obtendría calculando la misma sin la inyección en la barra intermedia, por lo que el método asegura la selectividad.
R2 F1
t
La coordinación efectiva se logrará fijando un ∆t a partir del tiempo correspondiente al punto B y no al punto C. De esta forma se evitará ajustar a T3 incorrectamente entre B y C.
I
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2.5 Ajuste de una protección sobrecarga. Esta función no deberá habilitarse si el despacho asegura que no se producirán sobrecargas en situaciones N ó N-1.
2.6 Ajuste de la función “stub”. La función “stub”, cuando viene incorporada a los terminales numéricos, tiene por función despejar en tiempo instantáneo fallas situadas entre los transformadores de corriente y los seccionadores de la línea, en particular cuando el transformador de medición de tensión se encuentra del lado línea. Para ello, se requiere conocer el estado del o los seccionadores de la línea y en caso de estar abiertos, habilitar la función. El disparo se logra, cuando la función está habilitada, mediante un umbral por sobrecorriente no-direccional, el cual se ajusta por debajo (margen 35%) de la mínima corriente de cortocircuito en la salida de la línea. Esta función, debido a su dependencia de la posición de los seccionadores y al hecho de que la sobrecorriente de fase utilizada para su activación no es direccional, tiene baja seguridad de operación y por lo tanto, se desaconseja su utilización. En terminales del tipo programable, es posible activar esta función durante una ventana temporal activada a partir de la detección de un nivel de corriente de bajo nivel, pero condicionada por un estado previo de corriente nula. De esta forma, luego de transcurrir la ventana temporal (p.ej.: al cargar la línea) la función quedará bloqueada, mejorando la seguridad.
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2.7 Ajuste de la función sobretensión. La función sobretensión en líneas de transmisión se utiliza normalmente como control de la tensión del sistema. En circuitos paralelos, en particular cuando las líneas son largas, es posible disminuir la tensión cuando el sistema se descarga súbitamente, desconectando uno de los circuitos, debido a que una línea presenta una impedancia capacitiva al sistema. En estos casos, se utiliza una etapa tensión-tiempo a tiempo definido, ajustada a un valor mínimo (p.ej.: 1.15 pu) y a una temporización del orden de segundos. La coordinación con las protecciones de sobretensión de otras líneas se logra mediante un escalonamiento de dichos tiempos. Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A.
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3 AJUSTE DE PROTECCIONES DE FALLA INTERRUPTOR. 3.1 Ajuste del nivel de habilitación. El nivel de corriente a ajustar deberá abarcar el rango de actuación de la protección que la activa. Existe una situación de compromiso en el ajuste del nivel de habilitación. Por una parte, se requiere que este nivel sea el suficiente para cubrir al menos la sensibilidad de la protección que arranca a la PFI. Por otra parte, es conveniente situar el nivel de habilitación por encima de la corriente máxima de carga que circule por el interruptor, para aumentar la seguridad. En el caso de una PFI asociada a un interruptor de reactor de línea ó transformador, la necesidad de cubrir con el nivel de corriente el rango de actuación de las protecciones de dichas máquinas, impondrá un ajuste que, inevitablemente, será superado por la corriente nominal de la máquina, pudiendo así permanecer la PFI predispuesta por corriente, en ciertas situaciones. En el caso de una PFI asociada a un interruptor de una línea, se tratará de ajustar un nivel de corriente por encima de la máxima corriente de carga por la línea, siempre y cuando las máquinas situadas en la barra opuesta posean interruptores con PFI y existan los respaldos locales adecuados para dichas máquinas. Por experiencia no hay pérdida de seguridad en el ajuste por debajo del nivel de carga. Esta entrada solo es utilizada a los efectos del reset post-apertura (operación de la protección principal). El umbral podría ajustarse al 20% Inom asegurándose de estar por debajo de la corriente de falla mínima de operación.
3.2 Ajuste de los tiempos de disparo. El tiempo de disparo básico de una PFI se calculará de la siguiente manera:
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Ejemplos de cálculo:
El tiempo T2PFI, de disparo sobre los interruptores que aportan a través del interruptor que no responde, se ajustará a un valor de tiempo de disparo menor que el tiempo ajustado para la zona de respaldo (zona 2) de las líneas que acometen a la estación del interruptor afectado, en el extremo opuesto. Cuando T2PF1 resulte entonces suficientemente próximo al T1PFI se recomienda ajustar a cero el tiempo de disparo al interruptor propio (T1PFI = 0). En los casos en que esto último no sea factible (p.ej.: en líneas con recierre monofásico donde la PFI no está equipada con disparos monofásicos) no se deberá insistir con el disparo sobre el interruptor afectado, produciendo una única actuación sobre todos los interruptores (el afectado y los adyacentes), ajustando T1PFI = T2PFI. La decisión de implementar T1PFI no instantáneo y T2PFI diferente a T1PFI, dependerá entonces del tiempo de disparo en 2da. zona de la protección distanciométrica de la línea que podrá aportar a través del interruptor defectuoso, en la barra opuesta, debiéndose cumplir:
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[T1PFI * (1 + emax [pu]) + TINT + MTINT + TREP + MTREP] * (1 + emax [pu]) ≤ T2PFI ≤ (T2PROT
DIST
– Margen T2PROT
DIST
- TINT - MTINT) * (1 - emax [pu])
Para el primer ejemplo mencionado (T1 = 126 ms) y un T2 PROT DIST = 400 ms y Margen T2PROT DIST = 40 ms, resulta: 265 ms < T2PFI < 285 ms La coordinación de tiempos T1 y T2 de la PFI puede observarse en la figura siguiente.
DEBE NOTARSE QUE NO SIEMPRE ES NECESARIO COORDINAR EL T2 DE LA PFI CON EL T2 DE LA LINEA, YA QUE, SI LA ESTACION ES DE SIMPLE BARRA, LA ACCION DEL T2 DE LA PFI ES EQUIVALENTE A LA ACCION DEL T2 DE LA LINEA POR LO QUE NO SE NECESITA COORDINAR DICHOS TIEMPOS (Fig.izquierda). EN CASO QUE LA ESTACION SEA DE DOBLE BARRA Y SI LA PFI SOLO ABRE UNA DE LAS DOS BARRAS, ES NECESARIO COORDINAR ESTOS TIEMPOS PARA PRESERVAR LA TRANSMISIÓN POR LA BARRA QUE QUEDA EN SERVICIO (Fig.derecha).
,
,
%
% Caso simple barra
Caso doble barra
Cuando la protección disponga de una única etapa, la misma se ajustará en forma similar a la primer etapa, pero enviando el disparo a los interruptores adyacentes al interruptor fallado. Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A.
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4 AJUSTE DE PROTECCIONES DE SOBRETENSIÓN. 4.1 Generalidades. Esta protección se aplica a generadores, transformadores, motores y líneas de transmisión para evitar que tensiones elevadas en el sistema de transmisión puedan causar daño al aislamiento de dichas máquinas. Estas sobretensiones, de frecuencia nominal y del tipo semi-permanente pueden ser ocasionadas por :
Una operación defectuosa de un regulador de tensión. El control operativo de la tensión del sistema de transmisión, sea manual o automático. Pérdida de carga súbita en el sistema.
En particular, debe prestarse atención a aquellos casos en que existan controles automáticos de tensión (p.ej.: inserción automática de reactores), ya que un defecto en estos automatismos puede dar lugar a las mencionadas sobretensiones. La protección de sobretensión a que se refiere en este item no cubre las sobretensiones transitorias o de maniobra, para las cuales se utiliza normalmente la protección por descargadores. La protección supervisa normalmente las tensiones de fase en el lado AT del transformador y responde a diferentes necesidades:
Contribuir a evitar la sobreexcitación del transformador, aunque no selectivamente (para esto resulta más eficaz una protección contra sobreexcitación). Necesidades del sistema de potencia, a los efectos de comandar la inserción o desconexión de elementos de compensación. Limitaciones del equipamiento de la red, provocando desconexión de líneas o transformadores.
En algunos casos se prefiere la protección de sobretensión en líneas y en otros la protección en transformadores, dependiendo del emplazamiento de las instalaciones. El equipo de protección está compuesto generalmente por tres unidades monofásicas con retardo a tiempo definido y por lo general dispone de al menos dos etapas con ajustes independientes, con una relación de recaída cercana a la unidad (U desexc/U exc entre 0,9 y 1). En ciertas ocasiones, viene provista además de una etapa a tiempo inverso.
4.2 Aplicación como protección a un transformador. Para adoptar un criterio de ajuste para la protección de sobretensión de un transformador, se tomarán como base los valores de ensayo a tensión inducida aplicables a la máquina, según normas. En la Norma IEC 76-3 (Power Transformers), Parte 3: Insulation levels and dielectric tests, Insulation requirements and dielectric tests – Basic rules, punto 5.1 – General, figura una tabla (Table I – Guide to requirements and tests for different categories of windings), dividida
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en dos partes: Um < 300 kV y Um ≥ 300 kV, donde Um [kVrms] es la máxima tensión para el equipo.
A su vez, cada una de estas dos categorías comprende dos subcategorías: aislamiento uniforme y aislamiento no-uniforme ó gradual. La mayoría de las máquinas entran en la última categoría. Una vez definida la categoría que corresponde a la máquina en cuestión, se pasa a otra tabla que indica los valores de ensayo de la tensión inducida a frecuencia industrial de corta duración. De allí se obtiene el menor valor indicado. Por ejemplo, para un equipo de Um = 145 kV, aislamiento no-uniforme, la tensión de ensayo de frecuencia industrial nominal de corta duración se encuentra entre 230 y 275 kV. El menor valor es 230 kV. A este valor le aplicamos un factor de 0.75, para tener en cuenta el principio por el cual a una máquina ya ensayada sólo debe aplicarse un 75% de la tensión de ensayo, resultando U=172.5 kV.
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En el punto 11.3 de la norma IEC, se indica el procedimiento para el ensayo de la máquina con aislamiento no-uniforme. Al respecto, la tensión aplicada fase-tierra a una fase del arrollamiento es igual a 2/3 del valor indicado anteriormente, es decir, adoptando U=172.5 kV, resulta igual a 115 kV. Comparando este valor con la tensión nominal fasetierra del equipo en cuestión, se obtiene la cifra de 115/76.2 kV = 1.50, siendo entonces éste el límite de tensión que deberíamos tolerar para la máquina por un máximo de 60 segundos. Otros factores a tener en cuenta son: La
máxima excursión normal de la tensión en el punto en cuestión. Esta depende de la operación del sistema y normalmente no excede del 5% de la tensión nominal.
La
máxima tensión en las fases sanas durante una operación de recierre. En la práctica, este último factor implica un límite a la temporización mínima a adoptar, la cual debe ser mayor que el tiempo muerto del recierre en el punto del sistema que estemos considerando.
Las
curvas tensión-tiempo de los descargadores de sobretensión del transformador.
A continuación, debemos tomar en cuenta los errores involucrados en la medición que efectúa la protección. Por ejemplo, considerando un error Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A.
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en la medición del relé del 2% y del TV del 1% , el valor teórico a ajustar en la protección sería de 1.05+0.02+0.01= 1.08 pu Por sobre este valor calculado, debemos considerar además la relación excitación/desexcitación de la protección en cuestión. Suponiendo que este valor fuera 0.97, el umbral mínimo del relé de sobretensión a ajustar sería igual a 1.08/0.97 = 1.11 pu Por lo expuesto, se considera razonable ajustar la función sobretensión entre los valores de 1.15 Unom (mínimo) y 1.3 Unom (máximo). A continuación debemos fijar valores para las temporizaciones de los distintos niveles de sobretensión. Para el nivel mínimo (1.15 pu), se debe tener en cuenta un tiempo razonablemente largo que permita la operación de algunos equipos de control de tensión, en caso de existir (p.ej.: reactores). Un tiempo apropiado para este nivel sería, por ejemplo, 4 segundos. Para el caso del umbral superior (1.3 pu), la temporización debería ser mínima, por encima del tiempo muerto de recierre de las líneas colindantes con el transformador. Por ejemplo, si dicho tiempo muerto de recierre fuera 800 ms, podría adoptarse 1 segundo. Se debe verificar además que se brinde efectiva protección a los descargadores de sobretensión del transformador (normalmente, los descargadores soportan 1.3 pu durante 10 segundos).
T[seg] 4
Umax
Resumiendo, un ajuste conveniente para la función sobretensión de un transformador sería:
errores Rel.exc/desexc
1.15 Unom – 4 segundos 1.3 Unom – 1 segundo
Límites para el ajuste 1
margen
1.15
T recierre
1.3
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En la figura de la izquierda se resume el criterio de ajuste, aclarando que, en cada caso particular, pueden variar dichos límites en función de los datos de la instalación.
U[pu]
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5 AJUSTE DE PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES. 5.1 Esquema ideal de protección y respaldos. El siguiente es el esquema de protecciones ideal de un transformador: 3 2 1
Z
3
2 Z< ó I>
2
1 Z
1
DIF
4
4 1
1
Z
2
2
3 Z< ó I>
1
Z
2 3
Las principales características de este esquema son: Deberán
existir, en las acometidas al transformador, protecciones físicamente diferenciadas de las principales de la máquina, que actúen como respaldo local ante fallas no resueltas por las protecciones principales de dicha máquina p.ej.: ( ). Estas DIF protecciones contarán con una etapa de corta duración direccionada hacia el transformador que brinde protección contra eventuales fallas en las acometidas ó en los bushing del transformador (zona 1) en un tiempo bajo (p.ej.: 100 ms).
Si
se cumple lo indicado en el punto anterior, es factible evitar que las zonas de respaldo remoto de las líneas sobrepasen al transformador (zonas 3), lo cual constituye lo más recomendable, entre otras cosas, porque será posible evitar el ajuste de tiempos muy elevados por necesidades de coordinación.
Las
etapas de segundo escalón (zonas 2) de las protecciones de las líneas deberán evitar incursionar en el transformador. De hecho esto no ocurre normalmente, teniendo en cuenta las impedancias relativas de las líneas y el transformador. El ajuste de la temporización para este segundo escalón deberá situarse por encima del tiempo ajustado para la zona 1 de la protección de la acometida al transformador.
Las
zonas de las protecciones ubicadas en las acometidas de AT y BT del transformador que tratan de brindar protección contra fallas en barras (zonas 3) deberán ser lo más cortas posibles en lo que alcance se refiere y evitar sobrepasar a las zonas 1 de las líneas siguientes.
Las zonas de las protecciones de las acometidas que brindan respaldo local y/o remoto ante fallas en líneas (zonas 4) deberán, dentro de lo posible abarcar a todas esas líneas hasta las barras siguientes. Esto,
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en la práctica es de muy difícil cumplimiento y generalmente se logra a expensas de ajustes de temporizaciones elevados.
5.2 Protección de sobreexcitación o sobreflujo. Los transformadores están más expuestos a condiciones de sobreexcitación cuando operan en vacío ó luego de una pérdida de la carga. Este problema es mucho más importante en transformadores conectados a generadores debido al amplio rango de frecuencias a que el mismo está sujeto ante las aceleraciones y desaceleraciones del generador. Dado que el incremento de la densidad de flujo puede acontecer por una sobretensión y/o una subfrecuencia de operación, no resulta selectiva la detección por cada una de esas variables en forma independiente. La detección debe hacerse en consecuencia por el nivel que asume la relación V/f, dado que = f(E/f ), siguiendo la función fundamental del transformador: E = 4.44 f N Bmax A Bmax = E / 4.44 f N A La existencia del término N (número de espiras) implica que la protección contra sobreexcitación no debe instalarse en aquellos bobinados que tengan tomas para el regulador bajo carga, dadas las dificultades que plantearía el ajuste en esas condiciones. La relación V/f se expresa normalmente como V[pu] / f[pu], donde V[pu] es la tensión por unidad aplicada al transformador considerando como base la tensión nominal del mismo y f[pu] es la frecuencia por unidad aplicada al transformador considerando como base la frecuencia nominal del sistema. Si el nivel V/f supera un valor predeterminado, la protección debe producir una alarma. Se recomienda la no-habilitación del disparo sobre los interruptores, dado que las consecuencias de la sobreexcitación resultarán detectadas por otros medios: una sobretemperatura por la protección de imagen térmica y una sobrecorriente de excitación (en caso de saturación), por la protección por sobrecorriente. Si se presume la existencia de ferroresonancia, a través de los estudios, entonces se deberá habilitar la función de disparo como medio de anticipar el mismo a la posible sobrecorriente derivada del fenómeno y evitar así posibles efectos destructivos al transformador. Dado que la sobreexcitación es básicamente un fenómeno térmico para el transformador, es conveniente que la protección disponga de una imagen térmica del núcleo, ya que el tiempo que puede soportar el transformador una determinada condición de sobreexcitación será menor si dicha condición retorna antes de que el núcleo se haya enfriado. Normalmente se ajustará una curva f (sobreexcitación) / tiempo, limitada por un tiempo máximo y un valor máximo para la sobreexcitación, como se indica en la siguiente figura:
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T[seg]
Tmax
Tmin
Smax
f (Sobreexcitación)
El valor Tmax se elegirá para limitar una condición de sobreexcitación leve pero sostenida en el tiempo. El valor Smax limitará la sobreexcitación al valor máximo tolerado por la máquina.
5.3 Protecciones en las acometidas al transformador. En las acometidas al transformador normalmente se instalan relés por sobrecorriente direccionales o no direccionales, aunque pueden también utilizarse protecciones de impedancia. Estas protecciones deben cumplir la función de separar los aportes del transformador ante cortocircuitos en las barras y ante cortocircuitos no despejados en las redes de AT y BT por las protecciones de líneas y a la vez brindar respaldo ante fallas en el transformador. En el ajuste de estas protecciones debe contemplarse la máxima corriente de carga (sobrecarga) del transformador, criterio que impone una restricción al grado de cubrimiento ante fallas entre fases. Una cuestión muy importante a tener en cuenta es el tipo de protección que se utiliza y su principio de funcionamiento, en particular el tipo de filtrado. Es conocido que las protecciones digitales utilizan algoritmos de filtrado más desarrollados que las protecciones antecesoras, lo cual redunda en un mejor rechazo de las componentes aperiódica y armónicas, facilitando la aplicación de este tipo de protecciones en un transformador. Esta particularidad de las protecciones por sobrecorriente influye, entre otras cosas, en la adopción de los márgenes de seguridad para la coordinación con las demás protecciones. Por ejemplo, es común para las etapas instantáneas ó ajustadas a tiempos muy cortos adoptar un 35% de margen de seguridad, mientras que, para las demás etapas se adopta normalmente un 20%.
5.3.1 Protección de fallas en la acometida e internas del transformador. La función básica de estas protecciones es la de proveer protección principal ante fallas en la acometida y respaldo local ante no actuaciones de las protecciones del transformador, evitando el disparo de las líneas convergentes a la estación.
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La etapa que brinda protección contra fallas en la acometida necesita ser ajustada a tiempos cortos, aunque los mismos deberán estar coordinados con los tiempos de segundo escalón de las líneas de transmisión. Esto generalmente es dificultoso por las necesidades de coordinación con las demás protecciones y porque debe evitarse la actuación ante una energización del transformador (“inrush”). Esta etapa debería cubrir la acometida y una porción del bobinado del transformador (la mayor posible hasta el 50%). En el caso de las protecciones por sobrecorriente, ante la presencia de la corriente de magnetización (“inrush”), existen dos posibilidades para este ajuste: 1. Si la corriente de cortocircuito no es lo suficientemente elevada, no queda otra opción que temporizar esta etapa. 2. Cuando la corriente de cortocircuito es elevada y/o la corriente de inrush es baja, puede ubicarse el umbral de actuación por encima del nivel de inrush y reducir la temporización al nivel mínimo (50-100 ms). Para brindar respaldo ante fallas internas normalmente se opta por disponer una etapa adicional que abarque todo el transformador, ajustada a un tiempo elevado, coordinado con las protecciones de las líneas conectadas a la barra del otro nivel de tensión al que está conectado el equipo de protección.
5.3.2 Protección contra fallas en barras. Aquí caben dos posibilidades. Cuando se trata de proteger las barras de AT, normalmente esta etapa constituye una función de respaldo y por lo tanto puede ajustarse a tiempos más largos. En cambio, cuando se la aplica a la protección de fallas en las barras de BT, dado que normalmente no se disponen protecciones de barra en este nivel, entonces esta etapa funciona como protección principal. En este último caso se ajusta normalmente un alcance muy reducido (1 ó 2 ohm primarios) y un tiempo corto (100-200 ms), que cubra la operación en primer escalón de las protecciones de las líneas, cuidando de no sobrepasar las zonas 1 de las líneas conectadas a las barras.
5.3.3 Protección contra fallas en las líneas conectadas a las barras. En este caso la protección funciona como respaldo remoto ante fallas en las líneas no despejadas por las protecciones de línea correspondientes ó como respaldo local ante falta de operación de los interruptores de barra, dependiendo si los mismos cuentan o no con PFI. Dado que la protección mide la corriente en la acometida al transformador, se dificulta el cubrimiento de fallas en las líneas que convergen a la barra, en particular si éstas poseen elevada longitud. Como criterio general se procurará no avanzar demasiado sobre la red de BT para evitar descoordinación con las zonas de respaldo de las protecciones distanciométricas de las líneas. En la solución de este problema tiene especial importancia la existencia de PFI en los interruptores del lado baja tensión, la cual brinda respaldo local ante averías en los interruptores. Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A.
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El ajuste de la temporización de esta etapa generalmente se ubica por encima del t3 de las líneas que convergen a la estación.
5.4 Protecciones de la acometida al terciario. Aquí se ubica generalmente un relé por sobrecorriente adireccional con una etapa instantánea y una temporizada.
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6 AJUSTE DE PROTECCIONES DE BARRAS. 6.1 Aspectos generales. En primer lugar, debe verificarse que la protección de barras a ajustar, responda al principio de baja/media impedancia. Si éste es el caso, clásicamente la protección diferencial de barra está compuesta por un nivel de supervisión de corriente diferencial temporizado y un nivel de disparo instantáneo. Para el caso de las protecciones de alta impedancia, el procedimiento de ajuste es algo distinto, como se explica más adelante. Por otra parte, el criterio general expuesto en este documento es aplicable al caso de protecciones con o sin transformadores “adaptadores”. Para el caso que los transformadores intermediarios sean “mezcladores”, debe prestarse especial atención a la conexión de los mismos (la sensibilidad al “tipo de falla” es función del conexionado seleccionado). Frente a la clásica situación de compromiso entre “seguridad” y “dependibilidad”, en principio, se privilegiará a la “seguridad”, es decir tratar de evitar actuaciones intempestivas de la protección. Además, para decidir correctamente esta situación de compromiso, se deberá tener en cuenta el esquema de configuración de barras: p.ej.: simple barra o doble barra con simple interruptor, doble interruptor, etc. Por lo general, en el sistema peruano, predominan los esquemas de doble barra con simple interruptor y acoplamiento de barras ó simple barra.
6.2 Supervisión de circuitos de corriente El ajuste de la unidad de supervisión deberá poseer un valor mínimo que permita detectar la apertura ó el cortocircuito de cualquier conexión de un transformador de corriente de alguna de las ramas conectadas a la barra. Esta función puede tener la posibilidad de, además de producir una alarma, bloquear total o parcialmente la protección o no realizar acción alguna. Cuando no se produce acción alguna, se corre el riesgo de que una falla externa pueda indisponer la barra, mientras dure la condición de detección del problema en un circuito de corriente. Por otra parte, si se decide bloquear a la protección de barra, se corre el riesgo de afectar la estabilidad del sistema de transmisión por un despeje de una falla en barras en un tiempo elevado.
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Atentos a privilegiar la seguridad, en principio se seguirán los siguientes criterios: Siempre y cuando el tiempo máximo de despeje de falla trifásica (criterio de estabilidad) lo permita: 1. Cuando el esquema de protección de barras permita el bloqueo parcial, es decir que sólo se bloquea la protección de la barra en la cual se ha detectado una anormalidad y se trate de un esquema de barra múltiple (doble barra, triple barra, etc.), se recomendará bloquear sólo la protección diferencial de barra con problemas. 2. Cuando se trate de barra simple (con o sin barra de transferencia), se recomendará bloquear la protección diferencial de barra. De este modo, una falla en barras será despejada por los respaldos remotos y no se perderá la barra ante una falla externa. La otra opción, que es la de no bloquear sino emitir solamente una alarma, privilegia la dependibilidad a la seguridad y se utiliza en esquemas de doble interruptor ó interruptor y medio, donde la pérdida de la barra no ocasiona la interrupción de la transmisión y donde el tiempo de despeje de falla es crítico por la condición de estabilidad del sistema. Por lo expuesto en este punto, NO DEBERA FORMULARSE UNA RECOMENDACIÓN SOBRE LA DECISIÓN DE BLOQUEAR O NO A LA PROTECCIÓN POR SUPERVISIÓN DE LOS CIRCUITOS DE CORRIENTE HASTA TANTO NO SE CUENTE CON LA INFORMACIÓN DEL ESTUDIO DE ESTABILIDAD. En todo caso, esta recomendación quedará supeditada a lo indicado en dicho estudio. Cuando se cuente con dicha información, se estará en condiciones de evaluar cuál es la mejor recomendación sobre el ajuste de esta función.
6.3 Pendiente de Estabilidad En las protecciones diferenciales de barras de baja y media impedancia, donde la “pendiente de estabilidad” de la característica de disparo sea ajustable, se debe privilegiar la seguridad, es decir asegurar que la protección no elabore disparos intempestivos. Con tal objeto la pendiente se ajustará al máximo valor posible. No obstante, se deberá constatar que, conforme al “principio de funcionamiento” de la protección , el criterio expuesto no conduzca a una condición de “sobre-compensación” que impida el funcionamiento de la protección.
6.4 Nivel de disparo El nivel de disparo deberá estar por arriba del valor de la máxima carga de cualquiera de los alimentadores evitando que la apertura de cualquiera de ellos genere un disparo intempestivo y por debajo de la mínima corriente de cortocircuito.
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6.5 Procedimiento general (protecciones convencionales). El procedimiento que se recomienda seguir, para las protecciones de baja y/o media impedancia que respondan al principio de la suma de corrientes es, en síntesis, el siguiente: 1. A partir de los ajustes actuales o del esquema unifilar de la estación, determinar la corriente primaria y secundaria de los transformadores de corriente vinculados a la protección de barras (en principio deberían ser todos iguales). 2. Determinar la existencia de transformadores intermediarios, sus datos básicos y su conexionado. 3. Ajustar el “nivel de supervisión” a un 10 % de la corriente nominal secundaria de los TI. En caso de presentarse la posibilidad de ajustar una temporización, se recomienda un valor de ajuste de 2 a 5 segundos. 4. Establecer la mínima corriente de cortocircuito en la barra. Este dato se obtendrá del estudio de cortocircuito, considerando todos los flujos incluidos en el estudio y sus contingencias, de existir y todos los tipos de falla (monofásicas, bifásicas, bifásicas a tierra y trifásicas). En cuanto a la resistencia de falla a tierra para fallas monofásicas, considerar como máximo el caso de 10 Ohm. Para falla bifásica, considerar 2 Ohm, como máximo. Para falla bifásica a tierra, considerar 3 ohm máximo. 5. Considerando que una protección de barra no debe actuar durante contingencias (sobrecargas), ante la eventualidad de la apertura de un circuito de corriente, se tratará de establecer un nivel de disparo por encima de 1,5 o 2 veces la corriente nominal del TI. Se verificará que este nivel se encuentre un 50 % por debajo de la corriente mínima de cortocircuito determinada en el punto anterior. 6. De no poder establecerse el “nivel de disparo” según el punto anterior, se deberá analizar con que márgenes de seguridad puede definirse el ajuste. 7. Finalmente, se deberá verificar que para el mínimo aporte de corriente de cortocircuito, las distribuciones de los aportes, considerando contingencias operativas “factibles” (ver NOTA), permitan garantizar el disparo de la protección. 2000 A
3000 A
300 A
NOTA: en la figura, de los aportes de 2000 y 3000 A, provenientes de áreas con generación, puede considerarse una contingencia en la cual se encuentre ausente sólo uno de ellos. No tiene sentido plantear la contingencia en el cual sólo se presente el aporte del transformador desde un área sin generación.
5300 A
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De este ejemplo surge que la mínima corriente de corto en barra, en principio, resulta 2300 A. En síntesis, deberá garantizarse que la protección de barra despeje una falla en el tiempo mínimo para una corriente de falla de 2300 A. 8. De ser ajustable la pendiente de operación, en principio se deberá seleccionar el ajuste máximo posible, si esto no compromete la sensibilidad ante fallas internas.
6.6 Ajuste de protecciones diferenciales de alta impedancia. El ajuste de una protección de barras de alta impedancia, depende en gran medida de equipos externos al dispositivo de medición propiamente dicho. Estos equipos son seleccionados junto con el diseño de la protección y sus características están muy relacionadas y en la práctica no pueden modificarse con facilidad. Entre las variables que influyen en el ajuste se encuentran:
las características de los TI involucrados (resistencia interna, tensión de saturación). la longitud y la sección de los cables que vinculan los secundarios de los TI con la protección.
el valor de la resistencia de estabilización en la protección.
la característica del varistor asociado.
la corriente de operación de la protección, que en algunos equipos tiene cierta posibilidad de ser ajustada.
Si bien al modificar el valor de ajuste de la corriente de operación, se posibilita modificar la corriente primaria a la cual reaccionaría la protección diferencial ante una falla en la barra, el cambio iría seguido, al menos teóricamente, del cambio de algunos componentes antes mencionados (varistor, TI, etc.). Por lo expuesto la tarea de ajuste que se propone para la protección diferencial de barra de alta impedancia, consiste, en principio, en efectuar las siguientes verificaciones: 1. Determinar los datos de los componentes que integran la protección diferencial de barras de alta impedancia.
Datos de TI(*) Corriente
Nominal Primaria, In1 [A]:
Corriente
Nominal Secundaria, In2 [A]:
Clase
de Protección [xPy]:
Prestación,
Sn [VA]:
Resistencia
secundaria, Rct [Ohm]:
Cantidad
de TI en servicio, n:
(*) ante la duda, se estiman que todos son iguales.
Resistencia de estabilización, Rs [Ohm]:
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Resistencia de enlace TI-protección máxima, RL [Ohm]:
Corriente de operación de la protección, Io [A]:
2. Calcular la tensión de ajuste de la protección, Vs = Io·Rs [V]. 3. Evaluar la corriente de cortocircuito máxima en la barra = Imax,ext. 4. Asumir esta como la máxima corriente “pasante” en la barra. (falla externa). Suponiendo que ante una falla externa el TI más expuesto se satura, en estas condiciones, la tensión que se desarrolla sobre la protección es: Ve = {Imax,ext / N}·{Rct + 2·RL} donde N = {In1 / In2} 5. Evaluar la corriente de cortocircuito mínima en la barra = Imin,int. (falla interna). Tener en cuenta las consideraciones realizadas en el “punto 7” de las protecciones de “baja y media impedancia” 6. Para la tensión Vs calculada, estimar la corriente de excitación de los TI, Ie Vk = y·In,2·{Rct + Sn / (In,2)2} Ie = {x·y·In,2/100}·{Vs / Vk} Nota: Esta expresión estima Ie mediante una aproximación lineal de la curva de magnética en función de los límites de errores máximos permitidos por la característica del TC. 7. Evaluar la corriente de falla mínima primaria garantizada que la protección opera, Ig Ig = N·{Io + n·Ie + Iv} Iv: corriente por el Varistor, en general puede despreciarse 8. Verificaciones Estabilidad
ante fallas externas: Vs > 1,3·Ve asume 30% margen de seguridad)
=> O.K. (se
Actuación
ante fallas internas: Imin,int > 1,3 Ig => O.K. (se asume 30% margen de seguridad)
Observación: estas verificaciones no contemplan: a)
la verificación del varistor
b)
el ajuste de la supervisión de circuito secundario abierto. En general este es un dispositivo adicional, que en las instalaciones del COES no se lo observa presente.
9. En caso de que las “verificaciones” fracasen, se deberán identificar la (o las) situación(es) que conducen a este problema. Determinar si se trata de: 9.1.
que se trate de algunas condiciones operativas del sistema de potencia que no garantizan una correcta actuación.
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9.2.
que el ajuste sea totalmente inadmisible.
En caso de ser advertir la posibilidad de solucionar con una modificación de la corriente de operación del relé, rehacer el cálculo para este valor y verificar si es posible sustentarlo. En estas condiciones se deberá abordar la verificación del varistor, lo que implicará obtener sus características de funcionamiento. 10. En caso de estar presente el dispositivo de supervisión de circuito abierto, se deberá analizar el procedimiento para la verificación y determinación del su ajuste.
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7 AJUSTE DE PROTECCIONES DE GENERADORES. 7.1 Introducción Los criterios enunciados en el presente capítulo son de tipo general. Siempre debe tenerse en cuenta que el fabricante de cada generador es el que suele estipular los límites admisibles para cada protección de acuerdo con las fallas que pueden afectar directamente la integridad de las partes constitutivas de las máquinas. Por otra parte, se deben considerar las situaciones operativas particulares, derivadas de la experiencia de la explotación del generador en cuestión y las eventuales limitaciones debidas a la tecnología y características propias de la protección utilizada. En el presente capítulo se trata únicamente la aplicación de protecciones instaladas en una planta de generación, que tienen que ver con el sistema de transmisión ó que requieren ser coordinadas con otras protecciones instaladas en dicho sistema. Dichas protecciones son las siguientes: Protección de Mínima Impedancia (21) Protección de Sobrecorriente de Fase (50/51) Protección de Sobrecorriente de Falla a Tierra (50N/51N) Protección de Sobrecorriente con Restricción de Tensión (51V) Protección de Secuencia Negativa (46) Protección Diferencial del Generador (87G) Protección de Pérdida de Campo (40) Protección de Potencia Inversa (32R)
Por su parte, se excluyen de este análisis las siguientes protecciones: Protección de Mínima y Máxima Frecuencia (81 U/O) Protección de Mínima y Máxima Tensión (27/59) Otras protecciones propias
7.2 Generalidades La conversión de la energía hidráulica, térmica, eólica, etc. en electricidad, requiere de una máquina impulsora y de un generador. El diseño del generador varía según el caso (polos salientes, rotor cilíndrico, etc.). A su vez, la energía eléctrica producida por los generadores, en tensiones bajas, requiere ser elevada a las tensiones del sistema de distribución o transmisión, mediante transformadores. Todas estas variantes dan lugar a distintas configuraciones de las plantas de generación y a diferentes métodos de protección. El neutro del generador generalmente se conecta a tierra para facilitar la detección de fallas en el estator y para limitar las sobretensiones, que pueden dañar el aislamiento de la máquina.
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En generadores más importantes, se suele conectar en la puesta a tierra del neutro una impedancia, cuyo objeto principal consiste en limitar la magnitud de la corriente de cortocircuito a tierra. A medida que se disminuye la corriente en el neutro del generador ante fallas a tierra, se dificulta la detección de fallas en el estator y aumentan las sobretensiones. Esta impedancia puede estar en serie en el neutro ó puede estar conectada a través de un transformador cargado en su circuito secundario (ver figura).
∼
∼
∼
∼
I>>
I>>
I>
I>
U> I>
Fig.1 – Tipos de puesta a tierra y de protección Cuando el generador y el transformador se integran en un sólo bloque, el generador y el arrollamiento de BT del transformador configuran normalmente un sistema aislado, de manera de independizar a la máquina del tipo de puesta a tierra del lado AT del transformador.
7.3 Protección de sobrecorriente (50/51). Se distinguen dos casos de aplicación: 1.
La detección de fallas en el generador, ya sea como protección principal (pequeños generadores) ó como protección de respaldo (grandes ó medianos generadores).
2.
La detección de fallas en el sistema, actuando en función de respaldo, para limitar la corriente de falla a los tiempos permitidos por el generador.
Resulta común la utilización, para este caso, de protecciones a tiempo definido ó inverso. El tipo de protección empleada depende mucho del lugar donde está conectada la misma. Por ejemplo, si la protección se encuentra conectada al nivel de tensión de generación, normalmente se prefieren las protecciones de sobrecorriente con restricción por tensión, porque ante la aparición de un cortocircuito, la corriente entregada por el generador tiende a disminuir su valor, debido a que la excitación está tomada generalmente de bornes del generador. En cambio, si la protección de sobrecorriente se encuentra conectada en el nivel de AT del transformador elevador, probablemente pueda cumplir con su función exclusivamente como protección de sobrecorriente, sin restricción por tensión. También se utiliza la protección de sobrecorriente conectada en el neutro del generador. La magnitud de las corrientes a detectar depende del sistema de puesta a tierra del generador. Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A.
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Otro aspecto a considerar es el tipo de fallas a detectar. Las protecciones que se instalan como respaldo son generalmente protecciones de sobrecorriente de fase. La detección de las fallas a tierra se suele reservar para las protecciones conectadas en el neutro del generador. Por otra parte, el esquema se suele completar con protecciones de sobrecorriente instantáneas o actuando en tiempos cortos de operación en el lado de alta del transformador elevador. El ajuste de una función de sobrecorriente de fase de respaldo hacia la máquina debe realizarse, tomando en cuenta los siguientes recaudos: Elementos instantáneos no-direccionales: 1.
Por encima de la máxima corriente de carga suministrada por el generador, con un margen del 50%.
2.
Por encima de la máxima corriente de aporte del generador a una falla externa, con un margen del 50%.
3.
Por debajo de la mínima corriente de falla considerada en el generador ó en sus bornes, con un margen del 20-30%.
Elementos temporizados no-direccionales: 1.
Por encima de la máxima corriente de carga suministrada por el generador, con un margen del 50%, considerando además la posible sobrecorriente de fase derivada de una oscilación de potencia, discriminando este valor por umbral ajustado ó por tiempo de operación.
2.
Considerando la capacidad térmica de la máquina, de manera de no exceder la curva I2t de la misma, para fallas externas.
3.
Coordinada con las protecciones de los alimentadores de la central, lado de AT, de manera de que siempre actúen primero las protecciones instaladas en dichos alimentadores y sin exceder la capacidad térmica de la máquina, para fallas externas.
La protección de sobrecorriente controlada por tensión ofrece más amplias posibilidades de ajuste. Por ejemplo, si la tensión no cae sustancialmente por debajo de la tensión nominal, es decir, ante sobrecargas de la máquina, el nivel de sobrecorriente de fase debe establecerse por encima de la corriente de carga. En cambio, si la tensión cae a niveles más bajos, el umbral de sobrecorriente puede reducirse, inclusive por debajo de la corriente de carga, sin mayores problemas. Esto contribuye además a solucionar el problema de la detección de fallas en bornes del generador, debido a la reducción de la corriente de aporte del generador por el problema de desexcitación mencionado anteriormente. Todos estos ajustes deben coordinarse con las protecciones del lado AT de los alimentadores a la central.
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I>> Icarga I> Ifalla en bornes
U> Fig.2 – Protección de sobrecorriente controlada por tensión Existe otra técnica similar que consiste en controlar el valor del umbral de sobrecorriente con la tensión, dando lugar a un umbral “dinámico” o variable con la tensión.
I>> Icarga I> Ifalla en bornes
U1>
U2>
Fig.2 – Protección de sobrecorriente restringida por tensión Con relación a la protección de sobrecorriente conectada en el neutro del generador, la misma se calibra normalmente a menos de un 33% de la máxima corriente de falla del generador, tratando de cubrir fallas en el estator. No obstante, debe tenerse presente que esta protección puede actuar para fallas externas al generador, por lo cual debe tenerse en cuenta su temporización adecuada para evitar una salida descoordinada del generador respecto de las protecciones en el nivel de AT.
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Cuando existen generadores en paralelo, a fin de evitar una actuación descoordinada de las protecciones de sobrecorriente ubicadas en los neutros, se instalan protecciones de sobrecorriente a tierra direccionales conectadas en bornes de los generadores y actuantes con las corrientes aportadas por el circuito externo. En este caso, el ajuste debe ser tal que actúe siempre la protección direccional antes que la ubicada en el neutro, para fallas en el generador. En resumen: -Protección ANSI 51V
Si es con RESTRICCION DE TENSIÓN: Iarr100% > 1.5 * In generador. La curva debe elegirse de tal manera que para fallas en AT el tiempo de actuación esté por encima de los 4 s, a efectos de permitir un amplio margen para la coordinación aguas abajo. Si en el esquema de protecciones están presentes las funciones 21 y 51V, la función 21 debe actuar primero. Si es con CONTROL POR DE TENSIÓN: Valen idénticas consideraciones que para la protección 51. - Protección ANSI 50/51:
Se calculan las corrientes de cortocircuito vistas por el relé (cuando éste está en el nivel de media tensión) ante fallas en barras de AT. En el cálculo de dichas corrientes intervienen la impedancia transitoria NO SATURADA (por solicitud de TRANSENER) del generador y la de cortocircuito del transformador. Luego se aplica un porcentaje y con el valor resultante se ajusta la protección. El tiempo de operación se ajusta para fallas en bornes del transformador elevador lado alta tensión en: t = 2 a 2.5 s La protección 51 se coordina con la del transformador, la cual deberá necesariamente coordinarse con las líneas de salida en AT. En el caso de la protección 50 se calculan las corrientes de cortocircuito en bornes del generador y luego de aplicarse un porcentaje, con este valor se ajusta el relé, como se ha mencionado precedentemente. El tiempo de operación siempre se corresponde con el límite inferior del rango del relé, por supuesto que si dicho límite de ajuste de tiempos no es 0 s, si no un valor superior (por ej. 0.1 s) el instantáneo se ajusta para este valor). t = instantáneo
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- Protección ANSI 50N/51N:
Se establece como criterio que, al no poder ser utilizada para fallas en el lado de alta del transformador, el máximo desequilibrio de la corriente nominal de los TI debidos a su error intrínseco será tal que: In arr
0.15 * In TI.
7.4 Protección contra energización inadvertida (50E). Una energización accidental de un generador cuando el mismo está detenido puede causar daños severos. Ante un evento semejante, el generador debe desconectarse instantáneamente. Para implementar esta protección, se detecta la condición de generador “detenido” (el método depende del fabricante del relé) y se activa una unidad de sobrecorriente instantánea ajustada entre 10 y 25% In. Por ejemplo, para una combinación de mínima tensión y sobrecorriente de fase. La protección de sobretensión se ajusta normalmente a un 50% de Unom y la protección de sobrecorriente a un 20-25% de Inom del generador. Nota: en algunas ocasiones la energización inadvertida se encuentra prevenida por otros métodos (enclavamientos, etc.).
7.5 Mínima Impedancia (21). La protección de impedancia es una protección de reserva o respaldo que cubre por lo menos los siguientes tres componentes: generador, transformador de potencia elevador y sistema de barras de alta tensión. - Protección ANSI 21:
Z1 = 0.7 * Z(transformador) t1 = 0.3 s un poco por encima de la protección ANSI 50. Z2 = 1.2 * Z(transformador). t2 = 2 a 2.5 s. por encima del segundo escalón de las líneas; hay que verificar cuánto incursiona en las líneas.
7.6 Fallas en el estator. Protección diferencial (87G). Para la detección de las fallas en el estator (fallas a tierra, fasefase o fallas entre espiras) se utilizan distintas protecciones, entre ellas la protección diferencial. - Protección ANSI 87:
In
= 5% In
Pendiente
= 10%
T
= instantáneo (el valor instantáneo siempre se corresponde con el límite inferior del rango del relé, por supuesto que si dicho límite de ajuste de tiempos no es 0 s si no un valor superior (por ej. 0.1 s) el instantáneo se ajusta para este valor).
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7.7 Protección contra inversión de potencia (32R) Esta protección es requerida para evitar daños mecánicos al generador y/o al motor primario, cuando falla la máquina impulsora ó cuando la misma se queda sin alimentación. Debe ajustarse a un tiempo suficiente para evitar su actuación ante oscilaciones de potencia siguientes a una sincronización o posteriores a una falla en el sistema. El ajuste de esta función depende del tipo de máquina primaria que impulsa al generador. El umbral de detección debe establecerse de acuerdo a las limitaciones técnica de la máquina primaria para invertir su función (de impulsar a ser impulsada). Dado que el proceso es relativamente lento, una temporización del orden de unos segundos se considerará correcta. Esta protección mide en condiciones de bajo “factor de potencia”. Para umbrales de sensibilidad menor al 3%, los transformadores de medida deberían ser preferentemente del tipo “ medición” para minimizar los errores de medida de potencia por el error de ángulo de los transformadores de medición. La tabla siguiente muestra los ajustes típicos en función del tipo de máquina primaria. Tipo de Motor Primario
Límite de Potencia de Motorización [%]
Diesel
5-25
Turbina de Gas
10-50
Hidráulica
0.2-2
Turbina a Vapor
0.5-6
- Protección ANSI 32R:
1ºnivel) de acuerdo con la tabla precedente. t = 3 a 5 s 2ºnivel) 10% (si la protección permitiese 2ºnivel) t = 30 s
7.8 Carga desequilibrada (46) Cuando un generador alimenta a una carga desequilibrada en forma sostenida, las corrientes de secuencia negativa que circulan en el estator generan corrientes de frecuencia doble que la nominal en el rotor, ante lo cual este último se sobrecalienta. Para evitar un daño permanente al rotor, se instalan protecciones de sobrecorriente de secuencia negativa, que responden a la ecuación: I22*t = K donde K es una constante térmica del rotor del generador. Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A.
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Dado que un generador puede suministrar en forma permanente sólo un bajo porcentaje de corriente de secuencia negativa (10-15%), a partir de este valor y hacia arriba la tolerancia en tiempo es decreciente (menores tiempos a mayores corrientes de secuencia negativa). En consecuencia el tiempo de operación varía entre cerca de 10 segundos para desbalances importantes hasta más de 100 segundos para desbalances de menor orden. Los generadores de polos salientes tienen una mayor capacidad para soportar corrientes desbalanceadas que los demás generadores. - Protección ANSI 46:
El ajuste de esta función depende de las limitaciones térmicas del generador para operar en condiciones de desequilibrio de carga. Es una protección que debe estar ajustada por debajo de la capacidad térmica de la máquina garantizada por el fabricante. Establecido el ajuste, la protecciones agua arriba deberán coordinar con este ajuste de modo que la máquina no quede fuera de servicio innecesariamente. De acuerdo a la Norma ANSI C37.102.1987, las máquinas con potencias nominales menores a 800 MVA pueden soportar en forma permanente corrientes de secuencia negativa del orden del 10% de la corriente nominal. Igualmente, la misma norma especifica que la constante de tiempo (I2/I0)2 * t de los generadores con potencias menores a 800 MVA es de 40 s. Iarr.
= 6% a 10%In
T
= 14 a 20 s.
Alarma
= 5% a 8%In
Nota: Los tiempos de las protecciones de corriente a tierra respaldo remoto deberán ser menores el tiempo con que actúa protección de secuencia inversa.
de la
7.9 Perdida de Excitación (40) Existen diversos motivos por los cuales un generador puede perder parcial o totalmente su excitación. Cuando esto ocurre el generador y el sistema pueden quedan expuestos a serias condiciones operativas que se deben evitar. La forma más utilizada de protección contra pérdida de excitación es el empleo de un relé impedancia. Este esquema puede implementarse con 1 o 2 características “mho” desplazadas del origen y 1 círculo “mho” desplazado Diámetro = Xd Desplazamiento (Off-Set) = X’d / 2 To = 0.5 – 0.6 s
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2 círculos “mho” desplazados Círculo 1 = ídem anterior Círculo 2 Diámetro_2 = 1pu Desplazamiento_2 (Off-Set) = X’d / 2 (ídem anterior) To_2 = 0s (instantáneo) X R X’d/2
1 Xd
Xd = reactancia sincrónica X´d = reactancia transitoria Nota: Dependiendo del fabricante del relé, existen otras disposiciones que se analizarán en la medida que se presenten. - Protección ANSI 40:
Xm = X´d/2 OFF-SET D = Xd t = 2 s.
7.10 Protecciones no incluidas en el ECP. A modo de complementar el presente documento se describen protecciones que se acordaron no incluir en el ECP. Se tratan de protecciones cuyo ajustes responde a condiciones de operación o cuyo ajuste se establece en la puesta en servicio siguiendo recomendaciones del fabricante y su modificación podría comprometer las condiciones de garantía del equipo.
7.11 Protección de sobretensión (59) En primer lugar debe quedar claro que solamente se trata de proteger a la máquina ante sobretensiones prolongadas de frecuencia nominal. La protección contra sobretensiones temporarias es cubierta por los descargadores de sobretensión. Una sobretensión de frecuencia nominal puede ser ocasionada por una operación defectuosa del regulador de tensión, por pérdidas súbitas de carga, etc. En el caso de las pérdidas de carga, debe tenerse presente que el regulador de tensión del generador tratará de corregir la
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situación, al cabo de unos segundos. El ajuste de estas protecciones está dado fundamentalmente por el fabricante de dichas máquinas. Para impedir el mantenimiento prolongado de sobretensiones sobre la máquina, se utilizan las protecciones de sobretensión a tiempo definido ó tiempo inverso, actuando en tiempos largos, de manera de no interferir con la operación normal del regulador de tensión de la máquina. Entre la distintas protecciones de sobretensión ubicadas en un generador que cumplen la función indicada anteriormente, se excluye la protección de sobretensión ubicada en el secundario de los transformadores de puesta a tierra dispuestos en el neutro del generador, las cuales tienen la misma función que las protecciones de sobrecorriente, es decir, la detección de fallas en el estator.
7.12 Protección de subtensión (27) Esta protección no se utiliza frecuentemente. Sirve, por lo general, como un enclavamiento para evitar el cierre de un interruptor sobre una máquina detenida o desexcitada. Cuando la máquina abastece a un sistema aislado, esta protección puede ser necesaria ante fallas en el regulador de la máquina.
7.13 Función Sincronismo y Verificación de Tensión (25) Función de control.
7.14 Protección de Desequilibrio de Tensión (60) Función de supervisión.
7.15 Protección contra sobreexcitación o sobreflujo (24). La condición de sobreflujo puede alcanzarse cuando la relación V/f es muy alta (>1.05). La sobreexcitación produce sobrecalentamiento en el generador, el cual, si dura mucho tiempo, puede producir daños permanentes al mismo. Por ello, normalmente estas protecciones cuentan con un nivel de alarma y una curva de disparo a tiempo inverso. El ajuste de esta función depende de las limitaciones técnica del generador para operar en condiciones de sobreexcitación. Es una protección que debe estar ajustada por debajo de los límites técnicos operativos de la máquina garantizada por el fabricante.
7.16 Protección de sofrefrecuencia (81O ). La condición de sobrefrecuencia normalmente es implementada en la máquina impulsora (sobrevelocidad). El ajuste de esta función depende de cuestiones propias de la máquina y de la operación del sistema, a fin de evitar que determinadas sobretensiones temporarias saquen de servicio anticipadamente a algunos generadores, ó viceversa, producir la desconexión de ciertos generadores ante ciertos valores de sobrefrecuencia para equilibrar al sistema (exceso de generación).
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7.17 Protección de subfrecuencia (81U ). La condición de subfrecuencia se produce por una sobrecarga del generador operando en un sistema aislado ó subsiguientemente a una falla severa en el sistema que produzca un déficit de generación respecto de la carga. En ciertos casos, se utiliza solamente como una alarma, previendo que la condición de subfrecuencia será solucionada por el operador. En otros casos, se utiliza un disparo retardado para eliminar esta condición, la cual es especialmente perjudicial para las máquinas impulsoras.
7.18 Pérdida de paso o Sincronismo (78). Para la detección de esta condición se suelen utilizar protecciones de impedancia auxiliadas con un “blindaje” que posibilitan definir zonas de impedancias dentro de las cuales se puede ubicar la impedancia vista por el relé durante las oscilaciones de potencia. Una lógica asociada posibilita la medida de la velocidad de transición entre estas zona y la correspondiente accione a realizar por el relé.
7.19 Fallas en el rotor. Supresión de campo. Imagen Térmica. Fallas mecánicas. Sobrevelocidad. Las protecciones destinadas a la detección de estos problemas no forman parte de las protecciones que deben ajustarse en el ECP. Po ejempo:
Protección contra fallas eléctricas en el rotor del generador:
Esta es una protección propia del generador que no necesita ser coordinada con las protecciones de la red.
Protección contra pérdida de excitación y de sincronismo:
Estas protecciones son inherentes al generador. La operación del sistema debe prevenir las condiciones de pérdida de sincronismo, mediante un adecuado estudio de estabilidad.
Protección contra sobrecarga:
Esta protección se ajusta en función del generador para prevenir un sobrecalentamiento excesivo del estator. Supervisa la potencia activa y la reactiva para no exceder las condiciones nominales de operación del generador.
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8 PROTECCIÓN DE REACTORES. 8.1 Generalidades. Las reactancias inductivas de compensación (reactores), se instalan generalmente en líneas y en barras de 500 kV y están conformadas, en general, por tres unidades monofásicas. En tal ejecución no son factibles las fallas internas entre fases, limitándose las mismas a las fallas a tierra y fallas entre espiras. A diferencia de los reactores de barras, en los reactores de línea se incorpora generalmente un reactor supresor, instalado en el circuito comprendido entre el centro de estrella de los reactores de fase y la acometida del neutro a la malla de tierra de la estación. Este equipo complementario tiene por función contribuir a la extinción del arco durante el tiempo muerto de recierre monofásico.
8.2 Criterios de ajuste. 8.2.1 Ajuste de protecciones diferenciales. Al no poseer limitaciones a la sensibilidad en el ajuste, se ajustará al valor máximo, cuidando de guardar un margen de insensibilidad suficiente para evitar los errores de los transformadores de medida y del propio equipo de protección. El ajuste en tiempo de disparo será instantáneo. No se requiere ajustar estas protecciones para el ECP-COES.
8.2.2 Ajuste de protecciones de sobrecorriente de fase. La etapa instantánea se ajustará tratando de cubrir la mayor porción posible del arrollamiento, sin comprometer la disponibilidad por actuación instantánea ante la condición más severa de falla externa (falla en bornes del reactor ). Deberá evitarse la actuación ante una energización del reactor. La etapa temporizada se ajustará en corriente a un valor no mayor al 150 % de la corriente nominal del reactor, con un tiempo de operación por debajo de su capacidad térmica, para ese valor de corriente. Para la fijación de los umbrales de corriente de actuación deberá tenerse en cuenta que las sobretensiones se expresan como sobrecorriente en el reactor.
8.2.3 Ajuste de protecciones de cuba. El ajuste del valor de corriente se fijará entre 50 y 80 A. El ajuste del tiempo será instantáneo.
8.2.4 Ajuste de protecciones de sobrecorriente de neutro. Dado que la presencia de una corriente residual mantenida, circulando por el reactor supresor, podrá comprometer térmicamente su integridad, el ajuste en corriente y tiempo deberá estar por debajo de su capacidad térmica. Por ello, se ajustarán los valores de corriente y tiempo de acuerdo con la curva I2t del reactor.
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9 PROTECCIÓN DE BANCOS DE CAPACITORES SHUNT. 9.1 Generalidades. Los bancos de capacitores shunt son instalados en el sistema de transmisión por los siguientes motivos:
Compensación de la potencia reactiva demandada por la carga.
Disminución de pérdidas en la red.
Aumento de la capacidad de transmisión de la red.
Reducción de la caída de tensión.
Existen dos formas de instalación: en barras y en terciarios de transformadores. Deberá prestarse especial atención al sistema de descarga de los bancos de capacitores y al tiempo que demanda dicha descarga.
9.2 Tipos de instalación. Las conexiones más comunes son: 1. Doble estrella no puesto a tierra:
No son posibles las corrientes de secuencia cero. Entre los dos neutros se instala un TI para detectar un desbalance entre las dos partes del banco. El banco completo y el TI mencionado deberán diseñarse para la tensión máxima del sistema. No es sensible a desbalances del sistema (p.ej.: fase abierta)
2. Doble estrella puesto a tierra:
Las corrientes de secuencia cero pueden fluir por el banco.
La configuración es sensible a desbalances en el sistema.
Ambos neutros deberán conectarse entre sí y a tierra a través de un único camino. Menor costo de instalación.
3. Simple estrella puesto a tierra:
En esta configuración hay un riesgo considerable de fenómenos de resonancia ante la presencia de armónicas en la red. No es posible detectar un desbalance, salvo mediante una protección de sobrecorriente a tierra ubicada en el neutro. Provee un camino de baja impedancia a las corrientes derivadas de descargas atmosféricas, reduciendo las sobretensiones. Reducidas tensiones de restablecimiento para los interruptores.
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9.3 Resonancia. Cuando el banco se conecta a la red puede producirse un fenómeno de resonancia paralelo, dependiendo de la impedancia de la fuente en el punto de instalación (potencia de cortocircuito). La frecuencia de resonancia es fr = (1 / 2π) (√LC), donde L es la inductancia de la red y C es la capacitancia del banco. Para prevenir este fenómeno se instalan normalmente filtros, en particular para frecuencias entre 200 y 225 Hz (tercera armónica).
9.4 Sobretensiones. En el caso de esquemas con el neutro aislado, ante el cierre del interruptor del banco se producen sobretensiones por oscilaciones de frecuencias situadas entre 1 y 100 Hz. Estas sobretensiones son acopladas en forma capacitiva a los circuitos vecinos para las altas frecuencias e inductivamente para las bajas frecuencias. La forma de reducir este fenómeno consistirá en la instalación de un pequeño reactor en serie con el banco ó utilizando un interruptor con un resistor de pre-inserción. También son utilizados interruptores especiales capaces de cerrar en un punto dado de la onda de tensión. Los interruptores deberán ser capaces de interrumpir la corriente capacitiva del banco sin reencendidos del arco.
9.5 Fenómenos asociados. Algunos fenómenos asociados a la instalación de un banco de capacitores shunt son:
Descarga del banco ante cierre sobre falla en una línea. Perturbaciones en las telecomunicaciones, especialmente onda portadora.
9.6 Criterios de equipamiento y ajuste. 9.6.1 Protección ante sobrecarga. La protección contra sobrecarga consiste básicamente en una protección de sobrecorriente ajustada entre un 25% a un 50% por encima de la corriente nominal del banco. Dado que la sobrecarga puede originarse a partir de armónicas y que el contenido de armónicas puede ser diferente en cada fase, se recomienda instalar una protección de sobrecorriente por fase. La temporización normalmente adoptada para esta función es de alrededor de 5 segundos.
9.6.2 Protección ante cortocircuitos externos. Para despejar fallas externas al banco se instalan protecciones de sobrecorriente de fase y tierra ajustadas a 3-4 veces la corriente nominal del banco y tiempos cortos.
9.6.3 Protección de sobretensión. Dado que los bancos se diseñan para tensiones de hasta 1.1 pu, es necesario contar con una protección de sobretensión. El ajuste de esta
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función seguirá los lineamientos generales indicados para el ajuste de la protección de sobretensión de un transformador, en cuanto a los márgenes de error, relación excitación-desexcitación, etc.
9.6.4 Protección de subtensión. En este caso, la función tendrá por objeto desconectar el banco ante la pérdida de la tensión en el circuito primario. En el ajuste deben contemplarse los márgenes de error, relación excitación-desexcitación, etc. (idem sobretensión).
9.6.5 Protección contra desbalance. Esta protección deberá ser lo suficientemente sensible para detectar una avería en una unidad del banco y a la vez evitar que opere ante el desbalance normal producto de las diferencias de fabricación entre los componentes del banco. Se utilizan: 1. En bancos dobles:
Puestos a tierra: protección diferencial de corriente de neutro. No puestos a tierra: protección de desbalance de corriente o tensión de neutro.
2. En bancos simples:
No puestos a tierra: protección de desbalance de tensión de neutro. Puestos a tierra: protección de desbalance de corriente a tierra.
No se requiere ajustar estas protecciones en el ECP-COES.
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10 PROTECCION DE EQUIPOS AUTOMÁTICOS DE COMPENSACIÓN REACTIVA (SVC).
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11 PROTECCIÓN DE BANCOS DE CAPACITORES SERIE. NOTA: de todas las protecciones indicadas en esta sección sólo se ajustarán aquellas que tienen que ver con el sistema de transmisión y no las intrínsecas de los equipos.
11.1 Perturbaciones en un banco de capacitores. Se describen a continuación las perturbaciones típicas en un banco de capacitores, las cuales es necesario considerar en el equipamiento de protecciones: 1. Sobrecarga de las unidades del capacitor. 2. Desbalance de las unidades del capacitor: generado por la pérdida de un elemento del capacitor. 3. Descarga a plataforma: contacto de alguna parte activa a la plataforma la cual está aislada al BIL del sistema donde se encuentra instalado. El banco de capacitores está sujeto a la aparición de cortocircuitos típicos (monofásicos, bifásicos, bifásicos a tierra y trifásicos). Para brindar protección ante tales fallas se dispondrá de un doble sistema de protección diferencial. 4. Sobrecarga de varistores: generada ante fallas externas al banco de capacitores por la intervención de los varistores limitando las sobretensiones en las unidades del capacitor, generadas por la caída de tensión en la reactancia capacitiva provocada por la corriente de cortocircuito. Las sobrecargas que puedan originarse en los varistores se evalúan a través del análisis de la temperatura, alta corriente y alta energía. 5. Conducción permanente de los varistores: puede originarse, durante una operación normal, por una falla en dichos varistores. 6. Oscilaciones subsincrónicas: la operación de elementos reactivos puede generar oscilaciones subsincrónicas no deseables. Para cada una de las perturbaciones citadas anteriormente estará dedicada una protección, cuya operación implicará la operación del interruptor “by-pass”. En el caso de sobrecarga de los varistores corresponderá adicionar el disparo forzado del chispero, en caso de existir el mismo. La operación de las protecciones de sobrecarga de capacitores, sobrecarga de los varistores y subsincrónicas requerirán la posibilidad de reinserción programada del banco luego de la apertura del interruptor by-pass. En cambio, las protecciones que deban aislar la perturbación por desbalance, descarga a plataforma y conducción permanente de los varistores generarán el puenteo permanente de las unidades del capacitor, con bloqueo a la apertura del interruptor bypass. Asociado a este sistema de protecciones se encuentra el sistema de supervisión del circuito de disparo del chispero, la protección para la operación prolongada del chispero y la supervisión de corriente de
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línea para bloquear la reinserción programada, cuando la corriente de línea supera un determinado nivel. La falla en alguna de las funciones de protección citadas (excepto la protección diferencial conformada fuera de este sistema), como de los componentes ópticos generará, luego de una temporización, el cierre del interruptor by-pass y el bloqueo definitivo de su apertura. En el caso particular de un banco de capacitores en línea, la operación de la protección de línea generará una orden de cierre del interruptor by-pass, al iniciar un recierre. Una vez producido el recierre de la protección de línea se iniciará la reinserción del banco, luego de un tiempo determinado. Si iniciada la operación del recierre monofásico, el interruptor de línea no ha cerrado luego de un tiempo prefijado, se inhabilitará el sistema de reinserción y el interruptor by-pass deberá operarse por acción de un comando manual (no automática).
11.2 Criterios de equipamiento. El equipamiento de protecciones, así como los enlaces ópticos requeridos y las lógicas asociadas (incluidas las de supervisión y accionamiento del interruptor by-pass), deberán ser duplicados conformando una redundancia paralelo, con las particularidades de los circuitos de accionamiento y de alimentación de tensión auxiliar de CC, explicadas para la redundancia de protecciones de líneas de transmisión. En caso de integración del equipamiento de protección y control del banco de capacitores, deberán cumplirse los requisitos definidos en el capítulo 3 (3.1.1. – 10) Se describen a continuación los requerimientos típicos para un equipamiento de protecciones de un banco de capacitores serie, ubicado en una línea de transmisión.
11.2.1 Composición de un banco de capacitores. Un banco de capacitores es un sistema conformado por:
Unidades del capacitor. Sistema amortiguador, necesario cuando se requerirá puentear las unidades del capacitor. Interruptor “by-pass” y chispero (eventual), utilizados a los fines de puentear las unidades del capacitor. Transformadores de medición de corriente (TI) y conversores electroópticos, como elementos de vinculación a las protecciones del banco de capacitores.
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CHISPERO
disparo
VARISTOR
CAPACITOR
BY-PASS
Ε
TI3
TI2
x2 CONVERSOR E/O
Ε x2
TI5
Ε x2
TI1
x2 TI4
Ε
Ε x2
PLATAFORMA
Fig.10.1 – Composición de un banco de capacitores.
Referencias: TI1 Para función de sobrecarga térmica de unidades capacitoras, subsincrónica, sobrecarga térmica del varistor, conducción permanente del varistor, desbalance e inhibición de la supervisión del circuito de disparo del chispero. TI2 Para función de sobrecarga térmica del varistor y conducción permanente del varistor. TI3 Para función operación de chispero. TI4 Para función de descarga a plataforma. TI5 Para función de desbalance.
11.2.1.1 Protección de sobrecarga. Cuando la corriente exceda un valor predeterminado p.ej.: ( 1,1 In) se activará la protección de sobrecarga (normalmente sobrecorriente de tiempo inverso) y se generará un pulso de cierre al interruptor bypass. (si la sobrecarga persiste esta señal se mantendrá continuamente). Luego de un bloqueo temporal (del orden de los 15 minutos), se iniciará la reinserción del banco emitiéndose un pulso de apertura al interruptor by-pass. Las protecciones de sobrecarga poseerán un contador de reinserciones, de manera tal que si se excede un número de reinserciones en un tiempo prefijado, se bloquearán las posibilidades de reinserción del banco requiriéndose proceder a la apertura del interruptor by-pass sólo por acción de una orden manual. Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A.
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11.2.1.2 Protección de desbalance. Poseerá tres niveles con sus correspondientes temporizaciones: alarma, nivel de bajo desbalance y nivel de alto desbalance. El nivel de alarma se ajustará a un valor reducido de desbalance y a una determinada temporización, del orden de algunos segundos. Esta alarma se repondrá manualmente. El nivel de bajo desbalance, mayor que el de alarma, al resultar superado durante el tiempo prefijado, emitirá una orden de cierre al interruptor by-pass y una orden de bloqueo de reinserción del banco. El nivel de alto desbalance, de mayor orden que los dos anteriores, al resultar superado durante el tiempo ajustado, emitirá una orden de cierre al interruptor by-pass y una orden de bloqueo de reinserción del banco. Los valores de ajuste de los niveles de desbalance tienen relación con el crecimiento de la tensión en los capacitores restantes de la unidad afectada. Por ejemplo el nivel de alarma podrá corresponder a un 5% por sobre la tensión nominal, el de bajo desbalance a un 10 % por sobre la tensión nominal y el de alto desbalance a un 20 % por sobre la tensión nominal.
11.2.1.3 Protección de falla interruptor. Si el interruptor by-pass no cierra, después de un tiempo ajustado, contado a partir de la emisión de una orden por parte del sistema de protecciones, se ordenará la apertura trifásica definitiva del interruptor de línea.
11.2.1.4 Protección del chispero. Esta protección será una unidad de máxima corriente de tiempo definido, la cual, después de una operación mantenida del chispero durante un tiempo prefijado, producirá el cierre y bloqueo a la apertura del interruptor by-pass
11.2.1.5 Protección de descarga a plataforma. Una falla de esta naturaleza generará el cierre trifásico del interruptor by-pass y su bloqueo definitivo a la apertura. Estará compuesta por una unidad de máxima corriente a tiempo definido. Superado un nivel de ajuste durante un tiempo prefijado se producirá el cierre y bloqueo del interruptor by-pass.
11.2.1.6 Recierre. La operación de recierre de la protección de línea, ante una falla monofásica, generará una orden de cierre unipolar del interruptor bypass, del capacitor correspondiente a la fase en falla, con una corta temporización, como tiempo de seguridad. Luego de ordenado el recierre por la protección de línea, se iniciará la reinserción del banco, luego de un tiempo predeterminado por ajuste. Si el interruptor de línea no está cerrado, luego de un tiempo predeterminado a partir del tiempo muerto de recierre ajustado, se
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inhibirá el sistema de reinserción y el interruptor by-pass dejará de operar automáticamente, debiendo recurrirse al comando por orden manual.
11.2.1.7 Protecciones de sobrecarga de varistores.
Protección de alta temperatura: Utilizará un modelo térmico para el cálculo de la energía absorbida y la temperatura absoluta en los bloques del varistor. El modelo contará con las informaciones de la corriente de entrada y la temperatura ambiente. Los resultados del modelo térmico brindarán una imagen de la temperatura del varistor, la cual se comparará con dos niveles de ajuste:
Nivel de bloqueo de reinserción por temperatura del varistor.
Nivel de disparo del chispero y de cierre del interruptor by-pass.
Protección contra alta corriente: Normalmente se tendrán los siguientes niveles de actuación:
Nivel de alarma. Nivel de disparo por alta corriente del varistor: se emitirá un disparo al chispero y órdenes de cierre y bloqueo temporal al interruptor by-pass. Nivel de disparo por alta corriente de línea: generarán la condición de alarma y by-pass del varistor, habilitando la reinserción del banco. La medición de la corriente de línea permite predecir la corriente en el varistor. Protección contra alta energía: Generalmente comprenderá dos niveles:
Protección contra energía de corta duración: con un primer nivel se emitirá una orden de disparo al chispero y de cierre al interruptor by-pass. Si se supera un nivel máximo se bloqueará la reinserción del banco. Protección de energía pronosticada: la inyección de energía de corta duración en el varistor puede ser pronosticada: Si se supera un valor ajustado se generará una alarma y una orden de by-pass al varistor. Reinserción automática de capacitores: Si después de un tiempo del orden de 120 ms la energía y la temperatura del varistor caen por debajo del nivel de bloqueo se iniciará la apertura del interruptor by-pass (el interruptor de línea deberá estar cerrado). Cuando el interruptor by-pass actúa por alta temperatura se iniciará una reinserción cuando la temperatura caiga por debajo del nivel de bloqueo. Si el interruptor de línea no cierra cuando se inicia la reinserción, el automatismo se inhibirá luego de un tiempo corto
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( p.ej.:100 ms) y el interruptor by-pass deberá ser abierto por acción de comando manual (no automática).
Protección de conducción permanente del varistor: Esta unidad supervisará la corriente a través del varistor. Una falla en una unidad produce corrientes altas durante la operación normal. La protección calculará la relación entre la corriente del varistor y la corriente de línea . Si la relación es mayor que un valor ajustado durante un tiempo ajustado se enviará una orden de cierre del interruptor by-pass.
11.2.1.8 Supervisión del circuito de disparo del chispero. El circuito de disparo estará supervisado por una unidad que detectará la tensión sobre la llave de tiristores que dispara el chispero. Cuando la corriente por la línea caiga por debajo de un nivel prefijado, no siendo requerido el disparo del chispero, la salida de los receptores ópticos para la supervisión del circuito de disparo será bloqueada después de una determinada temporización. Esto tenderá a evitar oscilaciones de los relés de supervisión de circuito de disparo cuando la corriente sea más baja que el límite inferior de la capacidad de transmisión del optotransmisor correspondiente.
11.2.1.9 Protección ante oscilaciones subsincrónicas. Esta protección medirá en dos fases, con una banda de detección ( ( p.ej.: entre 5 y 30 Hz) y con un nivel de operación p.ej: del orden del 5 al 10%).
Cuando la corriente subsincrónica exceda un ajuste prefijado, luego de una temporización de algunos segundos, se emitirá una orden de cierre al interruptor by-pass, con bloqueo temporal. Cuando la corriente de línea exceda otro nivel (superior al anterior ) se bloqueará la posibilidad de cierre del interruptor by-pass, debido a esta función. Desaparecida la oscilación subsincrónica, después de un tiempo dado ( ) en tal condición, se liberará el bloqueo temporal y se p.ej.: 10 seg iniciará el periodo de reinserción del banco a través de la apertura del interruptor by-pass, registrando el contador la maniobra de reinserción. De igual manera que al hacer referencia a la protección de sobrecarga, existirá un limitador de reinserciones. Si la corriente subsincrónica continúa presente aún con el by-pass cerrado, se mantendrá el bloqueo temporal hasta tanto la misma halla desaparecido.
11.2.1.10 Supervisión de la corriente de línea. Con el objeto de evitar una inyección de energía en los varistores ó una sobrecarga en los capacitores es que, en las protecciones que poseen reinserción automática, se bloqueará esa posibilidad cuando la corriente por línea supere un cierto valor y una temporización ajustadas.
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