Estudio y parametrización del sistema de protección y ... · [ENRI03] Enríquez, Harper Gilberto...

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO ELECTROMECÁNICO

Estudio y parametrización del sistema de

protección y control de una línea de alta

tensión con equipos SCHNEIDER de última

generación

Autor: Antonio Rubí Rodríguez

Director: Javier Martín Herrera

Madrid

Junio 2017

Declaro, bajo mi responsabilidad, que el Proyecto presentado con el título

Estudio y parametrización del sistema de protección y control de una línea de alta tensión

con equipos SCHNEIDER de última generación

en la ETS de Ingeniería - ICAI de la Universidad Pontificia Comillas en el

curso académico 4º IEM es de mi autoría, original e inédito y

no ha sido presentado con anterioridad a otros efectos. El Proyecto no es plagio de otro, ni

total ni parcialmente y la información que ha sido tomada

de otros documentos está debidamente referenciada.

Fdo.: Antonio Rubí Rodríguez Fecha: 28/ 06/ 2017

Autorizada la entrega del proyecto

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

Fdo.: Francisco Javier Martín Herrera Fecha: 28/ 06/ 2017

AUTORIZACIÓN PARA LA DIGITALIZACIÓN, DEPÓSITO Y DIVULGACIÓN EN RED DE

PROYECTOS FIN DE GRADO, FIN DE MÁSTER, TESINAS O MEMORIAS DE

BACHILLERATO

1º. Declaración de la autoría y acreditación de la misma.

El autor D.Antonio Rubí Rodríguez DECLARA ser el titular de los derechos de propiedad

intelectual de la obra: Estudio y parametrización del sistema de protección y control de una línea de

alta tensión con equipos SCHNEIDER de última generación, que ésta es una obra original, y que

ostenta la condición de autor en el sentido que otorga la Ley de Propiedad Intelectual.

2º. Objeto y fines de la cesión.

Con el fin de dar la máxima difusión a la obra citada a través del Repositorio institucional de la

Universidad, el autor CEDE a la Universidad Pontificia Comillas, de forma gratuita y no exclusiva,

por el máximo plazo legal y con ámbito universal, los derechos de digitalización, de archivo, de

reproducción, de distribución y de comunicación pública, incluido el derecho de puesta a disposición

electrónica, tal y como se describen en la Ley de Propiedad Intelectual. El derecho de transformación

se cede a los únicos efectos de lo dispuesto en la letra a) del apartado siguiente.

3º. Condiciones de la cesión y acceso

Sin perjuicio de la titularidad de la obra, que sigue correspondiendo a su autor, la cesión de

derechos contemplada en esta licencia habilita para:

a) Transformarla con el fin de adaptarla a cualquier tecnología que permita incorporarla a

internet y hacerla accesible; incorporar metadatos para realizar el registro de la obra e

incorporar “marcas de agua” o cualquier otro sistema de seguridad o de protección.

b) Reproducirla en un soporte digital para su incorporación a una base de datos electrónica,

incluyendo el derecho de reproducir y almacenar la obra en servidores, a los efectos de

garantizar su seguridad, conservación y preservar el formato.

c) Comunicarla, por defecto, a través de un archivo institucional abierto, accesible de modo

libre y gratuito a través de internet.

d) Cualquier otra forma de acceso (restringido, embargado, cerrado) deberá solicitarse

expresamente y obedecer a causas justificadas.

e) Asignar por defecto a estos trabajos una licencia Creative Commons.

f) Asignar por defecto a estos trabajos un HANDLE (URL persistente).

4º. Derechos del autor.

El autor, en tanto que titular de una obra tiene derecho a:

a) Que la Universidad identifique claramente su nombre como autor de la misma

b) Comunicar y dar publicidad a la obra en la versión que ceda y en otras posteriores a través

de cualquier medio.

c) Solicitar la retirada de la obra del repositorio por causa justificada.

d) Recibir notificación fehaciente de cualquier reclamación que puedan formular terceras

personas en relación con la obra y, en particular, de reclamaciones relativas a los derechos

de propiedad intelectual sobre ella.

5º. Deberes del autor.

El autor se compromete a:

a) Garantizar que el compromiso que adquiere mediante el presente escrito no infringe ningún

derecho de terceros, ya sean de propiedad industrial, intelectual o cualquier otro.

b) Garantizar que el contenido de las obras no atenta contra los derechos al honor, a la

intimidad y a la imagen de terceros.

c) Asumir toda reclamación o responsabilidad, incluyendo las indemnizaciones por daños, que

pudieran ejercitarse contra la Universidad por terceros que vieran infringidos sus derechos e

intereses a causa de la cesión.

d) Asumir la responsabilidad en el caso de que las instituciones fueran condenadas por infracción

de derechos derivada de las obras objeto de la cesión.

6º. Fines y funcionamiento del Repositorio Institucional.

La obra se pondrá a disposición de los usuarios para que hagan de ella un uso justo y respetuoso

con los derechos del autor, según lo permitido por la legislación aplicable, y con fines de estudio,

investigación, o cualquier otro fin lícito. Con dicha finalidad, la Universidad asume los siguientes

deberes y se reserva las siguientes facultades:

➢ La Universidad informará a los usuarios del archivo sobre los usos permitidos, y no

garantiza ni asume responsabilidad alguna por otras formas en que los usuarios hagan un

uso posterior de las obras no conforme con la legislación vigente. El uso posterior, más allá

de la copia privada, requerirá que se cite la fuente y se reconozca la autoría, que no se

obtenga beneficio comercial, y que no se realicen obras derivadas.

➢ La Universidad no revisará el contenido de las obras, que en todo caso permanecerá bajo

la responsabilidad exclusive del autor y no estará obligada a ejercitar acciones legales en

nombre del autor en el supuesto de infracciones a derechos de propiedad intelectual derivados

del depósito y archivo de las obras. El autor renuncia a cualquier reclamación frente a la

Universidad por las formas no ajustadas a la legislación vigente en que los usuarios hagan uso

de las obras.

➢ La Universidad adoptará las medidas necesarias para la preservación de la obra en un futuro.

➢ La Universidad se reserva la facultad de retirar la obra, previa notificación al autor, en

supuestos suficientemente justificados, o en caso de reclamaciones de terceros.

Madrid, a 28 de Junio de2017.

ACEPTA

Fdo. Antonio Rubí Rodríguez

Motivos para solicitar el acceso restringido, cerrado o embargado del trabajo en el Repositorio

Institucional:

ESTUDIO Y PARAMETRIZACIÓN DEL SISTEMA DE

PROTECCIÓN Y CONTROL DE UNA LÍNEA DE ALTA

TENSIÓN CON EQUIPOS SCHNEIDER DE ÚLTIMA

GENERACIÓN

Autor: Rubí Rodríguez, Antonio.

Director: Martín Herrera, Francisco Javier.

Entidad colaboradora: Red Eléctrica.

RESUMEN DEL PROYECTO

Introducción

Las líneas eléctricas, especialmente las aéreas, son posiblemente los elementos

del sistema más susceptibles a las faltas. Por tanto, es imprescindible que

cuenten con una protección que asegure su correcto funcionamiento y garantice

la continuidad en el suministro.

Por lo general las faltas ocurridas en líneas aéreas son transitorias o semi-

permanentes y es por ello que se incorporan reenganchadores, encargados de

volver a conectar la línea a la red tras falta, para así aumentar la disponibilidad

de la red. En el caso de ser faltas permanentes lo primordial es aislar la zona de

falta.

La eliminación rápida y selectiva de las faltas es requisito fundamental en

cualquier esquema de protección.

El equipo P546 de Schneider, protección seleccionada para el estudio, reúne las

características necesarias para proporcionar una protección rápida y altamente

selectiva para disparar ante faltas de línea.

El escenario eléctrico estudiado se muestra en la figura siguiente, y las funciones

programadas en la protección P546 son las más representativas de las posibles

situaciones reales a las que se enfrenta un relé.

La principal ventaja que presenta la protección P546 es la multifuncionalidad,

que permite disponer de varias funciones programadas dentro de un mismo relé.

Estas funciones serán: la función diferencial, la función de distancia, la función

de comprobación sincronismo, la función de reenganche, la función de fallo de

interruptor, la función de sobretensión, la función de mínima tensión y la

función direccional de sobreintensidades a tierra.

Actualmente, un esquema típico en la Red de Transporte para proteger líneas es

P545 como protección primaria, que lleva incorporada la función diferencial 87

y que comunica con otra P545 situada en el otro extremo de la línea y

configurada también con la diferencial. La función de reenganche está

programada en ella. Aparte se tiene, junto a la P545, la protección SEL-421

como protección secundaria. Esta protección se encarga de cubrir las faltas

ocurridas en las diferentes zonas programables y actúa como protección de

distancia. Además, realiza funciones 67N y 59. Se comunican ambas SEL421 de

los esquemas de la línea para realizar esquema de teleprotección.

Por último, se cuenta con una protección de interruptor, la P143, que lleva las

funciones 25, 25AR, 50S-62 y 27.

La motivación final del proyecto es, por tanto, intentar optimiza la manera de

proteger la Red de Transporte incorporando todas las funciones mencionadas

anteriormente a protecciones de última generación (la P546 en este caso) que

cuentan con la multifuncionalidad que permite programar todas las funciones de

los 3 relés en un único relé.

Una vez incluidas todas las funciones dentro de la P546, esta se situará a ambos

lados de la línea (relé A y B en la figura). Y además, se duplicarán estos relés en

cada extremo por lo que dotamos de redundancia al esquema de protección de la

línea, y que nos asegurará que en caso de fallo de un relé A ó B , la línea siga

perfectamente protegida.

Metodología y resultados

Para hacer el ajuste y diseño de las distintas funciones dentro de la protección

P546 se empleará el software MiCOM Studio S1, de Schneider.

Parte de la programación se hará en inglés por aparecer en este idioma en el

programa utilizado.

El proceso será el siguiente:

Se estudiarán las diferentes funciones que se quieren programar, tanto a nivel

teórico como a nivel de programación con el Micom de Schneider.

A continuación, se hará un estudio de cortocircuitos del escenario eléctrico

mencionado con el programa Matlab. El estudio será de cortocircuito

monofásico, bifásico, bifásico a tierra y trifásico.

Todo este estudio es de primordial importancia en el ajuste de la protección de

distancia y 67N.

Se obtendrán las tensiones e intensidades que el relé lee según la localización de

la falta.

Una vez obtenidas las distintas magnitudes, se ajustarán en el MiCOM los

diferentes parámetros para cada función.

El resultado final será la programación de los ajustes de la P546. A modo de

ejemplo pongo a continuación los ajustes de “parámetros de línea”:

También es importante saber relacionar las distintas entradas y salidas dentro de

la protección. Esto se consigue con el denominado PSL, que es el lenguaje

lógico que emplea la protección.

A modo de ejemplo, una de las lógicas programadas en el PSL es la siguiente:

Conclusiones

Gracias a la implementación de protecciones de última generación en la Red de

Transporte se consiguen mejorar los tiempos de reacción frente a cortocircuitos

y reducción de fallos propios del relé.

Además, supone una mejora económica al hacer uso completo de la

multifuncionalidad del relé, al disponer de todas las funciones en un único relé.

Referencias

[MONT93] P. Montané, “Protección de las instalaciones eléctricas: Evolución y

perspectivas”, Segunda Edición, Marcombo, 1993.

[HORO95] S. H. Horowitz y A. G. Phadke, “Power System Relaying: Second Edition”,

Research Studies Press Ltd., Taunton, England, 1995.

[ABB_01] ABB, Manual del usuario y descripción técnica, SPAU 140 C, Relé de verificación

de sincronismo

[GEE_06] General Electrics, MIN Protección Direccional de Neutro, Manual de

Instrucciones, GEK-106307F

[SCHN10] SCHNEIDER Electric, MiCOM P543/P544/P545/546, Protección Diferencial de

Intensidad, P54x/ESM/J74, S

[SCHN16] Easergy MiCOM P54x (P543, P544, P545 & P546), Current Differential

Protection Relay, P54x/EN M/Nd5, Software Version H4,Hardware Suffix

M,Date 06/2016, Technical Manual

[ENRI05] Enríquez, Harper Gilberto (2005). Elementos de diseño de subestaciones

eléctricas, Segunda Edición, Editorial Limusa, México.

[ENRI03] Enríquez, Harper Gilberto (2003). Protección de instalaciones eléctricas

industriales y comerciales, Segunda Edición, Editorial Limusa, México.

STUDY AND PARAMETRIZATION OF THE SYSTEM OF

PROTECTION AND CONTROL OF A HIGH VOLTAGE LINE

WITH SCHNEIDER EQUIPMENTS OF LAST GENERATION

Author: Rubí Rodríguez, Antonio.

Director: Martín Herrera, Francisco Javier.

Collaboring Entity: Red Eléctrica.

ABSTRACT

Introduction

The electrical lines, especially the aerial lines, are possibly the elements of the system

more susceptible to the faults. Therefore, it is imperative that they have a protection that

assures its correct operation and guarantees the continuity in the supply.

In general, faults in airlines are transient or semi-permanent and that is why reclosers

are incorporated, responsible for reconnecting the line to the electrical grid after failure,

in order to increase the availability of the electrical grid. In the case of permanent faults

the primordial thing is to isolate the faulted zone.

The quick and selective elimination of faults is a fundamental requirement in any

protection scheme.

The Schneider P546 equipment, the protection selected for the study, has the necessary

characteristics to provide a fast and highly selective protection to trigger against line

faults.

The electrical scenario studied is shown in the following figure, and the functions

programmed in the P546 protection are the most representative of the possible real

situations that a relay faces.

The main advantage of the P546 protection is the multifunctionality, which allows to

have several functions programmed within the same relay.

These functions will be: differential function, distance function, synchronism check

function, reclosing function, switch failure function, overvoltage function, undervoltage

function and directional overcurrent function.

Currently, a typical scheme in the Transport Electrical Grid to protect lines is P545 as

primary protection, which has the differential function 87 integrated and communicates

with another P545 located at the other end of the line and also configured with the

differential. The reclosing function is programmed in it.

In addition to the P545, the SEL-421 is used as secondary protection. This protection is

responsible for covering faults occurring in the different programmable zones and acts

as a distance protection. In addition, it performs functions 67N and 59. Both SEL421

are communicated from the schematics of the line to realize a schematic of

teleprotection.

Finally, there is a switch protection, P143, which has the functions 25, 25AR, 50S-62

and 27.

The final motivation of the project is therefore to try to optimize the way to protect the

Transport Electrical Grid by incorporating all the functions mentioned above to the

latest generation protections (the P546 in this case) that have the multifunctionality that

allows to program all the functions of the 3 relays in a single relay.

Once all the functions are included inside the P546, it will be placed on both sides of the

line (relay A and B in the figure). In addition, these relays will be doubled at each end

so we provide redundancy to the line protection scheme, which will ensure that in case

of failure of a relay A or B, the line remains perfectly protected.

Metodology and results

Schneider's MiCOM Studio S1 software is used to adjust and design the various

functions within the P546 protection.

Part of the programming will be in English for appearing in this language in the

program used.

The process will be as follows:

The different functions to be programmed will be studied, both theoretically and at the

programming level with Schneider Micom.

Next, a short-circuit study of the electrical scenario mentioned with the Matlab program

will be done. The study will be single-phase, two-phase, and three-phase.

This whole study is of paramount importance in the adjustment of distance protection

and 67N.

The voltages and currents that the relay reads according to the location of the fault will

be obtained.

Once the different magnitudes have been obtained, the different parameters for each

function will be set in the MiCOM.

The final result will be programming the settings of the P546. As an example, the

following adjustments of "line parameters":

It is also important to know how to relate the different inputs and outputs within the

protection. This is achieved with the so-called PSL, which is the logical language used

by the protection.

As an example, one of the logics programmed in the PSL is as follows:

Conclusions

Thanks to the implementation of these last generation protections in the Electrical Grid,

it is possible to improve the reaction times against short circuits and reduction of the

relay's own faults.

In addition, it is an economic improvement by making full use of the multifunctionality

of the relay, having all the functions in a single relay.

References






de sincronismo












Índice 1. Introducción .......................................................................................................................... 1

2. Estado del arte & motivación ................................................................................................ 5

3. Objetivos & Metodología ...................................................................................................... 9

Line parameters (parámetros de la línea) ............................................................................... 11

Programación ...................................................................................................................... 11

Unidad diferencial de línea 87L ............................................................................................... 17

La función diferencial en la P546 ........................................................................................ 19

Programación ...................................................................................................................... 28

Unidad direccional de neutro 67N .......................................................................................... 34

La función direccional de neutro en la P546 ....................................................................... 36

Programación ...................................................................................................................... 39

Unidad de sobretensión 59 y unidad de mínima tensión 27 .................................................. 44

Las funciones de mínima y sobretensión en la P546 .......................................................... 44

Programación ...................................................................................................................... 48

Unidad de distancia 21 ............................................................................................................ 52

Función de distancia en la P546 .......................................................................................... 53

Programación ...................................................................................................................... 68

Unidad de fallo de interruptor 50S-62 .................................................................................... 99

La función de fallo de interruptor en la P546 ................................................................... 100

Programación .................................................................................................................... 102

Unidad de sincronismo (con acoplamiento de red) 25 y 25AR ............................................. 106

La función de sincronismo en la P546 ............................................................................... 107

Programación .................................................................................................................... 107

Unidad de reenganchador automático 79 ............................................................................ 111

La función de reenganche en la P546 y su relación con la función de sincronismo ......... 112

Programación .................................................................................................................... 115

Ajustes generales de la protección ....................................................................................... 126

4. Resultados ............................................................................................................................. 129

Ajustes (Settings) ................................................................................................................... 129

Lógica (PSL) ............................................................................................................................ 138

5. Conclusiones.......................................................................................................................... 143

6. Referencias ............................................................................................................................ 145

7. ANEXOS ................................................................................................................................ 147

Estudio de cortocircuitos ...................................................................................................... 147

Criterios de ajuste y escenario .............................................................................................. 157

Índice de figuras

Figura 1. Escenario eléctrico ......................................................................................................... 2

Figura 2. Característica de la función diferencial ........................................................................ 18

Figura 3. PSL función diferencial ................................................................................................. 19

Figura 4. Señalización por LED falta diferencial .......................................................................... 19

Figura 5. Característica diferencial en la P546 ............................................................................ 20

Figura 6. Lógica función diferencial en P546 ............................................................................... 21

Figura 7. Sincronización de muestras función diferencial........................................................... 23

Figura 8. Comunicación empleada función diferencial ............................................................... 26

Figura 9. Tipo de actuación función diferencial según zona ....................................................... 27

Figura 10. Ejemplo red conmutada ............................................................................................. 28

Figura 11. Circuito neutro a tierra ............................................................................................... 35

Figura 12. Circuito neutro a tierra a través de reactancia .......................................................... 35

Figura 13. PSL función direccional de neutro .............................................................................. 36

Figura 14. Lógica interna función direccional de la P546 ............................................................ 39

Figura 15. PSL de las funciones mínima tensión y sobretensión ................................................ 44

Figura 16. Lógica interna función de mínima tensión P546 ........................................................ 46

Figura 17. Lógica interna función sobretensión P546 ................................................................. 48

Figura 18. Línea alimentando carga ............................................................................................ 52

Figura 19. Característica función de distancia plano R-X ............................................................ 53

Figura 20. Característica según zona de la función de distancia ................................................. 53

Figura 21. PSL actuación función de distancia ............................................................................ 54

Figura 22. Función de distancia en la P546 ................................................................................. 55

Figura 23. Característica cuadrilateral para faltas a tierra .......................................................... 56

Figura 24. Señales de intensidad según tipo de falta .................................................................. 58

Figura 25. Expansión dinámica en función de distancia ............................................................. 60

Figura 26. Característica cuadrilateral direccional ...................................................................... 61

Figura 27. Característica cuadrilateral desplazado ..................................................................... 61

Figura 28. Línea de reactancia - línea superior del cuadrilátero ................................................. 62

Figura 29. Línea de alcance resistivo derecho............................................................................. 64

Figura 30. Muestreo oscilación de potencia para 3 ciclos .......................................................... 67

Figura 31. Lógica interna bloqueo de oscilación de potencia P546 ............................................ 68

Figura 32. Lógica ante fallo de interruptor................................................................................ 100

Figura 33. PSL fallo de interruptor ............................................................................................ 101

Figura 34. Lógica interna ante fallo de interruptor en P546 ..................................................... 102

Figura 35.Lógica interna comprobación de sincronismo para reenganche .............................. 115

Figura 36. Parámetros de la línea .............................................................................................. 129

Figura 37. Ajustes función diferencial ....................................................................................... 129

Figura 38. Ajustes función de sobreintensidad ......................................................................... 130

Figura 39. Ajustes función de sobretensión y mínima tensión ................................................. 130

Figura 40. Ajustes protección de distancia 1 ............................................................................. 131



Figura 43. Bloque de oscilación de potencia ............................................................................. 134

Figura 44. Ajustes fallo de interruptor ...................................................................................... 134

Figura 45. Ajustes función de reenganche 1 ............................................................................. 135

Figura 46. Ajustes función de reenganche 2 ............................................................................. 136

Figura 47. Ajustes función de sincronismo ............................................................................... 137

Figura 48. PSL Entradas al relé .................................................................................................. 138

Figura 49. PSL falta fase A ......................................................................................................... 139

Figura 50. PSL falta fase B ......................................................................................................... 139

Figura 51. PSL falta fase C ......................................................................................................... 139

Figura 52. PSL falta de neutro ................................................................................................... 140

Figura 53. PSL orden de disparo ................................................................................................ 140

Figura 54. PSL Disparo de los interruptores .............................................................................. 141

Figura 55. PSL Configuración de LEDs por disparo .................................................................... 141

Figura 56. PSL registro de faltas ................................................................................................ 142

1

1. Introducción

Las líneas eléctricas, especialmente las aéreas, son posiblemente los elementos del

sistema más susceptibles a las faltas. Por tanto, es imprescindible que cuenten con una

protección que asegure su correcto funcionamiento y garantice la continuidad en el

suministro.

Por lo general las faltas ocurridas en líneas aéreas son transitorias o semi-permanentes y

es por ello que se incorporan reenganchadores para así aumentar la disponibilidad de la

red. En el caso de ser faltas permanentes lo primordial es aislar la zona de falta.

La eliminación rápida y selectiva de las faltas es requisito fundamental en cualquier

esquema de protección.

Otro factor a tener muy en cuenta en las redes de transporte es la estabilidad de la red.

Esto suele requerir un disparo monofásico y un reenganche de alta velocidad. Para

conseguirlo, se hace esencial contar con un equipo de protección muy rápido que

reduzca los tiempos globales de despeje de faltas lo máximo posible.

Las aplicaciones de transmisión pueden consistir, generalmente, en líneas de 2 ó 3

terminales, posiblemente alimentadas desde esquemas en interruptor y medio o en

anillo.

La protección puede verse afectada por la intensidad de carga, que puede provocar el

malfuncionamiento del relé y empeorar el rendimiento de la protección. La distancia de

la línea de transmisión también es un punto a tener en cuenta, pues se hace necesaria

una telecomunicación rápida y eficaz, entre los dos extremos de la línea.

En caso de que el equipo principal de protección falle, entra en juego la protección de

respaldo, función importante en cualquier esquema de protección. Esto es, en el caso en

que la protección principal no pueda despejar la falta, la protección de respaldo se

encargará de ella con un tiempo de actuación mínimo manteniendo, eso sí, la

selectividad con la protección principal y con las otras protecciones que se encuentren

prioritarias a ella.

El MiCOM P546 proporciona una protección rápida, altamente selectiva para disparar

ante faltas verdaderas de línea.

2

El escenario eléctrico estudiado se muestra en la figura siguiente, y las funciones

programadas en la protección P546 son las más representativas de las posibles

situaciones reales a las que se enfrenta un relé.

Figura 1 Escenario eléctrico

La principal ventaja que presenta la protección P546 es la multifuncionalidad, que

permite disponer de varias funciones programadas dentro de un mismo relé.

La protección diferencial de intensidad, capaz de detectar faltas de interconexión, faltas

evolutivas y faltas ocurriendo simultáneamente en distintos sitios de la línea, gracias a

su funcionamiento por fase. Además, es inmune a los problemas en medida de tensión,

como pueden ser transitorios de TTC, oscilaciones de potencia en el sistema... y por

último y no menos importante, la protección diferencial proporciona la protección de

línea más selectiva.

También, el relé dispone de un esquema completo de protección de distancia, que

incluye avanzadas técnicas de detecció de blindaje de carga y de oscilación, como el

bloqueo por oscilación de potencia para asegurar la estabilidad cuando no se requiere

disparo, las características ‘mho’ y cuadrilateral, que permite un empleo versátil como

protección principal para los circuitos de transmisión y distribución ya sean líneas o

cables.

Una combinación de un esquema completo de protección de distancia y de falta a tierra

direccional (FTD) con teleprotección hace de este relé una solución completa y versátil

para la protección de líneas. Se puede configurar la protección diferencial y de distancia

3

para funcionar por separado o juntas. También se puede configurar la protección de

distancia para funcionar ante una falla de la comunicación de la protección del relé.

Estas opciones permiten al usuario configurar diferentes esquemas de protección, tales

como Diferencial como principal 1 y de Distancia como principal 2, o viceversa,

Diferencial como principal 1 y de Distancia como respaldo, etc.

También, como ya se ha dicho, la protección de respaldo es una función importante en

todos los esquemas de protección. Así, en caso de falla del equipo, tal como por

ejemplo el equipo de comunicación o de interrupción, es necesario suministrar formas

alternativas de eliminación de faltas. Es deseable que una protección de respaldo pueda

funcionar en un tiempo mínimo, manteniendo la selectividad con las demás

protecciones.

5

2. Estado del arte & motivación

Los sistemas de protección eléctricos fueron apareciendo en el sistema eléctrico a

medida que éste avanzaba e iban haciéndose necesarias otras tecnologías auxiliares.

En un principio se introdujeron los llamados sistemas de protección directos.

Son unos dispositivos que miden una magnitud, generalmente intensidad, y ellos

mismos llevan a cabo la interrupción de la circulación de corriente.

El caso más básico de sistema directo son los fusibles, cuyo funcionamiento se basa en

la fundición del conductor que guía la corriente cuando se supera una determinada

temperatura debida a la ocurrencia de faltas.

Sin embargo, su uso en alta tensión es muy limitado debido a su baja precisión, bajo

poder de corte… por lo que no aplica a nuestro caso.

Existen también los denominados sistemas de protección indirectos, que se diferencian

de los anteriores en que la magnitud medida es transformada previamente antes de

introducirse al relé.

A pesar de ser más caros que los directos las ventajas que presentan, sobre todo a

medida que van evolucionando, superan con creces el precio a pagar.

Los sistemas electromagnéticos son un caso básico de sistema de protección indirecto.

Funcionan de manera que una corriente o tensión se transforma en fuerza a través de

efectos electromagnéticos y cierran o abren los contactos para cerrar o abrir el circuito

cuando se produce una falta.

Los sistemas de bobina móvil son los inmediatamente posteriores a los

electromagnéticos, y presentan ya algunos elementos electrónicos como pueden ser los

diodos, resistencias… Presentan como ventaja respecto a los electromagnéticos una

notable mejora en rapidez, consumo (menor que el anterior) y peso, también menor.

A continuación, se introducen los sistemas electrónicos convencionales, que mejoran

todas las características de los sistemas de bobina móvil además de permitir la

construcción modular existiendo así módulos de funciones que pueden ser incorporados

a distintos relés de protección.

6

Por último, siendo esta la tecnología actual, se encuentran los sistemas electrónicos

digitalizados. Estos sistemas incorporan microprocesadores y el uso de fibra óptica para

un transporte de información mucho más rápido.

A diferencia de los sistemas convencionales, estos llevan a cabo las medidas a través de

algoritmos que actúan directamente con los valores instantáneos de la señal de entrada,

con lo que se garantiza una mejor precisión.

A parte de esto presentan muchas otras ventajas, empezando por la eliminación de

problemas físicos de hardware (las protecciones anteriores se modificaban

mecánicamente en función de su uso) y pasando a un problema de software, donde el

único problema a la hora de obtener una función de protección concreta radica en la

correcta programación de ésta.

También es importante la multifuncionalidad de todos los relés digitales, que permiten

incorporar distintos bloques de funciones según se carguen en el aparato consiguiendo

que éste funcione como un tipo de protección u otra según las funciones que lleve

integradas en su programación.

Actualmente, la Red de Transporte se protege de la siguiente manera:

Al principio de la línea se tienen 3 equipos de protección.

La P545, que lleva incorporada la función diferencial 87 y que comunica con otra P545

situada en el otro extremo de la línea y configurada también con la diferencial. Esta

protección constituye la protección principal.

Aparte se tiene, junto a la P545, la protección SEL-421 también ubicada al principio y

al final de la línea. Esta protección se encarga de cubrir las faltas ocurridas en las

diferentes zonas 1,2,3 y actúa como protección de distancia.

Al tener una protección idéntica en el otro lado de la línea, se hace necesario tener un

esquema de disparo por teleprotección para asegurar el rápido despeje de las faltas a lo

largo de la línea.

En este caso, se utiliza el esquema PUTT (disparo transferido de subalcance permisivo).

Este esquema funciona tal que, si un relé detecta falta en zona 1 actúa de manera

instantánea, y además envía una orden de disparo al otro relé, que también disparará de

manera instantánea para evitar que la falta se alimente por ningún lado de la línea. Es

7

decir, cada relé disparará de forma instantánea bien cuando vean una falta en zona 1 o

cuando reciban la orden de disparo del otro relé.

Las características más importantes de este esquema son:

La necesidad de un único canal de comunicación, un alto grado de seguridad debido a

que este canal de comunicación solo se activa con faltas internas a los dos relés (zona 1)

y seguir disponiendo de la protección de distancia en caso de que el canal de

comunicación falle.

También, si una falta se está alimentando por uno de los lados de la red, a partir del 80%

de la línea (configuración típica programada), el relé que todavía no haya disparado lo

hará con la temporización de zona 2.

Y por último, volviendo al sistema de protección de la línea, se cuenta con una

protección de interruptor, la P143, que lleva las funciones 25, 25ARm 50S-62,59 y 27, a

ambos lados de la línea.

La motivación final del proyecto es, por tanto, modernizar esta forma de proteger la Red

de Transporte incorporando todas las funciones mencionadas anteriormente a

protecciones de última generación (la P546 en nuestro caso) que cuentan con la

multifuncionalidad que nos permite programar todas las funciones en un mismo relé.

Se tendrá entonces un relé A, con las protecciones 87,21 (con PUTT), 25, 25AR..., que

será el encargado de hacer todo lo que se hacía antes con 3 protecciones distintas, ahora

en un único relé.

En el otro extremo de la línea, se pondrá otro relé A (misma configuración),

comunicado con el primero.

Para reforzar aún más el sistema de protección, se duplica el relé A y se pone otro relé,

que denominaremos B, tanto al principio como al final de la línea de manera que se

tienen dos relés A comunicados y dos relés B comunicados también que aseguran que

en caso de fallo de los relés A la línea siga protegida.

9

3. Objetivos & Metodología

El objetivo primordial del proyecto es ajustar y diseñar las lógicas del relé de protección

P546 para el escenario eléctrico propuesto con el fin de asegurar el correcto

funcionamiento de esta protección una vez instalada en las líneas de la Red de

Transporte.

La característica más importante de la P546 es su multifuncionalidad, por lo que para la

misma protección se programarán las diferentes funciones más representativas de las

situaciones reales a las que se tiene que enfrentar la protección.

Pasando a un segundo plano, el objetivo derivado de este ajuste es la implantación de

una mejor tecnología en el sistema eléctrico con todo lo que ello conlleva, es decir,

mejora en la seguridad, mejora en los tiempos de reacción, precisión de los relés, mejora

en la capacidad de detección de las faltas, reducción de fallos propios del relé…

Para hacer el ajuste y diseño de las distintas funciones dentro de la protección P546 se

empleará el programa para dicha protección el Micom Studio, de Schneider.

Parte de la programación se hará en inglés por aparecer en este idioma en el programa

utilizado.

El proceso será el siguiente:

Se estudiarán las diferentes funciones que se quieren programar, tanto a nivel teórico

como a nivel de programación con el Micom de Schneider.

A continuación, se hará un estudio de cortocircuitos del escenario eléctrico mencionado.

El estudio será de cortocircuito monofásico, bifásico, bifásico a tierra y trifásico.

Se obtendrán las tensiones e intensidades que el relé lee según la localización de la falta.

Todo esto se hará con el programa Matlab.

Una vez obtenidas las distintas magnitudes, se ajustarán en el Micom los diferentes

parámetros para cada función.

Las funciones que van a ser programadas son las siguientes

10

Protección Código

Unidad diferencial de línea 87L

Unidad de distancia 21

Unidad direccional de neutro 67N

Unidad de sobretensión 59

Unidad de mínima tensión 27

Unidad de fallo de interruptor 50S-62

Unidad de sincronismo (con

acoplador de red) 25 y 25AR

Reenganchador automático 79

Es necesario hacer una configuración general de la protección para que esta funcione

correctamente, pero por ser la configuración de las funciones lo relevante del proyecto,

esta configuración general se encuentra al final.

Para la configuración de ajustes, se siguen los criterios indicados en el ANEXO.

También es importante saber relacionar las distintas entradas y salidas dentro de la

protección. Esto se consigue con el denominado PSL, que es el lenguaje lógico que

emplea la protección.

A continuación, se indican las programaciones de cada función, así como de los

parámetros de la línea en sí.

Esto se programa en el bloque de Ajustes de Grupo de Protección.

Los ajustes de protección contienen los ajustes asociados con las principales funciones e

incluyen los siguientes apartados que se activan el ajuste general “Configuration”.

Hay 4 grupos de ajustes de protección.

• Ajustes de elementos de protección.

• Ajustes del Esquema Lógico Programable (PSL)

• Ajustes de Reenganche y Comprobación de Sincronismo

• Ajustes del localizador de faltas.

Los ajustes activados en el menú de Configuración son visibles en cada ajuste de grupo.

11

Se selecciona un grupo de ajustes de protección como grupo activo para que los relés u

otros elementos de protección lo utilicen.

A continuación, se explican los distintos apartados configurables dentro de los ajustes

de grupo de protección:

Line parameters (parámetros de la línea)

Programación

Todos los ajustes relacionados con los parámetros de la línea se introducen en este

apartado. Estos ajustes son utilizados por el localizador de falta que los introduce en el

algoritmo de distancia a la falta. También se usan como referencia para todas las zonas

de distancia cuando se utiliza la configuración Distancia en el modo “Simple”.

• Line Length (km)

Ajuste de la longitud de la línea/cable protegidos en km. Este ajuste está disponible

si se selecciona la columna CONFIGUR MEDIDA como 'Visible', en el menú

CONFIGURACIÓN, y si se selecciona 'Unidad de distan' en la columna

CONFIGUR MEDIDA en 'kilómetros'.

• Line Length (miles)

Ajuste de la longitud de la línea/cable protegidos en millas. Este ajuste está

disponible si se selecciona la columna CONFIGUR MEDIDA como 'Visible', en la

columna CONFIGURACIÓN, y si se selecciona 'Unidad de distan' en la columna

CONFIGUR MEDIDA como 'Millas'. Se proporcionan dos incrementos, para

cables/líneas cortas de hasta 10 millas, el incremento es de 0.005 millas, para los

demás es de 0.01 millas.

• Line Impedance

Ajuste de la impedancia de secuencia directa de la línea/cable protegidos, ya sea

como primaria o secundaria, según la referencia elegida para “Valores Ajuste” en la

columna CONFIGURACIÓN. El valor fijado se usa para el Localizador de falta, y

para el cálculo de alcance de todas las zonas de distancia, si se selecciona modo de

ajuste ‘Simple’ en “GRUPO x PARÁMETROS LÍNEA”.

• Line Angle

Ajuste del ángulo de línea (ángulo de impedancia de secuencia directa de línea).

12

• Residual Comp

Ajuste de la magnitud del factor de compensación residual, que se utiliza para

extender el alcance del bucle de tierra por un factor de multiplicación de (1+ kZN).

Se calcula como relación:

¦kZN¦ = (Z0 – Z1)/3Z1 siendo,

Z1 = Impedancia de secuencia directa para la línea o cable protegidos.

Z0 = Impedancia de secuencia cero para la línea o cable protegidos.

• Residual Angle

Ajuste del ángulo del factor de compensación residual (en grados) que se calcula

como:

∠kZN = ∠ (Z0 – Z1)/3Z1 siendo,


Z0 = Impedancia de secuencia cero para la línea o cable protegidos.

• Mutual Comp

Para activar o desactivar (apagar) la réplica de Compensación mutua utilizada en los

bucles de falta a tierra de Distancia y los del Localizador de Falta.

• KZm Mutual Set.

El ajuste de la magnitud del factor de compensación mutua kZm se calcula como

una relación:

│kZm│ = ZM0/3Z1 donde:

ZM0 = Impedancia mutua de secuencia cero para la línea o cable protegidos.


El ajuste kZm es visible si está activada 'Compens mutua'.

• KZm Mutual Angle

Ajuste del ángulo de compensación mutua (en grados) que se calcula como:

∠kZm = ∠ ZM0/3Z1

El ajuste del ángulo ∠kZm es visible si está activada 'Compens mutua'.

13

• Mutual cut-off (k)

Sólo en modelos con opción de Distancia. Ajuste utilizado para eliminar la réplica

de compensación mutua en los casos en que la relación entre la intensidad de neutro

de la línea paralela y la intensidad de neutro de la línea protegida (IMUTUAL/IN)

excede el ajuste. Este ajuste sólo es visible si está activada 'Compens mutua'.

• Phase Sequence

Este ajuste se usa para seleccionar si las cantidades trifásicas (V e I) rotan en la

secuencia estándar ABC, o si la rotación es en el orden inverso ACB. Se necesita la

selección apropiada para asegurar que todos los componentes de secuencia

derivados e indicadores/objetivos de fase en falta sean correctos.

• Tripping Mode

Este ajuste se usa para seleccionar el modo de disparo. La opción '1 y 3 polar'

permite el disparo monofásico para faltas monofásicas a tierra, mientras que la

opción '3 - polar' convierte cualquier orden de disparo a disparo trifásico.

• CB1Tripping Mode

Este ajuste se usa para seleccionar el modo de disparo del circuit breaker 1. La

opción '1 y 3 polar' permite el disparo monofásico para faltas monofásicas a tierra,

mientras que la opción '3 - polar' convierte cualquier orden de disparo a disparo

trifásico.

• CB2Tripping Mode

Este ajuste se usa para seleccionar el modo de disparo del circuit breaker 2. La



trifásico.

• Line Charging Y

Ajuste de la susceptancia total de líneas protegidas en términos primarios o

secundarios, dependiendo de la referencia de valores de configuración elegida en el

menú CONFIGURACIÓN. El valor ajustado se utiliza para calcular la sobretensión

compensada si el ajuste 'V1> 1 Cmp Funct' está activado en GRUPO x

PROTECCIÓN DE TENSIÓN.

14

• Z1 Tripping Mode

Este ajuste se usa para seleccionar el modo de disparo de la zona 1 del CB1. La



trifásico.

• CB1Z1 Trip Mode




trifásico.


Este ajuste se usa para seleccionar el modo de disparo de la zona 2. La opción '1 y 3

polar' permite el disparo monofásico para faltas monofásicas a tierra, mientras que la


• CB1Z2 Trip Mode




trifásico.





• CB1Z3 Trip Mode




trifásico.


15




• CB1Z4 Trip Mode




trifásico.

• ZP Tripping Mode

Este ajuste se usa para seleccionar el modo de disparo de la zona P. La opción '1 y 3



• CB1ZP Trip Mode

Este ajuste se usa para seleccionar el modo de disparo de la zona P del CB1. La



trifásico.

• ZQ Tripping Mode

Este ajuste se usa para seleccionar el modo de disparo de la zona Q. La opción '1 y 3



• CB1ZQ Trip Mode

Este ajuste se usa para seleccionar el modo de disparo de la zona Q del CB1. La



trifásico.

• CB2Z1 Trip Mode



16


trifásico.

• CB2Z2 Trip Mode




trifásico.

• CB2Z3 Trip Mode




trifásico.

• CB2Z4 Trip Mode




trifásico.

• CB2ZP Trip Mode

Este ajuste se usa para seleccionar el modo de disparo de la zona P del CB2. La



trifásico.

• CB2ZQ Trip Mode

Este ajuste se usa para seleccionar el modo de disparo de la zona Q del CB2. La



trifásico.

17

Unidad diferencial de línea 87L

El principio de funcionamiento de todas las protecciones diferenciales se basa en la

comparación de la intensidad de entrada con la intensidad de salida de una zona limitada

por dos transformadores de medida de intensidad de manera que al haber diferencia

entre la intensidad entrante y la de salida significa que existe una fuga de corriente (la

llamada corriente diferencial, de ahí el nombre de la función) que provocará el disparo

del relé para proteger los equipos.

El relevador del relé únicamente actuará cuando la diferencia entre las dos corrientes

supere un valor predeterminado, llamado pickup. Estas protecciones también pueden

actuar sobre un porcentaje o una diferencia ángulo de fase existente entre ambas

intensidades.

Debe tenerse en cuenta que existen diferencias entre las intensidades que no son

asociables a una falta sino al funcionamiento normal. Se listan a continuación algunos

de los casos:

• La corriente de magnetización (o carga) del elemento protegido, que es una

constante.

• El error de relación en los transformadores de corriente que es una diferencia

casi proporcional a los valores de la corriente. Sucede igual cuando se aplica a

transformadores de potencia con distintas tomas.

• El error debido a la saturación de los transformadores de corriente, el cual

prácticamente no existe con pequeñas corrientes, pero que se hace mayor con

elevadas corrientes.

Cuando la corriente de entrada sea la misma que de salida, habiendo tenido en cuenta

los anteriores factores, el relé no actuará.

Estas protecciones se utilizan para la protección, el control y la supervisión de líneas y

cables, generalmente aéreos, de todo tipo de redes, y concretamente la protección 87L

(protección diferencial de línea) es capaz de soportar niveles de tensión muy elevados.

Es una protección de fácil coordinación, pues no requiere información de otras

protecciones.

La función 87L también se utiliza para protección de bloques generador-transformador

alimentados por cable.

18

Los equipos que estas protecciones se encargan de proteger son los siguientes:

- Protección de líneas y cables.

- Protecciones de barras.

- Protecciones de transformadores o autotransformadores.

- Protecciones de reactores.

La característica de la protección diferencial es la siguiente:

Como se observa existen 3 zonas distintas.

La zona 1 corresponde a una mínima corriente diferencial existente que es constante y

debida al funcionamiento normal de la línea o equipos protegidos. Esta zona queda

definida con el valor de IB (en este caso en concreto, aunque podrían usarse diferentes

términos). Se denomina PICKUP o desplazamiento del punto de arranque. También se

le llama sensibilidad.

Se suele tomar como sensibilidad 2.5 x Icap, para que el relé no dispare por la

intensidad diferencial que va a tierra a través de las capacidades de la línea (en el

circuito equivalente).

La zona 2 (o Slope1) que corresponde a una característica con pendiente que debe

considerar las diferencias de relación de transformación, tanto de los transformadores de

corriente como del equipo protegido, como es el caso de los transformadores de

potencia Esta zona queda definida con la pendiente k1.

Figura 2. Característica de la función diferencial

19

La zona 3 (o Slope 2) que debe permitir evitar cualquier error consecuencia de una

posible saturación de los transformadores de corriente. Si los transformadores saturan,

no medirían la intensidad real. Este aspecto puede ser crítico si existe la posibilidad de

un flujo remanente en los transformadores de corriente. Esta zona queda definida con la

pendiente k2. Pasada esta zona se tiene una zona de disparo instantáneo.

Como se ve, existen una zona superior y una zona inferior:

La zona superior es la zona de actuación y la zona inferior es la zona de bloqueo o

frenado.

A pesar de que en la gráfica se expresen como Iop y Ires, los valores de referencia de la

función diferencial serán generalmente la Idif (I1-I2) frente a la Ifrenado [(I1+I2)/2].

La función diferencial en la P546

La programación PSL de la función para una fase es la siguiente:

Figura 3. PSL función diferencial

Algo interesante también podría ser notificar al usuario/operario la ocurrencia de una

falta diferencial a través de un LED, en este caso rojo, con la siguiente programación.

Figura 4.Señalización por LED falta diferencial

El MiCOM P54x calcula la diferencia entre las intensidades entrantes y salientes en una

zona protegida. La protección se activa cuando esta diferencia excede un umbral fijado.

También se pueden originar intensidades diferenciales ante condiciones de falta

externas debidas a una saturación de TI. Para dar estabilidad ante condiciones de falta

pasante, el relé adopta una técnica de restricción. Este método eleva efectivamente el

20

ajuste del relé en proporción al valor de la intensidad de falta pasante, para evitar el

malfuncionamiento del relé.

La figura presenta las características de funcionamiento del elemento de diferencial de

fase del P54x.

Figura 5. Característica diferencial en la P546

La intensidad diferencial se calcula como la suma vectorial de las intensidades entrantes

en la zona protegida. La intensidad de restricción es el promedio de la intensidad

medida en cada extremo de línea. El mismo se calcula por medio de la suma escalar de

la intensidad en cada terminal, dividida por dos.

Cada uno de estos cálculos se efectúa fase por fase. El nivel de restricción utilizado para

cada elemento es el mayor de los tres calculados para una estabilidad óptima.

La característica está determinada por cuatro ajustes de protección:

• Is1 Sensibilidad Ajuste básico de intensidad diferencial que determina el nivel

mínimo de arranque del relé. Como ya se ha dicho se tomará 2.5 Icap como

normal general.

21

• k1 Primera pendiente Ajuste inferior del porcentaje de restricción, utilizado

cuando la intensidad de restricción es menor a Is2. Esto proporciona estabilidad

ante pequeños defasajes de TI, al mismo tiempo que asegura buena sensibilidad

ante faltas resistivas en condiciones de grandes intensidades de carga.

• Is2 Cambio de pendiente Ajuste del umbral de intensidad de restricción, por

encima del cual se utiliza el porcentaje de restricción superior k2.

• k2 Segunda pendiente Ajuste superior del porcentaje de restricción, utilizado

para mejorar la estabilidad del relé bajo condiciones rigurosas de intensidad de

falta pasante.

El diagrama lógico interno de la función diferencial en la P546 es el siguiente:

Figura 6. Lógica función diferencial en P546

Los criterios de ajuste de la función diferencial pueden ser los siguientes:

1. Para |Irestr| < Is2,

|Idif| > k1.| Irestr| + Is1

2. Para |Irestr| > Is2,

22

|Idif| > k2.| Irestr| - (k2 - k1). Is2 + Is1

Cuando el elemento diferencial efectúa un disparo, además del disparo del interruptor

local, el relé enviará una señal diferencial de interdisparo hacia los terminales remotos.

Esto asegurará el disparo de todos los extremos de la línea protegida, incluso para

condiciones de falta marginales.

La protección diferencial puede retardarse utilizando una característica de tiempo

definida o inversa.

❖ Funciones complementarias a la diferencial

Sincronización de muestras sin GPS

Para calcular intensidad diferencial, entre extremos de línea, es necesario que las

muestras de intensidad de ambos extremos sean tomadas en el mismo momento. Esto

puede obtenerse por una sincronización horaria de la muestra o, alternativamente, por el

cálculo continuo del retardo de propagación entre extremos de línea. La gama de relés

P54x ha adoptado la segunda técnica.

Considérese la red de dos extremos que se muestra en la figura.

23

Figura 7. Sincronización de muestras función diferencial

Dos relés idénticos, A y B, están colocados en ambos extremos de la línea. El relé A

toma muestras de sus señales de intensidad en los tiempos tA1, tA2, etc., y el relé B en

los tiempos tB1, tB2, etc. Conviene señalar que, en general, los instantes de muestreo en

los dos extremos no son coincidentes ni tienen una relación fija, debido a ligeros

corrimientos de frecuencias de muestreo.

El funcionamiento es el siguiente:

Supóngase que en el tiempo tA1, el relé A envía un mensaje de datos al relé B. El

mensaje contiene un estampado horario, tA1, junto con más información de tiempo y de

estado, y los valores del vector de intensidad calculados en el tA1. El mensaje llega al

extremo B después de un tiempo de retardo de propagación de canal, tp1. El relé B

registra el tiempo de llegada del mensaje como tB*.

Puesto que los relés A y B son idénticos, el relé B envía también mensajes de datos

hacia el extremo A. Se supone que el relé B envía un mensaje de datos en tB3. El

mensaje contiene el estampado horario tB3. También devuelve el último estampado

24

horario recibido del relé A (esto es tA1) y el retardo td, entre el tiempo de llegada del

mensaje recibido, tB*, y el tiempo de muestreo, tB3, esto es td = (tB3 - tB*).

El mensaje llega al extremo A después de un tiempo de retardo de propagación de canal,

tp2.

Su tiempo de llegada es registrado por la protección A como tA*. A partir del

estampado horario devuelto, tA1, el relé A puede medir el tiempo total transcurrido

como (tA* - tA1). Esto equivale a la suma de los retardos de propagación tp1, tp2 y el

retardo td en el terminal B.

Por lo tanto, se tiene:

(tA* - tA1) = (td + tp1 + tp2)

El relé supone que los canales de transmisión y de recepción siguen el mismo camino y,

por lo tanto, tienen el mismo retardo de propagación. Este tiempo puede calcularse

entonces como:

tp1 = tp2 = ½(tA* - tA1 - td)

Nótese que el retardo de propagación se mide para cada muestra recibida y esto puede

utilizarse para supervisar cualquier cambio en el enlace de comunicación.

Puesto que ya se ha deducido el retardo de propagación, se puede calcular el instante de

muestreo de los datos recibidos del relé B (tB3*). Como lo muestra la figura 3, el relé A

mide el tiempo de muestreo tB3* como:

tB3* = (tA* - tp2)

En la figura 3, tB3* está entre tA3 y tA4. Para calcular las intensidades diferenciales y

de restricción, las muestras vectoriales en cada extremo de la línea deben corresponder

al mismo instante de tiempo. Es necesario, por lo tanto, sincronizar los datos recibidos

tB3* con tA3 y tA4.

Esto se logra rotando el vector de intensidad recibido en un ángulo correspondiente a la

diferencia de tiempo entre tB3* y tA3 (y tA4). Por ejemplo, una diferencia de tiempo de

1ms necesitará una rotación de vector de 1/

20 * 360° = 18° para una red de 50Hz.

25

Dado que con cada mensaje de datos se puede comparar dos muestras de datos, el

proceso necesita efectuarse únicamente cada dos muestras, reduciendo así el ancho de

banda de comunicación requerido. Es de hacer notar que los vectores de intensidad de

las tres fases necesitan ser sincronizados separadamente.

Corrección de relación de TI (todos los modelos)

Para asegurar el funcionamiento correcto del elemento diferencial es importante que,

bajo carga y condiciones de falta pasante, las intensidades que van al elemento

diferencial del relé estén equilibradas. Hay muchos casos en los cuales las relaciones de

TI son diferentes en cada extremo de la protección diferencial. Por ello, se suministran

los factores de corrección de relación. Los factores de corrección de relación de TI son

aplicados para asegurar que las señales hacia el algoritmo diferencial sean correctas.

En muchos casos, los valores nominales primarios de los transformadores de intensidad

de AT y de BT no corresponderán exactamente con las intensidades nominales del

devanado del transformador. Se debe configurar el factor de corrección de relación del

TI para asegurar que las señales al algoritmo diferencial sean correctas, para garantizar

un equilibrio de la intensidad del elemento diferencial bajo condiciones de carga y de

falta fuera de la zona de protección. Para minimizar el desequilibrio debido a la

actuación del cambiador de tomas, las entradas de intensidad al elemento diferencial se

deben equiparar para la posición de toma intermedia. Si no se detecta discrepancia entre

los TI, se debe configurar el factor de corrección del TI en 1:1.

Los valores de intensidad compensados deben ser dispuestos de modo que sean lo más

cercanos posibles a la intensidad nominal del relé, para proporcionar una óptima

sensibilidad al mismo.

Comunicaciones

Como ya se ha explicado en la sección de sincronización de muestras, es esencial que

exista una buena comunicación entre los relés de ambos extremos para el correcto

funcionamiento de la protección diferencial.

Se dispone de un cierto número de opciones de comunicación para los canales de

comunicación entre los extremos del sistema P54x:

• Enlace directo por fibra óptica, fibra multimodo de 850nm,

26

• Enlace directo por fibra óptica, fibra multimodo de 1300nm

• Enlace directo por fibra óptica, fibra monomodo de 1300 nm

• Enlace directo por fibra óptica, fibra monomodo de 1550nm

• Interfaz IEEE C37.94 a multiplexor

En toda configuración, excepto la IEEE C37.94, la velocidad de transmisión de los

datos es de 64 kbit/s ó 56 kbit/s.

Para el escenario estudiado, debido a la longitud de 85 km existente entre ambos relés,

la opción elegida es la siguiente:

1. Enlace directo por fibra óptica, fibra monomodo de 1550nm

Figura 8. Comunicación empleada función diferencial

Los relés se conectan directamente usando dos fibras monomodo de 1550 nm, tipo

9/125 μm, para cada canal de comunicación. Se utilizan conectores de fibra óptica tipo

BFOC/2.5.

Redes de comunicación conmutadas

Los relés P54x utilizan canales de comunicación digitales para la protección diferencial.

Para asegurar el funcionamiento correcto de este elemento de protección, es primordial

supervisar de manera permanente la integridad de este enlace. Para los relés P54x,

cuando no se utiliza GPS, es un requisito de este enlace que los tiempos de 'ida' (tp1) y

de 'retorno' (tp2) sean similares (se puede tolerar una diferencia de hasta 1 ms). Tiempos

mayores a éstos pueden provocar la inestabilidad del relé.

27

Figura 9. Tipo de actuación función diferencial según zona

Uno de los controles que se realizan del enlace de comunicaciones es una verificación

del retardo de propagación calculado para cada mensaje de datos. Durante el

funcionamiento normal, la diferencia del tiempo calculado debe ser mínima (posibles

retardos introducidos por multiplexores u otros equipos de comunicación intermedios)

si sucesivas temporizaciones de propagación calculadas sobrepasan un valor ajustable

por el usuario (250 - 1000μs). Los relés P54x emiten una alarma de 'temporización

comunic' e inician un cambio en el ajuste del relé durante un breve instante (ajuste 'Tiem

carac modif'), a fin de resolver el problema del retardo de conmutación. Esta

modificación del ajuste se ilustra en la figura, en la cual el ajuste de restricción de la

protección, k1, es aumentado en 200%. Esta característica proporciona estabilidad en

todos los casos de carga, y también debe permitir un disparo en la mayoría de las

situaciones de faltas internas.

La figura siguiente ilustra un escenario posible de una red conmutada.

28

Figura 10. Ejemplo red conmutada

Inicialmente, los relés P54x se comunican por la vía 1. Los tiempos de 'ida' y de

'retorno', para esta vía, son de 2 ms. El retardo de propagación calculado es entonces

igual a (2 + 2)/2 = 2 ms. Cuando el canal es conmutado a la vía 2, existe un pequeño

intervalo de tiempo durante el cual los P54x pueden enviar mensajes por la vía 1 y

recibirlos por la vía 2.

El retardo de propagación calculado será ahora (2 + 5)/2 = 3.5 ms. El error de 1.5 ms

resultante, en cada extremo de línea, puede provocar la mala operación de la protección,

debido a la sincronización horaria incorrecta de los vectores de intensidad (ver el

apartado 1.1.1.1).

Después de un corto retardo, ambos caminos, 'ida' y 'retorno', tomarán la ruta 2 y el

retardo de propagación calculado será (5 + 5)/2 = 5ms. Ahora el relé está estable, ya que

la sincronización horaria de los vectores de intensidad es correcta en cada extremo de la

línea.

Programación

29

Phase differential

La columna 'GRUPO x DIFERENCIAL FASE' se usa para:

• Seleccionar los ajustes de la característica diferencial de fase

• Definir los factores de corrección de TI

• Definir el tipo de compensación (intensidad de Carga Capacitiva o

compensación por desplazamiento de fase). Se selecciona intensidad de carga,

para fijar el valor de la susceptancia, y se selecciona desplazamiento de fase,

para fijar el valor de la compensación del vector (solamente los modelos P543 y

P545)

• Activar o desactivar la restricción de inserción en el caso de transformadores

en la zona (sólo los modelos P543 y P545)

• Fijar la cantidad de intensidad de secuencia directa requerida para la

supervisión de transformador de intensidad Diferencial.

La columna 'GRUPO x DIFERENCIAL FASE' es invisible si está desactivada

en la columna 'CONFIGURACIÓN'.

A continuación, los diferentes parámetros que deberán ajustarse:

• Phase Diff

Para activar o desactivar (apagar) la función de Protección Diferencial en el

grupo.

• Phase Is1

Ajuste que define el nivel mínimo de arranque del relé.

• Phase Is2

Este ajuste determina el umbral de intensidad de restricción, por encima del cual

se utiliza el porcentaje de restricción superior k2.

• Phase k1

Ajuste inferior de porcentaje de restricción, utilizado cuando la intensidad de

restricción es menor de Is2. Esto proporciona estabilidad ante pequeños

desajustes de TI, al mismo tiempo que asegura buena sensibilidad ante faltas

resistivas en condiciones de grandes cargas.

30

• Phase k2

Ajuste superior de porcentaje de restricción, utilizado para aumentar la

estabilidad del relé bajo condiciones severas de una intensidad de falta pasante.

• Phase Char

Ajuste de la característica de disparo del elemento de protección diferencial.

• Phase Time Delay

Ajuste del temporizador del ajuste de tiempo definido, si es seleccionado. El

ajuste es visible sólo cuando está seleccionada la función 'DT'.

• Phase TMS

Ajuste de la configuración del multiplicador de tiempo para ajustar el tiempo de

funcionamiento de la característica CEI IDMT.

• Phase Time Dial


funcionamiento de las curvas IEEE/US IDMT. El Dial de Tiempo (TD) es un

multiplicador en la ecuación de la curva estándar, para obtener el tiempo de

disparo requerido. La curva de referencia se basa en TD = 1.

Precaución: Ciertos fabricantes utilizan un valor de rango intermedio de TD = 5

ó 7, así que puede ser necesario dividir entre 5 o 7 para lograr la paridad

• PIT Time

Esta temporización se inicia cuando se recibe la indicación PIT en el mensaje. Una vez

transcurrida esta temporización, y mientras la intensidad sea superior al ajuste Is1, el

relé cierra sus contactos de disparo diferencial trifásico.

• Ph CT Corr'tion

Ajuste utilizado para compensar el desajuste de relaciones de TI entre

terminales.

• Compensation

Ajuste para determinar el tipo de compensación.

31

Si está fijado en 'Ninguno’, los ajustes 'Susceptancia', 'Freno inserción', 'umbral

alto Id' y 'Comp vectorial' son invisibles.

Si está fijado en 'Carga Capacitiva’, el ajuste 'Susceptancia' se vuelve visible y

'Freno inserción', 'umbral alto Id' y 'Comp vectorial' son invisibles.

Si está fijado en 'Grupo Vector', los ajustes 'Freno inserción', 'umbral alto Id' y

'Comp vectorial' se vuelven visibles mientras que el ajuste 'Susceptancia' es

invisible.

Los ajustes 'Freno inserción', 'umbral alto Id' y 'Comp vectorial' son aplicables

solamente en los relés modelo P543 y P545.

• Susceptance

Este ajuste es visible cuando 'Compensación' está fijado en 'Carga Capacitiva'.

Se utiliza para definir el valor de susceptancia de secuencia directa del circuito,

para la compensación de intensidad de carga capacitiva.

• Inrush Restraint

Sólo en los modelos P543 y P545 cuando 'Compensación' está fijado en ‘Grupo

vector'. Se utiliza para activar o desactivar (apagar) el freno inserción de

restricción adicional. Cuando está fijado en Activado, el ajuste 'umbral alto Id' se

vuelve visible.

Nota: Debe asegurarse que esta función está activada en cada extremo para

evitar un malfuncionamiento.

• Ih(2) Multiplier

Additional bias = Ih(2) Multiplier * √2 * Ih(2).

• Vectorial Comp

Sólo en los modelos P543 y P545 cuando 'Comp vectorial' está activado. Para

definir lacompensación vectorial que tiene que ver con la corrección de cambio

de fase y el filtrado de intensidad de secuencia cero (para aplicaciones de

transformador)

• Phase Is1 CTS

32

Ajuste que define el nivel mínimo de actuación del relé cuando se declara una

supervisión de transformador de intensidad CTS (siglas en inglés)

• PIT I selection

Ajuste que define la corriente que se va a utilizar para el Intertrip Permisivo

• Ih(2)%>

Si el % del 2º armónico en cualquier fase es mayor que Ih (2)%>, se detectarán

las condiciones de inrush.

• Ih(2) CrossBlocking

Si Ih (2) CrossBlock está desactivado, se utiliza un bloqueo independiente. Si

está activado, se utiliza el bloqueo cruzado.

• Ih(5) Blocking

Ajuste para activar el elemento de bloqueo del 5º armónico. Esto se utilizará

para detectar condiciones de sobreflujo.

• Ih(5)%>

Si el % del 5º armónico en cualquier fase es mayor que Ih (5)%>, entonces se

detectarán condiciones de sobreflujo.

• Ih(5) CrossBlocking

Si Ih (5) CrossBlock se encuentra desactivado, se utiliza un bloqueo

independiente. Si está activado, se utiliza el bloqueo cruzado.

• High Set Status

Ajuste para habilitar el elemento diferencial alto. Modelos de estado HighSet

P543, P545, P544 / P546 (versión de software H1 o posterior) cuando la

compensación está establecida en Transformador y la Restricción de Inrush está

establecida en Retención o Bloqueo.

• Id High Set

Sólo en los modelos P543 y P545 cuando el sistema de retención de inrush está

ajustado a Restraint o Bloqueo de pick-up para diferencial de ajuste alto

protección.

33

• Intertrip CH1

Para activar (encender) o desactivar (apagar) el canal Intertrip 1 para el envío de

la señal intertrip.

• Intertrip CH2

Para activar (encender) o desactivar (apagar) el canal Intertrip 2 para el envío de

la señal intertrip.

• O/C release status

Ajuste para habilitar el acondicionamiento de la protección contra

sobreintensidad.

• I> release

Ajuste visible cuando se habilita el estado de liberación de O / C. Muestra el

valor umbral de sobreintensidad. Disparo realizado sólo cuando excede este

umbral.

• Diff CT Sat Stab

Configuración para habilitar la estabilización de saturación del transformador de

corriente

• Max I load/Inom

Ajuste visible cuando se activa la estabilización de saturación del transformador de

corriente. Este ajuste especifica la "Corriente de carga máxima". La función de

Estabilización de Saturación del Transformador de Corriente está activa cuando la

corriente de carga medida es dos veces este ajuste, es decir 2,0 a 4,0 In.

34

Unidad direccional de neutro 67N

La protección direccional de sobreintensidad se utiliza tanto para medir la magnitud de

la intensidad como para controlar su sentido, es decir, permite conocer el flujo de la

potencia entregada.

La protección direccional requiere una alimentación con tensión y corriente y que una

de esas magnitudes sea referencia o polarización.

La magnitud de polarización puede ser tanto tensión como intensidad pero lo importante

es que esta no varíe su polaridad independientemente de la dirección de flujo de

corriente en el sistema de potencia.

Existe la protección 67 que es para las distintas fases y la 67N empleada para la

sobreintensidad de neutro (o de cortorcircuito a tierra) que es la que estudiaremos en

este caso.

Una de las aplicaciones de esta protección es actuar como protección principal en líneas

aéreas y cables, en transformadores de distribución o en motores, entre otras. Como

protección de respaldo puede ser empleada en transformadores de potencia, generadores

de gran potencia. Y como protección de emergencia en caso de fallar las protecciones

de distancia y diferenciales de línea.

Estas protecciones necesitan conocer el criterio de direccionalidad para poder ser

selectivas. Es necesario conocer las tensiones para conocer la dirección en la que se

alimenta a la falta.

Generalmente, esta protección actúa en conjunto con la protección de sobreintensidad

50/51 de manera que el interruptor abre si la corriente de falta es mayor que el valor

establecido (pick-up) y la dirección de flujo es concordante con la dirección ya

establecida en el relé direccional. Si no se cumplen estas condiciones no se abrirá el

interruptor, aunque haya la corriente supere el valor establecido.

La protección 67N, o protección de sobreintensidad direccional de neutro, tiene como

finalidad proteger frente a cortocircuitos a tierra.

La corriente que circula a través del neutro o hacia tierra se llama corriente residual. Su

valor es 3*I0 de cada fase y que resulta como consecuencia de falta a tierra.

En este caso, también se necesita una magnitud de polarización que será la 3 veces la

tensión homopolar, 3*U0.

35

Se distinguen varios casos según como se encuentre el neutro respecto a tierra.

Neutro aislado:

Figura 11. Circuito neutro a tierra

Neutro puesto a tierra a través de reactancia:

Figura 12. Circuito neutro a tierra a través de reactancia

36

La función direccional de neutro en la P546

El esquema PSL de la función direccional de neutro es el siguiente:

Figura 13. PSL función direccional de neutro

Los equipos P54x cuentan con una protección de respaldo de falta a tierra. Hay dos

elementos disponibles: un elemento de falta a tierra derivada (en el que la intensidad

residual que hace funcionar al elemento es derivada de la suma de las tres intensidades

de TI de línea) y un elemento de falta a tierra sensible para el que se requieren ajustes

bajos de intensidad. El elemento de falta a tierra sensible tiene una entrada de TI aparte,

y normalmente está conectado a un TI tipo núcleo (toroide). Ambos elementos, el

derivado y el de falta a tierra sensible, tienen cuatro umbrales de protección. Los dos

primeros umbrales pueden ajustarse únicamente en tiempo inverso o en tiempo

definido. Cada umbral puede configurarse como direccional hacia adelante, direccional

hacia atrás o no direccional.

También se cuenta con una característica por la que la protección puede activarse a

partir de un fallo del canal de comunicación de la protección diferencial (no aplicable a

los elementos de falta de tierra sensible). La protección de sobreintensidad de falta a

tierra IN> puede fijarse como:

− Desactivado permanentemente

− Activado permanentemente

− Activado únicamente en el caso de fallo del fusible del TT/fallo del MCB

− Activado en caso de fallo de canal de comunicación de protección

37

− Activado en caso de fallo del fusible del TT/fallo del MCB o del canal de

comunicación de protección

− Activado en caso de fallo del fusible del TT/fallo del MCB y del canal de

comunicación de protección

Además, se puede desactivar cada umbral (excepto en el caso de SEF (siglas en español,

FTS) por un DDB (467, 468, 469 y 470) 'Inhibir IN > x' (x = 1, 2, 3 ó 4).

El elemento VTS del relé se puede seleccionar para bloquear el elemento direccional o

simplemente para suprimir el control direccional.

Los ajustes de los enlaces de las funciones IN> e ISEF> tienen el efecto siguiente:

STT bloqueado ('VTS Bloq') – cuando el bit correspondiente se ajusta en 1, la acción de

la supervisión del transformador de tensión, VTS (siglas en español, STT), bloquea el

umbral, si éste está en modo direccional. Cuando el bit se ajusta en 0, este umbral

retorna al modo no direccional por acción de VTS.

Las características de tiempo inverso presentes en la protección de faltas a tierra son las

mismas que aquéllas para la protección de sobreintensidad de fase.

Bloqueo Reenganche ('A/R Bloq') – La lógica de reenganche puede ajustarse para

bloquear elementos de falta a tierra instantáneos, tras un número de intentos establecido.

Esto se configura en la columna de reenganche. Cuando se genera una señal de bloqueo

instantáneo, sólo se bloquearán aquellos umbrales seleccionados en el '1' en el enlace de

función IN> o ISEF.

Protección direccional de faltas a tierra

Tal como se indica en los apartados previos, cada uno de los cuatro umbrales de

protección de falta a tierra puede ajustarse a direccional, si así se requiere. Por

consiguiente, así como en la aplicación de protección de sobreintensidad direccional, el

relé necesita una tensión adecuada para proporcionar la polarización requerida. Hay dos

opciones disponibles para la polarización: la tensión residual o la secuencia inversa

Polarización por tensión residual

Con la protección de falta a tierra, la señal de polarización debe ser representativa de la

condición de falta a tierra. Como la tensión residual se produce durante condiciones de

falta a tierra, esta magnitud es la que se utiliza para polarizar los elementos FTD (en

38

inglés, 'DEF'). El relé deriva esta tensión de forma interna a partir de las 3 tensiones de

fase suministradas a partir de un TT de 5 columnas o tres TT monofásicos. Estos tipos

de diseño de TT permiten el paso de flujo residual y, consecuentemente, permiten al relé

derivar la tensión residual requerida.

Además, el punto de la estrella primaria del TT debe estar puesto a tierra. Un TT de tres

columnas no ofrece ningún camino al flujo residual, por lo que no es apropiado para

alimentar al relé.

Nótese que la tensión residual es nominalmente 180° fuera de fase con la intensidad

residual.

Esta es la razón por la cual los equipos DEF son polarizados a partir de la magnitud "-

Vres".

Este desfase de 180° se introduce automáticamente en el relé.

A continuación, se dan los criterios direccionales con la polarización de secuencia cero

(tensión residual).

Direccional hacia adelante

-90o < (ángulo(IN) - ángulo(VN+180o) - RCA) < 90o

Direccional hacia atrás

-90o > (ángulo(IN) - ángulo(VN+180o) - RCA) > 90o

La función polarización de intensidad virtual no se puede usar con elementos de falta a

tierra de respaldo, que son usados exclusivamente en esquemas de DEF con

teleprotección.

Se recomiendan los siguientes ajustes de ángulo para un relé polarizado mediante

tensión residual:

• Sistemas de distribución (con puesta a tierra rígida) -45°

• Sistemas de transmisión (con puesta a tierra rígida) -60°

En la siguiente figura se muestra el diagrama lógico de sobreintensidad de falta a tierra

direccional con polarización por tensión de neutro.

39

Figura 14. Lógica interna función direccional de la P546

Programación

La protección de sobreintensidad de falta a tierra de respaldo, incluida en los relés

MiCOM P54x, proporciona una protección de sobreintensidad trifásica no direccional /

direccional de cuatro umbrales con características de temporización independientes.

Todos los ajustes de sobreintensidad de falta a tierra y direccionales se aplican a las tres

fases, pero son independientes para cada uno de los cuatro umbrales.

Los dos primeros umbrales de la protección de sobreintensidad de falta a tierra

presentan características temporizadas que pueden ser seleccionadas como de tiempo

mínimo definido inverso (IDMT) o de tiempo definido (DT). El tercero y el cuarto

umbral presentan únicamente características de tiempo definido.

Los parámetros a rellenar son:

• IN>1 Status

Ajuste que define el estado de funcionamiento del primer umbral de

sobreintensidad. Según este ajuste, IN>1 estará activado permanentemente, o en

caso de funcionamiento de la Supervisión de Transformador de Tensión (“VTS”)

40

(fallo fusible), o en caso de fallo del canal de comunicaciones, o por una

combinación (y/o) de ambos.

• IN>1 Function

Ajuste de la característica de disparo del primer umbral del elemento de

sobreintensidad de falta a tierra.

• IN>1 Directional

Este ajuste determina la dirección de medida para el primer umbral del elemento

de sobreintensidad.

• IN>1 Current Set

Ajuste de arranque del primer umbral del elemento de sobreintensidad

• IN1>1 IDG Is

Este ajuste se establece como un múltiplo del ajuste "IN>" para la curva IDG

(Escandinavo) y determina el umbral de corriente real del relé en el que se inicia

el elemento.

• IN>1 Time Delay

Ajuste del temporizador del ajuste de tiempo definido si es seleccionado como

primer umbral del elemento. El ajuste está disponible sólo cuando está

seleccionada la función DT.

• IN>1 TMS


funcionamiento de la característica CEI IDMT.

• IN>1 Time Dial


funcionamiento de las curvas IEEE/US IDMT. El Dial de Tiempo (TD) ('Time

Dial') es un multiplicador en la ecuación de la curva estándar, para obtener el

tiempo de disparo requerido. La curva de referencia se basa en TD = 1.

Precaución: Ciertos fabricantes utilizan un valor de rango intermedio de TD = 5

ó 7, así que puede ser necesario dividir entre 5 ó 7 para lograr la paridad.

• IN1>1 IDG Time

41

Ajuste de la curva IDG utilizada para ajustar el tiempo de funcionamiento

mínimo a altos niveles de corriente de falta.

• IN>1 Reset Char

Ajuste para determinar el tipo de característica de reposición/liberación de las

curvas IEEE/US.

• IN>1 tRESET

Ajuste que determina el tiempo de reposición/liberación de la característica de

reposición de tiempo definido.

➢ Celdas IN>2 igual que para ΙN>1

Ajuste igual al del primer umbral del elemento de sobreintensidad de falta a

tierra.

a. IN>2 Status

b. IN>2 Function

c. IN>2 Directional

d. IN>2 Current Set

e. IN2>1 IDG Is

f. IN>2 Time Delay

g. IN>2 TMS

h. IN>2 Time Dial

i. IN2>1 IDG Time

j. IN>2 Reset Char

k. IN>2 tRESET

• IN>3 Status

Ajuste que define el estado de funcionamiento del tercer umbral de

sobreintensidad. Según este ajuste, IN>3 estará activado permanentemente, o en

caso de funcionamiento de la Supervisión de Transformador de Tensión ('VTS')

(fallo fusible), o en caso de fallo del canal de comunicaciones, o por una

combinación (y/o) de ambos.

• IN>3 Directional

42

Este ajuste determina la dirección de medida para el elemento de sobreintensidad

de falta a tierra.

• IN>3 Current Set

Ajuste de arranque del tercer umbral del elemento de sobreintensidad de falta a

tierra.

• IN>3 Time Delay

Ajuste de la temporización de funcionamiento del tercer umbral del elemento de

sobreintensidad de falta a tierra.

• IN > 3 CT Select

Permite la selección de la CT medida para dos modelos CT.

• IN>4 Status

➢ Celdas IN>4 igual que para IN>3

a. IN>4 Directional

b. IN>4 Current Set

c. IN>4 Time Delay

d. IN > 4 CT Select

• IN> Blocking

Ajustes lógicos que determinan si las señales de bloqueo desde la supervisión de

TT afectan ciertos umbrales de sobreintensidad de falta a tierra.

Bloqueo VTS (STT) - sólo afecta la protección de sobreintensidad de falta a

tierra direccional.

Con el bit apropiado, configurado en 1, el funcionamiento de la supervisión de

los transformadores de tensión (STT) bloquea el umbral. Cuando el bit se pone

en 0, este nivel retorna al modo no direccional por acción de la supervisión STT.

Si 'IN> Estado' se fija como 'Activado VTS', no se deberá seleccionar ningún

bloqueo para poder proporcionar el despeje de la falta a tierra por parte de la

protección de sobreintensidad de falta a tierra durante la condición de VTS.

➢ IN> DIRECTIONAL

• IN> Char Angle

43

Ajuste del ángulo característico del relé usado por la decisión direccional. El

ajuste sólo es visible cuando está fijado 'Direc a adelante' o 'Direc a atras'.

• IN> Polarisation

Ajuste que determina si la función direccional utiliza polarización de tensión de

secuencia cero o inversa.

• IN> VNpol Set

Ajuste de la cantidad mínima de polarización de tensión de secuencia cero para

la decisión direccional. El ajuste es sólo visible cuando está fijado polarización

de 'Secuencia cero'.

• IN> V2pol Set

Ajuste de la cantidad mínima de polarización de tensión de secuencia inversa

para la decisión direccional. El ajuste es sólo visible cuando está fijado

polarización de secuencia inversa ('Secuen. negativa').

• IN> I2pol Set

Ajuste de la cantidad mínima de polarización de intensidad de secuencia inversa

para la decisión direccional. El ajuste es sólo visible cuando está fijado

polarización de secuencia inversa ('Secuen. negativa').

44

Unidad de sobretensión 59 y unidad de mínima tensión 27

Se explicarán en un mismo bloque porque aparecen juntas en el Micom de Schneider.

La función de mínima tensión se encarga de avisar al sistema de cuando se ha alcanzado

una tensión por debajo de la tensión mínima ajustada.

La función de sobretensión, por el contrario, se activa cuando se superan valores por

encima de los programados.

Las funciones de mínima y sobretensión en la P546

El esquema PSL de mínima tensión y sobretensión es el siguiente:

Figura 15. PSL de las funciones mínima tensión y sobretensión

Al detectarse una sobretensión o una tensión por debajo de la programada se activa el

DDB 529 que notifica que ha tenido lugar un disparo por una de estas dos situaciones.

Protección de mínima tensión

Ambas funciones de sobretensión y de mínima tensión se pueden encontrar en el menú

'Volt Protección' (Protección de Tensión) del relé. La protección de mínima tensión

45

incluida consiste en dos umbrales independientes. Éstos se pueden configurar ya sea en

mediciones de fase a fase o de fase a neutro, en la celda 'V< Modo medida'.

El umbral 1 puede seleccionarse como IDMT, DT o Desactivado en la celda 'V<1

función'. El umbral 2 es sólo DT y es activado/desactivado en la celda 'V<2 Estado'.

Se incluyen dos umbrales para proporcionar tanto umbrales de alarma como de disparo,

cuando sea necesario. También pueden ser necesarios diferentes ajustes de tiempo,

dependiendo de la gravedad de la caída de la tensión.

Hay salidas disponibles para condiciones mono o trifásicas, vía la celda 'V<Modo

funcnm'.

Cuando el alimentador protegido se desenergiza o cuando el interruptor se abre, se

detectará una condición de mínima tensión. Por lo tanto, la celda 'V<Inh pol mrto' se

incluye para cada uno de los dos umbrales, para bloquear el funcionamiento de la

protección de mínima tensión bajo esta condición. Si la celda se activa, el umbral

correspondiente será inhibido por la lógica de polo muerto integrada en el relé. Esta

lógica genera una salida cuando detecta ya sea un

interruptor abierto, vía los contactos auxiliares que alimentan las entradas ópticas del

relé, o una combinación de mínima intensidad y mínima tensión en cualquiera de las

fases.

La característica 'IDMT', disponible en el primer umbral, está definida por la fórmula

siguiente:

t = K / (1 - M)

Siendo:

K = Ajuste multiplicador de tiempo

t = Duración de funcionamiento en segundos

M = Tensión medida / tensión de ajuste del relé (V< Ajuste)

El ajuste del umbral de tensión, para la protección de mínima tensión, debe ajustarse a

un valor por debajo de las excursiones de la tensión, que pueden esperarse en

condiciones normales de operación de la red. Este umbral depende de la red en cuestión,

46

pero las variaciones típicas de tensión de una red en ausencia de faltas se encuentran en

el rango del –10% del valor nominal.

Estas mismas observaciones se aplican al ajuste de tiempo de este elemento, es decir, la

temporización necesaria depende del tiempo durante el cual la red puede soportar la

depresión de la tensión.

En la figura se muestra el diagrama lógico del primer umbral de la función de mínima

tensión.

Figura 16. Lógica interna función de mínima tensión P546

Protección de sobretensión

Se pueden encontrar ambas funciones de sobretensión y de mínima tensión en el menú

'Volt Protección' del relé.

La característica 'IDMT', disponible en el primer umbral, está definida por la fórmula

siguiente:

t = K / (M -1)

Siendo:

47



M = Tensión medida / tensión de ajuste del relé (V> Ajuste)

Para la protección de sobretensión, la inclusión de los dos umbrales y de sus

características de funcionamiento respectivas permite un número de aplicaciones

posibles:

− El uso de la característica IDMT ofrece la opción de una temporización mayor si la

condición de sobretensión es leve, pero resulta en un disparo rápido para una

sobretensión severa. Puesto que los ajustes de los dos umbrales son independientes, se

puede entonces configurar el segundo umbral en un valor inferior al del primero, para

proporcionar un umbral de alarma temporizada, si es necesario.

− En cambio, si se prefiere, ambos umbrales se pueden ajustar en tiempo definido y

configurar para proporcionar los umbrales necesarios de alarma y de disparo.

− Si sólo se necesita una protección de sobretensión o si el elemento solamente se

requiere para proporcionar una alarma, el umbral restante puede ser desactivado en el

menú del relé.

En la figura se muestra el diagrama lógico del primer umbral de la función de

sobretensión.

48

Figura 17. Lógica interna función sobretensión P546

*Nota: Tanto la protección de sobretensión como la de mínima tensión de fase son de

fase segregada (cada fase tiene su propio trigger), pero la operación de cada fase da

lugar a un disparo trifásico en el PSL predeterminado.

Programación

La protección de mínima tensión y de sobretensión incluida en el MiCOM P54x

consiste en dos umbrales independientes. Éstos se pueden configurar ya sea en

mediciones de fase a fase o de fase a neutro, mediante la celda 'V< Modo medida'.

El umbral 1 puede seleccionarse como IDMT, DT o Desactivado en la celda 'V<1

Función'. El umbral 2 es sólo DT y es activado/desactivado en la celda 'V<2 Estado'.

Se incluyen dos umbrales para proporcionar tanto umbrales de alarma como de

disparo, cuando sea necesario.

➢ UNDER VOLTAGE

• V< Measur't Mode

49

Fija la tensión de entrada medida que se utilizará para los elementos de mínima

tensión.

• V< Operate Mode

Ajuste que determina si una fase, o las tres fases, deben cumplir con los criterios

de mínima tensión, antes de tomarse una decisión.

• V<1 Function

Característica de disparo del primer umbral de la función de mínima tensión.

La característica 'IDMT', disponible en el primer umbral, está definida por la

fórmula siguiente:

t = K / (1 - M)

Siendo:



M = Tensión medida / tensión de ajuste del relé (V< Ajuste)

• V<1 Voltage Set

Fija el ajuste de arranque del primer umbral del elemento de mínima tensión.

• V<1 Time Delay

Ajuste de la temporización de funcionamiento del primer umbral del elemento

de tiempo definido de mínima tensión.

• V<1 TMS


funcionamiento de la característica IDMT.

• V<1 Poledead Inh

Si la celda se activa, el umbral correspondiente será inhibido por la lógica de

polo muerto.

Esta lógica genera una salida cuando detecta ya sea un interruptor abierto, vía

los contactos auxiliares que alimentan las entradas ópticas del relé, o una

combinación de mínima intensidad y mínima tensión en cualquiera de las fases.

50

Permite que la protección de mínima tensión se reinicialice, cuando el

interruptor se abre para cumplir con aplicaciones del TT lado línea o lado barras.

• V<2 Status

Ajuste para activar o desactivar el segundo umbral del elemento de mínima

tensión.

• V<2 Voltage Set

Este ajuste determina la configuración de arranque del segundo umbral del

elemento de mínima tensión.

• V<2 Time Delay

Ajuste de la temporización de funcionamiento del segundo umbral del elemento

de mínima tensión de tiempo definido.

• V<2 Poledead Inh

Función similar a la de 'V<1 Inh pol mrto'.

➢ OVERVOLTAGE

• V> Measur't Mode

Fija la tensión de entrada medida que se utilizará para los elementos de

sobretensión.

• V> Operate Mode

Ajuste que determina si una fase, o las tres fases, deben cumplir con los criterios

de sobretensión, antes de tomarse una decisión.

• V>1 Function

Ajuste de la característica de disparo del primer umbral del elemento de

sobretensión.

La característica 'IDMT', disponible en el primer umbral, está definida por la

fórmula siguiente:

t = K / (M -1)

Siendo:


51


M = Tensión medida / tensión de ajuste del relé (V<> Ajuste)

• V>1 Voltage Set

Fija el ajuste de arranque del primer umbral del elemento de sobretensión.

• V>1 Time Delay

Ajuste de la temporización de funcionamiento del primer umbral del elemento

de sobretensión de tiempo definido.

• V>1 TMS


funcionamiento de la característica IDMT.

• V>2 Status

Ajuste para activar o desactivar el segundo umbral del elemento de sobretensión.

• V>2 Voltage Set

Fija el ajuste de arranque del segundo umbral del elemento de sobretensión.

• V>2 Time Delay

Ajuste de la temporización de funcionamiento del elemento del segundo umbral

del elemento de sobretensión de tiempo definido.

52

Unidad de distancia 21

El principio de funcionamiento de las protecciones de distancia está basado en el

cálculo de la impedancia que ve la protección, calculada a partir de las medidas de

tensión y corriente.

Independientemente del tipo de falta, las tensiones y corrientes empleadas, podrá

determinarse la impedancia de secuencia directa a la falta.

Figura 18. Línea alimentando carga

En la figura superior se representa una línea que alimenta una carga, todo ello con los

Thèvenins equivalentes. Cuando no haya falta en la línea, la Z leída por la protección

será ZL+Zc . Sin embargo, cuando ocurra una falta, la impedancia vista por la protección

será Z= V/I = x*ZL.

El funcionamiento de la protección será entonces el siguiente:

La característica de la protección se representa en el plano R-X, que se representa como

se ve en la figura inferior. La actuación de la protección tendrá lugar cuando se lea una

impedancia Z ≤ x*ZL, en el caso concreto de la imagen sería al 80%, sin embargo,

puede configurarse para cualquier porcentaje de la línea, aunque suele hacerse con

porcentajes cercanos al 80%.

53

Figura 19. Característica función de distancia plano R-X

Las protecciones de distancia se clasifican generalmente según 3 zonas de actuación.

La primera zona, que es de actuación instantánea, suele corresponder como ya se ha

dicho al 80% de la línea que protege. Se eligen estos alcances de la protección para

evitar interferir con las protecciones de las líneas siguientes.

La segunda zona, suele abarcar entre el 80% de la primera línea hasta el 50% de la

segunda línea. Esta protección, al afectar a la segunda línea, va a estar temporizada para

actuar instantes después en caso de que la protección de distancia propia de la segunda

línea no actúe como es debido. Esta actuación tendrá lugar entre 300 y 500 ms.

Por último, la tercera zona, que es la de mayor alcance, va desde el 50% de la segunda

línea hasta el 50% de la tercera, con unos tiempos de actuación de 800-1500 ms.

Figura 20. Característica según zona de la función de distancia

Función de distancia en la P546

Para la configuración de la función de distancia en la P546 se ha analizado el estudio de

cortocircuitos llevado a cabo (situado en el ANEXO).

54

Con este estudio se puede comprobar que dependiendo de la resistencia de falta que

tenga el circuito, la protección pasa a trabajar en sobrealcance o subalcance. Una vez

sabido esto hay que tenerlo en cuenta para ajustar correctamente el relé en cuestión.

El esquema PSL de la función de distancia podría ser el siguiente (según qué zonas

estén programadas):

Figura 21. PSL actuación función de distancia

Protección de distancia para faltas entre fases

El MiCOM P54x tiene 5 zonas de protección para faltas entre fases. Se pueden ajustar

todas las zonas con características cuadrilaterales (polígono) o con círculos mho. Se

puede fijar cada zona independientemente para que esté desactivada permanentemente,

activada permanentemente o activada en caso de fallo del canal de comunicación de

protección. El diagrama de impedancias de la figura indica la característica cuando está

fijada para una operación mho. La característica del diagrama se basa en ajustes de

distancia predeterminados sin expansión dinámica.

55

Figura 22. Función de distancia en la P546

Se direccionan los elementos de protección como a continuación:

− Zonas 1, 2 y 3 - Zonas direccional hacia adelante, convencionales. El límite de la

Zona 1 puede extenderse a 'Zona 1X' cuando se requiera un esquema con extensión de

la zona 1.

− Zona P - Direccionalidad programable. Puede seleccionarse Hacia Adelante o Hacia

Atrás.

− Zona 4 - Zona Direccional Hacia Atrás.

Protección de distancia para faltas de tierra (opcional)

El MiCOM P54x tiene 5 zonas de protección para faltas de tierra. Se puede también

fijar todas las zonas con características cuadrilaterales o con círculos mho. La selección

entre cuadrilateral y mho es independiente de la selección de la característica general

para los elementos de falta de fase. Se puede fijar cada zona independientemente para

que esté desactivada permanentemente, activada permanentemente o activada en caso

de fallo de canal de comunicación de protección.

56

Todos los elementos de distancia de falta a tierra se direccionan igual que los elementos

de falta de fases y se usa la compensación residual del alcance de la falta de fase

correspondiente. El diagrama de impedancias de la figura 15 añade las características

cuando está fijada para una operación cuadrilateral.

Figura 23. Característica cuadrilateral para faltas a tierra

Decisión de disparo de protección de distancia

Para el MiCOM P54x, generalmente se necesita satisfacer cinco condiciones para que se

produzca un disparo correcto del relé. Estos son:

• El selector de fase necesita identificar las fases bajo falta, y luego asegurarse de que

sólo las zonas correctas de medida de distancia emitan un disparo. Las selecciones de

fase posibles son AN, BN, CN, AB, BC, CA, ABC. Para faltas bifásicas a tierra, la

selección es AB, BC o CA, con N (neutro) sólo como indicación.

• La intensidad de bucle, para el lazo seleccionado fase-tierra o fase-fase, debe ser

superior a la sensibilidad mínima de la zona de disparo. Por defecto, esta sensibilidad es

5% In para faltas de tierra, y ambas fases en falta deben exceder 5% In, en el caso de

faltas fase-fase.

El usuario puede aumentar esta sensibilidad mínima si es necesario, pero esto no se hace

generalmente.

57

• La impedancia de la fase en falta debe aparecer cuando una zona de disparo (medida)

corresponde a la selección de fase. Se proporcionan cinco zonas de protección

independientes. Las zonas de disparo son círculos mho o cuadrilaterales, y son

seleccionadas independientemente para faltas entre fases o de tierra. Los elementos de

distancia de falta a tierra necesitan una compensación para la impedancia de retorno,

esta compensación residual modifica la impedancia de réplica para cada zona. Bajo

condiciones en las cuales una línea paralela está presente, el relé puede compensar el

acoplamiento mutuo entre las líneas; esto ajusta la impedancia de réplica de la misma

manera que la residual compensada basada en la intensidad de la línea paralela.

• Para zonas direccionales dentro del relé (las zonas 1, P, 2, 4 y Z3, si son fijadas como

direccionales), la línea direccional delta debe corresponder a la zona de disparo.

Por ejemplo, la zona 1 es una zona direccional hacia adelante y no debe disparar en caso

de faltas hacia atrás, detrás de la ubicación del relé. Sólo se permite un disparo de zona

1 si la línea direccional emite una decisión 'hacia adelante'. Lo inverso será verdadero

para la zona 4, que parece ser inversa y por lo tanto la línea direccional necesita una

decisión inversa. Si la direccional delta no puede tomar una decisión, entonces se

utilizan líneas de dirección convencional.

• La temporización fijada para la zona de medida debe expirar, con la impedancia de

falta medida dentro de la característica de zona. En general, la zona 1 no tiene

temporizaciones ('instantánea'), todas las demás sí las tienen. Cuando se usan esquemas

de distancia con teleprotección, la temporización tZ2, para el sobrealcance de la Zona 2,

puede ser obviada bajo ciertas condiciones.

Selección de fase

La selección de fase es el medio por el cual el relé identifica exactamente qué fase está

involucrada en la falta y permite el disparo correcto de las zonas de medida.

El funcionamiento de los elementos de distancia es controlado por el Selector de Fase

de Intensidad Superpuesta. Sólo los elementos asociados con el tipo de falta

seleccionado por el selector de fase pueden funcionar durante un período de dos ciclos

después de la selección de fase. Si tal elemento no funciona, todos los elementos son

activados durante los 5 ciclos siguientes, antes de que el selector de fase regrese a su

estado de reposo.

58

El funcionamiento del elemento de distancia activado, durante el período de 2 ó 5

ciclos, causa que el estado del selector de fase se mantenga hasta la reposición del

elemento. La única excepción es cuando la decisión del selector de fase cambia durante

la operación de un elemento. En este caso, los elementos seleccionados son

reinicializados y el período de dos ciclos se reinicia con la nueva selección. Note que

cualquier decisión de disparo existente no se reinicializa bajo esta condición. Después

del primer ciclo que sigue a una selección, el selector de fase solo puede cambiar a una

selección que involucre fases adicionales.

Para faltas a tierra bifásicas, sólo son activados los elementos de fase a fase adecuados.

La indicación de que la tierra está involucrada se hace por el funcionamiento del

detector de nivel de intensidad neutra polarizada.

La(s) fase(s) bajo falta se selecciona(n) al comparar las magnitudes de las tres

intensidades de fase a fase superpuestas. Una falta monofásica a tierra genera la misma

intensidad superpuesta en dos de estas señales y cero en la tercera. Una falta de fase a

fase o de fase doble a tierra genera una señal mayor que las otras dos. Una falta trifásica

genera tres intensidades superpuestas de la misma magnitud. Se hace referencia a la

figura para mostrar cómo se puede usar el cambio de la intensidad para seleccionar las

fases bajo falta para una falta CN.

Figura 24. Señales de intensidad según tipo de falta

Se considera que una intensidad superpuesta es lo suficientemente grande para ser

incluida en la selección, si es superior al 80% de la intensidad superpuesta más grande.

59

Una pérdida controlada del umbral superpuesto asegura que el selector de fase

reinicializa correctamente cuando se despeja la falta.

Sólo se puede hacer la selección de fase cuando una intensidad superpuesta exceda el

4% de la intensidad nominal (In) como valor predeterminado.

Bajo condiciones normales de la red, las intensidades superpuestas se calculan

sustrayendo la muestra de intensidad de fase a fase, tomando 96 muestras (2 ciclos)

antes de la muestra actual.

Cuando se detecta una falta, que resulta en una selección de fase, la muestra 'previa'

memorizada, utilizada para calcular la intensidad superpuesta, se toma a partir de un

búfer reciclado de muestras 'previas'. Esto asegura que, si la falta se desarrolla, e incluye

otras fases, la selección original no se pierde. El reciclaje de los búferes de pre-falta

continúa hasta la reinicialización del selector de fase, ya sea después del despeje de la

falta o cuando haya expirado el período de 5 ciclos y ningún elemento haya funcionado.

Bajo condiciones de carga con niveles altos de frecuencias sub-sincrónicas, es necesario

aumentar el umbral del selector de fase ΔI desde su valor predeterminado (4% In) para

impedir su operación esporádica. Esto lo realiza automáticamente el relé, que auto-

ajusta el umbral para impedir la operación por señales de ruido, mientras mantiene una

alta sensibilidad a faltas.

Para facilitar la prueba de los elementos de distancia mediante conjuntos de prueba, que

no proporcionan un modelo dinámico para generar condiciones delta de falta reales, se

proporciona un ajuste de Prueba estática. Este ajuste se encuentra en la columna del

menú PRUEBAS P.E.S. Ya configurado, se desactiva el control del selector de fase y el

relé es forzado a utilizar una línea direccional convencional (no delta).

Polarización y expansión del elemento mho

Para asegurar la cobertura de faltas cercanas, la protección de distancia siempre incluye

una proporción de memoria de tensión. Así, cuando se determina cada característica de

zona, el comparador de fase, utilizado en la decisión de zona, utiliza una mezcla de

vectores 'V' (la tensión de fase/línea directamente medida), 'IZ' (una tensión construida a

partir de la intensidad de falta y el ajuste del alcance de la impedancia de zona) y 'Vpol'

(una tensión de polarización).

60

El MiCOM P54x permite al usuario especificar la composición de Vpol, y decidir cómo

mezclar la proporción de dos selecciones de tensión:

La cantidad de ('auto') polarización directamente medida en la mezcla.

La cantidad de memoria limpia almacenada antes de la aparición de la falta.

Una de las ventajas adicionales de añadir memoria dentro de la mezcla de polarización

es que las características mho ofrecerán expansión dinámica en caso de una falta hacia

adelante. En la figura se muestra este fenómeno para el ajuste predeterminado Vpol=1,

en donde una característica de Zona 1 con un alcance de Z crecerá para cubrir 50% de

Zs y cubrir una mayor resistencia de arco de falta.

Figura 25. Expansión dinámica en función de distancia

Elementos cuadrilaterales

Los elementos cuadrilaterales se obtienen a partir de combinaciones de líneas de

reactancia, líneas direccionales y blindajes de carga.

Un contador, similar al que se usa para el elemento mho, se incrementa cuando todas las

comparaciones de fase correspondientes indican una operación. Se emite una cuenta

rápida de hasta 6, cuando la falta se encuentra dentro del 80% del alcance de la zona, y

dentro del límite del alcance resistivo. En otro lugar, el incremento siempre es de 1, pero

61

se usa una disminución rápida (6) cuando la intensidad de fase en falta es inferior a la

mitad del ajuste mínimo de la intensidad de funcionamiento. Por lo tanto, siempre se

encuentra disponible un área de operación rápida para faltas cercanas del ángulo

característico, ya sea que se apliquen las características mho o cuadrilaterales.

• Cuadrilateral direccional

Se usa esta característica para las zonas 1, P (invertida opcionalmente), 2 y 4 (invertida).

Figura 26.Característica cuadrilateral direccional

• Cuadrilaterales desplazados

Figura 27. Característica cuadrilateral desplazado

Se usa esta característica para la zona 3 cuando está activado el desplazamiento.

Se forma a partir de dos líneas de reactancia y dos blindajes de alcance resistivo. El

arreglo de la línea de reactancia superior es para funcionar para faltas debajo de ella y el

de la inferior para una falta superior a ella. El blindaje derecho se dispone para

62

funcionar para faltas a su izquierda y el blindaje izquierdo para faltas a su derecha. El

contador se incrementa cuando se satisfacen todas estas condiciones.

• Línea de reactancia – línea superior del cuadrilátero

Figura 28. Línea de reactancia - línea superior del cuadrilátero

Se forma una línea de reactancia por la comparación de fase entre la señal de operación

V/I - Z, que es la misma que la que se usa para el elemento mho equivalente, y una

señal de polarización Iref/I.

Siendo:

V la tensión de falta

I la intensidad de falta

Z ajuste de alcance de zona, incluyendo la compensación residual

Iref intensidad de secuencia inversa, con un desplazamiento de fase de -3° para la

distancia a tierra

Iref intensidad de falta con la aplicación de un ángulo de inclinación ajustable por el

usuario, para la distancia de fase

La operación ocurre cuando la señal de operación se retarda con respecto a la señal de

polarización.

Se usa la intensidad de secuencia inversa para la falta a tierra Iref, ya que proporciona

una mejor estimación de la intensidad de la falta, que la dada por la intensidad de la fase

en falta o por la intensidad homopolar. Como resultado, la línea de reactancia sigue la

63

impedancia de resistencia de falta y se inclina hacia arriba o hacia abajo (según la

dirección de la carga) para evitar un subalcance o sobrealcance.

Se introduce el desplazamiento de fase de -3° para reducir la probabilidad de

sobrealcance, generado por pequeñas diferencias entre las impedancias de fuente de

secuencia inversa y tolerancias de ángulo TI/TT generales.

Las siguientes limitaciones adicionales también existen para asegurarse que la línea

superior no se inclina demasiado:

• La línea (superior) de la reactancia de la zona 1 sólo puede permanecer con una

pendiente de –3o , con respecto al eje resistivo, o inclinarse hacia abajo. La línea

superior nunca debe inclinarse hacia arriba, para asegurar que no sobrepase la zona 1.

Esto mantiene una coordinación/selectividad con la protección aguas abajo.

• La línea (superior) de la reactancia de la zona 2 sólo puede permanecer con una

pendiente de –3o , con respecto al eje resistivo, o inclinarse hacia arriba. La línea

superior nunca debe inclinarse hacia arriba, para asegurar que no subalcance la zona 2.

Esto es particularmente importante cuando se usa la zona 2 para los principales

esquemas de distancia con teleprotección.

• La inclinación máxima permitida es de +/- 45o , de cualquier lado de la pendiente fija

de -3o.

Cuando esta abierto un polo del interruptor, durante una secuencia de reenganche

monofásico, la señal de polarización es reemplazada por la intensidad de falta con un

desplazamiento de fase de -7°, lo que permite proteger las fases restantes, aún cuando

no esté disponible la intensidad de secuencia inversa. Se proporciona el desplazamiento

de fase adicional para reducir la posibilidad de sobre-alcance generada por la fase en

falta como referencia.

• Línea de alcance resistivo derecho

64

Figura 29. Línea de alcance resistivo derecho

Se forma un blindaje de carga por la comparación de fase entre una señal de operación

V/I – R y

una señal de polarización Z.

Siendo:

V la tensión de falta

I la intensidad de falta

R el alcance resistivo del blindaje

Z ajuste de alcance de zona (incluye la compensación de neutro para la distancia a

tierra).

La operación ocurre cuando la señal de operación adelanta la señal de polarización.

Principio y configuración del direccional de distancia

El ángulo característico determinado en este apartado es utilizado por la PROTECCIÓN

DE DISTANCIA. Las zonas de distancia se direccionan por la decisión delta.

El direccional delta considera el ángulo de fase relativo de la intensidad superpuesta ΔI

comparada a la tensión superpuesta ΔV, en el momento de la aparición de la falta.

Con la aparición de la falta, se generan cantidades delta y por consiguiente es simple

para el relé determinar la dirección de la falta:

Falta hacia adelante - Delta V es una disminución de la tensión y por lo tanto va en el

sentido negativo; mientras que delta I es un flujo de intensidad hacia adelante y por lo

65

tanto va en el sentido positivo. Cuando delta I y delta V se encuentran más o menos en

contrafase, la falta es hacia adelante. La relación angular exacta para la falta hacia

adelante es:

ΔV/ΔI = - (impedancia de fuente, Zs)

Falta hacia atrás - Delta V es una disminución de la tensión y por lo tanto va en el

sentido negativo; delta I es un flujo saliente que circula en la dirección inversa, por lo

tanto también va en el sentido negativo. Cuando delta I y delta V se encuentran

aproximadamente en fase, la falta es hacia atrás. La relación angular exacta para la falta

hacia atrás es:

ΔV/ΔI = - (impedancia de fuente remota Zs’ + ZL)

Siendo ZL la impedancia de línea protegida y Zs’ la impedancia de fuente detrás del

relé.

Un ajuste del ángulo RCA en el relé permite al usuario fijar el centro de la característica

direccional, de acuerdo con la cantidad de intensidad que debe estar desfasada

nominalmente con respecto a la tensión delta de referencia. El límite de la característica

será entonces de ± 90 grados de cualquier lado del centro fijado.

ΔV=0.5 V y ΔI=4% In. Si la ΔV de la falta es inferior al ajuste de 0.5 V, una línea de

distancia convencional asegura una polarización hacia adelante/atrás correcta.

A continuación, se dan los criterios direccionales para las decisiones direccionales delta:

Direccional hacia adelante

-90o < (ángulo(ΔI) - ángulo(ΔV+180o) - RCA) < 90o

Direccional hacia atrás

-90o > (ángulo(ΔI) - ángulo(ΔV+180o) - RCA) > 90o

Para facilitar la prueba de los elementos de distancia mediante equipos de prueba, que

no proporcionan un modelo dinámico para generar condiciones delta de falta reales, se

proporciona un ajuste de Prueba estática. Este ajuste se encuentra en la columna del

menú PRUEBAS P.E.S. Ya configurado, se desactiva el control del selector de fase y el

relé es forzado a utilizar una línea direccional convencional (no delta).

66

Ajustes de zona de falta de tierra

Se debe notar que los ajustes de alcance de Tierra (Alcance y Ángulo) se fijan de

acuerdo con la impedancia de línea de secuencia directa, y por lo tanto, serán

generalmente idénticos a los ajustes de alcances de Fase.

Detección, bloqueo y alarma por oscilación de potencia

Un aspecto muy importante a tener en cuenta el ajuste de la protección de distancia es la

oscilación por potencia.

Estas oscilaciones de potencia provocan que el valor de la impedancia de carga pueda

entrar en la característica de disparo de un relé de distancia. En el caso de una oscilación

estable, es importante evitar este disparo. El relé no debe disparar tampoco durante la

pérdida de estabilidad, ya que puede existir una estrategia de la empresa eléctrica para

una separación controlada de la red durante tal evento.

La detección de la oscilación de potencia en el MiCOM P54x es una técnica avanzada

que no requiere que se fijen características de impedancia de arranque. La técnica de

detección utiliza un detector de intensidad superpuesta (ΔI) similar al principio de

selección de fase descrito anteriormente. Para el detector de oscilación de potencia, la

intensidad siempre se compara a la de 2 ciclos antes. Ante una condición de falta, este

detector de oscilación de potencia (PSD) se reinicializa después de 2 ciclos, ya que no

se detecta intensidad superpuesta.

Para una oscilación de potencia, el PSD mide la intensidad superpuesta durante más de

2 ciclos y se usa el tiempo durante el cual permanece esta intensidad superpuesta para

distinguir entre una falta y una oscilación de potencia. Se supone que una oscilación de

potencia está en curso, si una selección trifásica, o una selección de fase a fase con una

fase abierta, producida de esta manera, permanece durante más de 3 ciclos, como lo

muestra la figura. En este punto, se pueden bloquear las zonas de distancia requeridas

para evitar un disparo si las impedancias de oscilación cruzan la zona de disparo.

67

Figura 30. Muestreo oscilación de potencia para 3 ciclos

Cuando se detecta una oscilación de potencia, suceden las siguientes operaciones:

• Se bloquean los elementos de distancia cuando las zonas seleccionadas que

proporcionan el bloqueo son activadas.

• Todas las zonas se conmutan a características mho auto-polarizadas para una

estabilidad máxima durante la oscilación.

• Se emite una alarma de bloqueo de la oscilación de potencia cuando la impedancia de

oscilación entra a una zona de distancia. La condición de entrada a una zona de

impedancia evita una alarma provocada por pequeñas oscilaciones momentáneas de

intensidad que desaparecen rápidamente.

• Durante la oscilación de potencia, el umbral mínimo usado por el selector de fase

aumenta a dos veces la intensidad superpuesta máxima prevaleciente durante la

oscilación. Por lo tanto, cuando se detecta una oscilación de potencia, el selector de fase

se reinicializa. Esto se puede entonces usar para detectar una falta durante una

oscilación de potencia.

Por tanto, es importante que exista un bloqueo del disparo cuando se detecte falta

debida a oscilación de potencia.

Acciones después de la detección de una falta durante una oscilación de potencia

• La señal de bloqueo sólo se suprime de las zonas que arrancan dentro de los 2 ciclos

de detección de una falta. Esto mejora la estabilidad frente a faltas externas durante las

oscilaciones de potencia. Cualquier zona de medida que estaba detectando una

impedancia, dentro de su característica, antes de que el selector de fase detecte la falta,

68

permanecerá bloqueada. Esto disminuye el riesgo de disparo en caso de una impedancia

de oscilación que pudiera naturalmente pasar por la Zona 1, y podría de otra manera

provocar un disparo erróneo si todas las zonas estuvieran desbloqueadas al aparecer la

falta. Cualquier zona de medida que arranca después de la ventana de dos ciclos,

permanecerá bloqueada. Esto minimiza el riesgo de disparo en caso de una oscilación

continua que pudiera pasar por la Zona 1, y podría de otra manera provocar un disparo

erróneo si se dejaran todas las zonas desbloquearse al mismo tiempo.

La figura muestra un esquema lógico simplificado del funcionamiento del bloqueo de la

oscilación de potencia.

Figura 31. Lógica interna bloqueo de oscilación de potencia P546

Programación

La programación de la unidad de distancia es la más completa de todas por tener que

incluir varios bloques importantes que la definen y son los siguientes:

Distance Setup Este ajuste se utiliza para:

• Seleccionar el Modo de Ajuste de Distancia (Simple o Avanzado)

• Seleccionar la característica de funcionamiento (Mho o Cuadrilateral) para bucles

de medida

de fase y de tierra independientemente.

• Activar o Desactivar cada zona de fase y de tierra independientemente.

69

• Definir el alcance (en Ohmios) para cada zona de fase y de tierra

independientemente,

simplemente configurando el porcentaje de alcance requerido con referencia a la

impedancia

de línea (tomado como el 100% de base de referencia)

• Otras configuraciones relacionadas con la aplicación del esquema de distancia

'Básico'.

• Setting Mode

Configuración para seleccionar el modo de ajuste de la protección de Distancia,

según el tipo de aplicación y las preferencias del usuario. Modo 'Simple':

El modo de ajuste 'Simple' es el modo de ajuste predeterminado, adecuado para

la mayoría de las aplicaciones. En lugar de introducir los alcances de impedancia

de zona de distancia en ohmios, los ajustes de zona se introducen como

porcentaje de los datos de la línea protegida en el ajuste 'GRUPO x

PARÁMETROS LÍNEA/Imped.De Línea'. El ajuste supone que el factor de

compensación residual es igual para todas las zonas. El automático del relé

calcula los alcances requeridos a partir de los porcentajes. Los alcances de zona

calculados están disponibles para la visualización, pero el usuario no puede

cambiar su valor mientras permanezca activo el modo de ajuste 'Simple'. Modo

de ajuste 'Avanzado':

El modo de ajuste 'Avanzado' permite alcances de distancia en ohmios

individuales, y se pueden introducir factores de compensación residual para cada

zona. Cuando se selecciona el modo 'Avanzado', se ocultan todos los ajustes

'porcentuales' asociados con el modo de ajuste 'Simple' en la columna 'GRUPO x

AJUSTE DISTANCIA', y los ajustes de zona de Distancia deben introducirse

para cada zona, en la columna 'GRUPO x ELEMENTOS DIST'.

• Distance Setup

Ajuste para controlar el inicio del temporizador de zona. Para 'Inicio de zona',

cada temporizador dedicado de zona se iniciará individualmente con la

impedancia medida dentro de los límites de la zona. Este es el valor

predeterminado y el único ajuste antes del firmware H4. Con 'Gen Start' todos

70

los temporizadores de zona se iniciarán junto con la impedancia aparente medida

en la primera zona activa.

• Phase Chars.

Ajuste para desactivar (apagar) la protección de distancia de fase o para fijar la

característica de funcionamiento en Mho o Cuad: ANSI 21P.

El ajuste escogido es aplicable para todas las zonas de distancia de fases.

• Quad Resistance

Ajuste para definir el modo de cobertura de alcance resistivo. Si se selecciona el

modo 'Común', todas las zonas de distancia de fases tendrán la misma cobertura

resistiva. Si se selecciona el modo 'Proporcional', las zonas tendrán cobertura

resistiva de acuerdo con el alcance porcentual fijado para la zona, multiplicado

por el ajuste 'ResistenciaFallo' RPH (R Fases).

Este ajuste sólo es visible cuando se fija el modo de ajuste 'Simple' y la

característica 'Cuad'.

• Fault Resistance

Ajuste utilizado para especificar la resistencia de arco de falta que puede

detectarse en faltas entre fases. El valor fijado determina el lado derecho de los

cuadriláteros.



• Zone 1 Ph Status

Para activar o desactivar (apagar), o activar (sólo en el caso de que se pierda el

canal de comunicación de la protección diferencial) Z1 para faltas de fase.

Este ajuste es invisible si está desactivado 'Caracter. Fases'.

• Zone 1 Ph Reach%

Ajuste que se introduce como porcentaje de la impedancia de línea que fija el

alcance de la Zona 1 en ohmios.


Igual que para la Z1, pero aplica para la Zona 2.

71








alcance hacia adelante de la Zona 3 en ohmios.

• Zone 3 Ph Offset


canal de comunicación de la protección diferencial) el alcance desplazado de la

Z3 para faltas de fase.

Por defecto, la característica de fase Mho Z3 es desplazada (parcialmente

direccional hacia atrás), por lo tanto no tiene polarización de memoria o cruzada.

Si 'Offset Z3F-Tierr' está desactivado, la característica Z3 Mho adquiere

polarización de memoria o cruzada, como todas las demás zonas.

• Z3Ph Rev Reach%


alcance hacia atrás de la Zona 3 en ohmios.

• Zone P Ph Status

Igual que para la Z1, pero aplica para la Zona P.

• Zone P Ph Dir.

Para direccionar la Zona P hacia adelante o hacia atrás.

• Zone P Ph Reach%


alcance hacia adelante o hacia atrás de la Zona P en ohmios.



72




• Zone Q Ph Status

Igual que para la Z1, pero aplica para la Zona P.

• Zone Q Ph Dir.

Para direccionar la Zona P hacia adelante o hacia atrás.

• Zone Q Ph Reach%


alcance hacia adelante o hacia atrás de la Zona Q en ohmios.

• Ground Chars.

Ajuste para desactivar (apagar) la protección de distancia de tierra o para

configurar la característica de funcionamiento en Mho o Cuad: ANSI 21G.

El ajuste escogido es aplicable para todas las zonas de distancia de tierra.

• Quad Resistance

Ajuste para definir el modo de cobertura de alcance resistivo. Si se selecciona el

modo 'Común', todas las zonas de distancia de tierra tendrán la misma cobertura

resistiva. Si se selecciona el modo 'Proporcional', las zonas tendrán cobertura

resistiva de acuerdo con el alcance porcentual fijado para la zona, multiplicado

por el ajuste 'ResistenciaFallo' RG (RTierra).



• Fault Resistance

Ajuste utilizado para especificar la resistencia de arco de falta que puede

detectarse en faltas fase-tierra. El valor fijado determina el lado derecho de los

cuadriláteros.



73

• Dynamic Top Tilt

• Zone1 Gnd Status


canal de comunicación de la protección diferencial) la Zona 1 para faltas de

tierra.

Este ajuste es invisible si está desactivado 'Caract. Tierra'.

• Zone1 Gnd Reach




Igual que para Z1, pero aplica para la Zona 2.

• Zone2 Gnd Reach




Igual que para Z1, pero aplica para la Zona 3.

• Zone3 Gnd Reach


alcance hacia adelante de la Zona 3 en ohmios.

• Zone3 Gnd Offset

Para activar o desactivar (apagar) o activar (sólo en el caso de que se pierda el

canal de comunicación de la protección diferencial) el alcance desplazado de la

Z3 para faltas a tierra.

Por defecto, la característica de tierra Mho Z3 es desplazada (parcialmente

direccional hacia atrás), por lo tanto no tiene polarización de memoria o cruzada.

Si 'Offset Z3F-Tierr' está desactivado, la característica Z3 Mho adquiere

polarización de memoria o cruzada, como todas las demás zonas.

• Z3Gnd Rev Reach

74



• ZoneP Gnd Status

Igual que para Z1, pero aplica para la Zona P.

• ZoneP Gnd Direction

Para direccionar ZP hacia adelante o hacia atrás.

• ZoneP Gnd Reach


alcance hacia adelante o hacia atrás de la Zona P en ohmios.



• Zone4 Gnd Reach



• ZoneQ Gnd Status

Igual que para la Z1, pero aplica para la Zona Q.

• ZoneQ Gnd Direction

Para direccionar ZQ hacia adelante o hacia atrás.

• ZoneQ Gnd Reach


alcance hacia atrás de la Zona Q en ohmios.

• Digital Filter

Ajuste para activar los filtros de 'Estándar' o 'Aplicación Especial'. Los filtros

'Estándar' son el ajuste predeterminado y se deben fijar en la mayoría de las

aplicaciones. Es solamente cuando las intensidades y tensiones de falta pueden

distorsionarse mucho por armónicos no fundamentales, que es necesario el

filtrado adicional para evitar el sobrealcance transitorio. En tales condiciones de

red, se debería aplicar el ajuste 'Aplicación Especial'.

75

• CVT Filters

Ajuste que acondiciona el tipo de transformador de tensión que está en uso para

evitar el sobrealcance transitorio y preservar el tiempo de funcionamiento de

subciclo, siempre que sea posible.

En el caso de TTs convencionales, los transitorios debidos al colapso de la

tensión durante faltas, son muy pequeños y no se requiere filtrado adicional, por

lo tanto el ajuste predeterminado debe ser 'Desactivado'.

Para un CVT (siglas en inglés de Transformador de Tensión Capacitivo) con

amortiguación de Ferro resonancia activa, las distorsiones de tensión pueden ser

severas con riesgo de sobrealcance transitorio. Por esa razón, los 'Filtros CVT'

deben fijarse en 'Activo'. Los tiempos de disparo se incrementan

proporcionalmente (subciclo hasta SIR = 2, prolongación gradual para SIR hasta

30).

Para un CVT con amortiguación de Ferro resonancia pasiva, las distorsiones de

tensión son generalmente pequeñas, de hasta SIR = 30. Para tales aplicaciones,

los ‘Filtros CVT’ deben fijarse en ‘Pasivo’. El relé calcula SIR y tarda

levemente más tiempo para disparar si la fuente es débil (excede el ajuste SIR

del relé).

• SIR Setting

Ajuste que determina cuándo se aplicará filtrado adicional. Si al inicio de la falta

el SIR calculado excede el 'Ajuste SIR', el relé se hace marginalmente más lento,

ya que de otra manera, habría el riesgo de sobrealcance.

Este ajuste sólo es visible cuando 'Filtros CVT' está fijado en 'Pasivo'.

• Load Blinders

Ajuste usado para activar o desactivar (apagar) blindajes de carga.

Los blindajes de carga, cuando están activados, tienen dos propósitos

principales: evitar el disparo debido al hecho de pasar los límites de carga bajo

condiciones de grandes cargas y detectar oscilaciones de potencia muy lentas.

• Z< Blinder Imp

Ajuste del radio del círculo de mínima impedancia.

76

• Load/B Angle

Ajuste del ángulo del límite de las dos líneas de blindaje con el gradiente de

subida o descenso con respecto al eje resistivo.

• Load Blinder V<

Ajuste del blindaje de carga de mínima tensión fase a tierra, que anula el

blindaje si la tensión medida en la fase afectada cae por debajo del ajuste fijado.

También anula el blindaje de los bucles fase-fase si la tensión fase-fase cae por

debajo de v3 x (V< ajuste).

• Distance Polarising

Este ajuste define la composición de la tensión de polarización como una mezcla

de tensión de polarización 'Propia' y 'Memoria'. La tensión de polarización

'Propia' está fijada en 1pu y puede ser mezclada con la tensión de polarización

'Memoria' que esté en el rango de 0.2pu hasta 5pu. El ajuste predeterminado de 1

significa que la mitad de la tensión de polarización está formada por la tensión

polarizada 'Propia' y la otra mitad por la tensión 'Memoria'. Al añadir más

tensión 'Memoria' aumentará la cobertura resistiva de las características Mho,

cuya expansión se define como:

Expansión Mho = [(PolarizaciónDist)/ (PolarizaciónDist + 1)] x Zs

Donde Zs es la impedancia de fuente.

• Delta Status

Ajuste usado para activar o desactivar (apagar) la Dirección Delta.

Para activar o desactivar (apagar) la decisión direccional delta usada por los

elementos de distancia. Si está desactivada, el relé utiliza direccional de línea

convencional (no delta).

• Delta Char Angle

Ajuste del ángulo característico del relé usado por la decisión direccional delta.

• Delta V Fwd

Ajuste para el cambio de voltaje delta mínimo para permitir la decisión de

avance direccional.

77

• Delta V Rev

Ajuste para el cambio de voltaje delta mínimo para permitir la decisión inversa

direccional.

• Delta I Fwd

Ajuste para el cambio de corriente delta mínimo para permitir la decisión

direccional hacia delante.

• Delta I Rev

Ajuste para el cambio de corriente delta mínimo para permitir la decisión inversa

direccional.

Distance Elements

La columna 'GRUPO x ELEMENTOS DISTANCIA' se usa para configurar

individualmente alcances, ángulos de línea, factores de compensación de neutro, niveles

de funcionamiento de mínima intensidad e inclinación de línea, ante faltas de fase

resistivas para cada zona, si el modo de ajuste está fijado en 'Avanzado'. En el modo de

ajuste 'Simple', el ajuste 'Elementos Dist' se puede visualizar, pero no se puede editar.

➢ PHASE DISTANCE

• Z1 Ph. Reach

Ajuste del alcance de Z1.

• Z1 Ph. Angle

Ajuste del ángulo de línea de la zona 1.

• R1 Ph. Resistive

Ajuste del alcance resistivo de Z1. Este ajuste es visible solamente si se ha

seleccionado 'Cuad'.

• Z1 Tilt Top Line

78

Ajuste de la pendiente de la línea superior de reactancia de Z1, para evitar el

sobrealcance ante faltas de fase resistivas bajo condiciones de grandes cargas.

Un ángulo negativo inclina la línea de reactancia hacia abajo.

• Z1 Sensit. Iph>1

Ajuste de la sensibilidad de intensidad para Z1, que debe ser excedida en las

fases en falta para que opere Z1.

• Z2 Ph. Reach


• Z2 Ph. Angle



Ajuste del alcance resistivo de Z2.


Ajuste de la pendiente de la línea superior de reactancia de Z2.


Sensibilidad de intensidad de Zona 2.

• Z3 Ph. Reach


• Z3 Ph. Angle


• Z3' Ph Rev Reach

Ajuste del alcance desplazado (hacia atrás) de Z3. Este ajuste sólo es visible si

'Z3 Offset' está activado en 'GRUPO x AJUSTE DISTANCIA'.

• R3 Ph. Res. Fwd.

Ajuste para el alcance resistivo de Z3 que define la línea del lado derecho de

Cuad.

• R3' Ph. Res. Rev

79

Ajuste para el alcance resistivo de Z3 que define la línea del lado izquierdo de

Cuad. Es únicamente configurable si 'Carácter. Fase' está fijada en 'Cuad' y si

está Activado 'Z3 offset', de lo contrario, se fija en el 25% del blindaje del lado

derecho.




Sensibilidad de intensidad Zona 3.

• ZP Ph. Reach

Ajuste del alcance de ZP.

• ZP Ph. Angle

Ajuste del ángulo de línea de la zona P.

• RP Ph Resisitive

Ajuste del alcance resistivo de ZP.

• ZP Tilt Top Line

Ajuste de la pendiente de la línea superior de reactancia de ZP.

• ZP Sensit. Iph>P

Sensibilidad de intensidad de Zona P.

• Z4 Ph. Reach

Ajuste del alcance de Z4. Este ajuste es común para los elementos temporizados

de Z4 y los elementos de alta velocidad de Z4, usados en esquemas de bloqueo y

como guarda contra la inversión de la intensidad.

• Z4 Ph. Angle



Ajuste del alcance resistivo de Z4.


80




• ZQ Ph. Reach

Ajuste del ángulo de línea de la zona Q.

• ZQ Ph. Angle

Ajuste del ángulo de línea de la zona Q.

• RQ Ph. Resistive

Ajuste del alcance resistivo de ZQ.

• ZQ Tilt Top Line

Ajuste de la pendiente de la línea superior de reactancia de ZQ.

• ZQ Sensit. Iph>Q

Sensibilidad de intensidad de Zona Q.

➢ GROUND DISTANCE

• Z1 Gnd. Reach


• Z1 Gnd. Angle

Ajuste del ángulo de línea (secuencia directa) de la zona 1.

• Z1 Dynamic Tilt

Ajuste que activa o desactiva la inclinación dinámica de la línea de reactancia

superior de la zona 1. Si se activa, el ángulo de la línea superior se desplaza por

la diferencia de ángulo entre la corriente de fallo y la corriente de secuencia

negativa, comenzando desde el ángulo 'Z1 Tilt top line' - ver la siguiente celda.

La zona 1 sólo se permite inclinar hacia abajo. Si la inclinación dinámica está

desactivada, la línea superior se desplazará Ajuste 'Z1 Tilt top line' (inclinación

predeterminada por ángulo fijo).

Este ajuste sólo es visible cuando la característica de tierra está ajustada en

'Quad'.

81


Ajuste del ángulo de inclinación de la zona 1. El ángulo negativo inclina la línea

de reactancia hacia abajo. Este ajuste es visible sólo cuando ‘Z1 Dynamic Tilt’

es visible.

• kZN1 Res. Comp.

Ajuste de la magnitud de compensación residual de la Z1.

• kZN1 Res. Angle

Ajuste del ángulo de compensación residual de la Z1.

• kZm1 Mut. Comp.

Ajuste de la magnitud de compensación mutua Z1.

• kZm1 Mut. Angle

Ajuste del ángulo de compensación mutua Z1.

• R1 Gnd Resistive

Ajuste del alcance resistivo de tierra de Z1. Este ajuste es visible solamente si se

ha seleccionado 'Cuad'.

• Z1 Sensit Ignd>1

Ajuste de la sensibilidad de intensidad para Z1, que debe ser excedida en la fase

en falta y en el neutro para que opere Z1.

• Z2 Gnd. Reach


• Z2 Gnd. Angle


• Z2 Dynamic Tilt


superior de la zona 2. Si se activa, el ángulo de la línea superior se desplaza por

la diferencia de ángulo entre la corriente de fallo y la corriente de secuencia

negativa, comenzando desde el ángulo 'Z2 Tilt top line'- ver la siguiente celda.

La zona 2, como zona de sobre alcance, sólo se permite inclinar hacia arriba. Si

82

la inclinación dinámica está desactivada, la línea será desplazada por el ajuste

"Z2 Tilt top line" (inclinación predeterminada por ángulo fijo).


'Quad'.




es visible.

• kZN2 Res. Comp.

Ajuste de la magnitud de compensación residual de Z2.

• kZN2 Res. Angle

Ajuste del ángulo de compensación residual de Z2.

• kZm2 Mut. Comp.

Ajuste de la magnitud de compensación mutua Z2

• kZm2 Mut. Angle



Ajuste del alcance resistivo de tierra de Z2.



• Z3 Gnd. Reach


• Z3 Gnd. Angle


• Z3' Gnd Rev Rch

Ajuste del alcance desplazado (hacia atrás) de Z3. Este ajuste sólo es visible si

'Z3 Offset' está activado en 'GRUPO x AJUSTE DISTANCIA'.

83

• Z3 Dynamic Tilt


superior Z3. Si se activa, el ángulo de la línea superior se desplaza por la

diferencia de ángulo entre la corriente de fallo y la corriente de secuencia

negativa, partiendo desde el ángulo 'Z3 Tilt top line' - ver la siguiente celda. El

ZP, como zona de sobre alcance, sólo se permite inclinar hacia arriba. Si la

inclinación dinámica está deshabilitada, la línea superior será desplazada por el

ajuste de la "ZP Tilt top line" (inclinación predeterminada por ángulo fijo).

Esta configuración sólo es visible cuando la característica de tierra está ajustada

en 'Quad' y la compensación Z3 está deshabilitada.




es visible

• kZN3 Res. Comp.


• kZN3 Res. Angle


• kZm3 Mut. Comp.


• kZm3 Mut. Angle


• R3 Gnd. Res. Fwd

Ajuste para el alcance resistivo de Z3 que define la línea del lado derecho de

Cuad.

• R3' Gnd Res. Rev

Ajuste para el alcance resistivo de Z3 que define la línea del lado izquierdo de

Cuad. Es únicamente configurable si 'Caract. Tierra' es 'Cuad' y si está Activado

'Z3 offset', de lo contrario, se fija en el 25% del blindaje del lado derecho.

84


Sensibilidad de intensidad Zona 3.

• ZP Gnd. Reach

Ajuste del alcance de ZP.

• ZP Gnd. Angle

Ajuste del ángulo de línea (secuencia directa) de la zona P.

• ZP Dynamic Tilt


superior ZP. Si se activa, el ángulo de la línea superior se desplaza por la


negativa, comenzando desde el ángulo 'ZP Tilt top line' - ver la siguiente celda.

El ZP, como zona de sobre alcance, sólo se permite inclinar hacia arriba. Si la

inclinación dinámica está deshabilitada, la línea superior será desplazada por el

ajuste de la "ZP Tilt top line" (inclinación predeterminada por ángulo fijo).


'Quad'.

• ZP Tilt Top Line

Ajuste del ángulo de inclinación de la zona P. El ángulo negativo inclina la línea

de reactancia hacia abajo. Este ajuste es visible sólo cuando ‘ZP Dynamic Tilt’

es visible

• kZNP Res. Comp.

Ajuste de la magnitud de compensación residual de ZP.

• kZNP Res. Angle

Ajuste del ángulo de compensación residual de ZP.

• kZmP Mut. Comp.

Ajuste de la magnitud de compensación mutua ZP

• kZmP Mut. Angle

Ajuste del ángulo de compensación mutua ZP.

85

• RP Gnd Resistive

Ajuste del alcance resistivo de tierra de ZP.

• ZP Sensit Ignd>P

Sensibilidad de intensidad de Zona P.

• Z4 Gnd. Reach

Ajuste del alcance de Z4. Este ajuste es común para los elementos temporizados

de Z4 y los elementos de alta velocidad de Z4, usados en esquemas de bloqueo y

como guarda contra la inversión de la intensidad.

• Z4 Gnd. Angle


• Z4 Dynamic Tilt


superior Z4. Si se activa, el ángulo de la línea superior se desplaza por la


negativa, comenzando desde el ángulo 'Z4 Tilt top line' - ver la siguiente celda.

El Z4, como zona de sobre alcance, sólo se permite inclinar hacia arriba. Si la

inclinación dinámica está desactivada, la línea superior Se desplaza por el ajuste

'Z4 Tilt top line' (inclinación predeterminada por ángulo fijo).


'Quad'.




es visible

• kZN4 Res. Comp.


• kZN4 Res. Angle

86


• kZm4 Mut. Comp.


• kZm4 Mut. Angle



Ajuste del alcance resistivo de tierra de Z4.



• ZQ Gnd. Reach

Ajuste del alcance de ZQ

• ZQ Gnd. Angle

Ajuste del ángulo de línea (secuencia directa) de la zona P.

• ZQ Dynamic Tilt


superior de ZQ. Si se activa, el ángulo de la línea superior se desplaza por la


negativa, comenzando desde el ángulo 'ZQ Tilt top line' - ver la siguiente celda.

El ZQ, como zona de sobre alcance, sólo se permite inclinar hacia arriba. Si la

inclinación dinámica está deshabilitada, la línea superior Será desplazado por el

ajuste "ZQ Tilt top line" (inclinación predeterminada por ángulo fijo). Este

ajuste sólo es visible cuando la característica de tierra está ajustada en 'Quad'.

• ZQ Tilt Top Line

Ajuste del ángulo de inclinación de la zona P. El ángulo negativo inclina la línea

de reactancia hacia abajo. Este ajuste es visible sólo cuando ‘ZQ Dynamic Tilt’

es visible

• kZNQ Res. Comp.

Ajuste de la magnitud de compensación residual de ZQ.

87

• kZNQ Res. Angle

Ajuste del ángulo de compensación residual de ZQ.

• kZmQ Mut. Comp.

Ajuste de la magnitud de compensación mutua ZQ

• kZmQ Mut. Angle

Ajuste del ángulo de compensación mutua ZQ.

• RQ Gnd Resistive

Ajuste del alcance resistivo de tierra de ZQ.

• ZQ Sensit Ignd>Q

Sensibilidad de intensidad de Zona Q.

Scheme Logic (Basic and Aided Scheme Logic)

La columna 'GRUPO x ESQUEMA LÓGICO' se usa para:

• Configurar el modo de funcionamiento y las temporizaciones asociadas para

cada zona de distancia, cuando la distancia funciona en el Esquema básico

• Seleccionar esquemas de teleprotección vía uno o dos canales disponibles de

comunicación

• Definir zonas de funcionamiento durante Disparo sobre Cierre (TOC) (también

llamado Cierre sobre Falta)

Los parámetros a definir son los siguientes:

• Zone 1 Tripping

Ajuste para seleccionar para qué tipo de falta se han de aplicar los elementos de

la Zona 1.

• Zone 1 Ph Delay

Temporización para el elemento de fase Z1.

• Zone 1 Gnd Delay

Temporización para el elemento de tierra Z1.

• Zone 2 Tripping

88


la Zona 2.

• Zone 2 Ph Delay




• Zone 3 Tripping


la Zona 3.

• Zone 3 Ph Delay




• Zone P Tripping


la Zona P.

• Zone P Ph Delay

Temporización para el elemento de fase ZP.

• Zone P Gnd Delay

Temporización para el elemento de tierra ZP.

• Zone 4 Tripping


la Zona 4.

• Zone 4 Ph Delay




89

• Zone Q Tripping


la Zona Q.

• Zone Q Ph Delay

Temporización para el elemento de fase ZQ.

• Zone Q Gnd Delay

Temporización para el elemento de tierra ZQ

• Dist tEnd Dir

Ajuste para seleccionar la dirección en la que debe transcurrir el temporizador

direccional final

• ZDir tEnd

Tiempo de retardo para el temporizador direccional final de distancia

• ZNonDir tEnd

Tiempo de retardo para el temporizador no direccional final de distancia

➢ AIDED SCHEME 1 (AIDED SCHEME 2 se programa de la misma manera)

• Aided 1 Selection

Selección del tipo de esquema genérico para el canal de teleprotección 1. Nota:

POR es equivalente a POTT (siglas en inglés de disparo transferido en

sobrealcance permisivo,) PUR es equivalente a PUTT (siglas en inglés de

disparo transferido en subalcance permisivo).

• Aided 1 Distance

Ajuste para seleccionar si los elementos de distancia deberán tomar el esquema

seleccionado en el ajuste anterior. Si está fijado en 'Desactivado', ninguna zona

de distancia interactúa con este esquema de teleprotección, y sólo es aplicable el

disparo de esquema básico.

• Aided 1 Dist dly

Temporización de disparo para el esquema de Distancia de Teleprotección 1.

90

• Aided 1 DEF

Ajuste para seleccionar si un esquema DEF debe ser asignado al Aided Scheme

1(No es aplicable cuando se ha realizado una selección del esquema de Permisos

de Subelegación)

• Aided 1 DEF dly

Retardo de tiempo para Aided 1 DEF trip.

• Aided 1 DEF Trip

Ajuste que define el modo de disparo para Aided 1 DEF.

Este ajuste sólo es visible si el modo de disparo en GROUP x LINE

PARAMETERS / Trip Mode está ajustado a 1 y 3 polos.

• Aided 1 Delta

Ajuste para seleccionar si un esquema de comparación direccional de Delta debe

asignarse al esquema Asistido 1. (No es aplicable cuando se ha realizado una

selección del esquema de Permisos de Subelegación).

• Aided1 Delta dly

Retardo de tiempo para Aided 1 Tripping delta.

• Aided1 DeltaTrip

Ajuste que define el modo de disparo para Aided 1 Delta.

Este ajuste sólo es visible si el modo de disparo en GROUP x LINE

PARAMETERS / Trip Mode está ajustado a 1 y 3 polos.

• tReversal Guard

Ajuste de la temporización de la guarda contra la inversión de intensidad. Tiene

el propósito de mantener la estabilidad en una línea sana, mientras los

interruptores se abren en una línea paralela bajo falta, para despejar dicha falta.

Este ajuste sólo es visible cuando se ha seleccionado esquemas de sobrealcance

o de Bloqueo.

• Unblocking Delay

91

Retardo de tiempo después de la Loss of Guard hasta que se produzca el

desbloqueo. Después del retardo configurado, el relé responderá como si una

señal se hubiera recibido desde el extremo remoto.

Esta configuración sólo es visible cuando se selecciona el desbloqueo PUR, el

desbloqueo POR o el desbloqueo programable

• Send on Trip

Ajuste que define la señal de disparo reforzada para el esquema POR de

Teleprotección 1.

Si la selección es: 'Ninguno': No se utiliza ninguna señal reforzada

'Asistido/Z1': Se emite la señal reforzada con disparo por teleprotección o con

Z1 si está activado el esquema de

distancia con teleprotección 'Cualquier Disp': La señal es reforzada con 'Cualqu.

Disparo' (DDB 522)

• Weak Infeed

Ajuste que define el funcionamiento del esquema de Teleprotección 1 en caso

de condiciones de fuente débil, en que ningún elemento de protección detecta la

falta en el extremo local, pero se ha recibido una señal de teleprotección desde el

extremo remoto. Al fijar 'Eco' se permite que la señal recibida retorne al relé

remoto y al fijar 'Disp' se produce el disparo del extremo local, después de una

temporización fijada.

• WI Single Pole Trip

Ajuste que define el modo de disparo de Fuente Débil. Cuando está desactivado,

cualquier disparo de Fuente Débil (WI) será convertido a un disparo trifásico.

• WI V< Threshold

Ajuste del detector de nivel de Fuente Débil. Si la tensión fase-tierra, en

cualquier fase, cae por debajo del umbral y con intensidad de fase insuficiente

como para que funcione la protección, el extremo se declara como terminal de

fuente débil.

• WI Trip Delay

Ajuste de la temporización de disparo de fuente débil.

• Custom Send Mask

92

Ajustes lógicos que determinan el elemento o grupo de elementos que están

enviando una señal permisiva al otro extremo de la línea. Para que la señal sea

enviada, el elemento debe funcionar y se debe fijar un bit correspondiente en la

matriz, en '1' (Alto).

La asociación anterior es parte de un esquema de Teleprotección 1

personalizado, y a diferencia de todos los otros esquemas que son probados en

fábrica, el cliente debe asumir la responsabilidad de las pruebas y del

funcionamiento del esquema.

Este ajuste sólo es visible si se selecciona un esquema 'Programable' o

'Desbloqueo Prog'.

• Custom Time PU

Temporización de arranque de la señal DDB 'Asis1 TUsu.Ent', disponible en la

lógica PSL. Una vez transcurrida la temporización, la señal DDB 'Asis1

TUsuSal' se vuelve alta.

• Custom Time DO

Temporización de reposición de la señal DDB ‘Asis1 TUsuEnt’. Una vez

transcurrida la temporización, la señal DDB ‘Asis1 TUsuSal’ se vuelve baja.

Nótese que la temporización es una temporización combinada codificada PU/DO

para el esquema de Teleprotección Personalizado 1.

➢ TRIP ON CLOSE

• SOTF Status

Ajuste que activa (enciende) o desactiva (apaga) una lógica especial de

protección que puede aplicarse al energizar la línea. SOTF = Cierre sobre falta

(PCIFT)

Nota: SOTF puede ser activada de tres maneras diferentes:

1. Polo Muerto Activado ('Polo Mrto Activd'). Usando la lógica de

detección de polo muerto

2. Pulso Externo Activado ('Pulso Ext Activd'). Utilizando un impulso

externo

93

3. Polo Muerto + Pulso Activados ('PolMrto+Pul Actv'). Utilizando ambos

• SOTF Delay

El retardo SOTF es una temporización de arranque que comienza luego de la

apertura de los 3 polos de un interruptor. Si el INT se cierra después de terminar

la temporización fijada, la protección SOTF se activa. SOTF mejora la

protección para el cierre manual del interruptor (no para el reenganche

automático).

Este ajuste es sólo visible si se ha seleccionado 'Polo Muerto' o 'Pmuerto +

Pulso' para activar SOTF.

• SOTF Tripping

Ajustes lógicos que determinan las zonas de Distancia a las que se les permite

funcionar instantáneamente con la energización de la línea. Si, por ejemplo, Bit

1 está fijado en '1' (Alto), Z2 funcionará sin esperar por la temporización

habitual tZ2, si hubiera una falta dentro de Z2 cuando se cierre el INT. El

disparo de SOTF es trifásico y el reenganche estará bloqueado.

• TOR Status

Ajuste que activa (enciende) o desactiva (apaga) la protección especial luego del

reenganche.

Cuando está fijado en 'Activado', TOR se activará 200ms después de la apertura

del INT, listo para la aplicación cuando se produce un intento de reenganche.

TOR = Disparo sobre Reenganche (siglas en inglés).

• TOR Tripping

Ajustes lógicos que determinan las zonas de Distancia a las que se les permite

funcionar instantáneamente con la energización de la línea. Si, por ejemplo, Bit

1 está fijado en '1' (Alto), Z2 funcionará sin esperar por la temporización

habitual tZ2, si hubiera una falta dentro de Z2 cuando se cierre el INT. El

disparo de TOR es trifásico y el reenganche estará bloqueado.

• TOC Reset Delay

La temporización de Reposición TOC es una ventana de tiempo configurable

por el usuario, durante la cual la protección TOC está disponible. La ventana de

94

tiempo comienza la temporización con el cierre del INT y es común a las

protecciones TOR y SOTF. Una vez que esta temporización expira luego de un

(re)enganche exitoso, toda la protección vuelve a la normalidad.

• SOTF Pulse

El Pulso SOTF es una ventana de tiempo configurable por el usuario, durante la

cual la protección SOTF está disponible. Este ajuste es sólo visible si se ha

seleccionado 'Pulso Ext Activd' o 'PolMrto+Pul Actv', para activar SOTF.

• TOC Delay

El TOC Delay es un retardo de tiempo configurable por el usuario después de la

apertura del CB, después de lo cual el TOR se activa (habilitado). El tiempo

debe ajustarse junto con el ajuste de tiempo muerto del reenganche automático

para que el ajuste no supere el mínimo Dead Time puesto que ambos

temporizadores comienzan instantáneamente.

➢ ZONE 1 EXTENSION

• Zone 1Ext Status

Ajuste que activa (enciende) o desactiva (apaga) el esquema Extensión Zona 1.

Cuando está 'Activado', la Zona 1 extendida se aplica a menos que esté

energizada la señal DDB 'ReposiciónZ1 ext' (Reponer Extensión Zona 1). De

otro modo, es posible activar Z1X cuando falla(n) canal(es) de teleprotección.

• Zone1 Ext Phs

Alcance de fases Z1X extendida como un porcentaje del alcance de Z1 fases. (El

alcance resistivo de fases para Z1X es el mismo que para la Zona1).

• Zone1 Ext Gnd

Alcance de tierra Z1X extendida como un porcentaje del alcance de tierra Z1.

(El alcance resistivo de tierra y la compensación residual para Z1X es igual que

para la Zona 1).

➢ LOSS OF LOAD

• LoL Mode Status

95

Ajuste que activa (enciende) o desactiva (apaga) el esquema Pérdida de Carga

(LOL). Cuando está Activado, el disparo acelerado puede aplicarse al abrirse el

extremo remoto (solamente en aplicaciones de disparo trifásico). De otro modo,

es posible activar Z1X cuando falla(n) canal(es) de teleprotección.

• Lol I<

Detector LOL de mínima intensidad, que indica una condición de pérdida de

carga en las fases sin falta y que el extremo remoto acaba de abrirse.

• LoL Window

Longitud de la ventana LOL - la ventana de tiempo en la cual se puede producir

el disparo acelerado de Zona 2, luego del funcionamiento del detector LOL de

mínima intensidad.

Power Swing Blocking

La columna 'GRUPO x POWER SWING Blk' ('Bloq Oscil Pot') se usa para configurar

ya sea el bloqueo o la indicación de condiciones de pérdida de sincronismo. Si se

selecciona el modo bloqueo, el usuario puede seleccionar individualmente para que cada

zona sea bloqueada o se permita el disparo.

La detección de oscilación de potencia se basa en la intensidad superpuesta, y es

esencialmente "libre de ajustes".

• Power Swing

Para activar el modo Indicación o Bloqueo. Este ajuste es invisible si está

desactivado en la columna 'CONFIGURACIÓN'.

Si se selecciona estado 'Indicación', se emite la alarma pero el disparo por parte

de la protección de distancia no será afectado. Cuando se selecciona el estado

'Bloqueo', se presenta al usuario más opciones con respecto a las zonas que

requieren o no el bloqueo.

• Zone 1 Ph PSB

Ajuste que determina el funcionamiento del elemento de fase Z1, si alguna

impedancia que esté oscilando entrara y se mantuviera dentro de la característica

de fase Z1 durante más de 'Tempo tZ1 Fases'.

96

Si se selecciona 'Bloqueo', se desactiva el funcionamiento del elemento de fase

Z1 durante el período de oscilación.

Si se selecciona 'Desbloqueo Tempo', el bloqueo del elemento de fase Z1 cesa,

luego de expirar la temporización de reposición 'Tiemp.Desbloq.', aún si todavía

permanece la oscilación. Esto permite la separación de la red cuando no se

estabiliza la oscilación.

En el modo 'Permitir Disparo', el elemento de fase Z1 no es afectado por la

detección de PSB (Bloqueo Oscilación de Potencia).

• Zone 2 Ph PSB

Opciones de configuración individual de Zona, como la Zona 1.

• Zone 3 Ph PSB


• Zone P Ph PSB


• Zone 4 Ph PSB


• Zone Q Ph PSB


• Zone 1 Gnd PSB

Ajuste que determina el funcionamiento del elemento de tierra Z1, si alguna

impedancia que esté oscilando entrara y se mantuviera dentro de la característica

de tierra Z1, durante más tiempo que 'Tempo tZ1 Tierra'.

Si se selecciona 'Bloqueo', se desactiva el funcionamiento del elemento de tierra

Z1 durante el período de oscilación.

Si se selecciona 'Desbloqueo Tempo', el bloqueo del elemento de tierra Z1 cesa,

luego de expirar la temporización de reposición 'Tiemp.Desbloq. ', aún si todavía

permanece la oscilación. Esto permite la separación de la red cuando no se

estabiliza la oscilación.

97

En el modo ‘'Permitir Disparo', el elemento de tierra Z1 no es afectado por la

detección de PSB (Bloqueo Oscilación de Potencia).

• Zone 2 Gnd PSB

Opciones de configuración individual de Zona, como la Zona 1 Tierra.

• Zone 3 Gnd PSB


• Zone P Gnd PSB


• Zone 4 Gnd PSB


• Zone Q Gnd PSB


• Slow PSB

• PSB Unblocking

Para activar o desactivar (apagar) la temporización de Desbloqueo de PSB.

Este ajuste es común a todas las zonas y es visible si cualquier zona de distancia

está configurada para 'Tiemp.Desbloq. ' Para las oscilaciones que duren más que

este ajuste, el bloqueo puede removerse selectivamente.

• PSB Unblock Delay

Ajuste de la temporización de desbloqueo - al expirar, el bloqueo de oscilación

de potencia puede removerse opcionalmente.

• PSB Reset Delay

Ajuste para mantener la detección de oscilación de potencia durante un período

después de haberse reinicializado la detección de intensidad delta. ΔI se

reinicializa naturalmente, momentáneamente dos veces en cada ciclo de

oscilación, y un corto ajuste asegura que la detección continua por PSB funcione

a través de los intervalos.

• OST Mode

98

Para activar o desactivar (apagar) la Protección de Pérdida de Sincronismo. Este

ajuste (y todos los ajustes relacionados a continuación) es invisible si está

desactivado 'PowerSwing Block' (Bloqueo de Oscilación de Potencia) en la

columna 'CONFIGURACIÓN'.

Si se selecciona 'DispPérdidaSinc', el relé funcionará luego de la temporización

tOST, si la impedancia de secuencia directa medida ha tardado en pasar la región

Z6-Z5 más de 25ms (a 50 ó 60Hz), y si la polaridad del componente resistivo ha

cambiado entre la entrada y la salida de la zona 5.

Si se selecciona 'Disp OST Predict', el relé funcionará después de la

temporización tOST si la impedancia de secuencia directa ha tardado en pasar

por la región Z6-Z5 menos de 25ms, pero más tiempo que el tiempo fijado 'Delta

T'.

Si se selecciona 'Disp Predict y OST', el relé funcionará si se satisfacen los

criterios de cualquiera de los dos anteriores.

• Z5

Ajuste del alcance de la reactancia hacia adelante Z5.

• Z6

Ajuste del alcance de la reactancia hacia adelante Z6.

• Z5'

Ajuste del alcance de la reactancia hacia atrás Z5.

• Z6'

Ajuste del alcance de la reactancia hacia atrás Z6.

• R5

Ajuste del alcance resistivo positivo de Z5.

• R6

Ajuste del alcance resistivo positivo de Z6.

• R5'

Ajuste del alcance resistivo negativo de Z5.

99

• R6'

Ajuste del alcance resistivo negativo de Z6.

• Blinder Angle

Ajuste del ángulo de blindaje, común a ambas zonas, Z5 y Z6.

• delta T

Ajuste de tiempo que se compara con el tiempo medido transcurrido entre la

entrada de la impedancia de secuencia directa a la Z6 y la entrada de la misma a

la Z5.

• Tost

Temporización de disparo común a todas las opciones de ajuste de OST (siglas

en inglés de Pérdida de Sincronismo)

Unidad de fallo de interruptor 50S-62

Esta función es la encargada de detectar el fallo de un interruptor a la hora de despejar

una falta y consta de unidades de arranque, detección, temporización y disparo.

Cuando el interruptor recibe una orden de disparo, debida a la aparición de una

perturbación o falta, se inicia el proceso de apertura a través de la unidad de arranque y

a su vez se activa la temporización de la protección.

100

Si una vez pasado el tiempo programado, el interruptor no ha sido abierto, entonces la

protección emite una orden de disparo a todos los interruptores adyacentes y los

situados en los otros extremos de la línea, a los que se da la orden a través de las

comunicaciones.

Pueden existir dos temporizaciones. Una para que se repita el disparo sobre el mismo

interruptor, por si este pudiera actuar correctamente la segunda vez que se recibe la

orden de disparo, y la segunda temporización que tiene como objetivo dar la orden de

disparo a los interruptores adyacentes.

El fallo de interruptor puede ser mecánico, cuando el interruptor recibe la orden de

disparo pero no abre alguno de los polos, o eléctrico, cuando el interruptor sí consigue

abrir los polos pero aun así no se interrumpe la corriente y sigue activa a través de un

arco.

Estos fallos provocan, por lo general, que se siga alimentando la falta con intensidad, y

es este fenómeno, el de detectar paso de corriente cuando se ha dado la orden de

disparo, el que permite detectar que el interruptor ha fallado.

La lógica del interruptor es la siguiente:

Figura 32. Lógica ante fallo de interruptor

La explicación de la lógica es la siguiente: se detecta la señal de arranque (disparo del

interruptor) pero a su vez se detecta una intensidad en el relé, señal de que el interruptor

no ha abierto. Es entonces cuando se envía una señal de disparo a los interruptores

situados aguas arriba.

En ocasiones, con el fallo mecánico del interruptor, la intensidad circulante puede no ser

apreciable, y en ese caso debe también vigilarse la consecución de la apertura a través

de contactos auxiliares del interruptor.

La función de fallo de interruptor en la P546

El esquema PSL es:

101

Figura 33. PSL fallo de interruptor

Cuando se recibe una orden de disparo y el interruptor falla, una vez pasada la

temporización programada, se da la oren de disparo de los demás interruptores aguas

arriba del que falló.

La protección de fallo interruptor incorpora dos temporizaciones, 'FalloInt 1 Tempo' y

'FalloInt 2 Tempo', permitiendo la configuración para los siguientes casos:

− Fallo INT sencillo, en que sólo se activa 'FalloInt 1 Tempo'. Para cualquier disparo de

protección, arranca 'FalloInt 1 Tempo', y, habitualmente, se reinicializa cuando se abre ç

el interruptor para aislar la falta. Si no se detecta la apertura del interruptor, transcurre el

tiempo 'FalloInt 1 Tempo' y cierra un contacto de salida asignado al fallo interruptor

(empleando el esquema lógico programable). Este contacto se utiliza para producir el

disparo de respaldo de los dispositivos de interrupción aguas arriba, generalmente

disparando todas las alimentaciones de entrada conectadas a la misma sección de barra.

− Un esquema de re-disparo, más el disparo de respaldo temporizado. Aquí, 'FalloInt 1

Tempo' se utiliza para dirigir un disparo a un segundo circuito de disparo del mismo

interruptor. Esto requiere bobinas de disparo duplicadas del interruptor, y es conocido

como re-disparo. Si el re-disparo no lograra abrir el interruptor, se puede emitir un

disparo de respaldo después de una temporización adicional. El disparo de respaldo

utiliza 'FalloInt 2 Tempo', que también arranca en el instante en que dispara el elemento

de protección inicial.

Los elementos Fallo INT, 'FalloInt 1 Tempo' y 'FalloInt 2 Tempo' se pueden configurar

para que funcionen ante disparos accionados por elementos de protección dentro del relé

o a través de un disparo de protección externa. Esto último se consigue adjudicando una

de las entradas optoaisladas del relé a 'Disparo Externo', utilizando el esquema lógico

programable.

102

Figura 34. Lógica interna ante fallo de interruptor en P546

Programación

Circuit Breaker (CB) Fail

Esta función de fallo interruptor de dos etapas puede iniciarse por:

• Elementos de protección basados en la intensidad

• Elementos de protección basados en la tensión

• Elementos de protección externos.

Para protección basada en la intensidad, la condición de reposición se basa en el

funcionamiento de mínima intensidad, para determinar que el INT se ha abierto. Para

protección no basada en la intensidad, se pueden seleccionar los criterios de reposición

por medio de un ajuste que determine una condición de Fallo INT.

Es habitual utilizar elementos de mínima intensidad con ajustes bajos en los relés de

protección para indicar que los polos del interruptor han interrumpido la intensidad de

falta o de carga, como se requiera.

103

➢ CB1 BREAKER FAIL

• CB Fail 1 Status

Ajuste para activar o desactivar la primera etapa de la función de fallo

interruptor.

• CB1 Fail 1 Status

Ajuste para activar o desactivar la primera etapa de la función de fallo

interruptor.

• CB Fail 1 Timer

Ajuste de la etapa 1 del temporizador de fallo interruptor, durante la cual debe

detectarse la apertura del interruptor. Existen temporizadores por fase para

atender a las faltas evolutivas, pero el ajuste de temporización es común a todos.

• CB1 Fail 1 Timer


detectarse la apertura del interruptor. Existen temporizadores por fase para

atender a las faltas evolutivas, pero el ajuste de temporización es común a todos.

• CB Fail 2 Status

Ajuste para activar o desactivar la segunda etapa de la función de fallo

interruptor.


Ajuste para activar o desactivar la segunda etapa de la función de fallo

interruptor.

• CB Fail 2 Timer


detectarse la apertura del interruptor.



detectarse la apertura del interruptor.

• Volt Prot Reset

104

Ajuste que determina los elementos que han de reponer el tiempo de fallo

interruptor, para las condiciones de fallo interruptor iniciadas por la función de

protección de tensión.

• CB1 Volt Prot Reset




• Ext Prot Reset




• CB1 Ext Prot Reset




• WI Prot Reset

Cuando está 'Activado', se reponen los temporizadores de Fallo INT mediante la

reposición de una condición de disparo de fuente débil, siempre que la lógica de

disparo WI (fuente débil) esté activada.

➢ UNDER CURRENT

• I< Current Set

Ajuste que determina la intensidad de reposición del temporizador de fallo

interruptor para la iniciación de fallo interruptor de la protección basada en

sobreintensidad. Este ajuste se usa además en la lógica de polo muerto para

determinar el estado del polo (muerto o vivo).

• CB1 I< Current Set





105

• CB2 I< Current Set





• ISEF< Current


interruptor para la iniciación de fallo interruptor de la protección de falta a tierra

Sensible (SEF).

➢ POLEDEAD VOLTAGE

• V<

Detector de nivel bajo voltaje para detección de polos muertos

➢ CB2 BREAKER FAIL (igual que el CB1)





• CB2 Volt Prot Reset

• CB2 Ext Prot Reset

106

Unidad de sincronismo (con acoplamiento de red) 25 y 25AR

Las principales aplicaciones de la protección 25 de comprobación de sincronismo son la

conexión de un generador a la red, el restablecimiento de la conexión entre dos partes de

la red, el cierre manual del interruptor y el cierre automático de un interruptor tras el

disparo por una protección (reenganche).

El relé de verificación de sincronismo puede utilizarse para dos condiciones de

operación diferentes, la más normal es cuando ambos lados del interruptor a cerrar están

en tensión. El sincronismo se comprueba siempre antes de dar el permiso de cierre al

interruptor. La otra situación es cuando uno o los dos lados del interruptor a cerrar están

sin tensión y, por consiguiente, la frecuencia y la diferencia de fase no pueden ser

medidas. En este caso el relé comprueba la dirección de energización. El usuario es

capaz de definir el rango de tensión dentro del cual la tensión medida se considerará "en

tensión" o "sin tensión".

Pueden darse, por lo general, las siguientes situaciones.

-Sin tensión en línea y sin tensión en barras (Lm, Bm)

-Con tensión en barras y sin tensión en línea (Barras viva, Línea muerta (Bv, Lm))

-Con tensión en línea y sin tensión en barras (Lv, Bm)

-Con tensión en línea y con tensión en barras (Lv, Bv)

El propósito de la función de comprobación de sincronismo es encontrar el instante en

el que las tensiones de ambos lados del interruptor están en sincronismo. Esto quiere

decir, cuando las tensiones de ambos lados del interruptor tienen la misma frecuencia,

están en fase y sus tensiones son la misma magnitud.

Cuando los valores son comprobados y se encuentran dentro de los límites establecidos

durante un tiempo mínimo, se da la orden de cerrado de interruptor. Este proceso es el

que llamamos comprobación de sincronismo. Si alguna de estas condiciones no se

cumple o se cumple pero no durante el mínimo de tiempo necesario entonces se tiene un

fallo de condiciones de cierre y no se procede al cerrado del interruptor.

107

La función de sincronismo (con presencia de tensión en línea y barra) puede ser

supervisada por dos unidades de mínima tensión, que permiten la función de

sincronismo cuando ambas tensiones son superiores al valor ajustado.

Por lo general, la verificación de sincronismo se emplea en puntos del sistema donde

existe al menos otra conexión aparte de la que se quiere cerrar. Se suelen utilizar

tiempos relativamente largos (10-20 segundos) para asegurar el sincronismo de las

tensiones, aunque existen ocasiones en las que, al requerirse un reenganche rápido, esto

supone un inconveniente y puede cerrarse el interruptor a pesar de que no se cumplan

las condiciones de sincronismo resultando unos deslizamientos mayores que los ideales

buscados.

En caso de no existir tensión en uno de los lados la función de comprobación de tensión

comprueba la dirección de la energización. Se define energización como aquella

situación en la que una parte de la red se encuentra sin tensión y se quiere conectar a

otra parte de la misma que sí está energizada (en tensión). Las condiciones de las

secciones de la red a controlar por el interruptor, es decir, qué lado tiene que estar en

tensión y qué lado sin tensión, se determinan por ajuste. Puede darse el caso de una

situación en la que ambos lados se encuentren sin tensión.

Para permitir la señal de cierre, la situación en la que la dirección de la energización

corresponda a los ajustes debe permanecer constante durante un cierto tiempo. Esto

permite asegurar que el lado sin tensión sigue desenergizado durante todo este tiempo,

llamado tiempo muerto, y que no se encuentra así por una interferencia temporal. En el

caso en el que estas condiciones no persistan durante este tiempo muerto, se reseteará y

se repetirá el proceso cuando las condiciones lo permitan. El cierre del interruptor no se

llevará a cabo hasta que la situación previamente explicada permanezca constante

durante el tiempo establecido.

La función de sincronismo en la P546

Al estar esencialmente relacionado con la unidad de reenganche, se explica todo en la

sección del reenganchador.

Programación

108

System Checks (Check Sync. Function)

➢ VOLTAGE MONITORS

• Live Line

La línea se considera en viva con tensión por encima de este valor.

• Dead Line

La línea se considera Muerta con tensión por debajo de este valor

• Live Bus 1

El Bus 1 se considera vivo con tensión por encima de este valor

• Dead Bus 1

El Bus 1 se considera muerto con tensión por debajo de este valor

• Live Bus 2

El Bus 2 se considera vivo con tensión por encima de este valor

• Dead Bus 2

El Bus 2 se considera muerto con tensión por debajo de este valor

• CS UV

El ajuste Check-Synch Undervoltage determina que la lógica de sincronización de

chequeo del sistema para CB1 se bloqueará si V <es una de las opciones

seleccionadas al configurar CB1 CS Volt.Blk (48 8 E) y la tensión de la línea o del

bus está por debajo de este ajuste. System Check Synchronism para CB2 se

bloqueará si V <es una de las opciones seleccionadas al configurar CB2 CS Volt.

Negro (48 9 C) y la tensión de la línea o del bus está por debajo de este ajuste.

• CS OV

El ajuste Comprobar la sobrecarga de la sincronización decide que la lógica de

sincronización del control del sistema para CB1 está bloqueada si V> es una de las

opciones seleccionadas al configurar CB1 CS Volt.Blk (48 8 E) y la tensión de la

línea o del bus está por encima de este ajuste. System Check Synchronism para CB2

se bloquea si V> es una de las opciones seleccionadas al configurar CB2 CS Volt.

Negro (48 9 C), y la tensión de la línea o del bus está por encima de este ajuste.

109

• System Checks

Ajuste para habilitar o deshabilitar ambas etapas de las comprobaciones del

sistema para volver a cerrar. Si la opción Comprobaciones del sistema está

desactivada, todos los demás ajustes de menú asociados a las comprobaciones de

sincronismo se vuelven invisibles y se activa una señal DDB (880) SysChks

Inactive.

• CS Voltage Block

Ajuste para determinar cuáles de las condiciones deben bloquear la comprobación

de sincronismo (bajo tensión V <, sobretensión V> y / o diferencial de tensión

Vdiff, etc.) para las tensiones de línea y bus.

• CS1 Status

Ajuste para activar o desactivar los elementos de comprobación de sincronismo de

la etapa 1 para el rearme automático y el cierre manual del CB.

• CS1 Angle

Máximo ángulo de fase permitido entre las tensiones Line y Bus 1 para el elemento

de comprobación de sincronismo de primera etapa para volver a cerrar el CB

• CS1 VDiff

Check Synch El ajuste diferencial de tensión decide que la lógica del sincronismo de

comprobación del sistema de la etapa 1 está bloqueada si Vdiff> es una de las

opciones seleccionadas al configurar Bloque de tensión CS (48 8 E) y la diferencia

de magnitud de voltaje entre la línea y el bus 1 está por encima de este ajuste.

• CS1 Slip Ctrl

Ajuste para activar o desactivar el bloqueo de la sincronización comprobar la etapa

1 para volver a cerrar el CB mediante una diferencia de frecuencia excesiva

(deslizamiento) entre las tensiones de línea y de bus (consulte el ajuste CS1

Frecuencia de Deslizamiento).

• CS1 Slip Freq

Si se habilita CS1 Slip Ctrl, se bloquea la etapa de comprobación de sincronismo 1

para el rearme CB si la diferencia de frecuencia medida entre las tensiones de línea

y de bus es mayor que este ajuste

110

• CS2 Adaptive

Ajuste para habilitar o inhabilitar el cierre de Adaptive CB con System Check

Synchronism fase 2 de cierre para CB: la lógica utiliza el set CB CI Time para

emitir el comando de cierre de CB a tal tiempo que la diferencia de fase predicha

cuando los contactos principales de CB se tocan lo más cerca posible 0 grados. Si el

cierre adaptativo está deshabilitado, la lógica emite el comando de cierre de CB tan

pronto como el ángulo de fase se encuentre dentro del límite establecido en CB CS2

Ángulo.

• CB Cl Time

Esto establece el tiempo de cierre del CB, desde la recepción de la orden de cierre

del CB hasta que los contactos principales se toquen.

➢ MAN SYS CHECKS

• Num CBs

Este ajuste sólo es visible si el control CB por celda (celda 0701 en la columna CB

CONTROL) está activado. Si es visible, el ajuste determina cuál de los disyuntores

(CB1 solamente, CB2 solamente o CB1 y CB2) puede cerrarse manualmente.

• CBM SC required

Este ajuste determina si se requiere una comprobación del sistema (por ejemplo, bus

directo / línea muerta, etc.) para cualquier manual (controlado por el operador)

Cierre de CB. Si se habilita, se requiere una verificación del sistema para el cierre.

Si está deshabilitado, no se requiere la comprobación del sistema.

• CBM SC CS1

Este ajuste permite que CB se cierre mediante control manual cuando el sistema

satisface todas las condiciones de la fase 1 del sincronismo de comprobación del

sistema, tal y como se indica en el estado CS1 en la columna SYSTEM CHECKS.

• CBM SC DLLB

Este ajuste permite que CB se cierre mediante control manual cuando se cumplen

las condiciones de línea muerta y bus vivo 1 según se establece en la columna

CONTROLES DEL SISTEMA.

111

• CBM SC LLDB

Este ajuste permite que CB se cierre mediante control manual cuando se cumplen

las condiciones de línea en vivo y de bus inactivo como se establece en la columna

SYSTEM CHECKS.

• CBM SC DLDB

Este ajuste permite que CB se cierre por control manual cuando se cumplen las

condiciones de línea muerta y bus muerto como se establece en la columna

SYSTEM CHECKS.

Unidad de reenganchador automático 79

Las protecciones 79 se encargan de comprobar lo siguiente para luego dar la orden de

cierre.

Tras la apertura del interruptor se espera un tiempo predeterminado. A continuación, se

comprueba el sincronismo. Si existe sincronismo se da la orden de cierre, y si el

interruptor quedará cerrado si la falta desaparece.

En caso de que la falta volviera a aparecer actuarían las protecciones correspondientes y

la protección 79 ya daría un disparo definitivo y la reconexión deberá hacerse

manualmente.

Las faltas en las líneas suelen ser transitorias debido a ramas de árboles, objetos

arrastrados por el viento…, por tanto, es importante poder reenganchar la línea y así

reponerla inmediatamente reduciendo así el tiempo de interrupción.

Se define como reenganchador al automatismo que permite tras la actuación de la

protección 79 de volver a conectar la línea.

La ventaja que presenta disponer de esta función es la facilidad de reenganchar líneas

automáticamente frente a lo que supone hacerlo manualmente.

Según el circuito se distingue entre disparo y reenganche monofásico y trifásico.

El monofásico, que suele emplearse en transporte, cuenta con una protección por cada

fase que solo interrumpen la fase en falta. Además, no se comprueba el sincronismo

puesto que se analizan las fases independientemente.

El trifásico por su parte, cuenta con protección trifásicas con interruptores tripolares que

al detectar falta abrirá las tres fases, interrumpiendo con ello el servicio. Para la

112

reconexión va a requerir la comprobación de sincronismo explicada antes y es

normalmente utilizado en distribución.

La función de reenganche en la P546 y su relación con la función de sincronismo

El MiCOM P54x inicia el reenganche después de disparos de diferencial de intensidad,

Zona 1 o de esquema de teleprotección. Además, el usuario puede seleccionar y decidir

el reenganche para disparos de zonas de distancia temporizadas, elementos de

sobreintensidad y tierra, y esquemas DEF con teleprotección.

La función de reenganche propone un control de reenganche de intentos múltiples, que

se puede seleccionar para realizar un ciclo de cuatro intentos de reenganches. Los

tiempos muertos (Nota 1) de todos los intentos (Nota 2) se ajustan independientemente.

Si el interruptor se cierra con éxito, al terminar el tiempo muerto, se inicia un tiempo de

recuperación ('Tiempo – reclamo'). Si el interruptor no dispara nuevamente, la función

de reenganche se reinicializa al cabo del tiempo de recuperación. Si la protección

dispara de nuevo, durante este tiempo, el equipo pasa al siguiente intento dentro del

esquema programado, o se bloquea, si se han efectuado ya todas las tentativas de

reenganche.

Nota 1 - 'Tiempo muerto' significa la temporización del intervalo abierto (muerto) del

interruptor.

Nota 2 - Un 'intento' es una tentativa de reenganche

Discrepancia de polos

Los interruptores dotados de mecanismos independientes para cada polo incorporan

generalmente un dispositivo de protección contra la 'discrepancia de polos', que dispara

automáticamente las tres fases, si éstas no se encuentran en la misma posición, es decir,

todas abiertas o todas cerradas.

Durante un reenganche monofásico, se introduce deliberadamente una discordancia de

polos, que no debe provocar una alarma. Ello se obtiene utilizando un dispositivo de

discrepancia de polo de acción retardada, con una temporización superior al tiempo

muerto de reenganche monofásico 'Tmpo 1 polo muer'. De otra manera, puede darse una

señal desde el relé, durante el tiempo muerto del reenganche monofásico, 'AR 1polo

prog.', para inhibir el dispositivo de discrepancia de polo.

113

La entrada 'Discrepan. Polos' es activada mediante una señal desde un equipo externo

indicando que los tres polos del INT no están en la misma posición. La entrada

'Discrepan. Polos' fuerza un disparo trifásico que cancelará cualquier reenganche

monofásico en progreso e iniciará un reenganche trifásico.

Modos de reenganche automático

La función de reenganche automático presenta tres modos de funcionamiento:

• Reenganche automático monofásico

• Reenganche automático trifásico

• Reenganche automático Mono/Trifásico

Comprobación de sincronismo (verificación de red)

En algunas situaciones es posible que ambos lados, 'barra' y 'línea', de un interruptor

estén vivos cuando éste esté abierto, por ejemplo, en los extremos de un alimentador

que presenta una fuente de potencia en cada extremo. Por eso, al cerrar el interruptor se

hace necesario comprobar que las condiciones de la red en ambos lados sean adecuadas,

antes de emitir un comando de cierre de interruptor. Esto aplica a ambos, cierre manual

y reenganche automático, del interruptor. Si el interruptor se cierra cuando las tensiones

de línea y de barra están ambas vivas, con una gran diferencia de ángulo de fase, de

frecuencia o de magnitud, la red podría ser sometida a un choque inaceptable,

ocasionando la pérdida de estabilidad y un daño probable a las máquinas conectadas.

Las verificaciones del sistema incluyen la comprobación de las tensiones en ambos

lados del interruptor y, si ambos están vivos, llevar a cabo una revisión de la

sincronización para determinar si las diferencias de ángulo de fase, de frecuencia y de

magnitud de la tensión entre los vectores de la tensión, se encuentran dentro de límites

permitidos.

Las condiciones de pre-cierre de la red, para un interruptor dado, dependen de la

configuración de la red y, en el caso del reenganche automático, del programa de

reenganche seleccionado.

Por ejemplo, en un alimentador con reenganche temporizado, los interruptores en los

dos extremos de la línea están generalmente configurados para cerrar en momentos

distintos.

114

Generalmente, el primer extremo de la línea por cerrarse presenta una barra viva y una

línea muerta inmediatamente antes de reenganchar y energiza la línea (energización de

línea muerta) cuando se cierra el interruptor. El segundo extremo de la línea 'observa'

una barra viva y una línea viva después del reenganche del primer interruptor. Si existe

una conexión paralela entre los terminales del alimentador disparado, la probabilidad de

que se encuentren fuera de sincronización es poca, es decir, las frecuencias serán las

mismas, pero el incremento de la impedancia puede ocasionar el aumento del ángulo de

fase entre las dos tensiones. Por lo tanto, el segundo interruptor por cerrarse puede

necesitar una comprobación de sincronismo, para asegurar que el ángulo de fase no se

haya incrementado a un nivel tal que ocasione un choque inaceptable en la red al

cerrarse el interruptor.

Si no existen interconexiones paralelas entre los terminales del alimentador disparado,

las dos redes pueden perder su sincronización y la frecuencia de un extremo puede

'deslizarse' con respecto a la del otro extremo. En este caso, el segundo extremo de la

línea necesita una comprobación del sincronismo, incluyendo las verificaciones del

ángulo de fase y de la frecuencia de deslizamiento.

Si la barra del segundo extremo de la línea no tiene otra fuente de energía que el

alimentador disparado, el interruptor 'observa' una línea viva y una barra muerta,

suponiendo que se ha reenganchado el primer interruptor. Cuando se cierra el

interruptor del segundo extremo de la línea, la barra se energiza a partir de la línea viva

(energización de barra muerta).

115

Figura 35.Lógica interna comprobación de sincronismo para reenganche

Programación

Auto-Reclose Function

El MiCOM P54x inicia el reenganche para despejar faltas mediante cualquier disparo

instantáneo asignado en el PSL a las DDB Entradas Disparo A, B, o C (DDB 530, 531 o

532, respectivamente). El PSL predeterminado incluye el disparo diferencial, disparo

Zona 1 y disparos por teleprotección. Además, otras zonas de distancia, DEF con

Teleprotección, Comparación Direccional, protección de sobreintensidad de fase y de

tierra, y el Reenganche sobre Disparo (TOR) pueden configurarse para iniciar el

reenganche, cuando sea necesario.

Esto se realiza en los ajustes (como se muestra más adelante). Las protecciones tales

como tensión, frecuencia, térmica, etc. bloquean el reenganche.

116

A continuación, se muestran los ajustes del relé para la función reenganche, que deben

configurarse conjuntamente con los ajustes de Control de Interruptor en el Menú

principal. Se muestran los rangos de ajustes disponibles y los ajustes de fábrica

predeterminados:

• Num CBs

El ajuste define qué CB (s) están activos para la instalación específica: CB1

solamente, CB2 solamente o ambos CB1 y CB2.

• AR Mode

Si el ajuste Num CBs (en la columna AUTORECLOSE) se establece en CB1

Only o CB2 Only, entonces este ajuste determina qué modos de cierre

automático están permitidos para el disyuntor: monofásico (AR 1P)

solamente, tanto monofásico como Tres fases (AR 1 / 3P), sólo tres fases

(AR 3P) o el modo de reenganche automático se controla mediante señales

de entrada óptica (AR Opto) Mapeados vía DDBs (1497) Modo AR 1P y

(1498) Modo AR 3P.

• Lead/Foll ARMode

El ajuste determina qué modos de auto-reenganche están permitidos para

disyuntores de guía / seguidor.

El esquema de reenganche automático proporciona el rearme automático

monofásico o trifásico de un alimentador conmutado por dos interruptores

automáticos.

Los dos disyuntores están dispuestos normalmente para volver a cerrar de

forma secuencial con uno, designado disyuntor 'Leader' después de un

tiempo muerto fijo seguido, si el conductor CB permanece cerrado, por el

segundo interruptor de circuito, designado 'Follower' después de un retraso

adicional (tiempo del seguidor).

L1P F1P: tanto el líder como el seguidor están configurados para un

autoenclavamiento monofásico.

L1P F3P: el mando está configurado para el rearme monofásico, mientras

que el mando está configurado para el rearranque trifásico.

117

L3P F3P: tanto el líder como el seguidor están configurados para el

reenganche automático trifásico.

L1 / 3P F1 / 3P: tanto el mando como el seguidor están configurados para el

rearme automático monofásico o trifásico.

L1 / 3P F3P: el mando está configurado para el rearme monofásico o

trifásico, mientras que el mando está configurado para tres solamente.

AR Opto: el modo de reenganche automático del líder y seguidor se controla

mediante señales de entrada opto (Opto) cartografiadas a través de DDBs

(1497) Conductor AR 1P, (1498) Conductor AR 3P, (1409) Seguidor AR 1P

y (1410) Seguidor AR 3P.

• No BF if L No CS

No BF si L No CS = No se bloquea el bloqueo del seguidor si el Líder no

tiene condiciones Check Sync. Este ajuste determina si el seguidor CB debe

cerrarse sin reenganche, o continuar reenganche, si el CB principal no puede

volver a cerrar porque la sincronización de chequeo condiciones no se

cumplen. Si No BF si L No CS está ajustado a Enable, el seguidor CB puede

continuar su ciclo de reenganche, no importa si el líder CB no puede volver a

cerrar debido a que no se cumplen las condiciones de sincronización. Si No

BF si L No CS está ajustado a Disable, el CB seguidor se bloquea debido al

hecho de que el líder CB no puede volver a cerrar debido a que no se

cumplen las condiciones de Check Sync

• Leader Select By

Ajuste que determina cómo se selecciona el líder preferente CB - puede ser

por ajuste de menú, comando HMI o por designado

Opto input.

Si Leader Select By: se establece en Leader by Opto, el líder CB preferido

es: -

• CB1 si la entrada DDB (1408) CB2 Lead es baja, o

• CB2 si la entrada DDB (1408) CB2 Lead es alta.

118

Si Leader Select By: se establece en Leader by Control, entonces ajuste de

control de usuario CTRL CB2 Lead bajo CB CONTROL en el IED menú

determina el líder preferido aplicando comandos de ajuste / restablecimiento

(Si Set entonces CB2 es líder, Si Reset entonces CB1 es líder).

• Select Leader

Si Leader Select By está establecido en Leader by Menu en la celda anterior,

entonces el ajuste Select Leader se vuelve visible y determina que CB es el

líder preferente.

• BF if LFail Cls

BF if L Fail Cls = Bloquear Seguidor de seguimiento si Leader CB no se

cierra. Este ajuste determina si un CB seguidor debe bloquear sin

reenganche, o continúan cerrando de nuevo, si el CB líder no se vuelve a

cerrar cuando se da el comando de cierre de CB de mando.

Si BF if L Fail Cls está ajustado a Enable, el reenganche del CB seguidor se

bloqueará si el líder no se cierra.

Si BF if L Fail Cls está ajustado a Disable, el seguidor CB puede continuar

su ciclo de reenganche si el CB líder no se cierra. (Ver también

configuración de Dynamic F / L).

• Dynamic F/L

Dynamic F / L = Cambio dinámico del seguidor al estado de líder durante un

ciclo de reenganche automático si el CB líder no se cierra.

Si el ajuste de BF if Lfail Cls está ajustado a Disabled, entonces el ajuste de

F / L dinámico se hace visible y determina si el seguidor CB debe asumir el

status de líder y volver a cerrar de inmediato si el líder CB no puede cerrar, o

si debe continuar como seguidor y vuelva a cerrar después de la demora del

seguidor.

F / L dinámico ajustado a Habilitado selecciona el relé de seguidor

inmediato si el CB principal no se cierra;

F / L dinámico ajustado a Desactivado selecciona el seguidor para que se

vuelva a cerrar después del Tiempo de Seguidor si el CB líder no se cierra.

119

• AR Shots

Este ajuste determina cuántos intentos de reenganche (disparos) están

permitidos para cualquier incidente que ocurra antes de ser tratado como

persistente y el reenganche automático está bloqueado. Por ejemplo, si AR

Shots = 2, se inicia un segundo intento de reenganche si la protección

durante el tiempo de recuperación después de un intento de reenganche, pero

bloquea si la protección vuelve a encenderse durante el segundo intento de

reenganche.

• Multi Phase AR

Este ajuste determina si el reenganche automático está permitido o

bloqueado para faltas de dos fases o trifásicas.

• Discrim Time

Tiempo de Discriminación = Discriminación del Tiempo.

Este es un ajuste que determina si un fallo en otra fase (evolucionando o

defecto de desarrollo) después del disparo monofásico y el rearme

automático ha sido iniciado por un fallo monofásico que detiene el ciclo

monofásico e inicia un ciclo de cierre automático de tres fases siempre que

este segundo fallo (defecto evolutivo) ocurra ANTES de que el Tiempo de

Discriminación haya transcurrido. Obliga un bloqueo si el segundo fallo

(fallo evolutivo) ocurre DESPUÉS del tiempo de discriminación

transcurrido, pero antes de que transcurra el tiempo muerto de fase única.

• CB IS Time

CB IS Tiempo = CB en tiempo de servicio. Este es un ajuste del

temporizador para el cual un CB debe permanecer cerrado (y opcionalmente

la línea estará activa) antes de que se considere que está en servicio.

• CB IS MemoryTime

CB IS Memory Time es un ajuste de temporizador que permite recordar un

estado de servicio en CB durante un corto período de tiempo conmutación de

los contactos del conmutador auxiliar CB a un estado abierto CB. Esto puede

ser ocasionalmente necesario para algunos tipos de CB con contactos de

conmutación auxiliar de actuación excepcionalmente rápida que permiten

120

que la lógica de esquema de auto-reenganche detecte la abertura CB antes de

que detecte una operación de protección asociada

• DT Start by Prot

DT Inicio por Prot = Dead Time Start By Acción de protección. Si DT Start

by Prot está ajustado a Disable, un inicio de tiempo muerto no es

directamente afectado por la operación de protección o restablecido, pero

está habilitado por otras condiciones o eventos (ver ajustes: 3PDTStart

WhenLD y DTStart por CB Op).

Si DT Start by Prot está ajustado a Protection Op, el inicio de tiempo muerto

se activa cuando se recibe la señal de inicio de auto-reenganche de la

protección. Si el DT Start by Prot está ajustado a Protection Reset, el inicio

del tiempo muerto se inhibe hasta que se vuelva a cerrar automáticamente la

señal de inicio de la protección restablece.

• 3PDTStart WhenLD

3PDTStart Cuando LD = tiempo muerto de cierre automático de tres fases

comienza cuando la línea se ha apagado. Si está habilitado, se requiere que la

línea se caiga antes de que el tiempo muerto de cierre automático de tres

fases comienza. Si está deshabilitado, el tiempo muerto puede iniciarse

cuando otras condiciones seleccionadas se cumplen, independientemente de

los voltios de línea.

• DTStart by CB Op

Si se habilita, sólo se permite un arranque de tiempo muerto cuando el CB se

ha disparado. Si está desactivado, se permite un inicio de tiempo muerto

cuando las condiciones seleccionadas se cumplen, con independencia de la

posición del CB

• Dead Line Time

Cuando 3PDTStart When LD está habilitado, y la línea no se cae dentro del

período de Dead Line Time establecido, entonces la lógica fuerza la

secuencia de auto-reenganche a bloqueo tras la expiración de este tiempo.

• SP AR Dead Time

121

Ajuste de tiempo muerto para el auto-reenganche monofásico.

• 3P AR DT Shot 1

Ajuste de tiempo muerto para un cierre automático de tres fases (primer

disparo)

• 3P AR DT Shot 2

Ajuste de tiempo muerto para un cierre automático de tres fases (segundo

disparo)

• 3P AR DT Shot 3

Ajuste de tiempo muerto para un cierre automático de tres fases (tercer

disparo)

• 3P AR DT Shot 4

Ajuste de tiempo muerto para un cierre automático de tres fases (cuarto

disparo)

• Follower Time

Ajuste del tiempo de retardo para el reenganche del CB seguidor, después de

que el CB líder se haya reenganchado.

• 3PAR ReclaimTime

Ajuste de tiempo de recuperación después del reinicio automático de tres

fases.

• AR CBHealthyTime

Tiempo de espera máximo para habilitar el cierre de CB mediante

reenganche automático.

Los DDBs de entrada (436/437) se utilizan para CB1 Healthy y CB2 Healthy

respectivamente para activar CB1 y CB2 Cerrar mediante reenganche

automático.

Si el tiempo ajustado se agota con la entrada DDB: CBx Bajo saludable (=

0), alarma AR CBx No saludable (DDB307 o 329 para CB1 y CB2

respectivamente) y se cancela la secuencia de reenganche de CBx

122

• AR CheckSyncTime

Tiempo de espera máximo para la señal pertinente CB SCOK de la lógica de

comprobación del sistema, para habilitar CB Cierre por reenganche

automático.

Si el tiempo ajustado se agota con la señal de entrada CB SCOK baja (= 0),

la alarma de fallo de sincronización de comprobación del sistema AR CB

NO C / S (DDB 308) y se cancela la secuencia de reenganche automático.

• Z1 AR

Ajuste que determina el impacto de la zona instantánea 1 en la operación

AR. (Sólo en modelos con opción de distancia)

• Dist Aided AR

Ajuste que determina el impacto de los esquemas de distancia asistidos que

disparan en el funcionamiento de AR. (Sólo en modelos con opción de

distancia)

• Z2T AR

Ajuste que determina el impacto de la zona retardada 2 en la operación AR.

Establezca Iniciar AR si el viaje debe iniciar un ciclo, y bloquear AR si un

viaje con retardo de tiempo debe causar bloqueo. No establecer ninguna

acción si el disparo de zona 2 no debe ejercer ningún control lógico

específico en el reconector. (Sólo en modelos con opción de distancia)

• Z3T AR

Aplicación similar a Z3T AR. Selección para viajes de la Zona 3.

(Sólo en modelos con opción de distancia)

• ZPT AR

Aplicación similar a ZPT AR. Selección para viajes de la Zona 3.


• Z4T AR

123

Aplicación similar a Z4T AR. Selección para viajes de la Zona 4.


• DEF Aided AR

Ajuste que determina el impacto de la protección direccional de falta de

tierra direccional (DEF) en la operación AR (Sólo en modelos con opción de

distancia)

• Dir. Comp AR

Ajuste que determina el impacto de la protección de comparación

direccional (DEF) ayudada en el funcionamiento de AR. (Sólo en modelos

con opción de distancia)

• TOR AR

Ajuste que determina el impacto de Trip On Reclose (TOR) en la operación

AR (Sólo en modelos con opción de distancia)

• I>1 AR

Ajuste que determina el impacto de la protección de sobreintensidad de

primera etapa en el funcionamiento de AR.

• I>2 AR

Ajuste que determina el impacto de la protección de sobreintensidad de la

segunda etapa en el funcionamiento de AR.

• I>3 AR


tercera etapa en el funcionamiento de AR.

• I>4 AR


cuarta etapa en el funcionamiento de AR.

• ISEF>1 AR

124

Ajuste que determina el impacto de la protección de sobreintensidad de falta

a tierra sensible a la primera etapa en el funcionamiento de AR.

• ISEF>2 AR


a tierra sensible a la segunda etapa en el funcionamiento de AR.

• ISEF>3 AR


a tierra sensible a la tercera etapa en el funcionamiento de AR.

• ISEF>4 AR


a tierra sensible a la cuarta etapa en el funcionamiento de AR.

• ZQT AR

Ajuste que determina el impacto de la zona de retardo de tiempo Q en la

operación AR. Establezca Iniciar AR si el viaje debe iniciar un ciclo, y

bloquear AR si un viaje con retardo de tiempo debe causar bloqueo. No

establecer ninguna acción si el disparo de zona Q no debe ejercer ningún

control lógico específico el reenganchador (Sólo en modelos con opción de

distancia)

➢ AR SYS CHECKS

• CB SC all

Este ajuste determina si se requiere una comprobación del sistema (por

ejemplo, bus directo / línea muerta, etc.) para cualquier reenganche

automático del CB. Si está habilitado, la comprobación del sistema es

necesaria para algunos o todos los reenganches. Si está inhabilitada, no se

requiere la comprobación del sistema para ningún reenganche.

• CB SC Shot 1

Este ajuste determina si se requiere una comprobación del sistema (por

ejemplo, bus directo / línea muerta, etc.) para el primer reenganche de

disparo de CB. Si está habilitada, la comprobación del sistema es

125

necesaria para el primer cierre de disparo. Si está deshabilitado, no se

requiere la comprobación del sistema para el primer disparo reenganche

• CB SC ClsNoDly

Si CB SC ClsNoDly está habilitado, el CB líder puede volver a cerrarse

tan pronto como se cumplan las condiciones de comprobación

sincronizada, sin esperar para que transcurra el tiempo muerto.

Esta opción se requiere a veces para que el segundo extremo de la línea

se vuelva a cerrar en una línea con reenganche retrasado (ciclo típico:

primero el final de línea se vuelve a cerrar después del live bus y línea

caída, entonces el segundo final de la línea se vuelve a cerrar

inmediatamente con el live bus y la línea activa en sincronismo).

• CB SC CS1

Este ajuste permite que el CB se vuelva a cerrar automáticamente como

líder cuando el sistema satisface todos los criterios de la etapa 1 del

sincronismo de comprobación del sistema como se define en CB CS1

Configuración de estado en la columna SYSTEM CHECKS.

• CB SC CS2


líder cuando el sistema satisface todos los criterios de la etapa 2 del

sincronismo de comprobación del sistema como se define en CB CS2

Configuración de estado en la columna SYSTEM CHECKS.

• CB SC DLLB


líder cuando se cumplan las condiciones de línea muerta y bus 1

activadas según se establece en SYSTEM CHECKS columna.

• CB SC LLDB


líder cuando se cumplen las condiciones de la línea en vivo y del bus

muerto como se establece en SYSTEM CHECKS columna.

126

• CB SC DLDB


líder cuando se cumplan las condiciones de línea muerta y bus muerto

como se establece en SYSTEM CHECKS columna.

➢ Followers

o Lo mismo que los CBs anteriores pero actuando como seguidores esta vez

• CB1F SC all

• CB1F SC Shot 1

• CB1F SC CS1

• CB1F SC CS2

• CB1F SC DLLB

• CB1F SC LLDB

• CB1F SC DLDB

Ajustes generales de la protección

Por último, la configuración general de la protección.

Se tienen varios campos de ajuste:

Ajustes de configuración del relé

El relé es un dispositivo multifunción que integra numerosas características de

protección, control y comunicación. Con el fin de simplificar la configuración del relé

existe una columna de ajustes de configuración que permite activar o inhibir un gran

número de funciones del equipo. Los ajustes relacionados con las funciones inhibidas

permanecen invisibles para el usuario, es decir, no se muestran en el menú. Para inhibir

una función, basta con modificar la celda correspondiente de la columna 'Configuración'

pasando de 'Activado' a 'Desactivado'.

La columna de configuración determina cuál de los 4 grupos de ajustes de protección

está seleccionado como activo a través de la celda 'Ajustes activos'. La columna de

configuración también permite inhibir un grupo de ajustes de protección, siempre que

no se trate del grupo activo. Análogamente, no es posible configurar un grupo de ajustes

127

inhibido como grupo activo. Otra de las opciones disponibles permite copiar todos los

valores de los ajustes de un grupo a otro.

Para ello, introduzca el grupo de ajustes de protección que se desea copiar en la celda

'Copiar de'. A continuación, introduzca el grupo a donde se desea copiar los ajustes de

protección en la celda 'Copiar a'. Los ajustes copiados se sitúan en la memoria

provisional y el relé no los utiliza hasta que el usuario confirme la operación.

Configuración de la comunicación de protección

La columna 'COM DIF/IM64' se usa para configurar todos los parámetros de

comunicación de la protección diferencial requeridos por esta protección, así como

también, los parámetros requeridos por la teleprotección cuando la función Diferencial

está desactivada y el relé está funcionando como relé de Distancia, mediante

InterMiCOM64 para fines de la teleprotección. Cada uno de los ajustes siguientes, que

se refiere al Canal 2, es sólo visible cuando está fijada la configuración teleprotección

de 3 Terminales o Doble redundante. La asociación de entrada y salida de

InterMiCOM64 debe realizarse en el Esquema Lógico Programable (PSL).

Ajustes de control y soporte

Los ajustes de control y soporte son parte del menú principal y se utilizan para ejecutar

la configuración global del relé. Incluye ajustes de submenú como sigue:

− Ajustes de configuración de funciones del relé

− Apertura/cierre del interruptor

− Ajustes de relación TI y TT

− Reinicialización de los LED.

− Grupo de ajustes de protección activo

− Ajustes de contraseña y de idioma

− Ajustes de control y supervisión del interruptor

− Ajustes de comunicaciones

− Ajustes de medida

− Ajustes del registro de eventos y de faltas

− Ajustes de la interfaz de usuario

128

− Ajustes de puesta en servicio

Ajustes del registro de perturbaciones (oscilografía)

Los ajustes de oscilografías incluyen la duración del registro y la posición de arranque,

la selección de las señales analógicas y digitales que se registrarán, y las señales que

arrancarán el registro.

129

4. Resultados

El resultado final de la aplicación de todo lo anterior es el correspondiente ajuste de la

P546, siguiendo los criterios proporcionados por REE, que son los siguientes:

Respetando estos criterios y programándolos en la protección resulta lo siguiente:

Ajustes (Settings)

Parámetros de la línea

Figura 36. Parámetros de la línea

Función diferencial

Figura 37. Ajustes función diferencial

130

Función sobreintensidad direccional de tierra

Figura 38. Ajustes función de sobreintensidad

Funciones de mínima tensión y sobretensión

Figura 39. Ajustes función de sobretensión y mínima tensión

131

Ajustes para la protección de distancia

Figura 40. Ajustes protección de distancia 1

132


133


134

Bloqueo de oscilación de potencia

Figura 43. Bloque de oscilación de potencia

Ajustes fallo de interruptor

Figura 44. Ajustes fallo de interruptor

135

Ajustes función de reenganche

Figura 45. Ajustes función de reenganche 1

136

Figura 46. Ajustes función de reenganche 2

137

Ajustes función de sincronismo

Figura 47. Ajustes función de sincronismo

138

Lógica (PSL)

Todo esto no funciona con una lógica que indique qué hacer en cada momento.

El PSL que conseguirá esto es el siguiente:

En primer lugar, se configuran las entradas que nos indicarán el estado, cerrado o

abierto, de los interruptores de cada fase (0, 4, 8 ó A, B, C; es indiferente). Muy

importante para cuando se den ordenes de cierre o de apertura.

Estas entradas son externas al relé.

Figura 48. PSL Entradas al relé

A continuación, se muestra la lógica para detección de faltas de cada una de las fases.

Esta lógica funciona de tal manera que cuando la función diferencial, la función de

distancia, la función de sobreintensidad o la orden de disparo por teleprotección se

active, la fase afectada pasará al estado ‘Faulted Phase’.

139

Figura 49. PSL falta fase A

Figura 50. PSL falta fase B

Figura 51. PSL falta fase C

140

Figura 52. PSL falta de neutro

Con esto conseguimos saber qué fase es la que ha fallado y actuar en consecuencia.

El siguiente PSL mostrado, es el previo al disparo de interruptor.

Cuando se detecta una de las faltas señaladas en la figura, se manda una orden de

disparo del interruptor.

Figura 53. PSL orden de disparo

La orden de disparo, que es algo interno al relé, se transforma finalmente en un output

que es precisamente la apertura del relé.

141

Figura 54. PSL Disparo de los interruptores

También puede ser interesante programar unos LEDs para indicar al operario o al

encargado de la protección que se ha producido un disparo.

Figura 55. PSL Configuración de LEDs por disparo

Puede programarse un registrador de faltas que cuando detecte cualquier disparo o la

apertura de cualquier interruptor actuará como contador e irá haciendo el recuento de

faltas ocurridas, que es una información muy importante para comprobar la calidad de

servicio de la Red.

142

Figura 56. PSL registro de faltas

143

5. Conclusiones

Como conclusión se puede decir que gracias a la nueva tecnología proporcionada por la

protección P546 a la Red de Transporte el sistema de protección mejorará

cualitativamente.

Entre estas mejoras están: una mayor estabilidad del sistema, asegurando una mejor

calidad de servicio de la Red, una mayor rapidez a la hora de despejar las faltas, lo que

también repercute en la calidad de servicio, pues se dispondrá durante más tiempo de

una red sana, la simplificación del sistema de protección que supone cubrir los

requerimientos de la red con una sola protección, la P546, en vez de las 3 que eran

necesarias antes, debido a la multifuncionalidad.

145

6. Referencias






de sincronismo












[GEE_00] General Electrics, MLJ, Relé Digital de Comprobación de Sincronismo, GEK-

106214B

[ROUC16] Rouco Rodríguez, Luis. Apuntes: Protección de líneas de transporte

Disponible en:

http://sifo.comillas.edu/pluginfile.php/987155/mod_resource/content/13/4_Protecci%C3%B3n%20de%20l%C3%ADneas%20de%20transporte.pdf

[SAAV] Saavedra Cossio, Prof. Sr Raúl, Apuntes “Protección de Sistemas Eléctricos”.

Disponible en:

http://www.elistas.net/cgi-bin/eGruposDMime.cgi?K9D9K9Q8L8xumopxC-qjd-uluCRTYSCvthCnoqdy-qlhhyCVTYRQifb7

[ROUC16] Rouco Rodríguez, Luis. Principios de la protección de distancia. Disponible en: http://sifo.comillas.edu/pluginfile.php/987170/mod_resource/content/1/Principios%20de%20protecciones%20de%20distancia.pdf

[ROUC16] Rouco Rodríguez, Luis. Apuntes: Protección de líneas de distribución. Disponible en:

http://sifo.comillas.edu/pluginfile.php/987116/mod_resource/content/5/2_Protecci%C3%B3n%20de%20l%C3%ADneas%20de%20distribuci%C3%B3n.pdf





http://sifo.comillas.edu/pluginfile.php/987170/mod_resource/content/1/Principios%20de%20protecciones%20de%20distancia.pdf

http://sifo.comillas.edu/pluginfile.php/987170/mod_resource/content/1/Principios%20de%20protecciones%20de%20distancia.pdf

147

7. ANEXOS

Estudio de cortocircuitos Se adjunta la programación Matlab utilizada para el análisis de cortocircuitos.

% Parámetros de entrada del problema

j = sqrt(-1);

global A Zf

a = exp(j*2*pi/3);

A = [1 1 1; 1 a^2 a; 1 a a^2];

comp = ['R '; 'S '; 'T '];

lineas = ['linea 1'; 'linea 2'];

% Tensión de la red

eth=400000/sqrt(3);

%Relaciones de transformación

kti=3000/5;

ktu=396000/110;

% Impedancia de falta

Zf=40;

% Impedancias de secuencia directa e inversa

zth1=8*exp(j*85*pi/180);

zth2=13*exp(j*84.5*pi/180);

zl1=27.2*exp(j*84*pi/180);

zl2=4.7*exp(j*84.5*pi/180);

% Impedancias de secuencia homopolar

z0_th1=24*exp(j*77*pi/180);

z0_l1=78.3*exp(j*77*pi/180);

z0_l2=14.1*exp(j*78*pi/180);

z0_th2=18.2*exp(j*76*pi/180);

% Impedancia de ajuste

ZM=0.8*abs(zl1);

% Vista por el relé

Zm=ZM*(kti/ktu);

Localización de la falta

Introducir distancia línea 1

%Alcance del 80%

x=0.8;

%Introducir distancia línea 2

%Alcance del x % (solo en caso de producirse la falta en línea 2)

y=0;

Cálculos de falta trifásica

fprintf('\n Falta trifásica al %.2f %% de la

%7s\n',x*100,num2str(lineas(1,1:7)))

% Impedancias de secuencia

148

z0=0;

z2=0;

zA=zth1+x*zl1+y*zl2;

zB=(1-x)*zl1+(1-y)*zl2+zth2;

z1=paralelo(zA,zB); %zthFFF

% Función para el cálculo de magnitudes de secuencia

[i0,i1,i2,v0,v1,v2] = fun_corto_FFF(eth,z0,z1,z2);

% RELE A

fprintf('\n RELE A \n')

% Intensidades primarias

Idir_A=eth/(zA+x*zl1);

Idir_A=i1*(zB/(zA+zB));

Irst_A=A*[0;Idir_A;0]; % (vector para tener la terna de intensidades)

% Intensidades en el secundario

irst_A=Irst_A/kti;

for i=1:length(irst_A)

fprintf('Intensidad secundaria %1s en el relé A: %.2f A /_

%.2fº\n',num2str(comp(i,1:1)),abs(irst_A(i)),angle(irst_A(i))*180/pi)

end

fprintf('\n')

% Tensiones en el secundario

udir_A=(eth-(Idir_A*zth1))/ktu;

urst_A=A*[0;udir_A;0];

for i=1:length(urst_A)

fprintf('Tension secundaria %1s en el relé A: %.2f V /_

%.2fº\n',num2str(comp(i,1:1)),abs(urst_A(i)),angle(urst_A(i))*180/pi)

end

% RELE B

fprintf('\n RELE B\n')


Idir_B=i1*(zA/(zA+zB));

Irst_B=A*[0;Idir_B;0];


irst_B=Irst_B/kti;

for i=1:length(irst_B)

fprintf('Intensidad secundaria %1s en el relé B: %.2f A /_

%.2fº\n',num2str(comp(i,1:1)),abs(irst_B(i)),angle(irst_B(i))*180/pi)

end

fprintf('\n')


udir_B=(eth-(Idir_B*((1-y)*zl2+zth2)))/ktu;

urst_B=A*[0;udir_B;0];

for i=1:length(urst_B)

fprintf('Tension secundaria %1s en el relé B: %.2f V /_

%.2fº\n',num2str(comp(i,1:1)),abs(urst_B(i)),angle(urst_B(i))*180/pi)

end

149

fprintf('\n Impedancias del relé A \n');

k=(z0-z1)/3*z1;

ZvistaA=urst_A(1)/(irst_A(1));

fprintf ('\n La Z de ajuste es %.2f y la Z vista por el relé es %.2f \n' , Zm

, abs(ZvistaA));

fprintf('\n Impedancias del relé B \n');

ZvistaB=urst_B(1)/(irst_B(1));

fprintf ('La Z de ajuste es %.2f y la Z vista por el relé es %.2f\n ' , Zm ,

abs(ZvistaB));

Falta trifásica al 80.00 % de la linea 1

RELE A

Intensidad secundaria R en el relé A: 12.93 A /_ -84.27º

Intensidad secundaria S en el relé A: 12.93 A /_ 155.73º

Intensidad secundaria T en el relé A: 12.93 A /_ 35.73º

Tension secundaria R en el relé A: 46.91 V /_ -0.27º

Tension secundaria S en el relé A: 46.91 V /_ -120.27º

Tension secundaria T en el relé A: 46.91 V /_ 119.73º

RELE B

Intensidad secundaria R en el relé B: 16.63 A /_ -84.38º

Intensidad secundaria S en el relé B: 16.63 A /_ 155.62º

Intensidad secundaria T en el relé B: 16.63 A /_ 35.62º

Tension secundaria R en el relé B: 15.08 V /_ -0.38º

Tension secundaria S en el relé B: 15.08 V /_ -120.38º

Tension secundaria T en el relé B: 15.08 V /_ 119.62º

Impedancias del relé A

La Z de ajuste es 3.63 y la Z vista por el relé es 3.63

Impedancias del relé B


150

Cálculos de falta bifásica

fprintf('\n Falta bifasica al %.2f %% de la


% Impedancias de cada lado de la falta

z1_i=zth1+x*zl1+y*zl2;

z1_d=(1-x)*zl1+(1-y)*zl2+zth2;

% Impedancias de secuencia

z0=0;

z1=paralelo(z1_i,z1_d);

z2=z1;

%Cálculo de las magnitudes de secuencia

[i0,i1,i2,v0,v1,v2] = fun_corto_FF(eth,z0,z1,z2);

% RELE A



Idir_A=i1*(z1_d)/(z1_d+z1_i);

Iinv_A=i2*(z1_d)/(z1_d+z1_i);

Ihom_A = 0;

I012_A = [Ihom_A; Idir_A; Iinv_A];

Irst_A = A*I012_A;


irst_A=Irst_A/kti;




end

fprintf('\n')


udir_A=(eth-(Idir_A*zth1))/ktu;

uinv_A=-(Iinv_A*zth1)/ktu;

uhom_A=0;

u012_A = [uhom_A; udir_A; uinv_A];

urst_A = A*u012_A;




end

% RELE B

fprintf('\n RELE B \n')


Idir_B=i1*(z1_i)/(z1_d+z1_i);

Iinv_B=i2*(z1_i)/(z1_d+z1_i);

Ihom_B = 0;

I012_B = [Ihom_B; Idir_B; Iinv_B];

Irst_B = A*I012_B;


irst_B=Irst_B/kti;

151




end

fprintf('\n')



uinv_B=-(Iinv_B*((1-y)*zl2+zth2))/ktu;

uhom_B=0;

u012_B = [uhom_B; udir_B; uinv_B];

urst_B = A*u012_B;




end


ZvistaA=(urst_A(2)-urst_A(3))/(irst_A(2)-irst_A(3));


, abs(ZvistaA));


ZvistaB=(urst_B(2)-urst_B(3))/(irst_B(2)-irst_B(3));


abs(ZvistaB));

Falta bifasica al 80.00 % de la linea 1

RELE A

Intensidad secundaria R en el relé A: 0.00 A /_ 0.00º

Intensidad secundaria S en el relé A: 5.85 A /_ -121.26º


Tension secundaria R en el relé A: 64.15 V /_ 0.00º



RELE B

Intensidad secundaria R en el relé B: 0.00 A /_ 0.00º

Intensidad secundaria S en el relé B: 7.53 A /_ -121.37º

Intensidad secundaria T en el relé B: 7.53 A /_ 58.63º

Tension secundaria R en el relé B: 64.15 V /_ 0.00º


152






Cálculos falta monofásica

fprintf('\n Falta monofásica al %.2f %% de la


%Impedancias de cada lado de la falta

z1_i=zth1+x*zl1+y*zl2;

z1_d=(1-x)*zl1+(1-y)*zl2+zth2;

z0_i=z0_th1+x*z0_l1+y*z0_l2;

z0_d=(1-x)*z0_l1+(1-y)*z0_l2+z0_th2;

%Impedancias de secuencia



z2=z1;

% Cálculos

[i0,i1,i2,v0,v1,v2] = fun_corto_F(eth,z0,z1,z2);

% RELE A



Idir_A=i1*(z1_d)/(z1_d+z1_i);

Iinv_A=i2*(z1_d)/(z1_d+z1_i);

Ihom_A =i0*(z0_d)/(z0_d+z0_i);

I012_A = [Ihom_A; Idir_A; Iinv_A];

i012_A = I012_A/kti;


irst_A = A*i012_A;




end

fprintf('\n')


Udir_A=(eth-(Idir_A*zth1));

Uinv_A=-(Iinv_A*zth1);

Uhom_A=(-Ihom_A*z0_th1);

U012_A = [Uhom_A; Udir_A; Uinv_A];

u012_A= U012_A/ktu;

153

urst_A = A*u012_A;




end

% RELE B

fprintf('\n RELE B \n')


Idir_B=i1*(z1_i)/(z1_d+z1_i);

Iinv_B=i2*(z1_i)/(z1_d+z1_i);

Ihom_B=i0*(z0_i)/(z0_d+z0_i);

I012_B = [Ihom_B; Idir_B; Iinv_B];

i012_B= I012_B/kti;

Irst_B = A*I012_B;


irst_B=Irst_B/kti;




end

fprintf('\n')



uinv_B=-(Iinv_B*((1-y)*zl2+zth2))/ktu;

uhom_B=(-Ihom_B*((1-y)*z0_l2+z0_th2))/ktu;

u012_B = [uhom_B; udir_B; uinv_B];

urst_B = A*u012_B;




end


% Cálculo impedancia vista

k=(z0_l1-zl1)/(3*zl1);

ZvistaA=urst_A(1)/(irst_A(1)+3*k*i012_A(1));


, abs(ZvistaA));


ZvistaB=urst_B(1)/(irst_B(1)+3*k*i012_B(1));


abs(ZvistaB));

Falta monofásica al 80.00 % de la linea 1

RELE A

Intensidad secundaria R en el relé A: 3.36 A /_ -23.34º

Intensidad secundaria S en el relé A: 0.22 A /_ 157.22º

154


Tension secundaria R en el relé A: 60.62 V /_ -5.61º



RELE B

Intensidad secundaria R en el relé B: 4.82 A /_ -23.39º

Intensidad secundaria S en el relé B: 0.22 A /_ -22.78º

Intensidad secundaria T en el relé B: 0.22 A /_ -22.78º

Tension secundaria R en el relé B: 56.34 V /_ -15.99º







A continuación, las funciones empleadas para el Matlab

Función falta monofásica

function [i0,i1,i2,v0,v1,v2] = fun_corto_F(eth,z0,z1,z2)

%%Cálcula el corto monofásico

global Zf

i0=eth/(z1+z2+z0+3*Zf);

i1=i0;

i2=i0;

v0=-i0*z0;

v1=eth-i1*z1;

v2=-i2*z2;

end

Falta bifásica

function [i0,i1,i2,v0,v1,v2] = fun_corto_FF(eth,z0,z1,z2)

%%Cálcula el corto bifásico

155

global Zf

i0=0;

i1=eth/(z1+z2+Zf);

i2=-i1;

v0=0;

v1=eth-i1*z1;

v2=-i2*z2;

end

Falta trifásica

function [i0,i1,i2,v0,v1,v2] = fun_corto_FFF(eth,z0,z1,z2)

%%Cálcula el corto trifásico equilibrado

i0=0;

i1=eth/z1;

i2=0;

v0=0;

v1=0;

v2=0;

end

Función paralelo

function z = paralelo(z1,z2)

z = (1/z1+1/z2)^(-1);

Función para representación de características de distancia

close all

clear all

%Relaciones de transformación

kti=3000/5;

ktu=396000/110;

k = 0.8;

zl_ajuste = k*27.2*exp(j*84*pi/180)*kti/ktu;

m = tan(84*pi/180)

R_2 = abs(zl_ajuste)/2;

cy = imag(zl_ajuste)/2

cx = sqrt(R_2^2 - cy^2)

figure(1)

th = 0:pi/50:2*pi;

xunitb = R_2 * cos(th) + cx;

yunitb = R_2 * sin(th) + cy;

156

hb1 = plot(xunitb, yunitb,'lineWidth',1.5);

xlabel('R (\Omega)')

ylabel('\chi (\Omega)')

title(‘Caracteristicas MHO y Cuadrilateral’)

% legend('Característica del relé de distancia')

grid on

ax = gca;

ax.XAxisLocation = 'origin'

ax.YAxisLocation = 'origin'

% Característica MHO rombo

n = 3;

hold on

x = n*abs(zl_ajuste)/2:0.01:((abs(zl_ajuste)/2+cy)/m)+n*abs(zl_ajuste)/2;

y = m*(x-n*abs(zl_ajuste)/2);

plot(x,y,'Color',[0.85 0.33 0.1],'lineWidth',1.5)

x1 = 0:0.01:((abs(zl_ajuste)/2+cy)/m);

y1 = m*(x1);

plot(x1,y1,'Color',[0.85 0.33 0.1],'lineWidth',1.5);

x2 =

((abs(zl_ajuste)/2+cy)/m):0.01:((abs(zl_ajuste)/2+cy)/m)+n*abs(zl_ajuste)/2;

y2 = 3.615 +x2-x2;

plot(x2,y2,'Color',[0.85 0.33 0.1],'lineWidth',1.5)

157

Criterios de ajuste y escenario

Escenario:

Valores:

Generador en A que es igual al Generador en B:

o 𝑈𝑁 = 400 𝑘𝑉

o 𝑍1 = 16⌊85Ω

o 𝑍0 = 24⌊77Ω

Línea L1:

o 𝐿 = 85 𝑘𝑚

o 𝑍1 = 27.2⌊84Ω

o 𝑍0 = 78.3⌊77Ω

o 𝐵1 = 325 𝜇𝑆

o 𝐵0 = 232 𝜇𝑆

Línea L2:

o 𝐿 = 15 𝑘𝑚

o 𝑍1 = 4.7⌊84.5Ω

o 𝑍0 = 14.1⌊78Ω

o 𝐵1 = 61 𝜇𝑆

o 𝐵0 = 40 𝜇𝑆

Generador en D:

o 𝑈𝑁 = 400 𝑘𝑉

o 𝑍1 = 13⌊84.5Ω

o 𝑍0 = 18.2⌊76Ω

Criterios de ajuste

A continuación se indican algunas consideraciones generales a tener en cuenta en los

ficheros de ajuste a entregar:

158

Todos los ajustes a entregar deberán realizarse en valores secundarios.

Los transformadores de intensidad y de tensión serán los siguientes, en función del

nivel de tensión:

o TI en 400 kV = 3000 / 5 A.

o TI en 220 kV = 2000 / 5 A.

o TT en 400 kV = 396.000:√3 / 110:√3 V.

o TT en 220 kV = 220.000:√3 / 110:√3 V.

UNIDAD DIFERENCIAL DE LINEA – 87L

Esta unidad se ajustará con la mayor sensibilidad posible, teniendo en cuenta que el

valor mínimo debe ser el 5%.

El resto de valores característicos de la curva serán ajustados según recomendaciones

del fabricante.

UNIDAD DE DISTANCIA – 21

Tomando ZL y θ como modulo y ángulo de la impedancia de la línea, se ajustará la zona

1 a subalcance según los siguientes criterios:

𝑍1 = 0.8 ∙ 𝑍𝐿

𝑋1 = 𝑍1 ∙ sin 𝜃

𝑅1 = 𝑚𝑖𝑛(4.5 ∙ 𝑋1 , 𝑅𝐹𝐴𝐵) siendo RFAB el limite resistivo recomendado por el

fabricante.

En cuanto a la zona 2, se ajustará a sobrealcance para cubrir la línea con garantías,

según los siguientes criterios:

𝑍2 = 1.2 ∙ 𝑍𝐿


𝑅2 = 𝑚𝑖𝑛(4.5 ∙ 𝑋2 , 𝑅𝐹𝐴𝐵) siendo RFAB el limite resistivo recomendado por el

fabricante.

La zona 3 se ajustará según los siguientes criterios:

𝑍3 = 1.1 ∙ (𝑍𝐿 + 𝑍𝐿𝐿 ) siendo ZLL la impedancia de la línea más larga adyacente.


𝑅3 = 𝑚𝑖𝑛(1.3 ∙ 𝑅2 , 60 Ω)

Las siguientes funciones quedaran a criterio del fabricante:

Factor de compensación homopolar.

Oscilación de potencia.

Ajuste para la Homogeneidad del sistema.

UNIDAD DIRECCIONAL DE NEUTRO – 67N

La unidad direccional de neutro a ajustar constará a su vez de de dos unidades, una a

tiempo definido y otra a tiempo inverso.

La unidad a tiempo definido tendrá los siguientes ajustes:

𝐼𝑁≫ = 𝐼𝐶𝐶−70 con ICC-70 como el cortocircuito al 70% de la línea.

159

𝑡𝑁≫ = 200 𝑚𝑠

La unidad a tiempo inverso tendrá los siguientes ajustes:

𝐼𝑁> = 450 Amperios primarios.

Tipo de Curva = Muy Inversa ANSI.

DIAL = Se ajustará tal que el valor ajustado en IN>> sea disparado en no menos de

400 ms.

La unidad a tiempo inverso debe quedar bloqueada por la activación de la unidad a

tiempo definido.

UNIDAD DE SOBRETENSION – 59

Se ajustará una unidad de sobretensión fase-neutro, que tendrá los siguientes ajustes:

𝑈> = 1.2 ∙ 𝑈𝑁 donde UN es la tensión nominal del sistema.

t59 = 1 segundo.

UNIDAD DE MINIMA TENSION – 27

Se ajustará una unidad de subtensión fase-neutro, que tendrá los siguientes ajustes:

𝑈< = 0.65 ∙ 𝑈𝑁 donde UN es la tensión nominal del sistema.

t27 = 4 segundos.

UNIDAD DE FALLO DE INTERRUPTOR – 50S-62

Se ajustará una unidad de fallo de interruptor con dos permisivos por corriente, una para

corriente de fase y otra para corriente de neutro. Los ajustes de estos permisivos serán:

𝐼50𝑆−62−𝑃𝐻 = 6 Amperios Secundarios.

𝐼50𝑆−62−𝐺𝑁𝐷 = 0.9 ∙ 𝐼𝑁>

Esta unidad de fallo de interruptor ejecutará un redisparo en 95 ms y lanzará señal de

fallo de interruptor en 200 ms.

UNIDAD DE SINCRONISMO – 25

La unidad de sincronismo, tendrá una ventana de 1 segundo en la que se deben dar las

siguientes condiciones para que evolucione el cierre del interruptor:

La diferencia de módulos a ambos lados del interruptor debe estar en el rango de

±10% de la tensión nominal del sistema.

La diferencia de ángulos deberá ser inferior a 32°.

El deslizamiento deberá ser inferior a 300 mHz.

UNIDAD DE ACOPLAMIENTO DE REDES – 25-AR

La unidad de acoplamiento de redes, debe ser seleccionada mediante entrada binaria en

lo que se llama teleacoplador. En caso de que el teleacoplador este seleccionado, el

cierre del interruptor evolucionara si durante 10 minutos se dan las siguientes

condiciones:

La diferencia de módulos a ambos lados del interruptor debe estar en el rango de

±10% de la tensión nominal del sistema.

La diferencia de ángulos deberá ser inferior a 32°.

El deslizamiento deberá ser inferior a 300 mHz.

Existirá la posibilidad de cancelar la orden de cierre por teleacoplador, mediante una

entrada binaria cableada en el relé.

REENGANCHADOR AUTOMATICO – 79

160

Se ajustará el reenganchador con los siguientes ajustes:

Reclaim time = 20 segundos.

Tiempo de pausa para reenganche monofásico = 1 segundo.

Tiempo de pausa para reenganche trifásico:

o 400 ms en caso de que el extremo envíe tensión.

o 900 ms en caso de que el extremo reciba tensión.

El extremo que envía tensión será siempre el del Relé A mientras que recibirá tensión

siempre el extremo del Relé B.

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