INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL · ismael cruz mata ing. juan carlos aguirre fonseca méxico d.f....

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

“PUESTA EN SERVICIO DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MANZANILLO

SF6 230/400KV”

TESIS

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO ELECTRICISTA

PRESENTA

VICTOR MARTÍNEZ MARTÍNEZ

ASESORES: ING. ISMAEL CRUZ MATA ING. JUAN CARLOS AGUIRRE FONSECA

México D.F. Agosto 2012

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELECTRICA

UNIDAD PROFESIONAL "ADOLFO LÓPEZ MATEOS"

TEMA DE TESIS

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO ELECTRICISTA

POR LA OPCIÓN DE TITULACIÓN TESIS Y EXAMEN ORAL INDIVIDUAL

DEBERA(N)DESARROLLAR C. VÍCTOR MARTÍNEZ MARTÍNEZ

"PUESTA EN SERVICIO DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MANZANILLO SF6230/400KV"

REALIZAR EL ESTUDIO DE LA PUESTA EN SERVICIO DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MANZANILLO SF6 230/400KV, A FIN DE DAR A CONOCER LOS PROCEDIMIENTOS BÁSICOS Y ESQUEMAS TÍPICOS A CONSIDERAR EN LA PUESTA EN SERVICIO DE LAS SUBESTACIONES DE TRANSFORMACIÓN UTILIZADAS EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA, Así COMO EL EQUIPO DE PRUEBA NECESARIO EN LA PUESTA EN SERVICIO DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN.

• INTRODUCCIÓN • ARREGLOS DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS • ESQUEMAS DE PROTECCIÓN Y EQUIPO DE PRUEBA DE RELEVADORES • DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN MANZANILLO • PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO DEL ESQUEMA DE LÍNEA 400KV LT-A-85-21-IM-IN • PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO DEL ESQUEMA DE LÍNEA DE 230KV LT-9-87-21-87-IM-IN • PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO DEL ESQUEMA DEL TRANSFORMADOR 400&230KV TT-IM-PA-IN • PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO DEL ESQUEMA DE BARRAS 400KV DB-IM-SX • CONCLUSIONES

MÉXICO D.F. A 24 DE MAYO DE 2012

ASESORES

CRUZ MATA

RA""--~~R'!"O)'AJ\,IttfiUM~ORTIZ

L EPARTAMENTO ACADÉMICO DE INGENIERÍA ELECTRICA

“PUESTA EN SERVICIO DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MANZANILLO SF6 230/400 KV”

1

OBJETIVO

Realizar el estudio de la puesta en servicio del sistema de protección de la subestación eléctrica

manzanillo SF6 230/400 KV, a fin de dar a conocer los procedimientos básicos y esquemas típicos a

considerar en la puesta en servicio de las subestaciones de transformación utilizadas en los sistemas

eléctricos de potencia, así como el equipo de prueba necesario en la puesta en servicio de los sistemas

de protección.


2

INDICE

Página

Introducción ……………………………………………………………………………. 5

CAPITULO I. ARREGLOS DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS …………………. 6

I.1 Tipos de esquemas………….…………………………………………………………….. 6

I.2 Secuencia de operación ………………………………………………………………….. 7

I.3 Tipos de esquemas y secuencias de operación……………………………………….. 7

I.3.1 Barra sencilla o simple…………………………………………………………... 7

I.3.2 Barra sencilla con división de barras………………………………………….. 9

I.3.3 Barra simple con By – Pass …………………………………………………… 10

I.3.4 Barra simple con By – Pass de línea …………………………………………. 11

I.3.5 Barra simple con transferencia ……………………………………………….. 12

I.3.6 Doble barra ……………………………………………………………………… 13

I.3.7 Doble Barra con By – Pass ……………………………………………………. 15

I.3.8 Doble barra con seccionador de transferencia ……………………………… 16

I.3.9 Doble barra con transferencia ………………………………………………… 17

I.3.10 Juego de barras triple …………………………………………………………. 19

I.3.11 Barras en anillo …………………………………………………………………. 20

I.3.12 Barras en malla …………………………………………………………………. 22

I.3.13 Interruptor y Medio ……………………………………………………………… 23

I.3.14 Doble Interruptor ………………………………………………………………… 24

CAPITULO II. ESQUEMAS DE PROTECCIÓN Y EQUIPO DE PRUEBA DE RELEVADORES ..26

II.1 Protección de líneas de transmisión …………..……………………………………….. 26

II.1.1 Clasificación de las líneas………………………………………………………. 26

II.1.2 Clasificación de las líneas en relación a la protección ……………………… 26

II.1.3 Protecciones de líneas …….……………………………………………………. 27

II.1.3.1 Protección de sobrecorriente ………………………………………… 28

II.1.3.2 Protección de sobrecorriente direccional …………………………… 30

II.1.3.3 Protección de distancia ……………………………………………….. 34

II.1.3.4 Protección diferencial de líneas ……………………………………… 47

II.2 Protección de transformadores …………..……………………………………………… 50

II.2.1 Protección diferencial del transformador………………………………………. 51

II.2.2 Clasificación de sobrecorriente del transformador …………..……………… 60

II.2.3 Protección mecánica del transformador …….………………..………………. 66


3

II.3 Protección de barras ……………….……..……………………………………………… 69

II.3.1 Protección de barras con relevadores de respaldo……………….…………. 70

II.3.2 Protección por comparación direccional ……………………..……………… 71

II.3.3 Protección diferencial de barras ……………..………………..………………. 71

II.4 Descripción del equipo de prueba OMICRON CMC 256 ……………….…….……… 75

II.4.1 Introducción…………………………………………………………….…………. 75

II.4.2 Manejo del equipo OMICRON CMC 256 ……………………..……………… 77

CAPITULO III. DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MANZANILLO …... 86

III.1 Antecedente histórico ………….…………………………………………………………. 86

III.2 Diagrama unifilar de la subestación …………..………………………………….. 87

III.3 Descripción del esquema de protecciones implementado en la S.E.Manzanillo….. 88

CAPITULO IV. PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO DEL ESQUEMA DE LÍNEA 400 KV LT-A-85-21-

IM-IN ……………………………………………………………………………………… 99

IV.1 Descripción, ajustes y programación del relevador, pruebas a la protección digital por

comparación direccional SEL 421…………..………………………………………….. 99

IV.2 Descripción, ajustes y programación del relevador, pruebas a la protección digital de distancia

SIEMENS 7SA522 …………………..………..……………………………………….. 107

IV.3 Descripción, ajustes y programación del relevador, pruebas a la protección digital de

sobrecorriente direccional SIEMENS 7SJ64 …………………..…………………….. 118

IV.4 Descripción, ajustes y programación del relevador, pruebas a la protección digital contra falla de

interruptor SIEMENS 7VK61 ………………………………..…………………….. 125

CAPITULO V. PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO DEL ESQUEMA DE LÍNEA 230 KV LT-9-87-21-

87-IM-IN …………………………………………………………………………… 133

V.1 Descripción, ajustes y programación del relevador, pruebas de protección a la protección digital

por comparación direccional SEL 311L …………..….……………………………….. 133


de distancia SIEMENS 7SD522 …………………..………………………………….. 141


de sobrecorriente direccional SIEMENS 7SJ64 …………………..……………….. 149


contra falla de interruptor SIEMENS 7VK61 ……………………………………….. 157


4

CAPITULO VI. PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO DEL ESQUEMA DE TRANSFORMADOR

400/230 KV TT-IM-PA-IN ………………………………………………………………… 164

VI.1 Descripción, ajustes y programación del relevador, pruebas de protección a la protección digital

diferencial de transformador direccional SEL 387 ………………………………….. 164

VI.2 Descripción, ajustes y programación del relevador, pruebas de protección a la protección digital

diferencial de transformador GE T60 …………………..………………………….. 174

CAPITULO VII. PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO DEL ESQUEMA DE BARRAS 400 KV DB-IM-SX

…………………………………………………………………………………… 184

VII.1 Descripción, ajustes y programación del relevador, pruebas de protección a la protección digital

de barras SEL 487B en arreglo interruptor y medio 400KV, Barra 1 y Barra 2 .. 184

VII.2 Análisis de costos de puesta en servicio para el esquema de protección. …….. 196

CONCLUSIONES …………………….…………………………………………………… 197

BIBLIOGRAFÍA …………………….…………………………………………………… 198


5

INTRODUCCIÓN

En el presente trabajo se describe el sistema de protección que se implemento en la subestación

Eléctrica Manzanillo SF6, se hace una descripción del arreglo existente, y los tableros PCYM que se

construyeron para cubrir todas las necesidades de la subestación, ya que por alto nivel de salinidad se

optó por construir una subestación aislada en gas SF6 o mejor conocida como (GIS). Debido a los dos

diferentes arreglos que tiene la subestación, interruptor y medio en 400KV y doble barra con interruptor

de amarre en 230KV, se considera necesario abordar los diferentes arreglos de subestaciones

eléctricas con el fin de tener una mejor idea de esquema implementado.

Para tener una idea más clara del sistema implementado se aborda también un capitulo de teoría

general de protecciones donde se hace una descripción del relevador y como ha ido evolucionando a

través de los años.

Actualmente los equipos de protección son microprocesados y son los de este tipo los que se han

instalado en el sistema de protección descrito, debido a esto hace una descripción del funcionamiento

de algunos de los equipos más sobresalientes del sistema de protección implemento como son la

protección de línea de transmisión, la protección diferencial de barras y la protección diferencial de

transformador.

Los equipos de prueba de relevadores han ido evolucionando a la par de los equipos de protección, por

lo que se consideró indispensable abordar este tema en un capitulo de este trabajo.


6

CAPITULO I

ARREGLOS DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

La conexión entre los elementos que integran la subestación en un diagrama esquemático, que conecta

en forma simbólica y a través de un solo hilo todo el equipo mayor de la instalación (diagrama unifilar

simple), permite observar su forma de operación y la de cada uno de los circuitos. El diseño de una

subestación eléctrica se inicia con la selección del diagrama unifilar correspondiente una vez se define

la necesidad de la subestación con base en el estudio de las variaciones de carga de la zona y de la

proyección futura a mediano o largo plazo. Existen varios esquemas o configuraciones utilizados en

subestaciones que varían dependiendo de diversos factores como son:

• Continuidad de servicio o confiabilidad del sistema

• Versatilidad de operación o flexibilidad.

• Facilidad de mantenimiento de los equipos o seguridad.

• Cantidad y tamaño de los equipos.

• Área del terreno disponible

• Costo.

Los factores anteriores, hacen imposible hablar de una normalización de las Configuraciones de

subestaciones en el sentido estricto de la palabra, ya que cada Subestación presenta características y

condiciones especiales, que para su Satisfacción requieren en muchos casos alguna particularidad en

la subestación.

I.1 TIPOS DE ESQUEMAS

Básicamente existen dos tendencias generales, la europea o de conexión de barras y la americana o de

conexión de interruptores. Las configuraciones de conexión de interruptores, son aquellas en las cuales

los circuitos se conectan a las barras o entre ellas por medio de uno o más interruptores. Las

configuraciones de conexión de barras son aquellas en las cuales cada circuito tiene un interruptor, con

la posibilidad de conectarse a una o más barras por medio de seccionadores. Las configuraciones más

utilizadas en esta tendencia son para un nivel de tensión menor a 245 kV.


7

I.2 SECUENCIA DE OPERACIÓN

Normalmente se hace necesario, sacar de servicio alguna línea que llega a la subestación, barras u otro

elemento para labores de mantenimiento. Estas maniobras de conexión y desconexión deben hacerse

de modo que el servicio, sea interrumpido lo menos posible y teniendo en cuenta que los interruptores

son los únicos que pueden abrir y cerrar bajo carga, lo cual no ocurre con los seccionadores. A los

pasos que se siguen para conectar o desconectar cualquier elemento de una subestación, se les llama

secuencia de operación. La secuencia de operación depende básicamente de la configuración de la

subestación y de la maniobra que se realiza. Normalmente la secuencia va asociada con la complejidad

de la subestación.

I.3 TIPOS DE ESQUEMAS Y SECUENCIAS DE OPERACIÓN

A continuación se describen los diagramas unifilares de las configuraciones más utilizadas, siguiendo

un orden creciente de complejidad con su respectiva secuencia de operación.

I.3.1 BARRA SENCILLA O SIMPLE.

Es el más simple de todos los esquemas ya que sólo requiere de un interruptor y dos seccionadores

para cada salida, es el más económico y su operación es también la más sencilla, ver figura I.3.1

Figura I.3.1 Barra sencilla o simple


8

El arreglo de barra sencilla se utiliza en subestaciones de pequeña potencia, así como en plantas

generadoras que no forman parte fundamental del suministro de energía al sistema.

Ventajas

Entre las ventajas que brinda este esquema se encuentran:

- Facilidad de instalación operación y mantenimiento.

- Reducción de inversión, empleando poco espacio, equipo y estructuras.

- Su sistema de control y protección es muy simple.

Desventajas

Algunas desventajas son:

- Falta de confiabilidad, seguridad y flexibilidad, ya que con cualquier avería en las barras se interrumpe

totalmente el suministro de energía.

- El mantenimiento en cualquier interruptor o seccionador ocasiona la salida del circuito

correspondiente.

- La ampliación de la subestación conlleva siempre, el ponerla fuera de servicio totalmente.

Secuencia de operación:

Con referencia a la figura I.3.1 y suponiendo que inicialmente todos los Interruptores y seccionadores se

encuentran cerrados a excepción de los seccionadores de puesta a tierra 1 y 9 se requiere hacer

mantenimiento en el interruptor 7, entonces la secuencia de operación es la siguiente:

1. Abrir el interruptor 7

2. Abrir los seccionadores 6 y 8

3. Cerrar el seccionador de puesta a tierra 9

Para renovar servicio en la misma línea:

1. Abrir el seccionador de puesta a tierra 9

2. Cerrar los seccionadores 6 y 8.

3. Cerrar en interruptor 7.


9

I.3.2 BARRA SENCILLA CON DIVISIÓN DE BARRAS.

Presenta la misma configuración básica que el de barra simple, un interruptor y dos seccionadores por

salida, pero dividiendo la barra principal con seccionadores o interruptores, tal como puede apreciarse

en la figura I.3.2. Cada una de las partes en que se dividen las barras tiene de por sí los mismos

inconvenientes que se enumeran en el punto anterior. Además presenta otras ventajas y desventajas

tales como:

Ventajas:

- Se obtiene una mayor flexibilidad y confiabilidad que en el de barra sencilla, permitiendo un servicio

con mayor continuidad, así en caso de avería en barras, sólo salen del sistema las partes de las barras

que tienen que ver con la falla.

- Se facilitan las labores de mantenimiento y vigilancia.

- En un momento dado el sistema puede ser alimentado por dos fuentes diferentes.

Desventajas:

- Una avería en el seccionador de barras pone fuera de servicio a varios circuitos de las barras.

- La protección es más compleja que en el caso anterior.

Figura I.3.2 Barra Sencilla con división de barras.


10


De acuerdo con la figura I.3.2 y suponiendo que 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 10, 11, 12, 14, 15 y 16 están

cerrados, para sacar una línea o un interruptor, se procede como en el caso anterior; si se requiere

sacar de servicio la parte del barras derecho entonces se procede de la siguiente forma:

1. Abrir los interruptores 7 y 11

2. Abrir los seccionadores 6, 8, 10 y 12

3. Cerrar los seccionadores de puesta a tierra 9 y 13.


5. Abrir el seccionador 5 y el seccionador de barras 14

Para restablecer el servicio:

1. Cerrar los seccionadores 5 y 14

2. Cerrar el interruptor 4.

3. Cerrar los seccionadores 6, 8, 10 y 12

4. Abrir los seccionadores de puesta a tierra 9 y 13

5. Cerrar los interruptores 7 y 11

I.3.3 BARRA SIMPLE CON BY-PASS.

Consiste básicamente en una disposición como la de barras simple, con la adición de seccionadores

que conectan cada salida con la barra principal. Este montaje como puede verse en la figura I.3.3

permite la reparación o mantenimiento de interruptores sin tener que sacar de servicio a la línea

correspondiente. El mayor problema que presenta utilizar el seccionador de By Pass, es que la salida

no tiene protección y en caso de falla saca de servicio a todas las barras.

Figura I.3.3 Barra simple con by-pass.


11


Haciendo seguimiento a la figura I.3.3 y partiendo con todos los interruptores y seccionadores cerrados

menos los seccionadores de by-pass y puesta a tierra (7, 17,11); para sacar de servicio una línea, se

procede igual que para el barras simple.

Para sacar el interruptor 9 a mantenimiento se procede de la siguiente manera:

1. Cerrar el seccionador de by-pass 7



Nota: el seccionador de puesta a tierra (11) se cierra cuando se saca la línea Para restablecer el

servicio a través del interruptor 9:


2. Cerrar el interruptor 9

3. Abrir el seccionador de by-pass 7 salidas y otro para cada una de las salidas. Ver figura I.3.4. Esta

configuración permite la reparación de interruptores sin tener que sacar de servicio a la línea

correspondiente, se mantiene el servicio y la protección a través del interruptor del circuito vecino,

aumenta la confiabilidad y seguridad al sistema.

I.3.4 BARRA SIMPLE CON BY – PASS DE LÍNEA.

Figura I.3.4 Barra Simple con by-pass de línea.


12


De acuerdo a la figura I.3.4 asumiendo que el barras está energizado, los interruptores 10 y 16

cerrados, los seccionadores 9, 11, 12 , 15, 17 y 18 cerrados y los seccionadores 13 y 14 abiertos. Para

sacar de servicio cualquier línea se procede igual forma que en el barras simple teniendo en cuenta que

hay que operar otro seccionador. Para sacar el interruptor 10 manteniendo el servicio se procede de la

siguiente manera:

1. Cerrar el seccionador de by-pass de línea 14



Para restablecer el servicio a través del interruptor 10:


2. Cerrar el interruptor 10

3. Abrir el seccionador de by-pass de línea 14

I.3.5 BARRAS SIMPLE CON TRANSFERENCIA.

Esta configuración mostrada en la figura I.3.5, consiste en un barras simple al cual se anexa una barra

auxiliar y un interruptor de conexión de barras, se conserva en esta forma el servicio del campo

respectivo durante mantenimiento o falla en un interruptor y brindando además la correspondiente

protección, lo cual demuestra la buena confiabilidad y flexibilidad que esta configuración presenta.

Figura I.3.5 Barras simple con transferencia.


13

Esta es una disposición muy práctica para subestaciones con muchos interruptores y que requieren de

constante mantenimiento. Su desventaja radica en el aumento de los costos debido a la mayor cantidad

equipo, por la misma razón su operación se hace un poco más difícil. Por otra parte una falla en la barra

principal saca de servicio toda la subestación.


Referenciándose en la figura I.3.5 y suponiendo inicialmente 1, 2, 3, 5, 6, 7 cerrados; 4, 9, 10, 11, 12, y

por supuesto 8 abiertos. Si es necesario sacar de servicio una línea, la secuencia de operación es la

misma que para barra simple. Si se realiza mantenimiento en el interruptor 6 sin sacar la línea la

secuencia es:

1. Energizar las barras de transferencia cerrando los seccionadores 10 y 12 y el interruptor 11

respectivamente.

2. Cerrar el seccionador 9



Nota: La línea queda protegida por el interruptor 11.

Para restablecer el servicio del interruptor:


2. Cerrar el interruptor 6.

3. Abrir el seccionador 9

4. Abrir el interruptor de transferencia 11


I.3.6 Doble Barra

Esta configuración considera las dos barras como principales, es muy usada en subestaciones que

manejan gran potencia, donde es importante garantizar continuidad de servicio. Ver figura I.3.6. Se

adapta muy bien a sistemas mallados donde se requiere alta flexibilidad. Este sistema permite agrupar

las salidas en una de los barras para efectuar mantenimiento en el otro, sin suspender el servicio y por

ello se usa en áreas de alta contaminación ambiental. Para el mantenimiento de interruptores es

necesario suspender el servicio de la respectiva salida. Por lo general a esta configuración no se le

explota su flexibilidad pues se usa una de las barras como simple barra de reserva y/o de transferencia,

no compensándose así la alta inversión.


14

En su diseño es necesario considerar que las dos barras deben tener la capacidad total de la

subestación, lo mismo que el interruptor de acople, el cual hace parte de los barras. En el montaje de un

esquema de doble barras, puede hacerse un arreglo distinto en la distribución de los circuitos, a fin de

lograr un mejor aprovechamiento del terreno, sin que esto altere el comportamiento normal de la

configuración; tal es el caso del doble barras en U, figura I.3.6, donde uno de los barras adopta una

forma curva enfrentando un circuito con otro, y no extendido como en la forma convencional.

Figura I.3.6 Barras doble en U.


Referenciándose en la figura I.3.6 y suponiendo todos los elementos abiertos:

Para energizar B1 se requiere:

Cerrar 10 y 12

Cerrar 11

Para energizar la línea 1 se requiere:

Abrir 1

Cerrar 2 y 5

Cerrar 3


15

Para hacer mantenimiento a B1 se procede:

Cerrar 6 y 8

Cerrar 7

Cerrar 4

Abrir 5.

Si se quiere hacer mantenimiento al interruptor 3, se tiene que sacar de servicio la línea 1.

I.3.7 Doble Barra con by-pass.

Consiste en unas barras dobles, adicionando un seccionador de by-pass a cada una de las salidas y

otro seccionador para cada interruptor. Ver figura I.3.7. Reúne, pero no simultáneamente, las

características de las configuraciones barras simple con transferencia y barras doble. Cuando se tienen

circuitos conectados a una y otra barra no es posible hacer mantenimiento a interruptores sin suspender

el servicio, pues para ello se necesitaría que una de las barras estuviera completamente libre para

usarla como barra de transferencia, no presentándose así conjuntamente las propiedades de flexibilidad

y confiabilidad. Esta configuración es la que requiere mayor número de equipo por campo, presenta así

mismo posibilidad de operación incorrecta durante las maniobras. En esta configuración, como en doble

barras, comúnmente se usa una de las barras como simple barra de reserva y/o de transferencia.

Figura I.3.7 Barras doble con by-pass.


16

El material adicional necesario equivale aproximadamente al que se requeriría para agregar al doble

barras una barra de transferencia, la cual tiene mejor utilidad.


De acuerdo con la figura 2.3.7 y suponiendo 1, 2, 3, 5, 7, 12 y 13 cerrados y 4, 6, 8, 9, 10, 11 y 14

abiertos. Para mantenimiento en 2 se hace lo siguiente:

Cerrar 9 y 10

Cerrar 11

Cerrar 6 y 4

Abrir 5

Abrir 2

Abrir 1 y 3

Observar que el interruptor 11 queda como protección reemplazando al interruptor 2. Para entrar de

nuevo a servicio el interruptor 2:

Cerrar 1 y 3

Cerrar 2

Abrir 4

Cerrar 5

Abrir 11,

Abrir 6, 9 y 10

Para desenergizar las barras 1 y pasar la carga al barras 2:

Cerrar 6 y 8

Abrir 5 y 7

También pueden trabajar las dos barras al tiempo.

I.3.8 Doble Barra con seccionador de transferencia.

Esta configuración mostrada en la figura I.3.8 es una variante de la configuración anterior, pero

utilizando un seccionador menos. Para lograr esta configuración en forma práctica se requiere la

utilización de seccionadores del tipo pantógrafo o semipantógrafo (en donde la conexión o desconexión

se efectúa verticalmente) en por lo menos una de las conexiones a las barras. Tiene las mismas

características del as barras dobles con by-pass.


17

Figura I.3.8 Barras doble con seccionador de transferencia


De acuerdo con la figura I.3.8, se tiene que todos los interruptores 2 y 8 están cerrados y los

seccionadores 1, 4 y 9, 6 también están cerrados. El acople de barras está abierto, por lo cual el barras

2 está frío. Es necesario sacar al interruptor 2 por mantenimiento. La secuencia de operación es la

siguiente:

1. Cerrar el seccionador de transferencia 3

2. Energizar el barras 2. Cerrar el interruptor 12, y los seccionadores 11 y 13

3. Cerrar el seccionador 7 y abrir el seccionador 6.

4. Abrir el interruptor 2 y los seccionadores 1, 4 y 5.

I.3.9 Doble Barra con transferencia.

Esta configuración mostrada en la figura I.3.9, consta de dos barras principales y una de transferencia,

equivalente a conjugar la barra simple con transferencia y el doble barras, lo cual aumenta la

confiabilidad y flexibilidad del sistema.


18

Figura I.3.9 Barras doble con transferencia.

Normalmente se usan dos interruptores para las funciones de acople y transferencia respectivamente,

pudiéndose así efectuar en forma simultánea ambas operaciones. Es una configuración muy usada en

subestaciones con voltajes de operación muy elevados. Esta configuración implica un requerimiento de

espacio considerable ya que las salidas no se pueden alinear en un mismo eje. Para su diseño se

deben tener en cuenta las estipulaciones de barra simple con transferencia y de barras doble.


Haciendo seguimiento a la figura I.3.9 y suponiendo todos los elementos inicialmente abiertos,

energizar la salida de la línea A empleando el barras 2:

Cerrar 9 y 7

Cerrar 8

Cerrar 5 y 2

Cerrar 3

Si se va efectuar mantenimiento en el barras 2:

Cerrar 4 y 6

Abrir 5 y 7


19

Para hacer mantenimiento en el interruptor 3, siguiendo en mantenimiento el barras 2, se requiere pasar

la carga a la barra de transferencia, entonces:

Cerrar 10 y 13

Cerrar 12

Cerrar 1

Abrir 3

Abrir 2 y 5

Para retornar el servicio por el interruptor 3:

Cerrar 5 y 2

Cerrar 3

Abrir 12

Abrir 10, 13 y 1

I.3.10 Juego de barras triple.

Tal como se aprecia en la figura I.3.10, consiste de tres barras principales unidas mediante

seccionadores de modo similar al del barras doble, utilizando tres seccionadores por salida.

Figura I.3.10 Juego de barras triple


20

Es un esquema muy utilizado en lugares donde el nivel de cortocircuito es alto, las tres barras permiten

disminuir la magnitud de la corriente sin tener que los interruptores por otros de mayor capacidad de

corto. Ofrece las mismas ventajas de continuidad de servicio que el doble barras, teniendo que

desconectar la salida correspondiente al interruptor al que se requiere dar mantenimiento, pero a la vez

ofrece mayor confiabilidad en lo que a falla en las barras se refiere, debido a la barra adicional. Su costo

se incrementa respecto al anterior por los seccionadores y la barra adicional.


De acuerdo a la figura 2.11 y suponiendo que inicialmente se hallan 1, 2, 3, 6 y 9 cerrados y 4, 5, 7, 8,

10, 11, 12, 13 y 14 abiertos. Para efectuar mantenimiento en las barras 1, con la barra 2 energizado:

Cerrar 4 y 7

Abrir 3 y 6

Otra posibilidad estando energizado el barras 3 es:

Cerrar 5 y 8

Abrir 3 y 6

Si quiere alimentar dos circuitos del mismo transformador se conectan los barras a través de 10, 11, 12,

13 y 14, según el caso para que quede con la protección del interruptor 14. Para realizar mantenimiento

en un interruptor de entrada y salida necesariamente hay que suspender el servicio de esa línea.

I.3.11 Barras en anillo.

Este esquema representado en la figura I.3.11, es similar a uno sencillo unido por sus extremos e

introduciendo un seccionador de barras entre cada salida; presenta ventajas con respecto al sencillo ya

que un circuito puede ser alimentado por dos lados diferentes, con lo cual se mejora la continuidad en el

servicio, resultando una configuración segura y confiable.

Una de sus desventajas es que presenta un mayor número de seccionadores, aumentando costos de

instalación y trabajo de mantenimiento, también presenta inconvenientes para futuras expansiones. En

caso de falla en las barras se disparan todos los interruptores, sacando de servicio el sistema

momentáneamente mientras se aísla la sección de barra afectada, lo que hace que sea una

configuración poco flexible.


21

Figura I.3.11 Barras en anillo.

Para efectos de distribución de corrientes deben alternarse los circuitos de carga con las

alimentaciones.


Con referencia en la figura I.3.11 y suponiendo cerrados 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, y

abiertos 14, 15, 16.

Para mantenimiento en el interruptor 2, se deben sacar de servicio de la línea A:

Abrir 2

Abrir 1 y 3

Si además se requiere sacar la parte de barras que corresponde a la línea A, entonces después del

paso anterior:

Abrir 4 y 5

Para dar servicio nuevamente por la línea A:

Cerrar 4, 5, 1 y 3

Cerrar 2


22

I.3.12 Barras en malla.

Su configuración mostrada en la figura I.3.12, es aparentemente similar al esquema anterior;

básicamente consiste en formar una malla en los barras, separando cada salida por un interruptor y dos

seccionadores de modo que se requiere un interruptor por cada salida.

Por la disposición física de los aparatos, para sacar una línea de servicio se tiene que abrir dos

interruptores, perdiéndose la continuidad de la malla y el propósito del sistema, por ello se instala un

seccionador en cada salida, para aislar la línea y volver a la condición de enmallado.

La salida de dos interruptores hace más dispendiosa la conexión de las protecciones que un interruptor

sirve a dos líneas al tiempo. Con esta configuración se puede hacer mantenimiento en cualquier

interruptor sin perder la continuidad del servicio en las salidas, aunque en ese periodo no se tienen las

mejores garantías.

Figura I.3.12 Barras en malla


Según lo indicado en la figura I.3.12 y suponiendo inicialmente energizados todos los circuitos y

cerrados todos los interruptores y seccionadores del 1 al 16. Si desea sacar la línea A:

Abrir 3 y 7

Abrir 4 y 8

Abrir 1

Cerrar 4 y 8

Cerrar 3 y 7


23

Para mantenimiento en el interruptor 7:

Abrir 7

Abrir 8 y 6

I.3.13 Interruptor y medio.

Su nombre se debe a que por cada dos salidas se emplean tres interruptores, Correspondiendo a cada

una, un interruptor y medio, ver figura I.3.13

Figura I.3.13 Interruptor y medio

Esta configuración presenta gran confiabilidad y seguridad en su operación, es apropiada para

subestaciones de gran importancia; presenta las ventajas del sistema en anillo y el de barras doble.

Este montaje permite efectuar labores de mantenimiento en cualquier interruptor sin tener que sacar de

servicio algún circuito, también facilita cualquier tipo de ampliación. Por el mayor número de

interruptores, el sistema de control y protección se hace más complicado; los costos también son más

elevados.

En condiciones normales todos los interruptores están cerrados, en caso de falla en barras la protección

diferencial desconecta todos los interruptores conectados a ese barras, sin dejar fuera de servicio

ninguna línea ni el transformador.


24


De acuerdo con la figura I.3.13 y suponiendo que se va a dar servicio a las líneas A, B y C, con el

barras 1 ya energizado mediante 10, 11 y 12:

Cerrar 1 y 3

Cerrar 2

Cerrar 4 y 6

Cerrar 5

Cerrar 13 y 15

Cerrar 14

Si en las anteriores condiciones se requiere sacar el barras 1 o hacer mantenimiento en el interruptor 2

entonces:

Cerrar 16 y 18

Cerrar 7 y 9

Cerrar 17

Cerrar 8

Abrir 2 y 11

Abrir 1, 3, 10 y 12

Si a partir de las condiciones iniciales se quiere hacer mantenimiento en el interruptor 5:

Cerrar 16 y 18

Cerrar 17

Cerrar 7 y 9

Cerrar 8

Abrir 5

Abrir 4 y 6

I.3.14 Doble interruptor.

Este es el esquema más confiable y seguro de todos, supera incluso algunas pequeñas dificultades del

interruptor y medio, pero todo a cambio de su mayor costo. La falla en un interruptor o en un barras no

afecta el funcionamiento de los circuitos asociados ya que se realiza la transferencia automática hacia

el barras sano. Su esquema se presenta en la figura I.3.14. Todas las configuraciones permiten algunas

variantes entre las cuales se pueden mencionar la partición de una de las barras mediante interruptor o

seccionador, la utilización de interruptores de acople en una o ambas mitades de la barra seccionada,

etc., pero esto hace la subestación más costosa y más complicada en su operación.


25

Figura I.3.14 Doble interruptor


Referenciándose en la figura I.3.14 y para energizar la línea A, suponiendo cerrados 17, 18 y 19 y los

demás abiertos:

Abrir el seccionador 1, cerrar los seccionadores 2, 3 y 5

Cerrar el interruptor 4.

Para desenergizar la línea A:

Abrir 4

Abrir 3, 5 y 2

Cerrar 1.

De igual forma se puede energizar mediante el barras 2. Si se requiere dar mantenimiento a un

interruptor, sencillamente se toma alimentación del otro barras, igual sucede cuando se tiene que

desenergizar un barras.


26

CAPITULO II

ESQUEMAS DE PROTECCIÓN Y EQUIPO DE PRUEBA DE RELEVADORES

II.1 PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Las líneas de transmisión constituyen una parte medular de los sistemas de potencia y utilizan los

mayores voltajes en dichos sistemas para obtener la más eficiente transmisión de la energía eléctrica.

Los sistemas de subtransmisión comprenden líneas de menores voltajes, cada una de las cuales

transporta sólo una fracción de la capacidad máxima de una línea de transmisión. Puesto que las líneas

de transmisión y subtransmisión se encuentran dispersas por todo el país, presentan una alta

exposición a fallas, en comparación con el equipo mayor localizado puntualmente, tal como

generadores, transformadores y línea colectoras. Por lo tanto y dado que estas líneas presentan fallas

con relativa frecuencia, requieren una protección adecuada y confiable que asegure una inmediata

liberación de la misma, protegiendo así al sistema eléctrico y reduciendo a un mínimo el daño físico al

circuito fallado.

II.1.1 CLASIFICACIÓN DE LAS LÍNEAS

Distribución: 34,5 kV y menores

Subtransmisión: 34,5 – 138 kV

Transmisión: 115 kV y mayores AT: 115 – 230 kV

EAT: 345 – 765 kV

UAT: 1000 kV y mayores

Las líneas eléctricas proporcionan la conexión entre los elementos del sistema de potencia. Aquí se

muestra una clasificación ampliamente aceptada de tipos de líneas. Los valores de tensión dados

representan la tensión nominal entre fases.

II.1.2 CLASIFICACIÓN DE LAS LÍNEAS EN RELACIÓN A LA PROTECCIÓN

1.- Líneas Radiales o Alimentadores

Sólo una fuente de secuencia positiva

Posible contribución de secuencia cero en fallas a tierra desde ambos extremos.

Líneas de distribución sin carga de motores sincrónicos

Un importante factor en la protección de líneas es la dirección de los distintos aportes de corriente a las

fallas. Aquí se describe las principales características de las líneas radiales o alimentadores. Las líneas

de distribución sin carga de motores sincrónicos son un ejemplo de líneas radiales.


27

2.- Líneas Anilladas

o Fuentes de secuencia positiva en ambos extremos o Disparo en ambos extremos o Un extremo puesto a tierra: línea radial para fallas a tierra o Líneas de transmisión y algunas de distribución

Las líneas anilladas tienen fuentes generadoras (de secuencia positiva) en ambos extremos, por lo

tanto, es necesario disparar los dos extremos de la línea para aislar las fallas. Si sólo un extremo de la

línea está puesto a tierra, la línea anillada se comporta ante las fallas a tierra como una línea radial. Las

líneas de transmisión son normalmente anilladas.

II.1.3 PROTECCIONES DE LÍNEAS

Sobrecorriente (50, 51, 50N, 51N)

Sobrecorriente Direccional (67, 67N)

Distancia (21, 21N)

Diferencial (87)

Utilizamos cuatro principios de protección para líneas de distribución y transmisión. La protección de

sobrecorriente, el más simple y económico de estos principios, está limitada a líneas radiales. La

protección de sobrecorriente ha encontrado una extensa utilización en los servicios de distribución y

sistemas industriales. Con el agregado de la direccionalidad se extiende el uso de la protección de

sobrecorriente a las líneas en anillo. Utilizamos la protección de distancia en muchas líneas de

transmisión. A fin de incrementar la velocidad de operación, podemos utilizar un canal de

comunicaciones para intercambiar información entre elementos direccionales o de distancia. Este tipo

de disposición es la protección direccional por comparación, con hilo piloto.

Finalmente, podemos aplicar el principio diferencial a las líneas de transmisión empleando un canal de

comunicaciones. Esta disposición ofrece la mejor protección. Una variante del principio diferencial es el

principio de comparación de fases, en el cual comparamos los ángulos de fase de las corrientes en

ambos extremos de la línea. Históricamente, el principio de equilibrio de corriente sirvió para proteger

líneas de transmisión en paralelo. Este principio implicaba comparar las magnitudes de las corrientes de

ambas líneas. Una falla en una de las líneas creaba una diferencia entre estas corrientes.


28

II.1.3.1 PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE

En el principio de protección de sobrecorriente, utilizamos sólo la información de corriente para detectar

fallas en el elemento protegido. El principio básico enuncia que las corrientes de corto circuito son

mayores que las corrientes de carga normales. En la mayoría de los casos, hay una separación entre la

región de corriente de carga y la región de corriente de falla. Es entonces posible ajustar la corriente de

arranque del relé de sobrecorriente entre estas dos regiones.

Para cortocircuitos en el extremo de alimentadores de gran longitud y pesadamente cargados, la

corriente de falla puede ser menor que la corriente de carga y no podemos ajustar al relé para detectar

fallas en el extremo de la línea. Esto es particularmente cierto para fallas entre fases donde su magnitud

es el 80% del valor de la falla trifásica.

Podemos disminuir esta limitación de la sensibilidad del principio de sobrecorriente, utilizando un

elemento de sobrecorriente de secuencia negativa. La corriente de carga y la corriente equilibrada de

falla son corrientes de secuencia positiva, por lo que es posible hacer un ajuste de carga muy bajo en

un elemento de secuencia negativa para cubrir la falla entre fases, cuya ocurrencia es muy común.

Tiempos del Relé y del Interruptor

Figura II.1.1 Tiempos del relé y del interruptor


29

Aquí se muestra la secuencia de operación que tiene lugar durante la falla y el despeje de la misma, en

una línea radial protegida con relés de sobrecorriente. El tiempo de operación del relé depende del

diseño del mismo. Los tiempos de operación ideales deben ser tan cortos como sea posible.

Figura II.1.2. Tiempos del relé y del interruptor

Conexiones del Relé de Sobrecorriente

Figura II.1.3. Conexiones del Relé

Esta diapositiva muestra la conexión típica de los elementos de sobrecorriente. La figura muestra los

transformadores de corriente conectados en estrella. Los elementos de sobrecorriente de fase (50, 51)

están conectados a las fases de la estrella. Cada elemento mide una de las corrientes de línea.

Se conecta el elemento de sobrecorriente de tierra (50N, 51N) al neutro de la estrella. Al realizar esta

conexión denominada residual, el elemento de tierra medirá la suma de las corrientes de fase, lo que es

equivalente a la corriente residual 3I0.

Es importante ajustar el arranque del elemento de sobrecorriente de fase por sobre la corriente máxima

de carga. Sin embargo, el elemento de tierra necesita ser ajustado solamente por sobre la corriente

desequilibrada de secuencia cero, la cual normalmente no supera el 10 al 40 por ciento de la corriente

de fase.


30

La mayor sensibilidad del elemento de tierra en comparación con los elementos de fase es importante

en la detección de fallas a tierra de alta impedancia. Sin embargo, en líneas aéreas de distribución, la

impedancia de la falla provocada por conductores caídos es tan elevada que, en muchos casos, los

elementos de tierra convencionales no pueden detectarla.

Tipos de Relés de Sobrecorriente Basado en las Características del Tiempo de Operación

Instantáneo (50)

Tiempo Definido (51 o 50)

Inverso (51)

Mixto (50-51)

La característica del tiempo de operación de un relé de sobrecorriente es normalmente definida por la

curva tiempo/corriente (o curva T/I).

Los relés de sobrecorriente pueden ser instantáneos (50, 50N), o pueden tener un tiempo de retardo

intencional (51, 51N) para respaldo de la protección.

Hay dos tipos de relés de sobrecorriente con tiempo de retardo. En los relés de tiempo definido, el

tiempo de operación es fijo. En los relés de tiempo inverso, el tiempo de operación disminuye en tanto la

corriente del relé aumenta. Hay un comportamiento adaptativo implícito en los elementos de tiempo

inverso: operan más rápidamente ante fallas cercanas o de mayor corriente.

II.1.3.2 PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL

La protección de sobrecorriente direccional (67, 67N) necesita información de corriente y tensión para

poder discriminar la dirección de la falla. Mediante la direccionalidad se incrementa la aplicación del

principio de sobrecorriente a líneas anilladas y paralelas. La protección de sobrecorriente de tierra

direccional es patrimonio de los elementos de sobrecorriente de tierra no-direccional de alta

sensibilidad. Sin embargo, los elementos de sobrecorriente de fase direccionales (67), que responden a

las corrientes de línea, necesitan ser ajustados por arriba de la carga máxima y este requisito limita su

sensibilidad. Los ajustes de la protección de sobrecorriente direccional deben ser revisados en la

medida en que haya cambios en la topología del sistema para evitar problemas de coordinación.

A fin de brindar protección de fase y de tierra, es práctica común utilizar los elementos de sobrecorriente

direccionales de tierra (67N) en combinación con los elementos de distancia de fase (21). Como más

adelante veremos, el principio de distancia supera la limitación de la sensibilidad de la protección de

sobrecorriente direccional de fase.


31

Necesidad de Elementos Direccionales

Figura II.1.4. Condiciones de selectividad

Condiciones de Selectividad:

Si en un sistema no-radial se instalan relés de sobrecorriente no direccionales, habrá problemas de

coordinación. Tal como se muestra en la figura, hay dos condiciones de selectividad contradictorias y

será difícil o imposible encontrar los ajustes de los relés que satisfagan ambas condiciones. Lo

deseable es que el Relé 1 no detecte las fallas que ocurran en F2 y que el Relé 3 no detecte las fallas

que ocurran en F1. Esto sólo es posible si se modifican los relés de manera tal que cada uno de ellos

opere solamente cuando ocurre una falla sobre la línea que protege. En otras palabras, el relé necesita

saber de dónde viene la falla; necesita ser sensible a la dirección.

¿Por qué Usamos Elementos Direccionales?

Determinación de la Dirección de la Falla

Supervisión de los Elementos de Distancia

Formación de las Características Cuadrilaterales de Distancia de Tierra

Usamos los elementos direccionales para:

Determinar la dirección de la falla para controlar los elementos de sobrecorriente

Supervisar los elementos de distancia para aumentar la seguridad del elemento

Para formar las características cuadrilaterales de la distancia


32

Aplicaciones Básicas

Figura II.1.5. Esquema de disparo de protección

El agregado de elementos direccionales elimina la restricción que tienen las protecciones comunes de

sobrecorriente de ser utilizadas solamente sobre líneas radiales y permiten utilizar dicha protección

sobre sistemas con varias fuentes generadoras o anillados. En el esquema, las flechas indican la

dirección del disparo de la protección. Nótese que los relés están “mirando” hacia las líneas protegidas.

Esta orientación divide al sistema de protección en dos grupos independientes: el de los relés que

“miran” hacia la derecha y el de aquellos que “miran” hacia la izquierda. La direccionalidad divide al

proceso de coordinación en dos procesos independientes de manera tal que un relé solamente necesita

coordinar con los otros relés de su grupo.

En la figura superior, todos los relés son direccionales a excepción de los relés adyacentes a la barra de

generación. En esos dos puntos, el sistema es direccional, lo cual significa que la corriente de falla sólo

puede fluir saliendo de la barra y entrando en las líneas. Por lo tanto no se necesitan relés direccionales

en esos puntos.

Figura II.1.6. Esquema líneas en paralelo

Un sistema con dos líneas en paralelo es un caso singular. En este caso, es necesario contar con la

protección de sobrecorriente direccional en los extremos de la línea conectados con la barra de carga.

El agregado de una línea en paralelo a un sistema radial crea la necesidad de la protección direccional.


33

Principio Básico

Figura II.1.7. Protección de sobrecorriente direccional

Ahora que se ha determinado que los relés direccionales son necesarios, ¿cómo se implementa la

protección?

Un elemento direccional clásico responde al desfasaje de la corriente y tensión de fase que entra en el

relé. Para las fallas que se presentan sobre la línea protegida (fallas hacia delante), la corriente atrasa

respecto a la tensión. Es decir que el ángulo entre la corriente y la tensión corresponde al ángulo de la

impedancia del lazo de falla.

Si las fallas se presentan en la línea adyacente (fallas hacia atrás), el ángulo de la tensión permanece

casi sin cambios y el ángulo de la corriente cambia alrededor de 180°. El elemento direccional utiliza

esa información para discriminar entre fallas hacia adelante y fallas hacia atrás. Obsérvese que la señal

de la entrada de tensión actúa como una referencia del ángulo de desfasaje y se la denomina cantidad

de polarización del relé. La señal de la entrada de corriente contiene la información necesaria para

determinar la ubicación de la falla y se la denomina cantidad de operación del relé.

Polarización del Relé Direccional

Figura II.1.8. Rele direccional

Se ha dejado establecido que un relé direccional necesita dos cantidades de entrada para determinar la

dirección. La relación angular entre tensiones y corrientes depende del tipo de falla. La pregunta que

ahora nos hacemos es, ¿cuáles cantidades usamos?


34

Elemento Direccional de Fase a 90°

Figura II.1.9. Diagrama típico de conexión

La figura muestra el diagrama típico de conexión de los elementos direccionales utilizando la conexión a

90º. Siempre debe consultarse la literatura de los fabricantes para verificar que las conexiones son las

adecuadas para la direccionalidad pretendida.

Nótese que en la conexión, las marcas de polaridad de los relés, TCs y TTs han sido elegidas a fin de

brindar la dirección de disparo pretendida. Para las corrientes salientes de la barra y entrantes en la

línea, las corrientes del relé fluyen hacia las marcas de polaridad del relé. De manera similar, las caídas

de tensión en el secundario de los TTs están orientadas en el relé, de las marcas con polaridad hacia

las que no tienen polaridad. Ello da por resultado un torque positivo del relé para las fallas que se

presentan sobre la línea protegida (fallas hacia delante). Nótese que las conexiones secundarias de los

TCs y TTs están puestas a tierra solamente en un punto. Esta metodología de puesta a tierra evita la

circulación de corrientes durante las fallas a tierra que podrían crear diferencias de potencial si hubiera

dos puntos puestos a tierra (por ejemplo, en el tablero de relés y en la playa de maniobra de la

subestación). Esta corriente circulante podría además, provocar el mal funcionamiento del relé.

II.1.3.3 PROTECCION DE DISTANCIA

La protección de distancia utiliza información de corriente y de tensión para hacer una estimación

directa, o indirecta, de la distancia a la falla. Los elementos de distancia de fase (21) son más sensibles

que los elementos direccionales de sobrecorriente de fase (67). Por otro lado, los elementos de

distancia de tierra (21N) son menos sensibles que los elementos direccionales de sobrecorriente de

tierra (67N). Una combinación ampliamente utilizada para la protección de líneas de transmisión emplea

elementos 21 para la protección de fallas de fase y elementos 67N para la protección de fallas de tierra.


35

Figura II.1.10. Esquema de Protección de distancia

Supongamos que el Relé está Diseñado para Operar Cuando:

Supongamos que fuera posible diseñar un relé que opere, no cuando la corriente supera un umbral

establecido, sino cuando la tensión de fase es menor que la corriente multiplicada por una constante, tal

como se muestra en la figura.

Este relé requerirá información de tensión y de corriente.

Para Una Falla Trifásica Perfectamente Balanceada a la Distancia d:

En Consecuencia, el Relé Operará cuando:

Este Resultado No Depende de la Impedancia Thèvenin

La desigualdad originalmente enunciada en términos de tensión y corriente, afirma de manera implícita,

que el relé operará cuando la distancia a la falla sea menor a un límite de distancia establecido, llamado

alcance del relé de distancia.

En un estado ideal, el alcance de tal relé no depende de la impedancia de la fuente.


36

Necesidad de Direccionalidad

Figura II.1.11. Direccionalidad

Mejora de la Direccionalidad

Figura II.1.12. Mejora de la direccionalidad

Coordinación y Temporización de un Relé de Distancia

Figura II.1.13. Tiempos de operación

Hasta ahora hemos descrito a un relé direccional de distancia que opera instantáneamente y que está

ajustado para alcanzar menos del 100 por ciento de la línea protegida. Aún faltan dos importantes

principios de protección a tener en cuenta:


37

1. ¿Qué sucede con una falla en la línea protegida que está más allá del alcance del relé?

2. Si el relé opera instantáneamente, no puede ser utilizado como respaldo remoto de un relé que

protege una línea saliente de la subestación remota.

Estos dos problemas se superan mediante el agregado de relés de distancia con tiempo de retardo.

Para ello se usa el relé de distancia para iniciar un temporizador de tiempo definido. La salida del

temporizador puede entonces ser utilizada como una señal de disparo.

La figura muestra cómo se agrega una segunda zona (o escalón) a cada uno de los relés de

impedancia direccionales. Incluso puede agregarse una tercera zona con un retardo mayor.

El tiempo de operación de la segunda zona es habitualmente de alrededor de 0,3 segundos y el de la

tercera zona es de unos 0,6 segundos. Sin embargo, el tiempo requerido depende de la aplicación

específica de que se trate.

El alcance óhmico de cada zona también depende del sistema de potencia particular. La figura de arriba

y la próxima muestran un esquema de alcance típico para tres zonas.

Alcance de los Elementos Mho Ajustes del Relé

Figura II.1.14. Zonas del Relé

La figura muestra cómo se ven la Zona instantánea 1 y las Zonas con Retardo 2 y 3 en un plano

complejo de impedancia si se usan equipos Mho para las tres zonas. Nótese la referencia de las línea

A, B, y C de la diapositiva anterior, que indica que los elementos de distancia corresponden a los relés

asociados con el Interruptor 1, ubicado en la Subestación A.


38

Protección de Distancia de Tres Zonas

Figura II.1.15. Zonas de protección del Relé

¿Qué podemos decir acerca de los Interruptores 2, 4 y 5? La figura muestra el tiempo de operación

como una función de la distancia eléctrica de seis relés de distancia. Aquí se muestran los relés

“mirando” hacia ambas direcciones. Las características de los Relés 1, 3, y 5 pueden verse arriba del

diagrama unifilar del sistema. También están graficadas las características de los Relés 2, 4, y 5 debajo

del diagrama unifilar.

La Zona 1 debe sub-alcanzar el extremo remoto de la línea para asegurase de que éste no operará ante

fallas en las líneas adyacentes. Se pretende que la Zona 2 cubra el extremo de la línea protegida, por lo

que debe sobre-alcanzar dicha línea. Con la Zona 3 se pretende brindar protección remota de respaldo

a las líneas adyacentes, por lo que debe sobre-alcanzar la línea adyacente de mayor longitud.

Normalmente dejamos un intervalo de coordinación (incluyendo el tiempo de disparo del interruptor)

entre las Zonas 1 y 2 y entre las Zonas 2 y 3 de los relés de distancia adyacentes. Esto significa que el

final de la Zona 2 de un relé de respaldo no debe superponerse con el comienzo de la Zona 2 del relé

primario. Lo mismo se aplica para las terceras zonas adyacentes. Sin embargo, esto no siempre es

posible.

En la figura podemos ver que las fallas ubicadas en la sección central de una línea dada son

despejadas por la operación simultánea e instantánea de las primeras zonas en ambos extremos de la

línea. Si una primera zona fallase en su operación, el relé de respaldo remoto deberá operar en

segunda o tercera zona. Por otro lado, las fallas cercanas a uno de los extremos de la línea serán

despejadas en forma secuencial: el extremo más cercano de la línea operará en primera zona y el

extremo remoto operará en segunda zona. Este despeje secuencial de la falla es una limitación de la

protección de distancia, ya que puede comprometer la estabilidad del sistema.

Una ventaja de la protección de distancia por sobre la protección direccional de sobrecorriente, es que

la distancia que alcanza la primera zona depende menos de las condiciones operativas del sistema que

el alcance del elemento de sobrecorriente instantáneo. En otras palabras, la protección de distancia

proporciona una mejor cobertura instantánea de la línea.


39

Características Circulares del Relé de Distancia

Figura II.1.16. Características circulares del relé de distancia

La figura muestra varias características circulares del relé comúnmente utilizadas. Para relés

analógicos, estas características pueden obtenerse con comparadores de fase y/o de magnitud. En los

relés con microprocesador, las mismas son implementadas mediante algoritmos matemáticos.

Características de Tipo Semi-Plano

Figura II.1.17. Características tradicionales del relé de distancia

He aquí otro grupo de características tradicionales de relés de distancia. El uso de una u otra

característica depende de varios factores asociados con el sistema de potencia.

Conexiones de un Relé de Distancia de Tierra

La tabla siguiente resume las conexiones del elemento de distancia de tierra. Las tensiones de fase y

las corrientes compensadas de la línea son utilizadas como señales de entrada del relé. La señal de

corriente se compensa agregando un factor derivado de la corriente de secuencia cero. El factor

multiplicador k0 es por lo general, un número complejo que depende de las impedancias de las

secuencias cero y positiva de la línea.


40

Hay dos fuentes básicas de error en esta conexión. Una de éstas es la asimetría de la línea. Utilizando

una extensión de las componentes simétricas se supone que la línea está idealmente transpuesta. Sin

embargo, cada vez se utilizan más líneas sin transposición. La asimetría de la línea puede producir

errores del orden de 5 por ciento al estimar la distancia. Este error debe ser corregido llevando hacia

atrás el alcance de la primera zona del relé.

Otro error común es suponer que los ángulos ZL1 y ZL0 son iguales. Bajo esta suposición, k0 es un

número real. En los relés analógicos, es mucho más fácil crear un número real que un factor

multiplicador complejo. Hay otras conexiones para los elementos de distancia de tierra. Una de éstas

utiliza la tensión de fase y la corriente compensada de una fase como señales de entrada. La conexión

emplea las corrientes de las otras dos fases (en lugar de la corriente de la secuencia cero) para su

compensación. En esta conexión, las líneas asimétricas no son causa de error. Una desventaja es la

complejidad: se deben ajustar dos factores multiplicadores (en lugar de solamente k0).

Conexiones en un Esquema de Auto-Polarización


41

Hay otras formas de conectar (polarizar) los relés de distancia. Este modo particular es denominado

esquema de auto-polarización.

En el pasado, se requerían seis relés (o unidades de medición) para cada zona del relé de distancia a

fin de implementar un esquema sin conmutaciones como éste. Actualmente, esta protección puede

implementarse con un solo relé microprocesado.

Problemas que se Presentan en la Protección de Distancia

Fuente

Resistencia de la Falla

Medición Desigual de las Impedancias Durante las Fallas

Fallas Evolutivas

Desconexión de Carga

La protección de líneas de transmisión es muy compleja. Algunos problemas, tales como la presencia

de fuentes intermedias (infeed), la resistencia de la falla, la medición desigual de las impedancias

durante las fallas, la desconexión de cargas y el acoplamiento mutuo afectan a la impedancia aparente

de los relés de distancia. La resistencia de la falla y el acoplamiento mutuo también afectan a los relés

direccionales de sobrecorriente de tierra. El carácter evolutivo de muchas fallas puede complicar aún

más estos problemas.

Acoplamiento Mutuo

Fallas Simultáneas

Fallas a Campo Abierto

Oscilaciones de Potencia

Líneas de Compensación Serie

Todos estos problemas pueden afectar tanto a los relés direccionales de sobrecorriente como a los

relés de distancia. Las fallas a campo abierto, las fallas simultáneas y la saturación de los TCs pueden

además representar un problema para los esquemas de protección diferencial. Las líneas de

compensación serie son extremadamente difíciles de proteger. Todos los principios de protección

pueden tener problemas debido a la posibilidad de que se presenten inversiones de tensión y de

corriente. Para eliminar la posibilidad de que ocurran inversiones de corriente, deben seleccionarse

cuidadosamente los capacitores de compensación serie. En este caso, un esquema de protección

diferencial puede ser la mejor opción.

Líneas de Tres Terminales

Líneas Cortas

Saturación del TC

Transitorios en el CCVT

Las líneas de tres terminales y las líneas cortas tienen también requerimientos de protección

especiales. La generación de sub-armónicos provocada por las reactancias de compensación también

pueden ocasionar problemas en la protección.


42

Protección por Hilo Piloto

Figura II.1.18. Protección por hilo piloto

Comparación Direccional ( V, I )

Comparación de Fase (I)

Diferencial (I)

Se denomina protección por hilo piloto (o teleprotección) a las diferentes alternativas de diseño de

protección de líneas de transmisión que utilizan un canal de comunicaciones. La ventaja fundamental de

esta protección es su capacidad para generar un disparo de alta velocidad en todos los terminales ante

fallas producidas en cualquier parte de la línea. Sin la protección por hilo piloto, el disparo rápido para

todos los terminales sólo ocurrirá ante fallas ubicadas dentro del área de superposición de los

elementos de la zona 1. Normalmente, la protección por hilo piloto se aplica en líneas de transmisión de

115 kV y mayores.

A fin de establecer comparaciones, la protección por hilo piloto se divide en dos grupos: los sistemas de

comparación direccional y los sistemas por lazo de corriente.

La protección por comparación direccional usa un canal de comunicación para intercambiar información

sobre el estado de los elementos direccionales o de distancia en ambos terminales. La operación de

ambos elementos implica una falla interna. Si uno de los elementos opera y el otro se restringe (no

opera), la falla está fuera de la línea protegida. El sistema de protección por hilo piloto más utilizado es

el de comparación direccional. Las principales razones para esta amplia aceptación son los bajos

requisitos del canal y la redundancia y el respaldo propios de los sistemas de comparación direccional.

Por el contrario, estos sistemas presentan inconvenientes relacionados con la pérdida de potencial ante

la actuación de los fusibles de los TTs, por la ferroresonancia en los TTs y por ciertos aspectos de la

respuesta transitoria de los CCVTs.

Los sistemas por diferencial de corriente y por comparación de fases usan la información de la corriente

para decidir el disparo. Sin embargo, se requiere un canal de comunicaciones confiable y de alta

capacidad. Los sistemas por lazo de corriente presentan un buen funcionamiento ante complejos

problemas de protección tales como líneas de compensación serie, líneas cortas, fallas evolutivas,

fallas a campo abierto, inducción mutua, oscilaciones de potencia y desequilibrio de impedancias serie.

Los modernos canales de comunicaciones digitales por fibra óptica, cumplen los requisitos de los

sistemas de protección por piloto de lazo de corriente.


43

Medios de Comunicación

Fibra Óptica

Microonda

Onda Portadora

Línea Telefónica Privada o Alquilada

Protección por Comparación Direccional

Sistemas de Protección por Comparación Direccional mediante Hilo Piloto

Figura II.1.19. Protección por comparación direccional

La figura muestra el diagrama esquemático de un sistema de comparación direccional. Este sistema

utiliza elementos de relé direccionales o de distancia direccional para distinguir las fallas internas de las

externas. Para una falla interna, ambos relés ven la falla en la dirección hacia adelante (disparo); para

una falla externa, uno de los relés ve la falla en la dirección hacia atrás (disparo negado).

A pesar de que los relés utilizan la información de tensión y corriente para determinar la dirección de la

falla, el canal de comunicaciones se utiliza para intercambiar información acerca del estado del contacto

del relé. En los sistemas tradicionales, la interfaz del relé con el equipamiento del canal de

comunicaciones es a través de contactos de entrada y salidas. Esta información, de tipo biestable,

requiere una muy baja salida del canal (ancho de banda de alrededor de 1000 Hz). Para estos

sistemas, el relé no tiene información acerca del buen estado, o no, del canal.

Una ventaja de estos esquemas de disparo es que el retardo de tiempo del canal no es crítico. Un

retraso en recibir la señal remota puede demorar el disparo, pero el retraso no altera la correcta

decisión de disparar o restringir. El disparo (tal vez retrasado) ante fallas internas y con una falla en el

canal de comunicación, queda asegurado por el respaldo inherente (propio) de los elementos

direccionales y/o de distancia.


44

Ventajas de los Sistemas por Comparación Direccional

Bajos Requisitos del Canal

Protección de Respaldo Propia

Localización de Fallas

Los bajos requisitos del canal explican por qué más del 80 por ciento de las líneas de transmisión de los

Estados Unidos tienen sistemas de protección por comparación direccional.

El ancho de banda requerido es muy bajo pues solamente 1 bit de información pasa a través del canal.

Si el canal esta inoperante, la falla generalmente es despejada dentro del tiempo prefijado de la Zona 2.

Al utilizar relés con microprocesadores, se utilizan los algoritmos de localización de fallas para ayudar a encontrar su ubicación. Los sistemas por lazo de corriente no cuentan con información suficiente como para suministrar alguna estimación acerca de la ubicación de la falla.

Esquemas de Comparación Direccional

Los esquemas de protección por hilo piloto por comparación direccional están diseñados para enviar un

bit de información a muy alta velocidad a través del canal de comunicaciones. En algunos esquemas,

este bit comunica al otro extremo que tiene permiso para disparar (permisivo). En otros esquemas, el bit

representa una señal para comunicar al otro extremo que no debe disparar (bloqueo). Hay muchas

variantes en el esquema pero las que predominan son las siguientes:

• Transferencia de Disparo Permisivo con Sobre-alcance (POTT)

• Transferencia de Disparo Permisivo con Sub-alcance (PUTT)

• Comparación Direccional de Bloqueo (DCB)

• Comparación Direccional de des-bloqueo (DCUB)

Lógica Básica del POTT

Figura II.1.20. Lógica Básica

Un disparo requiere el arranque de los elementos de sobre-alcance de la Zona 2 Y recibir el permiso

(RCVR) del extremo remoto.

El arranque de los elementos de sobre-alcance de la Zona 2 activa la transmisión del permiso para

disparar (Key XMTR) al extremo remoto.


45

Lógica del PUTT

Básicamente la Misma Lógica del POTT

Habilitación del Sobre-alcance de los Elementos de la Zona 1

Brinda menos cobertura de la resistencia de falla que el POTT

Inmune a las inversiones de corriente

Los Elementos de Sobre-alcance de la Zona 2 Disparan al Recibir la Señal

La lógica del PUTT es básicamente la misma que la del POTT, pero puede ser aún más segura. Los

elementos de sub-alcance son utilizados para enviar el permiso de disparo al terminal remoto.

Debido a que los elementos de habilitación se ajustan con un alcance más corto, se produce una

operación más lenta y una menor cobertura de la resistencia de la falla.

Como los elementos de habilitación de permiso sólo pueden ver fallas dentro de la línea protegida, no

se corre el riesgo de un mal funcionamiento en situaciones de inversión de corriente. Se permite el

disparo del terminal remoto si éste ve la falla hacia adelante con su elemento de sobre-alcance y el

extremo remoto la ve con su elemento de sub-alcance.

Este esquema no debe ser utilizado en aquellas aplicaciones en las que exista el riesgo de que uno de

los terminales tenga condiciones de fuente débil.

Lógica Básica del DCB

Figura II.1.21. Lógica Básica del DCB

Esta figura muestra el fundamento de la lógica utilizada. El disparo del hilo piloto ocurre para una falla

interna si opera el elemento local de sobre-alcance hacia adelante de la Zona 2 y el elemento de

alcance remoto hacia atrás de la Zona 3 no envía una señal de bloqueo dentro de un intervalo de

tiempo ajustable.

El retardo de coordinación del canal debe dar tiempo para que la señal de bloqueo sea recibida antes

de que el elemento de disparo pueda operar. Si el bloqueo no llega, o se ha demorado, un esquema

DCB puede sobre-disparar. Este esquema es a menudo utilizado en un sistema de onda portadora con

un transmisor ON/OFF, ya que el único momento en que la señal debe introducirse es cuando la falla no

está sobre la línea protegida.


46

Una forma de acelerar la emisión de la señal de bloqueo es utilizar un arranque no direccional de la

portadora. En este caso, un elemento de sobrecorriente de alta velocidad detecta la falla y activa el

transmisor. Entonces el elemento direccional más lento detendrá la señal si la falla es hacia adelante. Si

el elemento direccional detecta que la falla es hacia atrás (fuera de la zona), la señal de bloqueo ya ha

sido enviada. Esto puede reducir el retardo de coordinación requerido de la portadora, obteniéndose un

aumento en la seguridad.

Descripción del Esquema DCUB

Básicamente la Misma Lógica del Esquema POTT

Pérdida del Resguardo

Permite el disparo en un corto tiempo cuando falla el canal

Puede sobre-disparar ante fallas Externas.

Tal como en un esquema POTT, en un esquema DCUB se requiere que los relés en ambos extremos

de la línea vean la falla dentro de la sección y transmitan una señal de disparo al otro relé mediante un

canal de comunicaciones. Los elementos de sobre-alcance de la Zona 2 quedan entonces habilitados

para disparar con la recepción de la señal de des-bloqueo. Normalmente, las fallas dentro del alcance

de la Zona 1 son despejadas por los elementos instantáneos sin importar la recepción o no de la señal

de disparo desde el otro extremo. Las fallas fuera de la Zona 1, pero dentro de la Zona 2, deben recibir

una señal de des-bloqueo desde el relé remoto para producir un disparo de alta velocidad o esperar a

que el temporizador de la Zona 2 complete su ciclo.

Resumen de la Comparación Direccional

Los Esquemas POTT/PUTT Están Orientados a Brindar Seguridad

Los Esquemas DCB Están Orientados a Brindar Confiabilidad

Los Esquemas DCUB Combinan los Atributos de Cada Uno de los Tipos Anteriores.

Los esquemas POTT y PUTT son menos confiables pues pueden fallar en el disparo de alta velocidad

ante una falla del canal. A la inversa, los esquemas DCB sobre-dispararán si el canal falla o si el retardo

del canal aumenta.

Los esquemas de comparación direccional de des-bloqueo combinan la confiabilidad de los esquemas

DCB con la seguridad de los esquemas POTT pero permiten el disparo durante un intervalo de tiempo

para componer la falla del canal durante una falla en el sistema de potencia. La aplicación de esquemas

DCUB es interesante cuando la línea de potencia es utilizada como medio físico de comunicación.


47

II.1.3.4 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE LINEAS

Figura II.1.22. Características diferencial porcentual

El principio de diferencial porcentual, originalmente desarrollado para la protección de transformadores

y generadores, fue extendido a la protección de líneas cortas de transmisión en la década de 1930. El

sistema tradicional utiliza un canal de hilo piloto tipo telefónico para intercambiar información analógica

entre los terminales de la línea. Las redes de secuencia compuesta forman las señales de tensión que

contienen información acerca de la magnitud y fase de las corrientes en los terminales de la línea. Los

relés diferenciales porcentuales ubicados en cada extremo responden a las corrientes obtenidas de la

comparación de estas tensiones a través del hilo piloto. El sistema opera como un relé diferencial

porcentual con niveles más bajos de corriente de falla. Con corrientes más elevadas, el sistema se

convierte en un sistema de comparación de fases debido al efecto del transformador saturable incluido

en el esquema. El transformador se instala para suministrar aislamiento ante la elevación del potencial

de tierra en el canal de conductor de cobre. La introducción de canales de fibra óptica permitió la

inclusión de la característica diferencial porcentual para todos los niveles de la corriente de falla.

La figura representa dos características diferencial porcentual típica. Un relé diferencial compara la

magnitud de una corriente de operación con la magnitud de una corriente de restricción. El relé está

dentro del margen de operación cuando se satisface la ecuación que define la característica. La región

de operación es el área que está por encima de la característica de operación. Un porcentaje variable

de la característica con pendiente doble (líneas de trazos en las figuras) aumenta la seguridad del relé

para los niveles superiores de falla.

Cantidades del Relé Diferencial


48

Los elementos diferenciales porcentuales comparan una corriente de operación (también denominada

corriente diferencial) con una corriente de restricción. La corriente de operación, IOP, es la magnitud de

la suma fasorial de las corrientes que ingresan al elemento protegido.

Para fallas internas, IOP es proporcional a la corriente de falla y se aproxima a cero para otras

condiciones operativas (ideales).

Causas de la Falsa Corriente Diferencial

Corrientes de Carga por Capacidad de la Línea

Carga de las Derivaciones

Errores de Compensación del Retardo del Canal

Saturación del Transformador de Corriente.

Para fallas externas, la corriente diferencial no es exactamente cero. Las causas más comunes de la

falsa corriente diferencial en líneas de transmisión, son las siguientes:

Corrientes de carga por capacidad de la línea

Cargas sobre las derivaciones

Errores de compensación en el retardo del canal

Saturación del transformador de corriente

La corriente de carga capacitiva es importante en líneas de cable subterráneo o largas líneas aéreas.

La falsa corriente diferencial creada por la carga conectada en las derivaciones puede ser el resultado

de la corriente de carga de esas derivaciones, fallas en el lado de baja tensión o corriente de inrush en

el transformador de la derivación.

El efecto de la corriente de carga capacitiva y la corriente de carga puede ser eliminado utilizando un

elemento diferencial de secuencia negativa o cero.

Los errores por compensación del retardo del canal y la saturación del transformador de corriente

contribuyen a crear una falsa corriente diferencial en los diferentes tipos de elementos diferenciales.

Para superar los problemas ocasionados por estas dos fuentes de error, es necesario diseñar

cuidadosamente la característica operativa del elemento diferencial.

Ventajas de los Sistemas de Fase Segregada Basados en la Corriente

No Necesitan Información de Tensión

Inmunidad a: Fusibles quemados Efectos del acoplamiento mutuo

Oscilaciones de potencia

Desequilibrio serie

Inversiones de corriente


49

Algunas ventajas de los sistemas de fase segregada basados en la corriente son:

No requieren información de la tensión (esto evita problemas tales como la pérdida de potencial ante

fallas cercanas, fusibles quemados de los TTs, ferroresonancia en los TTs y transitorios en CVTs.)

Estos sistemas son inmunes a :

Los efectos de la mutua inducción

Las oscilaciones de potencia

Los desequilibrios de la impedancia serie (en condiciones de polo abierto, diferentes distancias de

descarga en líneas de compensación serie, etc.)

Las inversiones de corriente que aparecen en las configuraciones de líneas en paralelo.

Ventajas de los Sistemas de Fase Segregada Basados en la Corriente

Funcionan Bien para Fallas Evolutivas, entre circuitos y a campo abierto

Se Aplican Fácilmente a Líneas Cortas

Toleran Cargas Pesadas de la Línea

Pueden Manejar Condiciones de “Outfeed”

Otras ventajas de los sistemas de fase segregada basados en la corriente son:

Funcionan bien para fallas evolutivas, entre circuitos y a campo abierto.

Su aplicación es sencilla en líneas cortas de transmisión

Toleran elevadas cargas de la línea Según sea su característica operativa, los sistemas de lazo de corriente pueden desenvolverse bien en condiciones de “outfeed” durante fallas de alta resistencia y en líneas de compensación serie y de tres terminales.

Básicamente, las limitaciones de los sistemas de lazo de corriente están relacionadas al canal de

comunicaciones: necesitan un canal confiable y de alta capacidad. Estas limitaciones están

desapareciendo rápidamente con los modernos canales de comunicaciones digitales por fibra óptica.

Además, la tecnología digital permite la inclusión de muchas funciones de protección en el relé. Ahora

es posible combinar un sistema de hilo piloto de comparación direccional y un sistema basado en la

corriente dentro del mismo relé. Esta diversidad de principios de operación en la misma unidad pueden

mejorar el funcionamiento total sin un incremento significativo en el costo. En aquellas aplicaciones

donde se requiere de una alta confiabilidad mediante la duplicación del equipamiento, se pueden

instalar dos relés de ese tipo y obtener cuatro funciones de protección separadas trabajando

(“corriendo”) sobre dos plataformas distintas.


50

II.2 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES

Un transformador consta de un conjunto de bobinados montados alrededor de un núcleo magnético.

Los bobinados están aislados entre sí y respecto al núcleo. Por otra parte, las espiras de cada bobinado

están aisladas entre sí para resistir el gradiente de tensión. Durante la operación del transformador, los

esfuerzos a los que está sometido pueden dañar los bobinados y su aislamiento provocando la rotura

de los mismos y la falla del transformador. A continuación se indican algunos de los riesgos a los que

están expuestos los transformadores.

Los ciclos térmicos ocasionados por la variación de la carga expanden y contraen los materiales, causando el desgaste de los materiales aislantes y los soportes que calzan el bobinado.

La magnetostricción causa vibración debido a los cambios en cada semiciclo del flujo en el núcleo ocasionando el desgaste de los aislantes.

El flujo magnético puede inducir corrientes parásitas en parte de los bobinados, el núcleo o estructuras de soporte provocando calentamientos localizados. Las múltiples puestas a tierra del núcleo pueden provocar la circulación de grandes corrientes en el núcleo.

La circulación de la corriente de falla en los bobinados del transformador genera esfuerzos mecánicos de gran magnitud que pueden dañar el aislamiento y la estructura que sostiene y calza a los bobinados. Es muy importante despejar rápidamente las fallas que atraviesan la máquina para reducir su daño.

El calentamiento del aislamiento causa la pérdida de su resistencia mecánica y provoca su debilitamiento a lo largo del tiempo.

Estadísticas de Fallas en Transformadores 1983–1988

Fallas en los Bobinados 37%

Fallas en los Conmutadores bajo Carga 22%

Fallas en los Aisladores 11%

Fallas en las Tableros de Conexiones 3%

Fallas en el Núcleo 1%

Fallas Varias 26%

Estas estadísticas indican el porcentaje de los diversos tipos de fallas del transformador. En general,

cuando ocurre una falla en un transformador, se dice que una falla sacó al transformador de servicio (el

transformador se “pierde”) y la tarea del relé de protección es detectar y aislar estas fallas. Podemos ver

que casi el 60 % de las fallas en el transformador son atribuidas a deterioros en el aislamiento de los

bobinados o en el conmutador de derivaciones.


51

Un tema relacionado con estas fallas es la supervisión del estado del transformador. La falla masiva

puede evitarse con la instalación de sistemas de supervisión en tiempo real, capaces de detectar que se

está en el inicio de la formación de una futura falla destructiva. Estos sofisticados sistemas de

supervisión, cada día más accesibles en cuanto a costo, pueden utilizarse para retirar del servicio al

transformador ante una falla incipiente y antes de la ocurrencia de una falla generalizada.

II.2.1 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR

La protección diferencial es uno de los más efectivos medios de protección de transformadores y otros

equipos. En su forma más simple, la protección diferencial dispara al detectar una diferencia entre las

corrientes entrantes y salientes dentro de la zona protegida. El relé diferencial puede tener una mayor

sensibilidad a las fallas que otros tipos de relés pues opera solamente con la diferencia de la corriente y

no con la corriente total que fluye por el circuito. Además, como la zona de protección está definida con

precisión, por la ubicación de los TCs que rodean la zona protegida, el relé es muy selectivo. Esta gran

selectividad, hace que el relé diferencial dispare rápidamente sin intervalo de coordinación.

Principio de la Protección Diferencial (1)

Figura II.2.1. Principio de protección diferencial 1

La figura muestra el comportamiento del esquema diferencial más sencillo (que usa un relé de

sobrecorriente instantáneo) durante una falla externa. Si consideramos a los transformadores de

corriente como ideales e idénticos, las corrientes primaria y secundaria en ambos lados del equipo

protegido serán iguales. Por lo tanto no habrá corriente (diferencial) de operación.


52

Principio de la Protección Diferencial (2)

Figura II.2.2. Principio de protección diferencial 2

Para una falla interna, las corrientes primarias harán que las corrientes secundarias produzcan una

corriente diferencial a través del relé de sobrecorriente. Si esta corriente (de operación) diferencial es

mayor que el arranque del relé, éste disparará ambos interruptores de forma instantánea.

Las características de la protección diferencial pueden ser resumidas como sigue:

Concepto Sencillo:

• Medición de las corrientes entrantes y salientes de la zona de protección

• Si las corrientes no son iguales se está ante una falla

Brinda:

• Alta sensibilidad

• Alta selectividad

Resultado:

• Velocidad relativamente alta

Problemas Causados por el Comportamiento Desigual de los TCs

Figura II.2.3. Esquema de protección, falla externa

Si durante una falla pasante, uno de los TCs se satura habrá una falsa corriente diferencial

Se debe adoptar alguna medida para Insensibilizar al relé ante las altas corrientes originadas por las fallas pasantes


53

El gran desafío de la protección diferencial es ser segura ante grandes corrientes pasantes de falla.

Durante una falla externa importante, el TC puede saturarse y suministrar una corriente menor a la

calculada por su relación de transformación. En este caso, las corrientes no se anulan totalmente entre

sí y darán por resultado una falsa corriente diferencial.

Esquema Posible – Principio de la Protección Diferencial Porcentual

Figura II.2.4. Protección diferencial porcentual

Una variante muy común del concepto diferencial es el relé diferencial de restricción porcentual. Este es

el diagrama típico de la protección diferencial, en el cual los elementos diferenciales comparan una

cantidad de operación con una cantidad de restricción.

Curva del Relé Diferencial Porcentual

Figura II.2.5. Curva del relé diferencial porcentual

El relé diferencial de restricción porcentual es muy insensible al error de los TCs ante fallas externas.

Con este diseño, la sensibilidad ante fallas internas no se sacrifica en demasía pues la corriente de

restricción es menor para las fallas internas. La figura II.2.5 muestra una de las representaciones

gráficas más comunes de los relés diferenciales. El factor k (denominado pendiente) es un ajuste del

relé así como lo es la corriente mínima de arranque IPU.


54

Los Relés de Protección Diferencial Porcentual Comparan IOP con IRT

Figura II.2.6. Esquema de relé diferencial porcentual

Esta diapositiva muestra el esquema diferencial aplicado a la protección de un transformador de

potencia. En las ecuaciones el superíndice “sec” significa secundario.

La cantidad de operación, IOP, (también denominada corriente diferencial) se obtiene sumando los

fasores de las corrientes de los bobinados, IW1 e IW2.

En un relé diferencial de restricción porcentual, la cantidad de operación se compara con la cantidad de

restricción. Para que se verifique un disparo, la cantidad de operación debe superar a la cantidad de

restricción.

Una corriente de restricción comúnmente empleada es la suma escalar de las corrientes de los

bobinados (restricción promedio).

En la suma de la restricción, IRT es la magnitud del fasor de la corriente que fluye a través de la zona

de protección. De esta forma, para fallas pasantes, IRT es 2 en valor por unidad. Cuando las corrientes

que fluyen a través de la zona protegida son iguales, las corrientes se anulan entre sí e IRT se

transforma en 0 por unidad.

Característica Diferencial de Restricción Porcentual

Figura II.2.7. Característica diferencial de restricción porcentual

La figura II.2.7 muestra la gráfica de una característica de restricción porcentual con doble pendiente.


55

El eje Y representa la cantidad de operación y el eje X la cantidad de restricción. Es importante destacar

que las cantidades están graficadas en por unidad del tap. El concepto de tap será explicado en breve.

La característica de disparo está representada por la línea verde. La pendiente de la característica

nominada como Pendiente 1 está expresada en por ciento. De esta forma, la corriente de operación

debe superar un cierto porcentaje de la corriente de restricción para que se verifique un disparo. La

línea horizontal representa la sensibilidad mínima necesaria considerando a los errores provocados al

trabajar con bajos valores de operación y restricción.

Debido a que los errores por saturación del TC son mayormente un problema con niveles altos de

corriente, el incremento de la pendiente de la característica nominada como Pendiente 2, suministra un

aumento de la restricción ante corrientes altas. La pendiente de restricción, Pendiente 1, mejora en

menor grado la sensibilidad ante fallas de bajo valor debido a que con menores niveles de corriente el

comportamiento del TC es lineal.

Desafíos a Superar por la Protección Diferencial de Transformador

Comportamiento Desigual de los TC

Desigualdad en la Magnitud de la Corriente

Desfasaje a Través del Transformador

Fuentes de Secuencia Cero

Magnetización en la Energización (Inrush)

Excitación y Sobre-excitación

Conexiones Normales en un Transformador de Dos Bobinados

Figura II.2.8. Conexiones de transformadores de 2 bobinas

Las conexiones habituales en los transformadores de potencia son: Y/Y, Δ/Y, Y/Δ y Δ/Δ. Esto significa

que, en ambos lados del transformador, no sólo son distintas las magnitudes de las corrientes sino

también sus ángulos de fase.


56

El desfasaje introducido por las conexiones Δ/Y puede ser “compensado” mediante la conexión

adecuada de sus transformadores de corriente. Normalmente, para los relés electromecánicos

tradicionales, esta compensación se realiza conectando en Δ a los TCS del lado estrella del

transformador de potencia y viceversa.

Conexiones del Transformador según ANSI

Figura II.2.9. Conexiones de transformadores según ANSI

Hay varias formas de llevar a cabo una conexión Y-Δ o Δ-Y. La norma ANSI/IEEE indica que el lado de

alta tensión debe adelantar 30º respecto al de baja. Por su parte, las normas europeas tradicionales

establecen una notación de dos letras y un número para describir estas conexiones. Las letras pueden

ser “D”, “d”, “Y” e “y”. La primera letra (mayúscula), una D o una Y, se utiliza para indicar la conexión del

lado de alta tensión, mientras que la segunda letra (minúscula), una d o una y, se utiliza para indicar la

conexión del lado de baja tensión.

El número que sigue indica el múltiplo de 30º del ángulo en que el lado de alta tensión adelanta

respecto al de baja tensión. Por ejemplo: Dy5 significa que el lado AT está en triángulo, el lado de BT

está en estrella y la tensión fase-neutro del lado de AT está adelantada 5*30° = 150° respecto a la

tensión fase-neutro del lado de BT. En otras palabras, ángulo (VA) = ángulo (Va) + 150°.

Conexiones del Transformador según ANSI

Figura II.2.10. Conexiones de transformadores A.T. 30° adelantado

Esta es otra posible conexión con el lado de AT adelantado 30º respecto al lado de BT.


57

Corrientes en un Transformador Triángulo – Estrella Detalle de las Corrientes de Fase

Relación de Transformación del Transformador de Potencia

Figura II.2.11. Corrientes en transformador de potencia

Esta figura muestra la relación entre las corrientes a cada lado del transformador de potencia. Nótese

que la relación de espiras no es lo mismo que la relación de transformación. Entre ellas está el factor

raíz cuadrada de 3. Nótese además que hay un desfasaje de 30º entre las corrientes del lado de AT

respecto al lado de BT. La siguiente figura muestra como conectar los transformadores de corriente

para compensar este desfasaje.

Compensación de la Magnitud y el Ángulo de Fase (entre los bobinados)

Ejemplo de Compensación Tradicional

Figura II.2.12. Conexión de TC´S para Compensación Tradicional

Tal como se observa en el ejemplo de la figura, al utilizar relés electromecánicos tradicionales, los

transformadores de corriente deben estar correctamente conectados.

Una alternativa es utilizar transformadores auxiliares de baja tensión.


58

Nótese que además de la conexión, debe haber una cierta relación entre las relaciones de

transformación de los transformadores de corriente.

Desigualdad

Esto no siempre es posible con los valores estándar

Relés tradicionales provistos con TCs auxiliares internos tipo multirelación de ajuste fino para compensar la corriente diferencial resultante

Relés Electromecánicos Cálculo de la Desigualdad

Algunos relés electromecánicos fueron diseñados con transformadores de corriente auxiliares internos

de múltiples relaciones. Entonces, para su aplicación en transformadores de dos bobinados, los taps

para dos TCs auxiliares debían ser ajustados.

Supongamos que llamamos TAP1 y TAP2 a estos taps. Si las relaciones de las corrientes I1 e I2 para el

TAP1 y el TAP2 fueran iguales, el relé debería compensar la diferencia debido al inevitable error

resultante de utilizar TCs estándar.

Por lo general hay algún tipo de desviación. Esta desviación se denomina desigualdad y se calcula

como la diferencia porcentual entre las dos relaciones respecto a la relación menor.

Compensación con Relés Digitales

Los relés digitales ejecutan internamente la compensación de la magnitud de la corriente y el ángulo de fase.

El programa del relé tiene en cuenta las diferencias

El usuario debe “ajustar” el relé según las características del transformador protegido

Los relés modernos tienen en cuenta todas las conexiones posibles.


59

Compensación de la Derivación (TAP)

Donde:

1 para TCs conectados en Estrella

3 para TCs conectados en Triángulo

El tap es un ajuste en el relé diferencial que especifica la corriente nominal a plena carga. En los relés

electromecánicos, los taps disponibles son fijos y limitados, y habitualmente admiten una desigualdad

máxima de hasta el 3 %. Por lo general, la desigualdad se compensa con la desigualdad de la relación

del TC entre los bobinados del transformador. Por el contrario, en los relés digitales los taps están

disponibles de forma continua y solamente están limitados por el máximo y el mínimo especificado por

el constructor.

En la ecuación superior, los términos se definen como:

(MVA*1000)/(√3*KVBOB) simplemente define la corriente del transformador a plena carga.

MVA es la potencia del transformador y KVLL es la tensión para ese Terminal del transformador.

Dicho término se divide por la relación del TC, RTC, para convertirlo al secundario.

El factor C se usa para corregir la relación efectiva del TC para su circuito. Si los TCs están

conectados en triángulo, la relación efectiva del TC se divide por √3. Si los TCS están

conectados en estrella no se necesita compensación; C es 1.

Así, el tap define la corriente en 1 por unidad de la base en MVA del transformador para cada

terminal del elemento diferencial.

Si por ejemplo, el tap es 5 para el Bobinado 1, el elemento diferencial verá una corriente medida

de 2,5 amperes asociada al Bobinado 1 a 0,5 veces el tap.

Selección de los Ajustes de la Pendiente Característica

Figura II.2.13. Ajustes de la pendiente característica


60

Habitualmente, se tienen en cuenta varios factores al seleccionar el ajuste porcentual de la pendiente

para la Pendiente 1. Ellos son:

Error de Desigualdad (normalmente cero en un relé digital).

Rango del conmutador bajo carga (comúnmente 10 %).

Con conmutador sin carga si éste puede ser cambiado sin conocimiento por parte del ingeniero de protecciones (habitual 5 %)

Errores de medición en el relé (normalmente menores al 5 % en un relé numérico).

Errores en el TC (1 % para fallas de baja magnitud) (10 % o mayor para grandes fallas)

Excitación del transformador (normalmente entre 3 y 4 %). Este error no es proporcional a la carga del transformador, por lo tanto desplaza al error en forma vertical dentro la característica.

El punto de transición a la Pendiente 2 debe efectuarse a un nivel mayor que el de operación normal.

Elemento Diferencial Cantidades de Operación y Restricción

Figura II.2.14. Elemento diferencial cantidades de operación y restricción.

Luego de la compensación del TAP, de la fase y de la secuencia cero, los elementos diferenciales

desarrollan la corriente de operación IOP como la suma fasorial de las corrientes y a la IRT como el

promedio de las magnitudes de las corrientes.

II.2.2. PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DEL TRANSFORMADOR

Protección por Fusible

Generalmente no se utiliza para potencias mayores a 10 MVA

No se utiliza como protección por sobrecarga

Debe Coordinar con la curva de daño del transformador

La apertura por fase es un problema

Los fusibles son económicos y requieren poco mantenimiento. Sin embargo, aunque pueden brindar

protección contra fallas externas tienen limitaciones ante fallas internas. Por otra parte, brindan escasa

protección ante condiciones de sobrecarga.


61

Otra desventaja propia de la protección por fusible es que los mismos no proporcionan una apertura

tripolar. Ante fallas desequilibradas, las corrientes se distribuyen de manera diferente, según sea el

desfasaje del transformador. En muchos tipos de fallas, la corriente en uno de los fusibles es mucho

mayor que la corriente en los otros, por lo cual aquél abre en primer lugar. Una vez que opera un

fusible, la falla puede seguir energizada pero en condición monofásica. En estos casos, las corrientes

de falla pueden ser muy inferiores y los fusibles restantes pueden no operar o tener un despeje muy

lento.

Protección de Sobrecorriente

Puede utilizarse la protección primaria para transformadores pequeños

Respaldo de la Protec. Primaria (87 y 63)

Protección de respaldo para fallas en zonas de protección adyacentes disparar los transformadores antes de que se dañen

La Protección por Sobrecarga es Limitada

Para proteger pequeños bancos de transformadores, puede ser suficiente con una protección de

sobrecorriente aunque debido a la necesidad de coordinar con otros relés de zonas adyacentes no será

posible, por lo general, obtener un despeje rápido de las fallas. Esto conlleva a que, ante fallas internas,

los daños en el transformador puedan ser importantes.

Los relés de sobrecorriente pueden brindar respaldo independiente a la protección primario de los

sistemas pero con una reducción significativa de la sensibilidad y la velocidad. Los relé instantáneos de

sobrecorriente pueden ser ajustados para que vean el transformador y proporcionen respaldo de alta

velocidad ante fallas internas importantes. Habitualmente, estos relés se ajustan al 175 % de la falla

trifásica simétrica máxima del lado de baja. Este ajuste debería brindar suficiente margen como para

coordinar con fallas sobre la barra de baja tensión. Si se utiliza un relé de sobrecorriente con sobre-

alcance transitorio limitado podría reducirse el ajuste del arranque.

Como las protecciones primarias (diferencial y presión súbita) son altamente selectivas, ellas no

suministran respaldo de disparo para fallas en las zonas adyacentes. Los relés de sobrecorriente deben

ser aplicados y coordinados con las curvas de daño del transformador para desvincularlo del circuito

antes de que se averíe. Si bien los relés de sobrecorriente pueden brindar una protección, con

limitaciones, ante las sobrecargas, se prefieren los relés de imagen térmica por ser más adecuados

para este tipo de protección.


62

Curvas de Daño del Transformador

IEEE C57.12.00-2000 define la capacidad de soportar el paso de corrientes de falla. se aplica a los transformadores fabricados desde principios de la década del ’70. cubre los daños mecánicos y térmicos debidos a fallas pasantes reconoce que el daño es acumulativo.

Curva de baja incidencia de fallas menos de cinco fallas en la vida útil del transformador.

Utilizar la curva de baja incidencia para zonas en que las fallas son despejadas por una protección de alta velocidad para sistemas que no poseen líneas aéreas.

Estas curvas se aplican a los ajustes de sobrecorriente del transformador y del alimentador. La curva de incidencia frecuente de fallas se utiliza con la coordinación del alimentador de líneas aéreas.

Los valores nominales se refieren a las corrientes de los bobinados en muchas aplicaciones, la corriente del relé será diferente a la corriente de bobinado.

Los elementos de sobrecorriente del alimentador suministrarán protección primaria para las fallas

pasantes frecuentes. En este caso, al realizar el ajuste de los relés de sobrecorriente del alimentador,

deben usarse las curvas de daño por fallas frecuentes. También es importante reconocer que estas

curvas se aplican a las corrientes que circulan por los bobinados del transformador. Para bobinados en

triángulo, los relés de sobrecorriente de fase no verán la misma corriente. Es por ello que debe

verificarse que las curvas de coordinación cumplan para las fallas trifásicas, bifásicas y unipolares a

tierra, adaptando la distribución de corrientes de forma apropiada a las curvas de daño.

Sobrecorriente en Terciarios sin Carga

Figura II.2.15. Esquema de Sobrecorriente en terciarios sin carga


63

A menudo, el bobinado terciario de un transformador es de mucha menor potencia que el bobinado

principal, en particular si el terciario no está diseñado para ser cargado. En estos casos, es preferible

incluir un relé conectado a un TC dentro del triángulo para que suministre protección de tierra de

respaldo para las fallas a tierra no despejadas en los circuitos adyacentes antes de que se dañe el

transformador. Si el terciario trabaja en vacío, un solo TC conectado dentro del triángulo es suficiente.

Es importante destacar que al coordinar este relé con los otros relés de tierra del sistema, el mismo

solamente verá 1I0 sobre la tensión base del terciario, mientras que los otros relés del sistema verán 3I0

sobre su propia base.

Habitualmente, el relé 64T que se muestra, es un relé de sobrecorriente de tiempo inverso corto que

suministra protección extra ante fallas a tierra en el bobinado terciario.

Sobrecorriente en Terciarios con Carga

Figura II.2.16. Esquema de Sobrecorriente en terciarios con carga

Si el terciario está cargado, es necesario conectar TCs en cada rama del triángulo tal como se muestra.

Este esquema rechaza las corrientes de carga de secuencia positiva y negativa y permite al relé 51G

que responda ante la corriente de falla a tierra 3I0 para brindar respaldo de tierra a la protección de

sobrecorriente.

Protección Contra Falla a Tierra Aplicación Triángulo/Estrella

Figura II.2.17. Esquema de protección contra falla a tierra


64

El relé de sobrecorriente residual 51N brinda protección de tierra sensitiva al mirar dentro del bobinado

triángulo si la fuente es un sistema puesto a tierra. La circulación normal de corriente de secuencia cero

se ve bloqueada por el bobinado triángulo, de manera que este relé no tiene que coordinar con ninguno

de los otros relés. Sin embargo, para evitar la corriente no medida debido a los errores del TC y durante

el inrush, es aconsejable instalar un relé de tiempo inverso corto en lugar de un instantáneo.

Para fallas a tierra sobre el lado estrella del transformador, los relés de sobrecorriente de fase del lado

triángulo deberán ser ligeramente insensibles. De esta manera, según se ve en la figura, se aplica el

relé 51G para respaldar al diferencial de fase ante fallas a tierra en esa área de la zona. Este relé debe

ajustarse para que coordine con los otros relés de tierra del interruptor principal y de los alimentadores.

De manera alternativa, las fallas a tierra incluyen corrientes de secuencia negativa que no son

bloqueadas por el transformador. De esta forma, el relé 51Q puede suministrar protección de respaldo

para todas las fallas desequilibradas, incluyendo a las fallas a tierra en la zona del transformador. Este

relé debe coordinar con otros relés del sistema.

Protección Eléctrica Adicional

Protección de Falla a Tierra Restringida

Figura II.2.18. Esquema de protección contra falla a tierra restringida

En sistemas puestos a tierra a través de impedancias, las fallas a tierra pueden ser menores a la

sensibilidad de los relés diferenciales. En estos sistemas, es una buena idea utilizar la protección de

tierra restringida ante fallas dentro de la zona del transformador pues brinda una alta selectividad, como

con la protección diferencial, incrementando la sensibilidad para las fallas a tierra.

En la actualidad, este tipo de protección está ganando popularidad para todas las aplicaciones porque

ofrece un aumento de la sensibilidad ante fallas a tierra parciales de los bobinados en los sistemas

rígidamente puestos a tierra, las cuales pueden ser difícil de detectar incluso para la protección

diferencial. Además, muchos de los modernos relés diferenciales multi-función incluyen esta prestación

sin costos adicionales.


65

También se puede proporcionar protección de tierra restringida mediante un relé de sobrecorriente

conectado en forma diferencial.

Una configuración más común, consiste en utilizar un relé direccional de sobrecorriente conectado de

forma tal que el elemento direccional esté polarizado por la corriente de la rama de tierra del

transformador. La corriente de operación es la corriente diferencial de secuencia cero. Se requiere de

un TC auxiliar para suministrar una polarización positiva inversa (sin disparo) a la corriente de operación

durante las fallas pasantes. Esto evita la mala operación por falsa corriente residual causada por una

irregular actuación del TC ante una gran falla externa de fase.

Los modernos relés multi-función no requieren de un TC auxiliar. La magnitud de la corriente de

secuencia positiva puede utilizarse para supervisar o restringir al elemento direccional a fin de evitar

una mala operación ante fallas de fase externas.

Sobreexcitación

La densidad del flujo es una función de los voltios por espira y de la frecuencia

Voltios/Hertz (ANSI 24) tradicionalmente aplicados a GSUs

Puede ser un problema durante el aislamiento del sistema

Sobretensión por efecto ferranti

Los daños debido a la sobre-excitación están ocasionados por el exceso de flujo que pugna por buscar

un camino a través de la estructura de acero que, obviamente, no está diseñada para eso. Así es como

se generan corrientes parásitas que pueden provocar un calentamiento localizado importante en la

estructura. La densidad de flujo en el núcleo de un transformador está en función de los voltios por

espira aplicados y de la frecuencia. Debido a que los modernos transformadores están diseñados para

operar con valores extremos de flujo a fin de obtener la mayor eficiencia, dichas máquinas pueden

sobre-excitarse con muy bajos valores de sobretensión.

Los relés de característica Voltios/Hertz han sido normalmente utilizados en transformadores

elevadores de bloque para evitar daños al transformador y al generador en caso de que se aplicase el

campo cuando la unidad está girando a velocidad sub-sincrónica. Estos transformadores también corren

peligro si se produjese una desconexión intempestiva de la carga cuando la máquina está entregando

una importante cantidad de reactivo al sistema. Los transformadores de transmisión también pueden

sobre-excitarse bajo condiciones de aislamiento del sistema cuando el reactivo suministrado está fuera

de concordancia con lo que el sistema requiere. Otra causa de sobre-excitación en transformadores de

transmisión está originada en el efecto Ferranti. Las largas líneas de transmisión con una gran

capacitancia distribuida pueden sobre-elevar su tensión al funcionar con poca carga. Los

transformadores más viejos del sistema pueden tener tensiones nominales más bajas que las del

sistema actual. Por ejemplo, un transformador de 67 kV de tensión nominal puede utilizarse en un

sistema de 69 kV llevando el conmutador sin carga a una derivación 2,5 % mayor (68,7 kV nominales).


66

Pero esto producirá una disminución de la tensión secundaria. Si las derivaciones no se seleccionan

correctamente o si el sistema se opera a una mayor tensión, estos transformadores pueden sobre-

excitarse fácilmente y fallar en forma prematura.

Figura II.2.19. Curva de operación de reles

Esta gráfica muestra que el tiempo que los relés pueden aguardar antes de tomar algún tipo de acción

frente a una sobretensión es relativamente largo por lo que pueden ser utilizados como relés de alarma.

Esto permite adoptar acciones de control que resuelven el problema antes de proceder al disparo.

II.2.3. PROTECCIÓN MECÁNICA DE TRANSFORMADORES

Relé de Presión Súbita (SPR) (ANSI 63)

Ubicado en el espacio de Gas (Presión Súbita)

Inmerso en el Aceite (Presión por la Falla)

Figura II.2.20. Relé de presión súbita (tipo de inmersión en aceite)

Los relés de presión súbita supervisan la presión en el interior del tanque y operan ante rápidos

cambios en la misma. Están constituidos por un diafragma con un pequeño orificio que equilibra la

presión sobre ambas caras del diafragma a medida que la presión del aceite varía debido al ciclo

térmico normal del transformador. Ante un brusco cambio en la presión de aceite, el orificio del

diafragma no permitirá el paso de una gran cantidad de aceite en un corto tiempo pues es demasiado

pequeño. Por lo tanto, la presión no será igual en ambas caras del diafragma y éste se moverá


67

accionando un microcontacto que al cerrarse, puede generar un disparo o una alarma. El parámetro

supervisado es por naturaleza transitorio, de manera tal que debemos utilizar algún tipo de

enclavamiento. Esto puede lograrse mediante un circuito auxiliar como el que se muestra a la derecha o

mediante un relé auxiliar de disparo y enclavamiento montado en el circuito de disparo.

Los relés de presión súbita vienen en dos variantes según sea el sistema de expansión del aceite

utilizado en el transformador.

Los transformadores con volumen constante (capa superior de nitrógeno) o de presión regulada (con un

cilindro que suministra nitrógeno), utilizan un colchón de nitrógeno seco en la parte superior de la cuba,

sobre la capa de aceite, para absorber la dilatación y contracción del aceite. Un relé sensible al espacio

de gas mencionado informa de los cambios en la presión de gas dentro de la cuba del transformador.

Los transformadores con sistemas de presión constante utilizan un tanque de expansión para el aceite.

No hay gas en la cuba y el aceite entra y sale del tanque de expansión según se expanda o contraiga el

aceite. En este tipo de transformador, el relé de presión súbita será del tipo sumergido en aceite.

Autotransformador con derivación (Tap) no supervisado por el diferencial.

Se supone el 5 % de espiras cortocircuitadas.

A 1000 A en una falla le pueden corresponder tan sólo 50 A en el primario

Figura II.2.21. Relé acumulador de gas y esquema de falla entre espiras

El relé de presión súbita proporciona una detección sensitiva ante fallas que los relés convencionales no

pueden ver. Una falla entre espiras en el bobinado del transformador constituye un cortocircuito en un

autotransformador. Como esta máquina se rige por las leyes del transformador, la alta corriente de falla

localizada se ve reflejada en una pequeña corriente en los bornes terminales de la máquina y el relé

diferencial puede no detectar la falla hasta que la misma se desarrolle y más espiras entren en

cortocircuito o haya una descarga a la cuba.


68

Sin embargo, una gran cantidad de energía está siendo disipada en el lugar de la falla y el arco genera

una onda de presión que se propaga en el interior de la cuba. El relé de presión súbita es el medio más

sensible para detectar este tipo de fallas y sacar de servicio al transformador.

Relé de Acumulación de Gas

Utilizados en transformadores con tanques de expansión.

Los gases se acumulan para brindar condiciones de alarma y posterior análisis.

Una Variante se denomina relé Buchholz.

Muchos tipos de fallas incipientes y condiciones anormales de operación comienzan a evidenciarse por

la generación de gases combustibles en el aceite del transformador. Un transformador provisto de un

sistema de conservación de aceite mediante tanque de expansión puede advertirnos tempranamente

ante estas circunstancias. Para ello el transformador está provisto de un tubo ubicado en el punto más

alto de la tapa de la cuba para que los gases sean conducidos a un relé que acumula el gas. Este relé

también puede montarse en el tubo que vincula al tanque de expansión con la cuba. Cuando el gas se

acumula en la cámara, un flotante cae y cierra un microcontacto. Habitualmente, este microcontacto

solamente genera una señal de alarma.

El relé está preparado para que se puedan extraer muestras del gas acumulado a fin de realizar su

análisis y determinar la naturaleza de la falla incipiente.

Una variante de este tipo de relé se denomina relé Buchholz. Este relé posee una aleta que trabaja

como el relé de presión súbita moviéndose y cerrando un contacto ante el rápido movimiento del aceite

causado por el súbito aumento de presión en el interior del la cuba. Este contacto puede conectarse al

disparo.

Actualmente, existen en el mercado sistemas de supervisión continua que detectan los gases disueltos

en el aceite y generan una alarma ante estos eventos.

Resumen de la Protección de Transformador

La presión súbita es una protección primaria para fallas entre espiras y de respaldo 87 para grandes fallas en la cuba.

Los relés de sobrecorriente son una protección primaria contra daños causados por fallas pasantes y proporcionan respaldo para fallas en la cuba y las barras.

Los relés diferenciales suministran protección primaria ante fallas en el interior de la cuba y en la barra

dentro de la zona de protección. Su sensibilidad es limitada para el caso de fallas entre espiras y a tierra

en redes con bobinados puestos a tierra a través de impedancias.


69

El relé de presión súbita proporciona protección para pequeñas fallas dentro de la cuba del

transformador y respalda a los relés diferenciales para todas las fallas originadas dentro de la cuba. Por

otra parte, se acepta la supervisión y el bloqueo del relé SPR ante altas corrientes de falla internas que

el relé diferencial detectará con absoluta confiabilidad.

Los relés de sobrecorriente no solo proporcionan protección primaria para evitar daños a los

transformadores ante fallas pasantes, también respaldan el trabajo de los relés diferenciales ante fallas

internas.

II.3 PROTECCIÓN DE BARRAS

La red eléctrica de la CFE en la República Mexicana tiene la misión de garantizar un servicio de energía

eléctrica con calidad y continuidad, para lograr esto se requiere que los equipos primarios sean

protegidos adecuadamente en caso de presentar alguna falla y desconectarlos lo más rápido posible del

sistema eléctrico de potencia.

En el caso de los buses o barras estos son los puntos en la red donde se conectan varios circuitos, que

pueden ser generadores, transformadores, líneas de transmisión, capacitores y reactores. Los buses

manejan grandes cantidades de energía del orden de 2000 MW y es precisamente por esta causa que

los hace ser uno de los equipos primarios que afectan significativamente la estabilidad de un sistema en

caso de no librarse rápidamente una falla en el Bus.

En este documento se presenta la experiencia en la aplicación de la protección diferencial digital tipo

SEL487B en buses de alta tensión de 115,230 y 400 kV de la Gerencia Regional de Transmisión

Central de la CFE.

En lo que se refiere a la filosofía de protecciones de barras que se ha adquirido durante el manejo de

las protecciones de distintas tecnologías desde los esquemas electromecánicos, estáticos y digitales en

un periodo de 1989 al 2008 se puede comentar que : ``Se debe poner en servicio una protección

diferencial de barras cuando la nueva tecnología este bien asimilada y manejada por quien tenga la

mayor experiencia en el esquema, de no ser así es mejor que se espere a tener la capacitación y el

adiestramiento necesario para que el nuevo esquema sea confiable``.

Otro punto de la filosofía de protección de barras es que la protección debe dar la flexibilidad al arreglo

de barras para que este se maneje sin limitaciones y que cumpla el arreglo con las necesidades

operativas del Sistema Eléctrico de Potencia.

Definición de Bus.

El bus o barra denominada en ingles busbar es un elemento clave para la estabilidad de un SEP. Se

encuentra en las subestaciones eléctricas ya sean de Transmisión, Subtransmisión o de Distribución

dependiendo del nivel de voltaje que se maneje. Este voltaje puede variar desde los 400 kV, 230 kV,

115 kV .Se puede definir bus como un punto donde se interconectan circuitos (líneas de transmisión,

transformadores, capacitores, reactores, autotransformadores).


70

Los principales arreglos de bus son:

Bus principal: Este arreglo tiene poca flexibilidad de operación.

Bus principal y bus de transferencia: En este tipo de arreglo se puede sustituir a un interruptor para mantenimiento con el interruptor de transferencia.

Bus principal y bus auxiliar con interruptor de amarre o transferencia: Este arreglo tiene más flexibilidad para suministro de energía. Cuenta con dos buses y tres

cuchillas, una para bus 1 y otra para bus 2 y transferencia .Y el bus auxiliar puede funcionar

como Bus 2 y Bus de Transferencia. Cuenta con un interruptor de amarre y transferencia.

Arreglo bus 1 y bus 2 con doble interruptor: Este tipo de arreglo ofrece mayor flexibilidad porqué cuenta con una doble opción para suministro de energía, incluyendo doble interruptor.

Arreglo de interruptor y medio: Este tipo de arreglo se utiliza en sistemas de extra alta tensión (EHV). La ventaja más importante consiste en que aún con las dos barras falladas puede continuar el servicio de energía eléctrica.

Fallas en el bus

Las fallas en el Bus son poco frecuentes y es por esto precisamente que el Esquema diferencial de

barras opera en pocas ocasiones.

Las fallas que se nos han presentado en los últimos 20 años han sido por explosiones de TC`S, dentro

de la zona diferencial, por maniobras con escaleras de aluminio que aterrizan el Bus, por personal que

está trabajando en cuchillas de transferencia aparentemente sin potencial en arreglos de Bus principal y

Bus de transferencia, por personal contratista que por desconocimiento aterrizan el Bus con ramas de

arbustos verdes, por fallas trifásicas ocasionadas por cuchillas de tierra cerradas.

Pero una de las causas de disparos incorrectos de un Bus sin falla es la operación incorrecta de

protecciones diferenciales de bus digitales de nueva tecnología por una aplicación o ajuste incorrecto

como el caso del disparo de la barra de S.E. Los Amates 115 kV el 15 de julio del 2005.

Protección de Buses

Los métodos para proteger un bus pueden ser:

II.3.1. PROTECCIÓN DE BARRAS CON RELEVADORES DE RESPALDO

En la antigüedad, la forma utilizada para la protección de barras era mediante la operación de las

protecciones de los elementos que aportaban corriente hacia los buses, pero presentaban las siguientes

desventajas:

Baja velocidad en la operación de libramiento de fallas.

Las cargas alimentadas por las Líneas de transmisión se interrumpen innecesariamente.


71

Esta forma de protección era preferida por encima de la 87B cuyo accionamiento erróneo dispara todas

las conexiones a la barra protegida.

II.3.2. PROTECCIÓN POR COMPARACIÓN DIRECCIONAL

El principio de la comparación direccional es utilizado también en la protección de líneas de transmisión.

Para protección de bus, emplea relevadores de sobrecorriente direccional individuales en las líneas de

las fuentes y relevadores instantáneos de corriente en las líneas de los circuitos.

Básicamente, los contactos de los relevadores direccionales en todos los circuitos de alimentación y los

contactos de los relevadores de sobrecorriente en circuitos de carga están interconectados en tal forma,

que si la corriente de falla fluye hacia la barra colectora, el equipo funcionará para disparar todos los

interruptores del bus. En esta protección los TC´s pueden no tener la misma RTC porque los

secundarios se conectan a relevadores individuales y no influyen en la comparación direccional.

Sus desventajas son:

1. Requiere de un gran mantenimiento.

2. Alta probabilidad de falla al funcionar debido al gran número de contactos en serie en el circuito de

disparo.

3. Pueden no operar para una falla trifásica.

II.3.3. PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS

Definición:

Es el dispositivo que mide las corrientes de entrada y salida de la barra protegida para detectar aquella

corriente diferencial que supere el determinado porcentaje de la corriente total que circula por el bus

para el cual fue ajustado, y enviar así la rápida señal de disparo que libre al elemento fallado.

Consideraciones para la instalación de un Esquema

Diferencial de Barras

Para poder establecer cuando instalar un esquema diferencial de bus, se consideran dos criterios

importantes, que son:

1. La importancia de la carga y el impacto que representa una falla en el bus para la estabilidad de un

Sistema Eléctrico de Potencia (SEP).

2. Cuando se traten de buses de 230 kV y 400 kV, definitivamente deben llevar protección diferencial de

Bus.


72

Ahora bien, la protección de buses se puede lograr por medio de la detección diferencial cuando las

corrientes de falla interna y externa no representan grandes problemas de imprecisión en la medición

por la saturación de TC´s, como se muestra en la figura II.3.1.

Figura II.3.1. Diagrama esquemático de la protección diferencial de bus

Principio de funcionamiento

La Bobina de operación del relevador recibe corriente únicamente cuando hay una falla dentro de su

zona de protección y esta es limitada al área comprendida entre la localización de los juegos de TC's

que mandan corriente al relevador.

Si las corrientes de falla son tan grandes que provocan saturación desigual en los TC's, este método no

será aplicable, pues la suma de las corrientes secundarias no será cero para fallas externas, lo que

provocaría la operación en falso del relevador diferencial.

En caso de una falla (F) externa a la barra, como muestra la figura. II.3.1, los transformadores de

corriente a, b, c, aportan cantidades diferentes de corrientes de falla, pero el TC del circuito "d", que es

del circuito fallado, debe balancear la suma de todas las demás. Por esta razón, el TC. del circuito "d"

ha sido energizado a un nivel mucho más alto, cercano a la saturación o frecuentemente con grados

variables de saturación, dando origen a falsas corrientes diferenciales ya que una cantidad

relativamente pequeña de corriente directa (CD) de una onda asimétrica de falla, satura el núcleo del

TC, reduciendo apreciablemente la corriente secundaria del valor que debería ser. La corriente que

llega disminuida al relevador diferencial provoca incorrectamente su operación para falla externa

Condiciones de Operación

Las condiciones bajo las cuales el relevador de protección diferencial de bus debe operar son

principalmente las siguientes:


73

• No importando el valor de la componente de corriente directa de una onda asimétrica de falla.

• Aún cuando los TC´s se saturen por efecto de corrientes de falla interna y externa.

• Esta protección deberá operar aun cuando los TC´s sean de distinto tipo y relación de transformación.

Características de Operación

a. La velocidad del relevador diferencial debe ser alta y debe operar antes de la saturación de los TC´s.

b. El relevador diferencial debe tener la capacidad necesaria para rechazar la información distorsionada

y falsa de los TC´s cuando estos se saturan.

c. Deben estar diseñados para que no tengan limitación para aceptar el uso de TC´s auxiliares cuando

los TC´s primarios son de diferente tipo y relación de transformación.

d. El relevador diferencial no debe tener limitaciones para operar bajo condiciones de falla máxima, ya

sea interna o externa.

Definición de Relevador diferencial

Es un dispositivo de protección que se conecta a los circuitos secundarios de los TC´S que censan las

corrientes que entran y salen del elemento a proteger y se basa en el principio de comparación de la

magnitud y ángulo de fase de dichas corrientes, cumpliendo así, con la primera Ley de Kirchhoff. En la

figura II.3.2 se muestra el diagrama esquemático del funcionamiento del relevador diferencial.

Figura II.3.2. Diagrama esquemático del funcionamiento del relevador diferencial


74

Principio de funcionamiento.

Cuando la suma de las corrientes de entrada y salida es diferente de cero se dice que existe corriente

diferencial. Y cuando esta sobrepasa un determinado porcentaje regulable (por ajuste) de la corriente

total que circula por el elemento a proteger, se energiza la bobina de operación del relevador,

mandando el disparo a través de un 86, que se emplea para disparar todos los interruptores asociados

al elemento fallado.

Relevador “86”

Es el relevador auxiliar de disparo de la protección diferencial. Su reposición debe ser manual para

evitar energizar indebidamente el elemento fallado (bus en este caso). Esto debido a que se puede

ocasionar un daño mayor en el punto de falla al reenergizar en un tiempo indebido.

Funciones principales:

• Dispara a todos los interruptores asociados al punto de falla.

• Evita el cierre de los interruptores disparados.

• Da señales de alarma.

Problemas de aplicación

La protección diferencial es el tipo de protección más confiable aunque presenta los siguientes

problemas:

• Saturación de TC´s

• Complicación de los circuitos asociados al esquema de protección, este es el llamado Talón de

Aquiles de un esquema diferencial de barras. Durante muchos años en protecciones de bus

electromecánicas y estáticas, el problema principal en barras con circuitos switcheados era que la

indicación para determinar si el circuito estaba o no conectado a la barra se hacía y se sigue haciendo

con contactos auxiliares de las cuchillas de Bus. Si una cuchilla de Bus se cierra y su contacto auxiliar

no indica a la protección diferencial de Bus que está conectado el circuito, esto hace que esta corriente

no se sume al esquema diferencial lo cual puede crear un desbalance y ante una falla externa el

esquema puede llegar a operar si el esquema no esta bloqueado ante una condición de desbalance

previa a la falla.


75

Saturación de TC´S

Como se ha mencionado al inicio de esta sección, debido a que el bus es el punto de conexión de

líneas de alimentación y de carga, se tienen corrientes de cortocircuito muy elevadas. Por ello todos los

TC´s de bus están sujetos a corrientes primarias de gran magnitud que llegan a saturar el núcleo.

La saturación de los transformadores de corriente es uno de los problemas mas graves en el diseño de

un esquema de protección diferencial de bus. Cuando un TC esta saturado o cerca del punto de

saturación, la corriente de magnetización aumenta sin incrementarse en forma proporcional el flujo

magnético en el transformador, esto provoca calentamiento en el transformador, pero además, provoca

deformaciones de onda de la corriente del lado secundario originando falsas corrientes diferenciales en

las protecciones del bus.

La componente de CD de una onda asimétrica de falla produce mayor saturación en el núcleo del TC

que las componentes de CA.

Método para reducir los efectos de saturación de TC´s

1. Usando relevadores diferenciales de alta impedancia operados por voltaje con circuito resonante

serie que limita la sensibilidad a la componente de CD.

2. Usando relevadores diferenciales de porcentaje y restricción específicamente diseñados para ser

insensibles a la saturación por la componente de CD.

II.4 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE PRUEBA OMICRON CMC 256

II.4.1. INTRODUCCIÓN.

El quipo OMICRON CMC 256 es un equipo trifásico para prueba de relevadores de protección

(distancia, sincronismo, potencia, secuencia, sobrecorriente, voltaje, direccionales, de oscilación,

frecuencia, diferenciales de transformador, diferenciales de línea, recierre, etc.)

El OMICRON CMC 256 forma parte de un sistema de prueba que consta no sólo del propio dispositivo

de prueba, sino también de un PC y del software de prueba “OMICRON Test Universe en sus diferentes

versiones".

Pueden utilizarse amplificadores externos de corriente y tensión como componentes suplementarios del

sistema de prueba. ("Equipo opcional" ) El OMICRON CMC 256 se comercializa en dos versiones. Los

dos modelos difieren en el número de salidas de corriente:

CMC 256-3: un triple de corriente (3 x 25 A)

CMC 256-6: dos triples de corriente separados galvánicamente (3 x 12,5 A cada uno)

CMC 356: Dos triples de corriente separados galvánicamente (3 x 32 A cada uno)


76

Figura II.4.1. Equipo de prueba OMICRON 256-6

Este equipo cuenta con 10 fuentes de CA/CD totalmente independientes y simultáneas: el equipo puede

operar con cuatro fuentes de voltaje y seis fuentes de corriente en frecuencias de 10..100 Hz con

rangos de 0..300 volt a 45 VA (por fase) y de 0..25 amp a 80 VA en forma trifásica, distorsión armónica

típica menor de 0.05%; ajuste de ángulos de 0 a 360 grados con una resolución de 0.001 grados y una

precisión de ±0.1 grado.

Los circuitos de los generadores/amplificadores y circuitos principales están galvánicamente separados,

así como las corrientes voltajes, Vcd auxiliar y los circuitos de entradas binarias. Capacidad para

reproducción de transitorios hasta 3.1 kHz; capacidad para aplicar Armónicas; una fuente de CD auxiliar

hasta de 260 volt a 50 W; diez entradas para censar operación de relevador, interruptor y auxiliares;

seleccionables en el software a contacto seco o mojado, normalmente abierto o normalmente cerrado,

con rango de voltaje de ±300 V y muestreo de 10 KHz., cuatro salidas a contacto seco programables

para simular estados de teleprotección, interruptor y auxiliares; con capacidad de ruptura de 300 V

C.A./C.D. a 8 amperios, 2,000 VA (C.A.) y 50 W (C.D.), Una entrada para medición de voltaje C.D. con

rango de 0 a ± 10 V y una entrada de corriente de 0 a ± 1 mA y 0 a ± 20 mA, alimentación de corriente

alterna monofásica de 127 VCA a 60 Hz, rango permisible de 99 a 264 Vca, y frecuencias de 45 a 65

Hz; con conector de puesta a tierra del equipo; con cable de alimentación principal, con cable de

comunicación a la PC que usa el puerto de red de ésta, con puntas de prueba, con bolsa para

protección y transporte y maleta de uso rudo.

Figura II.4.2. Equipo de prueba OMICRON 256-6 con maleta


77

II.4.2. MANEJO DEL EQUIPO OMICRON CMC 256

Componentes del sistema

Antes de utilizar por primera vez el equipo OMICRON CMC 256, compruebe que dispone de todos los

componentes del sistema de prueba.

Para poner en funcionamiento el CMC 256 necesita los componentes siguientes.

CMC 256-3 o CMC 256-6 con cable de alimentación eléctrica (red).

Cable de conexión CMC 256 para la PC (suministrado).

Cable de conexión CMC 256 para el equipo de prueba.

PC con interfaz paralelo y software de prueba instalado.

Figura II.4.3. Cable de alimentación, comunicación y puntas de prueba

Arranque del sistema de prueba

En la explicación que se da a continuación se da por hecho que se ha instalado el PC y el software de

prueba del equipo OMICRON Test Universe.

Conecte el CMC 256 al PC con el cable de conexión que se suministra.

CMC 256: al conector situado en la parte posterior del dispositivo

PC: al puerto del interfaz paralelo (denominado "PRT", "Printer" o "LPT1")

Enchufe el CMC 256 y el PC a la toma de corriente.

Encienda ambos dispositivos.


78

Figura II.4.4. Conexión del CMC 256 con la PC

Arranque el software OMICRON Test Universe. Al arrancar el software Test Universe, se efectúa una

prueba general del hardware en el CMC 256. En el transcurso de dicha prueba, se oyen sonidos de

conmutación procedentes de los relés del dispositivo de prueba. Si en el transcurso de esta auto

verificación se detectan irregularidades, el software muestra el mensaje de error correspondiente en la

pantalla del PC. Consulte la Sección de, "Alteraciones, causas posibles y soluciones" de manual del

usuario.

Instalación y función

El sistema de prueba de OMICRON controlado por PC responde al concepto de división funcional entre

el software que se ejecuta en el PC y el hardware del CMC 256 conectado al equipo en prueba.

Software de prueba que se ejecuta en PC

controla las señales de prueba

procesa datos de medidas

crea informes

genera entradas de datos

CMC 256

crea señales de prueba (corrientes, tensiones, señales binarias).

mide la reacción (analógica y binaria) del equipo en prueba.

suministra corriente en CC al equipo en prueba.

Salida de tensión (amplificador de tensión)

Las cuatro salidas de tensión hacen referencia a un solo neutro común N y están separadas

galvánicamente de las demás salidas del CMC 256. Las dos salidas negras denominados “N” están

conectados galvánicamente. El amplificador de tensión y los amplificadores de corriente están

instalados como amplificadores lineales con acoplamiento de CC.


79

Las salidas de tensión operan con dos rangos de tensión.

Rango 1: 4 x 0 ... 150 V

Rango 2: 4 x 0 ... 300 V

Figura II.4.5. Salidas de tensión

Salida de corriente (amplificador de corriente)

El triple de corriente está separado galvánicamente de las demás conexiones del CMC 256.

Los amplificadores de corriente están instalados como amplificadores lineales con acoplamiento de CC.

Con esta tecnología, pueden lograrse distorsiones armónicas y especificaciones extraordinarias de

ancho de banda de frecuencia en una estructura muy compacta. Por medio del acoplamiento de CC,

puede reproducirse con precisión cualquier corriente transitoria o desplazamiento de CC.

Todas las salidas de corriente disponen de dos rangos de corriente para aumentar su rango dinámico:

Rango 1: 6 ×12,5A

Rango 2: 6 ×12,5ª

Figura II.4.6. Canales de salidas de corrientes

Protección de las salidas de corriente: Todas las salidas de corriente están protegidas frente a circuitos

abiertos, cortocircuitos y sobrecargas. Aviso: Si hay una alimentación de una fuente externa, las salidas

de corriente pueden dañarse o destruirse. Si se sobrecalienta el disipador térmico, un conmutador

térmico desactiva todas las salidas.

OMICRON CMC 256-6: SALIDA DE CORRIENTE A ; SALIDA DE CORRIENTE B Dos triples de

corriente separados galvánicamente, cada uno con su propio neutro (N).

Entrada binaria / analógica (entradas binarias 1 - 10)

Las diez entradas binarias se dividen en cinco grupos de dos, hallándose cada grupo separado

galvánicamente de los demás.


80

Las señales de entrada se supervisan con un amplificador separador dotado de una resolución temporal

de 100 μs y luego se evalúan en las unidades de medida.

Figura II.4.7. Entrada binaria / analógica (entradas binarias 1-10)

Las diez entradas binarias del CMC 256 pueden configurarse individualmente como entradas de medida

binaria o analógica por medio del software.

La configuración de las entradas como entradas de medida analógica puede efectuarse con la opción

de medida EnerLyzer. Esta opción EnerLyzer puede actualizarse posteriormente en cualquier momento.

Consultando "La opción de medida EnerLyzer" en el OMICRON CMC 256.

Entrada analógica de CC (UDC, IDC)

Se ha implantado la medida de señales analógicas de CC para probar transductores, y consta de:

una referencia de tensión de gran precisión un ADC (Analog Digital Converter, Convertidor analógico-digital) para cada entrada

los circuitos de entrada correspondientes (es decir, divisor de tensión, derivador, filtro de precisión, etc.).

Se miden las señales de entrada UDC e IDC. La entrada IDC cuenta con dos rangos: 0 ... ±20 mA y 0

... ±1mA.

Como protección de la entrada IDC se utiliza un fusible de entrada reversible. La evaluación y

transmisión de los valores de medida se produce en la unidad de medida. Las entradas UDC e IDC

hacen referencia a un neutro común N. La unidad de medida de CC está separada galvánicamente de

las demás conexiones del panel frontal.

Figura II.4.8. Unidad de medida (entradas analógicas 1-10) Figura II.4.9. Unidad de medida cc (entradas

analógicas VDC, IDC)

analógicas 1-10)


81

Salidas binarias

Cuenta con cuatro salidas binarias para su utilización como contactos de relé sin potencial.

Figura II.4.10. Salidas Binarias Figura II.4.11. Potencia de CC para equipos de prueba (AUX DC)

Interfaz del host (puerto del interfaz del PC, SELV)

El empleo del puerto paralelo de la impresora como conexión entre el PC y el CMC 256 permite una

velocidad de transferencia de datos considerablemente mayor, al tiempo que permite emplear como PC

de control cualquier ordenador portátil normal.

Los requisitos del sistema referidos al PC figuran en la descripción de instalación del software

OMICRON Test Universe. Cuando se arranca el programa OMICRON Test Universe, éste busca

automáticamente el interfaz (LPTx) del PC al que está conectado el CMC 256.

Figura II.4.12. Interfaz del PC Interfaz del host

Otros interfaces SELV

Todas las entradas y salidas del grupo SELV hacen referencia a un neutro común, que está conectado

también a la conexión de protección a tierra (GND) de la carcasa.

LL out 1-6 (salida de nivel bajo 1-6)

Existen seis fuentes de señales analógicas de gran precisión que pueden utilizarse, por ejemplo, para

controlar amplificadores externos. Además, existe un interfaz serie digital que transmite funciones de

control y supervisión entre el CMC 256 y los amplificadores externos. Los dispositivos admitidos son

CMA 156, CMA 56 y CMS 156.


82

Las señales de bajo nivel tienen un nivel de salida nominal comprendido entre 0 y ±10 Vpico. Todas las

salidas de bajo nivel están protegidas contra cortocircuitos y se supervisan continuamente en

prevención de sobrecargas.

Interfaz externo Salidas binarias 11 – 14

Existen cuatro salidas de transistor (colector abierto) para posibilitar salidas rápidas y sin fluctuaciones

en las que el tiempo es un factor crítico (señales pequeñas).

Figura II.4.13. Interfaz externo LL out 1-6 Figura II.4.14. Interfaz externo

Contador:

Para aplicaciones de pruebas de contadores de energía, ocasionalmente se necesitan entradas rápidas

de contador hasta de 100 kHz. El CMC 256 tiene dos entradas rápidas de contador de “bajo nivel”. Para

aplicaciones en pruebas de contadores de energía, el CMLIB B permite efectuar conexiones fácilmente.

Sincronización:

La sincronización por GPS de la base de tiempo del CMC 256 puede efectuarse por el interfaz externo

"ext. Interf.". A tal efecto, se dispone del dispositivo de sincronización CMGPS, que es un accesorio

opcional. Comunica, por medio del interfaz "Interf. ext.", con el CMC 256. Recibe también, desde ese

punto, CC.

Unidad central de procesamiento (CPU)

El CPU contiene un procesador de señales digitales (DSP) y efectúa las siguientes tareas:

comunicación con el PC por el interfaz paralelo (“Host Interf.”).

generación de señales digitales para todas las salidas del dispositivo (incluidas señales de control para los amplificadores externos).

generación de señal central de reloj de gran precisión (con opciones de sincronización utilizando el CMGPS).

supervisión y control de todos los sistemas (incluidos los amplificadores externos).


83

Licencia corporativa del software:

El software tiene capacidad para comunicarse con el equipo de prueba, el software tiene una interfaz

compatible con Windows en todos sus módulos, con desplazamiento entre los campos a través de la

tecla tabulador, se pueden organizar las vistas del módulo en forma horizontal, cascada o mosaico, se

puede pasar de una vista a la otra con solo un clic, cuenta con submenús a los que se accesa con sólo

un clic derecho. Cuenta con ayuda completa para cada uno de los módulos y herramientas.

El software tiene la capacidad para poder configurar y programar las entradas binarias para contacto

seco y mojado, de editar los nombres de las diez entradas binarias y cuatro salidas de contactos, se

puede ver en un ambiente gráfico las señales de corriente, voltaje aplicado y digital para las pruebas de

relevadores de distancia y secuencia.

Conexión e interfaces

Conexiones del panel frontal

Figura II.4.15. Vista frontal del CMC 256-6


84

Conexiones de Entradas y salidas analógicas y binarias

Figura II.4.16. Vista frontal de entradas y salidas analógicas y binarias CMC 256


85

Conexiones de Entradas y salidas de corriente y tensión.

Figura II.4.17. Salidas de corriente y tensión CMC 256-6


86

CAPITULO III

DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MANZANILLO

III.1 ANTECEDENTE HISTÓRICO

La subestación manzanillo convencional entro en operación en el año 1981 con 4 generadores de

vapor de 320 MW marca general electric, y turbinas mitsubishi también entraron en operación 2 líneas

de transmisión de 400kv que llevan la energía que se genera en el complejo.

Esta energía se traslada a las subestaciones en Guadalajara (Acatlan) ATN y (Atequiza) ATQ. por

medio de dos líneas de transmisión de 400kv con esquemas de disparo y recierre monopolar, en la

línea MNZ-A3230-ATN fue la primera línea en entrar en servicio con esquema de disparo y recierre

monopolar en el país, y se realizo “provocando” una falla monofásica real, por medio de un sistema de

poleas y un cable de cobre delgado, que fungiera como una falla transitoria al momento de la “provocar”

la falla, esto se realizo en conjunto con personal americano de general electric, para probar el esquema

que en ese entonces era el más novedoso del país y el cual nuestros ingenieros se volvieron los

pioneros en esta área en todo CFE, durante los años en los cuales esta subestación a estado en

servicio ha contribuido al desarrollo y crecimiento de la zona occidente del país entregando energía a

los procesos de distribución para que esta sea consumida en la misma zona y esta a su vez fuera, un

pilar del desarrollo del occidente.

en la vida útil de la subestación ha sufrido de las inclemencias del medio ambiente costero, ya que

existe mucha contaminación salina y esto requiere que se este “lavando” con agua desmineralizada, en

vivo en los circuitos de 400kv para evitar interrumpir el servicio eléctrico y siga habiendo continuidad del

mismo, a su ves , la subestación manzanillo a sufrido de varias etapas de modernización de sus

originales equipos principalmente, los provocados por los sismos muy comunes en nuestra zona, los

cuales han provocado que se colapsen los equipos de seccionamiento y transformadores de

instrumento, con los movimientos telúricos. estas dos razones (contaminación salina y los sismos )

fueron la justificaciones de mayor peso para que se decidiera modernizar de tajo la subestación

manzanillo a la tecnología de subestación aislada en gas o mejor conocida como (GIS) la cual , la

principal ventaja es que esta totalmente encapsulada dentro de un edificio techado a temperatura

controlada la cual, definitivamente evita la contaminación salina de los equipos primarios como

interruptores de potencia, cuchillas, buses, transformadores de potencial, transformadores de corriente,

además de que la nueva subestación esta diseñada para soportar sismos fuertes los cuales provoquen

se colapsen, los equipos primarios.

Además se modernizaron todos los equipos de protección y medición de toda la subestación eléctrica,

mediante el protocolo de comunicaciones IEC61850, los cuales es el sistema mas moderno de

comunicaciones entre dispositivos electrónicos inteligentes, actualmente la se MNZ cumple con todos

los estándares internacionales.


87

III.2 DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN

En la figura III.2.1 se muestra el diagrama unifilar de la subestación en cuestión, en la cual se

implemento el sistema de protección para la parte de 230KV y 400KV que se describirá más adelante.

El esquema de 230KV se trata de un arreglo “doble barra con interruptor de amarre” el cual está

constituido por una línea (93490) del tipo LT-9-87-87-PA-IN, la bahía del transformador (92110), el

interruptor de amarre (97990) y un transformador de arranque (92120).

Figura III.2.1. Diagrama unifilar S.E. Manzanillo I (SF6) Sustitución.

El esquema de 400KV se trata de un arreglo “Interruptor y Medio” el cual está constituido por dos

líneas (A3230 y A3240) del tipo LT-A-85-21-DI-IN, la bahía del transformador lado alta (A2110) y 7

esquemas de 50FI, FO (Flashover).


88

III.3 DESCRIPCIÓN DEL ESQUEMA DE PROTECCIONES IMPLEMENTADO EN LA SUBESTACIÓN MANZANILLO SF6 230/400KV

El esquema de protecciones implementado para el diagrama unifilar 230/400KV, se constituyo con los

siguientes esquemas:

1.- Sección (1 Pieza) Tipo LT-A-85-21-IM-IN: Para la línea a la S.E Atequiza en 400KV.

Sección tipo para líneas de transmisión de 400KV, con protección por comparación direccional como

PP1 y protección de distancia como PP2. El gabinete construido para este esquema cumple con los

siguiente equipos de protección:

Un relevador de protección por comparación direccional (85L) como PP1, El cual es un relevador de la marca SEL, modelo 421.

Un relevador de protección de distancia (21) como PP2, el cual contiene las funciones adicionales, recierre (79), función de sincronismo (25/27) y relevador supervisor de bobina de disparo (SBD), relevador Marca SIEMENS, modelo 7SA52.

Un relevador de protección de sobrecorriente direccional (67) como protección de respaldo PR, relevador Marca SIEMENS, modelo 7SJ62.

Dos relevadores de protección contra falla de interruptor con redisparo monopolar (Un relevador para cada interruptor), relevador Marca SIEMENS, modelo 7VK61.

Dos relevadores de bloqueo sostenido 86FI.

Dos módulos de control y adquisición de datos (MCAD), uno por interruptor, en los cuales se tienen mediciones de voltajes, corrientes, potencia activa y potencia reactiva, MCAD marca SIEMENS, modelo BC1703.

Figura III.3.1.


89

2.- Sección (1 Pieza) Tipo LT-A-85-21-IM-IN: Para la línea a la S.E Acatlan en 400KV.

Sección tipo para líneas de transmisión de 400KV, con protección por comparación direccional como

PP1 y protección de distancia como PP2. El gabinete construido para este esquema cumple con los

siguiente equipos de protección:

Un relevador de protección por comparación direccional (85L) como PP1, El cual es un relevador de la marca SEL, modelo 421.

Un relevador de protección de distancia (21) como PP2, el cual contiene las funciones adicionales, recierre (79), función de sincronismo (25/27) y relevador supervisor de bobina de disparo (SBD), relevador Marca SIEMENS, modelo 7SA52.


Dos relevadores de protección contra falla de interruptor con redisparo monopolar (Un relevador para cada interruptor), relevador Marca SIEMENS, modelo 7VK61.


Dos módulos de control y adquisición de datos (MCAD), uno por interruptor, en los cuales se tienen mediciones de voltajes, corrientes, potencia activa y potencia reactiva, MCAD marca SIEMENS, modelo BC1703.

Figura III.3.2.


90

3.- Sección (1 Pieza) Tipo LT-9-87-87-PA-IN: Para la línea a la S.E Colomo en 230KV.

Sección tipo para líneas de transmisión de 230KV, con protección diferencial como PP1 y PP2. El

gabinete construido para este esquema cumple con los siguientes equipos de protección:

Un relevador de protección diferencial de línea como PP1, El cual es un relevador de la marca SEL, modelo 311L.

Un relevador de protección diferencial de línea como PP2, el cual contiene las funciones adicionales, recierre (79), función de sincronismo (25/27) y relevador supervisor de bobina de disparo (SBD), relevador Marca SIEMENS, modelo 7SD522.


Un relevador de protección contra falla de interruptor con redisparo monopolar, relevador Marca SIEMENS, modelo 7VK61.

Un relevador de bloqueo sostenido 86FI.

Un módulo de control y adquisición de datos (MCAD), en el cual se tienen mediciones de voltajes, corrientes, potencia activa y potencia reactiva, MCAD marca SIEMENS, modelo BC1703.

Figura III.3.3.


91

4.- Sección (1 Pieza) Tipo TT-IM-PA-IN: Para el banco de transformación AT5 de 400/230/34.5KV

Sección tipo para autotransformador o transformador con tres devanados con protección diferencial de

transformador como PT1 y PT2. El gabinete construido para este esquema cumple con los siguientes

equipos de protección:

Un relevador de protección diferencial de transformador (87T) como PT1, El cual es un relevador de la marca SEL, modelo 387. En el mismo relevador se tienen las protecciones de respaldo como son la de sobrecorriente para lado alta del transformador 51H, sobrecorriente para lado baja del transformador 51L, sobrecorriente para lado terciario del transformador 51T y sobrecorriente para el neutro del transformador 51N.

Un relevador de protección diferencial de transformador (87T) como PT2, El cual es un relevador de la marca GENERAL ELECTRIC, modelo T60. En el mismo relevador se tienen las protecciones de respaldo como son la de sobrecorriente para lado alta del transformador 51H, sobrecorriente para lado baja del transformador 51L, sobrecorriente para lado terciario del transformador 51T y sobrecorriente para el neutro del transformador 51N.

Un relevador de protección de sobrecorriente 50/51SP), como protección de servicios propios, relevador Marca SIEMENS, modelo 7SJ62.

Un relevador de protección de tensión 59NT contra aterrizamiento del terciario (3V0).

Dos relevadores de protección contra falla de interruptor (50FI) con redisparo monopolar (Un relevador para cada interruptor de lado alta), relevador Marca SIEMENS, modelo 7VK61.

Un relevador de bloqueo sostenido 86T.


Tres módulos de control y adquisición de datos (MCAD), uno por interruptor, en los cuales se tienen mediciones de voltajes, corrientes, potencia activa y potencia reactiva, MCAD marca SIEMENS, modelo BC1703.

Figura III.3.4.


92

5.- Sección (1 Pieza) Tipo DB-IM-SX: Para la protección diferencial de barras en 400KV.

Sección tipo para protección diferencial de barras (87B) para arreglos doble interruptor o interruptor y

medio. Los gabinetes construidos para este esquema de 400KV en arreglo interruptor y medio cumple

con los siguientes equipos de protección:

Un relevador de protección diferencial de barras 87B1 y un relevador de protección diferencial de barras 87B2.

Un relevador de bloque sostenido 86B para cada barra.

Un relevador de bloque sostenido 86BU para cada barra.

Figura III.3.5.


93

6.- Sección (1 Pieza) Tipo DB-PA-SX: Para la protección diferencial de barras en 230KV.

Sección tipo para protección diferencial de barras (87B) para arreglos de barra principal y barra de

transferencia y para barra sencilla. Los gabinetes construidos para este esquema de 400KV en arreglo

interruptor y medio cumple con los siguientes equipos de protección:

Un relevador de protección diferencial de barras 87BP y 87BA.

Dos relevadores de bloqueo sostenido 86B1 y 86B2.

Un relevador de bloque sostenido 86BU1 y 86BU2.

Figura III.3.6.


94

7.- Sección (1 Pieza) Tipo IA-PA-IN: Para el interruptor de amarre de barras en 230KV.

Sección tipo para interruptores de transferencia o amarre e interruptores para seccionamiento de

barras. El gabinete construido para este esquema cumple con los siguientes equipos de protección:

Un relevador de protección contra falla de interruptor (50FI), Marca SIEMENS, modelo 7VK61. El relevador contiene además las funciones adicionales como la función de cierre con sincronismo (25SL) y supervisor de bobina de disparo SBD.

Un relevador de bloque sostenido 86FI.

Un módulo de control y adquisición de datos (MCAD), en los cuales se tienen mediciones de voltajes, corrientes, potencia activa y potencia reactiva, MCAD marca SIEMENS, modelo BC1703

Figura III.3.7.


95

8.- Sección (1 Pieza) Tipo IS-IN: Para los dos interruptores de seccionamiento en 400KV.



Dos relevadores de protección contra falla de interruptor (50FI), Marca SIEMENS, modelo 7VK61 uno para cada interruptor. El relevador contiene además las funciones adicionales como la función de cierre con sincronismo (25SL) y supervisor de bobina de disparo SBD.

Un relevador de bloque sostenido 86FI.

Dos módulos de control y adquisición de datos (MCAD), uno por interruptor, en los cuales se tienen mediciones de voltajes, corrientes, potencia activa y potencia reactiva, MCAD marca SIEMENS, modelo BC1703

Figura III.3.8.


96

9.- Sección (1 Pieza): Para el enlace con los transformadores de arranque unidades 1,2,3,4.



Tres relevadores de protección contra falla de interruptor (50FI), Marca SIEMENS, modelo 7VK61 uno para cada interruptor. El relevador contiene además las funciones adicionales como la función de cierre con sincronismo (25SL) y supervisor de bobina de disparo SBD.

Tres relevadores de bloque sostenido 86FI.

Tres módulos de control y adquisición de datos (MCAD), uno por interruptor, en los cuales se tienen mediciones de voltajes, corrientes, potencia activa y potencia reactiva, MCAD marca SIEMENS, modelo BC1703

Figura III.3.9.


97

10.- Sección (2 Piezas) para enlace con unidades generadoras: Sección para enlace con unidades

generadoras 1,2,3,4 UG2, UG3, UG5, UG6 en 400KV.



Tres relevadores de protección contra falla de interruptor (50FI), Marca SIEMENS, modelo 7VK61 uno para cada interruptor. El relevador contiene además las funciones adicionales como la función de cierre con sincronismo (25SL) y supervisor de bobina de disparo SBD.

Tres relevadores de bloque sostenido 86FI.

Tres módulos de control y adquisición de datos (MCAD), uno por interruptor, en los cuales se tienen mediciones de voltajes, corrientes, potencia activa y potencia reactiva, MCAD marca SIEMENS, modelo BC1703

Figura III.3.10.


98

11.- Sección (2 Piezas) para enlace con unidades generadoras: Para enlace con las unidades

UG1, UG4 en 400KV.



Dos relevadores de protección contra falla de interruptor (50FI), Marca SIEMENS, modelo 7VK61 uno para cada interruptor. El relevador contiene además las funciones adicionales como la función de cierre con sincronismo (25SL) y supervisor de bobina de disparo SBD.

Dos relevadores de bloque sostenido 86FI.

Dos módulos de control y adquisición de datos (MCAD), uno por interruptor, en los cuales se tienen mediciones de voltajes, corrientes, potencia activa y potencia reactiva, MCAD marca SIEMENS, modelo BC1703

Figura III.3.11.


99

CAPITULO IV

PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO DEL ESQUEMA DE LÍNEA 400 KV LT-A-85-21-IM-IN

IV.1 DESCRIPCIÓN, AJUSTES Y PROGRAMACIÓN DEL RELEVADOR, PRUEBAS A LA

PROTECCIÓN DIGITAL POR COMPARACIÓN DIRECCIONAL SEL 421

El relevador SEL-421 es un relé de protección de línea de transmisión de alta velocidad con

característica de disparo monopolar, tripolar y con esquema de recierre con verificación de

sincronismo, verificación, monitoreo de interruptor, protección contra fallas de interruptor, y lógica de

protección de línea serie compensada. Las características de transmisión extensa medición y grabación

de datos, incluida la captura de datos de alta resolución y presentación de informes.

Las características de SEL-421 ampliado ecuación de control SELOGIC de programación para

implementación fácil y flexible de esquemas de protección y control personalizados. El relé tiene

protección independiente y automatización ecuación de control SELOGIC, programación de zonas con

protección amplia capacidad de programación y 1000 líneas de automatización, capacidad de

programación. Puede organizar automatización de la programación de ecuación de control SELOGIC en

10 bloques de 100 líneas cada uno.

El SEL-421 proporciona amplias comunicaciones interfaces estándar SEL ASCII y protocolos de

comunicaciones de MIRRORED BITS mejoradas para conectividad Ethernet con la tarjeta Ethernet

opcional. Con la tarjeta Ethernet, puede emplear las últimas herramientas de comunicaciones de la

industria, incluidos Telnet, FTP, IEC 61850 y DNP3 (serial y LANWAN) protocolos.

IV.1.1 DESCRIPCIÓN DEL RELEVADOR SEL 421 INSTALADO EN LA SUBESTACIÓN

ELÉCTRICA MANZANILLO SF6.

El relevador SEL 421 que se instaló en la subestación eléctrica manzanillo contiene una gran variedad

de funciones, aunque cabe mencionar que por el esquema de protección implementado solo se

utilizaron algunas de ellas, las funciones mencionadas son:

Protección de bajo y alto voltaje (27/59)

Protección de baja frecuencia (81)

Localizador de fallas

Lógica de pérdida de potenciales

Protección de sobrecorriente direccional (67/67N)

Lógica de Invasión de carga

Protección de distancia (21/21N)

Lógica de cierre sobre falla

Esquemas de teleprotección


100

Diagramas de conexión y panel frontal

En la Fig. IV.1.1 se muestra el panel frontal donde se encuentran los botones de control del relevador,

así como también el display y los led de indicación de alarmas.

El diagrama del panel posterior muestra contactos de salida estándar en los terminales de la tarjeta

adicional de entradas / salidas como se muestra en la Fig. IV.1.1

Figura IV.1.1. Diagrama de panel frontal y posterior del relevador

El esquema utilizado para la protección de comparación direccional con el relevador SEL 421 cumple

con la especificación de Comisión Federal de Electricidad V6700-62.

En la figura 4.1.2 se dibuja el esquema de protección del relevador SEL 421 utilizado como protección

de comparación direccional (85L) que es adecuado para el arreglo de la subestación interruptor y

medio. Se dibuja el alambrado de las señales analógicas de corrientes y potenciales necesarias para

implementar la función (85L), debido a la aportación de corrientes de barra 1 y barra 2 se conectan

en paralelo los transformadores de corriente de interruptor de barra 1 y los TC’S del interruptor medio

del tal forma que el relevador tiene una sola medición de corriente para cualquier condición. Se

alambran los potenciales de línea para determinar la direccionalidad de las fallas.


101

Se dibuja la configuración de salidas del relevador como son los disparos para cada una de las fases

(Fase A, Fase B, Fase C) para interruptor propio y medio de la línea, los arranques de 50FI para

ambos interruptores, los disparos transferidos por hilo piloto, los permisivos de recierre para cada

interruptor al relevador (79), el disparo general (85L) al MCAD y al registrador de disturbios (RD).En

cuanto a las entradas binarias del relevador SEL 421 se configuran entradas necesarias para completar

el esquema tales como posición de interruptor propio y medio de la línea, recepción de disparos

transferidos por hilo piloto, permisivo de disparo monopolar del relevador de recierre (79), una entrada

asignada para falla de fusibles de TP’S y las entradas restantes se utilizan como supervisores de

bobina de disparo de interruptores y monitores de falta de VCD en circuitos de cierre y disparo, ver

figura IV.1.2

Figura IV.1.2. Alambrado del esquema de protección del relevador SEL 421 implementado en la subestación Manzanillo SF6

como protección de esquema de interruptor y medio.

IV.1.2. AJUSTES Y PROGRAMACIÓN DEL RELEVADOR SEL 421

Para realizar la configuración de ajustes de protecciones y programación del relevador SEL 421 es

indispensable tener en cuenta que para ello debemos conocer el método de configuración del relevador

mediante el software de configuración ACSELerator QuickSet SEL-5030 Software, debido a esto, a

continuación se describre desde el procedimiento de comunicación con el relevador SEL 421 hasta

carga de ajustes de protección y configuración de entradas y salidas binarias del relé implementado

para el esquema de línea en 400KV en la Subestación eléctrica Manzanillo SF6 acorde a la figura

IV.1.2.

http://www.selinc.com/WorkArea/DownloadAsset.aspx?id=3347


102

El primer requerimiento es tener instalado en una PC el software ACSELerator QuickSet SEL-5030 y el

controlador de rele SEL 421 para poder establecer la comunicación PC-RELEVADOR. Una vez

instalado el software en la PC, es necesario un cable de comunicación RS232 con la siguiente

configuración.

Figura IV.1.3. Conexión entre PC y relevador mediante cable RS232

En la figura 4.1.3. Se muestra la conexión entre PC y relevador mediante el cable RS232 con la configuración

mostrada.

A continuación se describen los ajustes principales para las funciones de protección que se implementaron en el

SEL 421, ver tabla IV.1.1


103

Tabla IV.1.1 Descripción de ajustes implementados en el relevador SEL 421 para el esquema de línea en cuestión.

NOMBRE DEL AJUSTE DESCRIPCION COMENTARIO

GENERAL GLOBAL

SETTINGS.

Dentro de esta ventana de configuración se

describen los ajustes generales de la

subestación, tales como secuencia de

fases, nombre de la subestación, fechas.

BREAKER MONITOR

Se configuran la posición de interruptor y

los tiempos para considerar discrepancia

de polos.

Para este caso se trata de dos

interruptores (propio y medio), por lo que

se configura Breaker 1 y 2.

LINE CONFIGURATION

Se configuran los parámetros de la línea,

tales como: relación de transformación de

TC’S y TP’S, Impedancia de secuencia

positiva y cero de la línea.

Se recomienda verificar los datos de

placa del equipo primario.

PHASE DISTANCE

ELEMENTS

Se configuran los ajustes de protección de

distancia de fases desde zona 1 a zona 4

y tiempo de cada zona

Existe la posibilidad de habilitar o

deshabilitar cada zona

independientemente.

GROND DISTANCE

ELEMENTS


distancia de tierra desde zona 1 a zona 4 y

tiempo de cada zona, se ajusta el factor K0

para evaluar las fallas de fase a tierra.



independientemente. Para este caso se

habilitan las 4 zonas de protección, tres

zonas hacia adelante y una hacia atrás.

SWITCH ONTO FAULT

Lògica de prevención de cierre sobre fallas

Parámetros de la función SOTF (Switch

onto faut), esta función se implementa

con la finalidad de prevenir un cierre

sobre falla, es decir en esta condición de

cierre de la línea existe la posibilidad de

que la protección de distancia no alcance

polarizarse y podría no evaluar la falla y

consecuentemente no habría disparo

alguno de la misma pero sin embargo si

puede evaluarse la falla con un umbral de

sobrecorriente con el cambio de estado

de interruptor de abierto cerrado, por ello

es necesario habilitar los elementos de

sobrecorriente instantáneo, Por lo

anterior se considero necesario

implementar esta función

TIME OVERCURRENT

Se habilita la función de sobrecorriente

direccional como respaldo de la protección

de comparación direccional.

A pesar de que el esquema en cuestión

cuenta con un relevador independiente

de sobrecorriente direccional, se habilita

esta función para la protecci`n PP1.


104

DIRECTIONAL

En esta ventana de ajuste se hablita la

direccionalidad de los elementos de

protección de zona ·3 y zona 4.

Para este caso, por tratarse de un

esquema POTT es obligatorio habilitar la

zona 3 hacia atrás para detectar las fallas

atrás de la línea y de esta forma bloquear

la protección.

TRIP SCHEMES Se habilita es esquema de teleprotecciòn,

Para este caso se habilito el esquema

POTT.

TRIP LOGIC El modulo trip logic determina determina

las señales mediante las cuales se

determinara un disparo de la protección.

Para nuestro caso se pueden observar

en (TR trip) los disparos por elementos

de distancia y SOTF (M1P OR Z1G OR

M4PT OR Z4GT OR 51S1T), los disparo

asistidos al extremo remoto TR COMM

(M2P OR Z2G) y las señales que

arrancaran la función TRSOTF (50P1 OR

M2P OR Z2G).

OUTPUTS

Se asignan las salidas de disparo del

relevador.

La configuración de las salidas de

disparo del relevador se realizan

acorde a la asignación de las salidas

según la figura 4.1.2. aquí se

configuran los disparos para

interruptor propio y medio, arranques

de recierre al relevador de recierre

(79), arranques de 50FI, se

configuran los disparos transferidos al

equipo de teleprotección.

REPORT/ SER POINT AND

ALIASES

Se dan de alta las señales que se

considera necesario que se desplieguen en

el reporte de eventos durante una falla.

Una parte importante para el ingeniero de

protecciones es la secuencia de eventos

que se van generando durante una falla

u operación del relevador, por lo que

debemos dar de alta las señales que

consideramos más importantes de

acuerdo a las funciones de protección

dadas de alta.


105

IV.1.3 PRUEBAS DE PROTECCIÓN A LA PROTECCIÓN DIGITAL POR COMPARACIÓN

DIRECCIONAL SEL 421.

Las pruebas realizadas a la protección SEL 421 se realizo acorde a las funciones de protección

implementadas, se utiliza el equipo de prueba de relevadores descrito en el capítulo II OMICRON CMC

256-6 y se utilizan los módulos Distance y Quick CMC, realizar el faseo de las corrientes y potenciales.

Antes de iniciar las pruebas correspondientes de protecciones es necesario realizar la integración de los

PCYM con el equipo primario, la integración se refiere a verificar el alambrado de patio hacia la

caseta de control (sección donde se encuentran los PCYM). Dentro de los procedimientos que se

realizan en la integración son los siguientes:

Verificar los circuitos de disparo. Se refiere a los disparos por fase de los interruptores y verificar en campo que la operación del relevador de protección ha disparado la fase correcta.

Verificar las alarmas y retroavisos de interruptor de potencia. Se refiere a verificar que las alarmas y bloqueos de interruptor lleguen correctamente al MCAD controlador de bahía, entre las alarmas más comunes en una subestación encapsulada destacan, posiciones de interruptor y cuchillas, posición en local/remoto, monitoreo de tensión circuito de fuerza interruptor y cuchillas, pérdida SF6, bloqueo por pérdida SF6, resorte descargado, alarma emergencia sistema de gas, etc.

Verificar los disparos transferidos al gabinete de teleprotección, tales como los disparos transferidos de línea (DTL), disparos transferidos directos (DTD), y los disparos permisivos (POTT).

Verificar cuidadosamente los interdisparos, es decir los disparos y señales entre gabinetes PCYM tales como arranques a 50FI, arranques de recierre, arranques de sincronismo, etc.

Para realizar las pruebas de protección de distancia utilizamos el Módulo OMICRON CMC 256-6

descrito en el capítulo II y se realizan las pruebas de la protección que se encuentran activas en el

relevador según la tabla IV.1.1.

El relevador SEL 421 se realizan las pruebas de protección de distancia a tierra, como se puede

observar se ha configurado como característica cuadrilateral, se realizan las pruebas para las cuatro

zonas.


106

Figura IV.1.4. Ventana de la característica cuadrilateral para las fallas de fase a tierra.

Figura IV.1.5. Ventana de la característica Mho para las fallas de fase a fase.

Una vez que se han generado las características de operación del relevador se procede a evaluar la

operación de cada una de las zonas de protección para todas las condiciones de falla, es decir fallas

monofásicas FA-T, FB-T, FC-T y fallas entre fases FAB, FBC, FCA de las cuales se esperan resultados

evaluados correctamente por el equipo de pruebas, ver figura IV.1.4 donde se muestran las pruebas

realizadas al relevador SEL 421 para zona 1, se puede observar puntos evaluados por el equipo de

pruebas como rechazados pero pueden considerarse normal por tratarse de puntos de prueba en la

frontera de cada zona.


107

Figura IV.1.6. Pruebas realizadas al relevador SEL 421 en Zona 1.

Para las pruebas realizadas al esquema POTT en necesario simular una falla en zona 2 y mediante un

contacto de salida del OMICRON se simula la recepción de POTT al relevador SEL 421, solo que el

tiempo de operación del relevador debe ser tiempo de zona 1.


PROTECCIÓN DIGITAL DE DISTANCIA SIEMENS 7SA522

La protección digital de distancia SIPROTEC 4 7SA522 es un equipo de protección selectivo y rápido

para líneas aéreas y cables, que pueden estar alimentados tanto de un lado como de varios lados, en

redes radiales, de anillo o malladas de cualquier nivel de tensión.

El neutro puede estar puesto tierra, compensado o aislado. El equipo está equipado con todas las

funciones que son normalmente requeridas para la protección de línea y por lo tanto el equipo es

aplicable en forma universal. El equipo tiene también aplicación como protección de reserva con

escalonamiento de tiempo para las funciones de protección por comparación para todo tipo de líneas,

transformadores, generadores, motores y barras para cualquier nivel de tensión.

Los equipos extremos de la zona a proteger, pueden intercambiar informaciones mediante esquemas

de teleprotección a través de líneas convencionales (contactos) o interfaces opcionales para datos de

protección utilizando medios de comunicación dedicados (por lo general conductores de fibra óptica) o a

través de una red de comunicación. Si los equipos 7SA522 disponen de un interface de datos de

protección, entonces pueden ser instalados para operar en una zona de protección con dos extremos.

En el caso de líneas con 3 extremos (líneas en T), se precisa como mínimo de un equipo con dos

interfaces de datos de protección.


108

IV.2.1 DESCRIPCIÓN DEL RELEVADOR SIEMENS 7SA522 INSTALADO EN LA

SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MANZANILLO SF6.

El equipo 7SA522 dispone de una serie de funciones de protección y de funciones adicionales. El

hardware y firmware del equipo están diseñados y preparados para estás funciones. Aparte de esto, las

funciones de mando pueden ser adaptadas a las o deshabilitar funciones determinadas o modificar la

funcionalidad conjunta de las mismas. Entre las funciones principales del relevador SIEMENS 7SA522

destacan las siguientes:

Protección de Distancia

Teleprotección de la protección de distancia

Protección de sobrecorriente


Recierre

Verificación de sincronismo

Protección contra fallo de interruptor

Protección de tensión

Para el esquema de protección de línea en cuestión solo se han habilitado algunas de estas funciones

como son la protección distancia, esquema de teleprotección, la función de recierre y verificación de

sincronismo.



así como también el display y los leds configurables de indicación de alarmas.

El diagrama del panel posterior muestra contactos de salida estándar en los terminales de la tarjeta l de

entradas / salidas como se muestra en la Fig. IV.2.1


109

Figura IV.2.1. Diagrama de panel frontal y posterior del relevador SIEMENS 7SD522


110

El esquema utilizado para la protección de distancia (21) con el relevador SIEMENS 7SA522 cumple con la

especificación de Comisión Federal de Electricidad V6700-62 como PP2, el cual contiene las funciones

adicionales, recierre (79), función de sincronismo (25/27).

En la figura IV.2.2 se dibuja el esquema de protección del relevador SIEMENS 7SA52 utilizado como protección

de distancia que es adecuado para el arreglo de la subestación interruptor y medio. Se dibuja el alambrado de

las señales analógicas de corrientes y potenciales necesarias para implementar la función (21), debido a la

aportación de corrientes de barra 1 y barra 2 se conectan en paralelo los transformadores de corriente de

interruptor de barra 1 y los TC’S del interruptor medio del tal forma que el relevador tiene una sola medición de

corriente para cualquier condición. Se alambran los potenciales de línea para determinar la direccionalidad de las

fallas.

A diferencia del relevador 85L se agrega el alambrado de los potenciales de barra 1 y barra 2 a una entrada

adicional del relevador (VS) para la función de sincronismo.

Se dibuja la configuración de salidas del relevador como son los disparos para cada una de las fases (Fase A,

Fase B, Fase C) para interruptor propio y medio de la línea, los arranques de 50FI para ambos interruptores, los

disparos transferidos por hilo piloto, los permisivos de recierre para cada interruptor al relevador (79), el disparo

general (21) al MCAD y al registrador de disturbios (RD) y los cierres por sincronismo de ambos interruptores.

En cuanto a las entradas binarias del relevador SIEMENS se configuran entradas necesarias para completar el

esquema tales como posición de interruptor propio y medio de la línea, recepción de disparos transferidos por hilo

piloto, permisivo de disparo monopolar del relevador de recierre (79), se asignan dos entradas binarios para

habilitar/deshabilitar recierre ver figura IV.2.2.


111

Figura IV.2.2. Alambrado del esquema de protección del relevador SIEMENS 7SA52 implementado en la subestación

Manzanillo SF6 como protección de línea en esquema de Interruptor y Medio.


112

IV.2.2 AJUSTES Y PROGRAMACIÓN DEL RELEVADOR SIEMENS 7SA522

Para realizar la configuración de ajustes de protecciones y programación del relevador SIEMENS

7SA522 es indispensable tener en cuenta que para ello debemos conocer el método de configuración

del relevador mediante el software de configuración DIGSI V4.84, debido a esto, a continuación se

describre desde el procedimiento de comunicación con el relevador SIEMENS 7SA522 hasta carga de

ajustes de protección y configuración de entradas y salidas binarias del rele implementado para el

esquema de línea en 400KV en la Subestación eléctrica Manzanillo SF6 acorde a la figura IV.2.3.

El primer requerimiento es tener instalado en una PC el software DIGSI V4.84 y el controlador del rele

7SA522 para poder establecer la comunicación PC-RELEVADOR. Una vez instalado el software en la

PC, es necesario un cable de comunicación RS232 con la siguiente configuración.

Figura IV.2.3. Configuración del cable de comunicación PC-RELEVADOR

Hasta ahora se ha descrito la configuración del alambrado del relevador y se ha indicado el software y cable de

comunicación que se recomienda utilizar, por lo que en seguida se procede a describir los diferentes ajustes que

se requirió configurar, por lo que es necesario abrir el DIGSI generar un equipo 7SA52 y abrirlo para poder

trabajar sobre él, de esta forma encontraremos los ajustes presentados en la tabla IV.2.1


113

Tabla IV.2.1 Descripción de ajustes utilizados en el relevador SIEMENS 7SA522 para el esquema de línea en cuestión.


DEVICE CONFIGURATION.

Es la ventana inicial de configuración

donde se dan de alta las funciones de

protección que se van a utilizar. Para

nuestro caso se dan de alta las

funciones de disparo

monopolar/Tripolar, la protección de

distancia, la función de

teleprotección, la función de recierre y

verificación de sincronismo.

Las funciones que no fueron dadas

de alta en esta ventana no

aparecerán posteriormente como

opciones ajustables.

MASKING I/O

Dentro de la Masking configuratión

se asignan las entradas y las salidas

del relevador según la figura 4.2.2. y

envían las señales a control

supervisorio y la tabla de trabajo de

CFC.

Dentro de esta ventana se asignan

las entradas de posiciones de

interruptor, recepción de disparos

transferidos, arranques de recierre,

sincronismo y se configura el envío

de disparos transferidos.

CFC

La tabla de CFC es útil para realizar

lógicas de operación tales como

disparos, interlocks, arranques, etc..

El relevador 7SA522 no contiene en

su algoritmo de operación la

aplicación para dos interruptores, por

lo tanto en necesario hacer un arreglo

en la tabla de CFC para 2 int,

POWER SYSTEM DATA 1

En esta ventana se ajustan los datos

de equipo primario de la subestación,

tales como TC´S, TP’S, frecuencia,

secuencia de fases, etc.

SETTING GROUP A

En esta ventana se cargan los ajustes

de todas las protecciones que se

dieron de alta en el Device

configuration.

De haberse dado de alta alguna

función el el device configuratión,

existe la posibilidad de inhibirse en

esta ventana.

21 DISTANCE PROTECTION

Se habilita la función principal PP2,

dentro de esta ventana se habilita el

recierre para zona de sobrealcance

POTT,

21 DISTANCE ZONE MHO.

Se configuran los ajustes de

protección de distancia de fases

desde zona 1 a zona 4 y tiempo de

cada zona.



independientemente.


114

21 DISTANCE ZONES

QUADRILATERAL

Se configuran los ajustes de

protección de distancia de tierra

desde zona 1 a zona 4 y tiempo de

cada zona, se ajusta el factor K0 para

evaluar las fallas de fase a tierra.



independientemente. Para este caso

se habilitan las 4 zonas de

protección, tres zonas hacia adelante

y una hacia atrás.

FAULT LOCATOR Se habilita la función de localizador

de fallas.

79 AUTORECLOSING Se habilita la función de recierre y sus

parámetros tales como, tiempo de

reclamo, tiempo de bloqueo después

de un cierre manual, tipo de arranque

de recierre y bloqueo del mismo.

En el Device configuration se ha

habilitado cuantos ciclos de recierre

estarán activos. Para líneas de

transmisión solo se habilita un ciclo

de recierre, el cual es nuestro caso.

25 SYNCHRONISM CHECK

Se ajusta la verificación de

sincronismo, para esto existen varias

posibilidades tales como: Bus vivo-

línea muerta, Bus muerto-línea viva,

Bus vivo-línea viva, y para la primera

energización se debe incluir la

condición Bus muerto – línea muera.

IV.2.3 PRUEBAS DE PROTECCIÓN A LA PROTECCIÓN DIGITAL DE DISTANCIA SIEMENS

7SA522.

Las pruebas realizadas a la protección SIEMENS 7SA522 se realizo acorde a las funciones de

protección implementadas, se utiliza el equipo de prueba de relevadores descrito en el capítulo 2

OMICRON CMC 256-6 y se utilizan los módulos Distance y Quick CMC, realizar el faseo de las

corrientes y potenciales.






115



Verificar los disparos transferidos al gabinete de teleprotección, tales como los disparos transferidos de línea (DTL), disparos transferidos directos (DTD), y los disparos permisivos (POTT).



descrito en el capítulo 2 y se realizan las pruebas de la protección que se encuentran activas en el

relevador según la tabla IV.2.1

El relevador SIEMENS 7SA522 se realizan las pruebas de protección de distancia a tierra, como se

puede observar se ha configurado como característica cuadrilateral, se realizan las pruebas para las

cuatro zonas.




evaluados correctamente por el equipo de pruebas, ver figura 4.2.4 donde se muestran las pruebas

realizadas al relevador SIEMENS 7SA522 para zona 1, se puede observar puntos evaluados por el

equipo de pruebas como rechazados pero pueden considerarse normal por tratarse de puntos de

prueba en la frontera de cada zona.


116

Figura IV.2.4. Pruebas realizadas al relevador SIEMENS 7SA522 en Zona 1.


117


contacto de salida del OMICRON se simula la recepción de POTT al relevador SIEMENS 7SA522,

solo que el tiempo de operación del relevador debe ser tiempo de zona 1.

Existen algunas consideraciones para configurar los ciclos de recierre entre ellos se debe tomar en

cuenta los arranques del mismo solo para fallas monofásicas y en zona 1 ya que se considera para

fallas dentro de la línea, para fallas multifásicas el recierre debe ser bloqueado y proceder con un

disparo tripolar.

Se realizan las pruebas de recierre de ambos interruptores, es decir hay la posibilidad de habilitar el

recierre en solo un interruptor o ambos interruptores, por lo que se deben realizar la pruebas con un

recierre habilitado el otro deshabilitado, cuando se realiza la prueba se debe verificar que el interruptor

en el que se encuentra el recierre deshabilitado ejecute un disparo tripolar. Además se debe tener

especial atención en las posiciones del interruptor de potencia, estas deben llegar correctamente, de lo

contrario el recierre siempre se encontrara bloqueado.

En caso de que un interruptor se encuentre abierto previo a la falla este debe permanecer en ese

estado y recierre deberá omitirse en este interruptor.

En la figura IV.2.5 se muestra la prueba realizada para la operación de recierre con recierre exitoso.

Figura IV.2.5. Ventana de prueba de recierre exitoso.

Respecto a las pruebas de verificación de sincronismo se verifican las cuatro condiciones de cierre

mencionadas y se deben verificar los cierres en cuanto a diferencia de parámetros que se han

configurado en el relevador, dichos parámetros solo se verifican para la condición de cierre Bus vivo-

Línea viva donde el cierre debe ser bajo condiciones de sincronismo, ventana en magnitud, ángulo de

fase y frecuencia. En la figura IV.2.6 se muestra el modulo de pruebas realizadas para la verificación de

sincronismo.


118

Figura IV.2.6. Ventana de pruebas realizadas para la verificación de sincronismo.


PROTECCIÓN DIGITAL DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL SIEMENS 7SJ64

Los equipos numéricos de protección multifuncional SIPROTEC 4 7SJ62/64 se aplican como equipos

de protección, control y mando para las salidas de la barra colectora. Como protección de línea el

equipo puede ser instalado en redes con conexión de punto neutro puesto a tierra por directo o por baja

impedancia y en redes aisladas o compensadas. Es apropiada para redes radiales alimentadas por un

lado, redes en anillos de configuración abierta o cerrada, como también para líneas de doble

alimentación. Como protección de motores, el equipo es apropiado para máquinas asíncronas de

cualquier dimensión.

El equipo contiene las funciones necesarias usuales para la protección, la vigilancia de la posición del

interruptor y para las funciones de mando de las unidades de conmutación en las barras colectoras

simples y dobles y por lo tanto el equipo es aplicable en forma universal. También, se pueden utilizar los

equipos como protección de reserva de tiempo para los equipos de protección diferenciales de cualquier

tipo para líneas, transformadores, generadores, motores y barras colectoras para todas las tensiones

eléctricas.

IV.3.1. DESCRIPCIÓN DEL RELEVADOR SIEMENS 7SJ64 INSTALADO EN LA SUBESTACIÓN


La función básica es una protección de sobreintensidad no direccional. Ésta tiene respectivamente dos

escalones independientes de la intensidad (S/I t.def.) y un escalón dependiente (S/I t.inv.) para las las

intensidades de fase y la intensidad a tierra. Para el escalón S/I t.inv. se dispone de una serie de curvas

características de diferentes standards. Opcionalmente, se puede aplicar una Caraterística definida por

el usuario. Según la variante de pedido, la protección de sobreintensidad puede ser complementada con

una protección de sobreintensidad temporizada direccional, una protección fallo del interruptor y una

protección de faltas a tierra (para cortocircuitos a tierra de alta impedancia o faltas a tierra) que puede

trabajar en forma direccional o no-direccional. Entre las funciones del relevador SIEMENS 7SJ64

tenemos las siguientes:


119

Protección de sobrecorriente direccional

Protección de sobrecarga



Recierre






sincronismo.







120

Figura IV.3.1. Diagrama de panel frontal y posterior del relevador SIEMENS 7SJ64

El esquema utilizado para la protección de respaldo (PR) sobrecorriente direccional (67) con el

relevador SIEMENS 7SJ64cumple con la especificación de Comisión Federal de Electricidad V6700-62.

En la figura IV.3.2 se dibuja el esquema de protección del relevador SIEMENS 7SJ64 utilizado como

protección de sobrecorriente direccional, que es adecuado para el arreglo de la subestación interruptor

y medio. Se dibuja el alambrado de las señales analógicas de corrientes y potenciales necesarias para

implementar la función (67). Debido a la aportación de corrientes de barra 1 y barra 2 se conectan en

paralelo los transformadores de corriente de interruptor de barra 1 y los TC’S del interruptor medio del

tal forma que el relevador tiene una sola medición de corriente para cualquier condición. Se alambran

los potenciales de línea para determinar la direccionalidad de las fallas.



ambos interruptores, los disparos transferidos (DTL) por hilo piloto, el disparo general (67) al MCAD y

al registrador de disturbios (RD). En cuanto a las entradas binarias del relevador SIEMENS 7SJ64 se

alambra la recepción de disparos transferidos (DTL) y se asignan algunas entradas binarias como

supervisores de bobina de disparo y supervisores de circuito del interruptor propio y medio.


121

Figura IV.3.2. Alambrado del esquema de protección del relevador SIEMENS 7SJ64 implementado en la subestación

Manzanillo SF6 como protección de línea en esquema de Interruptor y Medio.

IV.3.2. AJUSTES Y PROGRAMACIÓN DEL RELEVADOR SIEMENS 7SJ64


7SJ64 es indispensable tener en cuenta que para ello debemos conocer el método de configuración del

relevador mediante el software de configuración DIGSI V4.84, debido a esto, a continuación se

describe desde el procedimiento de comunicación con el relevador SIEMENS 7SJ64 hasta carga de

ajustes de protección y configuración de entradas y salidas binarias del relé implementado para el


El primer requerimiento es tener instalado en una PC el software DIGSI V4.84 y el controlador del relé

7SJ64 para poder establecer la comunicación PC-RELEVADOR. Una vez instalado el software en la



122

Figura IV.3.3. Configuración del cable de comunicación PC-RELEVADOR 7SJ64

Hasta ahora se ha descrito la configuración del alambrado del relevador y se ha indicado el software y

cable de comunicación que se recomienda utilizar, por lo que en seguida se procede a describir los

diferentes ajustes que se requirió configurar, por lo que es necesario abril el DIGSI generar un equipo

7SJ64 y abrirlo para poder trabajar sobre él, de esta forma se configuran los ajustes presentados en la

tabla IV.3.1

Tabla IV.3.1 Descripción de ajustes utilizados en el relevador SIEMENS 7SJ64 para el esquema de línea en cuestión.






el relevador 7SJ64 solo habilitamos la

protección de sobrecorriente

direccional de fases y tierra, 67/67

TOC y 67/67N TOC curvas ANSI de

tiempo inverso.





MASKING I/O






CFC.

Para el caso del relevador 7SJ64 no

en esta ventana solo configuramos

los disparos por 67/67N, los

arranques 50FI y los disparos por

recepción DTL.

CFC



disparos, interlocks, arranques de

protecciones, etc.

El relevador 7SJ64 solo se

implementa mediante esta

herramienta los lógicos de los

supervisores de bobina y FVCD

para interruptor propio y medio.


123

POWER SYSTEM DATA 1



tales como TC´S, TP’S, frecuencia,

secuencia de fases, conexión de

punto estrella de TC’S y algunos

datos del interruptor de potencia

SETTING GROUP A


de todas las protecciones que se

dieron de alta en el Device

configuration, en este caso son de

relevancia los ajustes de

sobrecorriente direccional, los de

fases de tiempo instantáneo y tiempo

inverso y los de fases a tierra.


función el device configuratión, existe

la posibilidad de inhibirse en esta

ventana.

67 DIRECTIONAL PHASE/GROUND

OVERCURRENT

Dentro de esta pestaña de

configuración se permite habilitar 2

escalones de tiempo y una

característica de tiempo inverso, así

como la direccionalidad de las fallas a

evaluar, además de

habilitar/deshabilitar la protección de

fases y tierra individualmente.

Para cargar los ajustes de tiempo

solo es necesario ajustar el valor de

umbral y el tiempo de operación,

mientras que para las curvas de

tiempo inverso en necesario indicar el

umbral de disparo, el Dial de tiempo y

el tipo de curva.

IV.3.3 PRUEBAS A LA PROTECCIÓN DIGITAL DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL SIEMENS

7SJ64

Las pruebas realizadas a la protección SIEMENS 7SJ64 se realizo acorde a las funciones de protección

implementadas, se utiliza el equipo de prueba de relevadores descrito en el capítulo 2 OMICRON CMC

256-6 y se utilizan el módulo Overcurrent, se realizar el faseo de las corrientes y potenciales.

Antes de iniciar las pruebas correspondientes de protecciones se realiza la integración de PCYM con el

equipo primario y con los tableros de teleprotección para los disparos transferidos. Entre el

procedimiento que se realizo para esta protección esta lo siguiente:

Se verifican los circuitos de disparo. Se realizan la operación de los contactos del relevador a los disparos por fase de los interruptores y se verifican en campo que la operación del relevador de protección ha disparado la fase correcta.

Se verifican los disparos transferidos al gabinete de teleprotección, tales como los disparos transferidos de línea (DTL), se prueban también la recepción de los disparos DTL a través de la teleprotección.


124

Se verifica que los disparos por 67 arrancaron correctamente a los relevadores de protección por fallo de interruptor (50FI) y se verifico que ha caído la operación del 67 al registrador de disturbios y al MCAD para control supervisorio.

Para realizar las pruebas de protección de Sobrecorriente utilizamos el Módulo OMICRON CMC 256-6


relevador según la tabla IV.3.1.

El relevador SIEMENS 7SJ64 se realizan las pruebas de protección de sobrecorriente, para las cuales

se ha realizado previamente un modelado de la línea de transmisión y se han calculado los tiempos

teóricos de operación del relevador según la curva ajustada.

Una vez que se han generado las características de operación del relevador se procede a evaluar la operación

de cada uno de los puntos de prueba para todas las condiciones de falla, es decir fallas monofásicas FA-T, FB-T,

FC-T y fallas entre fases FAB, FBC, FCA de las cuales se esperan resultados evaluados correctamente por el

equipo de pruebas y que son equivalentes a los calculados previamente, ver figura IV.3.4 donde se muestran las

pruebas realizadas al relevador SIEMENS 7SJ64.

Figura IV.3.4. Pruebas realizadas al relevador SIEMENS 7SJ64 en varios puntos de prueba


125

Otra de las pruebas importantes realizadas a la protección direccional de sobrecorriente (67) es la de

direccionalidad de la protección ya que mediante esta prueba se descarta la posibilidad de que la

protección pueda operar para fallas atrás de la línea, lo cual para este esquema de protección no es

conveniente y según la coordinación de protecciones se requiere la operación únicamente para fallas

delante de la línea. La prueba de direccionalidad se realiza simulando fallas en 360° del plano

cartesiano, esperando operaciones de la protección únicamente a lo largo del ángulo de la línea ±90°,

en la figura 4.3.5 se observan las pruebas de direccionalidad realizadas a las protección de respaldo

SIEMENS 7SJ64.

Figura IV.3.5. Pruebas de direccionalidad realizadas a la protección SIEMENS 7SJ64.


PROTECCIÓN DIGITAL CONTRA FALLA DE INTERRUPTOR SIEMENS 7VK61.

La protección digital contra falla de interruptor SIPROTEC 4 7VK61 es un equipo multifuncional

automático y manual de cierre de interruptores de potencia, además de tener en su algoritmo la

funcionalidad de protección contra falla de interruptor de potencia, dando la posibilidad de tener un

intento de disparo y de no ser exitoso ejecutar un disparo definitivo.

La función automática de recierre puede utilizarse en líneas aéreas para cierres monopolares o

tripolares permitiendo configurar hasta 8 ciclos de recierre, este puede ser con verificación o sin

verificación de sincronismo (opcional).


126

El interruptor debe ser automático y tener un polo para cada fase, esta información es procesada por el

relevador y evalúa si el interruptor está listo para una operación, aunque generalmente funciona sin la

información del interruptor.

7VK61 puede trabajar junto con los equipos de protección estática y digitales que requieren sólo las

entradas de disparo de ellos. Para interruptor monopolar las señales de disparo se deben distinguir bien

como para que sean monopolar o tripolar o deben transmitirse a la retransmisión de cada polo por

separado. En caso de interruptor tripolar una sola señal es suficiente

IV.4.1 DESCRIPCIÓN DEL RELEVADOR SIEMENS 7VK61 INSTALADO EN LA


El relevador 7VK61 instalado en la subestación eléctrica Manzanillo SF6, solo se configuró para

protección contra falla de interruptor, sin embargo el relé tiene la posibilidad de implementarse algunas

de las siguientes funciones de protección:

Protección contra falla de interruptor

Recierre










127

Figura IV.4.1. Diagrama de panel frontal y posterior del relevador SIEMENS 7VK61


128

El esquema utilizado para la protección contra falla de interruptor (50FI) con el relevador SIEMENS

7VK61 cumple con la especificación de Comisión Federal de Electricidad V6700-62.

En la figura IV.4.2 se dibuja el esquema de protección del relevador SIEMENS 7VK61 utilizado como

protección contra falla de interruptor que es adecuado para protección 50FI en 400KV. Se dibuja el

alambrado de las señales analógicas de corrientes necesarias para implementar la función (50FI).

Debido al arreglo de interruptor y medio es necesario implementar en el esquema de interruptor y medio

dos relevadores de protección 50FI, uno para cada interruptor, por lo que las señales analógicas de

corrientes se alambran de los TC’S de interruptor propio y medio a su correspondiente 50FI.

Se dibuja la configuración de salidas del relevador como son los redisparos y disparo 86FI para cada

una de las fases (Fase A, Fase B, Fase C) para el interruptor correspondiente, los disparos transferidos

por hilo piloto (DTD), para el caso del interruptor propio se configuran los disparos a 86BU a el gabinete

de protección diferencial de barras, los permisivos de cierre para cada interruptor al relevador de

sincronismo, el redisparo al (50FI) y 86FI al MCAD y al registrador de disturbios (RD). En cuanto a las

entradas binarias del relevador SIEMENS se configuran entradas necesarias para completar el

esquema 50FI como recepción de disparos transferidos por hilo piloto (RX DTD), los arranques de 50FI

por fase de todas las protecciones que tiene el esquema de línea y los disparos de la protección de

barras para el caso del interruptor propio, para el interruptor medio solo los disparos del esquema de

línea.


129

Figura IV.4.2. Alambrado del esquema de protección del relevador SIEMENS 7VK61 implementado en la subestación

Manzanillo SF6 como protección de falla de interruptor.

IV.4.2. AJUSTES Y PROGRAMACIÓN DEL RELEVADOR SIEMENS 7VK61


7VK61 es indispensable tener en cuenta que para ello debemos conocer el método de configuración


describe desde el procedimiento de comunicación con el relevador SIEMENS 7VK61 hasta carga de




7VK61 para poder establecer la comunicación PC-RELEVADOR. Una vez instalado el software en la



130

Figura IV.4.3. Configuración del cable de comunicación PC-RELEVADOR




7VK61 y abrirlo para poder trabajar sobre él, de esta forma encontraremos los ajustes presentados en la

tabla IV.4.1

Tabla IV.4.1 Descripción de ajustes utilizados en el relevador SIEMENS 7VK61 para el esquema de línea en cuestión.






nuestro caso se dan de alta las

funciones de disparo


falla de interruptor, y se habilita la

conexión de los transformadores de

corriente.





El ajuste de cambio de grupo de

ajustes solo es útil en algunos casos

especiales, generalmente se

mantendrá deshabilitado. Y el grupo

activo de ajustes será el grupo 1.

MASKING I/O






CFC.




transferidos (RX DTD), sincronismo y

se configura el envío de disparos

transferidos (TX DTD).

CFC



disparos, interlocks, arranques, etc.


131

POWER SYSTEM DATA 1



tales como TC´S, frecuencia,

secuencia de fases, etc, factor de

conversión de TP’S principales contra

TP’S de sincronismo en caso de tener

habilitada esta función. Se especifica

igualmente el aterrizamiento del

sistema.

En caso de tener recierre se da de

alta el mínimo tiempo de cierre del

interruptor y el tiempo de

recuperación del interruptor antes de

cualquier intento de operación.

SETTING GROUP A


de todas las protecciones, para el

caso del 50FI solo aparecerán los

ajustes de protección (50BF

BREAKER FAILURE).

Los ajustes principales de la

protección 50FI son el umbral de

operación (PICKUP), el tiempo de

redisparo (T1) y el tiempo de disparo

a bus o disparo definitivo (T2).

IV.4.3 PRUEBAS DE PROTECCIÓN A LA PROTECCIÓN DIGITAL CONTRA FALLA DE

INTERRUPTOR SIEMENS 7VK61.

Las pruebas realizadas a la protección SIEMENS 7VK61 se realizo acorde a las funciones de


OMICRON CMC 256-6 y se utilizan el módulo State secuencer (modulo mediante el cual se generan

diferentes estados de sistema).







Verificar los disparos transferidos al gabinete de teleprotección en este caso solo disparos transferidos directos (TX DTD).


132

Verificar cuidadosamente los interdisparos, es decir los disparos y señales entre gabinetes PCYM, para este caso se verifica el disparo por 86FI al interruptor medio y se verifica el disparo transferido a las 86BU_1 y 86BU_2 al gabinete de la protección diferencial de barras que es la que se encarga de disparar todas las bahías asociadas a la barra fallada.



relevador según la tabla IV.4.1

El relevador SIEMENS 7VK61 se realizan las pruebas de los tiempos de operación T1 y T2 y se verifica

que para el tiempo T1 el relevador genero el redisparo y fue exitoso, por otro lado se realiza otra

prueba donde se inhibe el disparo T1 y esperamos a que el proceso de 50FI pase al siguiente tiempo

(T2).

El relevador 50FI para su operación necesita de dos condiciones, las cuales son recibir un arranque de

PP1, PP2 o PR y sobrepasar el umbral de ajuste de corriente. En este caso se genera un arranque

del 50FI de PP1 y se alambraron los redisparos por fase y disparo 86FI a entradas binarias del equipo

de pruebas. Ver figura IV.4.4

Figura IV.4.4. Prueba realizada a los relevadores de protección 7VK61


133

CAPITULO V

PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO DEL ESQUEMA DE LÍNEA 230 KV LT-9-87-87-IM-IN

V.1 DESCRIPCIÓN, AJUSTES Y PROGRAMACIÓN DEL RELEVADOR, PRUEBAS DE

PROTECCIÓN A LA PROTECCIÓN DIGITAL POR COMPARACIÓN DIRECCIONAL SEL 311L

El relevador SEL-311L es un relé de protección diferencial de línea con interfaces de comunicación

integradas. Además de la protección diferencial el SEL 311L contiene toda la protección, control

requerido para la protección de línea, incluyendo también la protección de distancia, la protección de

sobrecorriente direccional y no direccional, protección de alta y baja tensión, frecuencia y la función de

recierre.

El SEL-311L implementa la función de protección diferencial utilizando contactos de salida de alta

velocidad, además de tener bits propios para cada fase, es decir es una protección de fase segregada.

El SEL-311L proporciona amplias comunicaciones interfaces estándar SEL ASCII y protocolos de

comunicaciones de MIRRORED BITS mejoradas para conectividad Ethernet con la tarjeta Ethernet

opcional. Con la tarjeta Ethernet, puede emplear las últimas herramientas de comunicaciones de la

industria, incluidos Telnet, FTP, IEC 61850 y DNP3 (serial y LANWAN) protocolos.

V.1.1 DESCRIPCIÓN DEL RELEVADOR SEL 311L INSTALADO EN LA SUBESTACIÓN


El relevador SEL 311L que se instaló en la subestación eléctrica manzanillo contiene una gran variedad



Protecciones prescindibles de potenciales

Protección diferencial de línea (87)

Protección de sobrecorriente (50/51)

Protecciones adicionales en las que se requiere la conexión de transformadores de potencial (TP´S)

Protección de Distancia (21/21N)

Protección de bajo y alto voltaje (27/59)

Protección de baja frecuencia (81)

Lógica de pérdida de potenciales


Lógica de Invasión de carga

Esquemas de teleprotección


134

DIAGRAMAS DE CONEXIÓN Y PANEL FRONTAL

En la Fig. V.1.1 se muestra el panel frontal donde se encuentran los botones de control del relevador,



adicional de entradas / salidas como se muestra en la Fig. V.1.1

Fig. V.1.1 Diagrama de panel frontal y posterior del relevador SEL 311L

El esquema utilizado para la protección diferencial de línea como protección primaria 1 (PP1) con el

relevador SEL 311L cumple con la especificación de Comisión Federal de Electricidad V6700-62 para

protección de línea de transmisión en 230KV.

En la figura V.1.2 se dibuja el esquema de protección del relevador SEL 311L utilizado como protección

Diferencial de línea (87L) que es adecuado para el arreglo de la subestación doble barra con interruptor

de amarre. Se dibuja el alambrado de las señales analógicas de corrientes y potenciales necesarias

para implementar la función (87L), Aunque la función principal de la protección es diferencial de línea se

alambran los potenciales de línea para implementar la función de protección de distancia (21), de esta

forma la protección de distancia operara en el momento en que la protección 87L no opere.


135


(Fase A, Fase B, Fase C) para interruptor propio y el interruptor de amarre (solo cuando éste se

encuentre transferido), los arranques de 50FI para interruptor propio y el interruptor de amarre (solo

cuando éste se encuentre transferido), los arranques y bloqueos al relevador de recierre (79), los

disparos transferidos por hilo piloto (TX DTL), (TX POTT), los permisivos de cierre/recierre para el

interruptor de amarre, el disparo general (87L) al MCAD y al registrador de disturbios (RD).

En cuanto a las entradas binarias del relevador SEL 311L se configuran entradas necesarias para

completar el esquema tales como la posición de interruptor propio y el interruptor de amarre, recepción

de disparo transferido por sobrealcance (POTT) para la protección de Distancia.

Figura V.1.2 Alambrado del esquema de protección del relevador SEL 311L implementado en la subestación Manzanillo

SF6 230KV Doble barra interruptor de amarre.


136

V.1.2 AJUSTES Y PROGRAMACIÓN DEL RELEVADOR SEL 311L

Para realizar la configuración de ajustes de protecciones y programación del relevador SEL 311L es



continuación se describe desde el procedimiento de comunicación con el relevador SEL 311L hasta

carga de ajustes de protección y configuración de entradas y salidas binarias del rele implementado


V.1.2.


controlador de rele SEL 311L para poder establecer la comunicación PC-RELEVADOR. Una vez


configuración.

Figura V.1.3. Conexión entre PC y relevador mediante el cable RS232 con la configuración mostrada.

A continuación se describen los ajustes principales para las funciones de protección que se

implementaron en el SEL 311L, ver tabla V.1.1



137

Tabla V.1.1 Descripción de ajustes implementados en el relevador SEL 311L para el esquema de línea en cuestión.


GENERAL GLOBAL

SETTINGS.

Dentro de esta ventana de configuración

se describen los ajustes generales de la

subestación, tales como secuencia de

fases, nombre de la subestación, fechas.

BREAKER MONITOR

Se configuran la posición de interruptor y

los tiempos para considerar discrepancia

de polos.

Para este caso se trata de dos

interruptores (propio y amarre), por lo

que se configura Breaker 1 y 2.

LINE CONFIGURATION

Se configuran los parámetros de la línea,

tales como: relación de transformación de

TC’S y TP’S, Impedancia de secuencia

positiva y cero de la línea.

Se recomienda verificar los datos de

placa del equipo primario.

PHASE DISTANCE ELEMENTS


distancia de fases desde zona 1 a zona 4

y tiempo de cada zona.



independientemente.

GROND DISTANCE

ELEMENTS


distancia de tierra desde zona 1 a zona 4

y tiempo de cada zona, se ajusta el factor

K0 para evaluar las fallas de fase a tierra.






y una hacia atrás.

87L SETTINGS

Se ajusta el umbral de disparo de la

función de protección diferencial de línea

(87L), el bloqueo por alarma de TC’S

abiertos y se determina la pendiente de

operación del relevador.

DIRECTIONAL

En esta ventana de ajuste se hablita la

direccionalidad de los elementos de

protección de zona ·3 y zona 4.

Para este caso, por tratarse de un

esquema POTT es obligatorio

habilitar la zona 3 hacia atrás para

detectar las fallas atrás de la línea y

de esta forma bloquear la protección.

TRIP SCHEMES

Se habilita es esquema de teleprotecciòn,

Para este caso se habilito el esquema

POTT.

TRIP LOGIC

El modulo trip logic determina determina

las señales mediante las cuales se

determinara un disparo de la protección.

Para nuestro caso se pueden

observar en (TR trip) los disparos por

elementos de distancia y SOTF (M1P

OR Z1G OR M4PT OR Z4GT OR

51S1T), los disparo asistidos al

extremo remoto TR COMM (M2P OR

Z2G) y las señales que arrancaran la

función TRSOTF (50P1)


138

OUTPUTS


relevador.


disparo del relevador se realizan

acorde a la asignación de las salidas

según la figura 5.1.2. Aquí se

configuran los disparos para

interruptor propio y amarre, arranques

de recierre al relevador de recierre

(79), arranques de 50FI, se

configuran los disparos transferidos al

equipo de teleprotección.


ALIASES


considera necesario que se desplieguen

en el reporte de eventos durante una falla.

Una parte importante para el

ingeniero de protecciones es la

secuencia de eventos que se van

generando durante una falla u

operación del relevador, por lo que

debemos dar de alta las señales que

consideramos más importantes de


dadas de alta.

V.1.3 PRUEBAS DE PROTECCIÓN A LA PROTECCIÓN DIGITAL POR COMPARACIÓN

DIRECCIONAL DIRECCIONAL SEL 311L.

Las pruebas realizadas a la protección SEL 311L se realizo acorde a las funciones de protección


256-6 y se utilizan los módulos Differential, Distance y Quick CMC para realizar el faseo de las

corrientes y potenciales.








139

Verificar los disparos transferidos al gabinete de teleprotección, tales como los disparos transferidos de línea (DTL), y los disparos permisivos (POTT).




relevador según la tabla V.1.1

El relevador SEL 311L se realizan las pruebas de protección de distancia a tierra, como se puede

observar se ha configurado como característica cuadrilateral, se realizan las pruebas para las cuatro

zonas.

Figura V.1.4 Ventana de la característica Cuadrilateral para las fallas de fase a tierra.

Figura V.1.5 ventana de la característica Mho para las fallas de fase a fase.


140




evaluados correctamente por el equipo de pruebas, ver figura V.1.6 donde se muestran las pruebas

realizadas al relevador SEL 311L para zona 1, se puede observar puntos evaluados por el equipo de

prueba.

Figura V.1.6 Pruebas realizadas al relevador SEL 311Len Zona 1.


141


contacto de salida del OMICRON se simula la recepción de POTT al relevador SEL 311L, solo que el

tiempo de operación del relevador debe ser tiempo de zona 1.

La función principal del relevador SEL 311L es la protección diferencial de línea a la cual mediante el

módulo Quick CMC se realizan pruebas del umbral de disparo, se realiza el faseo de la misma y se

procede con la prueba de la pendiente de operación la cual determina el umbral de disparo, la zona de

operación y la zona de restricción por debajo de la pendiente, ésta pendiente toma en cuenta los errores

de relación de los TC’S. En la figura V.1.7 se puede apreciar la evaluación del OMICRON en puntos

dentro y fuera de la pendiente en los cuales se verifica la no operación para puntos dados debajo de la

pendiente.

Figura V.1.7 Prueba de la pendiente de operación del relevador SEL 311L


PROTECCIÓN A LA PROTECCIÓN DE DISTANCIA SIEMENS 7SD522

La protección de línea SIPROTEC 4 7SD52/53 es un dispositivo combinado de protección diferencial y

de distancia. Un localizador de faltas multilateral permite determinar en dos extremos de la línea el lugar

exacto de la falta también bajo condiciones desfavorables de servicio o durante una perturbación.

La protección de línea combinada funciona como protección selectiva de cortocircuito para líneas

aéreas y cables alimentados de forma uni- o multilateral, en redes radiales, anulares o malladas de

cualquier tipo y diferentes niveles de tensión. La comparación de los datos medidos se efectúa por

separado para cada fase. El punto neutro puede estar puesto tierra, compensado o aislado.


142

El equipo está equipado con todas las funciones que son normalmente requeridas para la protección de

línea y por lo tanto el equipo es aplicable en forma universal. El equipo tiene también aplicación como

protección de reserva con escalonamiento de tiempo para las funciones de protección por comparación

para todo tipo de líneas, transformadores, generadores, motores y barras para cualquier nivel de

tensión.

Una ventaja esencial del principio de protección diferencial es la desconexión inmediata en caso de

cortocircuitos en cualquier punto de toda la zona a proteger. Los transformadores de intensidad

delimitan en los extremos de la línea la zona a proteger del resto de la red. Esta delimitación fija es la

base para la selectividad ideal propia del principio de la protección por comparación.

Alternativamente, la protección de distancia puede ser utilizada como protección de respaldo, al igual

que la protección de sobreintensidad que se utiliza como protección de reserva, es decir, ambas actúan

independientemente y en paralelo a la protección diferencial en cada extremo.

V.2.1 DESCRIPCIÓN DEL RELEVADOR SIEMENS 7SD52 INSTALADO EN LA


Según la variante del equipo 7SD52 dispone de una serie de funciones de protección y de funciones

adicionales. El hardware y firmware del equipo están diseñados y preparados para estás funciones.

Aparte de esto, las funciones de mando pueden ser adaptadas a las o deshabilitar funciones

determinadas o modificar la funcionalidad conjunta de las mismas. Entre las funciones principales del

relevador SIEMENS 7SD52 destacan las siguientes:

Protección diferencial

Teleprotección

Protección de distancia

Teleprotección para protección de distancia (opcional)

Localizador de faltas

Protección de sobreintensidad de tiempo

Reenganche automático

Control de sincronismo


Protección de frecuencia

Protección fallo del interruptor

Para el esquema de protección de línea en cuestión aplicada como PP2 se han habilitado algunas

de estas funciones adicionales para cumplir con el esquema como son el esquema de teleprotección, la

función de recierre (79).


143




El diagrama del panel posterior muestra contactos de salida estándar en los terminales de la tarjeta de

entradas / salidas como se muestra en la Fig. V.2.1

Fig. V.2.1 Diagrama de panel frontal y posterior del relevador SIEMENS 7SD522

El esquema utilizado para la protección diferencial de línea (87L) con el relevador SIEMENS 7SD52

cumple con la especificación de Comisión Federal de Electricidad V6700-62 como PP2, el cual

contiene las funciones adicionales, recierre (79).

En la figura V.2.2 se dibuja el esquema de protección del relevador SIEMENS 7SD52 utilizado como

protección diferencial de línea como PP2 y con su protección propia de respaldo que es la protección de

distancia. Se dibuja el alambrado de las señales analógicas de corrientes y potenciales necesarias

para implementar la función (21), cabe mencionar que la protección 21 esta inhibida en la zona 1 por la

protección diferencial, del tal forma que cuando la protección diferencial se encuentra bloqueada, la

zona 1 se habilita automáticamente y cuando la protección diferencial se restablece, la zona 1 de la

protección de distancia se inhibe.



ambos interruptores, los disparos transferidos por hilo piloto, el disparo general (87L) al MCAD y al

registrador de disturbios (RD).


144

En cuanto a las entradas binarias del relevador SIEMENS se configuran entradas necesarias para

completar el esquema tales como posición de interruptor propio y amarre de la línea, recepción de

disparos transferidos por hilo piloto, permisivo de disparo monopolar del relevador por la protección PP1

para activar la función de recierre (79), se asignan dos entradas binarios para habilitar/deshabilitar

recierre (comando de control supervisorio), ver figura V.2.2.

Figura V.2.2 Alambrado del esquema de protección del relevador SIEMENS 7SD52 implementado en la subestación

Manzanillo SF6 como protección de línea PP2 para la línea de 230KV.

V.2.2 AJUSTES Y PROGRAMACIÓN DEL RELEVADOR SIEMENS 7SD52


7SD52 es indispensable tener en cuenta que para ello debemos conocer el método de configuración del


describe desde el procedimiento de comunicación con el relevador SIEMENS 7SD52 hasta carga de


esquema de línea en 230KV en la Subestación eléctrica Manzanillo SF6 acorde a la figura V.2.3.


145


7SD52 para poder establecer la comunicación PC-RELEVADOR. Una vez instalado el software en la


Figura V.2.3. Configuración del cable de comunicación PC-RELEVADOR




7SD52 y abrirlo para poder trabajar sobre él, de esta forma encontraremos los ajustes presentados en

la tabla V.2.1

Tabla V.2.1 Descripción de ajustes utilizados en el relevador SIEMENS 7SD52 para el esquema de línea en cuestión.



Es la ventana inicial de configuración donde

se dan de alta las funciones de protección

que se van a utilizar. Para nuestro caso se

dan de alta las funciones de disparo


diferencial de línea, protección de distancia,

teleprotección y la función de recierre.





MASKING I/O

Dentro de la Masking configuratión se

asignan las entradas y las salidas del

relevador según la figura 5.2.2. y envían las

señales a control supervisorio y la tabla de

trabajo de CFC.




transferidos, arranques de recierre,

sincronismo y se configura el envío

de disparos transferidos.

CFC

La tabla de CFC es útil para realizar lógicas

de operación tales como disparos,

interlocks, arranques, etc. En este caso se

utilizo para realizar la lógica de las

posiciones de interruptor, y para bloquear y

desbloquear la función de recierre.

El relevador 7SD52 no contiene en su

algoritmo de operación la aplicación

para dos interruptores, por lo tanto en

necesario hacer un arreglo en la tabla

de CFC para 2 int,


146

POWER SYSTEM DATA 1

En esta ventana se ajustan los datos de

equipo primario de la subestación, tales

como TC´S, TP’S, frecuencia, secuencia de

fases, etc.

Se informa al relevador del punto

estrella del los transformadores de

corriente. Se recomienda que la

conexión estrella de los TC’S este de

lado línea, de lo contrario se debe

indicar al relevador.

SETTING GROUP A

En esta ventana se cargan los ajustes de

todas las protecciones que se dieron de alta

en el Device configuration. En este caso

podremos configurar dentro de esta ventana

los ajustes de 87, 21 y recierre (79).


función el el device configuratión,

existe la posibilidad de inhibirse en

esta ventana.

87 DIFFERENTIAL

PROTECTION

Se habilita la función principal PP2

diferencial de línea, dentro de esta ventana

se habilita el recierre para zona de

sobrealcance POTT y se indica al relevador

el bloque de la zona 1 de distancia por 87

habilitada.

21 DISTANCE PROTECTION Se habilita de respaldo de la protección

diferencial, dentro de esta ventana se

habilita el recierre para zona de

sobrealcance POTT.

21 DISTANCE ZONE MHO.


distancia de fases desde zona 1 a zona 4 y

tiempo de cada zona.



independientemente.

21 DISTANCE ZONES

QUADRILATERAL


distancia de tierra desde zona 1 a zona 4 y

tiempo de cada zona, se ajusta el factor K0

para evaluar las fallas de fase a tierra.






y una hacia atrás.

FAULT LOCATOR Se habilita la función de localizador de

fallas.

79 AUTORECLOSING

Se habilita la función de recierre y sus

parámetros tales como, tiempo de reclamo,

tiempo de bloqueo después de un cierre

manual, tipo de arranque de recierre y

bloqueo del mismo.

En el Device configuration se ha

habilitado cuantos ciclos de recierre

estarán activos. Para líneas de

transmisión solo se habilita un ciclo

de recierre, el cual es nuestro caso.


147

V.2.3 PRUEBAS DE PROTECCIÓN A LA PROTECCIÓN DIGITAL DE DISTANCIA SIEMENS

7SD52

Las pruebas realizadas a la protección SIEMENS 7SD52 se realizo acorde a las funciones de


OMICRON CMC 256-6 y se utilizan los módulos Differential, Distance y Quick CMC para realizar el

faseo de las corrientes y potenciales.







Verificar los disparos transferidos al gabinete de teleprotección, tales como los disparos transferidos de línea (DTL), y los disparos permisivos (POTT).





El relevador SIEMENS 7SD52 se realizan las pruebas de protección de distancia a tierra, como se

puede observar se ha configurado como característica cuadrilateral, se realizan las pruebas para las

cuatro zonas.


148

Figura V.2.4 ventana de la característica Mho y Quadrilateral configurada en el relevador según los parámetros ajustados.




evaluados correctamente por el equipo de pruebas, ver figura V.2.5 donde se muestran las pruebas

realizadas al relevador SIEMENS 7SD52 para zona 1,2,4 se puede observar puntos evaluados por el

equipo de prueba.

Figura V.2.5 Pruebas realizadas al relevador SIEMENS 7SD52 Zona 1.


149


contacto de salida del OMICRON se simula la recepción de POTT al relevador SIEMENS 7SD52, solo

que el tiempo de operación del relevador debe ser tiempo de zona 1.

La función principal del relevador SIEMENS 7SD52 es la protección diferencial de línea a la cual

mediante el módulo Quick CMC se realizan pruebas del umbral de disparo, se realiza el faseo de la

misma y se procede con la prueba de la pendiente de operación la cual determina el umbral de disparo,

la zona de operación y la zona de restricción por debajo de la pendiente, ésta pendiente toma en cuenta

los errores de relación de los TC’S, error de medición, y el error de sincronización. En la figura V.2.6 se

puede apreciar la evaluación del OMICRON en puntos dentro y fuera de la pendiente en los cuales se

verifica la no operación para puntos dados debajo de la pendiente.

Figura V.2.6 Prueba de la pendiente de operación del relevador SIEMENS 7SD52


PROTECCIÓN A LA PROTECCIÓN DIGITAL DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL SIEMENS

7SJ64

Los equipos numéricos de protección multifuncional SIPROTEC 4 7SJ62/64 se aplican como equipos

de protección, control y mando para las salidas de la barra colectora. Como protección de línea el

equipo puede ser instalado en redes con conexión de punto neutro puesto a tierra por directo o por baja

impedancia y en redes aisladas o compensadas. Es apropiada para redes radiales alimentadas por un

lado, redes en anillos de configuración abierta o cerrada, como también para líneas de doble

alimentación. Como protección de motores, el equipo es apropiado para máquinas asíncronas de

cualquier dimensión.


150

El equipo contiene las funciones necesarias usuales para la protección, la vigilancia de la posición del

interruptor y para las funciones de mando de las unidades de conmutación en las barras colectoras

simples y dobles y por lo tanto el equipo es aplicable en forma universal. También, se pueden utilizar los

equipos como protección de reserva de tiempo para los equipos de protección diferenciales de cualquier

tipo para líneas, transformadores, generadores, motores y barras colectoras para todas las tensiones

eléctricas.

V.3.1 DESCRIPCIÓN DEL RELEVADOR SIEMENS 7SJ64 INSTALADO EN LA

SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MANZANILLO SF6

La función básica es una protección de sobreintensidad no direccional. Ésta tiene respectivamente dos

escalones independientes de la intensidad (S/I t.def.) y un escalón dependiente (S/I t.inv.) para las

intensidades de fase y la intensidad a tierra. Para el escalón S/I t.inv. Se dispone de una serie de curvas

características de diferentes standards. Opcionalmente, se puede aplicar una Característica definida por

el usuario. Según la variante de pedido, la protección de sobreintensidad puede ser complementada con

una protección de sobreintensidad temporizada direccional, una protección fallo del interruptor y una

protección de faltas a tierra (para cortocircuitos a tierra de alta impedancia o faltas a tierra) que puede

trabajar en forma direccional o no-direccional. Entre las funciones del relevador SIEMENS 7SJ64

tenemos las siguientes:

Protección de sobrecorriente direccional

Protección de sobrecarga



Recierre






sincronismo.







151

Fig. V.3.1 Diagrama de panel frontal y posterior del relevador SIEMENS 7SJ64


152

El esquema utilizado para la protección de respaldo (PR) sobrecorriente direccional (67) con el

relevador SIEMENS 7SJ64cumple con la especificación de Comisión Federal de Electricidad V6700-62.

En la figura V.3.2 se dibuja el esquema de protección del relevador SIEMENS 7SJ64 utilizado como

protección de sobrecorriente direccional, implementado como protección de respaldo en la línea de

transmisión L.T. COLOMO (93490). Se dibuja el alambrado de las señales analógicas de corrientes y

potenciales necesarias para implementar la función (67), se alambra también los potenciales de Barra 1

y Barra 2 para implementar la función de sincronismo, los cuales dependerán de la posición de cuchillas

de barra 1 y barra 2 para la selección de potenciales de barra contra los potenciales de línea.


(Fase A, Fase B, Fase C) para interruptor propio (93490) y amarre (97990) condicionados por la

posición de la cuchilla de transferencia, los arranques de 50FI para ambos interruptores, los disparos

transferidos (DTL) por hilo piloto, el disparo general (67) al MCAD y al registrador de disturbios (RD).

En cuanto a las entradas binarias del relevador SIEMENS 7SJ64 se alambra la recepción de disparos

transferidos (DTL), los comandos de cierre y recierre de interruptor propio y amarre para que el

relevador 67 inicie la verificación de sincronismo y finalmente mande el comando a los interruptores,

además de las posiciones de ambos interruptores. Se consideran también tres entradas para

supervisión por falla de fusibles de los transformadores de potencial, ver figura V.3.2.

Figura V.3.2 Alambrado del esquema de protección del relevador SIEMENS 7SJ64 implementado en la subestación

Manzanillo SF6 como protección de respaldo de línea en 230KV.


153

V.3.2 AJUSTES Y PROGRAMACIÓN DEL RELEVADOR SIEMENS 7SJ64


7SJ64 es indispensable tener en cuenta que para ello debemos conocer el método de configuración del


describe desde el procedimiento de comunicación con el relevador SIEMENS 7SJ64 hasta carga de




7SJ64 para poder establecer la comunicación PC-RELEVADOR. Una vez instalado el software en la


Figura V.3.3. Configuración del cable de comunicación PC-RELEVADOR 7SJ64




7SJ64 y abrirlo para poder trabajar sobre él, de esta forma se configuran los ajustes presentados en la

tabla V.3.1.


154

Tabla V.3.1 Descripción de ajustes utilizados en el relevador SIEMENS 7SJ64 para el esquema de línea en cuestión.




se dan de alta las funciones de protección

que se van a utilizar. Para el relevador

7SJ64 solo habilitamos la protección de

sobrecorriente direccional de fases y tierra,

67/67 TOC y 67/67N TOC curvas ANSI de

tiempo inverso.





MASKING I/O





trabajo de CFC.

Para el caso del relevador 7SJ64 no

en esta ventana solo configuramos

los disparos por 67/67N, los

arranques 50FI y los disparos por

recepción DTL.

CFC


de operación tales como disparos, interlocks,

arranques de protecciones, etc.

El relevador 7SJ64 solo se

implementa mediante esta

herramienta los lógicos de los

supervisores de bobina y FVCD

para interruptor propio y amarre.

POWER SYSTEM DATA 1


equipo primario de la subestación, tales

como TC´S, TP’S, frecuencia, secuencia de

fases, conexión de punto estrella de TC’S y

algunos datos del interruptor de potencia.

SETTING GROUP A


todas las protecciones que se dieron de alta

en el Device configuration, en este caso son

de relevancia los ajustes de sobrecorriente

direccional, los de fases de tiempo

instantáneo y tiempo inverso y los de fases a

tierra.


función el device configuratión, existe

la posibilidad de inhibirse en esta

ventana.

67 DIRECTIONAL

PHASE/GROUND

OVERCURRENT

Dentro de esta pestaña de configuración se

permite habilitar 2 escalones de tiempo y

una característica de tiempo inverso, así

como la direccionalidad de las fallas a

evaluar, además de habilitar/deshabilitar la

protección de fases y tierra individualmente.

Para cargar los ajustes de tiempo

solo es necesario ajustar el valor de

umbral y el tiempo de operación,

mientras que para las curvas de

tiempo inverso en necesario indicar el

umbral de disparo, el Dial de tiempo y

el tipo de curva.


155

V.3.3 PRUEBAS DE PROTECCIÓN A LA PROTECCIÓN DIGITAL DE SOBRECORRIENTE

DIRECCIONAL SIEMENS 7SJ64

Las pruebas realizadas a la protección SIEMENS 7SJ64 se realizo acorde a las funciones de protección


256-6 y se utilizan el módulo Overcurrent, se realizar el faseo de las corrientes y potenciales.

Antes de iniciar las pruebas correspondientes de protecciones se realiza la integración de PCYM con el

equipo primario y con los tableros de teleprotección para los disparos transferidos. Entre el

procedimiento que se realizo para esta protección esta lo siguiente:

Se verifican los circuitos de disparo. Se realizan la operación de los contactos del relevador a los disparos por fase de los interruptores y se verifican en campo que la operación del relevador de protección ha disparado la fase correcta.

Se verifican los disparos transferidos al gabinete de teleprotección, tales como los disparos transferidos de línea (DTL), se prueban también la recepción de los disparos DTL a través de la teleprotección.

Se verifica que los disparos por 67 arrancaron correctamente a los relevadores de protección por fallo de interruptor (50FI) y se verifico que ha caído la operación del 67 al registrador de disturbios y al MCAD para control supervisorio.

Para realizar las pruebas de protección de Sobrecorriente utilizamos el Módulo OMICRON CMC 256-6



El relevador SIEMENS 7SJ64 se realizan las pruebas de protección de sobrecorriente, para las cuales

se ha realizado previamente un modelado de la línea de transmisión y se han calculado los tiempos

teóricos de operación del relevador según la curva ajustada.


operación de cada uno de los puntos de prueba para todas las condiciones de falla, es decir fallas


evaluados correctamente por el equipo de pruebas y que son equivalentes a los calculados

previamente, ver figura V.3.4 donde se muestran las pruebas realizadas al relevador SIEMENS 7SJ64.


156

Figura V.3.4 Pruebas realizadas al relevador SIEMENS 7SJ64 en varios puntos de prueba

Otra de las pruebas importantes realizadas a la protección direccional de sobrecorriente (67) es la de

direccionalidad de la protección ya que mediante esta prueba se descarta la posibilidad de que la

protección pueda operar para fallas atrás de la línea, lo cual para este esquema de protección no es

conveniente y según la coordinación de protecciones se requiere la operación únicamente para fallas

delante de la línea. La prueba de direccionalidad se realiza simulando fallas en 360° del plano

cartesiano, esperando operaciones de la protección únicamente a lo largo del ángulo de la línea ±90°,

en la figura V.3.5 se observan las pruebas de direccionalidad realizadas a las protección de respaldo

SIEMENS 7SJ64.

Figura V.3.5 Pruebas de direccionalidad realizadas a la protección SIEMENS 7SJ64


157


PROTECCIÓN A LA PROTECCIÓN DIGITAL CONTRA FALLA DE INTERRUPTOR SIEMENS 7VK61

La protección digital contra falla de interruptor SIPROTEC 4 7VK61 es un equipo multifuncional

automático y manual de cierre de interruptores de potencia, además de tener en su algoritmo la

funcionalidad de protección contra falla de interruptor de potencia, dando la posibilidad de tener un

intento de disparo y de no ser exitoso ejecutar un disparo definitivo.

La función automática de recierre puede utilizarse en líneas aéreas para cierres monopolares o

tripolares permitiendo configurar hasta 8 ciclos de recierre, este puede ser con verificación o sin

verificación de sincronismo (opcional).

El interruptor debe ser automático y tener un polo para cada fase, esta información es procesada por el

relevador y evalúa si el interruptor está listo para una operación, aunque generalmente funciona sin la

información del interruptor.

7VK61 puede trabajar junto con los equipos de protección estática y digitales que requieren sólo las

entradas de disparo de ellos. Para interruptor monopolar las señales de disparo se deben distinguir bien

como para que sean monopolar o tripolar o deben transmitirse a la retransmisión de cada polo por

separado. En caso de interruptor tripolar una sola señal es suficiente.

V.4.1 DESCRIPCIÓN DEL RELEVADOR SIEMENS 7VK61 INSTALADO EN LA

SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MANZANILLO SF6

El relevador 7VK61 instalado en la subestación eléctrica Manzanillo SF6, solo se configuro para

protección contra falla de interruptor, sin embargo el relé tiene la posibilidad de implementarse algunas

de las siguientes funciones de protección:

Protección contra falla de interruptor

Recierre







El diagrama del panel posterior muestra contactos de salida estándar en los terminales de la tarjeta de



158

Fig. V.4.1 Diagrama de panel frontal y posterior del relevador SIEMENS 7VK61


159

El esquema utilizado para la protección contra falla de interruptor (50FI) con el relevador SIEMENS

7VK61 cumple con la el requerimiento de protección por falla de interruptor para el esquema de línea en

230KV.

En la figura V.4.2 se dibuja el esquema de protección del relevador SIEMENS 7VK61 utilizado como

protección contra falla de interruptor que es adecuado para protección 50FI en 230KV. Se dibuja el

alambrado de las señales analógicas de corrientes necesarias para implementar la función (50FI). En

el arreglo de doble barra interruptor de amarre se tiene un relevador 50FI para cada interruptor (amarre

y propio), por lo que cada 50FI toma las señales de corrientes de su interruptor al que protege.

Se dibuja la configuración de salidas del relevador como son los redisparos y disparo 86FI para cada

una de las fases (Fase A, Fase B, Fase C) para el interruptor correspondiente, los disparos transferidos

por hilo piloto (DTD). Para el caso del interruptor propio se configuran los disparos a 86BU_1 y 86BU_2

al gabinete de protección diferencial de barras en 230 KV, dichos disparos se encuentran condicionados

por las cuchillas de barra 1 y barra 2 respectivamente para lograr la selectividad en las barras. Para el

caso del interruptor de amarre los disparos a la 86BU_1 86BU_2 no llevan ninguna condición ya que

en caso de falla del amarre deberán dispara ambas barras. Se configuran también los permisivos de

cierre para cada interruptor al relevador de sincronismo, el redisparo al (50FI) y 86FI al MCAD y al

registrador de disturbios (RD). En cuanto a las entradas binarias del relevador SIEMENS se configuran

entradas necesarias para completar el esquema 50FI como recepción de disparos transferidos por hilo

piloto (RX DTD), los arranques de 50FI por fase de todas las protecciones que tiene el esquema de

línea y los disparos de la protección de barras para el caso del interruptor propio y amarre.


160

Figura V.4.2 Alambrado del esquema de protección del relevador SIEMENS 7VK61 implementado en la subestación

Manzanillo SF6 como protección de falla de interruptor.

V.4.2 AJUSTES Y PROGRAMACIÓN DEL RELEVADOR SIEMENS 7VK61


7VK61 es indispensable tener en cuenta que para ello debemos conocer el método de configuración


describe desde el procedimiento de comunicación con el relevador SIEMENS 7VK61 hasta carga de




7VK61 para poder establecer la comunicación PC-RELEVADOR. Una vez instalado el software en la



161

Figura V.4.3. Se muestra la configuración del cable de comunicación PC-RELEVADOR




7VK61 y abrirlo para poder trabajar sobre él, de esta forma encontraremos los ajustes presentados en la

tabla V.4.1

Tabla V.4.1 Descripción de ajustes utilizados en el relevador SIEMENS 7VK61 para el esquema de línea en cuestión.




se dan de alta las funciones de protección que

se van a utilizar. Para nuestro caso se dan de

alta las funciones de disparo

monopolar/Tripolar, la protección de falla de

interruptor, y se habilita la conexión de los

transformadores de corriente.





El ajuste de cambio de grupo de

ajustes solo es útil en algunos casos

especiales, generalmente se

mantendrá deshabilitado. Y el grupo

activo de ajustes será el grupo 1.

MASKING I/O





trabajo de CFC.




transferidos (RX DTD), sincronismo y

se configura el envío de disparos

transferidos (TX DTD).

CFC


de operación tales como disparos, interlocks,

arranques, etc.

POWER SYSTEM DATA 1


equipo primario de la subestación, tales como

TC´S, frecuencia, secuencia de fases, etc,

factor de conversión de TP’S principales

contra TP’S de sincronismo en caso de tener

habilitada esta función. Se especifica

igualmente el aterrizamiento del sistema.

En caso de tener recierre se da de

alta el mínimo tiempo de cierre del

interruptor y el tiempo de

recuperación del interruptor antes de

cualquier intento de operación.


162

SETTING GROUP A


todas las protecciones, para el caso del 50FI

solo aparecerán los ajustes de protección

(50BF BREAKER FAILURE).

Los ajustes principales de la

protección 50FI son el umbral de

operación (PICKUP), el tiempo de

redisparo (T1) y el tiempo de disparo

a bus o disparo definitivo (T2).

V.4.3 PRUEBAS DE PROTECCIÓN A LA PROTECCIÓN DIGITAL CONTRA FALLO DE

INTERRUPTOR SIEMENS 7VK61

Las pruebas realizadas a la protección SIEMENS 7VK61 se realizo acorde a las funciones de


OMICRON CMC 256-6 y se utilizan el módulo State secuencer (modulo mediante el cual se generan

diferentes estados de sistema).







Verificar los disparos transferidos al gabinete de teleprotección en este caso solo disparos transferidos directos (TX DTD).

Verificar cuidadosamente los interdisparos, es decir los disparos y señales entre gabinetes PCYM, para este caso se verifica el disparo por 86FI al interruptor medio y se verifica el disparo transferido a las 86BU_1 y 86BU_2 los cuales deben estar condicionados por sus respectivas cuchillas al gabinete de la protección diferencial de barras que es la que se encarga de disparar todas las bahías asociadas a la barra fallada.

Para realizar las pruebas de protección contra falla de interruptor utilizamos el Módulo OMICRON CMC

256-6 descrito en el capítulo 2 y se realizan las pruebas de la protección que se encuentran activas en

el relevador según la tabla V.4.1


163

El relevador SIEMENS 7VK61 se realizan las pruebas de los tiempos de operación T1 y T2 y se verifica

que para el tiempo T1 el relevador genero el redisparo y fue exitoso, por otro lado se realiza otra

prueba donde se inhibe el disparo T1 y esperamos a que el proceso de 50FI pase al siguiente tiempo

(T2).

El relevador 50FI para su operación necesita de dos condiciones, las cuales son recibir un arranque de

PP1, PP2 o PR y sobrepasar el umbral de ajuste de corriente. En este caso se genera un arranque

del 50FI de PP1 y se alambraron los redisparos por fase y disparo 86FI a entradas binarias del equipo

de pruebas. Ver figura V.4.4

Figura V.4.4. Prueba realizada a los relevadores de protección 7VK61


164

CAPITULO VI

PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO DEL ESQUEMA DE TRANSFORMADOR 400/230 KV

TT-IM-PA-IN

VI.1 DESCRIPCIÓN, AJUSTES Y PROGRAMACIÓN DEL RELEVADOR, PRUEBAS DE

PROTECCIÓN A LA PROTECCIÓN DIGITAL DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR SEL 387

Use este relé para proteger transformadores de poder de dos hasta cuatro enrollados, barras, reactores,

generadores, grandes motores u otros aparatos de potencia multiterminal. Las aplicaciones a tres o

cuatro terminales permiten conexión separada de transformadores de corriente provenientes de dos

interruptores conectados al mismo enrollado del transformador, tales como barras en anillo o esquemas

de uno y medio interruptor. Los ajustes del relé permiten el uso de transformadores de corriente

conectados en estrella o delta y virtualmente cualquier tipo de conexión de los enrollados del

transformador.

El Relé diferencial SEL-387 proporciona tres elementos diferenciales con características de slope dual.

El segundo slope proporciona seguridad contra saturación de transformadores de corriente (TT/CC)

asociada a fallas externas de alto valor. Asegúrese de efectuar un análisis detallado del comportamiento

de los TT/CC bajo las peores condiciones de saturación, para satisfacer correctamente las

características del relé, en aplicaciones de protección de barras.

VI.1.1 DESCRIPCIÓN DEL RELEVADOR SEL 387 INSTALADO EN LA SUBESTACIÓN


El relevador SEL 387 que se instaló en la subestación eléctrica manzanillo contiene una gran variedad



Protección diferencial de transformador (87T)



Protección de sobrecarga (49)


165


En la Fig. VI.1.1 se muestra el panel frontal donde se encuentran los botones de control del relevador,



adicional de entradas / salidas como se muestra en la Fig. VI.1.1

Fig.VI.1.1 Diagrama de panel frontal y posterior del relevador SEL 387

El esquema utilizado para la protección de transformador como PT1 con el relevador SEL 387 cumple

con los requerimientos para la protección del transformador en 400/230KV instalado en la subestación

eléctrica manzanillo SF6.

En la figura VI.1.2 se dibuja el esquema de protección del relevador SEL 387 utilizado como protección

diferencial de transformador (87T) utilizado como protección principal del transformador en arreglo de la

subestación interruptor y medio. Se dibuja el alambrado de las señales analógicas de corrientes

necesarias para implementar la función (87T) las cuales son las corrientes del lado alta de interruptor

propio y medio, lado baja, terciario del transformador y 51N (señal tomada del TC de neutro del lado alta

del transformador), debido a la aportación de corrientes de barra 1 y barra 2 se conectan en paralelo

los transformadores de corriente de interruptor de barra 1 y los TC’S del interruptor medio del tal forma

que el relevador tiene una sola medición de corriente en lado alta para cualquier condición.


166


(Fase A, Fase B, Fase C) para interruptor propio y medio de la línea, interruptor de lado baja,

interruptor de amarre del lado 230KV, los arranques de 50FI para los 4 interruptores, los disparos

transferidos al relevador 86T el cual a su vez envía disparos y bloqueos a los 4 interruptores, el disparo

general (87T) al MCAD y al registrador de disturbios (RD). Dentro de la lógica de disparo del relevador

se deben considerar los disparos de mecánicos como son disparo por relevador Buchholz, disparo por

sobrepresión, disparo por alta temperatura de devanados.

En cuanto a las entradas binarias del relevador SEL 387 se configuran entradas necesarias para

completar el esquema de protección de transformador, recepción de disparos mecánicos de las tres

fases más la de reserva, los cuales son:

Disparo por temperatura de devanados (49T), aceite (26Q)

Disparo por sobrepresión del tanque principal (63PR)

Disparo por sobrepresión del cambiador de derivaciones (63PR)

Se asigna una entrada para modo prueba del relevador y una entrada para supervisión de anormalidad

de la protección PT2, ver figura VI.1.2

Figura VI.1.2 Alambrado del esquema de protección del relevador SEL 387 implementado como protección de

transformador (PT1) en el Banco AT1 400/230KV Instalado en la subestación Eléctrica Manzanillo SF6.


167

VI.1.2 AJUSTES Y PROGRAMACIÓN DEL RELEVADOR SEL 387

Para realizar la configuración de ajustes de protecciones y programación del relevador SEL 387 es



continuación se describe desde el procedimiento de comunicación con el relevador SEL 387 hasta



VI.1.2.

El primer requerimiento es tener instalado en una PC el software ACSELerator® QuickSet SEL-5030 y

el controlador de rele SEL 387 para poder establecer la comunicación PC-RELEVADOR. Una vez


configuración.

Figura VI.1.3. Conexión entre PC y relevador mediante el cable RS232 con la configuración mostrada.


implementaron en el SEL 387, ver tabla VI.1.1



168

Tabla VI.1.1 Descripción de ajustes implementados en el relevador SEL 387 para el esquema de línea en cuestión.


CONFIG SETTINGS.

Dentro de esta ventana de configuración se

habilitan las funciones de protección que se

usaran para protección del esquema del

transformador.

Es posible habilitar o deshabilitar los 4

grupos de devanados para la función

diferencial o sobrecorriente.

GENERAL DATA

Se configuran los datos del transformador

de potencia, tales como tipo de conexión,

relaciones de transformación de los TC´S y

la potencia en MVA del transformador.

Si la compensación del defasamiento

vectorial de las corriente se hace por

software en esta ventana de ajustes se

debe definir el grupo vectorial que

corresponde.

LINE CONFIGURATION

Se definen los valores de TAP, se definen

los umbrales de operación con y sin

restricción, así como las pendientes de

restricción y el porcentaje de bloqueo de la

función por harmónicos.

Se recomienda ajustar la pendiente 1 y 2

al 25 y 50% respectivamente.

WINDING 1 ELEMENTS Se habilita la función de sobrecorriente 51H

como respaldo de la protección 87T.

Se implementa la protección de

sobrecorriente de respaldo entre fases

de lado alta.

WINDING 2 ELEMENTS

Se habilita la función de sobrecorriente 51X

como respaldo de la protección 87T y los

alimentadores de lado baja.



de lado baja.

WINDING 3 ELEMENST

Se habilita la función de sobrecorriente 51T

como respaldo de la protección 87T.



de la delta del terciario.

WINDING 4 ELEMENST

Se habilita la función de sobrecorriente

51NT como respaldo de la protección 87T

y conectado al TC del neutro de lado

estrella del transformador


sobrecorriente de respaldo de fase a

tierra del en la estrella de lado alta del

transformador.

OUTPUTS


relevador que contiene los disparos por

87T, 51H, 51X, 51T y 51N.


disparo del relevador se realizan acorde

a la asignación de las salidas según la

figura 6.1.2. aquí se configuran los

disparos para interruptor propio y medio,

arranques de 50FI.


ALIASES


considera necesario que se desplieguen en

el reporte de eventos durante una falla.

Una parte importante para el ingeniero

de protecciones es la secuencia de

eventos que se van generando durante

una falla u operación del relevador, por

lo que debemos dar de alta las señales

que consideramos más importantes de


dadas de alta.


169

VI.1.3 PRUEBAS DE PROTECCIÓN A LA PROTECCIÓN DIGITAL DIFERENCIAL DE

TRANSFORMADOR SEL 387.

Las pruebas realizadas a la protección SEL 387 se realizaron acorde a las funciones de protección


256-6 y se utilizan los módulos DIFFERENTIAL y QUICK CMC para realizar el faseo de las corrientes

y potenciales.







Verificar los disparos y bloqueos transferidos por 86T a los dos interruptores de alta y los dos de baja tensión,

Verificar cuidadosamente los interdisparos, es decir los disparos y señales entre gabinetes PCYM tales como arranques a 50FI de los interruptores en cuestión.

Para realizar las pruebas de protección diferencial de transformador SEL 387 utilizamos el Módulo

OMICRON CMC 256-6 descrito en el capítulo 2 y se realizan las pruebas de la protección que se

encuentran activas en el relevador según la tabla VI.1.1 en el relevador SEL 387 se realizan las

pruebas de protección siguientes:

Protección diferencial de transformador (87T).

Protección de sobrecorriente temporizada para lado alta del transformador (51H).

Protección de sobrecorriente temporizada para lado baja del transformador (51L).

Protección de sobrecorriente temporizada para el terciario del transformador (51T).

Protección de sobrecorriente temporizada para el neutro del transformador (51N).


170

Las cinco protecciones mencionadas están contenidas en el relevador SEL 387 y a continuación se

realiza una descripción y resultado de las pruebas realizadas para cada una de estas funciones.


Como ya se indico anteriormente la función principal del relevador SEL 387 es la protección diferencial

de sobrecorriente y como tal se prueban los umbrales de operación para lado alta, baja y terciario del

transformador resultando satisfactorios y con tiempos de operación de 20 a 25ms, por otro lado se

realizan las pruebas de la pendiente de operación en relación a sus valores de ajuste (25% y 50%)

para pendiente 1 y dos respectivamente, ver figura VI.1.4. Donde se muestran los puntos de prueba

dentro de la zona de operación y bloque resultando correctos.

Figura VI.1.4 Prueba de la característica de operación del relevador SEL 387


171

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE TEMPORIZADA PARA LADO ALTA DEL

TRANSFORMADOR (51H)

Dentro de las pruebas realizadas al relevador 51H se verifico que el relevador disparara correctamente

a los interruptores de lado alta y lado baja del Autotransformador y se verifica el retardo de tiempo de

sus disparos según la característica de operación, para este caso una curva SEL U4 extremadamente

inversa. Ver figura VI.1.5.

Figura VI.1.5 Prueba de la característica de operación de 51H en el relevador SEL 387

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE TEMPORIZADA PARA LADO BAJA DEL

TRANSFORMADOR (51L)

Dentro de las pruebas realizadas al relevador 51L se verifico que el relevador disparara correctamente

al interruptor de lado baja del Autotransformador y se verifica el retardo de tiempo de sus disparos

según la característica de operación, para este caso una curva SEL U4 extremadamente inversa. Se

verifica que sus tiempos de disparo tengan el retardo suficiente para permitir la operación de la

protección principal en caso de falla en el banco y permitir la operación de la protección de los

alimentadores, Ver figura VI.1.6.


172

Figura VI.1.6 Prueba de la característica de operación de 51L en el relevador SEL 387

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE TEMPORIZADA PARA EL TERCIARIO DEL

TRANSFORMADOR (51T)

Dentro de las pruebas realizadas al relevador 51T se verifico que el relevador disparara correctamente

para todas las fallas entre fases al relevador 86T para disparar los interruptores de lado baja y alta del

Autotransformador y se verifica el retardo de tiempo de sus disparos según la característica de

operación, para este caso una curva SEL U4 extremadamente inversa. Se verifica que sus tiempos de

disparo tengan el retardo suficiente para permitir la operación de la protección principal en caso de falla

en el banco y permitir la operación de la protección de los servicios propios conectados en el devanado

del terciario del banco, Ver figura VI.1.7.

Figura VI.1.7 Prueba de la característica de operación de 51T en el relevador SEL 387


173

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE TEMPORIZADA PARA EL NEUTRO DEL

TRANSFORMADOR (51N)

Se prueba la protección de sobrecorriente a tierra conectada en el TC del neutro del devanado

primario del transformador, el cual se verifica que dispare al los interruptores del lado alta y baja del

transformador, se realizan las pruebas de retardo de tiempo de la curva de operación en coordinación

con la protección principal, con las protecciones del bus de lado alta del transformador y con las

protecciones de tierra de la línea de alta tensión, se verifica la operación bajo situación fuera de paso

del cambiador de Tap por arriba de dos pasos de diferencia y se verifica la no operación por corriente

residual generada por el polo abierto durante la secuencia de recierre monopolar en las líneas

adyacentes, ver figura VI.1.8.

Figura VI.1.8. Prueba de la característica de operación de 51NT-H en el relevador SEL 387


174

VI.2 DESCRIPCIÓN, AJUSTES Y PROGRAMACIÓN DEL RELEVADOR, PRUEBAS DE

PROTECCIÓN A LA PROTECCIÓN DIGITAL DE TRANSFORMADOR GE T60

El T60 relé para protección de transformador es un relé basado en microprocesadores, diseñado para

proteger transformadores de potencia trifásico de pequeño, mediano y gran tamaño. El relé puede ser

configurado con un máximo de cuatro entradas trifásicas de corriente y cuatro entradas de corriente de

tierra, y puede satisfacer las aplicaciones con transformadores con devanados conectados entre dos

interruptores, como en las configuraciones de barra en anillo o de interruptor y medio. El T60 ejecuta

compensación de desfasaje de ángulos y magnitud internamente, eliminando la conexión de

transformadores de corriente de compensación externa o de transformadores auxiliares.

El puerto frontal RS232 puede usarse para conectar al T60 a una computadora personal para la

programación de ajustes y supervisión de valores reales. Existe una gran variedad de módulos de

comunicación disponible. Los puertos RS485 permiten el acceso independiente al personal de

ingeniería y operaciones. Todos los puertos seriales utilizan el protocolo Modbus RTU. Los puertos

RS485 pueden ser conectados a sistemas con una velocidad de transmisión de hasta 115.2 kbps. El

puerto RS232 posee una velocidad de comunicación fija de 19.2 kbps. Existen módulos de

comunicación opcionales disponibles los cuales incluyen una interfaz Ethernet 10Base-F la cual puede

ser usada para proporcionar comunicación rápida y confiable en ambientes con contaminación de ruido.

Otra opción proporciona dos puertos de fibra óptica 10Base-F para obtener redundancia. El puerto

Ethernet soporta protocolos MMS/UCA2, Modbus/TCP, y TFTP y permite el acceso al relé a través de

Internet vía cualquier navegador de Internet estándar (página web del T60). El protocolo IEC 60870-5-

104 esta soportado por el puerto Ethernet. Los protocolos DNP 3.0 y IEC 60870-5-104 no pueden

funcionar simultáneamente.

VI.2.1 DESCRIPCIÓN DEL RELEVADOR GE T60 INSTALADO EN LA SUBESTACIÓN


El equipo GE T60 dispone de una serie de funciones de protección y de funciones adicionales. El

hardware y firmware del equipo están diseñados y preparados para estás funciones. Aparte de esto, las

funciones de mando pueden ser adaptadas a las o deshabilitar funciones determinadas o modificar la

funcionalidad conjunta de las mismas. Entre las funciones principales del relevador GE T60 destacan

las siguientes:

Protección diferencial de transformador (87T)

Protección de falla a tierra restringida


Protección de frecuencia (81)

Protección de sobreexcitación (24)

Protección de tensión (27/59)


175


como son la protección principal (diferencial porcentual), protección de sobrecorriente de fases y tierra

(50/51N), (50/51P).


En la Fig. VI.2.1 se muestra el panel frontal donde se encuentran los botones de control del relevador,



entradas / salidas como se muestra en la Fig. VI.2.1

Fig. VI.2.1 Diagrama de panel frontal y posterior del relevador GE T60


176

El esquema utilizado para la protección de transformador con el relevador GE T60 cumple con la

especificación de Comisión Federal de Electricidad V6700-62 como PP2, el cual contiene las

funciones adicionales de sobrecorriente de fases y tierra.

En la figura VI.2.2 se dibuja el esquema de protección del relevador SEL 387 utilizado como protección

diferencial de transformador (87T) utilizado como protección principal del transformador en arreglo de la

subestación interruptor y medio. Se dibuja el alambrado de las señales analógicas de corrientes

necesarias para implementar la función (87T) las cuales son las corrientes del lado alta de interruptor

propio y medio, lado baja, terciario del transformador y 51N (señal tomada del TC de neutro del lado alta

del transformador), debido a la aportación de corrientes de barra 1 y barra 2 se conectan en paralelo

los transformadores de corriente de interruptor de barra 1 y los TC’S del interruptor medio del tal forma

que el relevador tiene una sola medición de corriente en lado alta para cualquier condición.


(Fase A, Fase B, Fase C) para interruptor propio y medio de la línea, interruptor de lado baja,

interruptor de amarre del lado 230KV, los arranques de 50FI para los 4 interruptores, los disparos

transferidos al relevador 86T el cual a su vez envía disparos y bloqueos a los 4 interruptores, el disparo

general (87T) al MCAD y al registrador de disturbios (RD). Dentro de la lógica de disparo del relevador

se deben considerar los disparos de mecánicos como son disparo por relevador Buchholz, disparo por

sobrepresión, disparo por alta temperatura de devanados.

En cuanto a las entradas binarias del relevador SEL 387 se configuran entradas necesarias para

completar el esquema de protección de transformador, recepción de disparos mecánicos de las tres

fases más la de reserva, los cuales son:

Disparo por temperatura de devanados (49T), aceite (26Q)

Disparo por sobrepresión del tanque principal (63PR)

Disparo por sobrepresión del cambiador de derivaciones (63PR)

Se asigna una entrada para modo prueba del relevador y una entrada para supervisión de anormalidad

de la protección PT1, ver figura VI.2.2


177

Figura VI.2.2 Alambrado del esquema de protección del relevador GE T60 implementado en la subestación Manzanillo SF6

como protección de línea en esquema de Interruptor y Medio.

VI.2.2 AJUSTES Y PROGRAMACIÓN DEL RELEVADOR GE T60

Para realizar la configuración de ajustes de protecciones y programación del relevador GE T60 es


mediante el software de configuración Enervista, debido a esto, a continuación se describre desde el

procedimiento de comunicación con el relevador GE T60 hasta carga de ajustes de protección y

configuración de entradas y salidas binarias del rele implementado para el esquema de línea en 400KV

en la Subestación eléctrica Manzanillo SF6 acorde a la figura VI.2.3.

El primer requerimiento es tener instalado en una PC el software Enervista y el controlador del rele GE

T60 para poder establecer la comunicación PC-RELEVADOR. Una vez instalado el software en la PC,

es necesario un cable de comunicación RS232 (directo) con la siguiente configuración.


178

Figura VI.2.3. Configuración del cable de comunicación PC-RELEVADOR



diferentes ajustes que se requirió configurar, por lo que es necesario abril el Enervista generar un

equipo GE T60 y abrirlo para poder trabajar sobre el, de esta forma encontraremos los ajustes

presentados en la tabla VI.2.1

Tabla VI.2.1 Descripción de ajustes utilizados en el relevador GE T60 para el esquema de línea en cuestión.


DEVICE DEFINITION

Se muestra información general del relevador,

tales como numero de parte, numero de serie y

la versión del mismo

Estos datos no son editables y solo

información del equipo.

PRODUCT SETUP

Dentro de esta ventana de ajustes se

configuran alunas características funcionales

del equipo como son la configuración de

oscilografías, eventos, protocolos de

comunicación y una parte de configuración de

los led’s.

SYSTEM SETUP

Se realiza la configuración de los datos de la

red como frecuencia, secuencia de fases, los

datos del transformador de potencia, asignación

de las fuentes de corrientes, etc.

Las fuentes se pueden asignar para lado

alta, baja o terciario y en la sección del

transformador se determina y grupo

vectorial, numero de devanados y se

determina la compensación de las

corrientes.

FLEXLOGIC

Dentro de esta ventana es posible realizar

lógicas de operación para fines de protección,

también dentro de la misma se pueden

temporizar las señales mediante TIMERS, se

pueden configurar también las teclas de función

del relevador.

Dentro de esta ventana de trabajo se

realizaron todas las lógicas de operación,

que son los disparos de fase para la

protección diferencial y los disparos

mecánicos al 86T.

GROUPED ELEMENTS

El relevador T60 contiene dentro de esta

ventana 6 grupos de ajustes de los cuales para

nuestro caso solo se utilizo el grupo1. Dentro

Dentro de la función diferencial se

habilita la diferencial porcentual y la

función instantánea y respecto a la


179

de este grupo solo habilitamos las funciones de

protección diferencial y las de sobrecorriente de

fases y de tierra.

sobrecorriente solo se habilita la

sobrecorriente a tierra que es la que se

toma del TC del neutro del

transformador.

CONTROL ELEMENTS

En la ventana de control es posible dar de alta

las funciones adicionales de control, cambio de

grupo de ajustes, los esquemas de

teleprotección (en caso de habilitar el relevador

con función de distancia) y verificación de

sincronismo.

Para nuestro caso de estudio no se

habilito ninguna de estas funciones.

IN PUTS/OUTPUTS

Dentro de esta ventana de ajustes se definen

las entradas y salidas binarias del relevador

según la figura 6.2.1 y adicionalmente es

posible nombrar las salidas virtuales que son la

resultante de la lógicas Flexlogic.

VI.2.3 PRUEBAS DE PROTECCIÓN A LA PROTECCIÓN DIGITAL DE TRANSFORMADOR

GE T60

Las pruebas realizadas a la protección GE T60 se realizo acorde a las funciones de protección


256-6 y se utilizan los módulos DIFFERENTIAL y QUICK CMC para realizar el faseo de las corrientes

y potenciales.







Verificar los disparos y bloqueos transferidos por 86T a los dos interruptores de alta y los dos de baja tensión,

Verificar cuidadosamente los interdisparos, es decir los disparos y señales entre gabinetes PCYM tales como arranques a 50FI de los interruptores en cuestión.


180

Para realizar las pruebas de protección diferencial de transformador GE T60 utilizamos el Módulo

OMICRON CMC 256-6 descrito en el capítulo 2 y se realizan las pruebas de la protección que se

encuentran activas en el relevador según la tabla V.1.1 en el relevador GE T60 se realizan las

pruebas de protección siguientes:


Protección de sobrecorriente temporizada para lado alta del transformador (51H).

Protección de sobrecorriente temporizada para lado baja del transformador (51L).

Protección de sobrecorriente temporizada para el terciario del transformador (51T).

Protección de sobrecorriente temporizada para el neutro del transformador (51N).

Las cinco protecciones mencionadas están contenidas en el relevador GE T60 y a continuación se

realiza una descripción y resultado de las pruebas realizadas para cada una de estas funciones.

PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR (87T)

Como ya se indico anteriormente la función principal del relevador GE T60 es la protección diferencial

de sobrecorriente y como tal se prueban los umbrales de operación para lado alta, baja y terciario del

transformador resultando satisfactorios y con tiempos de operación de 20 a 25ms, por otro lado se

realizan las pruebas de la pendiente de operación en relación a sus valores de ajuste (25% y 50%)

para pendiente 1 y dos respectivamente, ver figura VI.2.4. Donde se muestran los puntos de prueba

dentro de la zona de operación y bloque resultando correctos.


181

Figura VI.2.4 Prueba de la característica de operación del relevador GE T60

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE TEMPORIZADA PARA LADO ALTA DEL

TRANSFORMADOR (51H)

Dentro de las pruebas realizadas al relevador 51H se verifico que el relevador disparara correctamente

a los interruptores de lado alta y lado baja del Autotransformador y se verifica el retardo de tiempo de

sus disparos según la característica de operación, para este caso una curva SEL U4 extremadamente

inversa. Ver figura VI.2.5.

Figura VI.2.5 Prueba de la característica de operación de 51H en el relevador GE T60


182

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE TEMPORIZADA PARA LADO BAJA DEL

TRANSFORMADOR (51L)

Dentro de las pruebas realizadas al relevador 51L se verifico que el relevador disparara correctamente

al interruptor de lado baja del Autotransformador y se verifica el retardo de tiempo de sus disparos

según la característica de operación, para este caso una curva SEL U4 extremadamente inversa. Se

verifica que sus tiempos de disparo tengan el retardo suficiente para permitir la operación de la

protección principal en caso de falla en el banco y permitir la operación de la protección de los

alimentadores, Ver figura VI.2.6.

Figura VI.2.6 Prueba de la característica de operación de 51L en el relevador GE T60

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE TEMPORIZADA PARA EL TERCIARIO DEL

TRANSFORMADOR (51T)

Dentro de las pruebas realizadas al relevador 51T se verifico que el relevador disparara correctamente

para todas las fallas entre fases al relevador 86T para disparar los interruptores de lado baja y alta del

Autotransformador y se verifica el retardo de tiempo de sus disparos según la característica de

operación, para este caso una curva SEL U4 extremadamente inversa. Se verifica que sus tiempos de

disparo tengan el retardo suficiente para permitir la operación de la protección principal en caso de falla

en el banco y permitir la operación de la protección de los servicios propios conectados en el devanado

del terciario del banco, Ver figura VI.2.7.


183

Figura VI.2.7 Prueba de la característica de operación de 51T en el relevador GE T60

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE TEMPORIZADA PARA EL NEUTRO DEL

TRANSFORMADOR (51N)

Se prueba la protección de sobrecorriente a tierra conectada en el TC del neutro del devanado

primario del transformador, el cual se verifica que dispare al los interruptores del lado alta y baja del

transformador, se realizan las pruebas de retardo de tiempo de la curva de operación en coordinación

con la protección principal, con las protecciones del bus de lado alta del transformador y con las

protecciones de tierra de la línea de alta tensión, se verifica la operación bajo situación fuera de paso

del cambiador de Tap por arriba de dos pasos de diferencia y se verifica la no operación por corriente

residual generada por el polo abierto durante la secuencia de recierre monopolar en las líneas

adyacentes, ver figura VI.2.8.

Figura VI.2.8. Prueba de la característica de operación de 51NT-H en el relevador GE T60


184

CAPITULO VII

PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO DEL ESQUEMA DE BARRAS 400 KV DB-IM-SX

VII.1 DESCRIPCIÓN, AJUSTES Y PROGRAMACIÓN DEL RELEVADOR, PRUEBAS DE

PROTECCIÓN A LA PROTECCIÓN DIGITAL DE BARRAS SEL 487B EN ARREGLO INTERRUPTOR

Y MEDIO 400 KV, BARRA 1 Y BARRA 2.

La red eléctrica de la CFE en la República Mexicana tiene la misión de garantizar un servicio de energía

eléctrica con calidad y continuidad, para lograr esto se requiere que los equipos primarios sean

protegidos adecuadamente en caso de presentar alguna falla y desconectarlos lo más rápido posible del

sistema eléctrico de potencia.

En el caso de los buses o barras estos son los puntos en la red donde se conectan varios circuitos, que

pueden ser generadores, transformadores, líneas de transmisión, capacitores y reactores. Los buses

manejan grandes cantidades de energía del orden de 2000 MW y es precisamente por esta causa que

los hace ser uno de los equipos primarios que afectan significativamente la estabilidad de un sistema en

caso de no librarse rápidamente una falla en el Bus.

En este documento se presenta la experiencia en la aplicación de la protección diferencial digital tipo

SEL487B en buses de alta tensión de 115,230 y 400 kV de la red de la CFE.

En lo que se refiere a la filosofía de protecciones de barras que se ha adquirido durante el manejo de

las protecciones de distintas tecnologías desde los esquemas electromecánicos, estáticos y digitales en

un periodo de 1989 al 2008 se puede comentar que : “Se debe poner en servicio una protección

diferencial de barras cuando la nueva tecnología este bien asimilada y manejada por quien tenga la

mayor experiencia en el esquema, de no ser así es mejor que se espere a tener la capacitación y el

adiestramiento necesario para que el nuevo esquema sea confiable”.

Otro punto de la filosofía de protección de barras es que la protección debe dar la flexibilidad al arreglo

de barras para que este se maneje sin limitaciones y que cumpla el arreglo con las necesidades

operativas del Sistema Eléctrico de Potencia.


185

VII.1.1 DESCRIPCIÓN DEL RELEVADOR SEL 487B INSTALADO EN LA SUBESTACIÓN


El relevador SEL 487B que se instaló en la subestación eléctrica manzanillo contiene una gran

variedad de funciones, aunque cabe mencionar que por el esquema de protección implementado solo

se utilizo la función 87B, algunas de las funciones adicionales son:

Protección diferencial de barras (87B)

Protección de tensión (27/59)

Protección contra falla de interruptor (50FI)



En la Fig. VII.1.1 se muestra el panel frontal donde se encuentran los botones de control del relevador,



adicional de entradas / salidas como se muestra en la Fig. VII.1.1


186

Fig. VII.1.1 Diagrama de panel frontal y posterior del relevador SEL 487B

El esquema utilizado para la protección de comparación direccional con el relevador SEL 487B cumple

con la especificación de Comisión Federal de Electricidad V6700-62.

En la figura VII.1.2 se dibuja el esquema de protección del relevador SEL 487B utilizado como

protección diferencial de barras (87B) que es adecuado para el arreglo de la subestación interruptor y

medio, ya que para un arreglo de este tipo se considera la configuración como si se tratara de una barra

sencilla ya que el esquema no toma en cuenta al interruptor medio. Se dibuja el alambrado de las

señales analógicas de corrientes para implementar la función (87B), para cubrir el requerimiento de las

9 bahias fue necesario implementar el esquema con dos relevadores (cada uno con 18 entradas de

corrientes) dando un total de 36 entradas de corrientes, de las cuales solo se utilizaron 27 (tres entradas

por bahía), se conectan las fases A y B en un rele y la fase C en el sobrante, ver figura VII.1.2.

Debido a que la barra a proteger contiene dos interruptores de acople se considera necesario

implementar la protección diferencial con dos zonas de protección, una zona para disparar la nueva

barra y un interruptor de acople y otra zona para proteger la conexión entre los dos acoples sin

necesidad de desconectar toda la barra.

Dentro del esquema de protección se considera necesario implementar los disparos y bloqueo

sostenido a través de un relevador 86B y un relevador para disparo por falla de interruptor de cualquier

bahía el cual para este caso es un 86BU.


187

Figura VII.1.2 Alambrado del esquema de protección del relevador SEL 487B implementado en la subestación Manzanillo

SF6 como protección diferencial de barras en 400KV.

VII.1.2 AJUSTES Y PROGRAMACIÓN DEL RELEVADOR SEL 487B.

Para realizar la configuración de ajustes de protecciones y programación del relevador SEL 487B es



continuación se describe desde el procedimiento de comunicación con el relevador SEL 487B hasta



VII.1.2.


controlador de relé SEL 487B para poder establecer la comunicación PC-RELEVADOR. Una vez


configuración.



188

Figura VII.1.3. Conexión entre PC y relevador mediante el cable RS232 con la configuración mostrada.


implementaron en el SEL 487B, ver tabla VII.1.1

Tabla VII.1.1 Descripción de ajustes implementados en el relevador SEL 487B para el esquema de línea en cuestión.


8901 N/O CONTACT INPUT -

DS01=IN201 8901 N/C CONTACT

INPUT - DS01 =IN202

89ALP01 DS01 ALARM PICKUP

DELAY=300 CYC

Se direcciona la posición de cuchillas

a una entrada para cuando se

encuentra abierta.

El tiempo de pickup definido con

89ALP01 es el periodo transitorio en

el que debe permanecer la cuchilla

entre abierta y cerrada, al hacer un

movimiento de la cuchilla. También

opera la cuchilla en progreso con

89OIP01.

Cada posición se asigna a una

entrada y en los a ALIAS se asigna el

nombre de cada cuchilla

ZONE CONFIGURATION PTR01

PTR1=2000 PTR2=2000

PTR3=2000 CURRENT

TRANSFORMER RATIOS CTR01

CURRENT TRANSFORMER RATIO

I01………I18

Relación de transformación de

potenciales y corrientes.

Normalmente se usa para 115kv

1000/1, en 230kv 2000/1 y en 400 kv

3500/1 La relación de

transformación de corriente IO1 se

debe asignar de acuerdo con el

nombre del alias.


189

TERMINAL BUS-ZONE

CONNECTIONS BLOCK 1

TERMINAL I01 BUS-

ZONE BUS_1

BZ1 CONNECT I01-BZ1 "Y"

POLARITY I01-BZ1

P

I01BZ1V TERMINAL TO BUS

CONNECTION LOGIC.

BLOCK 2 TERMINAL I01 BUS-

ZONE BZ2 BUS-2 CONNECT

I01-BZ2

POLARITY I01-BZ2

P

I01BZ2V TERMINAL TO BUS

CONNECTION LOGIC.

89A02 OR 89A03 AND PB1_LED

AND NOT PB4_LED

Conexión de la corriente de la fase A

de la terminal IO1. Se define que

el bus 1 es BZ1.

Se pregunta si la corriente I01 esta

conectada al BUS 1. "Y".

Se ajusta a P si la polaridad PI de los

TC'S esta orientada hacía el BUS1 y

a la estrella en el secundario esta en

la polaridad.

Lógica de conexión de la terminal al

BUS 1:

Si es el caso de Bus principal Bus

auxiliar con interruptor de amarre, la

conexión al Bus 1 se define como:

89A01 AND PB1_LED AND NOT

PB4_LED

En este block se conecta la terminal

al BUS 2. Se pregunta

si la terminal de corriente IO1 se

conecta al BUS2. "Y"

Se ajusta a P si la polaridad PI de los

TC´S esta orientada hacia el BUS2 y

la estrella en el secundario esta en la

polaridad.

Lógica de conexión de la terminal al

BUS2: si es el caso de

bus principal y auxiliar con interruptor

de amarre, la conexión al bus 2 se

define como: 89A02 AND PB1_LED

AND NOT PB4_LED.

Mediante este ajuste se define la

interconexión entre los buses 1 y 2.

Mediante este ajuste se define la

interconexión de buses. Cuando

ambas cuchillas, la de bus 1 y bus 2

y los buses están interconectados por

cuchillas.

Se tiene que definir como están

conectadas las 18 corrientes en el

módulo SEL 487.

Esto indica que la cuhilla 89A01 esté

cerrada hacia el BUS 1 y que la

protección este habilitada en servicio

con el botón PB1 y que no esté en

modo prueba.

Esto indica que la cuchilla 89A02 o la

de transferencia 89A03 estén

cerradas hacia el BUS 2 (una a la

vez) y que en la protección este

habilitada en servicio con el botón

PB1 y que no este en modo prueba

con el botón PB4.


190

BUS TO BUS ZONE CONNECTIONS

BLOCK 1 BUS-ZONE BZ1 BUS_1

BUS-ZONE BZ2 BUS_2 CONNECT

BZ1-BZ2

Y

BZ1BZ2V BUS TO BUS

CONNECTION LÓGIOC [ 89A01

AND 89A02] OR [89A04 AND

89A05] OR [89A07 AND 89A08]

OR [89A10 AND 89A11]

TERMINAL TO BE REMOVED

WHEN BZ1 Y BZ1 MERGED I11, I13

TRIP SELECTED TERMINAL

ABOVE Y

Cuando se interconectan los buses

se convierte la protección en una sola

barra y entonces debemos remover

de la protección de barras las

corrientes del interruptor de amarre.

Esto se debe verificar en las

conexiones de las corrientes y los

ALIAS asignados para que sea

correcta la selección de corrientes a

desconectar. Se define si

queremos que se disparen las

terminales seleccionadas durante el

proceso de bus interconectado en

este ejemplo se disparan todas las

terminales de Bus 1 y Bus 2.

ZONE SUPERVISION E87ZSUP

DIFFERENTIAL ELEMENTE ZONE

SUPERVISION (Y,N) Y Z1S ZONE

1 SUPERVISION DIFF_EN

Z2S ZONE SUPERVISION DIFF_EN

FACTORES DE NORMALIZACION

DE CORRIENTE

TAP01=5

TAP02=5

TAP18=5

Supervisión de zona del elemento

diferencial. En este se ajusta

habilitarse o no.

Se habilita la función de supervisión

de Zona 1 al estar la protección

diferencial de barras en servicio.

Se habilita la función de supervisión

de Zona 2 al estar la protección

diferencial de barras en servicio.

El cálculo de TAP es:

TAP=(RTC MAYOR X 5) RTC

MENOR

La supervisión de Zona es para

supervisar los buses como un todo y

ayuda a detectar alguna anormalidad

en la sumatoria de corrientes.


191

S87P Corriente de pick-up del elemento

sensible

Se recomienda poner valores bajos

para mayor sensibilidad de la

protección.

87STPU Temporizador del elemento sensible Con este temporizador se define el

tiempo en que el elemento sensible

debe permanecer operado para

enviar el bloque del elemento

diferencial.

087P Corriente de pick-up del elemento

diferencial restringido

ECSL Lógica de seguridad en el interruptor

de amarre de buses

ETOS Terminales fuera de servicio

TRIP LOGIC Lógica de disparo

ULTR1, ULTRn Función para sellar el disparo

TDURD Tiempo que dura el disparo en ciclos

ER EVENT REPORT TRIGGER

EQUATION

Ecuación para arrancar el reporte de

eventos.

PROTECTION LOGIC 1

PLT01S:=PCT02Q AND NOT

DIFF_EN # DIFFERENTIAL

ENABLED

PROTECTION LATCH BIT que

habilita que la protección este en

servicio al estar en modo ON con un

tiempo de salida determinado por

PCT02Q.

PLT01R:=PB1_PUL AND DIFF_EN Boton que deshabilita la protección al

estar la protección el LATCH bit en

OFF

OUT101………………205 Se configuran las salidas de acuerdo

a los disparos se van a enviar.

LED 1 ………..LED16 Tienen la programación de fabrica, la

cual se recomienda se conserve.

SER POINTS Mediante el SER elegimos que

señales nos interesan monitorear

EVENT REPORTING

LER=15

PRE=1

Longitud del evento en ciclos

Longitud de la prefalla en ciclos.

EVENT RECORDING DIGITALS Estas son las señales que deseamos

que se activen en el registro

oscilográfico


192

VII.1.3 PRUEBAS DE PROTECCIÓN A LA PROTECCIÓN DIGITAL DIFERENCIAL DE

BARRAS SEL 487B.

Las pruebas realizadas a la protección SEL 487B se realizo acorde a las funciones de protección


256-6 y se utilizan los módulos DIFFERENTIAL y Quick CMC, realizar el faseo de las corrientes y

potenciales.







Verificar los disparos transferidos al gabinete a todas la bahías tales como los disparos y bloqueos (86B).

Verificar cuidadosamente los interdisparos, es decir los disparos y señales entre gabinetes PCYM tales como son los disparos y, arranques de recierre, arranques de sincronismo, etc. Bloqueos (86BU).

Para realizar las pruebas de protección diferencial utilizamos el Módulo OMICRON CMC 256-6 descrito

en el capítulo 2 y se realizan las pruebas de la protección que se encuentran activas en el relevador

según la tabla VI.1.1

El relevador SEL 487B se realizan las pruebas de umbrales de disparo para cada una de las bahías,

tales pruebas se realizaron mediante una rampa de incrementos de corriente hasta llegar al disparo, ver

figura VII.1.4.


193

Figura VII.1.4 Rampa para probar el umbral de disparo de cada bahía.

Otra pruebas sobresaliente para este esquema de protección fue simular una falla en zona uno y

verificar los disparos a todas las bahias y un acople, posteriormente simular una fallas en zona 2 y

verificar el disparo únicamente en el acople mientras que las demas bahias quedan dentro de

operación. Ver figura VII.1.5.


194

Figura VII.1.5 Pruebas de disparo para zona 1 y zona 2 de la diferencial de barras de 400KV.

Otra de las pruebas claves para asegurar la correcta operación del esquema de protección diferencial

de barras es generar la característica de operación para la pendiente 1 de 60% y 2 de 80% y realizar

la búsqueda de puntos de prueba dentro y fuera de la pendiente, en la figura VII.1.6 se muestran las

pruebas de pendiente realizadas para las diferencial de barras de 400KV S.E Manzanillo SF6.


195

Figura VII.1.6 Pruebas realizadas de pendiente a 60% y 80% de la diferencial de barras SEL 487B


196

VII.2 Análisis de costos de puesta en servicio para el esquema de protección.

De acuerdo a los diferentes esquemas de protección es necesario realizar una evaluación de costos de puesta en

servicio en el que se tienen que tomar en cuenta diferentes consideraciones como son los costos por hora de un

ingeniero de puesta en servicio y los consumos diarios, los costos de un técnico más diferentes conceptos que se

describen a continuación:

Costo de renta de automóvil por día y el combustible de acuerdo a los recorridos diarios.

Los costos de transporte y mensajería.

Los costos diarios del equipo de pruebas de relevadores.

Los costos de telefonía.

Tomando en cuenta las consideraciones anteriores se muestra un ejemplo de los costos aproximados para

realizar la puesta en servicio de la subestación eléctrica Manzanillo SF6.

CANTIDAD

DE

BAHIAS

BAHIA DIAS

CONSIDERADOS

POR BAHIA

COSTOS POR

BAHIA

COSTOS POR

EL TOTAL DE

BAHIA

5

LT-A-85-21-IM-

IN 10 DIAS $116,465.00 $582,325.00

3

LT-9-87-87-IM-

IN 10 DIAS $116,465.00 $349,395.00

1 TT-IM-PA-IN 15 DIAS $165,687.00 $165,687.00

3 DB-IM-SX 15 DIAS $165,687.00 $497,061.00

TOTAL DE

PUESTA EN

SERVICIO $1,594,468.00


197

CONCLUSIONES

El constante crecimiento en la demanda de energía en nuestro país, y el compromiso de la empresa

suministradora de energía de tener las menos interrupciones del servicio eléctrico, ha obligado a esta a

modernizar sus subestaciones en cuanto a equipo primario y a sus sistemas de protección y medición,

de tal forma que se está llegando a tener el más moderno sistema de protección y control entre

dispositivos electrónicos inteligentes.


198

BIBLIOGRAFÍA

- Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia para Ingenieros (SEL University)

- Protección de Sistemas Eléctricos (Samuel Ramírez Castaño) Primera Edición

- Siemens Application for SIPROTEC Protection Relays

- Manual Siemens 7SD522 V 4.60 Protección diferencial de Línea

- Manual SEL 487B Protección Diferencial de Barras

- Manual SEL 387 Protección Diferencial de transformador.

- Manual Omicron CMC 256 (Operations Manual)

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