tesis sel 421

IINNSSTTIITTUUTTOO PPOOLLIITTÉÉCCNNIICCOO NNAACCIIOONNAALL

EESSCCUUEELLAA SSUUPPEERRIIOORR DDEE IINNGGEENNIIEERRÍÍAA MMEECCÁÁNNIICCAA YY EELLÉÉCCTTRRIICCAA

UNIDAD PROFESIONAL “ADOLFO LÓPEZ MATEOS”

DDIISSEEÑÑOO YY LLÓÓGGIICCAA DDEELL RREELLEEVVAADDOORR SSEE LL-- 442211

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QQUUEE PPAARRAA OOBBTTEENNEERR EELL TTÍÍTTUULLOO DDEE

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Diseño y Lógica del Relevador SEL-421

i

AGRADECIMIENTOS Gracias a mis padres Rosario Hernández y Luis Martínez por darme la vida y permitirme estar en donde estoy y ser lo que soy, también agradezco a mi hermana Verónica y a mis tías Lili, Vicky e Isa porque han sido parte fundamental para mi desarrollo, tanto personal como profesional y a mis amigos que han estado conmigo en las buenas y en las malas. Agradezco a los profesores por los conocimientos que dejaron en mí, a los profesores Evaristo Velázquez Cázarez y David Sebastián Baltazar, que gracias a su colaboración y ayuda hicieron posible la realización de esta tesis.

Luis Adrián. Quiero agradecer a toda mi familia por el apoyo incondicional durante toda mi vida y mi carrera, a mi madre por siempre creer en mí y a mi hermana por ayudarme siempre que lo necesite. Al Ingeniero Evaristo que nos ayudo durante toda la realización de este trabajo sin esperar nada a cambio, al Doctor David Sebastian por su tiempo y al Ingeniero Héctor López que fue un gran apoyo para mi formación. Y finalmente agradezco a Dios por brindarme la oportunidad de estudiar y de regresar a mi casa con mucho orgullo.

Arturo. Mis más grandes agradecimientos a mis padres: Rosa Martínez Lemus Amado Velázquez Orduña Por brindarme el apoyo durante todos estos años, así como sus consejos y ejemplos para seguir en el camino del estudio y el trabajo. Al Ing. Evaristo Velázquez Cazares y al Dr. David Sebastián Baltazar que compartieron su conocimiento para hacer posible la realización de esta tesis.

Gustavo.


ii

ÍNDICE Página Agradecimientos................................................................................................... i Índice general………………………………………………………………………….. ii Índice de figuras……………………………………………………………………….. vi Índice de tablas……………………………………………………………………….... x Resumen………………………………………………………………………………... xi

1 CAPÍTULO 1.- INTRODUCCIÓN 1 1.1 Objetivo………………………………………………………………………..... 1 1.2 Alcances………………………………………………………………………… 1 1.3 Justificación…………………………………………………………………...... 2 1.4 Estructura……………………………………………………………………….. 3 1.5 Antecedentes…………………………………………………………………… 4

2 CAPÍTULO 2.- PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 7 2.1 Introducción………………………………………………………………… 7 2.2 Protección de líneas de transmisión…………………………………….. 7 2.3 Principio de operación de las protecciones de distancia……………… 8 2.3.1 Zonas de protección………………………………………………………. 10 2.3.1.1 Ajustes de la zona 1………………………………………………………. 10 2.3.1.2 Ajustes de la zona 2………………………………………………………. 10 2.3.1.3 Ajustes de la zona 3………………………………………………………. 11 2.3.1.4 Ajuste de alcance hacia atrás y de otras zonas……………………….. 12 2.4 Características de los relevadores de distancia en el plano complejo. 12 2.4.1 Relevador tipo impedancia……………………………………………….. 12 2.4.2 Relevador tipo reactancia…………………………………………………. 13 2.4.3 Relevador tipo mho………………………………………………………... 14 2.4.4 Relevador con características poligonales……………………………… 15 2.5 Impedancia aparente vista por un relevador de distancia…………….. 16 2.5.1 Representación de las potencias P y Q del sistema en un diagrama

R-X…………………………………………………………………………... 16

2.6 Impedancia vista por los relevadores de distancia ante diferentes tipos de fallas……………………………………………………………….

17

2.6.1 Falla de fase a fase………………………………………………………... 18


iii

2.6.1.1 Impedancia de falla vista por el relevador Rbc ante una falla bifásica entre bc……………………………………………………………………..

19

2.6.1.2 Impedancia de falla “vista” por el relevador Rab ante una falla bifásica b-c………………………………………………………………….

20

2.6.1.3 Impedancia de falla “vista” por el relevador Rca ante una falla bifásica b-c………………………………………………………………….

20

2.6.2 Falla de doble línea a tierra………………………………………………. 21 2.6.3 Falla de línea a tierra……………………………………………………... 22 2.6.3.1 Impedancia “vista” por el relevador rag ante una falla de fase a tierra

a-g…………………………………………………………………………… 23

2.6.3.2 Impedancia “vista” por el relevador rbg ante una falla de fase a tierra b-g……………………………………………………………………………

24

2.6.3.3 Impedancia “vista” por el relevador rcg ante una falla de fase a tierra c-g……………………………………………………………………………

25

2.6.4 Falla trifásica……………………………………………………………….. 26 2.7 Condiciones adversas que impactan negativamente la operación de

los esquemas de protección……………………………………………… 28

2.7.1 Lógica de inversión de corrientes……………………………………….. 28 2.7.2 Recierre automático de líneas de transmisión…………………………. 28 2.7.3 Conceptos generales de recierre monopolar…………………………… 29 2.7.3.1 Ventajas de la aplicación del disparo-recierre monopolar…………….. 29 2.7.3.2 Desventajas de la aplicación del disparo y recierre monopolar………. 30 2.7.4 Protección contra oscilaciones de potencia…………………………….. 32 2.7.4.1 Bloqueo contra oscilaciones de potencia……………………………….. 33 2.8 Esquemas de teleprotección……………………………………………… 33 2.8.1 Esquema de disparo transferido permisivo de sobrealcance (POTT).. 34 2.9 Diseño y evaluación del elemento direccional………………………….. 37 2.9.1 Determinación de la dirección de la falla………………………………... 37 2.9.1.1 Fallas a tierra hacia atrás y los elementos de distancia de tierra…….. 38 2.9.1.2 Fallas de fase a fase hacia atrás y los elementos de distancia de

fase………………………………………………………………………….. 38

2.9.1.3 Falla trifásica hacia atrás y los elementos de distancia de fase……… 38 2.9.1.4 Características de la forma cuadrilateral de los relevadores de

distancia de tierra………………………………………………………….. 39

2.9.1.5 Diseño del elemento direccional de fase………………………………... 39 2.9.1.5.1 Respuesta a fallas monofásicas utilizando T32P………………………. 40 2.9.1.5.2 Respuesta al voltaje cero ante fallas trifásicas…………………………. 40 2.9.1.5.3 Elemento direccional de fase para fallas desbalanceadas……………. 40 2.9.1.6 Diseño de un elemento direccional de tierra……………………………. 42 2.9.1.6.1 Selección de entradas a los elementos direccionales a tierra………... 42 2.9.1.6.2 Cantidades de secuencia como entradas a los elementos

direccionales a tierra………………………………………………………. 42

2.9.1.6.3 Elemento direccional de tierra polarizado con voltaje de secuencia cero…………………………………………………………………………..

43


iv

2.9.1.6.4 Elemento direccional de tierra polarizado con corriente de secuencia cero…………………………………………………………………………..

43

2.9.1.6.5 Elemento direccional a polarizado de secuencia cero aplicado en líneas paralelas……………………………………………………………..

44

2.10 Conclusiones……………………………………………………………….. 45

3 CAPÍTULO 3.- CARACTERÍSTICAS DEL RELEVADOR SEL-421 46 3.1 Introducción………………………………………………………………… 46 3.2 Elementos de alta velocidad……………………………………………… 46 3.2.1 Filtro analógico pasabajos y conversión analógica digital…………….. 47 3.2.2 Filtrado digital………………………………………………………………. 47 3.2.2.1 Requisitos del filtrado digital……………………………………………… 47 3.2.3 Discriminación direccional y selección del tipo de falla………………... 51 3.2.4 Elementos mho de medio ciclo…………………………………………… 57 3.3 Diseño de los elementos de distancia…………………………………… 59 3.3.1 Lógica de la zona 1 de fases……………………………………………... 64 3.3.2 Lógica de la zona 2 de fases……………………………………………... 70 3.3.3 Lógica de las zonas 3, 4 y 5 de fases…………………………………… 72 3.3.4 Elementos mho de distancia de tierra…………………………………… 74 3.4 Características cuadrilaterales…………………………………………… 75 3.5 Ángulo de no homogeneidad…………………………………………….. 79 3.6 Lógica de invasión de carga……………………………………………… 81 3.7 Lógica de transitorios por CVT y SIR alto………………………………. 83 3.8 Elementos direccionales de falla a tierra………………………………... 84 3.9 Carga conectada en delta………………………………………………… 92 3.10 Elementos de sobrecorriente……………………………………………... 94 3.11 Detección de polo abierto…………………………………………………. 98 3.12 Esquemas de disparo asistido por comunicaciones…………………… 99 3.13 Lógica de disparo………………………………………………………….. 101 3.13.1 Lógica de disparo por cierre bajo falla…………………………………... 102 3.13.2 Lógica de disparo incondicional vía ecuación TR……………………… 103 3.13.3 Lógica de disparo por comunicación……………………………………. 105 3.13.4 Reestablecimiento del disparo…………………………………………… 113 3.14 Líneas con compensación serie…………………………………………. 114 3.14.1 Transitorios de alta frecuencia…………………………………………… 116 3.14.2 Transitorios de baja frecuencia…………………………………………... 116 3.14.3 Lógica para líneas compensadas del relevador SEL-421…………….. 117 3.14.4 Supervisión direccional de secuencia negativa………………………… 120 3.15 Recierre…………………………………………………………………….. 124 3.15.1 Lógica de polo abierto…………………………………………………….. 126 3.15.2 Recierre tripolar……………………………………………………………. 128 3.15.3 Ajustes de disparo…………………………………………………………. 129


v

3.15.3.1 Ajustes del disparo tripolar……………………………………………….. 129 3.15.3.2 Ajustes del disparo monopolar…………………………………………… 130 3.16 Conclusiones……………………………………………………………….. 131

4 CAPÍTULO 4.- APLICACIONES DEL RELEVADOR SEL-421 PARA LA

PROTECCIÓN DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN 132

4.1 Características de la línea de protección Temascal Dos a

Puebla Dos…………………………………………………………………. 132

4.2 Ajustes del relevador SEL 421…………………………………………… 133 4.3 Pruebas al relevador SEL 421……………………………………………. 142 4.3.1 Operación del relevador ante diferentes tipos de fallas……………….. 143 4.2.1.1 Falla trifásica al 50% de la línea………………………………………….. 143 4.2.1.2 Falla de línea a tierra de la fase a al 70% de la línea………………….. 147 4.2.1.3 Falla de fases b y c a tierra al 40% de la línea………………………… 150 4.2.1.4 Falla trifásica al 90% de la línea………………………………………….. 153 4.2.1.5 Falla altamente resistiva al 50% (20Ω )…………………………………. 156 5 CAPÍTULO 5.-CONCLUSIONES Y TRABAJOS FUTUROS 160 5.1 Conclusiones………………………………………………………………. 160 5.2 Trabajos Futuros………………………………………………………….. 160 Referencias……………………………………………………………………………... 161


vi

ÍNDICE DE FIGURAS Página.

2.1 Impedancia vista por el relevador de distancia ante una falla en el punto f…………………………………………………………………...

8

2.2 Características típicas tiempo-distancia para las tres zonas de protección de distancia………………………………………………...

11

2.3 Característica general de un relevador tipo impedancia…………... 13 2.4 Característica general de relevador tipo reactancia…………………. 14 2.5 a) Característica general de un relevador tipo mho, b) relevador

mho desplazado…………………………………………………………. 15

2.6 Zonas de operación de los relevadores de distancia………………. 16 2.7 Impedancia vista por un relevador bajo distintas condiciones del

sistema………………………………………………………………….. 17

2.8 Diagrama unifilar de un sistema trifásico……………………………. 18 2.9 Conexión de las redes de secuencia para falla entre fases b y c… 18 2.10 Conexión de las redes de secuencia para la falla de doble línea a

tierra……………………………………………………………………... 21

2.11 Conexión de las redes de secuencia para una falla de fase a tierra……………………………………………………………………...

22

2.12 Red de secuencia positiva para una falla trifásica…………………. 26 2.13 Corriente invertida en circuitos de doble línea, la dirección de la

corriente en l2 es invertida……………………………………………. 28

2.14 Esquema convencional de distancia………………………………… 33 2.15 Esquema de disparo transferido permisivo de sobrealcance

(POTT)………………………………….………………………………..

35

2.16 Esquema permisivo de sobrealcance con seguro lógico de corriente inversa………………………………………………………..

36

2.17 La polarización de secuencia cero es confiable en aplicaciones en líneas paralelas con buses comunes en ambos extremos de la línea………………………………………………………….….…….…

44

3.1 Diagrama de bloques de un relevador de distancia……………….. 46 3.2 Modelo del sistema eléctrico de potencia…………………………… 47 3.3 Respuesta en frecuencia del filtro coseno………………………….. 48 3.4 Respuesta en frecuencia del filtro Fourier………………………….. 49 3.5 Principios operacionales del relevador SEL- 421………………….. 50 3.6 Falla en un sistema eléctrico de potencia…………………………... 51 3.7 Sistema equivalente de (a) red fallada, (b) red de pre falla y (c)

red de falla pura……...………………………………………………… 52

3.8 Filtro delta (a) básico y (b) aplicado a cantidades fasoriales……… 54 3.9 Lógica de detección de falla de la fase “A”…………………………. 56


vii

3.10 Lógica de disparo de alta velocidad del SEL- 421…………………. 58 3.11 Comparadores de distancia de falla de fase a tierra………………. 60 3.12 Comparador mho de ángulo de fase (a) externo, (b) límite y (c)

interno…………………………………………………………………… 61

3.13 Zonas de protección del relevador SEL- 421 de los elementos mho………………………………………………………………………

62

3.14 Diagrama de la lógica de los elementos de distancia para la zona 1 de fases………………………………………………………...……..

65

3.15 Lógica de detección de transitorios………………………………….. 66 3.16 Detección de la falla por sobrecorriente y direccionalidad………… 67 3.17 Lógica de los elementos de distancia de fases…………………….. 68 3.18 Diagrama de la lógica de los elementos de distancia para la zona

2 de fases…………………………………………………...………….. 70

3.19 Comparación de las corrientes de entrada y cálculo de zona para una falla…………….……………………………………………………

70

3.20 Lógica de los elementos de distancia para zona 3………………… 71 3.21 Lógica de disparo para las zonas 3, 4 y 5………………………….. 72 3.22 Lógica de disparo para las zonas 3, 4 y 5………………………….. 73 3.23 Lógica de los elementos mho a tierra para la zona 3……………… 74 3.24 Comparación de las corrientes de entrada y cálculo de zona para

una falla…………………………………………………………………. 75

3.25 Zonas de operación cuadrilaterales…………………………………. 75 3.26 Característica de reactancia de las cuadrilaterales………………... 76 3.27 Comparador de ángulo de fase de reactancia en condiciones (a)

externas, (b) límites e (c) internas…………………………………… 77

3.28 Representación de falla mediante una resistencia de falla con: (a) red de secuencia cero y (b) diagrama equivalente………..………..

79

3.29 Margen de error en el alcance de la reactancia……………………. 80 3.30 Redes de secuencia para una falla de fase a tierra con

resistencia de falla…………….………………………………………. 81

3.31 Ajuste para las zonas máximas y mínimas de operación de la línea de transmisión……………………………………………………

82

3.32 Transitorio de tensión en el TP capacitivo………………………….. 83 3.33 Lógica de detección de transitorios del SEL- 421………...……….. 83 3.34 Lógica de detección de direccionalidad de falla……………………. 84 3.35 Lógica de direccionalidad de fallas usando secuencia negativa…. 85 3.36 Sistema fallado con falla hacia (a) adelante y (b) hacia atrás……. 87 3.37 Lógica para la determinación de la direccionalidad de las fallas

ocupando la red de secuencia cero………………………………….. 88

3.38 Sistema con falla (a) hacia adelante y (b) hacia atrás…………….. 89 3.39 Sistema con (a) línea fallada y su red de: (b) secuencia cero y (c)

secuencia negativa…………………………………………………….. 90

3.40 Salidas de la lógica direccional de falla a tierra…………………….. 91


viii

3.41 Falla de fase a tierra adelante del relevador 1 con carga conectada en delta…………………………………………………......

92

3.42 Redes de secuencia (a) positiva y (b) cero para la carga conectada en delta……...……………………………………………...

93

3.43 Lógica direccional de fallas entre fases con secuencia cero……… 94 3.44 Lógica para los niveles 1 y 2 de sobrecorriente de fase…………... 95 3.45 Lógica de sobrecorriente de secuencia negativa para los niveles

3 y 4…………………………………………………...………………… 96

3.46 Lógica de detección de sobrecorriente residual……………………. 97 3.47 Lógica de detección de polo abierto…………………………………. 98 3.48 Diagrama unifilar simple de teleprotección…………………………. 99 3.49 Esquema básico de transmisión y recepción de la señal de

permiso “key”…………………………………………………………... 99

3.50 Falla en líneas paralelas (a) inicio de falla y (b) después de la operación del interruptor 1……………………………….……………

100

3.51 Lógica de disparo……………………………………………………… 101 3.52 Lógica para habilitar la condición de cierre bajo falla……………… 101 3.53 Salida de la señal de disparo por SOTFT…………………………… 102 3.54 Disparo incondicional por vía ecuación TR…………………………. 103 3.55 Lógica de disparo por polo abierto…………………………………… 104 3.56 Diagrama de lógica de disparo asistido por comunicación……….. 105 3.57 Diagrama de lógica de DCUB………………………………………… 108 3.58 Teleprotección por (a) POTT y (b) diagrama de lógica de disparo

permisivo recibido……………………………………………………… 109

3.59 Diagrama de la lógica DCB…………………………………………… 110 3.60 Señal de activación de disparo monopolar de la fase A…………... 111 3.61 Disparo y señalización a) disparo por falla entre 2 o más fases b)

señalización de disparo monopolar o tripolar………………………. 112

3.62 Lógica para reseteo la bobina de disparo de la fase “A”………….. 114 3.63 Lógica de detección de inversión de voltaje………………………… 115 3.64 Falla en una línea compensada……………………………………… 116 3.65 Falla al final de la línea compensada con capacitor serie………… 117 3.66 Relación entre el voltaje medido y el voltaje calculado a lo largo

de la línea compensada…………………………………………….... 117

3.67 Línea de transmisión con compensación serie (a) con compensación al final de la línea, (b) en los extremos, (c) un capacitor serie de la subestación R con equipos de protección y (d) sin equipos de protección………………………………………….

118

3.68 Diagrama de una línea sin compensar……………………………… 120 3.69 Línea compensada (a) a la mitad, (b) en el extremo R y (c) en los

dos extremos…………………………………………………………… 121

3.70 Compensación en el extremo R con los potenciales del lado de la línea……………………………………………………………………...

122


ix

3.71 Línea compensada en los dos extremos con los transformadores de potencial del lado de la línea……………………………………..

123

3.72 Esquema a bloques de un disparo y recierre tripolar……………… 124 3.73 Esquema a bloques de un disparo y recierre monopolar y tripolar. 124 3.74 Lógica de iniciación del recierre……………………………………… 125 3.75 Lógica de detección de uno o más polos abiertos…………………. 126 3.76 Lógica completa de habilitación de recierre monopolar…………… 127 3.77 Lógica de habilitación de recierre tripolar…………………………… 128 3.78 Lógica de habilitación de inicio de recierre tripolar………………… 128

4.1 Red central de 400kV…………………………………………………. 132 4.2 Evento de falla trifásica a una distancia del 50% de la línea. a)

base de datos proporcionados por el relevador, b) diagrama de las forma de onda para corrientes y tensiones y (c) tiempo de detección de la falla…………………………………………………….

144

4.3 Evento de falla de fase “a” a tierra a una distancia del 70% de la línea. a) base de datos proporcionados por el relevador, b) diagrama de las forma de onda para corrientes y tensiones y (c) tiempo de detección de la falla………………………………..………

147

4.4 Evento de falla entre fases b y c a una distancia del 50% de la línea. a) base de datos proporcionados por el relevador, b) diagrama de las forma de onda para corrientes y tensiones y (c) tiempo de detección de la falla………………………………………..

150

4.5 Evento de falla trifásica una distancia del 90% de la línea. a) base de datos proporcionados por el relevador, b) diagrama de las forma de onda para corrientes y tensiones y (c) tiempo de detección de la falla…………………………………………………….

153

4.6 Evento de falla en la fase “a” a tierra, con una impedancia de falla de 20 ohms a una distancia del 50% de la línea. a) base de datos proporcionados por el relevador, b) diagrama de las forma de onda para corrientes y tensiones y (c) tiempo de detección de la falla……………………………………………………………………….

158


x

ÍNDICE DE TABLAS Página. 2.1 Entradas a la conexión de 90° de un elemento direccional de

fase……………………………………………………………………… 41

2.2 Cantidades de componente de secuencia disponibles para fallas desbalanceadas………………………………………………………..

42

2.3 Entradas a un elemento direccional de secuencia negativa tradicional……………………………………………………………….

43

2.4 Cantidades de secuencia disponibles para fallas que involucran tierra……………………………………………………………………..

44

3.1 Impedancias incrementales cuando existe una falla hacia

adelante………………………………………………………………… 57

3.2 Relación entre productos escalares incrementales y el tipo de falla en el sistema…………………………………….………………..

58

3.3 Intervalos de tiempo entre recierres tripolares……………………... 133 3.4 Intervalos de tiempo entre recierres monopolares………………… 133 4.1 Relación de transformación de los transformadores de

instrumento…………………………………………………………….. 135

4.2 Impedancia de secuencia cero y secuencia positiva de la línea TMD a PBD dados en p.u. en base de 100 MVA…………………..

136


xi

RESUMEN En esta tesis se encuentran conceptos básicos de la protección de distancia, asi como algunas características de los elementos empleados para protección de líneas de transmisión y sus principios de operación. También se realiza el análisis de algunas de las principales variables de un sistema eléctrico bajo condiciones normales de operación y su comportamiento al momento de presentarse una falla. Dentro de la tesis se describe la lógica de operación del relevador SEL-421, desde la forma en cómo recibe las señales de la red por medio de los transformadores de instrumento, el procesamiento de las señales, la forma de detectar la presencia de alguna falla y la respuesta del relevador para efectuar un disparo; así mismo se analiza la lógica del relevador para realizar el disparo de alta velocidad. En esta tesis se analiza el diseño y la lógica del relevador SEL-421 para la protección de distancia de líneas de transmisión, así mismo se proponen los ajustes de éste relevador para que opere como protección principal en lugar de una protección de respaldo en la línea de transmisión de 400kV Temascal Dos a Puebla Dos (TMD-PBD), perteneciente a la Comisión Federal de Electricidad. Una vez ajustado el relevador, se realizaron pruebas por medio del equipo AMS en el Laboratorio Ingeniería Eléctrica de Pesados 2, dentro de la ESIME unidad Zacatenco.


1

CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN

El avance en la tecnología digital durante las últimas décadas ha permitido la creación de nuevos dispositivos para protección de los sistemas eléctricos de potencia. Esto ha propiciado el desarrollo de equipos digitales que permitan una mejora en los sistemas de protección, tanto para líneas de transmisión como otros equipos que forman parte de un sistema eléctrico de potencia, con el fin de utilizar mejor la capacidad individual de transmisión de energía de la red eléctrica. Estos avances en la tecnología han permitido la creación de una nueva generación de relevadores de protección llamados “Relevadores Multifuncionales”, estos equipos cuentan con un microprocesador que es el alma del relevador; también integran las funciones de diferentes equipos, además de proporcionar diferentes datos sobre el funcionamiento del sistema. Algunas de las principales características de los relevadores son: integran funciones de medición, protección y comunicaciones; para poder tener un mejor control sobre el sistema. Debido al crecimiento en los sistemas eléctricos y a la nueva forma estructural del sistema, es fundamental contar con un buen esquema de protecciones que brinde la seguridad necesaria y garantice el buen funcionamiento del sistema, liberando lo más rápidamente posible las fallas que puedan presentarse. 1.1 Objetivo Conocer el diseño y la lógica de funcionamiento del relevador SEL-421, así como sus principales características para aplicarlas a la protección de distancia. Presentar la aplicación de algunas funciones para proteger una línea de transmisión del Sistema Eléctrico Nacional. 1.2 Alcances La aplicación del relevador SEL-421 en la protección de distancia de la línea de transmisión Temascal Dos – Puebla Dos, perteneciente a Comisión Federal de Electricidad. Se presentan los ajustes del relevador para cubrir las principales fallas a las que se encuentra expuesta, proponiendo los ajustes que deben introducirse al relevador, según los parámetros y características de operación de dicha línea.


2

1.3 Justificación Un sistema eléctrico de potencia tiene la finalidad de transmitir la potencia que requiere el cliente, por lo tanto es de mucha importancia mantener la continuidad del servicio y protegerlo contra las diversas fallas que puedan presentarse, de esta manera garantizar la confiabilidad del sistema y evitar daños al equipo. Como se sabe, las líneas de transmisión, subtransmisión y distribución son uno de los elementos más importantes del sistema eléctrico, así mismo, son los más propensos a fallas debido a su gran longitud y exposición a la intemperie. Por lo tanto en caso de presentarse una falla, estas deben ser liberadas de la manera más rápida posible; ya que una falla de larga duración, además de ser peligrosa para los equipos y el personal, representa un gran costo para la empresa, estas razones requieren que la liberación rápida de fallas sea indispensable. A través de la historia se ha analizado este problema, obteniendo buenos resultados con la intervención de equipos de protección, los cuales deben contar con ciertas características, como la rápida liberación de fallas, alta sensibilidad, la restauración automática del servicio en el suministro de energía eléctrica. Por estas razones se han desarrollado equipos como los relevadores, los cuales cuentan con las características antes mencionadas, además tienen la capacidad de comunicarse con otros equipos, así como el almacenamiento de información para el análisis del comportamiento del sistema. El uso de estos equipos garantiza la continuidad en el suministro de energía eléctrica para la satisfacción de los usuarios. Actualmente, se emplean relevadores microprocesados para la protección de sistemas eléctricos, éstos relevadores ofrecen una gran cantidad de ventajas sobre los relevadores electromecánicos, entre las que destaca su velocidad de operación para liberar fallas, el poder ser ajustados remotamente mediante una computadora y un canal de comunicación. Uno de estos relevadores es el SEL-421, disponible en el laboratorio de protecciones, ubicado en el laboratorio Pesados 2 en la ESIME-Zacatenco. En este trabajo se presentan los ajustes para la protección de distancia de la línea de transmisión Temascal Dos – Puebla Dos (TMD-PBD) del relevador SEL-421, que es uno de los equipos empleados en la protección de líneas de transmisión, debido a su alta velocidad de disparo y alto grado de confiabilidad.


3

1.4 Estructura En el capítulo uno se presenta de forma general el objetivo de este trabajo, se da un panorama de lo que son las protecciones en sistemas eléctricos de potencia en lo que se refiere a líneas de transmisión, lo que se pretende lograr con la aplicación del relevador SEL-421 en la protección de distancia de una línea de transmisión. En el capítulo 2 se presentan la parte teórica de la protección en líneas de transmisión, su principio de operación, diferentes tipos de fallas que pueden presentarse en una línea, el comportamiento de las variables de operación ante una falla y la forma como los equipos de protección detectan que se ha presentado una falla o condición anormal de operación que pueda dañar el sistema o afectar su funcionamiento; además de los principales problemas que se presentan en un esquema de protección de la línea. Para el capítulo 3 se describe el funcionamiento del relevador SEL-421 para su operación como protección de distancia en una línea de transmisión; se describe la lógica de operación ante la presencia de una condición de falla o un funcionamiento anormal del sistema, sus diferentes formas de librar fallas dependiendo el tipo y ubicación de la misma, además de su esquema de teleprotección por comunicaciones para volverlo de una aplicación como protección de respaldo a una protección primaria. El capítulo 4 muestra las características de la línea de transmisión Temascal Dos – Puebla Dos perteneciente a Comisión Federal de Electricidad, así como los ajustes del relevador SEL-421 para la protección de distancia de dicha línea, así como los resultados de algunas pruebas realizadas a éste relevador con dichos ajustes dentro del laboratorio de pesados 2 de la ESIME Zacatenco. Por último el capítulo 5 presenta las conclusiones obtenidas del trabajo desarrollado en la tesis, las aportaciones importantes y las recomendaciones para el desarrollo de investigaciones o trabajos futuros basadas en este trabajo.


4

1.5 Antecedentes 1.5.1 Desarrollo histórico de las protecciones. El crecimiento de los sistemas eléctricos hacia finales del siglo XIX junto con su expansión a grandes áreas geográficas, fue generando la necesidad de los sistemas de protección. Entre las clasificaciones que se pueden hacer de acuerdo al desarrollo histórico de las protecciones estas son:

‐ Sistemas de protección directos. ‐ Sistemas de protección indirectos.

1.5.2 Sistemas de protección directos Los sistemas de protección directos son aquellos sistemas donde el elemento de medición es el mismo que el de corte (o está incorporado a él) y la magnitud que se debe controlar se aplica a la protección, sin ningún tipo de transformación. Estos sistemas directos se subdividen en dos tipos:

a) Fusibles. b) Relevadores directos.

a) Fusibles Es el método más antiguo de protección, el cual se basa en el incremento de temperatura que sufre el conductor al ser atravesado por una intensidad de corriente prefijada, que funde el elemento conductor, interrumpiendo así el flujo de la corriente de cortocircuito. La utilización de fusibles es por lo tanto, un sistema simple y económico que elimina elevadas corrientes de cortocircuito en tiempos inferiores a los 5 ms, con ello evita que la corriente llegue a su valor máximo. Las desventajas que tiene este sistema de protección son: poca precisión, bajo poder de corte, envejecimiento, etc., que han hecho el uso de este sistema en la actualidad restringido a los circuitos de baja tensión y equipos de baja potencia de una red de media tensión. b) Relevadores directos Consiste en una bobina en serie con la entrada del interruptor automático, por tanto, está controlada por la intensidad de corriente. Al incrementar la intensidad, aumenta la fuerza del campo electromagnético en la bobina y supera la fuerza de un muelle que tiene el aparato, por lo tanto se produce el disparo (desconexión) del interruptor automático o se desenclava un sistema de control que produce este disparo con un cierto retraso, dependiendo del relevador empleado.


5

1.5.3 Sistemas de protección indirectos Son aquellos donde las magnitudes a controlar se transforman en valores normalizados antes de ser inyectados al relevador de protección. Estos sistemas son más costosos al componerse de transductores y elementos de corte. Los principales tipos son:

a) Sistemas electromagnéticos. b) Sistemas de bobina móvil. c) Sistemas de electrónica convencional. d) Sistemas electrónicos digitalizados.

a) Sistemas electromagnéticos. Las cantidades suministradas a los relevadores en forma de corrientes o de tensiones son transformada por éstos en una fuerza capaz de cerrar unos contactos que establecen la continuidad en el circuito de disparo. Según su construcción se pueden clasificar en:

‐ Émbolo o armadura articulada. Al superar la fuerza del campo magnético de la bobina, el esfuerzo de un resorte, la armadura se une al polo del electroimán, arrastrando un contacto móvil.

‐ Disco de inducción. El campo magnético generado en la bobina produce un par de giro en el disco, proporcional a la tensión o corriente aplicada, obteniéndose por tanto, un tiempo de actuación inversamente proporcional a la magnitud medida.

‐ Copa o cilindro de inducción. Al disponer el núcleo de varios polos, permite su utilización en aquellos relevadores de protección en los que sea necesario comparar más de una magnitud.

‐ Sistemas de bobina móvil. Estos ocupan una situación intermedia entre los equipos electromagnéticos y los electrónicos, ya que poseen elementos electrónicos como diodos, resistencias y condensadores, pero la medida se efectúa electromagnéticamente por medio de un dispositivo de medida polarizado en cuadro móvil.


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‐ Sistemas de electrónica convencional. Este sistema mide por integración los valores de la magnitud de entrada. La aplicación de la electrónica al campo de los sistemas de protección permitió desarrollar una nueva gama de tipos de protección, así como mejorar sus características de funcionamiento, tanto en precisión como en rapidez, fiabilidad y duración. La novedad importante de estos sistemas es la construcción modular de los equipos, lo que permite reducir el tamaño y simplificar el diseño al existir módulos de funciones específicas que se pueden utilizar para diversos tipos de protección.

‐ Sistemas electrónicos digitalizados. Con la aparición de los microprocesadores, los fabricantes de protecciones impulsaron el diseño de sistemas basados en microprocesadores y aprovechar los desarrollos en tecnología en comunicaciones por fibra óptica que transmite gran cantidad de información a alta velocidad. El esquema básico de las protecciones digitalizadas es muy parecido al de las protecciones electrónicas. La diferencia fundamental es que los electronicos realizan la misma medición en forma analógica, mientras que las digitales la realizan por medio de unos algoritmos que operan con los valores instantáneos de la señal de entrada. Para ello es necesario disponer de una unidad que realice un muestreo de esta señal y de un convertidor analógico-digital. La aplicación de los microprocesadores en la actualidad es un hecho, ya que existente en funcionamiento en todo tipo de relevadores. No obstante, quedan por resolver todavía algunos problemas; así, en el caso de las protecciones, deben ser desarrolladas con tecnología digital nuevos esquemas de protección que satisfagan plenamente los requisitos de los sistemas eléctricos. Respecto al Hardware, se trabaja en la miniaturización de los periféricos, en el desarrollo de nuevos transductores y elementos con baja disipación de potencia y en tecnologías para la inmunidad a las perturbaciones como ruidos, sobretensiones, etc. [1].


7

CAPÍTULO 2 PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

2.1 Introducción La evolución de los sistemas eléctricos, ha hecho necesario el aumento de las potencias transmitidas, el aumento de la longitud de las líneas de transmisión, así como la formación de sistemas anillados. Esto significa que los sistemas de potencia se han vuelto más complejos y difíciles de operar. Un requisito indispensable en cualquier sistema de potencia, es que éste, debe de operar satisfactoriamente, aún cuando parte del sistema sea sometido a un disturbio; para lograrlo es necesario emplear mecanismos eficaces, que garanticen la protección adecuada de los elementos del sistema de transmisión, así como el costo del equipo protegido. Para la protección de distancia en los sistemas de potencia, se emplean relevadores que detecten los disturbios que se presentan en las líneas de transmisión y subtransmisión. Cuando en los elementos del sistema se presentan fallas eléctricas o cualquier otra condición anormal, el funcionamiento del sistema es gobernado por el comportamiento de los relevadores de protección que están conectados al sistema fallado. Uno de los problemas más comunes que se le presentan a los especialistas en protecciones, es el ajuste de los relevadores de distancia en las líneas de transmisión de sistemas muy anillados o donde la diferencia de impedancias de líneas adyacentes es muy grande. Este problema se refleja al calcular el alcance de las zonas de respaldo, denominadas zonas 2 y 3, porque se puede incurrir en subalcances o sobre alcances. 2.2 Protección de líneas de transmisión El esquema de protección de un sistema de transmisión está formado por la protección primaria y las protecciones de respaldo. La protección primaria debe ser instantánea y es la que trata de aislar la mínima sección de la red ante la falla; por su parte, las protecciones de respaldo son de acción retardada, es decir, debe operar sólo si falla la protección primaria. La protección de las líneas de transmisión está considerada como una de las más complejas aplicaciones que tiene la protección eléctrica. Esto se debe al gran volumen de información y factores que influyen para los ajustes de los relevadores. La variedad de configuraciones que pueden existir en la topología de la red y los niveles de tensión de los sistemas, influyen en la determinación del esquema de protección.


8

Los esquemas de protección que se emplean en las líneas de transmisión pueden ser: la protección de sobrecorriente direccional (67F/67N), la protección de distancia (21F/21N), la protección hilo piloto (85L), la protección diferencial del línea (87L) y la protección híbrida (21 y onda superpuesta). El esquema de protección de distancia se emplea en muchos sistemas para proteger las líneas de transmisión de alta tensión, porque es el tipo de protección que mejor detecta las fallas que se presentan dentro de su zona de alcance. Así como la protección hilo piloto y actualmente para líneas cortas se emplea la protección diferencial de línea. 2.3 Principio de operación de las protecciones de distancia El principio de operación de la protección de distancia por medio de un relevador se muestra en la figura 2.1. Si se considera que el relevador está ubicado en el punto K y que sus bobinas reciben las señales de Vr, que es la tensión proporcional al producido por la falla VF y de la corriente de falla Ir, que es proporcional a la corriente IF. La ecuación 2.1 representa la impedancia medida o "vista" por los relevadores de distancia (Zr). Durante los cortocircuitos trifásicos la impedancia medida Zr coincide con la impedancia de la sección de la línea comprendida entre el punto de la ubicación del relevador y del cortocircuito, esto se cumple si no existen contribuciones de corriente en la sección protegida por el relevador [2].

Zr = Vr / Ir (2.1)

Figura 2.1 Impedancia vista por el relevador de distancia ante una falla en el punto F.

En un sistema radial, la relación de tensión - corriente que mide un relevador de distancia ante una falla, es proporcional a la distancia física que existe entre la localización del relevador y el punto de falla. En un sistema anillado, no siempre se cumple que la relación de tensión – corriente, proporcione la distancia física aproximada al punto de falla, esto es debido a la contribución de corriente de otras líneas que inciden en nodos ubicados entre el relevador y la falla; en estos casos la referencia del punto donde ocurrió la falla, la proporciona la información de la zona donde operó el relevador.


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En la tarea de llevar a cabo la coordinación de la operación de relevadores se busca que primero operen los que estén más cerca de la falla eléctricamente, que aquéllos más alejados, lográndose obtener así la selectividad en la protección, que consiste en aislar la mínima sección posible de la red ante una falla [2, 18]. Los relevadores de distancia se conectan en los secundarios de los transformadores de corriente y de potencial, la impedancia Zr medida o "vista" por los relevadores se conoce como impedancia secundaria. La impedancia medida en los primarios de estos aparatos se conoce como impedancia primaria (Zp), dada por:

Zp = Vp / Ip (2.2) Donde Vp = Tensión aplicada en el lado de alta tensión del transformador de

potencial. Ip = Corriente a través del devanado primario del transformador de

corriente. La relación entre Zr y Zp está dada por

Z RTPRTC =

IV

RTPRTC =

RTCI

RTPV

= IV = Z p

p

p

p

p

r

rr (2.3)

Donde RTC = Relación de transformación del transformador de corriente. RTP = Relación de transformación del transformador de potencial.


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2.3.1 Zonas de protección La selección adecuada del alcance y los tiempos de disparo para las distintas zonas de protección, permite una coordinación correcta entre los relevadores de distancia en un sistema de potencia. La protección de distancia básica considera a la zona 1 instantánea, direccional y una o más zonas con retraso. Los relevadores a distancia digitales y numéricos pueden llegar a tener hasta 5 zonas, algunas para medir en sentido opuesto. 2.3.1.1 Ajustes de la zona 1 Los relevadores electromecánicos/estáticos usualmente tienen un alcance hasta de un 80% de la impedancia de la línea protegida, para la protección instantánea de la zona 1. Para los relevadores de distancia microprocesados el ajuste es de hasta un 85%. Resultando un margen de seguridad del 15 al 20% para asegurar riesgos de sobrealcance de la zona 1, debido a errores en los transformadores de corriente y de tensión, la imprecisión en la impedancia de la línea dados para el ajuste y errores del ajuste y medición del relevador, de lo contrario podría causar una pérdida de selectividad con operaciones rápidas, para fallas en líneas adyacentes al nodo remoto. 2.3.1.2 Ajustes de la zona 2 Para asegurar la cobertura total de la línea con tolerancia para errores de fuente, el ajuste de la zona 2 debe ser al menos del 120% de la impedancia de la línea protegida. En muchas aplicaciones es una práctica común ajustar la zona 2 igual a la sección de la línea protegida más un 50% de la línea de adyacente más corta. Cuando esto es posible, se asegura que la efectividad máxima resultante del alcance de la zona 2 no alcanzará más allá de la zona efectiva de la zona 1 que protege la línea adyacente, esto evita la necesidad de incrementar el tiempo de operación de la zona 2 entre el relevador aguas arriba y aguas abajo. El disparo de la zona 2 debe ser con un retardo de tiempo para asegurar la coordinación con los relevadores primarios que protegen las líneas adyacentes.


11

Para completar la cobertura de una sección de línea, esta es realizada con una liberación rápida de fallas presentadas en el primer tramo del 80-85% de la línea y algo más lento para fallas en el resto de la línea o como respaldo para fallas que se presentan al inicio de las líneas adyacentes al nodo remoto.

Figura 2.2 Características típicas tiempo-distancia para las tres zonas de protección de distancia. 2.3.1.3 Ajustes de la zona 3 La zona 3 provee la protección de respaldo remota para todas las fallas en las líneas adyacentes al nodo remoto, con un retardo de tiempo para discriminar con la protección de la zona involucrada, más el tiempo de apertura del interruptor de la línea adyacente. La zona 3 deberá ser ajustada en al menos 1.2 veces la impedancia presentada al relevador para un falla en el extremo remoto de las líneas adyacentes. En un sistema interconectado el efecto “infeed” de la corriente de falla en el nodo remoto causará que la impedancia presentada al relevador sea mucho mayor que la impedancia actual a la falla y debe ser tomado en cuenta cuando se ajusta la zona 3. En algunos sistemas las variaciones de “infeed” en el nodo remoto pueden inhibir la aplicación de la protección remota de la zona 3, sin embargo en sistemas radiales con alimentación en un solo extremo estas dificultades no se presentan.


12

2.3.1.4 Ajuste de alcance hacia atrás y de otras zonas Los relevadores digitales o microprocesados pueden tener zonas de alcance adicionales que pueden ser utilizados para funciones de protección. Por ejemplo, puede ser que las tres primeras zonas sean ajustadas como se mencionó anteriormente, la zona 4 podría ser usada como protección de respaldo para el bus local, mediante el alcance hacia atrás, con un ajuste del orden de 25% del alcance de la zona 1. Alternativamente, una de las zonas de protección hacia delante (típicamente la zona 3) puede ser ajustado con un pequeño defasamiento hacia atrás con respecto al origen del plano complejo R/X, además de su configuración hacia delante. Las zonas de impedancia adicionales pueden ser desplegadas como parte de un esquema de protección de distancia, usadas en conjunto con un canal de teleprotección [2]. 2.4 Características de los relevadores de distancia en el plano complejo Existe una gran diversidad de características de operación de los relevadores de distancia cuando se representan en el plano complejo. A continuación se presentan algunos tipos comunes de los relevadores de distancia, atendiendo a la forma de su característica en el plano complejo. 2.4.1 Relevador tipo impedancia La característica de un relevador tipo impedancia es una circunferencia con centro en el origen de coordenadas, como se muestra en la figura 2.3 el valor de la impedancia de arranque [Zar] es independiente al ángulo de la impedancia de falla, es decir, que carece de direccionalidad. La ecuación 2.4 representa la condición de operación de este tipo de relevadores.

Zr < Zar (2.4) Donde: Zar = Impedancia de arranque del relevador. Zr = Impedancia "vista" por el relevador.


13

Este relevador se recomienda para la protección de líneas medianas de 115 kV, complementado con un elemento direccional de potencia.

Figura 2.3 Característica general de un relevador tipo impedancia.

Cualquier valor de Z menor que el radio del círculo resultará en la producción de un par positivo (operación del relevador), y cualquier valor de Z mayor que este radio, resultará en la producción de un par negativo, sin importar el ángulo de fase entre Tensión y Corriente [1, 4, 18]. Para la protección de líneas de transmisión, un relevador de distancia monofásico del tipo de impedancia consta de una unidad direccional monofásica, tres unidades de relevadores de impedancia de alta velocidad y una unidad de tiempo, junto con los indicadores comunes, unidad de sello y otros auxiliares. 2.4.2 Relevador tipo reactancia La característica de un relevador tipo reactancia es una línea recta paralela al eje real del plano complejo, tal como se muestra en la figura 2.4. Esta característica, muestra que la componente resistiva de la impedancia no tiene efecto en el funcionamiento del relevador; éste responde solamente a la componente reactiva. Además cualquier punto abajo de la característica de funcionamiento, por arriba o abajo del eje R se situará en la región del par positivo. Su condición de operación está dada por la ecuación 2.5

Xr < Xar (2.5) Donde: Xar = Es la reactancia de arranque, parámetro de ajuste. Xr = Reactancia "vista" por el relevador ante una falla.


14

Estos relevadores solo verifican la componente reactiva de la impedancia de falla, y no son afectados por la resistencia de falla, lo que los hace recomendables para la protección de líneas cortas y para la protección contra cortocircuitos a tierra, en los que la resistencia de falla puede tener valores muy elevados. Por la forma de su característica, estos relevadores son sensibles a operar con las impedancias de carga con factores de potencia cercanos a la unidad; para evitar los disparos indeseables se debe de implementar un elemento de arranque que sea direccional, para que limite el alcance del relevador en la dirección del eje real. Por lo general, el órgano direccional que usa para efectuar esta función es un relevador tipo Mho, que puede ser usado también como elemento de protección de la zona 3 [2].

Figura 2.4 Característica general de relevador tipo reactancia.

2.4.3 Relevador tipo mho Por medio de una corriente de polarización, puede sacarse del centro un círculo característico del relevador mho, de tal manera que éste encierre el origen del diagrama R-X o bien que el origen esté fuera del círculo. La característica de un relevador tipo mho es una circunferencia que cruza por el origen de coordenadas, tal como se presenta en la figura 2.5a. Este tipo de relevador no responde a fallas que se presentan en las líneas situadas detrás del relevador, estos relevadores son considerados direccionales, porque solo operan ante fallas que se presentan en la dirección de disparo del relevador. La condición de operación está dada por la ecuación 2.6

Zr < Zar max Cos (_ϕr - ϕsm) (2.6)


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Donde: Zr = Impedancia que "ve" el relevador Zar max = Impedancia máxima de alcance ϕr = Angulo de la impedancia de falla que "ve" el relevador ϕsm = Angulo de sensibilidad máxima. Los parámetros de ajuste del relevador son el diámetro de la circunferencia Zar max y el ángulo de máxima sensibilidad ϕsm. Estos relevadores se recomiendan para la protección de líneas largas de 110 y 220 kV y su característica puede desplazarse con respecto al origen de coordenadas, de tal manera que éste encierre el origen del diagrama R-X o bien que el origen esté fuera del círculo, mediante una corriente de polarización. La figura 2.5b muestra la característica de un relevador tipo mho desplazado. [2, 5, 18]

a) b)

Figura 2.5 a) Característica general de un relevador tipo mho, b) Relevador mho desplazado. 2.4.4 Relevador con características poligonales La característica cuadrilateral, está disponible como una característica para comparadores de fallas a tierra, ofrece un incremento en el alcance de la resistencia de falla para líneas cortas con gran factor de “infeed”, para casos donde la expansión resistiva de la característica mho no puede ser suficiente para cubrir las fallas de alta resistencia de la base de la torre o la resistencia de contacto a tierra. La zona de operación de este tipo de relevadores está definida en el plano complejo a través de líneas rectas que cortan al eje X y al eje R, con un alcance máximo de Zmáx. La figura 2.6 muestra la característica de un relevador poligonal; el ajuste de este tipo de relevadores lo define la reactancia de ajuste [Xajus] (distancia del origen al punto donde la recta de pendiente cero corta al eje X), y la relación R/X, que define el alcance sobre el eje R como un múltiplo de Xajus; en la figura 2.6 se muestra


16

que se tiene el mismo alcance en el eje reactivo y resistivo, es decir, existe una relación de R / X = 1, pero el ajuste puede hacerse independientemente uno de otro. Estos relevadores se emplean en líneas de transmisión de 110 kV o niveles de tensiones superiores. La condición de operación está dada por las ecuaciones 2.7a y 2.7b [2].

ZF sen(φ) < Xajus (2.7a) ZF cos(φ) < (R/X) Xajus (2.7b)

Donde: ZF = Impedancia de falla

φ = Angulo de la impedancia de falla

Figura 2.6 Zonas de operación de los relevadores de distancia. 2.5 Impedancia aparente “vista” por un relevador de distancia En general la relación tensión/corriente que miden los relevadores de distancia es conocida como impedancia aparente “vista” por el relevador. 2.5.1 Representación de las potencias P y Q del sistema en un diagrama R-X La impedancia aparente Z medida como la relación de tensión/corriente, está formada por una componente resistiva (R) y reactiva (X). Sin embargo, algunas veces la información que se desea representar en el diagrama R-X, está expresada en función de potencias (P y Q). Es fácil pasar estas magnitudes al plano complejo R-X, con el uso de las ecuaciones de transformación dados por la ec 2.8


17

22

2)(QP

PKVR+

= y 22

2)(QP

QKVX+

= (2.8)

O en forma viceversa dadas por la ec 2.9

22

2)(XR

RKVP+

= y 22

2)(XR

XKVQ+

= (2.9)

Por conveniencia, las potencias real (P) y la potencia reactiva (Q) están expresadas en Megawatts y Megavars, respectivamente. La tensión de la línea (KV) está expresada en kilovolts. Los valores de resistencia (R) y la reactancia (X) estarán expresados en ohms primarios, de la línea a neutro. Por lo tanto, con el uso de estas ecuaciones es posible transformar, cualquier punto representado por un conjunto de coordenadas (R, X) del diagrama del plano complejo R-X, a un punto representado por otro conjunto de coordenadas (P, Q) en un diagrama de coordenadas P-Q. Esta impedancia puede ser graficada en un plano complejo R-X, tal como se muestra en la figura 2.7. La impedancia puede ser vista como el fasor tensión, que utiliza a la corriente como un fasor de referencia y de magnitud unitaria.

S

A

BF

θ

Zs

Zf

I

Carga con fpen atraso

Carga con fpen adelanto

Flujo de Potenciahacia el nodo A

Flujo de Potenciahacia la línea AB

CargaMínima

CargaMáxima

E

R

X

Figura 2.7 Impedancia vista por un relevador bajo distintas condiciones del sistema.

2. 6 Impedancia vista por relevadores de distancia ante diferentes tipos de

fallas. En la figura 2.8 se muestra un diagrama unifilar de un sistema trifásico, se considera que el relevador Rab es una protección de distancia para proteger la línea B2-B3 de la figura 2.8.


18

La estimación de la impedancia de falla vista por los relevadores de distancia, se obtiene considerando que existen tres unidades de relevadores que protegen fallas entre fases alimentadas por la diferencia de tensiones y corrientes; y otras tres unidades de relevadores que protegen las fallas de fase a tierra alimentadas por la tensión de fase y la corriente compensada correspondiente. Cabe mencionar que estas seis unidades de relevadores, se encuentran físicamente dentro de un solo equipo [1, 18].

Figura 2.8 Diagrama unifilar de un sistema trifásico. 2.6.1 Falla de fase a fase

Se supone una falla ubicada entre las fases b-c en el punto F de la figura 2.8, el análisis de esta falla se hace utilizando componentes simétricas, la red resultante se muestra en la figura 2.9 De la figura 2.8 se tiene que los tensiones en el punto de falla son:

1 2F FE E= (2.10)

1 2I I= − (2.11)

Figura 2.9. Conexión de las redes de secuencia para falla entre fases b y c


19

Utilizando la transformación de componentes simétricas a componentes de fase, se obtiene las tensiones de fase:

0 1 2Ea E E E= + + 2

0 1 2Eb E a E aE= + + 2

0 1 2Ec E aE a E= + +

(2.12) (2.13)

(2.14)

Y las corrientes de fase:

0 1 2Ia I I I= + + 2

0 1 2Ib I a I aI= + + 2

0 1 2Ic I aI a I= + +

(2.15) (2.16) (2.17)

2.6.1.1 Impedancia de falla vista por el relevador Rbc, ante una falla bifásica

entre bc Se supone que el relevador que protege estas fases está alimentado por las tensiones y corrientes, tal como se muestra en la ecuación (2.18)

Rbc

Eb EcZ

Ib Ic−

=−

(2.18)

Sustituyendo las ecuaciones (2.13), (2.14), (2.16) y (2.17) en (2.18) se obtiene:

2 21 2 1 2

2 21 2 1 2

0 0

0 0

( ) ( )( ) ( )Rbc

E a E aE E aE a EZ

I a I aI I aI a I+ − +

=+ − +

+ ++ +

2 2

1 22 2

1 2

( ) ( )( ) ( )Rbca a E a a EZa a I a a I− − −

=− − −

21 2 1 2

21 2 1 2

( )( ) ( )( )( ) ( )Rbca a E E E EZa a I I I I− − −

= =− − −

(2.19)

(2.20)

(2.21)

Aplicando leyes de tensiones de Kirchoff al circuito de la figura 2.8, se obtiene la impedancia de secuencia positiva 1FZ .

1 1 1 2 1 2 0F FE I Z I Z E− + − + =

1 1 2 1 1 2F FI Z I Z E E− = −

1 2 1 1 2( ) ( )FI I Z E E− = −

1 21

1 2

( )( )FE EZI I−

=−

(2.22)


20

Además, el relevador conectado entre las fases falladas, está representado por la ecuación (2.18), entonces se cumple la igualdad:

( )( )

1 21

1 2

b cRbc f

b c

E EE EZ ZI I I I

−−= = =

− − (2.23)

Así el relevador de distancia Rbc que está alimentado por las diferencias de tensión y corrientes de línea, de las fases b-c, mide la impedancia de secuencia positiva de falla 1 fZ , cuando la falla ocurre entre estas fases. 2.6.1.2 Impedancia de falla “vista” por el relevador Rab, ante una falla

bifásica b-c La diferencia de tensiones y corrientes de las fases a-b que alimentan al relevador Rab está dado por:

( )( )RabEa EbZIa Ib−

=−

(2.24)

Substituyendo las ecuaciones (2.12), (2.13), (2.15) y (2.16) en la ecuación (2.24).

20 1 2 0 1 2

20 1 2 0 1 2

( ) ( )( ) ( )Rab

E E E E a E aEZI I I I a I aI+ + − + +

=+ + − + +

(2.25)

21 2

21 2

(1 ) ( 1)(1 ) ( 1)Rab

a E a EZa I a I

− − −=

− − −

(2.26)

Donde (2.26) es la Z de falla vista por el relevador Rab

2.6.1.3 Impedancia de falla “vista” por el relevador Rca, ante una falla bifásica

b-c El relevador Rca se alimenta de la diferencia de tensiones y corrientes como se muestra en la ecuación (2.27)

( )( )RcaEc EaZIc Ia−

=−

(2.27)


21

Sustituyendo las ecuaciones (2.12), (2.14), (2.15) y (2.17) en (2.27)

21 2 0 1 2 0

21 2 0 1 2 0

( ) ( )( ) ( )Rca

aE a E E E E EZaI a I I I I I+ + − + +

=+ + − + +

(2.28)

21 2

21 2

( 1) (1 )( 1) (1 )Rcaa E a EZa I a I− − −

=− − −

(2.29)

Entonces Z vista por el relevador Rca, ante una falla entre las fases b-c está dada por la ecuación (2.29). 2.6.2 Falla de doble línea a tierra Se considera una falla de las fases b-c-g en el punto F de la figura 2.8. El circuito en componentes simétricas que representa esta falla se muestra en la figura 2.10.

11 0 p.ugE = ∠° 2 1 0 p.ugE = ∠ °

Figura 2.10. Conexión de las redes de secuencia para la falla de doble línea a tierra.

De la figura 2.10 se observa que las tensiones en el punto de falla son:

1 1 1 1

2 2 2 2

0 0 0 0

F F

F F

F F

E E Z I

E E Z I

E E Z I

= −

= −

= −

(2.30)

De la ecuación (2.30) se puede concluir que para este tipo de falla el relevador conectado entre las fases b-c, también medirá la impedancia de secuencia positiva a la falla, como en el caso de la falla entre las fases b-c, por la igualdad de 1FE y 2FE , en el punto de falla, como se observa en la figura 2.10.


22

2.6.3 Falla de línea a tierra

Finalmente, una falla monofásica en el punto F de la figura 2.8, es analizada utilizando componentes simétricas, para obtener la conexión de las redes de secuencia, tal como se muestra en la figura 2.11.

11 0 p.ugE = ∠° 2 1 0 p.ugE = ∠ °

Figura 2.11 Conexión de las redes de secuencia para una falla de fase a tierra.

De la figura 2.11 se observa que en el punto de falla se tiene:

1 2 0I I I= = (2.31) Se considera que 1 2F FZ Z= , por lo tanto las tensiones en el punto de falla son:

1 1 1 1F FE E Z I= − (2.32)

2 2 1 2F FE E Z I= − (2.33)

0 0 0 0FE E Z I= − (2.34)


23

2.6.3.1 Impedancia “vista” por el relevador Rag ante una falla de fase a tierra a-g

De (2.12) se tiene que la tensión en el punto de falla FEa está dada por:

1 2 0 0F F F FEa E E E= + + = (2.35) Sustituyendo (2.32), (2.33) y (2.34) en (2.35), se tiene:

1 1 1 2 1 2 0 0 0aF F F FE E Z I E Z I E Z I= − + − + − (2.36) Como está definido en (2.35), 0FEa = , por lo tanto:

1 2 0 1 1 2 0 0( ) ( ) 0F FE E E Z I I Z I+ + − + − =

1 2 0 1 1 2 0 0 1 0( ( ) ( )) 0F F FE E E Z I I I Z Z I+ + − + + − − =

1 0 1 0( ) 0a F a F FE Z I Z Z I− − − = (2.37) Donde aE sustituye a la suma de 1 2 0( )E E E+ + , Ia sustituye a la suma de

1 2 0( )I I I+ + . Por otro lado se propone que: '1a FE Z I= , por lo tanto al substituirlo en

la ec (2.37) se obtiene: 1 1 0 1 0

' ( )F a F a F FZ I Z I Z Z I= + −

1 0 10

1 1

' ( )F a F Fa

F F

Z I Z ZI I

Z Z−

= +

0 10

1

' ( )F Fa a

F

Z ZI I I

Z−

= + (2.38)

Donde m , sustituye a 0 1

1

( )Z ZZ− , finalmente la corriente compensada '

aI está dada

por: '

0a aI I mI= + (2.39) Donde 0FZ y 1FZ en la ecuación (2.38), son impedancias de secuencia positiva y cero de la línea protegida. El factor m se conoce como factor de compensación. El cual compensa la corriente de fase para tomar en cuenta el acoplamiento mutuo entre la fase fallada y las fases sin falla. Por lo tanto, para medir correctamente la impedancia que mide el relevador Rag que protege la fase a para la falla de fase a y tierra, debe estar alimentado por:


24

1'a

ag fa

ER ZI

= = (2.40)

2.6.3.2 Impedancia “vista” por el relevador Rbg ante una falla de fase a tierra b-g

De la ecuación (2.13), tenemos que:

21 2 0 0F F F FEb a E aE E= + + = (2.41)

De (2.41), y sustituyendo (2.32), (2.33) y (2.34), se tiene:

2 20 1 2 0 0 1 1 1 2( ) ( )FEb E a E aE Z I a Z I aZ I= + + − + + (2.42)

Como se defino en (2.41) 0bE = , por lo tanto

2 20 1 2 1 0 1 2 0 1 0( ) ( ) ( ) 0F F FE a E aE Z I a I aI Z Z I+ + − + + − − = (2.43)

1 0 1 0( ) 0b F b FE Z I Z Z I− − − = (2.44)

Donde Eb sustituye la suma de 0 1 2

2( )E a aEE+ + e bI sustituye la suma de las

corrientes 0 1 22( )I a aII+ + . Además se considera que 1

'F bbE Z I= y sustituyendo en la

ec. (2.44) se obtiene que: 1 1 0 1 0

' ( )F b F b F FZ I Z I Z Z I= + −

1 0 10

1 1

' ( )F b F Fb

F F

Z I Z ZI I

Z Z−

= +

' 0 10 0

1

( )b b b

Z ZI I I I mIZ−

= + = + (2.45)


1

( )Z ZZ−

Por lo tanto, la impedancia que mide el relevador para este tipo de falla.

'1 0b F bE Z I− =

1'b

bg Fb

ER ZI

= = (2.46)


25

2.6.3.3 Impedancia “vista” por el relevador Rcg ante una falla de fase a tierra c-g

De la ecuación (2.14) FEc esta dada por:

20 1 2F F F FEc E aE a E= + + (2.47)

Sustituyendo, y considerando EcF=0, como se defino en (2.35), se tiene:

2 20 1 2 0 0 1 1 1 2( ) ( ) 0E aE a E Z I aZ I a Z I+ + − + + = (2.48) 2 2

0 1 2 1 1 2 0 0 1 0 1 0( ) ( ) 0F F F FE aE a E Z aI a I Z I Z I Z I+ + − + − − + = (2.49) 2 2

0 1 2 1 0 1 2 0 1 0( ) ( ) ( ) 0F F FE aE a E Z I aI a I Z Z I+ + − + + − − = (2.50)

1 0 1 0( ) 0c F c F FE Z I Z Z I− − − = (2.51) Donde cE sustituye la suma de 2

0 1 2( )E aE a E+ + e Ib sustituye la suma de las

corrientes. Nuevamente suponiendo que 1'

F ccE Z I= y sustituyendo en la ec (2.50), se obtiene que:

1 1 0 1 0' ( )F c F c F FZ I Z I Z Z I= + −

1 0 10

1 1

' ( )F c F Fc

F F

Z I Z ZI I

Z Z−

= +

' 0 10 0

1

( )c c c

Z ZI I I I mIZ−

= + = + (2.52)


1

( )Z ZZ−

Por lo tanto, la impedancia que mide el relevador para este tipo de falla.

'1 0c F cE Z I− =

1'c

cg Fc

ER ZI

= = (2.53)


26

2.6.4 Falla trifásica El análisis en componentes simétricas para este tipo de falla, determina la ausencia de las componentes de secuencia cero y secuencia negativa, tal como lo muestra la figura 2.12.

Figura 2.12. Red de secuencia positiva para una falla trifásica Considerando que en el punto de falla.

0 2 0 20, 0E E I I= = = = (2.54) De lo anterior se tiene que las cantidades de fase de las corrientes y tensiones son:

21 1 1Ea E Eb a E Ec aE= = + = (2.55)

21 1 1Ia I Ib a I Ic aI= = + = (2.56)

Por lo tanto, los relevadores de fase abR , bcR y caR pueden ser analizados utilizando componentes simétricas como se muestra a continuación: Relevador abR

2 21 1 1 1

12 21 1 1 1

( ) (1 )( ) (1 )Rab FE a E a E EEa EbZ Z

Ia Ib I a I a I I− −−

= = = = =− − −

(2.57)

Relevador bcR 2 2

1 1 1 112 2

1 1 1 1

( ) ( )( ) ( )Rbc Fa E aE a a E EEb EcZ Z

Ib Ic a I aI a a I I− −−

= = = = =− − −

(2.58)

Relevador caR

1 1 1 11

1 1 1 1

( ) ( 1)( ) ( 1)Rca FaE E a E EEc EaZ Z

Ic Ia aI I a I I− −−

= = = = =− − −

(2.59)


27

De las ecuaciones (2.57), (2.58) y (2.59) se concluye que todos los relevadores de fase, miden la impedancia de secuencia positiva para esta falla, correspondiente a la ubicación del relevador al punto de falla [2]. Mientras que los relevadores de tierra agR , bgR y cgR , a partir de un análisis en componentes simétricas se obtienen las ecuaciones (2.61), (2.63) y (2.65) Relevador Rag

Como se define en (2.54) I0=0, por lo tanto

11'

1

aRag F

a

E EZ ZI I

= = = (2.61)

Relevador Rbg

'0 1

01

( )b b

Rbgb

b

E EZ Z ZI I IZ

= =−

+

(2.62)

Como se define en (2.54) 0 0I = , por lo tanto:

11'

1

bRbg F

b

E EZ ZI I

= = = (2.63)

Relevador Rcg

'0 1

01

( )c c

Rcgc

c

E EZ Z ZI I IZ

= =−

+

(2.64)

Como se define en (2.54) I0=0, por lo tanto

11'

1

cRcg F

c

E EZ ZI I

= = = (2.65)

'0 1

01

( )a a

Raga

a

E EZ Z ZI I IZ

= =−

+

(2.60)


28

2.7 Condiciones adversas que impactan negativamente la operación de los esquemas de protección

Existen condiciones topológicas del sistema de potencia o componentes del sistema de protección que impactan negativamente el desempeño de los esquemas de protección, entre ellas se tiene: 2.7.1 Lógica de inversión de corrientes. En líneas de doble circuito, la distribución de corrientes de falla cambia cuando los interruptores abren secuencialmente para liberar la falla. Inmediatamente cuando una terminal de la línea abre (opera el interruptor), el cambio en la distribución de la corriente puede causar que los comparadores de distancia “observen” falla con direccionalidad opuesta a la que inicialmente fue detectada [2]. En la figura 2.13, se muestra una configuración típica del sistema que podría resultar en corrientes inversas para una falla en la línea, si ocurre una falla en la línea L1 considerando todos los interruptores cerrados, una vez que el interruptor B es abierto, origina que el flujo de corriente en la línea L2 se invierta.

D

B

FUENTEFUERTE

L2

L1A

C

FUENTEDEBIL

FALLA

Figura 2.13 Corriente invertida en circuitos de doble línea, la dirección de la corriente en L2 es

invertida. 2.7.2 Recierre automático de líneas de transmisión El objetivo de esta práctica es regresar al sistema de transmisión a su configuración original con una salida mínima en la línea de transmisión y el menor gasto en mano de obra. El incremento en los costos de operación del sistema y la mejora en la confiabilidad de los interruptores controlados en forma automática, aceleraron el interés y el uso del recierre automático ante las primeras invocaciones de emergencia. La política particular de cada área y los requerimientos del sistema determinan la complejidad y variedad de los esquemas de recierre automático que actualmente se encuentran en servicio. La experiencia con la operación de los sistemas de transmisión aéreos indican que aproximadamente el 80% de las fallas en las líneas son de naturaleza temporal. [5, 18].


29

En consecuencia, con el recierre automático en el sistema de transmisión, generalmente se logran uno o más beneficios descritos a continuación:

1. Se restaura en un tiempo mínimo la capacidad de transferencia de potencia del sistema a su nivel anterior.

2. Se apega a tiempos y limitaciones de recierre predeterminados. 3. Se reduce el tiempo de interrupción del servicio a usuarios que lo reciben

directamente del sistema de transmisión. 4. Puede evitar que los operadores del sistema tengan que restaurar

manualmente el servicio durante tormentas u otras perturbaciones del sistema.

2.7.3 Conceptos generales de recierre monopolar Analizando los historiales de fallas en líneas de transmisión, se observa que el 95% de estas fallas son de naturaleza transitoria, por lo cual se puede considerar que el 90% de las líneas pueden ser reestablecidas y puestas en servicio automáticamente [2]. Las fallas en líneas de transmisión son generalmente causadas por fenómenos tales como: incendios de maleza, quema de sembradíos, excremento de aves sobre los aisladores, relámpagos y contaminación. Son menos frecuentes las fallas causadas por daños mecánicos de las líneas, como son ruptura de conductor, conectores, aislamiento, etc. Por estadísticas en líneas de tensiones de 230 a 400 kV, se puede observar que el 85 al 95% de las fallas ocurridas, se involucra sólo una fase. Si las condiciones de la red lo permiten, la continuidad y la transmisión de potencia pueden mantenerse desconectando sólo la fase fallada en ambos extremos, durante un tiempo determinado (tiempo muerto del recierre) [2]. Por estas razones, se pensó en el uso del disparo-recierre monopolar. En la actualidad, esta aplicación es altamente utilizada en líneas de enlace entre diferentes compañías, en líneas de enlace entre centros de generación y también en líneas que alimentan cargas radiales con o sin generación local. 2.7.3.1 Ventajas de la aplicación del disparo-recierre monopolar

1. Estabilidad del sistema Es bien conocido que si la impedancia de transferencia entre dos sistemas de generación es mantenida con valores bajos, la estabilidad síncrona de los mismos, se mejora. Lo anterior se logra manteniendo en dos fases la transmisión de potencia durante el tiempo muerto del recierre, cuando ocurren


30

fallas de una sola fase a tierra. Así mismo, se ve incrementada la capacidad de transmisión a un costo mínimo. Esta ventaja es la que en un inicio le dio origen a la aplicación de DRM (Disparo y Recierre Monopolar), en líneas de transmisión.

2. Estabilidad de carga Es importante mantener la estabilidad del flujo de carga que alimenta el sistema durante fallas en las líneas. La aplicación del DRM contribuye a mejorar este aspecto. Es obvio que cargas alimentadas por motores síncronos se mantienen al mantenerse la impedancia de transferencia con valores bajos, sucede lo mismo que para generadores síncronos, sin embargo los motores síncronos tienden a presentar mayores problemas de estabilidad, comparados con los generadores síncronos. El comportamiento de los motores de inducción con respecto a la estabilidad de carga, es mejorado con la aplicación del esquema de DRM, al mantenerse la tensión de secuencia positiva en las terminales del motor con valores bastante aceptables, el par en los motores de inducción es proporcional al cuadrado de la tensión de secuencia positiva aplicado a sus terminales. Existe par de reserva, causado por las tensiones de secuencia negativa, pero es despreciable. Las aplicaciones correctas de autorecierre monopolar, pueden asegurar que una tensión de secuencia positiva será mantenida al máximo durante el tiempo muerto del recierre y así mantener el par del motor. Comparado con el disparo-recierre tripolar, se observa una gran ventaja, puesto que en este cada operación significa una interrupción total. [2]

2.7.3.2 Desventajas de la aplicación del disparo y recierre monopolar a) Costo y esquemas más complejos Se requiere esquemas de protección que seleccionen la fase fallada y que contengan salidas de disparo por fase, los recierres necesitan algunas compuertas que lo bloqueen en casos de fallas evolutivas. El costo de los relevadores utilizados se incrementa en algunas ocasiones en un 20% comparada con los esquemas de recierre convencional. b) Interruptores de potencia Es esencial contar con un interruptor en cada extremo de la línea protegida y debe tener capacidad de disparar monopolarmente, mediante bobinas de disparo independientes para cada polo.


31

c) Corrientes de secuencia negativa La apertura de una fase en un circuito trifásico trae como resultado un incremento en las corrientes de secuencia cero y secuencia negativa durante el tiempo muerto del recierre. La secuencia negativa causa calentamiento adicional en las máquinas rotativas. Normalmente los tiempos de ajuste de tiempo muerto no rebasan los dos segundos. Así que el calentamiento adicional que se presenta en el sistema no es significante. d) Corrientes de secuencia cero La componente de secuencia cero, puede causar interferencia en las líneas telefónicas, de cualquier manera esta componente es mucho mayor cuando se alimenta la falla, las corrientes de secuencia cero disminuyen considerablemente durante el tiempo muerto del recierre. Lo que debe cuidarse es que durante la operación del recierre monopolar la corriente de secuencia cero no sea lo suficientemente grande como para arrancar ó incluso disparar la protección de respaldo 67N. Esto implicaría tomar en cuenta el ajuste del valor de operación (pickup) de la protección y el tiempo de operación para cada valor posible de falla. e) Problemas en los esquemas de protección utilizados para el disparo-recierre monopolar Selección de Fases.- Uno de los compromisos más importantes de esta protección es la selección correcta de la fase fallada. Normalmente estos problemas se presentan para zona 3 que emplean características tipo Mho y con defasamiento, o en relevadores de impedancia con alcance bastante amplio para proveer un respaldo adecuado para fallas remotas, de esta manera, fue necesario bajar el alcance de la zona 3 a no más del 150% de la línea protegida. En ciertas aplicaciones de líneas radiales, donde el extremo receptor tiene una fuente de corriente de secuencia cero limitada (débil infeed), se ha mejorado la selección de fases utilizando relevadores de tensión monitoreados con corriente residual, esta aplicación ha sido exitosa para terminales con aportación débil. Relevadores de sobrecorriente de respaldo.- Durante el tiempo muerto, en el cual la línea de transmisión está operando con una fase abierta, existe circulación de corriente de secuencia cero en el sistema, y en la línea afectada, los relevadores de respaldo localizados en los puntos de detección de corriente de secuencia cero operarán incorrectamente, cuando el tiempo ajustado de tiempo muerto excede al tiempo de operación de la característica tiempo-corriente de de los relevadores de


32

sobrecorriente, normalmente se considera que en las condiciones de tiempo muerto puede circular por el circuito residual equivalente a tres veces la corriente de carga nominal, por lo tanto, debe tenerse cuidado para evitar este tipo de operaciones incorrectas. Fallas con alta resistencia.- Estas pueden ocurrir por varios motivos, tales como: fallas causadas por incendios de zacate, ramas de árbol pegándose a la línea, viento excesivo durante la presencia de la falla a tierra, etc. Como es conocido, que la resistencia de arco origina problemas a las unidades de medición de fase a tierra. Estos problemas pueden ser disminuidos utilizando por ejemplo, relevadores con características cuadrilaterales. Protección de discrepancia de polos.- Los interruptores con mecanismos independientes por fase, normalmente tienen una protección de discrepancia de polos. Esto permite el disparo de los tres polos, si existe discrepancia entre los polos por un determinado tiempo. Por lo tanto, es importante considerar que el ajuste de tiempo de la protección de discrepancia de polos, exceda al ajuste de tiempo muerto definido para el recierre [2, 3]. 2.7.4 Protección contra oscilaciones de potencia Las oscilaciones de potencia son variaciones en el flujo de potencia que ocurren cuando la tensión interna, que alimentan a los relevadores localizados en distintos puntos del sistema de potencia, se desplaza relativamente uno con respecto al otro. Los cambios en los flujos de potencia ocurren como resultado de una falla y su liberación subsecuente es una causa de oscilación de potencia. Durante las condiciones de oscilaciones de potencia, se pueden usar protecciones contra oscilaciones de potencia, tiro de carga, para dividir estratégicamente un sistema de potencia en puntos predefinidos. Idealmente la división podría ser hecha, de tal manera que la capacidad de la planta y las cargas conectadas en cualquiera de los lados de la división queden equilibradas. Este tipo de disturbios no pueden ser identificados correctamente por una protección de distancia común, como se mencionó previamente a menudo es necesario prevenir los esquemas de protección de distancia de operar durante condiciones de oscilaciones de potencia estable o inestable, para evitar el disparo en cascada.


33

2.7.4.1 Bloqueo contra oscilaciones de potencia Una oscilación de potencia puede causar que la impedancia presentada a un relevador se mueva desde el área de carga normal y entrar a la característica del relevador. En este caso, una oscilación de potencia estable es importante que el relevador de distancia no dispare, para permitir que el sistema de potencia regrese a una condición de estado estable. Por esta razón, la mayoría de los esquemas de protección de distancia usados en sistemas de transmisión disponen de un elemento de bloqueo contra oscilaciones de potencia. Los diferentes relevadores pueden utilizar diferentes principios de detección de una oscilación de potencia, pero todos ellos involucran el reconocer que el movimiento de la impedancia medida en relación a las características de medición del relevador se da a una velocidad que es significativamente menor a la velocidad de cambio que ocurre en condiciones de falla. Cuando un relevador detecta tal condición, los elementos de operación del relevador deben ser bloqueados. El bloqueo contra oscilaciones de potencia puede ser aplicado individualmente para cada una de las zonas del relevador o sobre todas las zonas, dependiendo del relevador usado [2]. 2.8 Esquemas de teleprotección La protección a distancia convencional de tiempo escalonado se ilustra en la figura 2.14, una de las desventajas principales de este esquema es que la protección de la zona 1 instantánea, ubicada en cada extremo de la línea protegida, no puede ser ajustada para cubrir el 100% de dicha línea. Normalmente, se ajusta para cubrir solo el 80 %, esto deja dos tramos de “fin de zona” cada una de un 20% de la longitud de la línea. Una falla en esa zona es liberada en zona 1 por la protección de ese extremo del alimentador y por la zona 2 con un retardo de tiempo (típicamente de 250 a 400 ms) por la protección del otro extremo de la línea.

Figura 2.14 Esquema convencional de distancia.


34

Esta situación no puede ser tolerada en algunas aplicaciones, por dos razones principales: a) Las fallas remanentes en el alimentador para la zona 2 con un retardo de

tiempo que puede causar que el sistema se vuelva inestable. b) Cuando se utiliza el auto-recierre de alta velocidad, la apertura no simultánea

de los interruptores en ambos extremos de la sección fallada se representa un “tiempo muerto” durante el ciclo de autorecierre, para la falla que se ha extinguido y para la liberación de los gases ionizados, también puede darse la posibilidad de que una falla transitoria cause un bloqueo permanente en el interruptor, de cada extremo de la línea.

Aún, cuando la inestabilidad no se presente, el incremento en la duración del disturbio puede incrementar los problemas de calidad, en el sistema de potencia. Pudiéndose presentar un incremento en los daños de la planta. Los esquemas de protección de unidad que comparan las condiciones en ambos extremos del alimentador, simultáneamente identifican correctamente si existe una falla interna o externa de la sección protegida y proporcionan una protección de alta velocidad para la longitud total del alimentador. Esta ventaja está balanceada por el hecho de que el esquema de unidad no provee protección de respaldo a los alimentadores adyacentes, como lo proporciona un esquema de distancia. El esquema más deseable es obviamente una combinación de estas características de ambos arreglos, esto es, el disparo instantáneo sobre todo el alimentador, además la protección de respaldo a los alimentadores adyacentes. Esto puede ser logrado mediante la interconexión a través de canales de comunicación de los relevadores de protección de distancia, ubicados en cada extremo del alimentador. El propósito del canal de comunicación es transmitir la información acerca de las condiciones del sistema en un extremo de la línea protegida con respecto al otro, incluyendo la petición de iniciar o evitar el disparo del interruptor del extremo remoto. El arreglo anterior, generalmente es conocido como esquema de disparo transferido mientras que el último es conocido como un esquema de bloqueo. 2.8.1 Esquema de disparo transferido permisivo de sobrealcance (POTT) En este esquema un elemento del relevador de distancia es ajustado para alcanzar más allá del extremo remoto de la línea protegida, usado para enviar la señal de interdisparo al extremo remoto. Sin embargo, es necesario que los contactos del relevador de recepción sean monitoreados por medio de los contactos de un relevador direccional, para asegurar que el disparo no se lleve a cabo a menos que la falla esté dentro de la sección protegida. Ver figura 2.15. Los


35

contactos instantáneos de la unidad de la zona 2 son arreglados para enviar la señal y recibir la señal, supervisados por la operación de la zona 2, que usada para energizar el circuito de disparo. Por lo tanto, el esquema es conocido como esquema de disparo transferido permisivo de sobrealcance, algunas veces es abreviado como (POTT) esquema de protección permisivo de sobrealcance. Dado que el canal de señalización está controlado por los elementos de la zona 2 de sobrealcance, el esquema requiere de doble canal de comunicación, una frecuencia para cada dirección de señalización. Si se utilizan relevadores con características Mho, entonces el esquema puede ser más ventajoso que el esquema permisivo de bajo alcance para la protección de líneas cortas debido a la cobertura de la unidad de la zona 2 que es mayor que el ajuste de la zona 1 [2].

Figura 2.15 Esquema de disparo transferido permisivo de sobrealcance (POTT) Para evitar la operación bajo condiciones de corriente inversa, en circuitos paralelos es necesario usar un temporizador de supervisión de corriente inversa, que evite el disparo de los elementos de la zona 2 hacia delante. De otra forma, la mala operación del esquema puede ocurrir bajo condiciones de corriente inversa, solo es necesario cuando el alcance de la zona 2 es ajustado mayor que el 150 % de la impedancia de la línea protegida.


36

El temporizador es usado para bloquear el disparo permisivo y la señal de envió, como se muestra en la figura 2.16. El temporizador es energizado si la señal es recibida y no existe operación de los elementos de la zona 2. Un retardo de tiempo para arrancar (Tp) está normalmente ajustado para permitir el disparo instantáneo, y operar ante cualquier falla interna, tomando en cuenta la operación retardada del temporizador de la zona 2. El temporizador debería de operar y bloquear los circuitos de “disparo permisivo” y “de envió de señal” cuando se presente la corriente inversa. El temporizador es desenergizado cuando los elementos de la zona 2 operan o los elementos de señal de recepción se resetean. El reset del retardo (Td ) del temporizador es ajustado para cubrir cualquier traslape en tiempo, causado por la operación de los elementos de la zona 2 y la señal de reset del extremo remoto, cuando la corriente en el alimentador sano se invierte. Usando el temporizador de esta manera indica que existe un retardo de tiempo extra, agregado en el circuito permisivo para una falla interna.

Figura 2.16 Esquema permisivo de sobrealcance con seguro lógico de corriente inversa

El esquema de arriba utiliza los elementos de la zona 2 del relevador, a menudo se conoce como esquema de protección permisivo de sobrealcance.


37

2.9 Diseño y evaluación del elemento direccional Los elementos direccionales son fundamentales para la seguridad y selectividad de los esquemas de protección, desempeñando tareas críticas como la supervisión de los elementos de distancia y el control de los elementos de sobrecorriente. Los relevadores microprocesados en su plataforma para diseñar a los elementos direccionales toman sus cantidades de par y mediciones de impedancia de secuencia para formar sus características direccionales. Los relevadores microprocesados consolidan varios elementos direccionales en un solo paquete de hardware para determinar la dirección de todos los tipos de fallas. Esta forma de reunir varios elementos direccionales permite a los nuevos relevadores realizar cálculos direccionales y evaluar los resultados, de tal manera que puedan tomar o hacer la mejor decisión de direccionalidad. La diferencia del concepto diferencial integrado en la implementación electromecánica, un elemento direccional en particular no tiene conocimiento de las decisiones hechas por otro elemento direccional en la misma terminal del relevador. Se utilizan los elementos direccionales para hacer las siguientes funciones

• Detección de la falla. • Supervisión de los elementos de distancia. • Características de la forma cuadrilateral de los relevadores de distancia de

tierra. 2.9.1 Determinación de la dirección de la falla Cuando se utiliza un relevador de sobrecorriente en un sistema anillado o en lazo, los relevadores de protección necesitan un elemento direccional para determinar la dirección de falla. Los relevadores de sobrecorriente pueden ser ajustados con mayor sensibilidad que los relevadores de sobrecorriente direccionales, además el intervalo de coordinación es simplificado porque el elemento direccional restringe al relevador para responder a fallas en una sola dirección [2]. Los elementos direccionales proveen alta velocidad para la protección primaria de líneas de transmisión, con ayuda de un canal de comunicación. Los elementos direccionales a menudo trabajan en conjunto con los elementos de distancia, para formar el esquema de disparo transferido permisivo de sobrealcance (POTT) y el esquema de comparación direccional de bloqueo (DCB). Estos elementos de sobrecorriente direccional son incluidos en los esquemas de disparo asistidos con comunicación para resolver las limitaciones de los elementos de distancia de tierra para fallas de alta resistencia.


38

2.9.1.1 Fallas a tierra hacia atrás y los elementos de distancia de tierra Las cantidades de operación para los elementos de distancia de tierra incluyen la corriente residual (3I0). El alcance largo de los elementos de distancia de tierra ajustado hacia delante puede arrancar para una falla a tierra cercana hacia atrás, en otra fase debido a la inclusión de 3I0 en las cantidades operativas. Una solución a este problema es supervisar los elementos de distancia con un elemento direccional independiente. 2.9.1.2 Fallas de fase a fase hacia atrás y los elementos de distancia de fase Las cantidades de operación para los elementos de distancia de fase usan las corrientes de fase a fase, por ejemplo para la fase BC los elementos de distancia utilizan la diferencia de corrientes (IB-IC) en su cantidad operativa, donde IB e IC son las corrientes de la fase B y de la fase C, respectivamente. Para una falla cercana hacia atrás entre las fases CA, el alcance hacia adelante de los elementos de distancia de las fases BC pueden sensar la corriente, debido al efecto de la corriente de la fase C. Se puede utilizar un elemento direccional de secuencia negativa para supervisar a los elementos de distancia de fase y evitar así las operaciones no deseadas [2]. 2.9.1.3 Falla trifásica hacia atrás y los elementos de distancia de fase El alcance hacia delante de los elementos de distancia de fase tipo mho carece de seguridad para fallas trifásicas hacia atrás, si son satisfechas las condiciones siguientes:

• Una corriente de carga significante fluyendo hacia el bus de una fuente débil.

• Las fallas incluyen en pequeñas cantidades pero críticas de resistencia de falla.

• La expiración de la memoria de la tensión de polarización. Bajo estas condiciones, el ángulo entre las cantidades de operación y polarización son menores que 90° para el alcance hacia adelante de los elementos de distancia de fase. Esta cantidad es la diferencia angular requerida para que se efectué un disparo hacia adelante del elemento de distancia. Una solución a este problema es supervisar los elementos de distancia trifásicos con un elemento direccional de secuencia positiva.


39

c o s ( )

c o s ( )

c o s ( )

A B C A B C A

A C A B C A B

A A B C A B C

T V I V I

T V I V I

T V I V I

= ⋅ ⋅ ∠ − ∠

= ⋅ ⋅ ∠ − ∠

= ⋅ ⋅ ∠ − ∠

2.9.1.4 Características de la forma cuadrilateral de los relevadores de distancia de tierra

Los elementos de los relevadores de distancia de tierra cuadrilateral son una combinación de cuatro elementos.

• Elemento direccional (la parte de abajo). • Elemento reactancia (la parte de arriba). • Elemento resistivo (en el lado derecho). • Elemento resistivo (en el lado izquierdo).

Los elementos de reactancia y resistencia son no direccionales y requieren un elemento direccional separado para formar las características del relevador de distancia direccional [2]. 2.9.1.5 Diseño del elemento direccional de fase La mayoría de las veces se describe la conexión popular de 90° para el elemento direccional de fase. La tabla 2.1 lista las cantidades de operación y polarización de esos elementos.

Tabla 2.1.Entradas a la conexión de 90° de un elemento direccional de fase.

Las siguientes ecuaciones representan el cálculo del par para cada elemento direccional de fase conectado a 90°.

(2.66) Donde: IA, IB, IC = IA, IB, e IC son las corrientes de fase, respectivamente VA, VB, VC = VA, VB, e VC son las tensiones de fase, respectivamente VAB, VBC, VCA = diferencias de tensiones VA -VB, VB –VC, VC - VA, respectivamente Cada elemento direccional declara una condición de falla hacia adelante si el signo del par es positivo y una condición de falla hacia atrás si el par es negativo [2].

Fase Cantidad de operación (IOP)

Cantidad de polarización (VPOL)

A IA VPOLA = VBC

B IB VPOLB = VCA C IC VPOLC = VAB


40

2.9.1.5.1 Respuesta a fallas monofásicas utilizando T32P Considerando que la magnitud de T32P debe de exceder a un umbral mínimo de par. Debido a que la I1OP es cero para fallas monofásicas a tierra, el elemento direccional de secuencia positiva no enviará ninguna señal. 2.9.1.5.2 Respuesta a la tensión de secuencia cero ante fallas trifásicas Si la cantidad de polarización de un elemento direccional de secuencia positiva no tiene memoria, el T32P no puede operar para fallas trifásicas, donde las magnitudes de las tres tensiones de fase son cercanas a cero (tampoco podrían los elementos direccionales de fase conectados a 90°). Usando la memoria de la tensión de secuencia positiva (V1MEM) para el V1POL se resuelve el problema de operar para fallas trifásicas cercanas. 2.9.1.5.3 Elemento direccional de fase para fallas desbalanceadas Se requiere de un elemento direccional por separado para determinar la dirección de la falla desbalanceada. La decisión de este elemento debe controlar al elemento T32P para fallas desbalanceadas [2]. Determine las cantidades que están presentes para fallas entre fases y fallas de doble fase a tierra como se observa en la tabla 2.2

Tabla 2.2 Cantidades de componente de secuencia disponibles para fallas desbalanceadas.

De la tabla 2.2 se puede observar que solo cantidades de secuencia positiva y negativa están disponibles para los dos tipos de fallas desbalanceadas. Como las cantidades de carga de secuencia positiva engañan a un elemento direccional para fallas desbalanceadas, solo las cantidades de secuencia negativa son seleccionadas como entradas posibles a un elemento direccional para fallas desbalanceadas.

Cantidades de secuencia Fallas entre fases Fallas de doble fase a

tierra V1 Si Si V2 Si Si V0 No Si I1 Si Si I2 Si Si I0 No Si


41

2 2 2 2 132 3 3 cos[ 3 ( 3 )]LT Q V I V I Z= ⋅ ∠− − ∠ +

La tabla 2.3 muestra las entradas a un elemento direccional de secuencia negativa tradicional y la ecuación 2.67 muestra la expresión del par.

Tabla 2.3. Entradas a un elemento direccional de secuencia negativa tradicional

Valor de Operación (IOP) Valor de Polarización (VPOL) ( )2 13 1 LI Z• ∠ 23V−

Donde: 3I2 = corriente de secuencia negativa 3I2 =(IA + a2 * IB + a IC) -3V2 = tensión de secuencia negativa -3V2 =(VA + a2 * VB + a VC) )(1∠ 180°) T32Q es positivo para fallas hacia delante y negativo para fallas hacia atrás. De igual manera como en el elemento T32P, la magnitud de T32Q debe exceder a un umbral mínimo. Combinando los pares del elemento direccional de secuencia positiva y negativa, se crea un par direccional de fase neto. Este par direccional de fase combinado, T32P y T32Q, reemplaza los elementos direccionales de fase individual. Renombrar este par de fase neto al resultado T32PQ. Sin embargo, el agregar los elementos direccionales de secuencia positiva y negativa no restringe adecuadamente el T32P de operar incorrectamente para fallas de fase a fase fuera de la sección protegida. Se debe ponderar el par de T32Q mayor que el par T32P para ganar la seguridad requerida. Hasta este momento se ha mostrado al elemento direccional de secuencia negativa combinado con el elemento direccional de secuencia positiva para formar un par resultante seguro de fase neto. Si los relevadores de protección no utilizan un elemento direccional de secuencia positiva, el elemento direccional T32Q podría ser usado como un elemento direccional para proteger las fallas desbalanceadas.

(2.67)


42

2.9.1.6 Diseño de un elemento direccional de tierra Los elementos direccionales de tierra supervisan los elementos sensitivos de sobrecorriente residual y distancia de tierra. El umbral de operación para un elemento de sobrecorriente a tierra es ajustado típicamente a un valor bajo, para detectar fallas de alta resistencia. Debido a que el elemento de protección a tierra es sensitivo el elemento direccional será seguro. 2.9.1.6.1 Selección de entradas a los elementos direccionales a tierra De igual manera como en el caso de los elementos direccionales para fallas desbalanceadas, es necesario examinar que cantidades están presentes para las fallas que involucran tierra. Solo dos tipos de fallas son necesarios a considerar, y son una falla monofásica a tierra y fallas de doble fase a tierra. En la tabla 2.4 se enlistan las cantidades de secuencia disponibles para estas fallas.

Tabla 2.4 Cantidades de secuencia disponibles para fallas que involucran tierra.

2.9.1.6.2 Cantidades de secuencia como entradas a los elementos

direccionales a tierra Todas las cantidades de secuencia están disponibles para las fallas que involucran tierra. Las cantidades de secuencia positiva son afectadas negativamente por las cargas y por lo tanto deben ser evitadas, dejando solo las cantidades de secuencia cero y negativa como posibles entradas al elemento direccional a tierra.

Cantidad Falla de doble fase a tierra

Fallas monofásicas a tierra

V1 Si Si V2 Si Si V0 Si Si I1 Si Si I2 Si Si I0 Si Si


43

2.9.1.6.3 Elemento direccional de tierra polarizado con tensión de secuencia cero

El elemento direccional de tierra polarizado con tensión de secuencia cero, utiliza V0 o 3V0 como referencia de polarización. La ecuación 2.68 representa el par de un elemento direccional polarizado con tensión de secuencia cero.

0 0 0 0 032 3 3 cos[ 3 ( 3 )]LT V V I V I Z= ⋅ ∠− − ∠ + (2.68) Donde: 3V0 = tensión de secuencia cero = 3V0 = (VA+VB+VC) 3I0 = corriente de secuencia cero = 3I0 = (IA+IB+IC) ∠ZL0 = ángulo de la línea de secuencia cero El signo de T32V es positivo para fallas hacia delante y negativo para fallas hacia atrás. Si la magnitud de tensión de polarización se hace muy pequeña, entonces su ángulo se vuelve no confiable. Una falla a tierra remota se presenta al relevador direccional de tierra una magnitud de tensión baja de polarización. En la solución tradicional para la aplicación de magnitudes bajas de tensión de polarización ha sido usado un elemento direccional polarizado de corriente. Se presenta posteriormente una solución alternativa al algoritmo del relevador para la magnitud baja de tensión de polarización. 2.9.1.6.4 Elemento direccional a tierra polarizado con corriente de secuencia

cero Un elemento direccional a tierra polarizado con corriente de secuencia cero mide la diferencia del ángulo de fase entre la corriente residual de línea (3I0) y la de corriente de polarización externa (IPOL). El elemento direccional de tierra polarizado con corriente de secuencia cero difiere de los elementos direccionales polarizados con secuencia negativa y secuencia cero, en el hecho de que 3I0 no requiere variar el ángulo por el ángulo de la línea. La ecuación 2.69 representa la ecuación del par para un elemento direccional polarizado con corriente de secuencia cero:

0 032 3 cos( 3 )POL POLT I I I I I= ⋅ ∠ + (2.69) T32I es positivo para fallas hacia delante y negativo para fallas hacia atrás.


44

2.9.1.6.5 Elemento direccional polarizado de secuencia cero aplicado en líneas paralelas

En líneas paralelas con buses comunes en ambos extremos de la línea, los elementos direccionales polarizados con secuencia cero no producen declaraciones incorrectas de dirección de falla. Los elementos direccionales polarizados de secuencia cero son confiables en estas aplicaciones (asumiendo que el umbral del par mínimo es alcanzado para todas las fallas). La figura 2.17 muestra la dirección de la corriente de secuencia cero para una falla monofásica de línea a tierra de la línea 1. La dirección de la corriente de secuencia cero que entran en ambas fuentes es en la misma dirección para fallas monofásicas ya sea en la línea 1 o en la línea 2.

Figura 2.17. La polarización de secuencia cero es confiable en aplicaciones en líneas paralelas con

buses comunes en ambos extremos de la línea. Los elementos direccionales polarizados de secuencia cero pueden operar erróneamente en líneas paralelas con alta impedancia de acoplamiento mutuo de secuencia cero (ZOM) [2].


45

2.10 Conclusiones En este capítulo se estudiaron las características de los elementos que sirven para protección de líneas de transmisión y sus principios de funcionamiento, así como algunas de las características anormales de funcionamiento sobre las cuales se deben proteger las líneas de transmisión. Dentro de los equipos estudiados se encuentran diferentes tipos de relevadores, los cuales cada uno tiene diferentes características que protegen el sistema de diversos tipos de fallas o condiciones anormales de operación; los relevadores para protección de distancia cuentan con algunas características específicas propias de este tipo de protección, como elementos direccionales, diferentes zonas de protección y la forma en que éstos relevadores detectan la falla y determinan que tipo de falla fue y a qué distancia ocurrió. Se expuso el comportamiento de algunas variables del sistema eléctrico, en el instante en que ocurre alguna falla, así como algunos tipos de fallas que se pueden presentar en el sistema; también se mencionan algunas condiciones anormales de operación bajo las cuales no se debe activar el sistema de protección, ya que estas condiciones son de corta duración y posteriormente el sistema recupera su condición normal de operación.


46

CAPÍTULO 3 CARACTERÍSTICAS DEL RELEVADOR SEL- 421

3.1 Introducción El desarrollo de la tecnología, ha permitido obtener mejores equipos de protección para sistemas eléctricos. Actualmente los relevadores son de suma importancia para mantener un servicio de energía eléctrica constante y de calidad, la aparición de los relevadores microprocesados ha permitido que un solo equipo tenga la capacidad de desarrollar diversas funciones de protección, medición y control, además de tener un espacio más reducido y el ambiente es más interactivo entre el operador y el relevador. Estas características proporcionan gran ventaja ante los relevadores electrónicos y electromecánicos. El relevador SEL-421 es un equipo de alta velocidad, diseñado para la protección de líneas de transmisión [5], es considerado un equipo de tipo multifuncional ya que cuenta con los siguientes esquemas de protección:

• Protección de distancia • Protección de sobrecorriente direccional • Bloqueo por falla fuera de su zona • Protección por falla del interruptor • Protección por sobrecorriente instantáneo • Protección por sobrecorriente con retardo de tiempo • Esquema de recierre automático y manual • Supervisión de sincronismo • Protección de líneas con compensación serie

3.2 Elementos de alta velocidad La característica ideal de un relevador es que opere instantáneamente una vez que detecte la falla, por tanto la rapidez de sus procesos determinará el tiempo de respuesta ante una falla. La figura 3.1 muestra el diagrama a bloques de un relevador de distancia.

Figura 3.1.- Diagrama a bloques de un relevador de distancia


47

3.2.1 Filtro analógico pasabajos y conversión analógica digital. Un filtro pasabajos es un circuito paralelo de un capacitor con un inductor que responden a cierta frecuencia, en este caso este filtro se encuentra diseñado para eliminar altas frecuencias y dejar pasar frecuencias bajas, como la frecuencia fundamental [6]. 3.2.2 Filtrado digital Es importante que un sistema de protección actúe para determinado tipo de fallas o condiciones anormales, ya que debe de identificar si el evento que se presenta es realmente una falla. En los sistemas eléctricos de potencia generalmente existen más de una señal senoidal con frecuencias diferentes a la frecuencia fundamental, este fenómeno es causado principalmente por presencia de armónicos y ruidos electromagnéticos. La figura 3.2 muestra el modelo del sistema de potencia con estas señales.

Figura 3.2.- Modelo del sistema eléctrico de potencia

Debido a estas perturbaciones el relevador puede operar, aún cuando las condiciones del sistema son normales, lo cual es una condición indeseable, por tanto es de suma importancia hacer el filtrado de estas señales antes de ser manipuladas por el relevador. 3.2.1.1 Requisitos del filtrado digital Los requisitos del filtrado para el relevador son los siguientes:

1. Ganancia solamente en la frecuencia fundamental 2. Atenuación de las altas frecuencias 3. Eliminar la componente de corriente directa 4. Eliminar armónicos


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El relevador hace uso de dos sistemas de filtrado, las ventajas que se tienen al usar dos tipos de filtrado son:

1. El filtro analógico elimina el efecto Aliasing. 2. El filtro digital rechaza armónicas y la componente de corriente directa.

Otro aspecto importante dentro de las protecciones es la rapidez, al producirse la falla, el relevador debe de librar el equipo que presenta tal falla lo más rápido posible. Cuanto menos tiempo se tarde en aislar la falla, serán menores sus efectos de daño y las alteraciones al sistema se reducirán. Considerando los aspectos anteriores el proceso de filtrado debe de ser en el tiempo mínimo posible. El relevador SEL 421 cuenta con los siguientes filtros:

a) Filtro Coseno Es un filtro cuyas características lo hacen ideal para relevadores de distancia, la figura 3.3 modelada en Simulink muestra la respuesta en frecuencia de este filtro, se puede observar que para la frecuencia fundamental (50 o 60 Hz), tiene una ganancia de casi el 100%, y que para las componentes armónicas de orden par e impar así como para la componente de corriente directa, la ganancia es de 0%.

Figura 3.3.- Respuesta en frecuencia del filtro coseno

Al hacer uso de la serie de Fourier para analizar el comportamiento de esta onda se tiene que los coeficientes de la serie son:

0 0a = , 1 0.98a = , 2,4,6,8 0b = , 3,5,7,9 0a = El análisis matemático demuestra que solamente existe un 98% de la ganancia en la frecuencia fundamental y las componentes armónicas, además de la componente de corriente directa son bloqueadas totalmente.


49

Sin embargo, este filtro tiene una velocidad de aproximadamente un ciclo en obtener una respuesta completa, lo cual puede repercutir en la velocidad de operación del relevador.

b) Filtro Fourier Es un filtro cuyas características de bloqueo a armónicos son excelentes, sin embargo, existe una pequeña componente de corriente directa como lo muestra la figura 3.4, en donde se observa la respuesta en frecuencia de este filtro.

Figura 3.4.- Respuesta en frecuencia del filtro Fourier.

Nuevamente haciendo uso de la serie de Fourier para analizar las ganancias de manera más exacta, se tiene que los coeficientes son:

0 0.05a = , 1 0.985a = , 3,5,7,9 0a = , 2,4,6,8 0b = El análisis matemático muestra que existe un 5% de ganancia para la componente de corriente directa, un 98.5% de ganancia para la componente fundamental y 0% de ganancia en las frecuencias armónicas, sin embargo, este filtro opera en ½ ciclo, es decir dos veces más rápido que el filtro coseno [7].


50

Debido a las ventajas y desventajas de cada uno de estos filtros, se optó en su diseño por el fabricante por colocar ambos filtros en paralelo para un mismo relevador como lo muestra la figura 3.5, en donde se muestra que el filtro coseno de un ciclo se ajusta completamente a la zona 1 y el filtro Fourier se ajusta al 20% menos que en la zona 1 [8].

Figura 3.5.- Principios operacionales del relevador SEL- 421 Se observa en la figura anterior que el elemento que opera primero genera la salida de disparo, donde la mayor parte de las veces opera el elemento de ½ ciclo [4,7], por tanto los elementos de 1 ciclo pueden considerarse de respaldo. Para que la compuerta OR 1 tenga una salida de “uno” lógico, alguna salida de las compuertas AND debe tener un valor de “uno”, en el caso de la compuerta AND 1 solamente su salida será “verdadera” si la salida del comparador C1 se encuentra en uno, si la lógica de la direccional determina que la falla fue hacia adelante (en caso contrario este bit será cero), el bit selector de fase será “uno” solamente si la lógica del relevador determina que la fase se encuentra fallada, y que no existan bloqueos ya sea por el usuario o por alguna condición del sistema anormal como puede ser las oscilaciones de potencia. El comparador C1 solamente tendrá una salida “verdadera” si el cálculo mho de un ciclo es menor al alcance, en condiciones normales el cálculo mho es mayor al ajuste, sin embargo para condiciones de falla este valor decae y por tanto C1 cambia a “uno” su salida, para la lógica del C2 es muy similar su comportamiento.


51

3.2.2 Discriminación direccional y selección del tipo de falla. La figura 3.6 muestra un sistema bajo falla, como se sabe la continuidad en el servicio es un factor muy importante en los SEP, en este caso si la falla es librada correctamente solamente operaran los interruptores 1 y 2, los interruptores 3 y 4 no deben de operar a menos que fallen algunos de estos dos, el relevador del interruptor 3 no solo debe calcular la impedancia, sino que además debe determinar la dirección hacia donde ocurrió la falla y operar en caso de que ésta se encuentre adelante de él, a esto se le denomina direccionalidad del relevador.

Figura 3.6.- Falla en un sistema eléctrico de potencia.


52

1( ) DE f E a Z s m Z L I= − + ⋅

La figura 3.7a muestra el sistema equivalente de la línea que presenta falla en la zona de protección 1, la figura 3.7b muestra la red de pre falla y la figura 3.7c muestra la red de falla pura, si se aplica el teorema de la superposición se puede determinar las cantidades incrementales.

(a)

Zs

(1-m)Zl1

Zr1

mZL1

Ea EbFD

(b)

(c)

Figura 3.7.- (a) Red fallada. (b) Red de pre falla. (c) Red de falla pura. Para la figura 3.7b se tiene:

(3.1)


53

prefallaV V V= + Δ

prefallaI I I= + Δ

prefallaV V VΔ = −

prefallaI I IΔ = −

0

21 ( )T

eft

I i t dtT

= ∫

Z IΔ = Δ

Aplicando el principio de la superposición se tiene: (3.2) (3.3) Si se despeja las cantidades incrementales se tiene: (3.4) (3.5) Las cantidades incrementales pertenecen a la red de falla pura y expresan los cambios de tensión y de corriente provocados por la falla, por tanto en las fases no falladas son iguales a cero [9]. El valor de la corriente RMS es: (3.6) Donde: T es el periodo de la onda i es la función de la corriente del sistema Debido a que el filtro Fourier es de medio ciclo, entonces el valor RMS según la ecuación (3.6), la corriente vista por el relevador no será la magnitud real eficaz que se encuentra en la línea, por tanto este filtro emplea las cantidades incrementales en su ejecución. Debido a que el relevador trabaja con señales de corriente y tensión para determinar la impedancia, entonces se tiene que, con las cantidades incrementales, se puede determinar el cambio en la impedancia, con las ecuaciones (3.4), (3.5) y usando la ley de ohm. (3.7) Usando solamente la red de falla pura de la figura 3.7c se puede definir una impedancia incremental, usando este principio se tiene: Si 1Z ZSΔ = − , entonces la falla se encuentra hacia adelante de la zona de protección del relevador, si ( 1 1)Z ZL ZRΔ = + , indica que la falla se encuentra hacia atrás de la zona de protección.


54

1*( 1)

VI ZSΔ

=Δ −

1*( 1 1)

VI ZL ZR

Δ=

Δ +

Por tanto, la ecuación fundamental del elemento direccional para fallas hacia adelante es: (3.8) Para fallas hacia atrás es: (3.9) Si ZS1 y ZL1 + ZR1 tienen el mismo ángulo de fase es posible determinar la dirección con un producto escalar de fasores, dado por la ecuación (3.10)

*1Re[ ( (1 )) ] cosSV I Z V I φΔ ⋅ Δ ⋅ ∠− = Δ ⋅Δ (3.10)

Por tanto si el producto de la ecuación (3.10) es positivo la falla se encuentra hacia adelante de la zona de protección del relevador, sin embargo si el producto de la ecuación es negativo la falla se encuentra hacia atrás de la zona de protección [10]. Las cantidades incrementales son obtenidas mediante comparaciones, también llamados filtros delta, como lo muestra la figura 3.8

(a)

(b)

Figura 3.8.- Filtro delta (a) básico y (b) aplicado a cantidades fasoriales.


55

*Re[ *( *( 1)) ]AB ABtab V I ZSΔ = Δ Δ −

t a b C S T AΔ >

Existe en el relevador SEL- 421 una memoria que almacena las tensiones y corrientes de pre falla, por tanto la referencia del filtro se mantiene constante. Si se usan tensiones y corrientes incrementales, la impedancia incremental para fallas hacia adelante es siempre el negativo de la fuente, para todos los tipos de fallas [9], como lo muestra la tabla 3.1

Tabla 3.1.- Impedancias incrementales cuando existe una falla hacia adelante.

Tipo de falla ΔVab /Δ Iab

ΔVbc /Δ Ibc ΔVca /Δ Ica

A-T -Zs1 -Zs1 B-T -Zs1 -Zs1 C-T -Zs1 -Zs1

A-B,A-B.T -Zs1 -Zs1 -Zs1 B-C,B-C.T -Zs1 -Zs1 -Zs1 C-A,C-A.T -Zs1 -Zs1 -Zs1

A,B,C -Zs1 -Zs1 -Zs1 Después de que la señal pasa por el filtro mostrado en la figura 3.8b, la función que entra al punto suma es: (3.11) Donde: Δtab = Producto escalar incremental de la fase A y B

VabΔ = Cambio de la tensión Vab IabΔ = Cambio de la corriente Iab 1Zs = Impedancia de secuencia positiva de la fuente

La ecuación (3.11) se le denomina producto escalar incremental, que determina la magnitud del cambio de la impedancia incremental. Si se cumple la condición de la ecuación (3.12), se tiene una falla (3.12)


56

Existe una relación directa entre el tipo de falla y el producto escalar la cual se muestra en la tabla 3.2.[9]

Tabla 3.2.- Relación entre productos escalares incrementales y el tipo de falla en el sistema. Tipo de falla

Δ tab Δ tbc Δ tca

A-T Δ tab 0 Δ tab B-T Δ tab Δ tab 0 C-T 0 Δ tbc Δ tbc A-B,A-B.T Δ tab 0.25Δ tab 0.25Δ tab B-C,B-C.T 0.25Δ tbc Δ tbc 0.25Δ tbc C-A,C-A.T 0.25Δ tca 0.25Δ tca Δ tca A,B,C Δ tab Δ tab Δ tab

Por tanto para determinar la dirección de la falla, el algoritmo utiliza el signo del producto escalar y para determinar el tipo de falla el algoritmo utiliza los valores reales de los productos escalares [4,11]. La lógica para la detección de falla de la fase A según la tabla 3.2 se muestra en la figura 3.9, se realiza mediante una compuerta del tipo “AND”, por tanto todas las condiciones deben cumplirse para que la salida de la señal tenga un “uno” lógico.

Figura 3.9.- Lógica de detección de falla de la fase “A”.

Por tanto, para que exista una condición de detección de falla en la fase “A” de medio ciclo con cantidades incrementales, necesita que se cumplan estas tres condiciones: tbcΔ sea igual a cero y tabΔ y tcaΔ sean mayor valor que el ajuste CSTA. Existen siete elementos direccionales de detección de falla hacia adelante, que garantizan la óptima selección del tipo de falla, así como su dirección los cuales son:

• HSDAGF • HSDBGF • HSDCGF • HSDABF • HSDBCF • HSDCAF • HSDABCF


57

*

*

Re[ ]Re[ 1 ]

Vr VpolmZ Ir Vpol

•=

• •

*

*

Re[( ) ( 1 ) ]Re[ 1 ( ) ( 1 ) ]

AH BH

AH BH

V V jVC MHmABhZ I I jVC MH

− • −=

• − • −

Por ejemplo: HSDAGF: Elemento de ½ ciclo de detección de falla en la fase “A” a tierra hacia adelante. Sin embargo, existen situaciones en donde los elementos HSDFTS no operan, como en el caso de cierre bajo falla o en condiciones donde la tensión y la corriente no cambian lo suficiente para ser correctamente medidas [9]. 3.2.3 Elementos mho de medio ciclo. Los elementos mho son elementos de tipo admitancia, cuya función es la de comparar la magnitud de la admitancia del sistema con la admitancia de referencia y así detectar en que zona de operación se encuentra la falla. Este es el principio de operación de todos los elementos mho, sin embargo estos elementos por ser de medio ciclo ocupan fasores filtrados de medio ciclo. Por tanto, para detectar la zona de operación ocupan la magnitud m donde esta es una cantidad que varía desde 0 hasta 1, que significa del 0 al 100% de la línea, es práctica común ajustar la zona 1 de protección al 80% por tanto m tendría un valor de 0.8 para esta zona [4], sin embargo los elementos de alta velocidad tienen otro ajuste, la ecuación (3.13) describe la forma general para calcular el factor m. (3.13) (3.14) Donde:

AHV = Tensión medida en medio ciclo de la fase A.

BHV = Tensión medida en medio ciclo de la fase B. 1VC MH *= Conjugado de la tensión en la fase C de secuencia positiva medido a

medio ciclo. 1Z = Impedancia de secuencia positiva de la línea. AHI = Corriente medida en medio ciclo de la fase A.

BHI = Corriente medida en medio ciclo de la fase B.


58

*

*

Re[( ) ( 1 ) ]Re[ 1 ( ) ( 1 ) ]

AF BF

AF BF

V V jVC MFmABFZ I I jVC MF

− ⋅ −=

⋅ − ⋅ −

La ecuación (3.14) es empleada por el relevador SEL 421 para realizar el cálculo de m para los elementos de medio ciclo, la ecuación (3.15) es la que utiliza para los elementos de un ciclo completo. (3.15)

AFV = Tensión medida en un ciclo de la fase A.

BFV = Tensión medida en un ciclo de la fase B. 1VC MF *= Conjugado de la tensión en la fase C de secuencia positiva medido a un

ciclo. 1Z = Impedancia de secuencia positiva de la línea. AFI = Corriente medida en un ciclo de la fase A.

BFI = Corriente medida en un ciclo de la fase B. El ajuste que se le asigna a los elementos de un ciclo, son el 20% menos que en la zona 1, es decir, si convencionalmente la zona 1 se ajusta al 80%, los elementos de alta velocidad se ajustarán automáticamente a un 64%. Los elementos mho de un ciclo se combinan con los elementos HSDFTS mediante una lógica AND, esto garantiza que ambas señales son necesarias para generar el disparo cuando una o más fases fallan en su zona de protección como se muestra en la figura 3.10.

Figura 3.10.- Lógica de disparo de alta velocidad del SEL- 421.


59

0Bx B By= =

cosAx A Ay A senθ θ= =

*cosS A B j A B sen A Bθ θ= ⋅ + ⋅ = ⋅

3.3 Diseño de los elementos de distancia. Considerando que: *S A B= ⋅

( ) ( )x y x yA jA B jB= + ⋅ −

*

( ) ( )

cosx x y y y x x yA B A B j A B A B

P A B

A B

I Z yVV

θ

δ

= + + −

= ⋅

⋅

⋅

(3.16)

Se puede especificar que el ángulo del producto de *A Bi es igual a /A B , y es el ángulo con el cual A se adelanta a B. Partiendo de este análisis y tomando a B como referencia y A como un vector desfasado con respecto a B por un ángulo θ. Podemos atribuir que:

(3.17)

Analizando el comparador cosP A B θ= ⋅ , el torque máximo será cuando θ = 0º, es decir A y B están en fase. En relevadores digitales este análisis facilita la comparación del torque entre los dos fasores. De tal modo que se puede hacer uso del signo del resultado del producto *A B⋅ ,así como la magnitud para determinar las fallas que se presenten en el Sistema Eléctrico de Potencia [10]. En el capítulo 2 se hizo mención de las características del relevador de distancia tipo mho, las zonas mho están dadas por círculos que cruzan por el origen de las coordenadas. Considerando que ante eventos de falla, los vectores de tensión cambian drásticamente en su magnitud, dependiendo de las características con las que se presente tal evento. Un caso común son las fallas a tierra, donde la resistencia de tierra es diferente de cero y tal magnitud depende del terreno, así como las condiciones climatólogicas.


60

( )V I Z Vδ = ⋅ −

Un elemento mho hace el análisis entre la diferencia de tensión entre los vectores I Z yV⋅ , por tanto se utiliza la comparación de la tensión de secuencia positiva con memoria con la tensión medida, así como lo muestra la figura (3.11). Donde:

Vδ = Diferencia de tensión entre los dos vectores. Z = Impedancia de la línea m= Distancia en p.u. de la zona I = Corriente medida V = Tensión medida Vp = Tensión de polarización, se considerará igual a V.

Figura 3.11 Comparadores de distancia de falla de fase a tierra. La ecuación (3.18) describe el cambio de la tensión de referencia con la tensión medida (3.18) Si se requiere conocer la magnitud del cambio con respecto a la referencia aplicamos la ecuación (3.19) *Re[ ] cosV Vp V Vpδ δ θ⋅ = ⋅ (3.19) Donde:

*Vp = Vector conjugado de la magnitud de la tensión de referencia


61

La figura 3.12 muestra tres diferentes puntos para la ecuación (3.19)

(a)

(b)

(c)

Figura 3.12.- Comparador mho de ángulo de fase (a) externo, (b) límite y (c) interno.

De acuerdo a la ecuación (3.19) y la figura (3.12) se tiene que:

a) Si la magnitud de la tensión medida es negativa *(Re[ ] 0)V Vpδ ⋅ < , entonces la falla se encuentra fuera de la zona.

b) Si la magnitud de la tensión es cero ( *Re[ ] 0V Vpδ ⋅ = ), entonces la falla se encuentra en el límite de la zona.

c) Si la magnitud de la tensión es positiva ( *Re[ ] 0V Vpδ ⋅ > ), entonces la falla se encuentra dentro de la zona de operación.


62

*Re[ * ] 0V Vpδ =

Debido a que el relevador funciona con impedancia, es necesario determinar el límite de la zona de operación a partir de la ecuación (3.19) y de la propiedad señalada en el inciso b).

*Re[( ) ] 0I Z V Vp⋅ − ⋅ = * *Re[( )] 0I Z Vp V Vp⋅ ⋅ − ⋅ = (3.20)

Por otro lado, la impedancia medida se define como: Z Z θ= ∠ (3.21) Sustituyendo (3.21) en (3.20) y despejando Z se tiene:

*

*

Re[ ]Re[(1 ) ]

V VpZI Vpθ

⋅=

∠ ⋅ ⋅ (3.22)


63

Para las zonas de protección mho se realizan círculos tangentes al origen, la figura (3.13) muestra las zonas de protección de los elementos mho para el relevador [10].

Figura 3.13.- Zonas de protección del relevador SEL- 421 de los elementos mho. La ecuación (3.19) tiene como resultado una magnitud, la cual se le denomina “comparación del ángulo de fase”, y el denominador de la ecuación (3.22) es un elemento direccional. Por tanto, la impedancia de cada zona mho se calcula de la siguiente forma:

*

1*

0 1

Re[ ]Re[(1 ) ( ) ]

V Vm Z gI k Ir Vθ⋅

=∠ ⋅ + ⋅ ⋅

(3.23)

Donde m = Distancia en p.u. de la zona V = Tensión medida en el momento de la falla

*1V = Conjugado de la tensión en memoria I = Corriente medida del relevador Ir = Corriente residual o 03I

0k = Factor de compensación de secuencia cero


64

0 10

13Z L Z Lk

Z L−

=

Donde el factor 0k se define como el factor de compensación de secuencia cero que ayuda a la impedancia de una falla de fase a tierra, para que sea aproximada a la magnitud de la impedancia de una falla entre fases ( 1 1MG PZ Z≈ ), ya que al monitorear una falla solamente se hace mediante la impedancia de secuencia positiva [12], así el relevador usa automáticamente dicho factor definido por la ecuación (3.24).

(3.24)

Donde:

0Z L = Impedancia de secuencia cero de la línea.

1Z L = Impedancia de secuencia positiva de la línea.

0k = Factor de corrección de secuencia cero. 3.3.1 Lógica de la zona 1 de fases El relevador de distancia SEL-421 cuenta con cinco zonas mho, independientes para la protección de distancia. Este tipo de protección opera para fallas entre dos fases, dos fases a tierra y falla trifásica. Las zonas 1 y 2 están específicamente diseñadas para la protección hacia adelante, mientras que las zona 3 hasta la zona 5, pueden ser ajustadas para proteger hacia adelanta o hacia atrás [4]. Los elementos mho de distancia de fases hacen uso de la tensión de secuencia positiva, además de generar una expansión dinámica de las características mho que provee de un alcance para fallas resistivas adicional. El relevador SEL-421 provee velocidad y seguridad en el disparo. El tiempo típico de operación para el SEL-421 es de 1.5 ciclos [4].


65

Cabe señalar que el SEL-421 cuenta con tres zonas mho independientes de alta velocidad, los elementos mho para la protección de distancia de fases actúan para fallas entre fases, fase a tierra y trifásica. Sin embargo las primeras tres zonas para protección de distancia a tierra cuentan con una velocidad de operación alta. El tiempo típico para la detección es menor a un ciclo [4].

Figura 3.14.- Diagrama de la lógica de los elementos de distancia para la zona 1 de fases. El elemento mho de la zona 1 de fases es habilitado (M1P=1) de acuerdo a las siguientes condiciones: Siempre y cuando cualquiera de los elementos de distancia de fases estén habilitados, teniendo que: Los elementos mho de distancia de fases A-B, fases B-C, y fases C-A estén habilitados si la ecuación (3.25) se cumple.

MAB1 OR MBC1 OR MCA1 = 1 (3.25) Así mismo cada uno de estos elementos se habilitará bajo ciertas condiciones que presente el Sistema Eléctrico de Potencia durante el momento de la falla.


66

En primera instantancía el CVTBL es un bit que indica al relevador la presencia de un transitorio por el efecto del transformador de potencial tipo capacitivo, esto con la finalidad de evitar un sobre alcance de la zona 1. Es decir, si el bit de bloqueo de CVT es habilitado y el relevador detecta un alto SIR (Relación de la impedancia de la línea y la fuente), cuando se realice el disparo por zona 1, el relevador retrasará el disparo por un tiempo (normalmente 1.5 ciclos) para permitir la estabilización de un transitorio y determinar si efectivamente persiste la falla [13]. No es necesario hacer el ajuste de esta lógica, ya que el relevador se adapta automáticamente para diferentes condiciones de SIR en el sistema [4], por el monitoreo de las tensiones y corrientes medidos. El SEL-421 desbloquea la detección de transitorios, resultado de una baja tensión y corriente durante el cierre bajo falla, por un alimentador con un SIR alto. Por lo tanto, el elemento mho de la zona 1, opera con un significante retardo para el cierre en fallas [13]. Las consideraciones para el uso de la lógica de detección de fallas, se emplean los componentes de la figura (3.15):

• SIR alto o ≥ 5 • Transformadores de potencial tipo Capacitivo (CVT).

Figura 3.15.- Lógica de detección de transitorios. El bloqueo por detección de transitorio se efectúa cuando no existe un disparo tripolar, ni cierre bajo falla, además que este habilitada la detección de transitorios (ECVT = Y) y el SIR que sea mayor a 5 durante una falla en la zona, además que en un tiempo de 1.5 ciclos ya no se presentan cambios en el sistema, es decir que el cálculo de la distancia medida no presente cambios notables, indicando que el sistema ya se estabilizó.


67

El SIR es definido como: 1S

R

ZSIRZ

= (3.26)

Donde: Z1S = Impedancia de la línea de secuencia positiva de la fuente. ZR =Alcance del elemento de distancia, donde el elemento de distancia está definido por Z1P, Z1MG, o XG1. El bit CVTBL hace la función de bloquear y desbloquear, permitiendo que la salida (MAB1), sea habilitada, siempre y cuando las condiciones del circuito restante también lo permitan. Esta condición solo se ejecutará, si se cumplen las siguientes características: La falla detectada por el relevador se encuentra hacia adelante, si es detectada por cualquiera de los bits F32P (Elemento direccional de fase hacia adelante) o por 32SPOF (declaración de fase abierta), la corriente medida (IABL) es mayor al 10% de la corriente nominal, además la proporción de la distancia medida de la línea debe ser menor a la magnitud ajustada para la zona 1. La figura 3.16 muestra la lógica para detección de falla por sobrecorriente y direccionalidad.

Figura 3.16.- Detección de la falla por sobrecorriente y direccionalidad.


68

La salida “a” del circuito lógico de la figura 3.17 será igual a cero para cumplir acertadamente un disparo por falla dentro de la zona 1, esto es que el relevador detectará cualquiera de las condiciones mostradas en el circuito de la figura 3.17 para emitir cierta señal. El relevador detecta que no exista alguna de las fases abiertas (fase a, fase b o fase c), además existirá una señal de bloqueo por los bits OSBA y OSB1, al tener un sobre alcance por la zona 1 en la fase “A”.

Figura 3.17.- Lógica de los elementos de distancia de fases

En el momento de la falla se presentará una sobrecorriente, el relevador tiene la habilidad de detectar este fenómeno, el cual será identificado con el bit 67Q1T (Retardo del elemento direccional de sobrecorriente de secuencia negativa) [8]. VPOLV rectificará que exista una tensión de polarización, si es así VPOLV=1. ILOP es un bit encargado de monitorear a LOP (Pérdida de potencial), el cual responde bajo ciertas condiciones. Los fusibles o elementos de protección situados en el lado secundario del transformador de potencial, frecuentemente llegan a operar protegiendo a este elemento, por tal motivo el relevador debe preveer este fenómeno para evitar un disparo no deseado del interruptor. El bit LOP, indicará que tal fenómeno es cierto. Así mismo, contiene un elemento interno que monitorea al bit LOP, ILOP (protección interna de la pérdida de ELOP), el cual bloquea o habilita la lógica de los elementos de distancia y emite una señal de alarma de pérdida de potencial. Los interruptores de los transformadores de potencial deben estar cerrados para que el relevador asegure que existe una condición de LOP, sin embargo si los interruptores se encuentran abiertos (por maniobra de los operadores) la tensión


69

en las tres fases se perderá, por lo tanto el relevador no puede determinar si es una condición de LOP hasta ser cerrados nuevamente. El SEL-421 también acierta la condición de LOP con un interruptor cerrado y falla en uno o dos de los transformadores de potencial restantes. Si el relevador detecta una tensión desbalanceada y las corrientes balanceadas, determinará este fenómeno como pérdida de potencial. El relevador declara una condición de de LOP=1 si la tensión cae en magnitud menor al 10% de la tensión nominal secundaria y no existe cambio en la corriente de secuencia positiva (I1) o de secuencia cero (I0) o en su ángulo correspondiente. Si las condiciones anteriores persisten por un tiempo de 15 ciclos, se determinará que existe una pérdida de potencial. Cuando la tensión de secuencia positiva (V1) regrese a un nivel de 85% de la tensión nominal y la tensión de secuencia cero (Vo) es menor que el 10% de V1, el relevador determinará que ya no existe LOP=1 y el sistema opera normalmente. FSA y FSB indicarán si existe una falla en este sector, es decir FSA =1 si existe una falla de la fase “A” a tierra (AG) o una falla entre dos fases “B-C” a tierra, del mismo modo FSB =1 si existe falla de fase “B” a tierra y entre dos fases “C-A” a tierra. Por último, el bit SERCAB indicará que la línea que se está monitoreada tiene compensación serie.


70

3.3.2 Lógica de la zona 2 de fases. En la figura 3.18 se puede observar la lógica de los elementos mho de distancia de fases.

Figura 3.18.- Diagrama de la lógica de los elementos de distancia para la zona 2 de fases.

A diferencia de la zona 1, que hace un disparo instantáneo al momento de la falla, la zona 2 cuenta con un retardo de tiempo [4]. La lógica para la ejecución del disparo para una falla dentro de esta zona (M2P) es similar a la zona 1, teniendo pequeñas variantes como lo muestra la figura 3.19:

Figura 3.19.- Comparación de las corrientes de entrada y cálculo de zona para una falla.


71

Debido a que la zona 2 cubre el 100% de la línea que protege y un 20 o 50% de la línea adyacente hacia el frente, se requiere hacer un nueva comparación, por lo tanto si IABL es mayor al 10% de la corriente nominal y la proporción de la línea medida (mAB) durante la falla es menor a el valor ajustado (Z2P), se determinará que efectivamente pertenece dentro de esta zona. Observando la figura 3.20. OSBA y OSB2 emitirá una señal de bloqueo por sobrealcance de la zona 2 de protección del relevador de la fase “A”. 67QUBF es un relevador direccional que monitorea la línea hacia adelante, dando un retraso de tiempo para la salida de 50QUBP (Relevador de sobre corriente instantáneo).

Figura 3.20.- Lógica de los elementos de distancia para zona 2.

Cabe señalar en que la salida b=1 será posible si se tiene un bloqueo por OSB2, que no existe una falla hacia adelante y que ninguno de los polos del interruptor se encuentre abierto.


72

3.3.3 Lógica de las zonas 3, 4 y 5 de fases.

Figura 3.21.- Lógica de disparo para las zonas 3, 4 y 5.

El relevador hace un análisis para determinar a qué zona pertenece una falla dada y su dirección, esto se muestra en la figura 3.21. Primero se debe especificar que el disparo por comunicación será para zonas hacia el frente (DIRn=F). Deberá comparar si la corriente sobrepasa el 10% de la corriente nominal (IABL > 0.1*Inom) y la distancia a la falla no sobrepasará la ajustada (mAB < Znp), si cumple, estas condiciones, el relevador podrá mandar abrir el interruptor. Recordando que la zona 3 y 5 son zonas de bloqueo, el relevador no podrá mandar una señal de apertura, lográndose esta acción bajo las siguientes condiciones:


73

La corriente IABL > 0.1*Inom y mAB < -Z3p, pero la falla es vista hacia atrás del relevador, la cual es detectada mediante los bits R32P y 32SPOR, además la salida c=1, para hacer el bloqueo del disparo mediante la negación de esta señal en la lógica posterior a esta salida.

Figura 3.22.- Lógica de disparo para las zonas 3, 4 y 5.

La figura 3.22 muestra una configuración similar, como se mostró para las zonas 1 y 2, solo con una pequeña diferencia que se hace al introducir 67QUBR, el cual indicará que existe una falla hacia atrás del relevador. Nótese también que al ajustar DIRn=F, siempre será bloqueado este disparo para zona 3, aunque las condiciones mencionadas anteriormente se cumplan para realizar tal acción.


74

3.3.4 Elementos mho de distancia de tierra. El SEL-421 tiene 5 zonas independientes de mho para protección de distancia a tierra. La protección mho a tierra solo opera para fallas de fase a tierra, al igual que las zonas mho de fase, también se puede ajustar el alcance para cada zona requerida y las zonas 1 y 2 solo pertenecerán a la protección hacia adelante, las zonas 3, 4 y 5 son elementos que pueden ajustarse para el monitoreo de la línea hacia adelante o hacia atrás. Las zonas desde 1 hasta 3, son de alta velocidad de operación, con tiempos típicos menores a 1 ciclo. El disparo por falla a tierra, se efectuará si cualquiera de las salidas del circuito lógico (MAG1, MBG1, MCG1, XAG1, XBG1, XCG1) es activada, como se puede observar en la figura 3.23. Para cualquiera de estas salidas la secuencia lógica es igual, por lo tanto solo se analizará para una fase.

+

-

+

-

Figura 3.23.- Lógica de los elementos mho a tierra para la zona 2.


75

La lógica de los elementos mho a tierra tiene la misma estructura que los elementos mho de fases, por lo tanto solo se analizará el circuito mostrado en la figura 3.24, el cual muestra diferencia del primer análisis con elementos mho de fase.

Figura 3.24 Comparación de las corrientes de entrada y cálculo de zona para una falla.

Nuevamente el relevador comparará la corriente de entrada de la fase “A” (IAL) y la corriente de tierra (IGL), si cualquiera de las dos magnitudes superan el 10% de la corriente nominal, y además la distancia a la que se encuentra la falla es menor a la ajustada para zona 1 (mAG1 < Z1MG), el relevador determinará que existe una falla de fase a tierra. 3.4 Características cuadrilaterales. Los elementos mho de distancia como se observa en la figura 3.13 tienen una mayor componente imaginaria, comparando con la componente real, estas zonas de operación del relevador son ideales para fallas francas o sólidas entre fases o de fase a tierra, sin embargo las fallas más comunes en una línea de transmisión, son las fallas atraves de una resistencia (arco eléctrico) debido al acercamiento de conductores por el viento, cuando existe alguna sobretensión en esta y ocurre flameo entre las fases y la torre o un proceso de flameo inverso. En alguna de estas condiciones el relevador puede medir una impedancia de falla que no entre a alguna de sus zonas mho, por tanto el relevador no operaría si solamente tuviera la característica mho. En la figura 3.25 se observa la característica cuadrilateral que a diferencia de la figura 3.13, esta tiene una componente mayor en el eje resistivo.

Figura 3.25.- Zonas de operación cuadrilaterales.


76

RV I Z Vδ = ⋅ −

pI Ia Ib Ic= + +

I m [ ] s i np pV I V Iδ δ θ⋅ = ⋅

El principio que ocupa el relevador para saber si existe una falla dentro de la zona cuadrilateral es similar a la detección mho [8,10], esto se muestra en la figura 3.26.

Figura 3.26.- Característica de reactancia de las cuadrilaterales.

Donde: V = Tensión medida con memoria (tensión de prefalla). I = Corriente que pasa por el neutro.

RZ = Impedancia de neutro.

pI = Corriente de desbalance o corriente en el neutro. De la figura anterior se tiene que el cambio de tensión es:

(3.27) Donde la corriente de comparación es:

(3.28) La ecuación (3.28) es la corriente del neutro o la corriente de desbalanceo. Si se comparan el cambio de tensión Vδ y la corriente de polarización( pI ), mediante la parte imaginaria se tiene que:

(3.29)


77

La figura 3.27 muestra las tres condiciones límites de la ecuación (3.29), donde esta se le denomina comparador cuadrilateral de ángulo de fase.

(a)

(b)

(c)

Figura 3.27.- Comparador de ángulo de fase de reactancia en condiciones (a) externas, (b) límites

e (c) internas.


78

*Im[( ) ] 0R pI Z V I⋅ − ⋅ =

* *Im[( ) ( )] 0R p pI Z I V I⋅ − ⋅ =

* *Im[( ) ] Im( )R p pI Z I V I⋅ = ⋅

R RZ Z θ=

*

*

Im( )Im[( 1 ) ]

pR

p

V IZ

I Iθ⋅

=⋅

Por tanto, a partir de la figura 3.27 se tiene las siguientes condiciones

a) Si la magnitud imaginaria es positiva, la impedancia medida se encuentra dentro de la zona de operación ( 180V

Ipδ > ° )

b) Si la magnitud es cero, la impedancia medida se encuentra en el límite de la zona de operación( 180V

Ipδ = ° )

c) Si la magnitud es negativa, la impedancia medida se encuentra fuera de la zona de operación.( 180V

Ipδ > ° )

Sin embargo, el relevador se ajusta con la magnitud de impedancias, por tanto el valor límite de las condiciones anteriores de estas determina el alcance de las zonas. La figura 3.27 y la condición límite b es el alcance de cada zona, esto es:

(3.30) Igualando los términos.

(3.31)

Se define la impedancia como: (3.32)

Sustituyendo (3.32) en (3.31) y se despeja la impedancia.

(3.33)


79

0 0( 1 ) L R A Tm Z Z = ∠− +

3.5 Ángulo de no homogeneidad En la red los elementos en los extremos de una línea difícilmente son los mismos, por tanto se debe calcular un ángulo de compensación debido a esta condición, la figura 3.28 muestra un equivalente del sistema con falla. Por lo tanto, en las características cuadrilaterales debe existir un margen de tolerancia en su zona de actuación [10, 11].

(a)

(b)

Figura 3.28.- Representación de falla mediante una resistencia de falla con: (a) red de secuencia cero y (b) diagrama equivalente.

De la figura 3.28 (a) se tiene la siguiente relación: (3.34)


80

Donde:

0SZ = Impedancia de secuencia cero de la fuente.

0LZ = Impedancia de secuencia cero de la línea.

0RZ = Impedancia de secuencia cero de la carga A T∠ = Magnitud y ángulo de el factor de corrección por no homogeneidad De la ecuación (2.34) y la figura 3.28b se calcula el margen de tolerancia de las cuadrilaterales.

*

*

( )Im[ ]Im[1 ]

fR RL

R R

R Asen tV V m ZV V senθ θ

⋅⋅= ⋅ +

∠ ⋅ ⋅ (3.35)

Donde el denominador de la ecuación (3.35) es la magnitud de la tolerancia y el ángulo θ es el margen de tolerancia en grados como se muestra en la figura 3.29.

L

Figura 3.29.- Margen de error en el alcance de la reactancia. Donde: E = Magnitud del error en la reactancia φ = Ángulo con respecto al eje cero del error.


81

La ecuación (3.36) define el ajuste total de cada una de las zonas cuadrilaterales, para su correcto ajuste.

0

Im[ ( )]Im[(1 ) ( ) ( )]

jP

R jp p

V I em Z gI k V I e

φ

φφθ

⋅⋅ =

∠ ⋅ + ⋅ ⋅ ⋅ (3.36)

La ecuación anterior es la que usa el relevador para determinar los límites de cada cuadrilateral sin embargo, de acuerdo a la ecuación (3.35), el relevador hace una aproximación de la resistencia de falla. Las redes de secuencia para una falla de fase a tierra (tomando en cuenta la resistencia de falla) es el mostrado en la figura 3.30, debido a que es un circuito serie entonces se tiene que la corriente es la misma.

a

a

a

F

Figura 3.30.- Redes de secuencia para una falla de fase a tierra con resistencia de falla. Donde la resistencia de falla aproximada mediante la ecuación (3.37).

*0

*2 0 0

Im 1 ( )3Im ( ) [1 ( )]2

Rg

R

V I k VR

I I I k I

θ φφ

θ φ

⎡ ⎤⎡ ⎤∠ ⋅ + ⋅⎣ ⎦⎣ ⎦=⎡ ⎤+ ⋅ ∠ + ⋅⎢ ⎥⎣ ⎦

(3.37)

En la ecuación (3.37) debido al término 2 0I I+ se minimiza el efecto de la carga, aunque exista en fenómeno de infeed.


82

3.6 Lógica de invasión de carga En muchas ocasiones debido a que las líneas transmiten grandes potencias, la impedancia medida de la línea a través del relevador en las horas pico puede ser detectada en alguna zona de operación del relevador, haciendo que este opere. Por tanto es de vital importancia ajustar las características de unidades de fase para evitar este fenómeno [14]. Se calcula mediante las condiciones máximas y mínimas de operación a las impedancias en magnitud y ángulo, y el relevador ajustará los márgenes de operación de la línea, como lo muestra la figura 3.31.

Figura 3.31.- Ajuste para las zonas máximas y mínimas de operación de la línea de transmisión. Donde. PLAF.- Límite superior de la impedancia de la carga hacia adelante NLAF.- Límite inferior de la impedancia de la carga hacia delante PLAR.- Límite superior de la impedancia de la carga hacia atrás. NLAR.- Límite inferior de la impedancia de la carga hacia atrás. Al realizar el ajuste de esta lógica es posible que se bloquee cierta parte de la zona mho sin embargo, esta es mínima por tanto el error es aceptable [10].


83

3.7 Lógica de transitorios por CVT y SIR alto. Esta lógica se aplica cuando existe una condición en la cual el relevador toma sus potenciales a través de un TP del tipo capacitivo y existe una relación de impedancia de fuente e impedancia de la línea (SIR) alto, estas condiciones pueden causar un transitorio rápido en la señal de tensiones, la figura 3.32 muestra una simulación en ATP de la detección de tensión en un TP del tipo capacitivo.

Figura 3.32.- Transitorio de tensión en el TP capacitivo.

La lógica del relevador bloqueará momentáneamente a la Z1 si se detecta el transitorio, los relevadores anteriores reducían la zona 1 o introducían un retardo fijo de 1.5 a 2 ciclos para dicha zona. Sin embargo, la rapidez con la que se desea liberar una falla en la zona 1 es casi instantánea, por tanto las dos soluciones anteriores no son viables, la lógica con la que opera el SEL-421 mide los cambios de impedancia y corrobora si es estable la medición de la impedancia o está cambiando, mediante la lógica mostrada en la figura 3.33 se puede detectar dicha condición [13].

Figura 3.33.- Lógica de detección de transitorios del SEL- 421.


84

Por tanto la salida solo será “uno” si algún elemento de la zona 1 se encuentra habilitado y la lógica CVT se encuentra desactivada, para que esta se encuentre desactivada, es necesario que mΔ sea menor a m y que los elementos 50 (Relevador de sobrecorriente instantáneo) y 27 (Relevador de baja tensión) se encuentren por debajo de la referencia, esto determinará si se tiene un SIR alto. 3.8 Elementos direccionales de falla a tierra. El relevador cuenta con tres elementos para fallas a tierra y dos elementos para fallas entre fases o trifásicas, estos elementos ocupan una sola cantidad de secuencia ya sea negativa o cero para todo tipo de fallas. Los elementos direccionales para fallas a tierra son:

• Corriente de secuencia cero (32I) • Tensión de secuencia negativa (32Q) • Tensión de secuencia cero (32V)

La ecuación (3.38) determina el torque del elemento 32 I .

0 03 cos( 3 )POL polT I I I I= ⋅ ∠ −∠ (3.38) Cuando T es positiva, entonces se concluye que la falla es hacia adelante, y si T es negativa, la falla se encuentra atrás de la zona de protección del relevador [10, 11]. La figura 3.34 muestra la lógica de esta operación para la selección del elemento direccional de falla a tierra.

Figura 3.34 Lógica de detección de direccionalidad de falla.


85

De la figura anterior, para realizar el cálculo del torque; primero se deben cumplir las siguientes condiciones:

• Que la corriente 0I supere 0a veces la corriente de secuencia positiva. • Que la magnitud de corriente 03I o la corriente del neutro sea mayor al

ajuste del relevador de sobrecorriente de tierra (50G). • Que exista una corriente mayor de polarización que el ajuste

predeterminado. • Que la lógica de detección de direccionalidad de corriente y de tensión por

secuencia cero esté habilitada. Si las cuatro condiciones se cumplen, quiere decir que el relevador sensó una corriente de secuencia cero mayor al ajuste, para determinar la direccionalidad se compara con magnitudes iguales pero de signos opuestos, si esta es positiva y mayor al ajuste, la falla se encuentra hacia delante y el bit F32I se activa, si esta es negativa y menor al ajuste, el bit R32I será cero. Para el elemento direccional de falla a tierra de secuencia negativa, se tiene el circuito mostrado en la figura 3.35, el cual determina por medio de tensiones de secuencia negativa la dirección de la falla.

Figura 3.35.- Lógica de direccionalidad de fallas usando secuencia negativa.


86

*2 2 2

2 22

Re[ (1 ) ]lV IZ

I

θ⋅ ⋅=

La impedancia de secuencia negativa es: (3.39) Donde:

2V = Tensión de secuencia negativa: 22 ( ) / 3V Va a Vb aVc= + +

2I = Corriente de secuencia negativa: 2

2 ( ) / 3I Ia a Ib aIc= + +

2lθ =Angulo de secuencia negativa de la línea. De la figura 3.35 se tiene que solamente se habilitará el cálculo de la impedancia de secuencia negativa, si solo se cumplen las siguientes condiciones.

• 2I es k veces mayor que la corriente de secuencia cero • 2I es 2a mayor que la corriente de secuencia positiva • La magnitud de 3 2I es mayor al ajuste del relevador de sobrecorriente con

direccional hacia adelante(50F) o si dicha magnitud es menor al ajuste del relevador de sobrecorriente direccional hacia atrás(50R)

Si estas condiciones existen quiere decir que se trata de una falla, por tanto se calcula la magnitud de la impedancia de secuencia negativa (Z2), si Z2 es menor a Z2F el bit F32Q se activará, en caso de que sea mayor la magnitud al bit Z2R, el bit R32Q será el que se active.


87

La figura 3.36 muestra un sistema fallado, y las diferentes magnitudes de impedancia que podría medir en el momento de la falla.

2SZ 2LZ 2RZ

(a)

2SZ 2LZ 2RZ

(b)

Figura 3.36.- Sistema fallado con falla hacia (a) adelante y (b) hacia Atrás.

De la figura 3.36 se tiene que el relevador ve las siguientes tensiones e impedancias de acuerdo a la falla:

a) Hacia adelante, figura 3.36a.

2 2Z Z S=

2 2 2V I Z S= − ⋅ b) Hacia atrás, figura 3.36b.

2 2 2RZ ZL Z= +

2 2 2 2( )RV I ZL Z= ⋅ +


88

*0 0 0

0 20

Re[3 (1 3 ) ]

3lV I

ZI

θ⋅ ⋅=

Para el elemento direccional de falla a tierra de secuencia cero por medio de tensiones se tiene la figura 3.37 en donde se muestra la lógica para la detección de la direccionalidad de la falla.

Figura 3.37.- Lógica para la determinación de la direccionalidad de las fallas ocupando la red de

secuencia cero. La impedancia de secuencia cero es: (3.40) Donde:

0V = Tensión de secuencia cero: 0 ( ) / 3V Va Vb Vc= + +

0I = Corriente de secuencia cero: 0 ( ) / 3I Ia Ib Ic= + +

0lθ = Angulo de secuencia cero de la línea. De la figura 3.37 se tiene que se habilitará el cálculo de la impedancia (32VE) si solo se tienen las siguientes condiciones:

• 0I es mayor que la corriente de secuencia positiva en 0a veces. • Si la magnitud de 3 0I es mayor que el ajuste del relevador de

sobrecorriente con direccionalidad hacia adelante (50F) o si dicha magnitud es menor que el ajuste del relevador de sobrecorriente con direccionalidad hacia atrás (50R).

• Si se encuentra habilitado el relevador direccional de tensión de secuencia cero.


89

Si existen todas esas condiciones el sistema habrá detectado una falla y procederá a realizar el cálculo de la magnitud 0Z , si esta magnitud es menor a la referencia Z0F el bit F32V se activará, sin embargo si la magnitud es mayor que Z0R se activará el bit R32V. En la figura 3.38 se muestra el mismo sistema fallado de la figura 3.36 usando las componentes de secuencia cero.

0SZ 0LZ 0RZ

(a)

0SZ 0LZ 0RZ

(b)

Figura 3.38.- Sistema con falla (a) hacia adelante y (b) hacia Atrás.

Se tiene que el relevador ve las siguientes tensiones e impedancias de acuerdo a la falla:

c) Hacia adelante, figura 3.38a. 0 0Z Z S=

0 0 0V I Z S= − ⋅

d) Hacia atrás, figura 3.38b.

0 0 0RZ ZL Z= +

0 0 0 0( )RV I ZL Z= ⋅ +


90

Como se aprecia en este análisis, las dos redes de secuencia para selección de la direccionalidad son bastante parecidas, si se analiza una falla a tierra casi al final de la línea como la que muestra la figura 3.39, de la cual se puede realizar un análisis del comportamiento de estas dos redes.

(a)

0SZ 0LZ 0RZ

(b)

2SZ 2LZ 2RZ

(c)

Figura 3.39.- (a) Línea fallada y su red de: (b) secuencia cero y (c) secuencia negativa.


91

00 0

0 0 0

R

R L S

ZI R IZ Z Z

⎛ ⎞= ⎜ ⎟+ +⎝ ⎠

22 0

2 2 2

R

R L S

ZI R IZ Z Z

⎛ ⎞= ⎜ ⎟+ +⎝ ⎠

Para la figura 3.39b se tiene que: (3.41) Para la figura 3.39c se tiene que: (3.42) Se observa que en las ecuaciones (3.41) y (3.42) el cálculo es muy semejante, por tanto será decisión del usuario y de los parámetros del sistema que red se elegirá, aunque el relevador tiene la opción de tener un orden, la figura 3.40 muestra el diagrama de flujo para una secuencia IVQ (Corriente de secuencia cero, Tensión de secuencia cero y tensión de secuencia negativa). La lógica para la detección de fallas direccionales se muestra en la figura 3.40, en donde se observa que cualquiera de los elementos (32I,32Q,32V) puede activar el elemento direccional de falla a tierra, sin embargo, si la lógica de pérdida de potencial (LOP) se activa y se cumplen las condiciones de que exista una apertura en el lado secundario de los TP y no se encuentre activado la lógica de detección de las direccionales por medio de la corriente de secuencia cero, ocasionaría que el relevador al detectar una falla mande la señal indicando que ésta ocurrió hacia adelante.

Figura 3.40.- Salidas de la lógica direccional de falla a tierra.


92

Es recomendable activar los tres elementos direccionales, sin embargo dependiendo de la configuración del sistema a proteger se le asigna un orden a estos elementos. 3.9 Carga conectada en delta. La figura 3.41 muestra un sistema con el lado primario del transformador en delta, como se sabe esta conexión bloquea las corrientes de secuencia cero, es común en sistemas de subtransmisión de 85kV encontrar esta conexión, donde una solución puede ser la conexión de un banco de tierras (Transformadores en Zig-Zag y en estrella).

Figura 3.41.- Falla de fase a tierra adelante del relevador 1 con carga conectada en delta.


93

0 2 0 0 0 1 0 2 0R T S L L RI I Z Z Z Z= ⎜ ⎟+ + +⎝ ⎠2 2 0 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2( ) ( ) ( )R T s L L R L RI I Z Z Z Z Z Z Z Zλ λ= ⎜ ⎟+ + + + +⎝ ⎠

Sin embargo, si no se cuenta con un banco de tierras las redes de secuencia se conectan como lo muestra la figura 3.42.

(a)

(b) Figura 3.42.- Redes de secuencia (a) positiva y (b) cero para la carga conectada en delta.

Para ilustrar el efecto de cada una de las corrientes de secuencia se hace uso de las relaciones de las ecuaciones (3.43) y (3.44) (3.43) (3.44)


94

Se observa que la ecuación (3.43) es más simple y por tanto es más sencilla de ajustar al relevador y ya que no tiene el término 2Zλ que es la impedancia de secuencia negativa de la falla. Por tanto para fallas hacia adelante del relevador SEL-421 con una carga conectada en delta el primer elemento direccional será 32V. La utilización del elemento direccional más adecuado depende de las condiciones del sistema, el relevador SEL-421 cuenta con la opción de habilitar los tres relevadores direccionales en cierto orden, la decisión de la dirección de la falla dependerá del tipo de falla además de la configuración del sistema. 3.10 Elementos de sobrecorriente. Estos elementos usan la corriente de secuencia negativa para fallas entre fases, mismo elemento que para fallas a tierra sin corriente residual y un elemento polarizado con tensión de secuencia positiva con memoria para fallas trifásicas. La figura 3.43 muestra la lógica direccional de fases del relevador SEL- 421

Figura 3.43.- Lógica direccional de fallas entre fases con secuencia cero.

Donde la salida F32P solo será valida si el elemento direccional de detección de falla de secuencia negativa hacia adelante (F32Q) se encuentra activado, los elementos de distancia direccionales fase-fase hacia adelante se encuentren activados, y además la tensión de polarización (VPOLV) se encuentre en un nivel adecuado, no deberá existir la condición de pérdida de potenciales (ILOP), la lógica de del elemento direccional de secuencia negativa (32QE) se encontrará activado durante ¾ de ciclo y la impedancia medida será menor a la impedancia


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de carga en condiciones de operación máxima (ZLOAD), para la lógica de R32P será muy parecida la detección, solamente será diferente en el aspecto de que los elementos de distancia de fase a fase serán hacia atrás. El relevador SEL-421 cuenta con 4 elementos de sobrecorriente instantáneos de fase. La figura 3.44 muestra los niveles 1 y 2 de la lógica de sobrecorrientes de fase, se observa que las salidas habilitan los relevadores de sobrecorriente direccionales.

Figura 3.44.- Lógica para los niveles 1 y 2 de sobrecorriente de fase. De la figura anterior el elemento de sobrecorriente 1 de fase (50P1) se activa si cualquiera de las corrientes de línea (IAL, IBL y ICL) son mayores al ajuste determinado por el usuario (50P1P). El elemento de sobrecorriente direccional 1 instantáneo (67P1) será válida si el elemento 50P1P está activado y la ecuación logica del control de torque de sobrecorriente direccional (67P1TC) se cumplen sus condiciones, si estas condiciones son válidas se activa el temporizador de la salida del elemento direccional de sobrecorriente temporizado (67P1T), esto para la coordinación de protecciones. El elemento de sobrecorriente 2 (50P2) tiene la misma lógica que el 50P1, sin embargo este se le puede ajustar una menor corriente y un tiempo mayor en su salida temporizada.


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La figura 3.45 muestra la lógica para la detección de sobrecorriente de secuencia negativa también llamada niveles 3 y 4.

Figura 3.45.- Lógica de sobrecorriente de secuencia negativa para los niveles 3 y 4. De la figura anterior el bit 50Q3 es la activación del elemento de sobrecorriente 3 de secuencia negativa y solo se activará si la magnitud de tres veces la corriente de secuencia negativa es mayor al ajuste dado por el usuario, el elemento direccional de sobrecorriente de secuencia negativa 3(67Q3) solo se activará si 50Q3 se encuentra activado, al cumplirse las condiciones de la ecuación de torque control del elemento direccional de sobrecorriente 3(67Q3TC) y exista una condición de detección de falla hacia adelante o hacia atrás (32QF y 32QR) y su dirección se encuentre hacia la mismo sentido (DIR3), si DIR3 se encuentra configurado con “F” significa que desbloqueará las fallas hacia adelante en el caso de “R” solo se activará si la falla se encuentra hacia atrás, donde la salida direccional de sobrecorriente de secuencia negativa temporizada (67Q3T) , se activará si estas condiciones duran más del tiempo establecido por el usuario, la lógica para el elemento 4 de sobrecorriente es la misma, sin embargo pueden cambiar los tiempos de retardo, la magnitud de sobrecorriente, y la dirección de la falla.[15] Esta lógica es muy utilizada para la detección de fallas entre fases y respaldo de las mismas.


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La figura 3.46 muestra la lógica para la detección de sobrecorrientes residuales de tierra llamados niveles 2 y 3.

Figura 3.46.- Lógica de detección de sobrecorriente residual. Donde el bit 50G2 que es la activación del relevador de sobrecorriente residual 2, se activará solo si la corriente residual (IGL) es mayor al ajuste proporcionado (50G2P), para que exista una activación del elemento direccional de sobrecorriente residual 2 debe de estar activado el bit 50G2, se deben de cumplir las condiciones de la ecuación lógica de torque control del elemento direccional de sobrecorriente residual 2(67G2TC), y se debe de detectar una condición de falla hacia adelante de corriente residual (32GF), para que el bit 67G2T que es un elemento direccional de sobrecorriente direccional de corriente residual temporizado, se deben de cumplir las condiciones antes mencionadas por un tiempo mayor al tiempo de retardo establecido por el usuario. Para el nivel 3 la lógica es muy similar a la del nivel 2, solo que este se puede direccional hacia atrás o hacia adelante, esto mas que nada para coordinación de protecciones o respaldo. Esta lógica es muy utilizada para fallas de dos fases a tierra. Estos tres esquemas crean funciones 67 instantáneas o de tiempo inverso, según sean las necesidades.


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3.11 Detección de polo abierto En esta lógica, la detección de uno o tres polos abiertos se hace mediante tensiones y corrientes y a través de los contactos auxiliares del relevador, esta detección no solo sirve para saber si el interruptor ha operado o se encuentra abierto si no que también puede tener más aplicaciones como inicio de recierres. [1] En la figura 3.47 se muestra la lógica de detección de polo abierto.

Figura 3.47.- Lógica de detección de polo abierto

En esta figura se presenta solamente la lógica para la detección de la fase “A” abierta, ya que ésta lógica es igual para las fases “B” y “C”, para que el bit SPOA (Fase A abierta) sea activado debe de habilitarse la lógica de detección de polo abierto (EPO) por alguno de las cantidades medidas, en este caso es por medio de tensión (V), además la tensión medida de la fase “A” (VA) debe ser menor al ajuste del relevador de baja tensión (27PO), debe de habilitarse el bit de pérdida de potencial de la fase “A” (LOPHA), si estas condiciones se mantienen durante más de ¼ de ciclo el bit SPOA se activará. La detección de polo abierto también se puede realizar mediante el estado del contacto auxiliar del interruptor, por tanto SPOA se puede activar si existe una pérdida de potencial en la fase “A”, se encuentra abierto el contacto auxiliar del interruptor 1 (52AA1) (52AA2 es utilizado cuando existe más de un interruptor en el esquema, de no ser así el bit 52AA2 siempre permanece desactivado “cero” lógico), y se encuentra habilitada la lógica de detección de polo abierto con el bit EPO con “52” que significa monitorear el estado de los contactos auxiliares del interruptor. La lógica para las fases “B” y “C”, es similar solamente cambia la medición de tensión de cada una de las fases, sin embargo con cualquiera de las fases que se encuentre abierta, se activará el retardo de tiempo del bit indicador de fase abierta (SPO), si después de haber


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transcurrido el tiempo establecido por el usuario (ciclos), la condición de polo abierto continua, el bit SPO se activará, cuando las tres fases operen, se habilitará el retardo de tiempo del bit de salida, que indica las tres fases abiertas (3PO), de igual forma si después del tiempo de retardo establecido por el usuario la condición de tres fases abiertas continúa se habilitará el bit 3PO. 3.12 Esquemas de disparo asistido por comunicaciones El esquema de teleprotección disponible en el SEL-421, es el disparo transferido permisivo de sobre alcance (POTT),el cual puede ser implementado para usar este relevador como protección principal, como ya se mostró en el capítulo 2, el problema ocurre cuando el relevador detecta una falla mas allá de la zona 1 del relevador local, pero también la falla es vista por el relevador remoto (del otro extremo de la línea) en su zona 1, se observó que los tiempos en la liberación total de la falla son relativamente altos. En la figura 3.48 se muestra un diagrama simple unifilar de tele protección. [16]

Figura 3.48.- Diagrama unifilar simple de teleprotección.

Cuando este fenómeno ocurre el relevador del interruptor 4 envía una señal de disparo por medio del canal de comunicación (fibra óptica), el esquema básico se muestra la figura 3.49.

(a)

(b)

Figura 3.49.- Esquema básico de (a) transmisión y (b) recepción de la señal de permiso “key”


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En la figura 3.49b se muestra que solamente los elementos de la zona 2 del relevador combinados con el permiso “key” logran un disparo de alta velocidad en el relevador del interruptor 3, tomando en cuenta que la falla la está detectando en la zona 2 de operación, cabe mencionar que ninguna otra zona interactúa con este permiso (3, 4, 5, 6 y 7). Complicaciones de los esquemas de tele protección.

• Inversión de corrientes • Terminal remota abierta • Baja aportación (Weak Infeed)

La figura 3.50 muestra una falla en líneas paralelas donde existe el fenómeno de inversión de corriente, donde todas las fuentes se encuentran conectadas.

1 2

3 4

Falla

Zona 1 Zona 2

Zona 2Zona 3

IFALLA IFALLA

IFALLA IFALLA

(a)

2

3 4

Falla

Operó Zona 2

Zona 3Zona 2

IFALLA

IFALLA IFALLA

(b)

Figura 3.50.- Falla en líneas paralelas (a) inicio de falla y (b) después de la operación del

interruptor 1. Se observa que la corriente al operar el interruptor 1 cambia de sentido (3.50b) y por tanto el efecto de la detección de la zonas en los relevadores de distancia de


101

los interruptores 3 y 4 cambian (zona 2 y zona 3, respectivamente), si la señal “key” que viaja por el canal de comunicación, logra llegar al relevador que monitorea al interruptor 3 este operará debido a que los elementos de la zona 2 están activos. Esta condición es indeseable ya que la línea entre los interruptores 3 y 4 no tiene falla, la solución que se realiza en el SEL 421 es la de bloquear momentáneamente la conversión de la señal “key” en un disparo (5-8 Ciclos), si este detectaba la falla en la zona 3 y cambio a zona 2 asegurando la no operación del relevador 3, el problema de la inversión de corrientes de acuerdo a la figura 3.50 solo se presenta en líneas paralelas, y debido a que en el capítulo 4 se describe los ajustes de distancia de la línea de Temascal Dos a Puebla Dos y el sistema central tiene varias líneas paralelas a esta, esta condición y debe tenerse en cuenta para la operación óptima del relevador a ajustar. 3.13 Lógica de disparo Considerando que la función principal del relevador es realizar un disparo ante la presencia de una falla para evitar daños al sistema. El SEL-421 cuenta con 4 formas para efectuar este disparo [4], los cuales se muestran a continuación:

Disparo por cierre bajo falla (SOTFT) Disparo incondicional vía ecuación TR Disparo asistido por comunicación

• Monopolar • Tripolar

La figura 3.51 muestra el diagrama a bloques para tales esquemas de disparo.

Figura 3.51.- Lógica de disparo.


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3.13.1 Lógica de disparo por cierre bajo falla En muchos casos cuando se intenta restablecer el sistema y la falla aún persiste, el relevador dispara nuevamente de forma instantánea a este evento se le conoce como disparo por cierre bajo falla. Analizando únicamente esta condición, se observa que para habilitar el bit de cierre bajo falla (SOTFT), deberán de cumplirse las condiciones para que los bits TRSOTF (Ecuación de condiciones de falla) y SOTFE (Habilitación de la lógica de cierre bajo falla) sean activados, la figura 3.52 muestra esta lógica.

Figura 3.52.- Lógica para habilitar SOTFT.

Para que exista un disparo de cierre bajo falla, deberán de existir los tres polos abiertos, 3PO=1 manteniéndose activado por un determinado tiempo (CLOEND = 10 ciclos), la ecuación lógica de control de cierre exitoso del interruptor confirmara el cierre (ecuación 3.45), si existe cualquiera de las condiciones de la ecuación lógica de control TRSOTF generará un disparo de cierre bajo falla. La figura 3.53 muestra la lógica de TRSOTF.

CLSMON= 52AA1 AND 52AB1 AND 52AC1 (2.45)

Figura 3.53.- Salida de la señal de disparo por SOTFT.


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Ahora para enviar la señal de disparo al interruptor, deberá habilitarse el bit de disparo TR, el cual será bajo las condiciones de la ecuación (3.46):

TR = M1P OR Z1G OR M2PT OR Z2GT (3.46) Es decir que se presentará una señal de disparo si cualquiera de los elementos de fase o tierra de las zonas 1 o 2, se activan. Cumpliéndose las condiciones para TR y SOTFT, el relevador indicará al interruptor que opere, ya que durante su evento de cierre existió una falla. 3.13.2 Lógica de disparo incondicional vía ecuación TR. Para que se presente un disparo tripolar, por este esquema se hace referencia al diagrama mostrado en la figura 3.54.

Figura 3.54.- Disparo incondicional por vía ecuación TR.

Considerando la ecuación (3.47), el disparo se ejecutará cuando sea habilitado el bit E3PT mediante la ecuación de control (3.48).

TR = M1P OR Z1G OR M2PT OR Z2GT (3.47)

E3PT = IN107 OR TOP (3.48)


104

La lógica del bit TOP (Disparo durante la existencia de un polo abierto), será habilitada si existe un disparo monopolar el cual será retrasado por un tiempo de 1/8 de ciclo, si también se presenta un cambio de estado (de uno a cero lógico) en cada una de las fases y no se encuentra habilitado el bit E3PT. TOP mantendrá su señal por un tiempo de 1 ciclo. La figura 3.55 muestra la lógica de TOP.

La figura 3.55.- Lógica de disparo por polo abierto


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3.13.3 Lógica de disparo por comunicación Para tener presente una señal de permiso para el disparo permisivo por comunicación (COMPRM=1), se deberá considerar los siguientes ajustes para habilitar este esquema de disparo ECOMM. Los esquemas de disparo asistidos por comunicación provén una protección para líneas de transmisión con requisitos fuera de los esquemas de coordinación de las zonas 1, 2 y 3. La figura 3.56 muestra la lógica de disparo por comunicación.

+-

mBCF

mAGF1

CYC0

Figura 3.56.- Diagrama de lógica de disparo asistido por comunicación.


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El relevador puede contener los 5 esquemas siguientes:

• POTT (Disparo permisivo transferido) • POTT2 (Disparo permisivo transferido, 2 canales de comunicación) • POTT3 (Disparo permisivo transferido, 3 canales independientes de

comunicación) • DCUB (Desbloqueo por comparación direccional) • DCB (Bloqueo por comparación direccional)

El esquema de disparo permisivo transferido con sobre alcance (POTT), hace uso de una comunicación por reflejo nombrada como “MIRRORED BITS” para implementar su eficiencia y economía en la coordinación de protecciones. La tecnología de comunicaciones MIRRORED BITS mejora la seguridad y la operación rápida. Si el canal de comunicaciones es confiable y libre de ruidos (por ejemplo el uso de fibra óptica), el POTT provee seguridad y confiabilidad. El POTT puede implementarse con otros canales de comunicación convencionales tales como líneas telefónicas y microondas. El SEL-421 ofrece tres esquemas de POTT. El tipo de canal de comunicación determinará que esquema implementar.

• POTT Es aplicado cuando solo se tiene un canal de comunicación. • POTT2 Es aplicado cuando se tiene dos canales de comunicación, uno

para identificación de fallas monofásicas y otro para identificación de fallas entre fases.

• POTT3 es un esquema en el cual se emplea un canal de comunicación para cada fase, cada canal indica un disparo permisivo para una falla monofásica, para una falla entre fases se enviará la señal de disparo con los canales correspondientes a cada fase en el que se presenta la falla.

La lógica para el esquema POTT cuenta con las siguientes características.

Lógica de seguridad contra corriente inversa. Esta lógica hace uso del bit Z3RB para bloquear el relevador cuando existen corrientes inversas evitando que opere por fallas externas.

Eco. Si el interruptor local es abierto o existe una condición de fuente débil, la señal enviada por el relevador remoto puede llegar a al relevador local, regresar a la central remota y emitir un disparo cuando se presentan fallas más allá del alcance de la zona 1 del relevador remoto, permitiendo hacer un disparo instantáneo.


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Lógica de disparo por baja tensión (Weak infeed). El SEL-421 provee lógica para detección de una fuente débil, para emitir un disparo de alta velocidad en ambas líneas por fallas internas cerca de la terminal débil. La terminal débil acepta la señal de permiso, posteriormente la regresa a la terminal de la fuente más fuerte y admite el disparo en esta terminal. Después de satisfacer las condiciones especificas, la terminal débil realiza un disparo, ya que convierte la señal de permiso en señal de disparo.

Las tensiones de falla son despreciadas en la terminal de fuente débil, esta condición genera tensiones residuales significantes como en caso de fallas a tierra. El SEL-421 usa detectores de nivel de baja tensión en cada fase y detectores de sobretensión en el neutro para detectar una condición de alimentación de una falla por fuente débil. Si se ajusta EWFC = Y, el relevador habilitará la lógica de fuente débil activando a 27PPW y 59NW. Para aplicaciones de disparo monopolar, EWFC es ajustado con SP y el ajuste activará a 27PWI. La lógica de fuente débil habilita a ECTT (Conversión del eco a disparo), si EWFC=SP el relevador puede convertir el eco a un disparo monopolar. El esquema para desbloqueo de disparo por comparación direccional (DCUB), como se muestra en la figura 3.57, este esquema hace uso de comunicaciones tales como MIRRORED BITS. A través de un control programado por la función LOG (Pérdida de seguridad), el relevador monitorea las salidas de los receptores de comunicación. Si LOG se confirma y no es recibida una señal de permiso, el relevador confirma que hay pérdida de comunicación en el canal, la señal emitida por habilita al bit UBB1 o UBB2 (Bloqueo del receptor de disparo permisivo) por un lapso de tiempo. Al mismo tiempo el disparo es bloqueado evitando una operación errónea del relevador por medio de estas salidas PTRX1 o PTRX2 dependiendo del bit UBB que sea activado.


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La zona 3 será ajustada para monitorear la línea anterior al relevador, si Z3RB (Retardo del bloqueo de la zona 3) se habilita, el relevador será bloqueado.

Figura 3.57.- Diagrama de lógica de DCUB. La señal de disparo permisivo será habilitada por medio de los diferentes esquemas POTT y DCUB, como se muestra en la figura 3.58. Para el esquema POTT se puede observar que solo necesita de la señal de disparo permisivo por medio del canal 1, sin embargo para el esquema POTT2 al tener presente una señal de polo abierto (esta señal será retrasada 0.25 ciclos) y no existe una señal de disparo permisivo tripolar pero se recibe la señal de disparo permisivo por el canal 1, se efectuará n disparo monopolar, el esquema POTT3 activa a PTRX cuando no se tenga un disparo en la fase correspondiente ni mucho menos se presentó un disparo monopolar en esta fase pero si se tiene una señal de disparo permisivo.


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También si ECOMM =DCUB1 y el bit PTRX1 es habilitado por medio de la lógica mostrada en la figura 3.57, se habilitará PTRX. Si ECOMM =DCUB2 tendrán que ser habilitados los dos bits PTRX1 y PTRX2 para permitir la señal de disparo permisivo.

a)

b)

Figura 3.58.- Diagrama de lógica de disparo permisivo recibido para a) POTT y b) para DCUB


110

El bloqueo de disparo por comparación direccional (DCB) mostrado en la figura 3.59, es otro esquema que permite configurar a ECOMM. Al habilitar esta lógica el relevador confirmará mediante el bit DSTRT que se presenta una falla en el sistema y fue detectada por la zona 3. Si el relevador recibe una señal de bloqueo BT en cualquiera de sus entradas según la ecuación de control programada, esta señal tendrá un retraso (BTXD=1 ciclo), permitiendo al bit DSTR confirmar una falla en la zona 3, si no se presenta esta falla se emitirá la señal de disparo permisivo.

Figura 3.59.- Diagrama de la lógica DCB. Los bits DTA, DTB y DTC son activados mediante una ecuación de control que determina el disparo transferido, si llegase a activarse DTA por ejemplo (recibe señal de disparo transferido) y no presenta un polo abierto en el relevador receptor SPOA = 0 en la fase “A”, en ese momento se ejecutará un disparo transferido directo. Considerando que el disparo permisivo por comunicación fue emitido exitosamente, ahora el relevador deberá confirmar si el disparo será monopolar o tripolar. Para que sea confirmada una señal de disparo monopolar (haciendo el análisis para la fase “A”, mostrado en la figura 3.60), el relevador tomará tres condiciones: En primer lugar si se presenta una falla en la fase “A” su magnitud medida (|mAG1F|) será menor comparada con la magnitud medida en las fases “B” y “C” (|mBCF|) , de esta manera determinará que la falla se presenta en tal fase, además el bit FSA =1, confirmará que la falla involucra la fase “A”, por último se presentará una corriente elevada detectada por los elementos de sobrecorriente (67Q2 y 67G2), si estas condiciones se cumplen, se genera una señal que será emitida durante un tiempo de 1 ciclo, si esta lógica fue habilitada por el bit 67QGSP = Y (Disparo monopolar por falla de sobrecorriente residual y tensión de secuencia negativa) el relevador podrá ejecutar un disparo monopolar durante una falla a tierra.


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La segunda condición es cuando la falla se presente dentro de las zonas MAG1, MAG2, XAG1, o XAG2. La tercera condición comprende la conversión del eco a disparo, la lógica de fuente débil está configurada como EWFC=SP, si no existe el polo de la fase “A” abierto y el relevador recibe una señal de disparo transferido mediante el bit DTA, ejecutará el disparo en tal fase.

3φ

mBCF1mAG F

Aφ

Figura 3.60.- Señal de disparo monopolar.


112

Cuando las señales de disparo (TP) son enviadas para operar el interruptor, el relevador señala cuál de las fases operó o en su detecto si fueron las tres. Para tal señalización el SEL-421 cuenta con la lógica siguiente que se muestra en la figura 3.61

a)

b)

Figura 3.61.- Disparo y señalización a) disparo por falla entre 2 o más fases b) señalización de disparo monopolar o tripolar.

Si existe una señal de disparo en dos fases el bit A3PT será habilitado, este bit a su vez habilita un disparo tripolar, este disparo será señalizado por medio del bit 3PT. Cuando existe solo una señal de disparo en una de las fases el bit SPT señalizará tal acción [4].


113

3.13.4 Reestablecimiento del disparo El bit TULO (Lógica del reestablecimiento del disparo) Se encarga de abrir el contacto de salida de disparo para remover la tensión de corriente directa de la bobina de disparo. TULO cuenta con 4 opciones para su ajuste: 1.- Reestablece el estado del disparo cuando el relevador ha detectado que uno o más polos están abiertos. 2.- Reestablece el estado del disparo cuando el relevador ha detectado que los contactos (52A) correspondientes de ambos interruptores (52AA1 y 52AA2) están abiertos. 3.- Reestablece el estado del disparo cuando el relevador ha detectado que las condiciones de las primeras dos opciones son satisfechas. 4.- No permitirá la operación de esta lógica. Analizando el circuito lógico de la figura 3.62 se puede observar que al existir la fase “A” abierta (LOPHA=1), sin embargo no fue por un disparo tripolar y el bit TULO está habilitado la bobina disparo en la fase “A” será desenergizada. Si los polos de la fase “A” de los dos interruptores se encuentran abiertos (52AA1=52AA2 = 0) y TULO fue ajustado con 2, habilita la lógica mencionada anteriormente, permitiendo que ULTRA = 1.


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Si TULO fue ajustado con 3, se deberán de cumplir las dos condiciones anteriores para enviar una señal y desnergizar a la bobina de disparo.

Figura 3.62.- Lógica para reseteo la bobina de disparo de la fase “A”. Por último ULTR será ajustado como: ULTR = TRGTR (Reseteo de todos los bits activos) 3.14 Líneas con compensación serie. Como se sabe la compensación serie en líneas se hace para reducir el efecto de la inductancia en líneas muy largas, sin embargo cuando estos se encuentran en operación, se introducen transitorios de frecuencia no fundamental, la frecuencia natural de oscilación del capacitor y de la inductancia de la línea es típicamente menor a la fundamental y depende del valor del capacitor, esto puede ocasionar problemas al relevador de distancia como son:

• Inversión de tensión • Transitorios de alta frecuencia • Resonancia de baja frecuencia


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El relevador SEL-421 cuenta con una lógica de tensión de polarización que detecta la inversión de tensión, en donde compara el valor presente de tensión de secuencia positiva con el valor medido dos ciclos antes, si el cambio de fase es mayor a 60 grados cambia la constante de tiempo de la memoria, la figura 3.63 muestra la lógica de detección de la inversión de tensión [17].

Figura 3.63.- Lógica de detección de inversión de tensión. Por lo tanto, la lógica que activa el interruptor de cambio de la constante de tiempo, solo se activará si se encuentra habilitada la lógica de inversión de tensiones (ESERCMP = Y), si la magnitud de la diferencia entre el ángulo de la tensión guardado en memoria y el ángulo de la tensión medido de la fase “A” de secuencia positiva es mayor a 60°. En caso de presentarse una oscilación de potencia el relevador bloquea sus zonas de operación de distancia, cuando esto ocurre el bit OSB (Bloqueo por oscilaciones de potencia) se activa bloqueando esta lógica, sin embargo después de un tiempo de que este fenómeno sigue presente el relevador realizará un disparo. Y el bit OST (Disparo por oscilaciones de potencia) se activará, si cualquiera de estos dos bits operó la lógica de detección de inversión de tensiones se desactivará, si existe una tensión de polarización de los elementos de falla el bit VPOLVF se encontrara activado. En caso de no existir una condición de grabado en memoria y la magnitud de la tensión de la fase “A” se encuentra por encima de 5 volts (lo cual indica que el interruptor en la fase “A” se encuentra cerrado), podemos obtener la señal para activar la lógica del interruptor de cambio de la constante de tiempo, si tales condiciones predominan por un tiempo mayor a ½ ciclo se activará tal lógica, sin embargo si el interruptor se encuentra abierto ( 1 5VA V< ) el interruptor de cambio de la constante de tiempo se encontrara cerrado permanentemente.


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( )Z R j Xl Xc= + −

La memoria del relevador se activará solo si la tensión de secuencia positiva de la fase “A” es mayor a 5 V, si no existe suficiente magnitud de tensión para polarizar a los elementos de falla y el bloqueo S3 no se encuentra presente. 3.14.1 Transitorios de alta frecuencia Debido a que el relevador cuenta con filtros estos rechazan las altas frecuencias, los filtros analógicos rechazan componentes de alta frecuencia y el filtro digital rechaza armónicos, el total de estos dos filtros remueve armónicos y ruido de alta frecuencia. 3.14.2 Transitorios de baja frecuencia Se le llama baja frecuencia a la frecuencia por debajo de la nominal, no armónicos que se encuentran dados por la frecuencia natural de la línea, típicamente entre 20 y 40Hz y que causan sobre alcance en los elementos de distancia y afecta la seguridad de los elementos direccionales, la figura 3.64 muestra el efecto de sobre alcance en la línea.

Figura 3.64.- Falla en una línea compensada. La impedancia vista desde los relevadores está dada por la ecuación 3.49 (3.49) Debido a esta reducción de la impedancia, en muchos esquemas de protección se debe hacer menos sensible la zona 1 de protección de distancia o deshabilitarse por completo, y debido a que los filtros del relevador solamente bloquean las altas frecuencias y las componentes armónicas, las frecuencias menores a la fundamental pueden causar inexactitud por un fenómeno conocido como resonancia subsíncrona.


117

(CALCV I R jXl jXc= ⋅ + −

3.14.3 Lógica para líneas compensadas del relevador SEL-421 El relevador es inmune a los dos fenómenos mencionados anteriormente ya que calcula la caída de tensión a través de la línea y el capacitor serie, con los ajustes y la corriente medida, compara el cálculo contra la tensión medida, si la tensión medida es menor a la calculada se permite la operación de la zona 1[11,17]. La figura 3.65 muestra una falla al final de la línea compensada en donde la tensión calculada es igual a la tensión medida.

FallaR + jXl52

XcSEL 421

Figura 3.65.- Falla al final de la línea compensada con capacitor serie. De la figura 3.65 se puede deducir la ecuación 3.50.

(3.50) Donde CALC MEDV V= Si se realiza una gráfica entre la tensión medida y la tensión calculada a través de toda la línea se puede determinar una relación entre estas, como lo muestra la figura 3.66.

FallaR + jXl52

XcSEL 421

Vcalc Vmed

VcalcVmed

Figura 3.66. Relación entre la tensión medida y la tensión calculada a lo largo de la línea compensada.


118

Por lo tanto, al habilitar esta lógica la señal del permisivo de la zona 1 será mediante una comparación de la tensión medida y la tensión calculada, como se puede observar en la figura 3.66, la tensión medida es menor hasta casi cerca del 80% de la línea, por lo tanto el relevador puede operar de manera instantánea sin sobre alcanzar su zona. Entonces, para ajustar Xc en el relevador se debe tener en cuenta todas las posibilidades de conexión del capacitor serie, la figura 2.67 muestra las posibilidades de conexión para este equipo.

R + jXl52

jXc2SEL 421

E R

(a)

(b)

R + jXl52

-

jXc2SEL 421

E R

-jXc1

MOV

-

jXc3

GAP

(c)

(d)

Figura 3.67 Línea de transmisión con compensación serie (a) con compensación al final de la línea, (b) en los extremos, (c) un capacitor serie de la subestación R con equipos de protección y (d) sin

equipos de protección.


119

2( )L CZ R j X X= + −

1 2[ ( )]L C CZ R j X X X= + − +

1 2 3[ ( )]L C C CZ R j X X X X= + − + +

De la figura 3.67a, la ecuación de la impedancia será: (3.51) De la figura 3.67b la ecuación de la impedancia será: (3.52) Solamente se consideran los capacitores fuera de la línea, si se tiene las siguientes consideraciones.

• La corriente mínima de falla es menor al ajuste de GAPI • La corriente mínina de falla es menor al ajuste de MOVI

Si estas condiciones se cumplen la ecuación de la impedancia para la figura 2.67c será: (3.53) Si estas condiciones no se cumplen, la ecuación para la figura 3.67d será la ecuación (3.52). Debido a este efecto, el ajuste de Xc dependerá enteramente de la configuración del sistema, así que este valor debe de ser la suma de todas las reactancias conectadas enfrente del relevador y que participan durante la falla. Para la zona 1 de operación del relevador debe de ser el mismo que el de la línea sin compensar, ya que al activar este bit, el relevador automáticamente realizará los ajustes correspondientes. Para la zona 2 de protección del relevador esta se debe de ajustar de un 150% a y un 200% del valor de la línea sin compensar, si la línea adyacente es larga se recomienda un 200%, sin embargo si la línea es corta se recomienda que sea un 150%, además si existe una condición de resonancia en baja frecuencia se recomienda que el ajuste sea mayor al 150%. Para la zona 3 se recomienda que tenga un alcance mayor, al menos 50% a los de la zona 2 del relevador, así aseguramos que la zona 3 siempre sobrealcance a la zona 2.


120

3.14.4 Supervisión direccional de secuencia negativa La supervisión de los elementos de distancia de un ciclo, para todas las fallas desbalanceadas deben de coincidir en dirección, la dirección de los elementos de distancia y el elemento direccional deben de coincidir para que exista un disparo de alta velocidad. En sistemas sin compensación los elementos direccionales de secuencia negativa (Z2F y Z2R) son determinados a partir de la impedancia de la línea y de la fuente, para simplificar el análisis se asume que la fuente es de potencia infinita ( 0Zs = ) La figura 3.68 muestra un sistema sin compensar.

Figura 3.68.- Diagrama de una línea sin compensar. Por tanto los ajustes serán:

12 2

LF

ZZ = (3.54)

2 20.5

R FnomTC

Z ZI

= + (3.55)

Donde:

1LZ Es la impedancia de secuencia positiva de la línea.

nomTCI Es la corriente nominal de los transformadores de corriente (1 – 5 amperes)


121

La presencia de compensación serie cambia la impedancia aparente de la línea, por tanto el ajuste de los elementos de distancia depende del valor del capacitor, en condiciones de falla el capacitor, éste es protegido sacándolo de operación. Sin embargo, en los primeros ciclos de falla el capacitor sigue actuando en la línea, en la figura 2.69 se muestran tres casos diferentes de compensación.

(a)

(b)

(c)

Figura 3.69.- Línea compensada (a) a la mitad, (b) en el extremo r y (c) en los dos extremos.

Para la figura 3.69a (Línea con compensación a la mitad) el ajuste para ambos relevadores será:

1 22

( )2

L CF

Z XZ −=

(3.56)

2 2 0.1R FZ Z= + (3.57)


122

Para la figura 3.69b (Línea con compensación en el extremo R) el ajuste para ambos relevadores será:

1 22

( )2

L CF

Z XZ −=

(3.58)

2 2 0.1R FZ Z= + (3.59) Para la figura 3.69c (Línea con compensación en los extremos) el ajuste para ambos relevadores será:

1 2 22

[ ( )]2

L CR CSF

Z X XZ − +=

(3.60)

2 2 0.1R FZ Z= + (3.61)

En los casos 3.69b y 3.69c, el capacitor serie se encuentra en los extremos, los bancos se encuentran en las subestaciones y la medición de potenciales se encuentra después del capacitor, la figura 3.70 muestra este arreglo.

Figura 3.70.- Compensación en el extremo r con los potenciales del lado de la línea. Para la figura 3.70 el ajuste de los relevadores de la direccionalidad de secuencia negativa es diferente en el lado R que en el lado S. El ajuste del relevador del lado R será:

1 22 2

[ ( )]2

L CF C

Z XZ X−= +

(3.62)

2 2 0.1R FZ Z= + (3.63)


123

El ajuste del relevador del lado S será:

1 22

[ ( )]2

L CF

Z XZ −=

(3.64)

2 2 0.1R FZ Z= + (3.65) La figura 3.71 muestra una línea con compensación en los dos extremos, con los transformadores de potencial del lado de la línea.

Figura 3.71.- Línea compensada en los dos extremos con los transformadores de potencial del lado de la línea.

El ajuste del elemento direccional de secuencia negativa del relevador del lado R será:

1 2 22 2

[ ( )]2

L CR CSF CR

Z X XZ X− += +

(3.66)

2 2 0.1R FZ Z= + (3.67) El ajuste del relevador del lado S será:

1 2 22 2

[ ( )]2

L CR CSF CS

Z X XZ X− += +

(3.68)

2 2 0.1R FZ Z= + (3.69)

La instalación del capacitor serie modifica los parámetros de la línea, por tanto se deben de ajustar los elementos que trabajen con dichos parámetros, para la detección óptima de fallas y condiciones anormales de operación de la línea [8, 17].


124

3.15 Recierre En el capítulo 2 se observó que la función de recierre es muy importante para la continuidad en el servicio de los SEP´s, el relevador SEL-421 cuenta con una lógica de recierre (79), que mediante algunas condiciones habilita o deshabilita esta función, la cual determina si la línea se encuentra fallada temporal o permanentemente. La figura 3.72 muestra el esquema a bloques del disparo y recierre tripolar. Se puede observar que el relevador de recierre manda la señal de operación para que el interruptor 1 vuelva a cerrar, solamente después de que el relevador de distancia (21) detecte una condición de falla.

Figura 3.72.- Esquema a bloques de un disparo y recierre tripolar. Debido a que las fallas más frecuentes son de línea a tierra, y debido a que existe una menor desestabilización del sistema de potencia por tal evento, el disparo y recierre monopolar es aplicado en líneas de transmisión. La figura 3.73 muestra el esquema a bloques básico del disparo y recierre monopolar. Se puede observar que monitorea cada una de las fases, en donde el disparo monopolar también puede activar al 79.

Figura 3.73.- Esquema a bloques de un disparo y recierre monopolar y tripolar


125

La función de recierre cuenta con varios elementos que permiten esta operación o el bloqueo de la misma. Se pueden realizar hasta dos recierres de forma monopolar, el ajuste que se le proporciona se hace mediante una ecuación lógica de control, en donde el ajuste se recomienda que se realice mediante un seguimiento de un contacto auxiliar del interruptor. Ejemplo: ESPR1= IN105 Es decir que la entrada del relevador que monitorea al interruptor se encuentra en el número 5 de las entradas traseras del relevador. La lógica básica que usa este relevador para un recierre monopolar se muestra en la figura 3.74, la cual tiene la siguiente ecuación:

SPT AND NOT 3PT AND ECVK AND (XG1 OR M1P OR COMPRM) (3.70)

Figura 3.74.- Lógica de iniciación del recierre. Para la figura 3.74 se tiene que: Para iniciar el recierre se verificarán las tensiones mediante una lógica (ECVK =1) que se revisara más adelante, no existirá una condición de pérdida de potencial (LOP), además existirá un disparo monopolar (SPT) y no del tipo tripolar (3PT), y por último que haya presentado cualquiera de las condiciones de detección de zona 1 de los elementos mho o cuadrilateral (M1G o X1G) o un permisivo de recierre por comunicaciones (COMPRM). El intervalo de recierre monopolar se ajusta preferentemente a 1 segundo, para evitar que el relevador dispare por sobrecorriente de secuencia negativa.


126

La ecuación lógica de control para la supervisar que las tres fases se encuentran cerradas es la siguiente:

SP1CLS = 52AA1 AND 52AB1 AND 52AC1 (3.71) 3.15.1 Lógica de polo abierto Es de suma importancia que el relevador no mande un recierre hasta que se encuentren uno o más polos abiertos, la figura 3.75 muestra la lógica para la detección de uno o más polos abiertos.

Figura 3.75.- Lógica de detección de uno o más polos abiertos.

Se puede observar que para que exista una detección de un polo abierto cualquiera de los bits que monitorean a las fases (52AA1, 52AB1 y 52AC1) deben permanecer el tiempo de retardo en “cero” para que sea declarado como un polo abierto (SPOBK1), para que dos polos sean declarados abiertos deben permanecer cualquier par de bits en cero el tiempo determinado de retardo, por tanto se desactiva SPOBK1 y al tener estas condiciones se activa el bit que detecta dos polos abiertos (2POBK1), sin embargo si la condición es cero en los tres bits y estos se encuentran el tiempo de retardo necesario en ese estado, se desactivaran los bits SPOBK1, 2POBK1 y solo se activara el bit de tres polos abiertos (3POBK1).


127

La figura 3.76 muestra la lógica completa de recierre monopolar.

Figura 3.76.- Lógica completa de habilitación de recierre monopolar. Se puede observar en la figura que se encuentra configurado para dos interruptores sin embargo, solamente usaremos el caso de uno. El Bit de habilitación de recierre y disparo tripolar (R3TPE1) solo se activará si, se tiene configurado cualquiera de los interruptores con disparo tripolar o se encuentra desactivado la habilitación de disparo monopolar (NSPSHOT:=N), o en dado caso la señal de inicio de recierre monopolar haya cambiado de un estado de activado a desactivado, generando un “uno” lógico en la terminal S (Set) del Flip Flop, donde la salida Q permanecerá activada solamente si cualquiera de las siguientes condiciones se cumplen; los tres polos se encuentran abiertos (3POLINE), el bloqueo del relevador de recierre se encuentra activado (79DTL), la señal de inicio de recierre tripolar se activa ( 3PARC) o el tiempo de polo abierto duró más de lo establecido. Para la habilitación del recierre monopolar (SPARC) se necesita que se cumplan las condiciones lógicas de la ecuación del recierre monopolar (SPRI) y el bit de habilitación de recierre monopolar del interruptor 1 se encuentre activado (ESPR1), además el bit del “relevador en estado de recierre tripolar” se encontrará desactivado (79CY3=0), no se encontrará presente el bit de interruptor 1 bloqueado y el bit que indica que es el último recierre monopolar no se encuentra


128

activado (SPLSHT), por último el relevador no se encontrará en un estado de inicio (Cierre de interruptores o cambios de configuración), o que el interruptor no se encuentre cerrado de manera externa (Comunicaciones). Si todas estas condiciones están presentes por un tiempo mayor a 2 Ciclos el bit SPARC se activará, desactivando el bit R3TPE1. 3.15.2 Recierre tripolar El recierre tripolar tiene dos maneras de realizarse, uno es de alta velocidad, y el otro es con tiempo de retardo. Cuando la falla está entre dos fases o trifásica el relevador manda operar al interruptor de forma tripolar, la ecuación que habilita el relevador de recierre es la siguiente:

3PR1 = 3PT AND ECVK AND (XG1 OR M1P OR COMPRM) AND NOT SOTF (3.72)

La figura 3.77 muestra la lógica para habilitar el recierre tripolar del interruptor 1 (E3PR1).

Figura 3.77.- Lógica de habilitación de recierre tripolar. En la figura 3.76 se muestra una parte de la lógica del recierre tripolar, en la figura 3.78 se muestra la habilitación del inicio del ciclo de recierre tripolar.

Figura 3.78.- Lógica de habilitación de inicio de recierre tripolar.

El bit que habilita la condición de recierre (3PARC) solo se activará si se cumple la ecuación lógica de control de inicio de recierre (3PRI), y se encuentra habilitado el bit de recierre tripolar del interruptor 1 (E3PR1), también no existirá una condición


129

que indique que ha sido el último disparo del interruptor (3PLSHT), ni existirá una condición en la que el interruptor se encuentre bloqueado (BK1LO). Los bits E3PR2 y BK2LO se activarán en caso de que el interruptor monitoree a dos interruptores y serán habilitados por el bit NUMBK=2. 3.15.3 Ajustes de disparo Al detectarse una falla y una vez que el interruptor ha operado, si la falla no es permanente se debe dejar un tiempo de línea muerta para que la falla sea despejada, debido a las estadísticas se recomiendan tiempos muertos entre los recierres [4,18]. 3.15.3.1 Ajustes de disparo tripolar Al operar el interruptor se debe de otorgar un intervalo de tiempo, ya que la falla puede ser de origen transitorio y desaparecerá en forma instantánea, muchas de las fallas tienen mayor duración que otras, esto puede ocasionar una apertura permanente en una falla transitoria. La tabla 3.3 muestra los tiempos de ajuste recomendados [4] para tiempo muerto del interruptor.

Tabla 3.3.- Intervalos de tiempo entre recierres tripolares.

Intento (Núm.)

Tiempo (Seg.)

1 3 2 6 3 15 4 25

Donde el tiempo máximo recomendado de operación de un interruptor al cierre es de 100m seg.


130

3.15.3.2 Ajustes de disparo monopolar. Al operar uno de los polos del interruptor se debe de otorgar un tiempo para que la falla de origen transitorio desaparezca, y ya que gran parte de todas las fallas de corto circuito son de línea a tierra, el ciclo de disparo y recierre monopolar es de mucha aplicación, la tabla 3.4 muestra los tiempos de ajuste recomendados [17] para el tiempo muerto del polo.

Tabla 3.4.- Intervalos de tiempo entre recierres monopolares.

Intento (Núm.)

Tiempo (Seg.)

1 1.5 2 1.5

El tiempo máximo de operación recomendado del polo del interruptor al cierre es de 120m seg.


131

3.16 Conclusiones. En este capítulo se ha descrito la lógica que usa el relevador SEL 421 en sus funciones principales. Se ha descrito al relevador desde que entra la señal de tensión y de corriente de los transformadores de instrumento, se analizó el comportamiento ante la presencia de una falla, su detección, las diferentes formas de disparo y su lógica de disparo de alta velocidad, se analizó su comportamiento si la línea se encuentra compensada o no, el esquema de disparo transferido de sobrealcance (POTT) para que el relevador SEL 421 se comporte como una protección principal y no de respaldo, además de su función de recierre para la correcta comprobación de la existencia de una falla.


132

CAPITULO 4 APLICACIONES DEL RELEVADOR SEL-421 PARA LA PROTECCION DE UNA

LÍNEA DE TRANSMISIÓN.

4.1 Características de la línea de protección Temascal Dos a Puebla Dos. La figura 4.1 muestra el equivalente de un sistema eléctrico de potencia, en esta aplicación se realizan los ajustes para la línea de transmisión Temazcal 2 a Puebla 2 (TMD-PBD), con un esquema de Teleprotección POTT y un interruptor sencillo de ambos extremos, con capacidad de disparo monopolar, en donde se protege del lado de Temascal Dos

Figura 4.1.- Red Central de 400kV Los datos de los transformadores de instrumento para la línea TMD a PDB son los mostrados en la tabla 4.1.

Tabla 4.1.- Relación de transformación de los transformadores de instrumento.

TMD PBD TC 1600/5 1600/5 TP 3500/1 3500/1


133

Los datos de la línea de secuencia positiva y cero se muestran en la tabla 4.2.

Tabla 4.2.- Impedancia de secuencia cero y secuencia positiva de la línea TMD a PBD dados en p.u. en base de 100 MVA

L3(TMD - PBD)

Z0 0.04004+j0.17097 Z1 0.0042+j0.05659

4.2 Ajustes del relevador SEL-421 S.E: Puebla Dos Línea: TMD – 400 – PDB RELE: SEL 421 (Con esquema POTT) Longitud de Línea: 250 Km

Ajustes Generales <01> Nombre de la línea SID:= "LINEA-400 TMD a PBD"

Nombre del Relevador RID:= "Relevador 1 Protección Principal Temascal Dos"

Número de Interruptores(1-2) NUMBK: = 1 Nombre del interruptor BID1:= "Interruptor 1" Frecuencia del sistema (50-60Hz) NFREQ := 60 Rotación de fases PHROT := ABC Formato de fecha DATE_F:= DMY Condición de falla FAULT := 50P1 OR 51S1 OR M2P OR Z2G OR M3P

OR Z3G OR M1P OR Z1G OR SOTFT OR PLT06 Habilitar función para ajustes avanzados. <02>

EDCMON:= N EICIS:= N EDRSTC:= N EGADVS := N

Tensión valida de CD (Volts) GINP:= 85 Tiempo de cambio valido (Seg) INXXD:= 0.1250 Porcentaje de tensión valida (%) GINDF := 80 Selección De Fuentes De Tensión Y De Corriente <03>

Configuración del interruptor (1: sencillo,2 Int. y Medio,3: Doble Int.) ESS:= 1 Entrada de corriente en la línea LINEI:= IW Entrada de corriente alternativa ALINEI:= NA Principal fuente de corriente BK1I:= IW Corriente de polarización(Iax,Ibx,Icx) IPOL:= IAX Fuente alternativa de tensión ALINEV:= VZ Lógica de cambio de fuente de tensión ALTV:= PSV01


134

Monitor de Interruptor<03> Habilitar el monitor de interruptor (Y/N) EB1MON:= Y Tipo de Disparo (1: Monopolar 3: Tripolar) BK1TYP:= 1 Entrada de la fase A del Int.1 IN101 Entrada de la fase B del Int.1 IN102 Entrada de la fase C del Int.1 IN103 Ecuación lógica para el disparo de la fase A BM1TRPA:= TPA1 Ecuación lógica para el disparo de la fase B BM1TRPB:= TPB1 Ecuación lógica para el disparo de la fase C BM1TRPC:= TPC1

Señal de fase A de interruptor 1 cerrada BM1CLSA:= BK1CL Señal de fase B de interruptor 1 cerrada BM1CLSB:= BK1CL Señal de fase C de interruptor 1 cerrada BM1CLSC:= BK1CL Ajuste 1 del número de veces operado(1-9999) B1COSP1:= 1000 Ajuste 2 del número de veces operado(1-999) B1COSP2:= 100 Ajuste 3 del número de veces operado (1-99) B1COSP3:= 10 Ajuste 1 de corriente de falla interrumpida (kA) B1KASP1:= 25.00 Ajuste 2 de corriente de falla interrumpida (kA) B1KASP2:= 60.00 Ajuste 3 de corriente de falla interrumpida (kA) B1KASP3:= 100.00 Ajuste de tiempo eléctrico lento de disparo (Ciclos) B1ESTRT:=50 Ajuste de tiempo eléctrico de cierre (Ciclos) B1ESCLT:=120 Ajuste de tiempo mecánico lento de disparo (Ciclos) B1MSTRT:=50 Ajuste de tiempo mecánico lento de cierre(Ciclos) B1MSCLT:=120 Configuración de la línea <04> Relación de transformación del TC IW CTRW:= 320 Relación de transformación del TC IX CTRX:= 1 Relación de transformación del TP VY PTRY:= 3500 Tensión secundaria del TP VY VNOMY:= 115 Relación de transformación del TP VZ PTRZ:= 3500 Tensión secundaria del TP VZ VNOMZ:= 115 Magnitud de secuencia positiva de la línea ( sec)Ω Z1MAG := 8.30 Angulo de secuencia positiva de la línea (Grados) Z1ANG := 85.75 Magnitud de secuencia cero de la línea ( sec)Ω Z0MAG := 28.54 Ángulo de secuencia cero de la línea (Grados) Z0ANG := 78.15 Habilitar Localizador de fallas(Y/N) EFLOC := Y Longitud de la línea (Km.) LL := 250.00


135

Configuración del Relevador <05> Número de zonas de distancia fase(N, 1,2,3,4,5) E21P := 3 Número de zonas de distancia de tierra(N, 1,2,3,4,5)

E21MG := 3

Número de zonas cuadrilaterales E21XG := 3 Habilitar lógica de TP tipo capacitivo(Y/N) ECVT := Y Línea compensada (Y/N) ESERCMP := Y Disparo de cierre bajo falla(Y/N) ESOTF := Y Reactancia de los elementos de distancia de fase Impedancia de la zona 1 ( sec)Ω Z1P := 6.64 Impedancia de la zona 2 ( sec)Ω Z2P := 12.45 Impedancia de la zona 3 ( sec)Ω Z3P := 4.15 Línea compensada(Y/N) XC := Y Reactancia capacitiva ( sec)Ω XC := 3.67 Retardo de tiempo común para los elementos de distancia

Retardo de tiempo para la zona 1(Ciclos) Z1PD := 0.00 Retardo de tiempo para la zona 2 (Ciclos) Z2PD := 18.00 Retardo de tiempo para la zona 3(Ciclos) Z3PD := 60.00 Reactancia de los elementos de distancia de tierra.

Impedancia de la zona 1 ( sec)Ω Z1MG := 6.64 Impedancia de la zona 2 ( sec)Ω Z2MG :=12.45 Impedancia de la zona 3 ( sec)Ω Z3MG := 4.15 Cuadrilaterales Reactancia de la zona 1 ( sec)Ω XG1 := 6.64 Resistencia de la zona 1 ( sec)Ω RG1 :=16.55 Reactancia de la zona 2 ( sec)Ω XG2 := 12.45 Resistencia de la zona 2 ( sec)Ω RG2 :=24.82 Reactancia de la zona 3 ( sec)Ω XG3 := 4.15 Resistencia de la zona 3 ( sec)Ω RG3 :=31.03 Factor de compensación de secuencia cero Magnitud del factor k0 ( sec)Ω k0M1 := 0.8164 Ángulo del factor k0(Grados) k0A1 := -10.07


136

Retardo en los elementos de distancia de tierra Retardo de tiempo para la zona 1(Ciclos) Z1D := 0.00 Retardo de tiempo para la zona 2(Ciclos) Z2D := 18.000 Retardo de tiempo para la zona 3(Ciclos) Z3D := 60.00

Cierre bajo falla <06>

Habilitar disparo de cierre bajo falla (Y/N) ESOTF:= Y Disparo monopolar de cierre bajo falla(Y/N) ESPSTF := N Retardo de tiempo de polos abiertos (Ciclos) 52AEND := 10.000 Retardo de tiempo de polo abierto CLOEND := OFF Duración del disparo de cierre bajo falla(Ciclos) SOTFD := 10.000 Ecuación lógica de control de interruptor cerrado CLSMON := 52AA1 AND 52AB1 AND 52AC1

Bloqueo por Oscilaciones de Potencia <07> Habilitar bloqueo por oscilaciones de potencia(Y/N) EOOS :=Y Bloqueo de la zona 1(Y/N) OOSB1 := Y Bloqueo de la zona 2(Y/N) OOSB2:=Y Bloqueo de la zona 3(Y/N) OOSB3:= Y Retardo de tiempo del bloqueo por Osc.(Ciclos) OSBD:=5.00 Alcance Reactivo de la zona 6 ( sec)Ω X1T6:= 14.94 Alcance Resistivo de la zona 6 ( sec)Ω R1R6:= 5.99 Alcance Reactivo de la zona 7 ( sec)Ω X1T7:= 21.56 Alcance Resistivo de la zona 7 ( sec)Ω R1R7:= 15.60 Lógica de invasión de carga.<08> Habilitar lógica de invasión de carga(Y/N) ELOAD:=Y Impedancia de la carga hacia delante ( sec)Ω ZLF:= 19.5 Impedancia de la carga hacia atrás ( sec)Ω ZLR:=7.31 Angulo positivo de la carga hacia delante(Grados) PLAF:= 25.84


137

Ángulo negativo de la carga hacia delante(Grados)

NLAF:= -36.86

Angulo positivo de la carga hacia atrás(Grados) PLAR := 143.14 Ajuste del elemento de sobrecorriente de fases<09> Numero de elementos instantáneos de sobrecorriente(1-4) E50P:=2 Magnitud del ajuste (pu) 50P1P := 7.67 Retardo de tiempo del elemento de sobrecorriente(Ciclos) 67P1D := 0.000 Ecuación lógica de torque control 67P1TC := 1 Magnitud del ajuste 2 (pu) 50P2P := 6.5 Retardo de tiempo del elemento 2 de sobrecorriente 67P2D := 18.000 Ecuación lógica de torque control 2 67P2TC := 1 Ajuste del elemento de sobrecorriente de tierra <10> Numero de elementos instantáneos de sobrecorriente residual(1-4) E50G:=2 Magnitud del ajuste 1 de sobrecorriente de tierra (pu) 50G1P := 2.00 Retardo de tiempo del elemento de sobrecorriente(Ciclos) 67G1D := 0.000 Ecuación de torque control 67G1TC := F32I Magnitud del ajuste 2 (pu) 50G2P := 1.5 Retardo de tiempo del elemento 2 de sobrecorriente (Ciclos) 67G2D := 18.000 Ecuación 2 de torque control 67G2C := F32I

Sobrecorriente de secuencia negativa <11>

Numero de elementos instantáneos de sobrecorriente de secuencia negativa(1-4) E50Q:=2 Magnitud del ajuste de sobrecorriente 1 (pu) 50Q1P := 3.00 Retardo de tiempo (Ciclos) 67Q1D := 5.00 Ecuación lógica de Torque Control 67Q1TC := F32Q Magnitud del ajuste de sobrecorriente 2(pu) 50Q2P := 1.50 Retardo de tiempo (Ciclos) 67Q2D := 10.00 Ecuación lógica de Torque Control 67Q2C := F32Q


138

Direccionalidad <12> Control direccional de la zona 3 (R/F) DIR3 := R Control Direccional E32:= AUTO Prioridad de los elementos de sobrecorriente ORDER := "QVI" Ajuste direccional de sobrecorriente hacia adelante 50FP:=0.60 Ajuste direccional de sobrecorriente hacia atrás 50RP:= 0.40 Imp. Z2 Direccional hacia adelante Z2F:=4.15 Imp. Z2 Direccional hacia atrás Z2R:=4.25 Factor de restricción de corriente de secuencia positiva a2:= 0.1 Imp. Z0 Direccional hacia adelante ZOF:=14.27 Imp. Z0 Direccional hacia adelante ZOR:=14.37 Habilitar el elemento de sobrecorriente de secuencia cero direccional. E32IV:= 1 Detección de polo abierto

Lógica de detección de polo abierto(52/V) EPO := V

Ajuste de la tensión de polo abierto 27PO := 40 Retardo en un polo abierto (ciclos) SPOD := 1.00 Retardo de los tres polos abiertos 3POD := 1.00 Recierre <13> Habilitar recierre(Y/N) E79 Reclosing := Y1 Habilitar cierre manual(Y/N) EMANCL:=Y Numero de recierres monopolares NSPSHOT:=1 Ecuación lógica para habilitar el recierre monopolar

ESPR1:=M1P OR Z1G OR M2P OR Z2G AND NOT (LOP) AND SPT

Número de disparos tripolares(1-4) N3PSHOT:=1 Ecuación de control para habilitar el recierre tripolar

E3PR1:=3PT AND (M1P OR Z1G OR M2P OR Z2G) AND NOT ( SOTFT OR LOP)

Retardo de tiempo de falla por cierre de interruptor(Ciclos)

BKCFD:= 300.00

Reestablecimiento del tiempo de recierres ULCL1:= 52AA1 AND 52AB1 AND 52AC1 Ecuación lógica de control para bloquear el recierre

79DTL:= LOP OR SOTFT OR PSV06

Ecuación lógica para controlar el tiempo de inicio de recierre

79BRCT:= (52AA1 AND 52AB1 AND 52AC1)

Ecuación lógica para controlar el cierre manual BK1MCL:= CC1 OR PB7_PUL Tiempo de retardo para el monitor de cierre manual del interruptor (Ciclos)

3PRMCD:= 900


139

Retardo de supervisión de recierre (Ciclos) BK1CLSD:= 300 Ecuación lógica de control para supervisión de intervalos de recierre

SPOICS:=1

Retardo de supervisión de recierre monopolar(Ciclos)

SPOISD:= 150

Intervalo de tiempo entre recierres monopolares(Ciclos)

SPOID:= 60

Tiempo de bloqueo de recierre monopolar(Ciclos)

SPRCD:= 150

Ecuación lógica de control para iniciar el recierre monopolar

SPRI:= SPT AND NOT 3PT AND NOT (52AA1 AND 52AB1 AND 52AC1)

Ecuación lógica para supervisar la habilitación del recierre

SP1CLS:= SPSHOT1 AND SPARC

Retardo 1 de polo abierto (Ciclos) 3POID1:= 180 Retardo 2 de polo abierto (Ciclos) 3POID2:= NA Retardo 3 de polo abierto (Ciclos) 3POID3:= NA Retardo 4 de polo abierto (Ciclos) 3POID4:= NA Ecuación lógica de control para habilitar el recierre rápido 3PFARI:= M1P OR Z1G AND NOT (SOTFT OR LOP) Retardo de polo abierto del recierre rápido(Ciclos) 3PFOID:= 60 Tiempo de retardo de bloqueo del recierre tripolar(Ciclos) 3PRCD:= 300 Ecuación lógica de control para iniciar el recierre tripolar

3PRI:= 3PT AND NOT ( 52AA1 AND 52AB1 AND 52AC1)

Ecuación lógica de control para la supervisión del recierre 3P1CLS:= 3PSHOT1 AND 3PARC Habilitar elementos de tensión para el recierre (Y/N) EVCK:= Y Ajuste de línea muerta 27LP:= 14 Ajuste de línea viva 59LP:= 53.00 Ajuste de bus muerto 27BK1LP:= 14.00 Ajuste de bus energizado 59BK1LP:= 53.00

Lógica de Disparo <14>

Ecuación lógica de control de disparo incondicional

TR:= M1P OR Z1G OR M2PT OR Z2GT OR M3PT OR Z3GT OR PSV07

Ecuación lógica de control de disparo asistido por comunicaciones

TRCOMM: = (M2P OR Z2G) AND PLT02

Ecuación lógica de control que habilita el disparo de cierre bajo falla

TRSOTF: = 50P1 OR M2P OR Z2G

Ecuación lógica de control que habilita el disparo transferido de la fase A

DTA:= 50FA1 OR BFIAT1


140

Entradas

1. IN101:= Entrada de la fase A Int. 1 2. IN102:= Entrada de la fase B Int. 1 3. IN103:= Entada de la fase C Int. 1 4. IN104:= PT. 5. IN105:= NA 6. IN106:= NA 7. IN107:= NA 8. IN108:= NA

Ecuación lógica de control que habilita el disparo transferido de la fase B DTB:= 50FB1 OR BFIBT1 Ecuación lógica de control que habilita el disparo transferido de la fase A DTC:= 50FC1 OR BFICT1 Ecuación de control para habilitar el disparo manual BK1MTR:= OC1 OR PB8_PUL Reestablece el estado del disparo ULTR:= TRGTR Reestablece el estado el interruptor en disparo manual ULMTR:= NOT (52AA1 AND 52AB1 AND 52AC1) Tiempo de polo abierto(Ciclos) TOPD:= 280.00 Reestablecimiento del bit de disparo (1-4) TULO:=3 Deshabilita el tiempo de retardo de la zona 2 Z2GTSP:= N Habilitar el disparo asistido por comunicaciones con el elemento de sobrecorriente direccional(Y/N)

67QGSP:= Y

Duración mínima del disparo monopolar(Ciclos) TDUR1D := 6.000 Duración mínima del disparo tripolar(Ciclos) TDUR3D := 12.000 Ecuación lógica de control para habilitar el disparo tripolar

E3PT := TOP OR SOTFT OR MAB1 OR MAB2 OR MAB3 OR MBC1 OR MBC2 OR MBC3 OR MCA1 OR MCA2 OR MCA3

Habilitar El disparo tripolar del Int.1 E3PT1 := 1

Ecuación lógica que envía los datos deseados al momento de un evento a la pantalla.

ER := R_TRIG M2P OR R_TRIG Z2G OR R_TRIG M3P OR R_TRIG Z3G OR R_TRIG PT OR R_TRIG KEY OR R_TRIG M1P OR R_TRIG Z1G


141

Ecuaciones libres de protección

1. PLT02S := PB2_PUL AND NOT PLT02 # Disparo por comunicaciones habilitado

2. PLT02R := PB2_PUL AND PLT02

3. PLT04S := PB4_PUL AND NOT PLT04 # Modo de prueba


5. PLT05S := PB5_PUL AND NOT PLT05 # Cierre manual


7. PLT06S := PB6_PUL AND NOT PLT06 # Recierre habilitado


9. PSV02 := SPSHOT <= 2

10. PSV01 := (VAYM < 40 OR VBYM < 40 OR VCYM < 40) AND NOT (M1P OR Z1G OR M2P OR Z2G OR M3P OR Z3G OR SOTF)

11. PSV06 := 3PSHOT1 AND BK1LO

12. PSV07 := SA_F > 750 OR SB_F > 750 OR SC_F > 750

Salidas de la tarjeta principal OUT101 := TPA1 AND SPT AND NOT PLT04 #DISPARO FASE A OUT102 := TPB1 AND SPT AND NOT PLT04 #DISPARO FASE B OUT103 := TPC1 AND SPT AND NOT PLT04 #DISPARO FASE C OUT104 := 3PT AND NOT PLT04 #DISPARO TRIPOLAR OUT105 := BK1CL AND NOT PLT04 #Cierre del interruptor OUT106 := KEY AND PLT02 AND NOT PLT04 #KEY TX OUT107 := PLT04 #RELAY TEST MODE OUT108 := NOT (SALARM OR HALARM) OR LOP Puntos a Reportar

1. M1P,"MHO FASES ZONA 1",OPERO,RESTABLECIO,N 2. Z1G,"MHO TIERRA ZONA 1",OPERO,RESTABLECIO,N 3. M2PT,"MHO FASE ZONA 2",OPERO,RESTABLECIO,N 4. Z2GT,"MHO TIERRA ZONA 2",OPERO,NORMAL,N 5. 52AA1,FASEA,CERRADO,ABIERTO,N 6. LOP,"PERDIDA DE POTENCIAL",OPERO,NORMAL,N 7. SOTFT,"CIERRE CON FALLA",OPERO,NORMAL,N 8. 52AB1,FASEB,CERRADO,ABIERTO,N 9. 52AC1,FASEC,CERRADO,ABIERTO,N 10. TPA1,"DISPARO FASE A",DISPARO,NORMAL,N 11. TPB1,"FASE B",DISPARO,NORMAL,N 12. TPC1,"FASE C",DISPARO,NORMAL,N


142

4.3 Pruebas al relevador SEL - 421. De acuerdo con los datos de la tabla 4.2 se calculan los siguientes parámetros dados en p.u. y transformados a cantidades reales.

2B

BB

VZS

=

Se tiene una tensión base de 400kV por tanto:

2400 1600

100BKVZMVA

= = Ω

( )( )0 0.04004 j0.17097 1600 312.2036 78.15Z = + Ω = °Ω

( )( )1 0.0042 j0.05659 1600 90.793 85.75Z = + Ω = °Ω

( )( )2 0.0251 1600 40.16XC = Ω = Ω

Estas impedancias están referidas al lado primario, por lo tanto hay que obtener su valor en el lado secundario.

3500 /1 10.9371600 / 5z

RTPKRTC

= = =

0312.2036 78.15 28.545 78.15

10.937sZ °= = °Ω

190.793 85.75 8.3015 85.75

10.937SZ ∠ °Ω= = ∠ °Ω

( )40.162 3.6719

10.937sXCΩ

= = Ω

El factor de compensación de secuencia cero (k0) será:

( )0 1

01

28.545 78.15 8.3015 85.75 0.8164 10.70043 3 8.3015 85.75

Z ZkZ− °− °

= = = − °°


143

4.3.1 Operación del relevador ante diferentes tipos de fallas. Esta sección muestra la simulación de diferentes tipos de fallas de cortocircuito que comúnmente se presentan en el sistema eléctrico, para llevar a cabo los siguientes eventos de falla, se hace uso de la fuente AMS, para proporcionar las señales correspondientes al relevador [19]. 4.3.1.1 Falla trifásica al 50% de la línea. De acuerdo a los datos proporcionados en la sección 4.2 la falla al 50% de la línea es a una distancia de 125 Km y la impedancia medida por el relevador en el momento de falla es:

1 (50%) 0.5(8.3015 85.75 ) 4.15 85.75sZ = ° = °Ω Considerando que en el momento de la falla, la tensión “vista” en el lado secundario para cada una de las fases se abate hasta 20V, de tal forma se tiene que las corrientes son:

20 0 4.8193 85.754.15 85.75aI A°∠ °

= = ∠−°

20 120 4.8193 154.254.15 85.75bI A°∠− °

= = ∠°

20 120 4.8193 34.25

4.15 85.75cI A°∠ °= = ∠

°


144

La figura 4.2 muestra las impresiones de pantalla del reporte y el oscilograma que muestra el relevador para este evento de falla.

(a)

(b)


145

(c)

Figura 4.2.- Evento de falla trifásica a una distancia del 50% de la línea. a) base de datos

proporcionados por el relevador, b) diagrama de las forma de onda para corrientes y tensiones y (c) tiempo de detección de la falla.

De la figura 4.2a se puede observar que efectivamente el relevador detectó la falla a la distancia de 50%. El evento que reportó fue de falla en las tres fases, con una operación instantánea ya que la falla simulada está dentro de la zona 1 (distancia menor a 200 Km). Ya que el ajuste de la distancia de la línea fue de 250 Km, se puede observar que la precisión del relevador es alta ya que el error es de:

125Κm-124.92Κm%e= =0.06%124.92Κm

menor al valor calculado

Es de importancia mencionar que el error es un valor muy pequeño, ya que el relevador solo está trabajando con señales simuladas y no están interviniendo todos los efectos de una línea de transmisión real. Haciendo referencia a las magnitudes de corriente y tensión se tiene:

0 0(4.8293 85 ) (320) 1542.176 85.75PI A A= ∠− = ∠−i


146

Lo cual muestra un error en cada una de las fases de:

1542.176 1542% 0.01%1542Ia

A AeA−

= = menor al valor calculado.

1542.176 -1541% 0.07%1541Ib

A AeA

= = menor al valor calculado

1542.176 -1557% 0.95%

1557IcA Ae

A= = mayor al valor calculado

En cuanto a las magnitudes de tensión La tensión en el lado primario durante la falla es:

0 0(20 0 ) (3500) 70 0PV KV KV= ∠ = ∠i

El error en cada una de las tensiones medidas por el relevador es:

70 70.388% 0.55%70.388Va

KV VeV

− Κ= =

Κmayor al valor calculado

70 69.943% 0.08%69.943Vb

KV VeV

− Κ= =

Κmenor al valor calculado

70 70.169% 0.24%70.169Vc

KV VeV

− Κ= =


Al observar la figura 4.2b es notable que las señales de tensión comienzan a tener un abatimiento mientras que las señales de corriente toman un valor elevado, debido a que la falla es trifásica las señales de tensión se mantienen 120º desfasadas entre ellas. El ángulo de las corrientes ahora es igual al ángulo de la impedancia, sin embargo siguen manteniendo el desfasamiento de 120º entre ellas. Como la falla está dentro de la zona 1, los elementos mho de fase (M1P y M2P) detectan la falla, por lo tanto al estar presente M1P el relevador enviará una señal de disparo instantáneo, el cual puede ser observado en la figura con el bit de disparo tripolar (3PT), puede notarse que el bit de 3 polos abiertos (3PO) indica el momento en que se libra la falla por completo. De acuerdo con la figura 4.2c el tiempo de operación del relevador para cerrar su contacto es de 1.086 ciclos un tiempo relativamente corto y el tiempo para librar la falla es de 3.01.


147

4.2.1.2 Falla de línea a tierra de la fase A al 70% de la línea. Ahora la falla es en la fase A, si se considera que es a una distancia del 70%, la impedancia medida solo por el relevador solo será la de la línea por lo tanto:

1 (70%) 0.7(8.3015 85.75 ) 5.8185.75sZ = ° = °Ω

Si la tensión en el lado secundario se abate a 20V se tiene que la corriente es:

20 0 3.4423 85.755.8185.75aI A°∠ °

= = ∠−°Ω

La figura 4.3 muestra las impresiones de pantalla del reporte y el oscilograma que muestra el relevador ante estos datos.

(a)


148

(b)

(c)

Figura 4.3.- Evento de falla de fase “A” a tierra a una distancia del 70% de la línea. a) base de datos proporcionados por el relevador, b) diagrama de las forma de onda para corrientes y

tensiones y (c) tiempo de detección de la falla.


149

De la figura 4.3a se puede observar que el relevador ahora operó detectando la falla a una distancia de 175.47 Km. El evento que reportó fue de falla monofásica (Fase “A” a Tierra), operando instantáneamente ya que la falla aún se encontraba dentro de la zona 1. Se puede observar que el error para el cálculo de la distancia es mínimo:

(100 99.68 )%e 0.32%99.68

Km KmKm

−= =

Haciendo referencia a las magnitudes de corriente, tensión y sus ángulos correspondientes tenemos:

(3.4423 85.75 )(320) 1101.536 85.75pI A= ∠− ° = ∠− ° Lo cual muestra un error entre la magnitud calculada y la medida en la fase “A” de:

(1101.536 1110 )% 0.76%1110Ia

A AeA−

= =

Es importante mencionar que durante la falla, las corrientes en las fases “B” y “C” se mantienen con una magnitud de corriente y ángulo parecidos a los valores nominales, ya que la falla no se presentó en estas fases. Sin embargo al observar la corriente residual (IG), muestra que su magnitud se elevó en una gran cantidad debido a que se presentó un desbalance de las corrientes dando como resultado que:

0 0 0(1110 85.2 ) (644 119.2 ) (636 119.6 )G A B CI I I I A A A= + + = ∠− + ∠− + ∠ 01237.145 115.64GI A= ∠−

Analizando las magnitudes de tensión, es notable que la tensión en la fase A comenzó a abatirse hasta un valor de 140.77 KV, mientras que las tensiones en las fases B y C se mantienen constantes. Al observar la figura 4.3b se detecta que la corriente en la fase A tiene un aumento en su magnitud de corriente debido a la falla. Ahora la falla es detectada por el elemento de mho de tierra (Z1G) ya que la falla es a tierra y se encuentra en la zona 1, por lo tanto el disparo es de tipo instantáneo. Por medio de los bits de disparo (SPT y TPA) se nota que el relevador emite una señal de apertura monopolar, sin embargo con los ajustes realizados al relevador, hace una apertura de tipo tripolar indicando por medio del bit 3PO el momento en que la falla es librada totalmente.


150

4.2.1.3 Falla de fases B y C a tierra al 40% de la línea. Para este caso la falla es a una distancia del 40% de la línea, es decir a 100 Km. Por lo tanto la impedancia medida en el momento de la falla es:

1 (40%) 0.4(8.3015 85.75 ) 3.32 85.75sZ = ° = °Ω Si en el momento de la falla la tensión comienza a abatirse a una magnitud “vista” desde el lado secundario hasta 20V, entonces se tiene que las corrientes son:

0

0

20 120 6.024 34.243.32 85.75

20 120 6.024 154.253.32 85.75

c

B

I A

I A

∠ °= = ∠

°Ω∠− °

= = ∠°Ω

.


(a)


151

(b)

(c) Figura 4.4.- Evento de falla entre fases b y c a una distancia del 50% de la línea. a) base de datos



152

Tomando ahora la figura 4.4a se puede observar que el relevador operó detectando la falla a una distancia de 40%. El evento que reportó fue una falla bifásica a tierra (Fase “B” y “C” a Tierra), operando instantáneamente ya que la falla se encontraba dentro de la zona 1. El % de error para este evento es de:

(100 99.68 )%e 0.32%99.68

Km KmKm

−= = menor al valor calculado.

Haciendo referencia a las magnitudes de corriente y tensión correspondientes se tiene: Las magnitudes de corriente en las fases B y C se elevan, alcanzando un valor de:

(6.024 85.75 )(320) 1927.71 85.75pI A A= ∠− ° = ∠− °

(1927.71 1930 )% 0.11%1930Ib

A AeA−

= = mayor al valor calculado.

(1927.71 1935 )% 0.37%1935Ic

A AeA−


Al observar la corriente residual (IG), muestra que su magnitud se elevó en una gran cantidad debido a que se presentó un desbalance de las corrientes dando como resultado que:

0 0 0(646 0.7 ) (1930 154.5 ) (1935 34 )G A B CI I I I A A A= + + = ∠− + ∠ + ∠ 01987.16 75.15GI A= ∠

Con respecto a las tensiones en las fases falladas se tiene que: La tensión en el lado primario durante la falla es:

0 0(20 0 ) (3500) 70 0PV kV kV= ∠ = ∠i

El error en cada una de las tensiones medidas por el relevador es:

70 70.224% 0.31%70.224Vb

kV kVekV

−= = mayor al valor calculado

70 69.955% 0.06%69.955Vc

kV kVekV

−= = menor al valor calculado


153

Al observar la figura 4.4b es notable que las formas de onda de tensión para las fases B y C comienzan a abatirse hasta llegar a una tensión de 70 kV, mientras que las corrientes toman valores elevados. Debido a que la falla se encuentra al 40% de la línea, y se presenta entre 2 fases, es detectada por el elemento mho de fase en la zona 1 (M1P). La falla es detectada en el tiempo de 6.25 ciclos y es librada completamente 5 ciclos después, este tiempo comprende el tiempo de operación del relevador y operación del interruptor. Sin embargo en la figura 4.4c muestra el tiempo de operación del relevador desde el momento en que detecta la falla hasta cerrar su contacto de salida (1.134 ciclos). 4.2.1.4 Falla trifásica al 90% de la línea. Para simular la falla al 90% de la línea, se considera lo siguiente:

1 (90%) 0.9(8.3015 85.75 ) 7.47 85.75sZ = ° = °Ω

Si la tensión “vista” desde el lado secundario se abate hasta 20 V, se tiene que las corrientes son:

20 0 2.677 85.75

7.47 85.75aI A°∠ °= = ∠−

°Ω

20 120 2.677 154.257.47 85.75bI A∠− °

= = ∠°Ω

20 120 2.677 34.257.47 85.75cI A∠ °

= = ∠°Ω


(a)


154

(b)

(c)

Figura 4.5.- Evento de falla trifásica una distancia del 90% de la línea. a) base de datos



155

De la figura 4.5a se puede observar que el relevador detectó la falla a la distancia de 90%. El evento que reportó fue de falla en las tres fases, pero ahora operó con retardo de tiempo, ya que la falla se encontraba dentro de la zona 2. Ya que el ajuste de la distancia de la línea fue de 250 Km, se puede observar que la distancia al 90% es de 225 Km por lo tanto:

225Κm-224.63Κm%e= =0.16%224.63Κm

menor al valor calculado

Haciendo referencia a las magnitudes de corriente y tensión se tiene:

0 0(2.677 85 ) (320) 856.64 85.75PI A A= ∠− = ∠−i Lo cual muestra un error en cada una de las fases de:

856.64 858% 0.15%858Ia

A AeA−


856.64 -869% 1.42%869Ib

A AeA

= = mayor al valor calculado

856.64 -853% 0.42%

853IcA Ae

A= = menor al valor calculado

En cuanto a las magnitudes de tensión La tensión en el lado primario durante la falla es:

0 0(20 0 ) (3500) 70 0PV KV KV= ∠ = ∠i

El error en cada una de las tensiones medidas por el relevador es el siguiente:

70 69.988% 0.01%69.988Va

KV VeV

− Κ= =

Κmenor al valor calculado

70 70.195% 0.27%70.195Vb

KV VeV

− Κ= =


70 70.254% 0.36%70.254Vc

KV VeV

− Κ= =



156

La figura 4.5b muestra que las señales de tensión comienzan a tener un abatimiento mientras que las señales de corriente toman un valor elevado, como la falla es trifásica, las señales de tensión se mantienen 120 desfasadas entre ellas. El ángulo de las corrientes ahora es igual al ángulo de la impedancia, sin embargo siguen manteniendo el desfasamiento de 120 entre ellas. Ahora la falla es detectada en zona 2, por lo tanto el elemento mho de fase M2P es activado y el disparo es retrasado un tiempo de acuerdo al ajuste en el relevador (18 ciclos). El disparo se efectúa hasta que este tiempo ha transcurrido. Puede notarse que el bit de disparo tripolar (3PT) se activa cuando el relevador ha cerrado sus contactos de salida, sin embargo el bit de tres polos abiertos (3PO) indica el momento en que se libra la falla por completo, de tal forma que este intervalo de tiempo es el que le lleva al interruptor abrir por completo el circuito. De acuerdo con la figura 4.5c el tiempo de operación del relevador para cerrar su contacto es de 18.87 ciclos que es el tiempo de ajuste.

4.2.1.5 Falla altamente resistiva al 50% (20 Ω ) Para este caso la falla involucra un valor de impedancia (como son el caso en el que existe un arco eléctrico) de tal forma que la impedancia medida por el relevador, ahora es la de la línea más la impedancia de falla, si consideramos que la impedancia es de 020 0∠ Ω . Entonces la impedancia “vista desde el lado secundario es igual a:

( )sec. .falla fallaprimRTCZ ZRTP

⎛ ⎞= ⎜ ⎟⎝ ⎠

( )0 0sec.

32020 0 1.82 03500fallaZ ⎛ ⎞= ∠ = ∠⎜ ⎟

⎝ ⎠

Por lo tanto la impedancia total en el momento de la falla es:

1 (50%) 0.5 (8.3015 85.75 ) 1.82 0 4.654 62.79sZ = ∠ ° + ∠ ° = ∠ °i

Considerando que la falla se presenta en la fase “A”, y la tensión “vista” desde el lado secundario se abate hasta 20 V, se tiene que la corriente para esta fase es igual a:

20 0 4.29 62.794.654 62.79aI A∠ °

= = ∠− °∠ °Ω

Mientras que las dos fases restantes se mantienen con su corriente y tensión nominal, debido a que la falla no involucra a estas.


157


(a)

(b)


158

(c)

Figura 4.6.- Evento de falla en la fase “A” a tierra, con una impedancia de falla de 20 ohms a una distancia del 50% de la línea. a) base de datos proporcionados por el relevador, b) diagrama de las

forma de onda para corrientes y tensiones y (c) tiempo de detección de la falla. De la figura 4.6a se puede observar que el relevador detectó la falla a una distancia aproximada del 50% de la línea. El evento que reportó es una falla en la fase “A” a tierra, disparando de forma instantánea. Se puede observar que la distancia al 50% es de 125 Km, por lo tanto el error en el cálculo de ésta es mínimo:

125Κm-126.31Κm%e= =1.03%126.31Κm

mayor al valor calculado

Haciendo referencia a las magnitudes de corriente y tensión se tiene:

0(4.29 62.79 ) (320) 1372.8 62.79PI A A= ∠− ° = ∠−i Lo cual muestra un error en el cálculo de la corriente de falla de:

1372.8 1376% 0.23%1376Ia

A AeA

−= = mayor al valor calculado.


159

La figura 4.6b muestra que la señal de tensión en la fase “A” comienza a abatirse, ya que la falla se presenta en tal fase, mientras que la señal de corriente toma un valor elevado, sin embargo si se compara con la falla franca en la fase “A” a tierra en el punto 4.3.1.1 se puede notar que la magnitud de corriente de falla es menor en la falla altamente resistiva, ya que ahora la Zfalla tiene un valor de 20 Ω, reduciendo la corriente que circula en la fallada: Como la falla es detectada en zona 1, el elemento mho de tierra Z1G es activado, realizando el disparo en un tiempo mínimo de 1.122 ciclos como se observa en la figura 4.6c. Puede notarse que el bit de disparo monopolar (SPT) fue activado por que solo presentaba la falla en una sola fase y el bit (SPO) es activado indicando que abrió el polo de la fase “A” del interruptor, sin embargo los ajustes al relevador fueron con disparo tripolar por tal motivo es activado inmediatamente el bit (3PO) indicando que los tres polos del interruptor están abiertos.


160

CAPÍTULO 5 CONCLUSIONES Y TRABAJOS FUTUROS

5.1 Conclusiones En este trabajo se han analizado las partes que componen un sistema de protecciones por medio de relevadores, así como sus principales características y funciones. Se describieron algunos de los diferentes tipos de relevadores y su principio básico de funcionamiento, de tal manera que pueden proteger al sistema y su tiempo de respuesta ante la presencia de una falla o alguna condición anormal de operación de un sistema eléctrico de potencia. Se pudo observar que los relevadores microprocesados poseen notables ventajas sobre los relevadores electromagnéticos o los electromecánicos, además de contar con funciones adicionales a las de protección, como pueden ser medición, cálculo y localización de la ubicación de la falla, brindan opciones de control sobre el sistema, poseen esquemas de teleprotección por medio de comunicaciones, integran la función de diferentes tipos de protección por medio de programación lógica a través de software y tienen una alta velocidad de disparo en comparación con otros tipos de relevadores. También en el trabajo se propusieron los ajustes del relevador SEL-421 para la protección de distancia de la línea de transmisión Temascal Dos - Puebla Dos de 400 kV perteneciente a Comisión Federal de Electricidad; así mismo se simularon diferentes tipos de falla mediante el equipo de prueba AMS y se analizaron los resultados para verificar que operara adecuadamente. 5.2 Trabajos futuros

• Comportamiento del Relevador SEL 421 en líneas acopladas. • Ajuste de los elementos de sobrecorriente por medio de un estudio de corto

circuito • Comportamiento del relevador SEL 421 ante la presencia de las tecnologías

FACTS (Sistemas de transmisión flexibles) en especial el TCSC ( Capacitor Serie Controlado por Tiristores)

• Implementar las pruebas con una fuente programable que reproduzca formas de onda.


161

REFERENCIAS [1] Montané paulino “Protecciones en las Instalaciones Eléctricas”. Segunda edición.

Edit.: Marcombo Boixareu. España 1993 [2] D. Sebastián B., “Diplomado en protecciones de sistemas eléctricos de potencia”,

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Politécnico Nacional, Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica, 1992. [6] Richard C Dorf “Circuitos Eléctricos, Introducción al análisis y diseño”, 2ª Edición

Ed. Alfa Omega 1995. [7] D. Hou, “Filtering for protective relays” Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.,

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Engineering Laboratories, Inc., USA, 2000. [9] Gabriel B., J. Roberts, “Superimposed Quantities: Their true nature and application

in relays”, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc., USA, 1999. [10] J. Roberts, “Distance Relay Element Design”, Schweitzer Engineering Laboratories,

Inc., USA, 1993. [11] A. Guzman, J. Roberts, “New Ground directional elements operate reliably for

changing system conditions”, Schweitzer E. L., Inc., USA, 1995 [12] S.E. Zocholl, “Three-phase circuit analysis and the mysterious k0 factor”,

Schweitzer Engineering Laboratories, Inc., USA, 1995. [13] D. Hou, J. Roberts, “Capacitive Voltage transformers: Transient Overreach

concerns and solutions for distance relay” Schweitzer Engineering Laboratories, Inc., USA, 2000.


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protection”, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc., USA, 1997. [16] A. Guzman, J. Roberts, “Applying the SEL 321 Relay to permissive overreaching

transfer trip (POTT) schemes”, Schweitzer E. L., Inc., USA, 1999. [17] Joseph B. Mooney., “Applying the SEL-321 Relay on Series-Compensated

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tesis sel 421

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