Protecciones de Barrasf

CAPITULO 5 PROTECCIÓN DE BARRAS 5.1 INTRODUCCIÓN El sistema de protección de barras es más directo que el sistema de protección del transformador, debido a que disminuyen las variables, tales como la relación de transformación, cambios en el ángulo de fase, o la presencia de las corrientes inrush. Sin embargo históricamente la protección de barras ha sido la más difícil de implementar, debido a la severidad de una operación incorrecta en la integridad del sistema de potencia. La barra de un sistema eléctrico de potencia es uno de los elementos más críticos, porque es el punto de convergencia de los circuitos de transmisión, de generación o de cargas, por lo tanto el efecto de una falla en la barra es equivalente a varias fallas simultáneas. La operación incorrecta de la protección de barras puede ocasionar la pérdida de todos los elementos adyacentes a este. Sin embargo, si no se cuenta con esta protección y se presenta una falla en la barra, los extremos remotos de los elementos adyacentes deben disparar. Esta acción podría generar una situación peor que la pérdida de todos los elementos de la propia barra, por dos razones: a) La apertura de los interruptores de los extremos remotos podrían resultar en la pérdida de cargas intermedias. b) Como los sistemas tienden a ser más robustos, es cada vez más difícil "ver" todas las fallas para los extremos remotos por los infeed. Uno de los grandes problemas asociados a la protección de barras ha sido la desigualdad en la saturación del núcleo de los TC. Este problema es debido a las grandes variaciones de la magnitud de corriente y el flujo residual en cada uno los TC empleados en esta protección. La mayoría de las fallas en las barras involucran una fase a tierra, pero las fallas surgen de muchas causas y número significante son fallas entre fases sin involucrar tierra. De hecho, una gran proporción de las fallas en barra resultan de errores humanos más que de fallas de los componentes de interruptores. En interruptores encapsulados de fase segregada, solo las fallas de fase a tierra son posibles, entonces el esquema de protección necesita tener sensitividad solo para fallas a tierra. El hecho de responder a fallas de fase a tierra tiene una ventaja, ya que la sensitividad de fallas de fase no requiere que sea muy alta.

216 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

5.2 ESQUEMAS DE PROTECCION DE BARRAS Las barras pueden ser protegidas mediante la función de protección de respaldo proporcionado por los relevadores de: distancia en zona 2 y 3 (21-Z2, 21-Z3), direccional (67N), sobrecorriente de tiempo inverso de neutro (51N, 51NT, 51V), estos esquemas representan una protección económica, pero lenta para liberar fallas y no son selectivas. Aún cuando la protección de distancia es aplicada a todos los alimentadores, la protección de la zona de barras caerá en la zona 2 para todas las protecciones de distancia, así que una falla en la barra será liberada relativamente lenta y la duración de caída de voltaje resultante sobre el resto del sistema puede no ser tolerable para algunos elementos del sistema.

5.2.1 Protección primaria La protección primaria es proporcionada a través de las protecciones diferenciales de barras (87B), la cual es más costosa y sofisticada, pero más rápida y selectiva.

Figura 5.1 Protección diferencial de barras

5.3 FACTORES QUE IMPACTAN NEGATIVAMENTE EL DESEMPEÑO DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL Los problemas más comunes que afectan el desempeño de la protección diferencial son los factores siguientes: • •

Saturación de los TCs Corrientes de falla asimétricas


5.2 ESQUEMAS DE PROTECCION DE BARRAS Las barras pueden ser protegidas mediante la función de protección de respaldo proporcionado por los relevadores de: distancia en zona 2 y 3 (21-Z2, 21-Z3), direccional (67N), sobrecorriente de tiempo inverso de neutro (51N, 51NT, 51V), estos esquemas representan una protección económica, pero lenta para liberar fallas y no son selectivas. Aún cuando la protección de distancia es aplicada a todos los alimentadores, la protección de la zona de barras caerá en la zona 2 para todas las protecciones de distancia, así que una falla en la barra será liberada relativamente lenta y la duración de caída de voltaje resultante sobre el resto del sistema puede no ser tolerable para algunos elementos del sistema.

5.2.1 Protección primaria La protección primaria es proporcionada a través de las protecciones diferenciales de barras (87B), la cual es más costosa y sofisticada, pero más rápida y selectiva.

Figura 5.1 Protección diferencial de barras

5.3 FACTORES QUE IMPACTAN NEGATIVAMENTE EL DESEMPEÑO DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL Los problemas más comunes que afectan el desempeño de la protección diferencial son los factores siguientes: • •

Saturación de los TCs Corrientes de falla asimétricas


• •

Uso de diferentes relaciones de transformación de los TCs Transferencia de un alimentador de una barra a otra (conexión de corrientes y lógicas de disparo, en arreglos de doble o triple barra).

5.3.1 Saturación de los transformadores de corriente La saturación de un transformador de corriente depende de los siguientes factores: • La relación de los TC. • Área de la sección del núcleo. • Carga conectada al secundario del transformador. • Magnitud de la carga. • Presencia y magnitud de flujo remanente. • Magnitud y dirección de la componente continua en la corriente. • Densidad del flujo de saturación del núcleo de acero. Una curva característica de saturación de TC´s se muestra en la figura 5.2

Figura 1.2 característica de saturación de un TC

Cuando la corriente primaria para a través de un TC saturado, la corriente secundaria presenta una deformación en magnitud y ángulo, tal como se muestra en la figura 5.3


Figura 5.3 Saturación de los transformadores de corriente

5.3.1.1 Circuito equivalente de un transformador de corriente saturado Este circuito típicamente representa un transformador de corriente tipo boquilla, tiene los devanados totalmente distribuidos en un núcleo tipo toroidal. En una primera aproximación se puede despreciar la reactancia, por lo que como muestra la figura 5.4, el circuito presenta solamente los componentes resistivos. Cuando el TC se satura, la impedancia de magnetización tiende a anularse por lo que la corriente secundaria que circula por la carga también tiende a anularse. El efecto de este comportamiento de la corriente en los relevadores dependerá del tipo de relevador que se esté usando.

Figura 5.4 Circuito equivalente de un transformador de corriente saturado.

Donde Rct = componente resistivo del TC Xm = reactancia de magnetización 219 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

Rb = resistencia de carga RL = resistencia del cable Ie = corriente de magnetización

5.4 MÉTODOS PARA RESOLVER TRANSFORMADORES DE CORRIENTE •

•

•

•

EL

COMPORTAMIENTO

DE

LOS

Eliminando el problema por el hierro en los tranformadores de corriente (acopladores lineales) Uso de relevadores de multirrestricción de porcentaje variable (insensible a saturación cd) Uso de relevadores de alta impedancia con circuito serie resonante (limita sensíblemente la saturación de los Tcs) Uso de relevadores de restricción con alta impedancia moderada

5.5 ARREGLOS DE BARRAS El Sistema de Barras es el esquema de maniobra que se utiliza para la conexión de los circuitos de los componentes del sistema de potencia (generaciones, cargas y líneas de transmisión) a la barra de la subestación. Existen varios esquemas y se pueden aplicar diversas variantes según el criterio de diseño de la subestación; pero, los esquemas básicos que son los más utilizados son los siguientes: • • • • • •

Barra sencilla Barra sencilla y barra de transferencia Barra principal y barra auxiliar (2 B) Barra doble y doble interruptor Barras doble e interruptor y medio Barra conexión en anillo

5.5.1 Barra sencilla Este tipo de arreglo es bastante común en subestaciones receptoras de 115 kV o menores, en niveles de tensión de operación similares, en particular en redes que están suficientemente interconectadas, como es el caso de la subestación de distribución e industriales algunas de sus características son: a) b)

Es el arreglo más simple, utiliza menor cantidad de equipo, por lo tanto, es el más económico. En condiciones normales de operación todos los elementos de la subestación (líneas de transmisión y bancos de transformadores de potencia) están conectados al juego de barras colectoras a través sus propios interruptores, ver figura 5.5.

220 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

c)

d) e) f)

Al operar la protección diferencial de barras para librar una falla, se envía el disparo de todos los interruptores, desconectando todas las líneas y los bancos, quedando totalmente fuera de la subestación. Por el cual no se tiene flexibilidad ya que se pierde continuidad de servicio y tienen que realizarse transferencias de carga en el sistema. El mantenimiento de las barras colectoras se dificulta debido a que es necesario hacerlo en vivo o que la subestación quede totalmente fuera de servicio. Para darle mantenimiento a un interruptor es necesario que se ponga fuera de servicio su elemento asociado. Para la ampliación de la subestación se requiere ponerla fuera de servicio.

Figura 5.5 Barra sencilla y su relevador diferencial

5.5.2 Barra sencilla y barra de transferencia Se añade una barra de transferencia al esquema de una barra sencilla. Un interruptor extra de conexión de barra enlazará tanto la barra principal como la de transferencia, tal como se muestra en la figura 5.6. Se usa únicamente como auxiliar, cuando se efectúa el mantenimiento en el interruptor de línea, de manera que el interruptor se puede desconectar en ambos extremos, mientras que la línea o alimentador permanece en el servicio.


Figura 5.6 Barra sencilla y barra de Transferencia

5.5.3. Barra principal y barra auxiliar El arreglo de bus principal y auxiliar tiene dos buses y pueden estar unidas con el interruptor de amarre. Los circuitos normalmente quedan distribuidos tanto a bus1 como bus2, mediante la conexión por medio de cuchillas, figura 5.7. Este arreglo nos permite dar mantenimiento a una barra y a otra, también dar mantenimiento a los interruptores haciendo uso de la barra auxiliar, como barra de transferencia y el interruptor de amarre como interruptor de transferencia.

Figura 5.7 Barra principal y barra auxiliar 222 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

5.5.4 Barra Doble con doble interruptor. En esta configuración se duplican tanto las barras como los interruptores de cada circuito. Esta configuración es la que presenta mayor seguridad, tanto por falla en barras como en interruptores, también brinda una gran libertad de operación, para trabajos de revisión y para mantenimiento, esta configuración se muestra en la figura 5.8. Con la finalidad de lograr la mayor seguridad, cada circuito se conecta a ambas barras, debiendo permanecer ambas energizadas. En algunos casos los circuitos se pueden separar en dos grupos, conectando cada uno a una barra; en tal condición la falla en una de las barras saca de servicio todo lo que esta conectado en ella, perdiéndose la seguridad que brinda la operación normal y no justificándose el costo extra con respecto a una doble barra. Es la más costosa de todas las configuraciones a expensas de su seguridad desde el punto de vista del suministro, por lo cual su adopción en un caso particular requiere una justificación cuidadosa.

Figura 5.8 Barra Doble con doble interruptor.

5.5.5 Barra Doble con Interruptor y medio con dos Protecciones de Barra Esta configuración debe su nombre al hecho de exigir tres interruptores por cada dos salidas, como se observa en la figura 5.9. El grupo de los tres interruptores, llamado interruptor y medio, se conecta entre dos barras principales. Se puede hacer mantenimiento a cualquier interruptor o barra sin suspender el servicio y sin alterar el sistema de operación, además, una falla en una barra no interrumpe el servicio a ningún circuito, presentando así un alto índice de confiabilidad y de seguridad tanto por falla en los interruptores como en los circuitos y en las barras. Normalmente se opera con las dos barras energizadas y todos los interruptores cerrados, y por tal


motivo no es flexible; además, el tener dos barras no significa que los circuitos se puedan conectar independientemente a cualquiera de ellas, como es el caso de la doble barra. La desconexión de un circuito implica la apertura de dos interruptores. La protección y el recierre se complican por el hecho de que el interruptor intermedio (entre dos circuitos) debe trabajar con uno u otro de los circuitos asociados. Por otra parte, la falla de un interruptor en el peor de los casos sólo saca de servicio un circuito adicional. La definición de la capacidad de los equipos es difícil porque no es posible prever la distribución de las corrientes, especialmente durante contingencias. En el caso de que la subestación tenga un número impar de circuitos, uno de ellos necesitaría dos interruptores. Usando el interruptor intermedio es posible pasar directamente a través de la subestación un circuito que normalmente entre a ella y que salga por el mismo campo, aunque es muy eventual este caso. Esta configuración admite ciertas modificaciones para ahorrar alguna cantidad de equipos en salidas para transformadores, colocando un solo interruptor por campo y un seccionador a modo de transferencia o conectando directamente los transformadores a las barras.

Figura 5.9 Barra Doble con Interruptor y medio con dos Protecciones de Barra


5.5.6 Barra en Anillo mostrando que las Protecciones de Barra están incluidas en las Protecciones de los circuitos En esta configuración la barra colectora es un anillo formado por interruptores con los circuitos conectados entre cada dos de ellos. Para aislar un circuito es necesaria la apertura de los dos interruptores correspondientes, abriéndose así el anillo. Cuando se quiere aislar un circuito por un período largo, se debe abrir el seccionador de la línea para poder cerrar los interruptores asociados a dicho circuito y así dar continuidad al anillo, ver figura 5.10 Es una configuración económica y segura además de confiable, pero sin flexibilidad. Es segura y confiable por permitir continuidad de servicio por falla o durante mantenimiento de un interruptor ya que cada campo o circuito está asociado a dos interruptores. El principal inconveniente consiste en que, en caso de falla en un circuito, mientras se hace mantenimiento en otro circuito del anillo, puede quedar seccionado y presentar falta de servicio en algunas partes o perderse la seguridad en el sistema. Para cumplir con las funciones de seguridad y confiabilidad para las cuales fue ideada esta configuración, es necesario operarla con todos los interruptores cerrados (tal como es su operación normal; por lo tanto, desde el punto de vista de la flexibilidad la subestación es similar a una barra sencilla. Para efectos de distribución de corrientes, los circuitos conectados al anillo se deben repartir de tal manera que las fuentes de energía se alternen con las cargas. El daño de un interruptor durante la falla en uno de los circuitos de salida origina la pérdida de otro circuito debido a la operación de la protección contra falla de interruptores. Además, requiere dispositivos de potencial en todos los circuitos ya que no hay un punto de referencia definido (como una barra principal).

Figura 5.10 Barra en Anillo mostrando que las Protecciones de Protecciones de los circuitos.

Barra están incluidas en las


5.6 PROTECCIONES DIFERENCIALES DE BARRAS MÁS UTILIZADOS La protección diferencial de barras debe cumplir al menos con las características siguientes: •

•

•

•

El relevador diferencial debe ser de alta velocidad y debe operar antes de la saturación de los TCS. El relevador diferencial debe tener la habilidad necesaria para rechazar la información distorsionada y falsa de los TC's., cuando lleguen a saturarse. El relevador diferencial debe estar diseñado de tal manera que no tenga limitación para aceptar el uso de TC's, auxiliares cuando los TC's, primarios sean de diferente tipo y relación de transformación. El relevador diferencial no debe tener limitaciones para su correcta operación bajo condiciones de falla máxima, sea ésta interna o externa.

5.6.1 Principio Básico de la protección diferencial de barra La ley de Khirchoff establece que la suma de corrientes que ingresan a un nodo determinado es igual a la suma de corrientes que salen del mencionado nodo. Considerando dos condiciones para la barra simple mostrada en la figura 5.11

Figura 5.11 A) Falla externa, B) Falla interna

Una protección diferencial de barras ideal aprovecha el principio que la suma de las corrientes es cero en caso de fallas externas y condiciones de flujos de potencia y que la sumatoria de corrientes es igual a la corriente de falla total para fallas 226 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

internas. Para el caso de una falla externa, las corrientes que salen de las barras son iguales a la suma de todas las corrientes que ingresan a la barra, y la suma total es cero; esta situación es igual en condiciones de flujo de potencia normal. Por otro lado, para el caso de una falla interna, la suma de todas las corrientes que ingresan a la barra es igual a la corriente de falla total (la suma total no es cero). Desafortunadamente, en la práctica existen inconvenientes que no permiten conseguir una protección diferencial ideal, por lo que deben seguirse ciertos pasos para asegurar que la protección diferencial trabaje adecuadamente, aún en condiciones no ideales.

5.6.1.1. Sistema de protección diferencial básico Un sistema de protección diferencial básico se muestra en la Figura. 5.12. Los transformadores de corriente (TC´s) tienen la misma relación y están conectados con el mismo sentido de polaridad de ahí que las corrientes que circulan en el circuito ubicado entre los TC´s sean cero (Id=0) para las fallas externas y condiciones normales de flujos de potencia, mientras que circulará la corriente de falla total para fallas internas (Id=If). Si los transformadores de corriente reflejaran en el lado secundario exactamente lo que ocurre en el lado primario de los mismos (comportamiento ideal), el sistema de protección de la Figura 5.12 sería fácil de implementar usando relevadores de sobrecorriente. Desafortunadamente, en la práctica los transformadores de corriente se pueden saturar y hacer que la protección diferencial opere.

Is1

Is2 Ip2

Id

Ip1

Is1

If

Id=Is1-Is2=0

2

A) Falla Externa

Ip2

Id

Ip1 1

Is2

1

Id=Is1+Is2=If B) Falla Interna

2

If

Figura 5.12 Sistema de Protección diferencial básico.

5.6.2 Protección diferencial de porcentaje Para evitar la pérdida de sensibilidad de la protección que resulta de ajustar a los relevadores de sobrecorriente por arriba de una corriente de error, es común el uso 227 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

de una protección diferencial de porcentaje, estos relevadores cuentan con circuitos de operación y de restricción. Solo se requiere de un circuito de operación por fase, también es necesario de una bobina de restricción para cada fase de cada circuito. Normalmente una bobina de restricción es conectado a cada circuito donde se tienen las mayores corriente de falla. En alimentadores y en circuitos donde las contribuciones de corrientes de falla son bajas se puede tener una solo bobina de restricción conectada en paralelo. La corriente requerida para operar el relevador es proporcional a la corriente que fluye en las bobinas de restricciones. La seguridad máxima para fallas externas se obtiene cuando todos los transformadores de corriente tienen la misma relación, también una operación satisfactoria se puede esperar cuando se usan TC´s de alta calidad. • El relevador actuará cuando la corriente diferencial (Id) es mayor que un porcentaje del total de la corriente de restricción. • La magnitud del porcentaje generalmente es ajustable. • La característica de operación del relevador es tal que, en condiciones sin fallas la corriente de restricción siempre es mayor y la corriente diferencial es casi nula. • La pendiente de la característica de operación depende del ajuste del porcentaje de restricción.

5.6.3 Protección diferencial de alta impedancia El relevador, que está conectado a las terminales secundarias del transformador de corriente, tiene una impedancia cuyo valor es mucho mayor que la resistencia total que consta de la resistencia del transformador de corriente y el cable que une el transformador de corriente y el relevador. La tensión que se produce entre los terminales del relevador (Vr), será igual a la caída de tensión que es el resultado del producto de la resistencia total del secundario del TC y la corriente de falla que circula por ella. Los cálculos de esta caída de tensión se efectúan para cada alimentador con la finalidad de determinar el máximo valor posible asumiendo siempre la saturación completa del transformador de corriente respectivo. En consecuencia, el ajuste de la tensión en el relevador se lleva a cabo teniendo en cuenta la tensión máxima encontrada más un margen adecuado. Para fallas internas, se desarrollarán magnitudes de tensión extremadamente grandes en las terminales del relevador debido a la alta impedancia. Esta situación puede causar daños a los transformadores de corriente y/o relevadores si no se toman precauciones para limitar la magnitud de la tensión. La aplicación del 228 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

relevador diferencial de alta impedancia se basa en que todos los transformadores de corriente tengan la misma relación de transformación. En algunas instalaciones puede haber transformadores de corriente de diferente relación de transformación, pero con taps que puedan adecuarse a la relación requerida. Generalmente no es aconsejable conectar otras protecciones en el mismo circuito secundario de los transformadores de corriente, donde están conectados las protecciones diferenciales de alta impedancia, debido a que la carga adicional puede incrementar la tendencia a la saturación del transformador de corriente o puede resultar en un ajuste que caiga fuera del rango permitido por la protección diferencial. El problema de saturación de los TC´s que se presenta para fallas externas cercanas a la barra no puede ser eludido por la protección diferencial de porcentaje, por esta razón se propone emplear un relevador diferencial de voltaje de alta impedancia. Este relevador está diseñado para no tomar en cuenta los efectos de saturación durante las fallas externas, mediante el cálculo de un error de voltaje a través de la bobina de operación. El relevador discrimina entre una falla externa y una interna, mediante las magnitudes relativas del voltaje a través del punto de unión diferencial. Este esquema consta básicamente de un circuito L-C en serie con el relevador de sobrevoltaje que está sintonizado a 60 Hz para prevenir una mala operación del relevador debido a la presencia de corrientes offset de cd o de armónicas. El circuito L-C podría reducir la velocidad de operación del relevador de sobrevoltaje, pero si cuenta con un relevador de sobrecorriente este proporciona el disparo rápido para las grandes corrientes de falla. El concepto de este esquema de protección es cargar los TC con una alta impedancia para forzar que el error de la corriente diferencial fluya a través de los TC en lugar de que fluya por la bobina de operación

Ejemplo 5.1 Refiriéndonos al circuito simplificado de la Figura 5.13 el cálculo del ajuste se obtiene como sigue:


Ia Rsa

RLa

RLb

Rsb

Xd

Xeb

87B Ia/N

Xea

Ib/N

Ib

Figura 5.13 Circuito equivalente para el ejemplo 5.1

Partiendo de la ocurrencia de una falla interna, X ea, X eb y Z d se pueden considerar que son valores muy grandes. Las corrientes Ia/N e Ib/n tenderán a fluir a través de las grandes impedancias en tal dirección que causen alto voltaje en la rama diferencial para que se provoque la operación del relevador. Si una falla externa se presenta en la línea B, suponiendo que no existe saturación, Ib/N será igual a -Ia/N y circulará por el lazo exterior y no se propagará el voltaje a través del relevador. Si se tiene la misma falla pero suponiendo que existe saturación en uno de los TC, entonces Xeb es aproximadamente cero, bajo estas condiciones el voltaje de error a través del relevador será igual a (Rlb + Rsb)*Ia/N. Este voltaje es la base para calcular el ajuste del relevador, generalmente es mucho menor que el generado por la falla mínima interna.

Ejemplo 5.2 Dado el circuito equivalente mostrado en la Figura 5.14, se supone una falla interna y externa, el voltaje a través del relevador diferencial para una falla externa es I total * Rdispersión = 60*2 = 120 volts. El ajuste del puede ser dos veces este valor, para este caso es 240 volts. Para una falla interna la corriente total es 70 amperes y si la resistencia del relevador es de 2600 ohms el voltaje es 182 Kv.


Figura 5.14Circuito equivalente para el ejemplo 5.2

5.6.4 Protección diferencial de baja impedancia Es posible usar la protección diferencial de baja impedancia si se toman las precauciones para evitar la saturación de los transformadores de corriente. Se asume que el transformador de corriente ubicado en la línea 2 se satura completamente cada medio ciclo, dando como resultado la corriente Ix. Como resultado del colapso del transformador de corriente en la línea 2, se producirá la circulación de la corriente diferencial Id. La corriente de operación Iop, es el valor absoluto de la corriente diferencial Id y la corriente de restricción Irest, es la suma de los valores absolutos de todas las corrientes que ingresan y salen el punto de unión de los circuitos de los transformadores de corriente, de la figura 5.15.

Rt

=

I d

=

2( RL ) + RTC

( I P1 )( Rt ) Rt

+

Z R


Figura 5.15 Saturación de un Transformador de Corriente

5.6.4.1 Protección diferencial de baja impedancia tecnología digital •

•

•

•

Se requiere procesar gran número de señales analógicas (decenas de corrientes). El problema es como concentrar todas las señales dentro de una “caja”. Se requiere controlar varias señales lógicas que son parte de las entradas lógicas del relevador para verificar las posiciones de los seccionadores e interruptores con la finalidad de representar en la réplica dinámica de la barra (ajuste dinámico de las zonas de protección en una determinada configuración de barras). Se requiere gran número de contactos de disparos particularmente en los casos de barras reconfigurables, es decir, cuando cada interruptor debe ser disparado separadamente dependiendo de la configuración de la barra en el momento de la acción de disparo. Se requiere varias zonas de protección para cubrir por secciones en el caso de subestaciones con barras extensas.

5.6.5 Acopladores lineales. Los acopladores lineales, los cuales no tienen acero en sus núcleos, se pueden usar para superar el problema de la saturación de los transformadores de corriente. Estos dispositivos tienen una característica lineal que producen tensión en el secundario con una magnitud directamente proporcional a la corriente en el lado primario. Para una falla externa, la suma de las tensiones será muy cercana a cero. Por otro lado, todas las tensiones son aditivas para una falla interna, originando de esta manera una tensión suficiente para la operación del relevador. Estos dispositivos proporcionan una solución relativamente simple para la protección de barras, algunas


aplicaciones aún existen, pero en los últimos años los acopladores lineales no son aceptados debido a su característica especial y limitada aplicación. Este sistema usa acopladores lineales (reactores con núcleo de aire) en lugar de los TC´s convencionales. Estos dispositivos tienen características lineales y entregan un voltaje secundario que es proporcional a la corriente primaria. Los secundarios de todos los acopladores lineales son conectados en serie, tal como se muestra en la figura 5.16. Este diseño resuelve el problema de la saturación, dado que no hay hierro es estos dispositivos.

Figura 5.16 Protección diferencial con acopladores lineales

Ejemplo 5.3 El funcionamiento de un relevador conectado a un acoplador lineal es determinado como sigue: Vsec = Iprim * M (M es la impedancia mutua del acoplador y es especificado por el fabricante), para este caso se supone que M = 0.005 a 60 Hz. Si se tienen 1000 Amperes primarios, entonces el voltaje inducido es 5 volts. Para una falla externa, la suma de todos los voltajes inducidos debido a todas las corrientes de falla que fluyen hacia dentro es igual y opuesto al voltaje inducido por las corrientes de falla que fluyen a hacia fuera. Para una falla interna todas corrientes fluyen hacia dentro. Irel = Vsec/(Zrel + Zacop) La impedancia de carga no es significativo comparado con la impedancia del relevador que puede ser de 30-80 Ohms y la impedancia de acoplamiento que puede ser de 2-20 Ohms. Para determinar el ajuste del relevador se considera una falla trifásica externa para establecer la máxima corriente de no operación y una falla interna de fase a tierra para establecer la corriente mínima de operación. Se recomienda un factor de 25 entre la máxima y la mínima corriente de falla como se ilustra a continuación. 233 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

Se consideran los siguientes valores para la barra de análisis: Corriente máxima para una falla externa = 20,000 A. Corriente mínima para una falla interna = 2,000 A. Impedancia total de acoplamiento = 30 + j45 Impedancia del relevador = 55 + j25 Iprim M*Iprim Irel

= 20,000/25 = 800 A = 800*0.005 = 4 volts = 4/107 = 0.037 A = 37 mA el ajuste del pick up.

5.7 COMPARACIÓN DIRECCIONAL Este esquema de protección de barras requiere de relevadores direccionales, detectores de falla y de una unidad de tiempo. Normalmente se emplean relevadores tipo Mho en cada uno de los circuitos conectados a la barra y su ajuste está definido para ver más allá de la barra inmediata, para calcular el ajuste se consideran todos los alimentadores de la barra (infeed máximo). Se emplean relevadores de sobrecorriente instantáneo como detectores de falla. La unidad de tiempo es empleada para coordinar la operación de los contactos, dado que todos los relevadores direccionales son conectados en serie, es esencial que se tenga el tiempo suficiente para cerrar sus contactos antes de enviar la señal de disparo. La saturación los TC en este esquema no es problema, porque basicamente se compara la dirección de las corrientes de falla más que la magnitud de ellas.

5.8 PROTECCIÓN DIFERENCIAL PARCIAL La existencia de una gran variedad de configuraciones de barra, tienen su efecto en la conexión y el ajuste de la protección diferencial. Una protección diferencial completa requiere que todos los circuitos estén conectados al relevador tal que la bobina de operación "vea" la suma vectorial de todas las corrientes, sin embargo en algunas ocasiones el diseño de la subestación resulta que uno o más circuitos primarios no sean incluidos en la sumatoria del circuito diferencial. La figura 5.17 a) muestra la conexión de una carga sin interruptor propio, esta carga presenta una corriente de error de manera continua sobre la protección diferencial de barra, por esta razón la protección debe ser ajustado por arriba de esta corriente de error. Una falla en este alimentador es igual como una falla en la barra.


La figura 5.17 b) muestra la conexión de un transformador alimentado directamente de la barra. Esta configuración nos ahorra el costo de un interruptor y es una condición práctica, dado que son relativamente pocas las fallas que se presentan en las barras y en los transformadores.

a) b) Figura 5.17 Protección diferencial; a) parcial de barra, b) barra y transformador

Como resultado de esta configuración se tiene una combinación diferencial de transformador y barra, en este caso la protección debe ser tipo diferencial del transformador para adecuarla a las necesidades de la protección del transformador. La figura 5.18 a) muestra una configuración de barra más complicada. En este caso las cargas pueden ser doblemente alimentadas dentro una o más áreas mediante el amarre de dos barras. Esta configuración permite retirar un solo alimentador dentro de una área al presentarse una falla en barras o en los interruptores. Las dos barras son operadas como una sola barra, la barra de amarre normalmente permanece cerrada. Para determinar ajuste de la protección diferencial de barra se debe de tomar en cuenta todas las contribuciones de falla. La figura 5.18 b) muestra la configuración de una barra conocida como "un interruptor y medio", ésta es la más común en los sistemas de 400 Kv. La ventaja principal de esta configuración se basa en la improbabilidad de la doble falla en barra debido a la distancia física que existe entre ambas barras, y por tanto se puede desconectar algún interruptor o protección del sistema para mantenimiento sin dejar fuera ningún elemento primario. Desde un punto de vista de protección cada barra puede ser considerada una sola barra, de configuración simple de interruptores y aplicar los criterios de ajuste anteriormente mencionados.


a) b) Figura 5.18 protección direncial de barra; a) doble barra, b) interruptor y medio

5.0 Localización de los transformadores de corriente Idealmente la separación de las zonas de discriminación debe traslaparse una con otro y también las protecciones de los circuitos individuales. El traslape debe ocurrir alrededor del interruptor así que esté debe caer en ambas zonas. Este arreglo es necesario para instalar los TC’s en ambos lados de los interruptores, el cual es económicamente posible pero no para todos los tipos de interruptores. Con ambos circuitos los transformadores de corriente de la protección de barras en el mismo lado de los interruptores, las zonas pueden ser traslapadas en los TC, pero una falla entre la localización del TC y el interruptor no será completamente aislada (zona muerta). De esta manera es importante en todos los interruptores en los cuales se aplica esa condición y que es particularmente importante en el caso de interruptores a la intemperie donde están montadas separadamente, se deben de utilizar TC con multisecundario esas condiciones se muestran en la figura 5.19.


Figura 5.19 localización de los TC´s En la figura 5.19 (a) muestra el arreglo ideal en el cual tanto el circuito como la zona de la barra están traslapadas sin dejar ninguna región del circuito primario sin protección. En la figura 5.19 (b) muestra como la cantidad de TC’s en un lado del circuito del interruptor resulta en una pequeña región del circuito primario sin proteger esta región no protegida típicamente se conoce como “zona muerta”. La falla mostrada causará la operación de protección de barras, disparando el circuito del interruptor, pero la falla continuará alimentada del circuito si está presente una fuente de potencia. Con referencia a la figura 5.19(b) la protección de zona muerta puede ser provisto para detectar que el circuito del interruptor a abierto pero que la corriente de falla todavía fluye. Bajo esas condiciones la protección puede iniciar un interdisparo para el extremo remoto del circuito.

5.9 RELEVADORES DIFERENCIALES DE BARRAS NUMÉRICOS: La digitalización de los relevadores de protección ha permitido obtener diversas ventajas sobre los esquemas tradicionales de protección. La protección de barras no ha sido la excepción, en la actualidad existen diversas marcas de relevadores 237 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

diferenciales de barras en el mercado. Estos esquemas cuentan con las mismas ventajas que se obtienen para los demás relevadores de protección digital, tal y como son el monitoreo remoto y la medición. En la figura 5.20 se muestra la aplicación de un relevador diferencial de barras, distribuido e interconectado con fibra óptica.

Figura 5.20 Esquema digital de protección de barra distribuida

En los nuevos relevadores numéricos de protección, todas las entradas de TCs y de TPs están separadas galvánicamente entre sí. Todas las cantidades de entrada analógicas son muestreadas con una tasa constante de muestreo y estos valores discretos son transferidos luego a los correspondientes valores numéricos (p.ej. conversión analógica/digital). Después de estas conversiones, se usan únicamente los números en los algoritmos de protección. Por consiguiente, es imposible re-usar directamente y copiar los principios de operación de los esquemas analógicos de protección diferencial de barras, debido a que no existe ninguna conexión galvánica entre los TCs. Por lo tanto, si la resistencia del circuito secundario no es muy importante, ¿cuáles son entonces los factores importantes para el diseño de relé numérico, a fin de garantizar la estabilidad del algoritmo de protección? Realmente este es el tiempo disponible para que el relé diferencial haga las mediciones durante la saturación del TC y para tomar las necesarias acciones correctivas. Esto significa prácticamente que el relé tiene que ser capaz de tomar las mediciones y decisión durante el corto periodo de tiempo, dentro de cada ciclo del sistema de potencia, cuando los TCs no están saturados. Este tiempo, aún bajo una saturación de TC extremadamente severa, es para TCs prácticos de alrededor de 2 ms. Por lo tanto, se decidió tomar este tiempo como el criterio de diseño para el tiempo mínimo aceptable antes de la saturación de un núcleo magnético práctico de TC. Sin embargo, si tiene que tomarse la acción correctiva necesaria, para cada bahía individual o circuito alimentador de alta tensión conectada a la zona de protección, el algoritmo del relé podría ser realmente complejo. Por lo tanto, se decidió tratar de reusar las cantidades importantes del relé de protección diferencial analógica de restricción de porcentaje, tales como corrientes de entrada, salida y diferencial, en el 238 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

diseño numérico. Estas tres cantidades pueden calcularse fácilmente numéricamente de los valores de muestreo a procesar de todas las entradas analógicas de TC conectados a la zona diferencial. Al mismo tiempo, éstas tienen un significado físico extremadamente valioso, que describe claramente la condición de la zona protegida durante todas las condiciones de operación. Usando las propiedades de únicamente estas tres cantidades, se ha formado algoritmos diferenciales que son completamente estables para todas las fallas externas y muy rápido para las fallas internas. Todos los problemas provocados por la no linealidad de los TCs son resueltos de una manera numérica innovadora sobre los principios básicos descritos arriba.

5.9.1 Aplicación Estos esquemas de protección son aplicados en subestaciones de alta tensión y extra-alta tensión. Para diseño de subestaciones de una o más barras, de diferentes arreglos de bahías, incluyendo interruptor de amarre y transferencia. No se tienen restricciones para los tipos de TCs, permitiendo que los circuitos de corriente secundaria de los TCs se puedan compartir con otros relevadores de protección. En las figuras 5.21 y 5.22 se muestran relevadores diferenciales numéricos tipo 7SS52 y REB-500

Figura 5.21 Esquema Siemens, tipo 7SS52

Figura 5.22 esquema ABB, tipo REB-500


5.9.2 Algoritmo de protección La mayoría de los esquemas de protección diferencial de barras digital con el afán de tener un esquema de protección de barras confiable y seguro, dispone de dos algoritmos para determinar si hay falla, y si es interna o externa: 1. Característica de pendiente porcentual, ver figura 5.23. 2. Característica de comparación direccional de corrientes, ver figura 5.24. Los algoritmos procesan los vectores de corriente complejos los cuales se obtienen por análisis de Fourier y que contienen solamente el componente de la frecuencia fundamental. Se suprimen las componentes de corriente continua y armónicas superiores. El primer principio de medición utiliza un algoritmo de corriente diferencial estabilizada. Las corrientes se evalúan individualmente para cada fase y por cada sección de barras (zona de protección).

Figura 5.23 Característica de pendiente

El segundo principio de medición determina la dirección del flujo de energía e involucra la comparación de fases de las corrientes de todos los alimentadores conectados a una sección de barras. Se comparan los fasores de corriente de la frecuencia fundamental ϕ1. En caso de una falla interna, todas las corrientes de los alimentadores tienen aproximadamente el mismo ángulo de fase, mientras que durante operación normal o durante una falla externa al menos una corriente está desfasada aproximadamente 180° comparada con las otras.


Figura 5. 24 Característica de comparación direccional

El algoritmo detecta una falla interna cuando la diferencia de fases entre todas las corrientes de los alimentadores está en el rango de disparo del comparador de fase, ver figura 5.24. Dependiendo del ángulo de fase de la falla, el tiempo de disparo varía entre 20 - 30 mseg para Idiff/Ikmin ≥5, este tiempo, incluye el tiempo del relé auxiliar de disparo. Los esquemas de protección diferencial digitales cuentan principalmente con las características necesarias como son la alta velocidad de operación y la seguridad. Adicional a éstas, cuenta con otras características también importantes como son: •

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Autosupervisión de sus diferentes componentes (fuentes de alimentación, convertidores A/D, memorias, balance estable de corrientes, estado de cuchillas). Comunicación de datos e información de las fallas. Se obtienen registros de eventos y oscilografía de las fallas para su análisis posterior a detalle. Protección de “zonas muertas”. No se requieren TCs auxiliares para compensación de las diferentes relaciones de transformación, ya que esta compensación se realiza después de la conversión analógica/digital. No se requieren relevadores auxiliares para conmutar señales de corriente de TCs y circuitos de disparo de los interruptores. Las salidas de disparo a los interruptores son selectivos para el caso de subestaciones de más de una barra, cuando cada circuito se puede conectar a cada una. Se reduce considerablemente el alambrado y los posibles puntos de falla. La barra replica se realiza por software. Puede incluirse en el esquema la función de falla de interruptor para cada uno de los interruptores, aprovechando así simplificarse la lógica alambrada de transferencia de disparos, también para la protección de falla de interruptor. 241 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

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La expansión de estos esquemas es relativamente sencilla. Por su simplificación para el personal técnico, requiere menor tiempo de puesta en servicio y mantenimiento, reduciendo desde luego la posibilidad de disparos accidentales. En caso de requerirse, algunos tipos de protección digital pueden ser de configuración con control distribuido o centralizado, según las necesidades de las subestaciones nuevas y antiguas.

5.9.3 Autosupervisión Para asegurar la máxima seguridad, confiabilidad y disponibilidad de la protección, se supervisan continuamente todas las funciones del sistema. Si se presentara una falla interna en el sistema de protección, lo más importante es el de evitar bajo cualquier circunstancia un disparo en falso. En caso de presentarse una falla del sistema de protección, una respuesta incorrecta o incongruente, se inicia la acción correspondiente para establecer un estado seguro, se emite una alarma y se produce un registro de eventos de diagnóstico para su análisis posterior. Los componentes importantes del hardware (por ejemplo, fuentes auxiliares, convertidores A/D, y memorias principales y de programa) están sujetos a diferentes pruebas durante la puesta en funcionamiento del sistema y también durante la operación. Una función de watchdog supervisa continuamente la integridad de las funciones de software y también el intercambio de datos a través del bus del proceso. También es muy importante desde el punto de vista de la seguridad y confiabilidad el procesamiento de las órdenes de disparo. Correspondientemente, cada canal de salida comprende dos órdenes redundantes, las cuales deben ser habilitadas a intervalos regulares por el "watchdog". Si las condiciones del "watchdog" no se satisfacen, los canales se bloquean.

5.9.4 Supervisión de cuchillas La imagen de cuchillas es una característica ejecutada completamente en software sin considerar elementos mecánicos de maniobra. La lógica de software para la réplica, determina dinámicamente los límites de las zonas de la barra protegida (zonas de protección). El sistema supervisa cualquier inconsistencia en los circuitos de entradas binarias conectadas a los contactos auxiliares de las cuchillas y genera una alarma después del cumplimiento del tiempo ajustado, ver figura 5.25. En la ocurrencia de una alarma, la protección puede ser bloqueada completamente o bloqueada selectivamente.


Figura 5.25 Contactos auxiliares de cuchillas

5.9.5 Protección de falla de interruptor (opción) El esquema diferencial de barras tiene integrada opcionalmente la función de protección para falla de interruptor (50FI). Además de incluir la función 50FI para cada interruptor del esquema, utiliza la réplica de barras o lógica de disparos, de acuerdo a la posición de cuchillas e interruptores, la misma que utiliza para la función 87B, también la utiliza el esquema para la protección de falla de interruptor. Para esto, se debe conectar el arranque por “operación de protecciones” de cada alimentador a una entrada binaria destinada al arranque de 50FI, para cada interruptor conectado a la barra. Cuando se utilizan relevadores 50FI externos o independientes, también puede utlizarse la lógica de disparo de la protección de barras, dado que en lugar de conectar la señal de “operación de protecciones” en cada entrada binaria correspondiente, debe conectarse la señal “operación de 50FI (disparo)”, para cada interruptor. La cobertura de la función 50FI integrada al esquema de protección 87B es solo para los interruptores que se conectan a las barras, por lo que en arreglos de barras de “interruptor y ½”, los interruptores ½ deben contar con sus propios relevadores 50FI externos, con la lógica de disparos correspondiente alambrada.

5.9.6 Función de sobrecorriente (opción) Algunos esquemas cuentan opcionalmente con un esquema de protección de sobrecorriente de tiempo definido o inverso de respaldo se puede integrar a cada unidad de bahía individualmente. (La operación de la función, puede arrancar el esquema de protección local de falla interruptor, cuando se ha configurado así).

5.9.7 Registrador de eventos Esta función permite el análisis del comportamiento del esquema e interruptores ante fallas internas y externas a las barras protegidas. En estos se registran, además de la


activación y desactivación de cada elemento interno del esquema, registra los cambios de las entradas digitales. Los eventos se registran en cada unidad de bahía en esquemas distribuidos. Cada evento binario tiene una estampación de tiempo con una resolución de 1 mseg. Se registran: “eventos del sistema”, “eventos de protección” y “eventos de prueba”.

5.9.8 Registrador de fallas (oscilografía) Esta función registra las corrientes y las entradas binarias de cada unidad de bahía, ver figura 5.26. Las tensiones se pueden registrar en forma opcional, dependiendo si el esquema dispone de estas entradas (bajo pedido). Para activar el registro se pueden utilizar los flancos crecientes o decrecientes de las entradas binarias o señales de salida o eventos resultantes de los algoritmos de protección. Se pueden configurar diferentes cantidades de entradas binarias de propósito general, para iniciación externa del registro de fallas. Además la unidad central posee una entrada binaria para arrancar los registradores de falla de todas las unidades de bahía. La cantidad de canales analógicos que se pueden registrar, la frecuencia de muestreo y la duración del registro puede variar en las diferentes marcas de relevadores. Una frecuencia de muestreo inferior permite un período de registro mayor. La función se puede configurar separadamente para registrar los estados previos y posteriores a la falla. En algunos esquemas el usuario puede determinar si los datos registrados deben retenerse o sobrescribirse, al presentarse una nueva falla. Esta función también se ejecuta en forma autónoma en cada unidad de bahía. Los datos de la falla almacenados en la memoria se pueden transferir a través de la unidad central hacia otros sistemas de computación para su evaluación por medio de programas de análisis correspondientes. Los archivos tienen la posibilidad de transferirse en formato COMTRADE, para su reproducción en diferentes programas de análisis y reproducción con equipos de pruebas digitales.


Figura 5.26 Oscilograma de falla

5.9.9 Control centralizado Las unidades de bahía individuales se montan en tableros, los cuales pueden contener varias unidades de bahía, los tableros y la unidad de procesamiento central se instalan dependiendo del tamaño del sistema en uno o varios tableros, ver Figura 5.27 y 5.28. La instalación centralizada es la adecuada para ampliar estaciones existentes, pues se requiere muy poco cableado adicional, y si se la compara con otros tipos de protección de barras existentes ofrece mucho mayor funcionalidad en el mismo espacio.

Figura 5.27 Esquema 87B de control centralizado


Figura 5.28 Esquema 87B de control centralizado

5.9.10 Control distribuido En este caso, las unidades de bahía, ver figura 5.29 se instalan en cajas o tableros asociados a la bahía correspondiente, están distribuidos en la subestación y se conectan a la unidad de procesamiento central por medio de cables de fibra óptica. La unidad de procesamiento central está normalmente ubicada en un tablero centralizado o en la caseta de control.

Figura 5.29 Esquema 87B de control distribuido

Tanto el relevador tipo 7SS52 como el REB500 tienen la posibilidad de configuración del tipo distribuido y del tipo centralizado. El esquema consiste en dos tipos de módulos; un módulo tipo “Unidad de Bahía” (bay unit) ver figura 5.30, por cada bahía o circuito y todos estos se conectan al modulo tipo “Unidad Central” (central unit), ver figura 5.31, por medio de un cable de fibra óptica, con el que se integran al sistema de control de la subestación local y remoto. El módulo por bahía tiene la función de medir las corrientes secundarias de los TCs, monitorear las condiciones de interruptor y cuchillas cerradas y generar el disparo 246 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

correspondiente a su propio interruptor. El cable de fibra óptica tiene la función de intercambiar datos de mediciones de corriente y lógicas de estado y disparo de cada barra.

Figura 5.30 Unida de bahía

Figura 5.31 Unidad central

Cada modulo de bahía consiste en una caja que incluye todos los procesos electrónicos como: entradas analógicas, entradas binarias, centro de procesamiento, salidas binarias y fuente de alimentación. Los contactos de disparo pueden utilizarse directamente en el circuito de disparo de los interruptores. El módulo central o unidad central tiene las funciones de procesar las señales de corrientes y estados de cuchillas e interruptores, así como de los módulo de bahía; concentra la comunicación de acceso a cada módulo, mantiene la sincronización de reloj de cada módulo, en caso de falla interna o externa toma la decisión de disparo, enviando a cada módulo la señal correspondiente para cada interruptor involucrado.


5.9.11 interfaces de comunicación Si se desea conectar la protección de barras 87B a un sistema de control o supervisión de la estación (SICLE ó SISCOPROM), se requiere que el esquema cuente con un módulo de comunicaciones en la unidad de procesamiento central (tarjeta). Este módulo permite manejar diferentes tipos de protocolo para el bus entre bahías: DNP3, IEC 60870-5-103 ó MODBUS. Utilizando el bus entre bahías es posible transferir la siguiente información: • • • • • •

Sincronización de reloj. Eventos binarios (señales, disparos y diagnóstico). Ordenes de reposición de disparos. Corrientes diferenciales de cada zona de protección. Datos del registrador de fallas. Eventos binarios de la parte genérica.

5.9.12 Interface por pc Un control más completo y conveniente se realiza utilizando el software (HMI), el cual corre en una PC portátil conectada por medio de una interface serial, ya sea a la unidad de procesamiento central o a una unidad de bahía. Lo anterior asegura una comunicación libre de interferencias. El software permite configurar todo el sistema de protección de barras, realizar todos los ajustes y probar y controlar la funcionalidad completa del sistema. El software para interface está equipado generalmente con una función de ayuda en línea. Una función de comparación de bases de datos, permite efectuar una comparación detallada entre dos archivos de configuración (ejemplo: entre la PC y la unidad central o entre dos archivos de la PC. Las diferentes marcas disponen de diferentes formas de acceso remoto a los relevadores de protección, ya sea por línea telefónica con modem o por medio de ethernet.

5.9.13 Esquemas 87b REB-500sys Es un sistema de protección combinado de la protección REB-500 para la protección integral de líneas de transmisión y barras. El REB-500sys es un esquema de protección diferencial de barras donde las protecciones de falla interruptor están combinadas con la protección de línea, ver figura 5.32. 248 DIPLOMADO EN PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

Consiste en un arreglo formado por equipos de protección REB-500 y REL 316*4. Teniendo la protección REL-316*4 como protección de línea, proporcionando también la función de “módulo de bahía” de un esquema de protección diferencial de barras. Esta protección contiene los algoritmos de protección de REB-500, contiene las funciones existentes de barras y falla interruptor del sistema de protección REB-500 e integra las funciones de protección de línea del REL 316*4. Dependiendo del nivel de tensión y la filosofía de protección, se encuentran los siguientes conceptos de protección. Se ha creado para cubrir las siguientes dos situaciones: •

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Protección principal 1 (PP1) y protección principal 2 (PP2) por salida y protección de barras (opcional). La protección REB500sys permite que se simplifique el concepto de protección. Prescindiendo de una de las dos protecciones principales, los costos completos durante el ciclo de vida de la instalación se reducen. Una protección principal y una protección de respaldo por salida (sin protección de barras).

Figura 5.32 Esquema 87B REB-500sys

5.9.14 Esquemas 87b centralizados g.e. y sel Estos esquemas de protección consisten en una caja que incluye la capacidad hasta para seis bahías, con protección de las tres fases, y arreglos de conexión de hasta seis barras. En caso de requerirse mayor cantidad de bahías, el esquema debe incluir tres cajas, con lo que daría una capacidad de hasta dieciocho bahías, utilizando una caja por fase, ver figuras 5.33 - 5.36. Con estos relevadores es posible realizar arreglos de más de dieciocho bahías.


Estas cajas se instalan en una sección de tablero de la caseta de control, en éstos se conectan directamente las señales de corriente de los TCs principales, entradas digitales para estado de cuchillas e interruptores, así como dispone de salidas de contactos, el cual depende de la cantidad requerida por el usuario.

Figura 5.33 Relevador 87B GE, tipo B30

Figura 5.34Entradas y salidas del relevador 87B GE, tipo B30


Figura 5.35 Relevador 87B SEL, tipo SEL-487B

Figura 5.36 Entradas y salidas del relevador 87B tipo SEL-487B


Protecciones de Barrasf

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