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Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería
Escuela de Ingeniería Eléctrica
IE – 0502 Proyecto Eléctrico
Diseño y ajuste de protecciones para una subestación elevadora, aplicada a la subestación eléctrica de
Chiripa
Por:
Randy Alemán Araya
Ciudad Universitaria Rodrigo Facio
Agosto del 2014
i
Diseño y ajuste de protecciones para una subestación elevadora, aplicada a la subestación eléctrica de
Chiripa
Por:
Randy Alemán Araya
Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica
de la Facultad de Ingeniería
de la Universidad de Costa Rica
como requisito parcial para optar por el grado de:
BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA
Aprobado por el Tribunal:
_________________________________ Ing. Tony E. Delgado
Profesor Guía
_________________________________ _________________________________ Ing. Juan R. Rodríguez Ing. Jorge Sánchez
Profesor lector Profesor lector
ii
DEDICATORIA
Gracias a Dios padre que me ha permitido lograr salir adelante y culminar con éxito esa
etapa tan importante en mi vida.
A mi esposa, Silvia Roja que ha sido un apoyo incondicional de lucha constante, que me
brindó su mano incontables veces, por creer y confiar en mí, y por ser la razón de mi existir.
A mi madre, Mirna Araya por ser un ejemplo de perseverancia y mi modelo a seguir, que
me brindó su apoyo en todo momento y que siempre ha estado presente cada etapa de mi vida.
Para mis hermanos Carlos, Seilyn y Yeissy Alemán que siempre los llevo presentes en
todo momento, y me apoyaron siempre de muchas formas.
Finalmente a mis sobrinitas Sofía Morales y Lucía Barrantes, que son mis alegrías y uno
de los tesoros que resguardo con celo en mi corazón.
iii
RECONOCIMIENTOS
Al Ingeniero Tony Delgado, mi profesor guía y gran amigo, por darme la oportunidad y
la confianza para desarrollar este proyecto.
A los profesores lectores Ing. Juan R. Rodríguez el Ing. Jorge Sánchez, por sus aportes y disposición para colaborar con este proyecto.
iv
Contenido
CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN ..................................................................... 1
1.1 Objetivos..................................................................................................... 1
1.1.1 Objetivo general .................................................................................................................. 1
1.1.2 Objetivos específicos .......................................................................................................... 1
1.2 Metodología ................................................................................................ 2
1.3 Justificación ................................................................................................ 3
CAPÍTULO 2: TOPOLOGÍAS DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN
UTILIZADOS EN EL DISEÑO DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTR ICAS.
............................................................................................................................... 4
2.1 Normativas sobre el diseño electromecánico ............................................ 4
2.2 Simbologías y funciones de los dispositivos según códigos ANSI .......... 22
2.3 Configuración básica de un sistema eléctrico de Generación-
Transmisión-Distribución. ................................................................................. 25
CAPÍTULO 3: ELEMENTOS QUE CONFORMAN LAS SUBESTACION ES
ELÉCTRICAS. .................................................................................................. 28
3.1 Transformadores ..................................................................................... 28
v
3.2 Interruptores ............................................................................................ 30
3.3 Seccionadores ........................................................................................... 31
3.4 Banco de Condensadores ......................................................................... 33
3.5 Sistemas de pararrayos o Apartarrayos ................................................. 35
3.6 Bancos de Baterías ................................................................................... 37
3.7 Transformadores de Instrumentación .................................................... 39
CAPÍTULO 4: DESCRIPCIÓN DE LAS PROTECCIONES PARA LO S
PRINCIPALES EQUIPOS DE UNA SUBESTACIÓN ................................... 42
4.1 Software de configuración DIGSI 5 ........................................................ 43
4.2 Unidad de control de Bahía ..................................................................... 44
4.3 Protección Diferencial de Transformador .............................................. 46
4.3.1 Campos de Aplicación ...................................................................................................... 48
4.4 Protección de Sobrecorriente .................................................................. 52
4.4.1 Campos de Aplicación ...................................................................................................... 54
4.4.2 Funciones de Protección ................................................................................................... 55
4.5 Protección a Distancia ............................................................................. 56
4.5.1 Campos de Aplicación ...................................................................................................... 58
4.5.2 Funciones de Protección ................................................................................................... 59
vi
CAPÍTULO 5: CRITERIOS PARA EL DISEÑO DE LOS SISTEMA S DE
PROTECCIÓN DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS ....................... 61
5.1 Criterio general de ajuste de protecciones.............................................. 61
5.2 Criterios generales de coordinación de las protecciones ........................ 63
5.2.1 Protecciones principales y protecciones de respaldo ........................................................ 64
5.2.2 Protecciones principales y protección de fallo de interruptor ........................................... 66
5.3 Configuración de funciones de protección .............................................. 68
5.3.1 Funciones 50/51 – 50N/51N ............................................................................................. 69
5.3.2 Función 46 ........................................................................................................................ 71
5.3.3 Función 27 & 59 ............................................................................................................... 74
5.3.4 Funciones 81-u & 81-o ..................................................................................................... 75
5.3.5 Función 87 ........................................................................................................................ 76
5.3.6 Función 87N...................................................................................................................... 78
5.3.7 Funciones 21 – 21N .......................................................................................................... 79
5.3.8 Funciones 68 - 78 .............................................................................................................. 81
5.3.9 Funciones 67 ..................................................................................................................... 82
5.3.10 Funciones 49 ............................................................................................................. 82
5.3.11 Funciones 24 ............................................................................................................. 83
5.3.12 Funciones 50BF ........................................................................................................ 84
vii
CAPÍTULO 6: DISEÑO Y AJUSTE DEL SISTEMA DE PROTECCI ONES,
APLICADO A LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA CHIRIPA ....... ................ 86
6.1 Alcance Técnico ....................................................................................... 86
6.1.1 Autoválvulas ..................................................................................................................... 86
6.1.2 Interruptor ......................................................................................................................... 87
6.1.3 Seccionador ....................................................................................................................... 88
6.1.4 Transformadores de intensidad ......................................................................................... 88
6.1.5 Transformadores de potencial ........................................................................................... 89
6.2 Automatización de la subestación eléctrica ............................................ 89
6.2.1 Niveles de Automatización ............................................................................................... 90
6.2.2 Sistemas SCADA .............................................................................................................. 93
6.2.3 Integración de IED’s y RTU’s .......................................................................................... 93
6.2.4 Medios de Comunicación ................................................................................................. 94
6.2.5 Necesidad de Comunicación SCADA – SCADA ............................................................. 94
6.2.6 Protocolos de Automatización .......................................................................................... 95
6.2.6.1 Protocolos Propietarios ............................................................................................. 97
6.2.6.2 Protocolos Abiertos .................................................................................................. 98
6.3 Pantalla de visualización y operación de los equipos ............................. 98
6.4 Cálculo de Protecciones ........................................................................... 99
6.4.1 Corrientes de cortocircuito ................................................................................................ 99
viii
6.4.1.1 Cálculo por unidad ................................................................................................. 100
6.4.2 Reactancias de cortocircuito de un sistema eléctrico ...................................................... 101
6.4.2.1 Cálculo de la reactancia por unidad en la línea de transmisión ................................ 101
6.4.2.2 Cálculo de la reactancia por unidad del transformador 60MVA .............................. 103
6.4.2.3 Cálculo de la reactancia por unidad del transformador 34,5kVA ............................. 104
6.4.2.4 Esquema de impedancias por unidad ...................................................................... 105
6.4.3 Potencias de cortocircuito en un sistema eléctrico ......................................................... 107
6.4.4 Cálculo de corrientes de cortocircuito ............................................................................ 108
6.4.4.1 Valores permanentes .............................................................................................. 109
6.4.4.2 Corriente máxima de cortocircuito de choque ......................................................... 110
6.5 Dimensionado y elección de interruptores automáticos........................ 111
6.5.1 Localización de interruptores automáticos ..................................................................... 112
6.5.2 Corriente de desconexión ................................................................................................ 114
6.5.3 Corrientes nominales ...................................................................................................... 115
CAPÍTULO 7: TIPOS DE INCIDENTES EN LOS SISTEMAS
ELÉCTRICOS .................................................................................................. 118
7.1 En los valores de Tensión ....................................................................... 119
7.2 En los valores de Corriente .................................................................... 120
7.2.1 Sobrecorrientes ............................................................................................................... 120
7.2.2 Inversión del sentido de la corriente ............................................................................... 120
ix
7.2.3 Cortocircuitos .................................................................................................................. 121
7.2.3.1 Trifásicos ............................................................................................................... 121
7.2.3.2 Bifásicos ................................................................................................................ 122
7.2.3.3 Bifásicos con contacto a tierra ................................................................................ 122
7.2.3.4 Monofásico ............................................................................................................ 122
7.3 En los valores en la Potencia .................................................................. 123
CAPÍTULO 8: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........ ............. 125
8.1 Conclusiones ............................................................................................ 125
9.1 Recomendaciones .................................................................................... 128
ANEXO I ........................................................................................................... 129
x
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Diseño básico de un sistema eléctrico de potencia ..................................................... 27
Figura 3.1 Transformador de Potencial ....................................................................................... 29
Figura 3.2 Interruptor de Potencia ................................................................................................ 30
Figura 3.3 Seccionadores .............................................................................................................. 31
Figura 3.4 Banco de Condensadores ............................................................................................. 34
Figura 3.5 Sistema de pararrayos .................................................................................................. 36
Figura 3.6 Banco de baterías ......................................................................................................... 38
Figura 3.7 Transformador de instrumentación de corriente.......................................................... 40
Figura 3.8 Transformador de instrumentación de tensión ............................................................ 40
Figura 4.1 Familia de los dispositivos de protección Siprotec 5 de Siemens ............................... 42
Figura 4.2 Estructura de hardware de la protección de distancia 6MD85 .................................... 45
Figura 4.3 Estructura de hardware de la protección de distancia 7SJ85 ....................................... 53
Figura 4.4 Estructura de hardware de la protección de distancia 7SA87 ..................................... 57
Figura 5.1 Proceso de ajuste y coordinación de protecciones ...................................................... 64
Figura 5.2 Diagrama de tiempos actuación de protecciones......................................................... 65
Figura 5.3 Diagrama de tiempos actuación de protecciones con falla de interruptor ................... 67
Figura 6.1 Niveles de automatización ........................................................................................... 90
Figura 6.2 Protocolos de Automatización ..................................................................................... 96
Figura 6.3 Esquema unifilar simplificado de la subestación CHIRIPA ..................................... 100
xi
Figura 6.4 Esquema de impedancias por unidad ........................................................................ 105
Figura 6.5 Localización de interruptores automáticos ................................................................ 112
Figura 9.4 Visualización del diagrama unifilar en la pantalla HMI ........................................... 132
Figura 9.5 Visualización del diagrama unifilar........................................................................... 132
Figura 9.6 Visualización de la arquitectura de configuración del sistema ................................. 133
xii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1 Descripción de la función de protección según Norma ANSI ........................................ 5
Tabla 2.2 Simbologías típicas usadas para funciones de protección ............................................ 22
Tabla 2.3 Simbologías típica de los equipos de una subestación ................................................. 24
Tabla 5.1 Márgenes de error de tensión ........................................................................................ 62
Tabla 5.2 Márgenes de error de corriente ..................................................................................... 62
Tabla 5.3 Márgenes de error de Impedancias ............................................................................... 62
Tabla 5.4 Tiempos para coordinación de los relés ........................................................................ 66
Tabla 5.5 Relés de sobrecorriente ................................................................................................. 71
Tabla 5.6 Valor admisible permanente de corriente de secuencia negativa ................................. 71
Tabla 5.7 Ajustes de los relés de secuencia negativa .................................................................... 72
Tabla 5.8 Características Mínimas Requeridas para los relés de distancia del SEIN ................... 80
Tabla 6.1 Datos técnicos generales de las Autoválvulas .............................................................. 87
Tabla 6.2 Datos técnicos generales del Interruptor ....................................................................... 87
Tabla 6.3 Datos técnicos generales del Seccionador .................................................................... 88
Tabla 6.4 Datos técnicos generales del Transformador de Corriente ........................................... 88
Tabla 6.5 Datos técnicos generales del Transformador de Potencia ............................................ 89
Tabla 6.6 Reactancias equivalentes ............................................................................................ 104
Tabla 6.7 Reactancias equivalentes en los puntos de cortocircuitos .......................................... 107
Tabla 6.8 Reactancias equivalentes y potencias de cortocircuito ............................................... 108
xiii
Tabla 6.9 Corriente permanente de cortocircuito ....................................................................... 110
Tabla 6.10 Reactancias equivalentes y potencias de cortocircuito ............................................. 111
Tabla 6.11 Capacidad de ruptura ................................................................................................ 113
Tabla 6.12 Capacidad de conexión ............................................................................................. 114
Tabla 6.13 Tabla de resumen de la capacidad de conexión ........................................................ 114
Tabla 6.14 Valores de la corriente de desconexión .................................................................... 115
Tabla 6.15 Valores de la corriente nominal ................................................................................ 116
Tabla 6.16 Diseño de las características principales de la aparamenta a utilizar en el sistema .. 117
xiv
NOMENCLATURA
IMN Instituto Meteorológico Nacional
UCR Universidad de Costa Rica
Kg Kilogramos
Kcal Kilocalorías
ICE Instituto Costarricense de Electricidad
kWh Kilowatts por hora
h Hora
W Watts
V Volts
I Amperios
°C Grados centígrados
W/m2 Watts por metro cuadrado
NEC Código Eléctrico Nacional
ANSI Instituto Americano de Estándares Nacionales
NEMA Asociación de Manufactura Eléctrica Nacional
IEEE Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos Inc.
IEC Comisión Electrotécnica Internacional
ASME Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos
AWS Sociedad Americana de Soldadura
CEE Comisión de Reglamentación para Equipos Eléctricos
ICEA Asociación de Ingenieros de Cables de energía con aislamiento
ISA Sociedad de Instrumento de América
xv
NESC Código Nacional de Seguridad Eléctrica de los EUA
NFPA Asociación Nacional de Protección contra Incendios
UL Underwriters’s Laboratories Inc.
CODEC Código Eléctrico Nacional de Costa Rica
RITE Reglamento para instalaciones Telefónicas de Costa Rica
ARESEP Autoridad Reguladora de Servicio Públicos),
xvi
RESUMEN
El punto de partida para el diseño de una subestación eléctrica es el llamado diagrama
unifilar. Este diagrama debe mostrar la conexión y arreglo de todos los equipos eléctricos, es
decir, barras, puntos de conexión, transformadores de potencia, acoplamiento entre bahías,
interruptores, transformadores de instrumento, cuchillas desconectadoras, apartarrayos, etc., Para
elaborar el diagrama unifilar, se debe considerar el arreglo de barras, el grado de flexibilidad en
operación y la confiabilidad; de hecho, antes de proceder a la definición de las características de
los distintos elementos de la subestación; así como su posible localización, se debe elaborar al
menos un diagrama simplificado en donde se indique el arreglo propuesto de barras y su posición
relativa. Existen distintas variaciones para los arreglos de barras; la selección de un arreglo en
particular, depende de varios factores, por ejemplo, el voltaje del sistema, la posición de la
subestación en el sistema, la flexibilidad de operación, la confiabilidad en suministro, y el costo.
Este proyecto pretende describir los criterios para el ajuste y diseño del sistema de
protecciones, basándose en el estudio realizado para la Subestación Eléctrica Chiripa, ubicada en
el cantón de Tilarán de la provincia de Guanacaste.
El equipo utilizado para la construcción de esta subestación corresponde a la marca
Siemens, tanto para en el sistema de protecciones, como para la aparamenta eléctrica y se
describirán brevemente cada uno de ellos, indicando también las especificaciones técnicas.
Se detallarán los cálculos para los parámetros de las funciones utilizadas, y el diseño
propuesto que se implementó según las consideraciones técnicas del I.C.E.
1
CAPÍTULO 1: Introducción
1.1 Objetivos
1.1.1 Objetivo general
Explicar los criterios de diseño y ajuste de protecciones a una subestación eléctrica
elevadora.
1.1.2 Objetivos específicos
a) Describir las diferentes topologías de los equipos de protección que componen una
subestación eléctrica.
b) Describir los principales elementos que conforman una subestación eléctrica típica.
c) Explicar los equipos de protección que se utiliza en la subestación eléctrica.
d) Estudiar los principales criterios y configuraciones de diseño y ajuste de protecciones
para subestaciones eléctricas de alta tensión.
e) Diseñar y ajustar el sistema de protecciones para las subestaciones Chiripa-Tejona
ubicada en Tilarán Guanacaste.
f) Analizar los diferentes tipos de incidentes posibles en el sistema eléctrico.
g) Explicar el diseño de una subestación eléctrica real.
2
1.2 Metodología
Para el desarrollo de esta investigación explicativa, fue necesario utilizar herramientas que
permitieron recolectar el mayor número de información necesaria con el fin de obtener un
conocimiento más amplio del diseño de protecciones de una subestación eléctrica.
Por la naturaleza del estudio se requirió la recopilación documental, que se trata del acopio
de los antecedentes relacionados con la investigación. Para tal fin se consultaron documentos
escritos, formales e informales, también se usó la observación directa, visitas a campo,
entrevistas, se tomaron muestras de datos en los equipos y se conversó con el personal técnico a
cargo del desarrollo de la obra realizando así un análisis exhaustivo de cada uno de las técnicas y
equipos utilizados.
3
1.3 Justificación
El propósito de todo sistema eléctrico de potencia es suministrar la energía necesaria para
el desarrollo de un sector o país. Para alcanzarlo es necesario generar, trasmitir y distribuir la
energía eléctrica desde los centros de generación, ubicados estratégicamente con base en la
disponibilidad de fuentes primarias de energía como el gas, el carbón, el agua o la energía
nuclear hasta los centros de distribución y consumo, considerando en todo momento las
limitaciones económicas y condiciones de seguridad, de confiabilidad y de calidad del servicio
requeridos.
Una subestación eléctrica es la muestra física de un nodo de un sistema eléctrico de
potencia, en el cual se puede transformar la energía eléctrica a niveles adecuados de tensión para
su transporte, distribución y consumo bajo determinados requerimientos técnicos de calidad,
confiabilidad, flexibilidad y eficiencia.
Además, las subestaciones eléctricas están conformadas por un conjunto de equipos que
permiten: a) controlar el flujo de energía a través de los transformadores de potencia,
convirtiendo la tensión de suministro a niveles de tensión más bajos o altos de acuerdo con la
necesidad preestablecida, b) adelantar la interconexión de diferentes rutas del flujo de energía al
mismo nivel de tensión. Estos equipos requieren de un complejo sistema de protecciones que
permita básicamente salvaguardar la vida de los operarios al momento de realizar maniobras en
la subestación, para proteger a los equipos de mayor importancia en la subestación, y finalmente
para garantizar la continuidad operativa del sistema eléctrico.
4
CAPÍTULO 2: Topologías de los equipos de protección
utilizados en el diseño de las subestaciones eléctricas.
2.1 Normativas sobre el diseño electromecánico
La base para el desarrollo de un proyecto de diseño de una subestación eléctrica es la
normativa vigente, junto con las nuevas tecnologías, los requerimientos que establecen las
compañías operadoras del sector eléctrico y las necesidades de demanda de energía de los
usuarios.
Estas normas tienen por objeto establecer las disposiciones, criterios y requerimientos
mínimos para asegurar las mejoras y expansiones de las instalaciones del servicio de transporte
de energía eléctrica, garantizando la seguridad de las personas, bienes y la calidad del servicio.
Existen diferentes instituciones encargadas de establecer normativas, cada una de ellas
dependiendo del país y región. Para nuestro caso en particular aplicadas a Costa Rica y el
continente Americano, las normas eléctricas de mayor relevancia se pueden citar: NEC, ANSI,
NEMA, IEEE, IEC, ASME, AWS, CEE, ICEA, ISA, NFPA, CODEC, RITE, ARESEP, entre
otros.
La normativa internacional más considerada es la elaborada por la Comisión
Electrotécnica Internacional (IEC); le sigue en importancia la normativa estadounidense (ANSI).
5
Para identificar los tipos de protecciones diseñados en los planos eléctricos de las
subestaciones a nivel internacional, ANSI ha creado una nomenclatura universal que permite a
los profesionales involucrados en todas las áreas, la interpretación de las diferentes funciones de
protección de una forma más ágil, permitiendo así, que en cualquier parte del mundo se utilice la
misma nomenclatura y simbología.
Actualmente el Instituto Costarricense de Electricidad (I.C.E.) utiliza la norma ANSI para
describir las diferentes funciones y características de los dispositivos de protección y control para
el diseño de los sistemas eléctricos de potencia, y de los cuales se detallan a en la tabla 2.1
descrita a continuación.
Tabla 2.1 Descripción de la función de protección según Norma ANSI
Función de protección
Nomenclatura ANSI Función
1 Elemento principal 2 Relé de cierre o arranque temporizado 3 Relé de comprobación o de bloqueo 4 Contacto principal 5 Dispositivo de parada 6 Interruptor de arranque 7 Interruptor de ánodo 8 Dispositivo de desconexión de energía de control 9 Dispositivo de inversión 10 Conmutador de secuencia 11 Reservado para aplicaciones futuras 12 Dispositivo de exceso de velocidad 13 Dispositivo de velocidad síncrona 14 Dispositivo de falta de velocidad 15 Dispositivo regulador de velocidad o frecuencia
6
16 Reservado para aplicaciones futuras 17 Conmutador para puentear el campo serie 18 Dispositivo de aceleración o declaración, 19 Contactos de transición de arranque a marcha normal 20 Válvula maniobrada eléctricamente 21 Protección de distancia por fase
21N Protección de distancia por falla a tierra 21FL Protección de distancia por localizador de falla
22 Interruptor igualador 23 Dispositivo regulador de temperatura 24 Sobreexcitación 25 Dispositivo de sincronización o puesta en paralelo 26 Dispositivo térmico 27 Relé de mínima tensión 28 Detector de llama 29 Contactor de aislamiento 30 Relé anunciador 31 Dispositivo de excitación separada 32 Relé direccional de potencia 32F Relé adelanto de potencia 32R Relé retroceso de potencia 33 Conmutador de posición 34 Conmutador de secuencia movido a motor 35 Dispositivo de cortocircuito de las escobillas o anillos rozantes 36 Dispositivo de polaridad 37 Relé de baja intensidad o baja potencia 38 Dispositivo térmico de cojinetes 39 Detector de condiciones mecánicas 40 Relé de campo
40E Disparo por excitatriz 41 Interruptor de campo 42 Interruptor de marcha 43 Dispositivo de transferencia 44 Relé de secuencia de arranque del grupo 45 Detector de condiciones atmosféricas 46 Relé de intensidad para equilibrio o inversión de fases 47 Relé de tensión para secuencia de fase 48 Relé de secuencia incompleta 49 Relé sobrecarga térmica
49R Protección térmica del rotor
7
49S Protección térmica del estator 50 Relé instantáneo de sobre intensidad o de velocidad de aumento de intensidad
50N Relé instantáneo de sobre intensidad falla a tierra 50G Relé instantáneo de sobre intensidad falla a tierra 51 Relé de sobreintensidad temporizado
51G Relé de sobreintensidad falla a tierra temporizado 51N Relé de sobreintensidad de neutro temporizado 52 Interruptor de c.a. 53 Relé de la excitatriz o del generador de c.c. 54 Reservado para aplicaciones futuras 55 Relé de factor de potencia 56 Relé de aplicación del campo 57 Dispositivo de cortocircuito o de puesta a tierra 58 Relé de fallo de rectificador de potencia 59 Relé de sobretensión
59N Relé de sobretensión de neutro 60 Relé de equilibrio de tensión 61 Relé de parada o apertura temporizada 62 Reservado para aplicaciones futuras 63 Relé de presión de gas, líquido o vacío
64R Relé de protección falla a tierra del rotor 65 Regulador mecánico 66 Relé de pasos 67 Relé direccional de sobreintensidad de c.a. 68 Relé de bloqueo 69 Dispositivo de supervisión y control 70 Reóstato 71 Relé de nivel líquido o gaseoso 72 Interruptor de c.c. 73 Contactor de resistencia de carga 74 Relé de alarma 75 Mecanismo de cambio de posición 76 Relé de sobreintensidad de c.c. 77 Transmisor de impulsos 78 Relé de medio de ángulo de desfase o de protección de salida de paralelo 79 Relé de reenganche de c.a. 80 Relé de flujo líquido o gaseoso
81UF Relé de baja frecuencia 81OF Relé de alta frecuencia
82 Relé de reenganche de c.c.
8
83 Relé de selección o transferencia del control automático 84 Mecanismo de accionamiento 85 Relé receptor de ondas portadoras o hilo piloto 86 Relé de enclavamiento
87B Relé de protección diferencial de barras 87G Relé de protección diferencial de generador 87T Relé de protección diferencial de transformador 88 Motor o grupo motor generador auxiliar 89 Desconectador de línea 90 Dispositivo de regulación 91 Relé direccional de tensión 92 Relé direccional de tensión y potencia 93 Contador de cambio de campo 94 Relé de disparo o disparo libre 95 Reservado para aplicaciones especiales 96 Reservado para aplicaciones especiales 97 Reservado para aplicaciones especiales 98 Reservado para aplicaciones especiales 99 Reservado para aplicaciones especiales
1 Elemento principal: Es el dispositivo de iniciación, tal como el interruptor de control,
relé de tensión, interruptor de flotador, etc., que sirve para poner el aparato en
operación o fuera de servicio directamente o a través de dispositivos.
2 Relé de cierre o arranque con demora de tiempo: Es el que da la demora de tiempo
deseado entre operaciones de una secuencia automática o de un sistema de protección,
excepto cuando es proporcionado específicamente por los dispositivos 48, 62 y 79
descritos más adelante.
3 Relé de comprobación o de bloqueo: Es el que opera en respuesta a la posición de un
número de otros dispositivos, o un número de condiciones predeterminadas, en un
9
equipo para permitir que continúe su operación, para que se pare, o para proporcionar
una prueba de la posición de estos dispositivos o de estas condiciones para cualquier fin.
4 Contactor principal: Es un dispositivo generalmente mandado por el dispositivo nº 1 o
su equivalente y los dispositivos de permiso y protección necesarios, y que sirve para
abrir y cerrar los circuitos de control necesarios para reponer un equipo en marcha, bajo
las condiciones deseadas o bajo otras condiciones o anormales.
5 Dispositivo de parada: Es aquel cuya función primaria es quitar y mantener un equipo
fuera deservicio.
6 Interruptor de arranque: Es un dispositivo cuya función principal es conectar la
máquina a su fuente de tensión de arranque.
7 Interruptor de ánodo: Es el utilizado en los circuitos del ánodo de un rectificador de
potencia, principalmente para interrumpir el circuito del rectificador por retorno del
encendido de arco.
8 Dispositivo de desconexión de energía de control: Es un dispositivo de desconexión
(conmutador de cuchilla, interruptor de bloque o fusibles extraíbles) que se utiliza con el
fin de conectar y desconectar, respectivamente, la fuente de energía de control hacia y
desde la barra o equipo de control. Se considera que la energía de control incluye a la
energía auxiliar que alimenta aparatos pequeños como motores y calefactores.
9 Dispositivo de inversión: Es el que se utiliza para invertir las conexiones de campo de
una máquina o bien para otras funciones especiales de inversión.
10
10 Conmutador de secuencia: Es el que se utiliza para cambiar la secuencia de conectar o
desconectar unidades en un equipo de unidades múltiples.
11 Reservado para futuras aplicaciones.
12 Dispositivo de exceso de velocidad: Es normalmente un conmutador de velocidad de
conexión directa que actúa cuando la máquina se embala.
13 Dispositivo de velocidad síncrona: Es el que funciona con aproximadamente la
velocidad síncrona normal de una máquina, tal como un conmutador de velocidad
centrifuga, relés de frecuencia de deslizamiento, relé de tensión, relé de intensidad
mínima o cualquier tipo de dispositivo que accione con aproximadamente la velocidad
normal de la máquina.
14 Dispositivo de falta de velocidad: Es el que funciona cuando la velocidad de la
máquina desciende por debajo de un valor predeterminado.
15 Dispositivo regulador de velocidad o frecuencia: Es el que funciona para mantener la
velocidad o frecuencia de una máquina o sistema a un cierto valor, o bien entre ciertos
límites.
16 Reservado para futuras aplicaciones.
17 Conmutador para puentear el campo serie: Sirve para abrir y cerrar un circuito en
shunt entre los extremos de cualquier pieza o aparato (excepto una resistencia) tal como
el campo de una máquina, un condensador o una reactancia. Esto excluye los
dispositivos que realizan las funciones de shunt necesarias para arrancar una máquina
11
por los dispositivos 6 ó 42, o su equivalente, y también excluye la función del
dispositivo 73 que sirve para la operación de las resistencias.
18 Dispositivo de acelerar o decelerar: Es el que se utiliza para cerrar o hacer cerrar los
circuitos que sirven para aumentar o disminuir la velocidad de una máquina.
19 Contactos de transición de arranque a marcha normal: Su función es hacer la
transferencia de las conexiones de alimentación de arranque a las de marcha normal de
la máquina.
20 Válvula maniobrada eléctricamente: Es una válvula accionada por solenoide o motor,
que se utiliza en circuitos de vacío, aire, gas, aceite, agua o similares.
21 Relés de distancia: Es el que funciona cuando la admitancia, impedancia o reactancia
del circuito disminuyen a unos límites anteriormente fijados.
22 Interruptor igualador: Sirve para conectar y desconectar las conexiones igualadoras o
de equilibrio de intensidad para los reguladores del campo de la máquina o de tensión
de la máquina, en una instalación de unidades múltiples.
23 Dispositivo regulador de temperatura: Es el que funciona para mantener la
temperatura de la máquina u otros aparatos dentro de ciertos límites. Un ejemplo es un
termostato que enciende un calentador en un elemento de aparellaje, cuando la
temperatura desciende a un valor deseado que es distinto de un dispositivo usado para
proporcionar regulación de temperatura automática entre límites próximos, y que sería
designado como 90T.
24 Reservado para futuras aplicaciones.
12
25 Dispositivo de sincronización o puesta en paralelo: Es el que funciona cuando dos
circuitos de alterna están dentro de los límites deseados de tensión, frecuencia o ángulo
de fase, lo cual permite o causa la puesta en paralelo de estos circuitos.
26 Dispositivo térmico: Es el que funciona cuando la temperatura del campo en shunt, o el
bobinado amortiguador de una máquina o el de una resistencia de limitación o cambio
de carga o de un líquido u otro medio, excede de un valor determinado. Si la
temperatura del aparato protegido, tal como un rectificador de energía, o de cualquier
otro medio, está más abajo de un valor prefijado.
27 Relés de mínima tensión: Es el que funciona al descender la tensión de un valor
predefinido.
28 Detector de llama: Su función es detectar la existencia de llama en el piloto o
quemador principal, por ejemplo de una caldera o una turbina de gas.
29 Contactos de aislamiento: Es el que se utiliza con el propósito especial de desconectar
un circuito de otro, por razones de maniobra de emergencia, conservación o prueba.
30 Relé anunciador: Es un dispositivo de reposición no automática que da un numero de
indicaciones visuales independientes al accionar el dispositivo de protección y además
también puede estar dispuesto para efectuar una función de enclavamiento.
31 Dispositivo de excitación separada: Es el que conecta un circuito, tal como el campo
shunt de una conmutatriz, a la fuente de excitación separada durante el proceso de
arranque, o bien se utiliza para energizar la excitación y el circuito de encendido de un
rectificador.
13
32 Relé direccional de potencia: Es el que funciona sobre un valor deseado de potencia en
una dirección dada, o sobre la potencia invertida resultante del retroceso del arco en los
circuitos de ánodo o cátodo de un rectificador de potencia.
33 Conmutador de posición: Es el que hace o abre contacto cuando el dispositivo
principal o parte del aparato, que no tiene un número funcional de dispositivo, alcanza
una posición dada.
34 Conmutador de secuencia movido a motor: Es un conmutador de contactos múltiples
el cual fija la secuencia de operación de los dispositivos principales durante el arranque
y la parada, o durante otras operaciones que requieran una secuencia.
35 Dispositivo de cortocircuitar las escobillas o anillos rozantes: Es para elevar, bajar o
desviar las escobillas de una máquina, o para cortocircuitar los anillos rozantes.
36 Dispositivo de polaridad: Es el que acciona o permite accionar a otros dispositivos con
una polaridad dada solamente.
37 Relé de mínima intensidad o baja potencia: Es el que funciona cuando la intensidad o
la potencia caen por debajo de un valor predeterminado.
38 Dispositivo térmico de cojinetes: Es el que funciona con una temperatura excesiva de
los cojinetes.
39 Detector de condiciones mecánicas: Su cometido es funcionar en situaciones
mecánicas anormales (excepto las que suceden a los cojinetes de una máquina, función
38), tales como vibración excesiva, excentricidad, expansión choque, etc.
14
40 Relé de campo/pérdida de excitación: Es el que funciona a un valor anormalmente
bajo de la intensidad de campo de una máquina, o por el valor excesivo de la
componente reactiva de la corriente de armadura en una máquina de ca, que indica
excitación de campo anormalmente baja.
41 Interruptor de campo: Es un dispositivo que funciona para aplicar o quitar la
excitación de campo de la máquina.
42 Interruptor de marcha: Es un dispositivo cuya función principal es la de conectar la
máquina a su fuente de tensión de funcionamiento en marcha, después de haber sido
llevada hasta la velocidad deseada de la conexión de arranque.
43 Dispositivo de transferencia: Es un dispositivo, accionado a mano, que efectúa la
transferencia de los circuitos de control para modificar el proceso de operación del
equipo de conexión de los circuitos o de algunos de los dispositivos.
44 Relé de secuencia de arranque del grupo: Es el que funciona para arrancar la unidad
próxima disponible en un equipo de unidades múltiples cuando falla o no está
disponible la unidad que normalmente le precede.
45 Detector de condiciones atmosféricas: Funciona ante condiciones atmosféricas
anormales como humos peligrosos, gases explosivos, fuego, etc.
46 Relé de intensidad para equilibrio o inversión de fases: Es un relé que funciona
cuando las intensidades polifásicas están en secuencia inversa o desequilibrada o
contienen componentes de secuencia negativa.
15
47 Relé de tensión para secuencia de fase: Es el que funciona con un valor dado de
tensión polifásica de la secuencia de fase deseada.
48 Relé de secuencia incompleta: Es el que vuelve el equipo a la posición normal o
«desconectado» y lo enclava si la secuencia normal de arranque, funcionamiento o
parada no se completa debidamente dentro de un intervalo predeterminado.
49 Relé térmico para máquina, aparato o transformador: Es el que funciona cuando la
temperatura una máquina, aparato o transformador excede de un valor fijado.
50 Relé instantáneo de sobreintensidad y velocidad de aumento de intensidad: Es el
que funciona instantáneamente con un valor excesivo de la intensidad o con un valor
excesivo de velocidad de aumento de la intensidad, indicando avería en el aparato o
circuito que protege.
51 Relé temporizado de sobreintensidad de CA: Es un relé con característica de tiempo
inversa o definida, que funciona cuando la intensidad de un circuito de c.a sobrepasa un
valor dado.
52 Interruptor de C.A: Es el que se usa para cerrar e interrumpir un circuito de potencia
de c.a bajo condiciones normales o de falta o emergencia.
53 Relé de la excitatriz o del generador de c.c: Es el que fuerza el campo de la máquina
de c.c durante el arranque o funciona cuando la tensión de la máquina ha llegado a un
valor dado.
54 Reservado para futuras aplicaciones.
16
55 Relé de factor de potencia: Es el que funciona cuando el factor de potencia en un
circuito de c.a no llega o sobrepasa un valor dado.
56 Relé de aplicación del campo: Es el que se utiliza para controlar automáticamente la
aplicación de la excitación de campo de un motor de c.a en un punto predeterminado en
el ciclo de deslizamiento.
57 Dispositivo de cortocircuito o de puesta a tierra: Es el que opera por potencia o por
energía almacenada y que funciona para cortocircuitar o poner a tierra un circuito, en
respuesta a medios automáticos o manuales.
58 Relé de fallo de rectificador de potencia: Es el que funciona debido al fallo de uno o
más ánodos del rectificador de potencia, o por el fallo de un diodo a conducir o bloquear
propiamente.
59 Relé de sobretensión: Es el que funciona con un valor dado de sobretensión.
60 Relé de equilibrio de tensión: Es el que opera con una diferencia de tensión entre dos
circuitos.
61 Reservado para futuras aplicaciones.
62 Relé de parada o apertura con demora de tiempo: Es el que se utiliza en unión con el
dispositivo que inicia la parada total o la indicación de parada o apertura en una
secuencia automática.
63 Relé de presión de gas, líquido o vacío: Es el que funciona con un valor dado de
presión de líquido o gas, para una determinada velocidad de variación de la presión.
17
64 Relé de protección de tierra: Es el que funciona con el fallo a tierra del aislamiento de
una máquina, transformador u otros aparatos, o por contorneamiento de arco a tierra de
una máquina de cc. Esta función se aplica solo a un relé que detecte el paso de corriente
desde el armazón de una máquina, caja protectora o estructura de una pieza de aparatos,
a tierra, o detecta una tierra en un bobinado o circuito normalmente no puesto a tierra.
No se aplica a un dispositivo conectado en el circuito secundario o en el neutro
secundario de un transformador o transformadores de intensidad, conectados en el
circuito de potencia de un sistema puesto normalmente a tierra.
65 Regulador mecánico: Es el equipo que controla la apertura de la compuerta o válvula
de la máquina motora, para arrancarla, mantener su velocidad o detenerla.
66 Relé de pasos: Es el que funciona para permitir un número especificado de operaciones
de un dispositivo dado o equipo, o bien un número especificado de operaciones
sucesivas con un intervalo dado de tiempo entre cada una de ellas. También se utiliza
para permitir el energizado periódico de un circuito, y la aceleración gradual de una
máquina.
67 Relé direccional de sobreintensidad de c.a: Es el que funciona con un valor deseado
de circulación de sobreintensidad de c.a en una dirección dada.
68 Relé de bloqueo: Es el que inicia una señal piloto para bloquear o disparar en faltas
externas en una línea de transmisión o en otros aparatos bajo condiciones dadas,
coopera con otros dispositivos a bloquear el disparo o a bloquear el reenganche en una
condición de pérdida de sincronismo o en oscilaciones de potencia.
18
69 Dispositivo de supervisión y control: Es generalmente un interruptor auxiliar de dos
posiciones accionado a mano, el cual permite una posición de cierre de un interruptor o
la puesta en servicio de un equipo y en la otra posición impide el accionamiento del
interruptor o del equipo.
70 Reóstato: Es el que se utiliza para variar la resistencia de un circuito en respuesta a
algún método de control eléctrico, que, o bien es accionado eléctricamente, o tiene otros
accesorios eléctricos, como contactos auxiliares de posición o limitación.
71 Relé de nivel de líquido o gaseoso: Este relé funciona para valores dados de nivel de
líquidos o gases, o para determinadas velocidades de variación de estos parámetros.
72 Interruptor de c.c: Es el que se utiliza para cerrar o interrumpir el circuito de
alimentación de c.c bajo condiciones normales o para interrumpir este circuito bajo
condiciones de emergencia
73 Contactor de resistencia en carga: Es el que se utiliza para puentear o meter en
circuito un punto de la resistencia limitadora, de cambio o indicadora, o bien para
activar un calentador, una luz, o una resistencia de carga de un rectificador de potencia
u otra máquina.
74 Relé de alarma: Es cualquier otro relé diferente al anunciador comprendido bajo el
dispositivo 30 que se utiliza para accionar u operar en unión de una alarma visible o
audible.
75 Mecanismo de cambio de posición: Se utiliza para cambiar un interruptor
desconectable en unidad entre las posiciones de conectado, desconectado y prueba.
19
76 Relé de sobreintensidad de c.c: Es el que funciona cuando la intensidad en un circuito
de c.c sobrepasa un valor determinado.
77 Transmisor de impulsos: Es el que se utiliza para generar o transmitir impulsos, a
través de un circuito de telemedida o hilos piloto, a un dispositivo de indicación o
recepción de distancia.
78 Relé de salto de vector o medidor del ángulo de desfase (protección de salida de
paralelo): Es el que funciona con un valor determinado de ángulo de desfase entre dos
tensiones o dos intensidades, o entre tensión e intensidad.
79 Relé de reenganche de c.a: Es el que controla el reenganche y enclavamiento de un
interruptor de c.a.
80 Relé de flujo líquido o gaseoso: Actúa para valores dados de la magnitud del flujo o
para determinadas velocidades de variación de éste.
81 Relé de frecuencia: Es el que funciona con una variación de la frecuencia o por la
velocidad de variación de la frecuencia.
82 Relé de reenganche de c.c: Es el que controla el cierre y reenganche de un interruptor
de c.c. generalmente respondiendo a las condiciones de la carga del circuito.
83 Relé de selección o transferencia del control automático: Es el que funciona para
elegir automáticamente entre ciertas fuentes de alimentación o condiciones de un
equipo, o efectúa automáticamente una operación de transferencia.
84 Mecanismo de accionamiento: Es el mecanismo eléctrico completo, o
servomecanismo, incluyendo el motor de operación, solenoides, auxiliares de posición,
20
etc., para un cambiador de tomas, regulador de inducción o cualquier pieza de un
aparato que no tenga número de función.
85 Relé receptor de ondas portadoras o hilo piloto: Es el que es accionado o frenado por
una señal y se usa en combinación con una protección direccional que funciona con
equipos de transmisión de onda portadora o hilos piloto de c.c.
86 Relé de enclavamiento: Es un relé accionado eléctricamente con reposición a mano o
eléctrica, que funciona para parar y mantener un equipo un equipo fuera de servicio
cuando concurren condiciones anormales.
87 Relé de protección diferencial: Es el que funciona sobre un porcentaje o ángulo de
fase u otra diferencia cuantitativa de dos intensidades o algunas otras cantidades
eléctricas.
88 Motor o grupo motor generador auxiliar: Es el que se utiliza para accionar equipos
auxiliares, tales como bombas, ventiladores, excitatrices, etc.
89 Desconectador de línea: Es el que se utiliza como un desconectador de desconexión o
aislamiento en un circuito de potencia de c.a. o c.c. cuando este dispositivo se acciona
eléctricamente o bien tiene accesorios eléctricos, tales como interruptores auxiliares,
enclavamiento electromagnético, etc.
90 Dispositivo de regulación: Es el que funciona para regular una cantidad, tal como
tensión, intensidad, potencia, velocidad, frecuencia, temperatura y carga a un valor
dado, o bien ciertos límites para las máquinas, líneas de unión u otros aparatos.
21
91 Relé direccional de tensión: Es el que funciona cuando la tensión entre los extremos de
un interruptor o contactor abierto sobrepasa un valor dado en una dirección dada.
92 Relé direccional de tensión y potencia: Es un relé que permite u ocasiona la conexión
de dos circuitos cuando la diferencia de tensión entre ellos excede de un valor dado en
una dirección predeterminada y da lugar a que estos dos circuitos sean desconectados
uno de otro cuando la potencia circulante entre ellos excede de un valor dado en la
dirección opuesta.
93 Contactor de cambio de campo: Es el que funciona para cambiar el valor de la
excitación de la máquina.
94 Relé de disparo o disparo libre: Es el que funciona para disparar o permitir disparar un
interruptor o equipo y evitar un reenganche inmediato de un interruptor en el caso que
abra por sobrecarga, aunque el circuito inicial de mando de cierre sea mantenido.
95 (*)
96 (*)
97 (*)
98 (*)
99 (*) (*) Reservado para aplicaciones especiales.
22
2.2 Simbologías y funciones de los dispositivos según códigos ANSI
En proyectos eléctricos son indispensables las normas, ya que indican cómo se debe
hacer las representaciones gráficas de cada elemento o función. En la tabla 2.2 se detallan las
simbologías más utilizadas para describir en los planos eléctricos de las subestaciones,
determinadas funciones de protección según corresponda el equipo; ya sea una línea, un
transformador, un generador o una barra por ejemplo.
De esta manera le permite tanto al diseñador del proyecto como al desarrollador, hablar el
mismo idioma, sin que medie la incertidumbre en la interpretación de ideas. Gracias a estas
normas y estándares, todos los fabricantes de estos equipos deben apegarse fielmente a lo
establecido en dichos acuerdos.
Tabla 2.2 Simbologías típicas usadas para funciones de protección
Símbolo Descripción de la función Código ANSI
Protección de máximo de corriente 50 / 51
Protección direccional de corriente 67
Protección de máximo de corriente homopolar 50N / 51N
Protección direccional de tierra 67N
Protección de máximo de componente inversa / desequilibrio 46
Protección de imagen térmica 49
Protección diferencial 87
23
Protección diferencial de tierra 87G
Protección de mínimo de tensión 27
Protección de máxima y mínima frecuencia 81
Protección de máxima tensión 59
Protección contra retorno de potencia activa 32P
Protección contra retorno de potencia reactiva o
desexcitación 32Q / 40
Protección de máxima tensión homopolar 59N
Relé Buchholz 63/71)
En general la simbología de funciones descritas en la tabla 2.2, se utilizan en los diseños
de planos eléctricos de detalle en los tableros de control, protección y comunicación de las
subestaciones. La simbología indicada en la tabla 2.3 es la que se utiliza en los diseños de planos
eléctricos de unifilares de toda la subestación en general, y es de acuerdo a esta simbología de los
esquemas desarrollados en que los diseños de protección se basan. La razón es simple, primero
se debe conocer los equipos que va a requerir la subestación, y después se diseña el sistema de
protección.
Existen casos en que los diseños de los planos unifilares de las subestaciones, utilizan
ambas simbología, es decir, que detallan el equipo y las protecciones. Esto depende mucho del
diseñador del proyecto, que indica desde el principio cuáles serán las protecciones adecuadas
24
para el equipo. Sin embargo en cualquiera de los dos casos, la simbología utilizada siempre
deberá ser la misma.
Tabla 2.3 Simbologías típica de los equipos de una subestación
Símbolo Descripción de la función
Interruptor de Potencia
Transformador Elevador
Pararrayos
Transformador de Corriente
Transformador de Potencial
Cuchilla de puesta a tierra de accionamiento
Cuchilla Motorizada
Cuchilla motorizada con Cuchilla de puesta a tierra
Línea conductor eléctrico
Dirección de la línea
Interruptor de flotador
25
Interruptor Térmico contacto cerrador
Interruptor magnético
Interruptor diferencial
2.3 Configuración básica de un sistema eléctrico de Generación-Transmisión-
Distribución.
En la figura 2.1 se muestra la configuración básica de un sistema de potencia en general.
La primera etapa corresponde a la fuente de generación eléctrica, la cual puede ser un Parque
Eólico, una Hidroeléctrica, una Planta Térmica, entre otras.
En todo proyecto nuevo de generación, debe construirse una subestación elevadora, que
transforma el voltaje de generación de 13.5kV a 230kV para el transporte de energía. Esto
permite kilómetros considerables de líneas de transmisión con pérdidas de energía dentro de los
márgenes aceptables. Estas líneas llegan a una subestación denominada Subestación de
Distribución, la cual transforma el voltaje de transmisión de 230kV a 115kV y 33kV
dependiendo de la necesidad de consumo en los alrededores. Comúnmente se les llama
Subestación de Media Tensión, y es la que abaste el consumo de los parques industriales que en
general se alimentan a 33kV o 13.5kV, donde una pequeña subestación ubicada en el sitio del
26
parque industrial, transforma esos niveles de tensión a 480V, 208V, 240V ó 120V que son los
que alimentan sus equipos.
En caso de la distribución eléctrica para viviendas, que son la gran mayoría de cargas
instaladas, se utiliza un voltaje de 13.5kV, y posteriormente pequeños transformadores ubicados
en postes estratégicamente, se encargan a reducir los voltajes a niveles de consumo de
240V/120V.
Partiendo de esta premisa, es que se comienza el desarrollo e implementación de nuevas
fuentes de generación, ampliación de subestaciones, construcción de nuevas subestaciones, con
el objetivo de lograr una continuidad en el suministro eléctrico del usuario final con una calidad
de energía aceptable.
27
Figura 2.1 Diseño básico de un sistema eléctrico de potencia 1
1 Electrical Substation Design Planning, Revista Épsilon Junio 2011
28
CAPÍTULO 3: Elementos que conforman las subestaciones
eléctricas.
Los equipos que conforman las subestaciones eléctricas son diversos, y todos igualmente
importantes, porque de ellos dependen la calidad y el servicio de la energía eléctrica que se le
estará brindando al usuario. Sin embargo muchos de estos elementos pueden llegar a ser
variables dependiendo de la configuración con la que se diseña el sistema, y para ello es
importante tener claro el tipo de subestación requerida.
Entre los principales elementos que son básicos, independientemente de la configuración
de la subestación eléctrica se pueden citar los siguientes.
3.1 Transformadores
Dependiendo de su aplicación se pueden clasificar como transformadores de potencia, de
distribución, secos encapsulados, minero, de subtransmisión, entre otros.
En las subestaciones eléctricas se utilizan casi todos los tipos, sin embargo el de más
importancia es el transformador de potencia, ya que es el encargado de disminuir o elevar el
nivel de tensión. Pueden existir de diferentes tipos según su potencia, capacidad, uso o
aplicación.
29
Figura 3.1 Transformador de Potencial 2
Los transformadores utilizados en las subestaciones normalmente varían desde los 125
kVA hasta los 200 kVA en tensiones de 13,2 kV, 33,66 kV y 132 kV en frecuencias de 60Hz y
50Hz trifásicas.
En la figura 3.1 se puede apreciar un transformador de potencia típico utilizado en una
subestación de alta y media tensión.
2 www.siemens.com/energy
30
3.2 Interruptores
Los interruptores de circuitos de alta tensión son dispositivos de conmutación mecánica
que unen y rompen los circuitos de corriente, incluyendo las de falla, y llevan la corriente
nominal en posición cerrada.
Figura 3.2 Interruptor de Potencia3
Al igual que los Transformadores de Potencial, existen diferentes tipos de interruptores
que dependen estrictamente del diseño y tecnología de la subestación.
En la figura 3.2, el interruptor de potencia es del tipo “Tanque Muerto”, el cual utiliza un
concepto híbrido, ya que combina componentes encapsulados en SF6 y dispositivos con
asilamiento en aire, lo que permite hasta cuatro veces más confiabilidad, seguridad y flexibilidad
en espacios reducidos que otros interruptores aislados completamente en aire.
3 www.siemens.com/energy
31
3.3 Seccionadores
Estos equipos son llamados de distintas maneras, y su función principal es la de conectar
y desconectar diversas partes de una instalación, para permitir el aislamiento de tramos de
circuitos de una forma visible y asegurar que se hallen libres de tensión para que se puedan tocar
sin peligro por parte de los operarios.
Los circuitos que debe interrumpir deben estar libres de carga, o dicho de otra forma, el
seccionador se debe maniobrar en vacío. No obstante, debe ser capaz de soportar corrientes
nominales, sobreintesidades y corrientes de cortocircuito durante un tiempo especificado. Sea
cual fuera el tipo de seccionador deberán permitir la observación clara y precisa de la distancia
de aislamiento en aire.
Figura 3.3 Seccionadores4
4 www.editores-srl.com.ar
32
Existen diferentes tipos y clasificaciones de seccionadores, ya que su característica
constructiva depende de por ejemplo del número de fases del sistema o según el funcionamiento
operacional puede ser eléctrico, mecánico o neumático, también según el tipo de aislamiento, y
finalmente el tipo de apertura, que pueden ser rotativos, basculares o pantógrafos.
Los seccionadores que se aprecian en la figura 3.3 son de dos columnas giratorias por
polo, es decir, las dos columnas aislantes del seccionador giran 90 grados y mueven las cuchillas
solidarias (contactos móviles). Están montados o configurados en disposición fila india (los
polos están alineados entre sí).
También se puede decir que estos seccionadores tienen un accionamiento único para las
tres fases acopladas mecánicamente. El accionamiento va unido a los aisladores giratorios de un
polo, desde donde parten las varillas de acoplamiento con los otros polos. Este tipo de
seccionador no solo puede ser accionado en forma manual como en el video, sino también en
forma remota.
33
3.4 Banco de Condensadores
Los bancos de condensadores son aptos para su utilización en Subestaciones de Baja y
Media Tensión donde se desee compensar la energía reactiva (o Factor de Potencia) que
consumen los motores eléctricos y las demás cargas.
La compensación de energía reactiva mediante bancos de condensadores se efectúa para
no pagar energía reactiva al suministrador de energía eléctrica, para disminuir caídas de tensión,
para minimizar pérdidas de energía, para ampliar la capacidad de transmisión de potencia activa
en los cables; entre otras aplicaciones.
En casos especiales los bancos de condensadores también pueden funcionar como filtros
de armónicos para lo cual es necesario insertar una inductancia en serie con cada paso de
condensadores. Los valores de condensadores e inductancias se determinan realizando un estudio
de calidad de energía del sistema eléctrico, y pueden ser fijos o automáticos, dependiendo del
diagrama de carga de energía reactiva, de la potencia a compensar, del nivel de tensión de la red
eléctrica y del tipo de carga.
Generalmente son dispositivos modulares, autosoportados, fabricados en columnas y
travesaños soldados entre sí (también se puede suministrar con estructuras empernadas) para
proporcionar un alto grado de robustez mecánica y las estructuras y la soportería son
completamente modular, permitiendo añadir nuevas estructuras hacia los costados para
ampliación futura. Los Bancos de condensadores automáticos disponen de un regulador
automático de potencia reactiva que puede ser de 6 pasos o de 12 pasos. La señal de corriente
necesaria para medir el factor de potencia debe provenir de un transformador de corriente
34
instalado en el alimentador principal de la barra de distribución donde se desea compensar la
energía reactiva.
En la figura 3.4 se muestra una imagen típica del banco de capacitores utilizados en las
subestaciones eléctricas, lo cual varían físicamente de los utilizados en las industrias, pero que de
igual manera se utilizan para ejecutar las mismas funciones.
Figura 3.4 Banco de Condensadores5
5 www.electro-macatronica.blogspot.com
35
3.5 Sistemas de pararrayos o Apartarrayos
Los pararrayos diseñados para subestaciones, puede hacerse directamente sobre el
suelo o sobre una base aislante, ésta última es imprescindible cuando los pararrayos
incorporan un contador de descargas.
Ofrecen características de protección optimizadas, gran resistencia mecánica y
elevada resistencia a la intemperie, con su envolvente de silicona y un sistema de sellado de
la parte activa que impide la penetración de humedad. El peso de estos pararrayos es
considerablemente inferior al peso de sus equivalentes con envolvente cerámica, lo que
facilita su manejo e instalación. De igual forma, el riesgo de roturas es muy inferior al de los
pararrayos con envolvente cerámica.
Entre las principales funciones se pueden citar las siguientes:
• Niveles menores de tensión residual, optimizando la coordinación de aislamiento.
• Alta capacidad de absorción de energía adecuada para aplicaciones críticas.
• Estabilidad en sus características eléctricas.
• Alta resistencia a la intemperie, contaminación, corrosión, etc.
• Conjunto no fragmentable, la construcción de la parte activa sin espacios internos de aire
evita la explosión de la envolvente en caso de falta, y los daños que ésta podría causar.
• Elevada resistencia mecánica.
La generación y distribución de energía eléctrica evoluciona hacia conceptos como la
generación distribuida, las redes activas bidireccionales, y la filosofía de red inteligente
36
(Smart Grid). La implantación de todos estos conceptos convierte a la red en un elemento
sensible, en el que los requisitos de fiabilidad del suministro y estabilidad de la red se hacen
cada vez más exigentes.
Estas líneas trabajan cada vez más sobrecargadas, al límite de sus posibilidades de
explotación, y en condiciones en las que cualquier perturbación puede afectar a la seguridad
y a la estabilidad de todo el sistema.
Figura 3.5 Sistema de pararrayos6
En particular, las líneas de transmisión sufren desconexiones debidas a diversos
tipos de sobretensiones transitorias (descargas atmosféricas ó maniobras en la red) que
causan el contorneo de los aisladores de la red y, por consiguiente, el disparo de las
6 http://www.inael.com/
37
protecciones. Estas desconexiones suponen un riesgo para la estabilidad del sistema y, además,
suponen un alto coste en términos de calidad de servicio, penalizaciones, y fiabilidad del
suministro.
3.6 Banco de Baterías
Los bancos de baterías son un elemento de vital importancia de una subestación, además
son la fuente de alimentación de corriente directa permanente para los sistemas de protección,
control, señalización y operación de equipos de desconexión automática. Los bancos de baterías
requieren de una puesta en servicio precisa, un mantenimiento continuo, pruebas y mediciones
en operación.
En las aplicaciones estacionarias, las baterías están en carga flotante, es decir, conectadas
permanentemente a una fuente de corriente continua para asegurar que disponen de toda su
capacidad en el momento que se precisa. Las aplicaciones estacionarias se caracterizan por ser
instalaciones o equipos fijos, es decir, no están destinadas a cambiarse de sitio habitualmente.
Así, su explotación se caracteriza por unas condiciones de trabajo bien conocidas y normalmente
cíclicas. Si se trata de instalaciones, éstas tienen frecuentemente unas dimensiones y potencias
considerables. Aquí se encuentran por ejemplo las telecomunicaciones, los centros de proceso de
datos y el transporte y distribución de energía eléctrica. Pero también puede tratarse de equipos
como los sistemas de alimentación ininterrumpida, con un rango de potencias desde unos pocos
W hasta MW. Este tipo de actividades tienen que estar operativos las 24 horas del día los 7 días
de las semanas todos los días del año.
38
Aquí las baterías adquieren especial importancia porque son la fuente de energía de los
sistemas de reserva o emergencia de estas aplicaciones, por lo que requieren una alta fiabilidad
de suministro eléctrico.
Figura 3.6 Banco de baterías7
Algunas de las desventajas es que no admiten sobrecargas ni descargas profundas, viendo
seriamente disminuida su vida útil, además son altamente contaminantes. Por lo tanto en los
cuartos en donde se instalan las baterías del tipo ácido, deben estar provisto de un extractor de
gases, que deberá ponerse en funcionamiento antes de la apertura de la puerta de entrada del
personal, con el fin de eliminar la posibilidad acumulación de hidrógeno que se desprende
durante la descarga intensa de las baterías que, en presencia de alguna chispa originada en la
ropa de la personal (electricidad estática) que entra, puede provocar una explosión.
7 http://www.aisamillenium.com/
39
3.7 Transformadores de Instrumentación
La función de los transformadores es transformar altas corrientes y tensiones de forma
proporcional y en fase a valores bajos de corriente o de tensión apropiados para fines de
medición y protección. Es decir, que sirven para medir o registrar la potencia transmitida, o bien
para abastecer a los relés de protección, con señales evaluables que le permitan desconectar un
dispositivo de maniobra según la situación. Además se encargan de aislar de forma eléctrica a los
equipos de medida y protección conectados contra las partes de la instalación que estén bajo
tensión.
Los transformadores de corriente pueden considerarse como transformadores que
trabajan en régimen de cortocircuito. Toda la corriente en servicio continuo fluye a través del
lado primario. Los equipos conectados en el lado secundario están conectados en serie.
Los transformadores de corriente pueden disponer de varios arrollamientos secundarios
de características idénticas o diferentes, con núcleos separados magnéticamente. Por ejemplo,
pueden estar equipados con dos núcleos de medida de diferente clase de precisión, o bien con
núcleos de medida y protección con límites de error de precisión diferentes.
Debido al riesgo de sobretensiones, los transformadores de corriente no pueden ser
operados con bornes secundarios abiertos, sino únicamente en cortocircuito o con la carga del
equipo de medida.
40
Figura 3.7 Transformador de instrumentación de corriente8
Figura 3.8 Transformador de instrumentación de tensión9
8 Catalogo Siemens HG 24-209. Transformadores de protección y media 4M
9 Catalogo Siemens HG 24-209. Transformadores de protección y media 4M
41
Los transformadores de tensión contienen un solo núcleo magnético, y normalmente
están diseñados con un arrollamiento secundario tan sólo. En caso necesario, los transformadores
de tensión puestos a tierra (monofásicos) disponen de un arrollamiento de tensión residual
adicional aparte del arrollamiento secundario (arrollamiento de medida). A diferencia de los
transformadores de corriente, los transformadores de tensión nunca deben ponerse en
cortocircuito o en el lado secundario. El borne del arrollamiento primario en el lado de tierra está
puesto a tierra efectivamente en la caja de bornes, y no debe ser retirado durante el servicio.
Los transformadores de protección y medida están diseñados en diversos tipos
constructivos para cumplir el gran número de requisitos de montaje y condiciones de servicio a
las que están sometidos. Se trata de dispositivos que transforman magnitudes eléctricas primarias
(corrientes o tensiones) a valores proporcionales y en fase adecuados para los equipos.
42
CAPÍTULO 4: Descripción de las protecciones para los
principales equipos de una subestación
La protección de los sistemas de generación, transmisión y distribución de energía
eléctrica, ha sido siempre una tarea crítica para garantizar un suministro de energía fiable para
los consumidores. El principio de los dispositivos de protección, es detectar una falla en la red y
aislar la sección afectada en unos pocos milisegundos, dejando a las secciones "sanas", libres de
continuar llevando la electricidad.
Hoy en día la tendencia de fabricación de los dispositivos de protección, es buscar la
integración de funciones y la automatización de procesos, de forma tal, que se reduce la densidad
de equipos en las subestaciones permitiendo así la optimización de los recursos.
Figura 4.1 Familia de los dispositivos de protección Siprotec 5 de Siemens10
10 Manual Siprotec 5
43
En la figura anterior 4.1, se pueden observar parte de la gama de familia de los relés de
protección Siprotec 5 Siemens. Estos equipos están fabricados de formal tal, que en una misma
unidad se le pueden adicionar una serie de módulos que permitan la expansión de funciones de
protección, entradas y salidas de señales, devanados, entre otros.
Esta creciente incorporación de funciones en un solo dispositivo multifuncional, la fusión
de las redes de procesos y los protocolos de comunicación han dado como resultado una
importante evolución de las redes inteligentes y estructuras complejas más eficaces.
Cada uno de los equipos que se detallaron en el capítulo anterior, requieren estrictamente
algún tipo de sistemas para protegerlos ante cualquier eventualidad. En el mercado existen una
gran variedad de equipos para configurar un sistema de protecciones adecuadamente, sin
embargo, para este proyecto vamos a analizar los equipos Siemens, que fueron los que se
implementaron para la construcción de la subestación.
4.1 Software de configuración DIGSI 5
El software de configuración por PC DIGSI 5 es el interface del usuario con los equipos
SIPROTEC, cualquiera que sea su versión. Dispone de una superficie de mando moderno e
intuitivo que permite de manera ágil y rápida, la visualización y control de mandos.
Mediante el DIGSI 5 se parametrizan y evalúan los equipos SIPROTEC. Es el programa
hecho a la medida para la industria y el suministro de energía. La programación sencilla de entre
numerosas funciones de protección, se pueden seleccionar fácilmente las que se precisen. De este
modo, aumenta la visualidad en los restantes menús.
44
La matriz de DIGSI 5 muestra al usuario de un vistazo la configuración completa del
equipo. Por ejemplo, están representados en una misma figura la correspondencia entre los
diodos luminosos, las entradas binarias y los relés de salida.
4.2 Unidad de control de Bahía
La bahía se define como el conjunto de equipos necesarios para conectar un circuito de
generación, transformación, distribución o bien equipos de compensación al sistema de barrajes
colectores que están en un mismo nivel de tensión y eléctricamente interconectados entre sí.
Estos equipos que realizan la función de conexión, estrictamente necesitan un sistema de
protección y control que les permita la mitigación de riesgos combinado con una rápida y eficaz
actuación. Para ello se utiliza el controlador de bahía 6MD85 Marca Siemens, el cual es un
dispositivo control y automatización que trabaja sobre la base del sistema SIPROTEC 5, y que la
nueva tendencia le ha permitido incorporar funciones de protección para integración de distintas
funciones en menos equipos. Usualmente se instala uno por cada nivel de voltaje, permitiendo
así realizar el control y la comunicación con los demás equipos de protección. Es que capaz de
realizar funciones redundantes y en paralelo cuando la capacidad de los dispositivos de potencia
instalados lo requiera.
45
Figura 4.2 Estructura de hardware de la protección de distancia 6MD8511
La figura 4.2 corresponde al diseño del hardware para las unidades de control de bahía,
donde los circuitos de salidas y entradas de comandos de indicación están especialmente
adaptados a los requisitos de la tecnología de alta y media tensión.
11 Manual Siprotec 5
46
Cuando se envía la instrucción de cierre a un interruptor, la unidad de control puede
comprobar si se cumplen las condiciones de sincronización de las dos subredes. Esto hace que el
uso de un dispositivo de sincronización externo adicional sea innecesario.
Las condiciones de sincronización se pueden configurar convenientemente con el
programa operativo de DIGSI. El dispositivo distingue entre redes síncronas y asíncronas y
reacciona de manera diferente ante un comando de cierre o apertura. El enclavamiento, la
protección de fallo de interruptor y automatismo de reenganche garantizan una alta
disponibilidad de conmutación.
4.3 Protección Diferencial de Transformador
Los relés de protección diferencial SIPROTEC 5 7UT85 se utilizan para el despeje de fallas
rápida y selectivas de cortocircuitos en los transformadores de todos los niveles de tensión y
también en máquinas eléctricas rotativas como motores y generadores, para las líneas cortas y
embarrados.
Este equipo se puede configurar para aplicaciones con transformadores monofásicos o
trifásicos. Además de la función diferencial, éste relé permite la configuración de funciones para
usarse como protecciones de respaldo, por ejemplo la protección de sobrecorriente, protección de
secuencia negativa y protección de fallo de interruptor. En la figura 4.3 permite apreciar el
diseño completo del hardware para el relé 7UT85 con las configuraciones posibles de protección.
47
Figura 4.3 Estructura de hardware de la protección de distancia 7UT8512
La protección diferencial, por principio, no requiere tensiones de medida. Las funciones de
tensión integradas necesitan, sin embargo, las entradas de medida de tensión. Por ejemplo la
protección de sobreexcitación para el cálculo de la inducción en los transformadores y las
reactancias transversales. Además, las tensiones de medida y las magnitudes derivadas de éstas
12 Manual Siprotec 5
48
(inducción, potencias, factor de potencia) pueden ser visualizadas, señalizadas y/o supervisadas
por el equipo, si se han conectado las tensiones.
Los valores analógicos se transfieren al juego de amplificadores de entrada EA (entrada
analógica). El juego de amplificadores AE proporciona a las magnitudes de entrada analógicas
una terminación de alta impedancia y contiene filtros que están optimizados para el tratamiento
de valores de medida en cuanto al ancho de banda y la velocidad de procesamiento.
4.3.1 Campos de Aplicación
Una ventaja esencial del principio de la protección diferencial es la posibilidad de
desconectar inmediatamente cualquier tipo de cortocircuito en cualquier lugar de la zona de
protección. Los transformadores de intensidad delimitan la zona de protección en los lados frente
al resto de la red. Esta delimitación fija es la base para la selectividad ideal propia del principio
de la protección por comparación.
Como protección del transformador, el equipo es conectado por lo general a los juegos de
transformadores de medida que delimitan los devanados del transformador de potencia del resto
de la red. La rotación y secuencia de fase de las intensidades debido al grupo vectorial de los
devanados del transformador son adaptadas por cálculo en el equipo. La puesta a tierra puede ser
en cualquiera de los puntos neutros de los devanados del transformador y es considerada
automáticamente. Además es posible agrupar las intensidades para un lado del objeto a proteger
a partir de diferentes puestos de medida.
49
Como protección de generador o motor, el equipo supervisa las intensidades al lado del
punto neutro y de los bornes de la máquina. Lo mismo es válido para las reactancias
longitudinales.
También pueden ser protegidos los cables cortos y pequeñas barras con 2 hasta 5
extremos o salidas de línea (según la versión). Un cable "corto" significa que los cables del
circuito de intensidad desde los extremos de la línea hasta el aparato no representan ninguna
carga inadmisible para los transformadores de intensidad.
Para transformadores, generadores, motores o reactancias transversales con punto neutro
puesto a tierra se puede detectar la intensidad en la puesta a tierra del centro de estrella para
obtener una protección sensible de faltas a tierra.
Con sus 7, 9 ó 12 entradas de intensidad estándar (según la versión) el equipo puede ser
utilizado como protección diferencial de barra monofásica para un máximo de 7, 9 ó 12 salidas
de línea. Aquí se aplica para cada fase un 7UT85. Alternativamente se puede realizar con el
mismo equipo mediante una conexión intercalada de un transformador de suma (externo) una
protección diferencial de barra para máximo 7, 9 ó 12 salidas de línea (según la versión).
Si no se requieren todas las entradas de medida analógicas para las magnitudes de medida
del objeto a proteger, las entradas restantes pueden ser usadas para otras funciones
independientes de medición o protección. Una o dos entradas de medida de intensidad sensibles
adicionales pueden supervisar por ejemplo en los transformadores o reactancias con cuba aislada,
la intensidad de fuga entre la cuba y el potencial de tierra y de esta manera detectar las faltas a
50
tierra de alta impedancia. Mediante una resistencia serie externa también es posible una medición
de tensión de alta impedancia.
Para transformadores (también autotransformadores), generadores o reactancias
transversales se puede realizar una protección diferencial de alta impedancia para faltas a tierra.
En este caso los transformadores de intensidad (del mismo tipo) alimentan en los extremos de la
zona de protección una resistencia común (externa) de alta impedancia. La intensidad circulante
por esta resistencia se detecta mediante una entrada de intensidad de medida sensible del equipo.
El equipo dispone de funciones de protección de sobreintensidad de respaldo que pueden
actuar en cualquiera de los lados o puestos de medida para todos los tipos de objetos a proteger.
Para máquinas de cualquier tipo se pueden conectar dos funciones de protección de sobrecarga
con imagen térmica en cualquiera de los lados,. Mediante sensores externos se puede considerar
la temperatura de refrigeración (por medio de una unidad Thermobox externa). De esta forma es
posible efectuar el cálculo y la señalización de la temperatura del foco térmico y de la tasa de
envejecimiento relativa.
Una protección de carga desequilibrada permite la detección de intensidades asimétricas.
Aquí se pueden reconocer interrupciones de fase, cargas asimétricas y en particular en máquinas
eléctricas intensidades de secuencia negativa peligrosas.
En los equipos con entradas de medida de tensión las funciones de potencia permiten
realizar en el área de la planta p.ej. una protección de potencia inversa como también supervisar
la potencia generada. En la red pueden ser utilizadas por ejemplo para el desacoplamiento de red,
y la potencia y sus componentes pueden ser señalizadas como valores de medida.
51
Para reconocer estados de sobreinducción en inductividades transversales
transformadores, reactancias transversales) se ha integrado en las versiones con entradas de
tensión una protección de sobreexcitación.
Esta protección supervisa la relación U/f que es proporcional a la inducción B en el
hierro. De esta manera se reconoce la saturación de hierro peligrosa que puede ocurrir sobre todo
en el área de la planta después de una desconexión de carga (plena) o por disminución de la
frecuencia.
De igual manera para los equipos con entradas de tensión se ha integrado
correspondientemente una protección de subtensión y una de sobretensión. Una protección de
frecuencia de 4 escalones supervisa la frecuencia y las tensiones de medida.
Para generadores y transformadores en aplicación ferroviaria se puede suministrar una
versión bifásica que contiene todas las funciones apropiadas para esta aplicación (protección
diferencial, protección de faltas a tierra, protección de sobreintensidad monofásica de muy rápida
reacción, protección de sobrecarga).
Una protección fallo del interruptor vigila la reacción de un interruptor después de una
orden de disparo.
Otras funciones especiales de protección, supervisión y medición pueden ser
configuradas mediante las funciones flexibles individualmente. El usuario mismo puede
determinar para un máximo de 12 de estas funciones qué magnitudes de medida y cómo deberán
ser procesadas y qué reacciones deben ser activadas por el equipo en caso de un sobrepaso o una
disminución por debajo de los valores límites. De esta manera se puede establecer por ejemplo
52
más funciones de sobreintensidad y tratar tensiones, potencias o componentes simétricas de
magnitudes de medida.
Se puede determinar un cálculo de valores mínimos, máximos y/o medios y/o mínimos,
máximos de los valores medios de hasta máximo 20 magnitudes de medida seleccionables y de
esta manera obtener por ejemplo datos estadísticos propios.
4.4 Protección de Sobrecorriente
El equipo digital de protección de sobreintensidad SIPROTEC 5 7SJ85 dispone de un
microprocesador de tecnología avanzada. Este proporciona un procesamiento plenamente digital
de todas las funciones del equipo, desde la adquisición de los valores de medida hasta la salida
de órdenes a los interruptores. La figura 4.4 muestra la estructura básica del equipo 7SJ85.
Las entradas de medida “EM” transforman las intensidades y las tensiones procedentes de
los transformadores de medida y las adaptan al nivel de procesamiento interno del equipo. El
equipo dispone de 4 transformadores de intensidad y adicionalmente, según el tipo de equipo de
3 transformadores de tensión. Tres transformadores están previstos para las entradas de la
intensidad de fase, un transformador más (IE) puede ser utilizado, según la variante, para la
detección de faltas a tierra IE (punto neutro del transformador de intensidad) o un transformador
especial de intensidad a tierra (para la detección sensible de intensidad a tierra IEE y para la
determinación direccional de faltas a tierra)
53
Figura 4.3 Estructura de hardware de la protección de distancia 7SJ8513
Los transformadores de tensión opcionales pueden ser aplicados selectivamente para las 3
tensiones fase-tierra o para 2 tensiones de fase y una homopolar (tensión e–n) o para otra
aplicación cualquiera. También es posible instalar dos tensiones fase-fase en conexión V.
13 Manual Siprotec 5
54
Las magnitudes analógicas son conducidas a los amplificadores de entrada AE. El grupo
de amplificadores AE proporciona a las magnitudes de entrada analógicas una terminación de
alta impedancia y contiene filtros que están optimizados para la elaboración de valores de
medida en cuanto al ancho de banda y la velocidad de procesamiento.
4.4.1 Campos de Aplicación
El equipo digital de protección de sobreintensidad SIPROTEC 5 7SJ85 se aplica como
equipo de protección, control y mando para las salidas de las barras colectoras. Como protección
de línea se pueden instalar los equipos en redes con conexión de punto estrella puesta a tierra por
directo o por baja impedancia, aislada o compensada. Es apropiada para redes radiales
alimentadas por un lado, redes en anillos de configuración abierta o cerrada, como también para
líneas de doble alimentación.
El equipo contiene las funciones necesarias usuales para la protección, la vigilancia de la
posición del interruptor y para el control de las unidades de mando en barras colectoras simples y
dobles, por lo cual el equipo puede ser aplicado en forma universal. El equipo tiene también
aplicación como protección de reserva con escalonamiento de tiempo para las funciones de
protección por comparación para todo tipo de líneas, transformadores y barras de cualquier nivel
de tensión.
55
4.4.2 Funciones de Protección
La función básica es una protección de sobreintensidad no direccional. Ésta tiene
respectivamente dos escalones independientes de la intensidad (S/I t.def.) y un Escalón
dependiente (S/I t.inv.) para las intensidades de fase y la intensidad a tierra. Para el Escalón (S/I
t.inv.) se dispone de una serie de curvas características de diferentes estándares.
Alternativamente se puede aplicar para la detección sensible de faltas a tierra una Característica
definible por el usuario.
Otras funciones incluidas son la protección de carga desequilibrada, la protección de
sobrecarga, la protección fallo del interruptor y la protección de fallas a tierra.
Según la variante de pedido pueden estar incluidas más funciones como: protección de
frecuencia, protección de sobre y subtensión y protección de fallas a tierra para cortocircuitos a
tierra de alta o baja impedancia que puede trabajar en forma direccional o no direccional.
Además de las funciones de protección de cortocircuito mencionadas existen otras
funciones de protección como variantes de pedido. Por ejemplo, se puede complementar la
protección de sobreintensidad con una protección direccional de sobreintensidad.
También está disponible una función de reenganche automático, con la cual es posible
efectuar en líneas aéreas diversos ciclos de interrupción diferentes. La conexión a un dispositivo
externo de reenganche automático es también posible. Para ubicar rápidamente la falta después
de un cortocircuito, se ha integrado un localizador de faltas.
56
Se puede comprobar en el equipo, antes de un reenganche y después de un disparo
tripolar, la tolerancia del reenganche mediante un control de las tensiones y/o de sincronismo. La
función de sincronización también puede ser activada por un dispositivo externo.
4.5 Protección a Distancia
La protección digital de distancia SIPROTEC 5 7SA87 está equipada con un sistema
microprocesador de alta potencia. Este proporciona un procesamiento plenamente digital de
todas las funciones del equipo, desde la adquisición de los valores de medida hasta la salida de
órdenes a los interruptores. La figura 4.5 muestra la estructura básica del 7SA87.
Las entradas de medida “EM” transforman las intensidades y las tensiones procedentes de
los transformadores de medida y las adaptan al nivel de procesamiento interno del equipo. El
equipo dispone de 4 entradas de intensidad y 4 entradas de tensión.
Se han previsto tres entradas de intensidad para las intensidades de fase, otra entrada más
(I4) puede ser adaptada, mediante la configuración correspondiente, como entrada para la
intensidad a tierra (neutro de los transformadores de intensidad), para la intensidad a tierra de
una línea paralela (compensación de línea paralela) o para la intensidad del neutro de un
transformador de potencia (determinación direccional de faltas a tierra).
57
Figura 4.4 Estructura de hardware de la protección de distancia 7SA8714
Para cada tensión fase-tierra está prevista una entrada de tensión. Otra entrada de tensión
adicional (U4) puede ser utilizada para la tensión homopolar (tensión e-n), para la tensión
complementaria de control de sincronismo y cierre o para una tensión de libre aplicación UX
(como protección de sobretensión). Los valores analógicos se transfieren luego al grupo de
amplificadores de entrada EA (entrada analógica).
14 Manual Siprotec 5
58
El grupo de amplificadores AE proporcionan a las magnitudes de entrada analógicas una
terminación de alta impedancia y contiene filtros que están optimizados para la elaboración de
valores de medida en cuanto al ancho de banda y la velocidad de procesamiento. El grupo de
convertidores AD dispone de convertidores analógicos/digitales y de componentes de memoria
para la transferencia de datos al microprocesador.
4.5.1 Campos de Aplicación
La protección digital de distancia SIPROTEC 5 7SA87 es un equipo de protección
selectivo y rápido para líneas aéreas y cables, que pueden estar alimentados tanto de un lado
como de varios lados, en redes radiales, de anillo o malladas de cualquier nivel de tensión. El
neutro puede estar puesto tierra, compensado o aislado.
El equipo está equipado con todas las funciones que son normalmente requeridas para la
protección de línea y por lo tanto el equipo es aplicable en forma universal. El equipo tiene
también aplicación como protección de reserva con escalonamiento de tiempo para las funciones
de protección por comparación para todo tipo de líneas, transformadores, generadores, motores y
barras para cualquier nivel de tensión.
Los equipos extremos de la zona a proteger, pueden intercambiar informaciones
mediante esquemas de teleprotección a través de líneas convencionales (contactos) o interfaces
opcionales para datos de protección utilizando medios de comunicación dedicados (por lo
general conductores de fibra óptica) o a través de una red de comunicación. Si los equipos
7SA87 disponen de un interface de datos de protección, entonces pueden ser instalados para
59
operar en una zona de protección con dos extremos. En el caso de líneas con 3 extremos (líneas
en T), se precisa como mínimo de un equipo con dos interfaces de datos de protección.
4.5.2 Funciones de Protección
La función básica del equipo es la determinación de la distancia a la falta mediante los
procedimientos de medida de distancia. Especialmente para la detección de faltas complejas
multifásicas la medida de la distancia se efectúa bajo un concepto multisistemático. Diferentes
procedimientos de detección de faltas permiten una amplia adaptación a las condiciones de red y
a los requerimientos del usuario. El neutro puede estar aislado, compensado o puesto a tierra
(con o sin límite de la intensidad a tierra).
También es posible su aplicación para líneas límite con o sin compensación serie.
La protección de distancia puede ser complementada con funciones de teleprotección en diversos
esquemas para transmisión de señales (para una desconexión inmediata 100%). Se dispone
además de una protección de cortocircuito para faltas a tierra de alta impedancia (como opción
de pedido), que puede ser direccional o no direccional y puede incorporarse también en un
esquema de transmisión de señales. En las líneas sin fuente o con una fuente de alimentación
débil en uno de sus extremos, es posible generar un disparo rápido en ambos extremos de la línea
por medio del esquema de transmisión de señales. Por otro lado y en caso de producirse un
cierre sobre falta, falta que puede estar situada en cualquier punto de la línea, es posible realizar
un disparo inmediato.
60
En caso de un defecto en la tensión de medida, debido a un fallo en los circuitos
secundarios (por ejemplo apertura del relé de protección del transformador de tensión o de un
fusible), el equipo puede cambiar automáticamente a un estado de funcionamiento de emergencia
en el cual se activa una protección integrada de sobreintensidad de tiempo definido, este estado
permanece hasta que la tensión de medida se normalice nuevamente. Alternativamente, la
protección de sobreintensidad puede ser utilizada como protección independiente de reserva,
que actúa paralelamente a la protección de distancia.
Según la variante de pedido, la mayoría de las funciones de protección de cortocircuito
pueden efectuar también un disparo monopolar. También puede operar en combinación con un
reenganchador automático integrado (pedido opcional) con el cual se pueden realizar diversos
ciclos de reenganche automático como monopolar, tripolar o mono y tripolar en líneas aéreas.
Antes de un reenganche posterior a un disparo tripolar, el equipo puede comprobar la
admisibilidad del reenganche mediante un control de tensión y/o de sincronismo (pedido
opcional). Es posible conectar un reenganchador automático externo y/o un dispositivo de
control de sincronismo, y también realizar una protección redundante con una o dos funciones
de reenganche.
61
CAPÍTULO 5: Criterios para el diseño de los sistemas de
protección de las Subestaciones Eléctricas
5.1 Criterio general de ajuste de protecciones
El sistema de protecciones de los equipos de operación de una subestación eléctrica es
fundamental en los diseños de todo proyecto, sumado a la tendencia de funciones de control y
comunicación en los cuales se ha adicionado a este sistema. Para el ajuste de las protecciones se
requiere determinar previamente todas las condiciones de operación del sistema eléctrico, las
cuales determinan el límite de la no actuación de la protección. Para ello se debe considerar todas
las configuraciones posibles, así como todos los escenarios de generación y demanda. Además
de los factores que afectan la operación normal del sistema, como lo son los Reactores, Banco de
Capacitores, que traen consigo aumentos de corrientes y tensiones armónicos importantes.
Para considerar estos factores de distorsión en los diseños de sistemas eléctricos, se han
establecido márgenes de diseño que permiten la disminución de errores tanto para tensiones,
corrientes e impedancias que se detallan a continuación:
62
Tabla 5.1 Márgenes de error de tensión
Error de los transformadores de tensión 1% Error del relé 1% Conexiones 1% Tolerancia del cálculo 5%
Total 8% => 10%
Tabla 5.2 Márgenes de error de corriente
Error de los transformadores de corriente: 5% Error del relé 1% Tolerancia de cálculo 5%
Total 11% => 15%
Tabla 5.3 Márgenes de error de Impedancias
Error de los transformadores de tensión 1% Conexiones 1% Error de los transformadores de corriente 5% Error del relé 1% Tolerancia de cálculo 5%
Total 13% => 15%
Por tanto, para los ajustes de las tensiones se debe tomar un margen mínimo del 10%, el
cual debe ser considerado en el sentido más desfavorable; es decir, se debe considerar
90% ó 110% del valor calculado, según sea el caso. De la misma manera, para los
63
ajustes de las corrientes e impedancias se debe considerar un margen mínimo del 15%, lo
cual lleva a ajustar al 85% ó el 115% según sea el caso.
5.2 Criterios generales de coordinación de las protecciones
La coordinación de las protecciones consiste en definir las graduaciones de las
magnitudes medidas por el relé y los tiempos necesarios para la operación debidamente
priorizada del sistema de protección con la finalidad que su actuación sea en el mínimo tiempo
posible. En tal sentido, se requiere considerar las coordinaciones entre la(s) protección(es)
principal(es) y la protección de falla de interruptor, así como con la protección de respaldo.
El ajuste y la coordinación de las protecciones tienen por objetivo asegurar que se cuenta
con un sistema de protección principal y de respaldo que funciona de manera tal que; (1) La
protección principal debe proteger totalmente el sistema eléctrico y eliminar cualquier falla en un
tiempo máximo (típicamente de 100 ms), y (2) la protección de respaldo de la protección
principal está constituida por relés físicamente diferentes a los de la protección principal. La
protección de respaldo debe proteger totalmente el sistema y eliminar cualquier tipo de falla en
un tiempo máximo (típicamente de 500 ms).
En tal caso se debe considerar particularmente las corrientes de conexión de los equipos,
las corrientes de intersección de los transformadores, la corriente de carga de las líneas de
transmisión, entre otros. En ese sentido, los ajustes de la protección representan los umbrales de
las capacidades con un cierto margen de seguridad. Normalmente estas capacidades dependen de
la duración de la exigencia, por tanto, son mayores si duran corto tiempo.
64
En la figura 5.1 se muestra una esquematización simplificada del proceso. Los ajustes
obtenidos para las protecciones principales deben ser verificados para coordinar su actuación
como protecciones de respaldo. Esto significa que las protecciones unitarias no requieren
ninguna coordinación puesto que solamente operan en una zona de protección, mientras que las
protecciones graduadas deben ser coordinadas para verificar su actuación como protecciones de
respaldo en las zonas de protección vecinas.
Figura 5.1 Proceso de ajuste y coordinación de protecciones15
5.2.1 Protecciones principales y protecciones de respaldo
Para determinar la coordinación con la protección de respaldo se debe considerar la
secuencia de eventos mostrada en la figura 5.2 que se detalla a continuación:
15 Norma para el diseño de sistemas de control de subestaciones I.C.E. 2010 v1
65
1. Al producirse una falla se inicia la actuación de la protección principal que tiene un
tiempo de reacción mínimo (��), sin ningún retraso adicional, que termina dando una orden de
apertura al interruptor.
2. La falla se extingue después de la operación de apertura por parte del interruptor que
tiene un tiempo de operación (���).
3. Si la falla no se extingue, la protección de respaldo debe actuar, para lo cual se debe
considerar un margen previo. En este margen se debe incluir el tiempo de reposición del relé (��)
más un adicional (��) después del cual se envía un orden de apertura al interruptor.
4. La falla será extinguida por la protección de respaldo después del tiempo de apertura
del interruptor (���).
Figura 5.2 Diagrama de tiempos actuación de protecciones16
16 Norma para el diseño de sistemas de control de subestaciones I.C.E. 2010 v1
66
De acuerdo a lo expuesto, el tiempo de ajuste de la protección de respaldo (���) vendrá
dado por la siguiente expresión:
��� = �� + ��� + �� + �� Ecuación 5.1
Tabla 5.4 Tiempos para coordinación de los relés
Relés Tiempo del relé ��
Reposición del relé ��
Margen de operación ��
Digitales Ciclos 2 1 4 Milisegundos 33 17 67
Electromecánicos Ciclos 4 8 8 Milisegundos 67 133 133
5.2.2 Protecciones principales y protección de fallo de interruptor
La protección de fallo de interruptor debe ser coordinada para una actuación con
anticipación a las protecciones de respaldo anteriormente mencionadas.
Para determinar la coordinación con la protección de fallo de interruptor se debe
considerar la secuencia de eventos mostrada en la figura 5.3 que se detalla a continuación:
67
Figura 5.3 Diagrama de tiempos actuación de protecciones con falla de interruptor17
1. Al producirse una falla se inicia la actuación de la protección principal que tiene un
tiempo de reacción mínimo (��), sin ningún retraso adicional, que termina dando una orden de
apertura al interruptor.
2. La falla se extingue después de la operación de apertura por parte del interruptor que
tiene un tiempo de operación (���).
3. Si la falla no se extingue, la protección de fallo de interruptor debe actuar en su
primera etapa para efectuar una reiteración del disparo a ambas bobinas del interruptor, para lo
cual se debe considerar un margen previo.
17 Norma para el diseño de sistemas de control de subestaciones I.C.E. 2010 v1
68
En este margen se debe incluir el tiempo de reposición del relé (��) más un adicional (��)
y el tiempo del relé auxiliar (��) que envía la reiteración de apertura al interruptor.
4. Si la falla no es extinguida en esta primera etapa de la protección de fallo de
interruptor, se inicia la segunda etapa para efectuar la apertura de todos los interruptores vecinos
que deben despejar la falla. Nuevamente es necesario considerar un margen que incluya la
reposición de la protección (��) un tiempo adicional (��) y el tiempo de los relés auxiliares de
disparo (��).
5. La falla será extinguida por la protección de fallo de interruptor después del tiempo de
la apertura de los interruptores no fallados (���). De acuerdo a lo expuesto, los tiempos de ajuste
de la protección de fallo de interruptor en cada etapa (�� �) y (�� �) son:
�� � = �� + ��� + �� + �� + �� + ��� Ecuación 5.2
�� � = �� � + ��� + �� + �� + ��� Ecuación 5.3
5.3 Configuración de funciones de protección
Para el diseño de protecciones por corrientes, existen diferentes aplicaciones de los
equipos que permiten el manejo de éstas funciones. A continuación se detallaran, según la
nomenclatura ANSI vista en los capítulos anteriores, las funciones de protección de los Relés
más utilizadas comúnmente en las subestaciones eléctricas.
69
5.3.1 Funciones 50/51 – 50N/51N
La aplicación de esta función permite medir el valor de la corriente entre las fases,
logrando así detectar sobrecorrientes que podrían eventualmente producirse por cortocircuitos.
El tiempo de actuación de esta protección depende del valor medido de la corriente, el
cual podría ser:
• De tiempo definido cuando se supera un umbral previamente calibrado. En este caso
su operación puede ser instantánea (función 50) o temporizada (función 51).
• De tiempo inverso cuya operación depende del tiempo según una función exponencial
establecida por la siguiente expresión:
� = ��� ∗ �� �� ����
�� + �� Ecuación 5.4
Donde;
t= Tiempo de actuación del Relé (variable dependiente)
I= Corriente que mide el Relé (variable independiente)
α = Parámetro que define la curva característica de operación del Relé
Is = Corriente de Arranque del Relé
TMS= Constante de ajuste del Relé
K = Parámetro que define la curva característica de operación del Relé
C= Constante de ajuste del Relé
70
Para el ajuste del relé se debe definir lo siguiente:
Para la función (51)
• La corriente de Arranque del Relé (Is) que viene a ser el umbral de la
corriente de operación del relé.
• La constante de ajuste del Relé (TMS) que viene a ser el parámetro que permite
definir los tiempos de operación según su curva característica.
Para la función (50)
• La corriente de arranque del Relé (Is) que viene a ser el umbral de la
corriente de operación del relé.
• A pesar que se trata de una función instantánea por definición (ANSI 50), es
posible definir una temporización de su actuación cuando resulte conveniente.
La característica de tiempo inverso será de acuerdo a los valores de los parámetros como son la
exponente α y K, a los cuales se asocian los otros parámetros del Relé, conforme ha sido
establecido por las normas. En la tabla 5.5 se indica estos valores.
71
Tabla 5.5 Relés de sobrecorriente
5.3.2 Función 46
La protección de carga no balanceada se efectúa detectando las corrientes de secuencia
negativa (46), cuya presencia indica que se tiene asimetrías eléctricas que reflejan la existencia
de una asimetría mecánica en el eje del generador; es decir, que se tiene conectada una carga no
balanceada. Los porcentajes admisibles para la corriente permanente de secuencia negativa están
dados por la norma IEEE C37.102 según se indica en la Tabla 5.6
Tabla 5.6 Valor admisible permanente de corriente de secuencia negativa
Tipo de Generador Corriente de Secuencia
Negativa (% de In)
Rotor Liso
Refrigeración indirecta 10
Refrigeración directa
0 – 350 MVA 8 351 – 1250 MVA 8 1251 – 1600 MVA 5
Polos Salientes Con arrollamiento amortiguador 10 Sin arrollamiento amortiguador 5
72
Los relés de corriente de secuencia negativa operan con una característica de tiempo inverso
según una expresión cuadrática que es la siguiente:
� = �� ! "�
� ∗ �# Ecuación 5.5
Donde
$� = Corriente de secuencia negativa
$% = Corriente nominal de la máquina
t = tiempo
k = Constante de la máquina
Los ajustes del relé deben ser efectuados según las recomendaciones del fabricante del
generador y deben considerar dos niveles de actuación que son: Alarma y Disparo. Los valores
típicos están indicados en la tabla 5.3.
Tabla 5.7 Ajustes de los relés de secuencia negativa
Característica Nivel Alarma
Nivel Disparo
Corriente no balanceada permisible Valores referidos a los indicados en la Tabla 5.4
80% 100%
Temporización de la operación 5 segundos 10 segundos
Tiempo de reposición 240 segundos 240 segundos
73
Con la finalidad de acelerar la actuación de la protección cuando se tiene una falla
cercana, se puede incluir en la protección de sobrecorriente un ajuste según la tensión que se
tiene en el punto de medida, ya que la impedancia de la máquina es el componente
principal de la impedancia de falla. Para ello se debe considerar lo siguiente:
• La tensión que se mide en a la salida del generador es un valor reducido de la tensión
nominal debido a que la caída de tensión en la impedancia interna de la máquina.
• El valor de la corriente de falla es sensiblemente variable en el tiempo debido a que
la impedancia del generador es el componente principal de la impedancia del
cortocircuito.
Para esta protección existen dos características de operación que son:
• Sobrecorriente con restricción de tensión que actúa cuando la corriente supera
su valor de ajuste; pero, también para valores menores según el nivel de tensión que
se mide. Con esto se logra una aceleración de su tiempo de operación; es decir, el
tiempo será menor cuanto más baja sea la tensión. En la figura se muestra la curva
con la característica típica de la relación tensión-corriente de operación. Los
valores de ajuste corresponden al 100% de la corriente y 100% de la tensión del
gráfico.
• Sobrecorriente con control de tensión que actúa cuando la corriente supera su valor
de ajuste, pero se requiere que la tensión sea menor que un determinado
umbral previamente definido.
74
5.3.3 Función 27 & 59
La protección de tensión mide permanentemente la tensión de cada fase con la finalidad
de detectar las tensiones que son mayores o menores que las del rango normal de operación. Si
las tensiones son menores que las del rango establecido se tiene una protección de subtensión o
mínima tensión (función 27); en el caso de tensiones mayores se tiene la protección de
sobretensión (función 59). El tiempo de actuación de esta protección es una función del valor de
la tensión y puede ser:
• Tiempo definido cuando se supera un umbral previamente calibrado. En este caso su
operación puede ser instantánea o temporizada
Para la protección de sobretensión (función 59)
V > &'()*+,(� t = �+,(� Ecuación 5.6
Para la protección de subtensión (función 27)
V < &'()*-%.(� t = T �-%.(� Ecuación 5.7
• Tiempo inverso cuya operación depende del tiempo según una función exponencial
establecida por las normas, de acuerdo a la siguiente expresión:
� = ��� ∗ �� �//0*��� Ecuación 5.8
75
Donde;
t= Tiempo de actuación del Relé (variable dependiente)
V= Tensión que mide el Relé (variable independiente)
&'= Tensión de Arranque del Relé
TMS= Constante de ajuste del Relé
Como se puede apreciar, el tiempo de operación depende de la variación de la tensión
tanto para valores mayores como menores que la tensión nominal, de una manera simétrica, ya
que se toma el valor absoluto de la diferencia. Por tal motivo, es necesario añadir el umbral de
arranque, es decir:
Para la protección de sobretensión (función 59)
V > &'()*+,(� Ecuación 5.9
Para la protección de subtensión (función 27)
V < &'()*-%.(� Ecuación 5.10
5.3.4 Funciones 81-u & 81-o
Las protecciones de frecuencia son protecciones que toman la señal de tensión, pero
miden la frecuencia de la onda alterna. Esta protección se aplica en dos casos que son:
Sobrefrecuencias (81-o) que ocurren por disminución de carga del generador y la
máquina no logra estabilizar su frecuencia oportunamente. Los ajustes son para un umbral
establecido con una temporización que se debe especificar:
76
Protección de sobrefrecuencia
1 > 1'()+,(� � = �+,(� Ecuación 5.11
Bajas frecuencias (81-u) que ocurren por la pérdida de la capacidad del grupo de atender
la carga conectada. Los ajustes son para un umbral establecido con una temporización que se
debe especificar
Protección de sobrefrecuencia
1 < 1'()-%.(� � = �-%.(� Ecuación 5.12
Para conseguir una acción más rápida, se puede considerar una protección sobre la base
de la variación de la frecuencia, también denominado función de derivada de frecuencia. En este
caso, el relé actúa cuando se supera un umbral previamente calibrado.
4546 ≥ 8 Ecuación 5.13
Como protección sistemática las funciones anteriores se aplican en los esquemas de
rechazos de carga. La definición de ajustes es el resultado de un estudio que tome en cuenta todo
el sistema interconectado.
5.3.5 Función 87
La protección diferencial funciona calculando la diferencia de las corrientes que
entran y salen de la zona protegida. Para ello se debe tomar en cuenta que existen diferencias
que no son imputables a una falla. Estas corrientes diferenciales que corresponden a valores
de la operación normal son las siguientes:
77
1. Las corrientes de magnetización (o de carga) del elemento protegido que es una
cantidad constante.
2. El error de relación en los transformadores de corriente que es una diferencia casi
proporcional a los valores de la corriente. Si la protección diferencial se aplica a un
transformador de potencia que tiene diferentes tomas (taps), el error de los
transformadores de corriente será del mismo tipo por esta causa.
3. El error debido a la saturación de los transformadores de corriente, el cual
prácticamente no existe con pequeñas corrientes, pero que se hace mayor con
elevadas corrientes.
La corriente diferencial que no es falla es la suma de estas tres componentes y su
cálculo permite establecer el ajuste del relé diferencial para que no efectúe una falsa operación.
78
Figura 5.4 Zonas de protección del equipo18
5.3.6 Función 87N
La protección diferencial de la corriente de tierra suele ser efectuada con una
protección diferencial de alta impedancia, la cual viene a ser una protección diferencial de
tensión, ya que utiliza una alta impedancia en el relé, la cual genera una tensión con todas las
corrientes que entran a la zona de protección. Si no hay falla, o si hay una falla externa a la zona
protegida, la suma de las corrientes es cero y la tensión generada en el relé es cero.
Sin embargo, al momento de producirse un cortocircuito externo se tendrá altas corrientes
que pueden provocar la saturación de los transformadores de corriente.
18 Manual Siprotec 5
79
Por tanto, se define el ajuste para evitar la operación del relé en la situación más
desfavorable que corresponde a lo siguiente:
• Se produce una falla externa en la vecindad de la zona de protección y como
consecuencia de la falla se produce la saturación de uno de los transformadores de
corriente. Se asume que es aquel por donde circula la mayor corriente, mientras los
demás operan normalmente.
• En la condición de saturación, los transformadores de corriente saturados no generan
corriente, sino más bien se cortocircuitan, ocasionando de esta manera el mayor error
posible en el relé.
• La tensión generada en el relé es la corriente multiplicada por la impedancia de los
cables sumada a la alta impedancia del relé.
5.3.7 Funciones 21 – 21N
Esta protección opera midiendo la tensión y corriente con la finalidad de obtener
la impedancia vista en el punto de instalación del relé. El cálculo de las impedancias se efectúa
de acuerdo a lo siguiente:
Para las impedancias entre fases (función 21)
9:*; = ,<*,= <* = Ecuación 5.14
Para las impedancias entre fases y tierra (función 21N)
9: = ,< <>?@A@BC∗ = = ,<
<>DEF∗ F Ecuación 5.15
80
Por tanto para que el relé pueda efectuar todos los cálculos se le debe proporcionar como
ajuste el valor del �G correspondiente a la instalación a ser protegida.
Las características aceptadas por el COES, para los relés de distancia son las siguientes:
Tabla 5.8 Características Mínimas Requeridas para los relés de distancia del SEIN
Los relés deben de ser de tecnología numérica (Digital)
Para fallas fase-tierra solo se aceptan los relés con característica Cuadrilateral
Para fallas fase-fase se acepta relés con características Mho y Cuadrilateral
El número de zonas tanto para fallas fase-tierra ó fase-fase debe de ser como mínimo de 3 zonas Los relés deben ser “full scheme”, es decir debe utilizar utiliza tres unidades de medida fase-fase (R-S, S-T & T-R) y tres unidades de medida fase-tierra (R-N, S-N & T-N) en cada zona
Los relés deben tener la función de incursión de carga
El relé de distancia tipo reactancia no depende de la componente de resistencia, debido a
que está diseñado para medir solamente la componente de reactancia de la impedancia de la
línea. Si se trata de una falla de una fase a tierra la impedancia en el punto de falla está
constituida por la resistencia del arco en serie con la resistencia de puesta a tierra de la estructura.
Para la protección de distancia contra fallas a tierra se prefieren los relés del tipo de reactancia.
En el caso de secciones de líneas muy cortas se prefieren los relés de distancia del tipo
reactancia, debido a que mayor parte de la línea puede protegerse con alta velocidad. Esto debido
a que los relés de distancia prácticamente no se ven afectados por la resistencia del arco, la cual
puede ser bastante grande comparada con la impedancia de este tipo de línea.
81
El relé de distancia de tipo mho o admitancia es más adecuado para la protección contra
fallas entre fases en líneas largas y especialmente en donde pueden ocurrir oscilaciones de
potencia muy severas. Debido a sus características distintivas, el relé mho se ve más afectado por
la resistencia del arco que cualquier otro relé de distancia, y por esa misma razón se le emplea en
las líneas más largas.
El relé de distancia de tipo impedancia es adecuado para proteger contra fallas entre fases
en líneas de longitud media. La resistencia del arco afecta al relé de impedancia más que a un
relé de reactancia, pero menos que a un relé de admitancia. Por el contrario, el problema de las
oscilaciones de potencia afecta menos a un relé de impedancia que a un relé de reactancia pero
más que a uno de admitancia.
Con el desarrollo de los relés estáticos, han surgido relés de distancia con características
en el diagrama R – X que pueden tratarse de una elipse, con su eje mayor en el sentido de la
impedancia de la línea, o paralelogramos, con sus lados más largos también en el sentido de la
impedancia de la línea. Estas características pretenden lograr en un grado mayor las mismas
cualidades que presenta el relé de admitancia. Las características de elipse y de paralelogramo se
aplican a las líneas más largas.
5.3.8 Funciones 68 - 78
Para la función de bloqueo por oscilación de potencia (función 68) se debe especificar
una característica que permita detectar el valor variable de la impedancia vista por el relé como
consecuencia de la oscilación de potencia.
82
5.3.9 Funciones 67
La protección de sobrecorriente direccional es similar a la de sobrecorriente no
direccional; pero, además, se debe especificar la dirección del flujo de corriente para la que se
aplica la protección. Para su evaluación numérica por el relé se requiere una referencia o
polarización con la que se efectúa el cálculo. Se prefiere usar la tensión porque su ángulo se
mantiene relativamente constante durante una falla y usualmente se aplica lo siguiente:
• Corriente fase R: Tensión ST
• Corriente fase S: Tensión TR
• Corriente fase T: Tensión RS
Se debe notar que el ángulo de fase entre las corrientes y las tensiones mencionadas es
aproximadamente de 90° de manera que para el cálculo se considera el valor en cuadratura. Sin
embargo, su valor va a depender de la relación X/R del circuito de falla, por tanto se debe
verificar que el ángulo de operación del relé es apropiado para obtener la máxima sensibilidad.
Por otro lado, es importante consultar el manual del fabricante del relé para los ajustes del
ángulo, debido a que no todos los fabricantes aplican el mismo criterio de ajuste.
5.3.10 Funciones 49
Esta protección opera simulando el calentamiento del elemento protegido, en función de
la corriente que circula por este elemento, de acuerdo a la siguiente ecuación:
4H46 − H*HF
J = !J Ecuación 5.11
83
Dónde: θ = Temperatura que alcanza la máquina
θG = Temperatura ambiente o del refrigerante de la máquina
τ = Constante térmica de la máquina, la cual tiene unidades de tiempo
I = Corriente que circula por la máquina
Para el ajuste se debe considerar lo siguiente:
• El ajuste de la constante de tiempo de la máquina debe ser efectuado según el
fabricante del equipo.
• El valor de la corriente de arranque debe ser por lo menos 15% encima de la
corriente nominal; es decir, corrientes menores al 115% son permisibles en forma
permanente.
• Se debe considerar dos niveles de ajuste de actuación que corresponden a Alarma y
Disparo. El ajuste de alarma debe corresponder al 90% de la temperatura de disparo.
5.3.11 Funciones 24
La relación tensión/frecuencia en los bobinados de una máquina son un indicador del
flujo magnético. De acuerdo a norma ANSI C50.13, las máquinas rotativas deben operar con un
valor de 1.05 veces su valor nominal, mientras que los transformadores de potencia deben operar
a plena carga con un valor de 1.05 y sin carga con un valor de 1.10. Por tanto, por encima de
84
estos valores se puede producir un incremento del flujo magnético, el cual puede llegar a
producir la saturación del núcleo magnético.
La protección de sobreflujo mide la relación Voltios/Hertz y se puede ajustar con dos
niveles de operación: alarma y disparo. Para el disparo se puede considerar una operación de
tiempo inverso (o definido) de manera de obtener una tolerancia a cualquier fenómeno
transitorio.
5.3.12 Funciones 50BF
En el SEIN se recomienda aplicar dos filosofías de protección falla interruptor ambas
basadas en la medición de la corriente que circula por el interruptor.
En líneas de Transmisión el nivel de corriente de arranque de la protección falla
interruptor debe ajustarse encima de la corriente máxima de carga y menor que la corriente
mínima de falla en el extremo remoto.
INáPQRSTR < I�GUV < INíXYRZZR Ecuación 5.17
En transformadores, reactores el ajuste del relé 50BF debe ser el valor más pequeño
posible para lo cual se puede utilizar un valor entre el 10% a 20% de la corriente nominal del
circuito.
Al producirse una Falla de Interruptor se debe proceder de la siguiente manera:
• En primera instancia (función 50BF1) se debe efectuar una orden de apertura a
ambas.
85
• Bobinas de Apertura del Interruptor. Este tiempo debe ser definido considerando un
margen de actuación sobre la protección principal y no debe interferir con los
recierres automáticos.
• En segunda instancia (función 50BF2) se debe proceder con la apertura de los
Interruptores vecinos de manera que se pueda obtener la apertura del circuito
deseado, al mismo tiempo que se consigue aislar al Interruptor fallado.
86
CAPÍTULO 6: Diseño y ajuste del sistema de protecciones,
aplicado a la subestación eléctrica Chiripa
En este capítulo, se estudiarán las particularidades técnicas que exige el I.C.E. para la
construcción de la subestación Chiripa situada en el cantón de Tilarán, en la provincia de
Guanacaste. Los trabajos se realizaron bajo la modalidad “llave en mano” y comprenderá la
ejecución de la nueva subestación elevadora, que contempla el suministro de los equipos de
acuerdo al unifilar aprobado, que se aprecia en la figura 9.2 del Anexo I.
6.1 Alcance Técnico
La nueva subestación estará formada por un sistema de 230 kV en su parte de alta tensión y
de 34,5 kV en media tensión para la recogida de la generación del parque eólico.
La configuración en 230 kV será intemperie y la de 34,5 kV en celdas de interior. El sistema
de 220 kV será de instalación en intemperie comprenderá una (1) posición de
transformador y estará compuesta por los siguientes equipos.
6.1.1 Autoválvulas
Se instaló seis (6) pararrayos autoválvula situados a la salida del transformador en 230 kV y
en la salida de línea. Sus características principales están dadas en la tabla 8.1:
87
Tabla 6.1 Datos técnicos generales de las Autoválvulas
Unidades 6 Tensión más elevada para el material 245 kV Frecuencia 60 Hz Tensión asignada 192 kV Corriente de descarga nominal 10 kA Clase de descarga de línea 3 Tensión de prueba con onda de choque 1,2/50 µs 1.050 kV
6.1.2 Interruptor
Se instaló un (1) interruptor automático tripolar de corriente nominal 2000 A y
corriente de cortocircuito máxima 40kA.
Tabla 6.2 Datos técnicos generales del Interruptor
Unidades 1 Tensión nominal 230 kV Frecuencia 60 Hz Tensión máxima de servicio 245 kV Intensidad nominal servicio continuo 2000 A Poder de corte nominal en cortocircuito 40 kA Tensión de ensayo con onda de choque 1,2/50 µs 1.050 kV Accionamiento tripolar Tensión de mando de las bobinas de cierre y apertura 125 V c.d Tensión de alimentación del motor de carga de resortes 125 V c.d Tensión de alimentación de los circuitos de calefacción y toma auxiliar de fuerza 220 V c.a.
88
6.1.3 Seccionador
Se instaló un (1) seccionador trifásico con puesta a tierra en la salida de línea de 230 kV con las
siguientes características indicadas en tabla 6.3.
Tabla 6.3 Datos técnicos generales del Seccionador
Unidades 1 Tensión más elevada para el material 245 kV Frecuencia 60 Hz Tensión asignada 230 kV Intensidad nominal 2000 A Intensidad admisible de corta duración 31,5 kA Tensión de prueba con onda de choque 1,2/50 µs 1.050 kV Tensión auxiliar para mando y motores en c.c 125 Vcc Tensión de calefacción c.a. 220 V c.a. Accionamiento Eléctrico/manual Tipo de montaje Paralelo
6.1.4 Transformadores de intensidad
Se instalaron tres (3) transformadores de intensidad, relación 200/1-1-1-1 A, 30 VA cl
0,2S; 30 VA cl 0,5; 50 VA 5P20
Tabla 6.4 Datos técnicos generales del Transformador de Corriente
Unidades 1 Tensión más elevada para el material 245 kV Tensión soportada bajo impulso tipo rayo (valor de cresta) 1.050 Kv Frecuencia 60 Hz Tipo de aislamiento exterior Cerámico Sobreintensidad admisible en permanencia 1,2 x In
89
6.1.5 Transformadores de potencial
Se instalarán tres (3) transformadores de potencial, relación 230/√3:0,1/√3-0,1/√3 kV 15
VA Cl 0,2; 50 VA 3P.
Tabla 6.5 Datos técnicos generales del Transformador de Potencia
Unidades 1 Tensión más elevada para el material 245 kV Tensión soportada bajo impulso tipo rayo (valor de cresta) 1.050 Kv Frecuencia 60 Hz Tipo de aislamiento exterior Cerámico Sobreintensidad admisible en permanencia 120%
La subestación incluirá un (1) transformador de potencia un transformador 230/34,5 (13,8)
kV 40-53 MVA ONAN-ONAF grupo de conexión YNyn0d1, con regulación en carga en el
devanado de alta tensión, instalación intemperie, con aislamiento y enfriamiento en baño de
aceite mineral. El transformador quedaría protegido ante sobretensiones con la instalación de tres
(3) pararrayos tanto en la parte de alta como en media tensión.
6.2 Automatización de la subestación eléctrica
Los procesos de transformación y protección eléctrica, que se da en la Subestaciones
Eléctricas, vienen siendo controlados por equipos diseñados para cada una de las
funciones necesarias de cada implementación. Este es el proceso de automatización del cual
en diferentes países viene siendo normado y requerido pues al estar automatizada la
90
Subestación, se pueden implementar Sistemas SCADA que a su vez puedan comunicarse
con otros Sistemas SCADA y lograr la transferencia de información de uno a otro lado,
de manera automática.
6.2.1 Niveles de Automatización
Partiendo del diagrama unifilar de la figura 9.2 del Anexo I, Siemens planteó una
propuesta que se observa en la figura 9.3 para el sistema de control, protección y medición. Ésta
ingeniería de interconexión, contemplaría 4 niveles distintos para la de automatización de
procesos, considerado el nivel 0 como el inferior y el 3 como el superior, y que se
detallan a continuación.
Figura 6.1 Niveles de automatización19
19 Cortesía Siemens, Diseño de Sistema de Control y Automación ST Chiripa
91
El primer nivel (nivel 0), es el nivel de Patio en el cual se encuentran la aparamenta
eléctrica de la subestación, como lo son interruptores, transformadores y seccionadores que por
lo general poseen el mando del control en cada uno de ellos.
El control de la operación de este nivel se puede realizar desde cada uno de los equipos o
desde los circuitos de cada una de las celdas, de acuerdo a la lógica de control y
enclavamientos que posea cada circuito.
El segundo nivel (nivel 1), está conformado por los equipos especializados en controlar y
proteger la operación de los equipos de campo. En este nivel se poseen equipos con
características diversas incluso con funciones de integración de varias IED’s en una sola.
En este nivel el control de la operación es dada desde el propio IED o desde los tableros
en los cuales se encuentre instalado el IED, en dichos tableros se poseen pulsadores, botones y
relés auxiliares que en conjunto realizan las funciones de control, enclavamientos,
regulación, protección y medición de las señales de campo.
El tercer nivel (nivel 2), es el nivel de Subestación, en el cual desde un Sistema SCADA
HMI, se realizan las funciones de control, supervisión y adquisición de datos de toda la
Subestación. En este nivel el control de la operación se realiza desde el Software
SCADA implementado y el control y la seguridad de las maniobras a efectuarse es resguardada
bajo el control de cada uno de los operadores y supervisores del Sistema SCADA.
Desde este nivel se puede obtener la información general de cada uno de los
IED’s, información como:
92
- Estado de los equipos de campo (interruptores y seccionadores)
- Valores analógicos de medición (tensiones, corrientes y más)
- Niveles de aceite y gas.
- Consumo de energía
- Etc.
El cuarto nivel (nivel 3), es el nivel de Centro de Control – SCADA, y se concentra toda
la información del Sistema SCADA HMI implementado en el tercer nivel. En este nivel es
primordial el medio de comunicación establecido entre el Centro de Control (CENCE) con los
Sistemas SCADA HMI de la Subestación, pues la confiabilidad del sistema será controlada y
supervisada desde este nivel.
Este nivel es el principal y más importante pues, si la integración de todos los niveles
inferiores fue desarrollado correctamente, con el desarrollo de este nivel simplemente ya no
sería necesaria la utilización de personal supervisor en cada Subestación, bastaría contar
con una cuadrilla especial que pueda ser utilizada ante cualquier contingencia, por todo lo demás,
desde el Centro de Control CENCE, se puede desarrollar, supervisar, controlar y adquirir la
información importante, todo esto de manera directa “on-line”.
Hoy en día, entre cada uno de los niveles de automatización, se utilizan selectores de
control, que nos sirven para habilitar o deshabilitar el control inmediato de los equipos desde el
próximo nivel superior, de esta manera se pueden realizar maniobras de mantenimiento
con mayor seguridad.
93
6.2.2 Sistemas SCADA
Los Sistemas SCADA son sistemas implementados para el control, supervisión y
adquisición de data de los equipos de campo, es la implementación de estos sistemas el punto
final de la automatización, pues con la ayuda de software SCADA se puede integrar cada
uno de los dispositivos (IED’s).
La principal funcionalidad de los Sistemas SCADA es brindar a los operadores
una herramienta fácil y amigable diseñada sobre plataformas conocidas como Windows o Linux,
desde el cual puedan ayudar a desempeñar mejor las labores de los operadores y lograr
almacenar la información de las medidas, maniobras o incidencias de un largo periodo de
tiempo.
6.2.3 Integración de IED’s y RTU’s
El proceso de integración de dispositivos, consiste en la configuración de estos, luego en
la implementación de protocolos de comunicación y finalmente la configuración de los Sistemas
SCADA en los cuales serán integrados los IED’s y RTU’s. Al estar en su mayoría los
dispositivos dentro de la Subestación, la integración viene a ser mucho más sencilla y menos
costosa, pues los requerimientos son menores; solamente, es muy importante conocer las
funciones de comunicación de cada uno de los dispositivos y saber diseñar correctamente la
arquitectura de la Integración al Sistema SCADA, teniendo en cuenta la redundancia de
datos y los protocolos de comunicación a utilizar.
94
6.2.4 Medios de Comunicación
Tal y como se mencionó antes, es muy importante la correcta utilización de los medios de
comunicación. Al momento de realizar la implementación de los niveles 2 y 3 del Sistema de
Control se debe conocer cuál es la necesidad del Sistema SCADA, conocer el ancho de banda
necesario, las características de la zona en la cual está ubicada la Subestación, las
tecnologías que se amoldan mejor a nuestra integración, y principalmente el capital con el
que contamos para contratar, comprar e implantar un buen medio de comunicación.
En la implementación de Sistemas SCADA y Centros de Control los medios de
comunicación son diversos y libres a la elección del cliente. Los medios de comunicación
más utilizados son:
- Fibra Óptica (monomodo o multimodo, dependiendo de la distancia)
- Enlaces de Radio UHF.
- Enlaces UTP/STP
- Internet ADSL
- Tecnología GPRS
- Onda Portadora
-
6.2.5 Necesidad de Comunicación SCADA – SCADA
La comunicación entre Sistemas SCADA es en la actualidad una de las
principales necesidades entre empresas eléctricas, pues el intercambio de información es siempre
favorable, de esta manera ante el suceso de un evento o incidencia, se puede abarcar con mayor
95
detalle el rango que fue afectado, contando con la información no solo de nuestro Sistema
SCADA sino también con la información de otro Sistema SCADA. Actualmente en nuestro
país la comunicación SCADA – SCADA, viene siendo muy desarrollada, debido a la
norma regulatoria del estado, que obliga a las empresas eléctricas a enviar la información
necesaria que el Organismo Coordinador solicite (COES, Comité Organizador de la
Energía del Sistema) para que posteriormente sea enviada al Organismo Supervisor de la
Energía (OSINERGMIN), con la finalidad de que esta haga cumplir las expectativas y objetivos
planificados.
En la comunicación SCADA – SCADA, existen gran cantidad de protocolos de
comunicación, como lo son: Modbus, DNP 3.0, etc.; pero existe un protocolo en especial,
diseñado para la implementación de esta solicitud, es el protocolo ICCP (Inter Control Center
Protocol), en capítulos posteriores se tocará a más profundidad todo lo referente a este protocolo.
6.2.6 Protocolos de Automatización
Son protocolos diseñados exclusivamente para la transmisión de datos de equipos
de control y automatización, existen gran cantidad de protocolos de diferentes fabricantes con
características y desventajas diversas. Pero es la pieza restante para lograr la integración
de Sistemas SCADA. Una vez configurado los equipos, configurado el Software SCADA y
elegido el medio de comunicación, lo único que nos faltaría por escoger es el protocolo
adecuado que cumpla la exigencia y presupuesto de nuestra integración.
96
Tomando en cuenta los 4 niveles de automatización, se presenta la siguiente tabla, en la
cual tenemos los 6 protocolos con más uso en el mundo.
Figura 6.2 Protocolos de Automatización20
Cabe resaltar que en la actualidad el protocolo IEC 61850 aún no cuenta con la
característica de poder ser utilizado en la integración de Sistemas SCADA, pues su
diseño de comunicación no cuenta con la función de concentrar la información en un solo
maestro.
Se observa que en el Nivel 0 por lo general se realiza el cableado de patio a los módulos
de entrada digitales y analógicos de los IED’s (Nivel 1), por lo cual no es necesaria la utilización
20 Cortesía Siemens, Diseño de Sistema de Control y Automación ST Chiripa
97
de un protocolo de comunicación; no obstante en este nivel, el protocolo IEC 61850, es el único
que está diseñado para la comunicación de equipos de patio.
Como se puede observar en el cuadro anterior, el protocolo DNP se presenta en los tres
últimos niveles de automatización (niveles 1,2 y 3), y es en la actualidad uno de los pocos
protocolos que pueden realizar la comunicación desde los IED’s hasta los centros de control
SCADA, usando siempre el mismo protocolo DNP.
El protocolo IEC 61850 es el único protocolo que a futuro abarca los 4 niveles
de automatización, en la actualidad el protocolo IEC 61850 aún no está implementado para
trabajar en el nivel 3, es por eso que como parte de mi investigación, me he enfocado en
concretar la integración del protocolo IEC 61850 al nivel 3, utilizando las diversas
herramientas de automatización.
6.2.6.1 Protocolos Propietarios
Los protocolos son denominados propietarios porque son diseñados exclusivamente
para operar con determinadas marcas de equipos, por ejemplo tenemos el caso de
protocolos propietarios de las marcas: SIEMENS, ABB, GE, Allen Bradley, etc. La
desventaja de los protocolos propietarios es que se obliga a los usuarios a utilizar una misma
marca en los diferentes equipos eléctricos. La tendencia a futuro es lograr estandarizar los
protocolos con la finalidad de brindar al cliente diferentes soluciones de diversas marcas.
98
6.2.6.2 Protocolos Abiertos
Los protocolos son denominados abiertos o libres, debido a que están diseñados para
operar indistintamente cual fuera la marca del equipo a integrar. Por ejemplo son
protocolos abiertos los protocolos: Modbus, DNP 3.0, OPC, ICCP, etc. Existen diversas
variaciones de un mismo protocolo abierto que los fabricantes de equipos pueden realizar
en cada uno de sus productos, pero es en si la forma de operación y el cumplimiento de
estos estándares lo que hacen que los protocolos abiertos sean muy utilizados en la actualidad.
Dos de los protocolos abiertos que abarcaremos en nuestra investigación son: el protocolo ICCP,
diseñado exclusivamente para el intercambio de información entre centros de control, y el
protocolo IEC 61850, diseñado para el proceso de automatización de una Subestación.
6.3 Pantalla de visualización y operación de los equipos
Esta aplicación se conoce como el HMI (Human Machine Interface) por sus siglas en
inglés, instalada en la EOL (Estación de Operación Local) que generalmente es un
computador ordinario CPU en el cual se le instala el software de visualización de todo el
sistema protección de los equipos de la subestación. Sin embargo no solo es una aplicación
de visualización, también permite el control de los equipos, como por ejemplo apertura y
cierre de interruptores y/o cuchillas seccionadoras.
Ésta es la interface de operación de una subestación típica, en la cual se ejecutan los
comandos de manera automática como se muestran en la figura 9.4 del Anexo I
99
6.4 Cálculo de Protecciones
En este apartado, se detallarán los cálculos de los parámetros realizados con base en los
valores nominales de los equipos de aparamenta descritos anteriormente y que además, según
la configuración de la ingeniería de interconexión, se deberán cargar en los equipos de
protección.
Es decir, por lado se tiene el criterio de diseño de las protecciones y por otro lado el
cálculo de los parámetros. Esto es la base fundamental para el sistema de protección de la
subestación.
6.4.1 Corrientes de cortocircuito
Un cortocircuito en un punto equivale a anular la tensión en dicho punto antes de la falla.
Normalmente, se calculan los parámetros correspondientes a un cortocircuito trifásico,
puesto que a partir de los datos obtenidos se puede determinar la potencia de ruptura de los
interruptores o de los equipos a instalar. Al producirse un cortocircuito en una red en
condiciones de carga, el cálculo riguroso de la corriente total que circulará por el circuito,
será la resultante de la corriente producida por el corto circuito y de las corrientes absorbidas
en función de las tensiones impuestas por el cortocircuito. En la práctica sólo será suficiente
considerar las corrientes debidas al cortocircuito.
Para el cálculo de las corrientes de cortocircuito, debemos expresar el esquema unifilar de
la subestación de la figura 6.1 donde localizaremos los diferentes niveles de tensión, como
también la disposición de transformadores de potencia como los transformadores a servicios
100
auxiliares. Dando lugar a las diferentes fallas posibles que se puedan producir en la
subestación.
Figura 6.3 Esquema unifilar simplificado de la subestación CHIRIPA
6.4.1.1 Cálculo por unidad
Cuando tenemos dos o más niveles de tensión, podemos simplificar el cálculo aplicando
el método por unidad, el cual nos ofrece ventajas como:
• Los fabricantes especifican el valor de las impedancias en tanto por ciento de los
valores nominales que figuran en las placas de características.
101
• Las impedancias por unidad del mismo tipo de aparato tienen valores muy próximos,
aunque sus valores en ohms sean muy diferentes.
• Las impedancias por unidad de transformador, es la misma en el primario y
secundario.
• La impedancia por unidad de un transformador, no depende del tipo de conexión.
6.4.2 Reactancias de cortocircuito de un sistema eléctrico
Al encontrarnos en un sistema trifásico, los valores serán los siguientes:
[(�&[) Ecuación 6.1
^(�&[) Ecuación 6.2
�GGG∗_�√D ([) Ecuación 6.3
�!_ (aℎcd) Ecuación 6.4
Donde;
A = Potencia para todo el circuito en MVA
B = Para un nivel de tensión en kV
6.4.2.1 Cálculo de la reactancia por unidad en la línea de transmisión
Para realizar el cálculo de la reactancia adaptadas al método por unidad hay que fijar en
primer lugar, unos valores base arbitrarios. Este caso, se tomará como potencia base:
e; = 10 MVA Ecuación 6.5
102
Posteriormente la empresa de servicios eléctricos, para este caso el I.C.E., nos determina
una potencia de línea de cortocircuito generalmente:
�ff = 1000 MVA Ecuación 6.6
Se utiliza para la siguiente expresión matemática para el cálculo por unidad.
g = �='hh Ecuación 6.7
Donde;
e; = Valor de la potencia base, en MVA
�ff = Valor de la potencia de cortocircuito, en MVA
X = Valor p.u. (por unidad) de la reactancia del sistema
Finalmente, de la ecuación 6.7 obtenemos el valor de la impedancia de línea que
conectada a la subestación existente en Chiripa según la figura 6.1 con los valores dados en las
ecuaciones 6.5 y 6.6.
g = �='hh = �G
�GGG = i0,01m. o. Ecuación 6.8
103
6.4.2.2 Cálculo de la reactancia por unidad del transformador 60MVA
Para el cálculo de las reactancias de los transformadores, generalmente se utiliza la
siguiente expresión matemática:
g = pff ∗ �='q Ecuación 6.9
Donde;
g = Valor en p.u. de la reactancia del transformador
pff = Valor de reactancia de cortocircuito del transformador en %
e; = Valor de la potencia base en MVA
�r= Valor de la potencia nominal del transformador, en MVA
De los datos del fabricante obtenemos el siguiente valor de reactancia de cortocircuito
Entonces con UQQ = 12%,
g = pff ∗ �='q Ecuación 6.10
Con los valores de la potencia base establecida en la ecuación 6.5 y el valor de la
potencia nominal dada por la capacidad del transformador, y el valor en tanto por ciento de la
reactancia de cortocircuito del transformador dado por el fabricante, se tiene que:
g = pff ∗ �='q = 12% ∗�GvG = i0,03m. o. Ecuación 6.11
104
6.4.2.3 Cálculo de la reactancia por unidad del transformador 34,5kVA
Aplicando de igual manera la ecuación 6.11, podemos obtener los parámetros de
impedancia para el transformador de servicios auxiliares.
Sabiendo que el valor de la impedancia de cortocircuito del transformador está dada por
el fabricante:
pff = 4,5%
g = pff ∗ �='q = 4,5% ∗ �GG,� = i4,50m. o. Ecuación 6.12
Todos los resultados obtenidos se reflejan en la 6.1 que se detalla a continuación
Tabla 6.6 Reactancias equivalentes
POTENCIA /
MVA POTENCIA BASE /
MVA VALOR p.u. / POR UNIDAD
LÍNEA A BARRAS Scc = 1000 10 j 0,01
TRANSFORMADOR DE POTENCIA
Scc = 40 10 j 0,03
TRANSFORMADOR A SERVICIOS
AUXILIARES Scc = 0,1 10 j 4,50
105
6.4.2.4 Esquema de impedancias por unidad
Definimos el esquema de impedancias del circuito, sustituyendo cada elemento del
mismo por su respectivo valor por unidad, es decir el transformador de potencia, la línea a
embarrados y el transformador de servicios auxiliares.
El esquema equivalente queda reflejado en la figura 6.2, donde también se señalizan
también los posibles puntos eléctricos donde pueden darse los diferentes cortocircuitos.
Figura 6.4 Esquema de impedancias por unidad
106
6.4.2.5 Calculo de impendías en los posibles puntos de cortocircuito
Para el cálculo de la impedancia en el punto C1, se tomará únicamente el valor estimado
en la ecuación 6.8 para la línea a barras.
gz = i0.01 Ecuación 6.13
En el caso del punto C2, que corresponde a un cortocircuito en la barra, y que es muy
poco probable que ocurra, se toma el mismo valor de impedancia del punto C1. En caso de haber
existido una segunda línea, se debería hacer un segundo cálculo de impedancias en paralelo.
Descrito lo anterior, tenemos que:
gz = g� = i0.01 Ecuación 6.14
Para el punto C3, nos encontramos con una línea de llegada conecta en serie con el
transformador de potencia, por lo que la reactancia equivalente será:
gD = i0,01 + i0,03 = i0,04 Ecuación 6.15
En el punto C4, al igual que en el cortocircuito indicado en C3, se tendrá el mismo valor
de impedancia, debido de igual forma se refleja el valor de la línea a barras en serie con el
transformador de potencia.
gD = gv = i0,04 Ecuación 6.16
Finalmente en el punto C5, se estima el valor indicado en la ecuación 6.17
g� = i0,04 + i4,5 = i4,54 Ecuación 6.17
107
Esto debido a que contamos con una impedancia de línea a barras en serie con el
transformador de potencia y el transformador de servicios auxiliares.
Tabla 6.7 Reactancias equivalentes en los puntos de cortocircuitos
Puntos de cortocircuito
Valores equivalentes de reactancias p.u. (por
unidad) C1 j 0,01 C2 j 0,01 C3 j 0,04 C4 j 0,04 C5 j 4,54
6.4.3 Potencias de cortocircuito en un sistema eléctrico
A continuación se calcularán para cada uno de los puntos de cortocircuito, su potencia
correspondiente, con el fin de analizar y dar el resultado para cada uno de los posibles lugares
donde se pueden producir los cortocircuitos, analizando cada uno de los puntos por separado.
Mediante la siguiente ecuación, pasaremos al cálculo de las potencias de cortocircuito,
donde reflejaremos los resultados obtenidos en la tabla adjunta de este correspondiente apartado,
dando lugar a las características de los interruptores automáticos a instalar en cada punto de
cortocircuito.
�ff = �=�{| Ecuación 6.18
108
Donde;
�ff = Valor de potencia de cortocircuito
g}~ = Valor de la reactancia equivalente en el punto de cortocircuito
e; = Valor de la potencia base en MVA
En la tabla 6.3 descrita a continuación, se muestran los puntos de cortocircuito y sus
respectivas potencias.
Tabla 6.8 Reactancias equivalentes y potencias de cortocircuito
Puntos de cortocircuito
Valores equivalentes de reactancias p.u. (por
unidad)
Potencia de cortocircuito
(MVA)
C1 0,01 1000,00
C2 0,01 1000,00
C3 0,04 250,00
C4 0,04 250,00
C5 4,54 2,20
Esto datos son básicos, ya que como se comentó anteriormente los valores obtenidos en
la tabla 6.3 serán los necesarios para determinar la potencia de ruptura, tanto de los interruptores
como de otros dispositivos.
6.4.4 Cálculo de corrientes de cortocircuito
El reconocimiento de las corrientes de cortocircuito de las instalaciones tiene la misma
importancia que el conocimiento de la corriente nominal. Así pues, el conocer el valor de la
109
intensidad de cortocircuito, nos permitirá fijar el dimensionado de un juego de barras, el calibre
de un fusible o de un interruptor o establecer los ajustes de las protecciones.
6.4.4.1 Valores permanentes
Para realizar el cálculo de los valores permanentes de las corrientes de cortocircuito,
que al igual que el cálculo de potencias nos ayudarán a obtener las diferentes
características de interruptores y demás equipos a instalar.
Extraeremos el valor de las corrientes permanentes de cortocircuito mediante la
siguiente fórmula, el cuales darán como resultado los valores eficaces.
$�� = 'hh-r√D Ecuación 6.18
Donde;
$ff = Valor de corriente de choque
��� = Potencia de cortocircuito, en MVA
pr = Tensión nominal, en kV
En la siguiente tabla 6.4, se refleja los valores de los parámetros que dependen del
cálculo de las corrientes de cortocircuito, como los valores resultantes de las corrientes de
cortocircuito.
110
Tabla 6.9 Corriente permanente de cortocircuito
Puntos de cortocircuito
Potencia de cortocircuito
(MVA)
Tensión Nominal (kV)
Corriente permanente de cortocircuito (kA)
C1 1000,00 220 2,62 C2 1000,00 220 2,62 C3 250,00 34,5 4,18 C4 250,00 34,5 4,18 C5 2,20 0,42 3,03
6.4.4.2 Corriente máxima de cortocircuito de choque
Para el cálculo de los valores máximos de choque, debemos utilizar los valores obtenidos
en el apartado anterior (corrientes permanentes de cortocircuito), ya que para el cálculo de las
corrientes máximas de choque debemos utilizar la siguiente ecuación:
$f� =√2 ∗ $ff + √2 ∗ $ff = 2√2 ∗ $ff Ecuación 6.19
Este valor es teórico, ya que se tiene que tomar en cuenta el amortiguamiento del circuito,
por lo que nos resulta a la práctica la siguiente ecuación:
$f� = 1,8√2 ∗ $ff Ecuación 6.20
Donde;
$ff = Valor de corriente de choque
$ff = Corriente máxima de choque, en kA
Expresamos los resultados obtenidos de las corrientes de choque, en la tabla siguiente:
111
Tabla 6.10 Reactancias equivalentes y potencias de cortocircuito
Puntos de cortocircuito
Corriente permanente de
cortocircuito (kA)
Valores de las corrientes
máxima de choque (kA)
C1 2,62 6,68
C2 2,62 6,68
C3 4,18 10,65
C4 4,18 10,65
C5 3,03 7,71
6.5 Dimensionado y elección de interruptores automáticos
El interruptor automático es el que en definitiva materializa las órdenes de conexión y/o
desconexión ordenadas por las protecciones y automatismos.
La misión de los interruptores es doble, ya que realiza la función de unir o separar redes
o instalaciones en el caso de maniobras, y la separación de las zonas averiadas en el menor
tiempo posible.
Los casos de desconexión por cortocircuito son las más difíciles de cumplir para el
interruptor, y esto es un factor determinante en su tamaño, por lo que se utiliza como
parámetro la potencia de ruptura la elegir el más adecuado.
Pero además de éste valor, es necesario tener en cuenta una serie de aspectos generales
que nos ayudan a definir el tipo de aparamenta eléctrica, tales como: la tensión nominal,
intensidad nominal, tiempo de desconexión, tiempo de conexión, instalación en interior o
intemperie, limitaciones de espacio, costo, entre otros.
112
6.5.1 Localización de interruptores automáticos
De acuerdo a los valores encontrados en los apartados anteriores, para el
dimensionamiento de los interruptores automáticos debemos considerar los aspectos tales como:
capacidad de conexión, capacidad de ruptura, corrientes nominales y corrientes de desconexión.
En la siguiente figura 6.3 se muestra la localización típicos de los interruptores
automáticos.
Figura 6.5 Localización de interruptores automáticos
La capacidad de ruptura o poder de desconexión de los interruptores viene dada por la
ecuación de la corriente permanente de cortocircuito, y la ecuación donde se muestra sus
parámetros es la siguiente:
113
e� =√3 ∗ pr ∗ $ff Ecuación 6.21
Donde;
e� = Capacidad de ruptura, en MVA
$ff = Valor eficaz de la corriente de cortocircuito, en kA
pr = Tensión nominal en kV
Tabla 6.11 Capacidad de ruptura
Puntos de cortocircuito
Tensión Nominal (kV)
Corriente permanente de
cortocircuito (kA)
Capacidad de ruptura (MVA)
C1 220 2,62 1000,00
C2 220 2,62 1000,00
C3 34,5 4,18 250,00
C4 34,5 4,18 250,00
C5 0,42 3,03 2,20
La capacidad de conexión o poder de conexión está definida por las corrientes de choque
($f�), y la ecuación donde se muestra sus parámetros sus parámetros, es la siguiente:
ef =√3 ∗ pr ∗ $f� Ecuación 6.22
Donde;
ef = Capacidad de conexión, en MVA
$f� = Valor eficaz de la corriente máxima permanente de cortocircuito, en kA
pr = Tensión nominal en kV
114
Tabla 6.12 Capacidad de conexión
Puntos de cortocircuito
Tensión Nominal (kV)
Valores de las corrientes
máxima de choque (kA)
Capacidad de conexión (MVA)
C1 220 6,68 2545,58
C2 220 6,68 2545,58
C3 34,5 10,65 636,40
C4 34,5 10,65 636,40
C5 0,42 7,71 5,61
De acuerdo, se puede resumir la capacidad de ruptura y la capacidad de conexión en la
tabla 6.8 detallada a continuación.
Tabla 6.13 Tabla de resumen de la capacidad de conexión
Puntos de cortocircuito
Capacidad de ruptura (MVA)
Capacidad de conexión (MVA)
C1 1000 2545,58
C2 1000 2545,58
C3 250 636,40
C4 250 636,40
C5 2,20 5,61
6.5.2 Corriente de desconexión
Definimos la corriente de desconexión como la corriente máxima que deberá abrir cada
uno de los interruptores automáticos, refiriéndose a esa corriente, como la de régimen
permanente de cortocircuito.
115
$ff =�hh
-q∗√D Ecuación 6.23
Donde;
$ff = Valor de corriente de choque, en kA
eff = Potencia de cortocircuito, en MVA
pr = Tensión nominal en kV
Obteniendo los valores de desconexión, aplicando la ecuación 6.23 se obtienen los
valores de las corrientes de desconexión descrita en la tabla 6.8 que se detalla a continuación.
Tabla 6.14 Valores de la corriente de desconexión
Puntos de cortocircuito
Corriente de desconexión
(kA)
C1 2,62
C2 2,62
C3 4,18
C4 4,18
C5 3,03
6.5.3 Corrientes nominales
La corriente nominal que deberá sobrepasar por cada uno de los interruptores automáticos, la
definimos por la siguiente ecuación
116
$r ='q
-q∗√D Ecuación 6.24
Donde;
$r = Intensidad nominal, en kA
�r = Potencia nominal, en MVA
pr = Tensión nominal, en Kv
Tabla 6.15 Valores de la corriente nominal
Interruptores Automáticos
Potencia nominal en (MVA)
Tensión Nominal en (kV)
Intensidad nominal en (Ka)
I1 100 230 0,25
12 60 230 0,15
13 60 34,5 1,00
INTER SALIDA DE LÍNEAS
10 34,5 0,17
INTER. SERVI. AUXILIARES
0,1 0,42 0,14
Considerando las características calculados en todos los apartados anteriores, y
comparando los resultados obtenidos, con los catálogos de los fabricantes, se llega a la siguiente
conclusión:
117
Tabla 6.16 Diseño de las características principales de la aparamenta a utilizar en el
sistema
Interruptores automáticos
Tensión nominal (kV)
Capacidad de ruptura (MVA)
Capacidad de conexión (MVA)
I1 230 1000 2545,58
12 230 1000 2545,58
13 34,5 250 636,40
INTER SALIDA DE LÍNEAS
34,5 250 636,40
INTER. SERVI. AUXILIARES
0,42 2,20 5,61
118
CAPÍTULO 7: Tipos de incidentes en los sistemas eléctricos
Independientemente de la causa que provoca el fallo, si el desperfecto es relativamente
importante provocará situaciones anormales en la operación. Entonces, los fallos en el sistema
serán observados como perturbaciones (más o menos bruscas) de los valores medidos en
situaciones normales de operación.
Los valores habitualmente controlados en un sistema eléctrico son la tensión, corriente,
potencia y frecuencia.
Numerosas causas pueden provocar fallos en el sistema, en las cuales se destacan:
• Causas climáticas: Un rayo puede caer en una torre de alta tensión, una subestación
de transformación puede inundarse, el viento puede acercar dos conductores
produciendo descargas eléctricas, etc.
• Envejecimiento de los equipos: El aislante de los conductores disminuye su
eficiencia con los años, sucesivos ciclos de calentamientos y enfriamientos varían las
propiedades dieléctricas de los materiales, partes metálicas se corroen, etc.
• Otras causas: Mala operación de los equipos, acción de animales, roturas por obras
de otras empresas, etc.
119
7.1 En los valores de Tensión
Los equipos eléctricos son construidos para actuar con determinados niveles de tensión.
Por consiguiente, la banda permitida de variación en el módulo de la tensión es muy acotada. La
legislación específica que son aceptadas, en general, variaciones máximas de ± 5% en el valor
nominal del nivel de tensión. Valores por encima o debajo de esa banda pueden ocasionar daños
en el equipamiento. Subtensiones (valores del módulo de tensión inferiores al mínimo permitido
de variación), cuando leves, pueden provocar disminución de la vida útil y pérdida de eficiencia
en los equipos.
Subtensiones muy inferiores al nivel nominal de tensión pueden provocar hasta la falla
total permanente del equipo eléctrico conectado a la red.
Un motor, como ejemplo, requiere para comenzar a girar una corriente de arranque
bastante superior (entre 5 y 8 veces) a la corriente normal de actuación. Cuando el motor intenta
arrancar a una tensión inferior a la nominal, la corriente de arranque puede ser varias veces
superior a la normal de actuación, pudiendo provocar hasta la quema del motor si no actúan
equipos de protección.
Las sobretensiones (valores del módulo de tensión superior al máximo permitido de
variación) también pueden provocar daños en los equipos eléctricos. Como ejemplo, una
bombilla trabajando a una tensión levemente superior al rango de actuación disminuye su vida
útil en forma acentuada. Si la sobretensión es mayor, el aumento de corriente asociado puede
llevar a que se funda la bombilla.
120
7.2 En los valores de Corriente
Tres tipos de perturbaciones pueden ser asociadas a los valores de corriente en los
sistemas de potencia, los cuales se describen a continuación.
7.2.1 Sobrecorrientes
Son corrientes eléctricas levemente superiores a la nominal (hasta 1.5 veces la corriente
nominal, aproximadamente) que se mantienen por tiempos relativamente largos. En general, los
equipos eléctricos están diseñados para soportar valores de corriente un poco superiores a los
nominales, por lo que las sobrecorrientes producen generalmente la destrucción del equipo. Sin
embargo, los equipos que trabajan durante períodos prolongados en situaciones cercanas a sus
límites de operación sufren disminuciones apreciables en su vida útil, ocasionando costos y
aumentos en la tasa de fallo. Por consiguiente, esta situación debe evitarse siempre que sea
posible.
7.2.2 Inversión del sentido de la corriente
En determinadas líneas del circuito, puede conocerse que el sentido de la corriente
eléctrica en operación normal debe ser invariable. Por ejemplo, la corriente de un generador
eléctrico debe ser siempre saliente del mismo, pues entrega potencia al sistema. Cuando la
dirección de la corriente no es la que se prevé, estamos ante una perturbación en el sentido de la
corriente.
121
7.2.3 Cortocircuitos
Desde el punto de vista eléctrico, el cortocircuito es la conexión accidental o
intencionada, mediante una resistencia o impedancia relativamente baja, de dos o más puntos de
un circuito que están normalmente a tensiones diferentes. Un cortocircuito origina aumentos
bruscos en las corrientes circulantes en una instalación, pudiendo dañar al equipamiento
eléctrico, equipos cercanos a la instalación y hasta personas no adecuadamente protegidas.
Algunos de los incidentes más graves en la instalación eléctrica pueden ser representados
por cortocircuitos: la caída de un rayo en una línea de transmisión, el incendio de un
transformador, la inundación de una subestación, etc.
Existen diferentes tipos de cortocircuitos en función de las fases afectadas, y pueden
clasificarse de la siguiente manera.
7.2.3.1 Trifásicos
Consisten en el contacto de las tres fases, directamente o a través de una impedancia de
valor bajo. Un ejemplo de cortocircuito trifásico es la caída de una torre de transmisión. Este tipo
de cortocircuitos es el más grave en el sistema, produciendo las mayores corrientes. Por
consiguiente, debe ser detectado rápidamente y eliminada la fuente de fallo del sistema (por
medio de la actuación del sistema de protección) en el plazo menor posible. Desde el punto de
vista de análisis, es el más simple de ser calculado, porque al estar involucradas las tres fases en
la misma forma las corrientes de cortocircuito son iguales en las tres fases, siendo representado
por un sistema de corrientes simétrico.
122
7.2.3.2 Bifásicos
Los cortocircuitos bifásicos consisten en el contacto de dos fases entre sí. Como
ejemplos de cortocircuito bifásico puede citarse: el roce de dos fases en líneas aéreas y la falta de
aislamiento puntual en cables aislados. Este tipo de cortocircuito produce un sistema
desequilibrado de corrientes, con intensidades diferentes en las tres fases.
7.2.3.3 Bifásicos con contacto a tierra
En este tipo de cortocircuitos, dos de las fases toman contacto entre sí y con la tierra en el
punto de fallo. Es este el tipo de cortocircuito estadísticamente menos frecuente.
7.2.3.4 Monofásico
El cortocircuito monofásico (contacto de una fase y tierra) es responsable de la mayor
cantidad de cortocircuitos en el sistema (en líneas aéreas, 80% de los cortocircuitos son
monofásicos). Las corrientes de cortocircuito que provoca dependen de la impedancia de la falta
y de las conexiones a tierra de los transformadores en la línea.
123
7.3 En los valores en la Potencia
En el sistema eléctrico, instante a instante, deben mantenerse los balances de potencia
activa y reactiva. Como no es aún posible almacenar energía eléctrica en grandes cantidades, el
total de las potencias activa y reactiva consumidas deben ser producidas en casi el mismo
momento de consumo.
El sistema está preparado para absorber y controlar variaciones en la demanda (debidas a
la aleatoriedad del consumo) y en la generación o transmisión (ocasionadas por posibles fallas de
equipos), dentro de ciertos límites. Sin embargo, grandes desbalances entre las potencias
producidas y consumidas indican posibles desperfectos graves en el sistema de generación y
transmisión de energía eléctrica, que pueden llevar al corte de suministro en regiones o (más
grave aún) en el total de la red. Así, el balance entre la producción y consumo de energía está
continuamente vigilado y controlado, a fin de detectar posibles perturbaciones.
A pesar de no haber forma de almacenar energía eléctrica en grandes cantidades, el
sistema eléctrico almacena energía mecánica en la masa girante de las máquinas que lo
componen. Simplificando el concepto, la masa girante en el sistema funciona como una reserva
de energía, que puede extraerse cuando necesario para satisfacer el balance de potencia activa.
Así, cuando se presenta una demanda no esperada en el sistema, la masa girante se desacelera
entregando parte de su energía cinética al sistema eléctrico. Al desacelerarse, disminuye
consecuentemente la frecuencia del sistema eléctrico. Lo contrario ocurre para una disminución
no esperada de la demanda, que puede llevar a una aceleración de las masas girantes y un
aumento de la frecuencia del sistema. La masa girante presente en el sistema es muy elevada, por
124
lo que las variaciones en la frecuencia no deben ser proporcionalmente importantes. Sin
embargo, la relación entre la frecuencia del sistema y el balance de potencia activa lleva a una
vigilancia estrecha de los valores de frecuencia, que permite detectar desbalances importantes
entre la generación y demanda de energía.
125
CAPÍTULO 8: Conclusiones y recomendaciones
8.1 Conclusiones
Muchos factores influyen para la correcta selección del tipo de subestaciones para una
aplicación dada. El tipo de subestación más apropiado depende de factores tales como el nivel de
voltaje, capacidad de carga, consideraciones ambientales, limitaciones de espacio en el terreno y
necesidades de derecho de vía de la línea de transmisión. Además, los criterios de diseño pueden
variar entre sistemas.
Con el continuo aumento general en el costo de equipo, mano de obra, y terrenos y
adaptación de los mismos, debe hacerse todo el esfuerzo posible para seleccionar criterios que
representen la mejor opción para satisfacer las necesidades del sistema a los mínimos costos
posibles. En vista de los costos de subestaciones importantes se reflejan en los transformadores,
interruptores automáticos y disyuntores, el trazo de la barra y el arreglo de conmutación
seleccionado determinaran el número de disyuntores e interruptores automáticos requeridos ara
el sistema de protecciones. La selección de niveles de aislamiento y prácticas de coordinación
afecta el costo en forma considerable.
Las corrientes de falla que circulan en el sistema son de valores muy altos,
independientemente del lugar donde se produzca la falla, por lo que es necesaria que ésta sea
despejada en el menor tiempo posible para evitar el daño en los equipos.
126
Las caídas de voltaje en las líneas de transmisión se producen, debido a que cuando se
presenta una falla, los niveles de voltaje en las barras se ven afectados, debido a las altas
corrientes que circulan en ese momento.
Los transformadores pueden estar sujetos a cortocircuitos entre alguna de sus fases y tierra,
circuitos abiertos, cortocircuitos ente vuelta y vuelta y sobrecalentamiento. Los cortocircuitos
entre fases son raros y pocas veces se originan como tales inicialmente, dado que los devanados
de las fases por lo general están bien separados en un transformador trifásico. Las fallas suelen
comenzar como fallas entre vueltas y muchas veces crecen hasta convertirse en fallas a tierra.
Los ajustes realizados para los elementos de sobrecorriente permiten brindar al sistema una
correcta protección tanto primaria como de respaldo, así como nos permite cumplir con los
criterios de selectividad y confiabilidad.
Después de realizar los análisis respectivos, se puede concluir que todos los relés del sistema
operan en tiempos menores a 3 ciclos, con lo cual podemos afirmar que en caso de falla esta es
despejada en un tiempo oportuno.
La tecnología actual, como se ha mencionado en diferentes oportunidades durante el
desarrollo del proyecto, permite que los equipos de protección se le incorporen funciones control
y viceversa. Esto ha creado un mejoramiento significativo en los sistemas de protección,
brindando mayor capacidad para la configuración de respaldo en la mayoría de funciones que
son críticas en una subestación.
En años recientes se ha puesto gran atención a la necesidad de contar con protección de
respaldo en el caso de falla de un interruptor automático, para normalizar una falla que siga a la
127
recepción de una orden de desconexión proveniente de los relevadores de protección. Para
cualquier falla los relevadores de protección operan para desconectar los interruptores
automáticos necesarios. Además, a estos mismos relevadores de protección, junto con los
relevadores detectores de falla del interruptor automático, energizarán un temporizador para
iniciar el esquema de respaldo de falla de interruptor automático. Si cualquier interruptor
automático no normalizara la falla, los relevadores de protección permanecerán levantados, lo
que permite que los temporizadores lleguen al final del intervalo de retardo y desconecten los
otros interruptores automáticos para normalizar la falla.
Las subestaciones se clasifican de acuerdo a distintas categorizaciones, por ejemplo según el
nivel de tensión, se pueden nombrar como (a) Ultra Alta Tensión (>800 kV), (b) Extra Alta
Tensión (300 kV<Un<550 kV), (c) Alta Tensión (52 kV<Un<300 kV.), (d) Distribución (6.6
kV<Un<44 kV.) y de Baja Tensión. También existen clasificaciones de acuerdo a la
configuración: (a) de Barra Sencilla, (b) Doble Barra, (c) doble Barra más By Pass, (d) Doble
Barra más Seccionador de Transferencia, (e) doble Barra más Barra de Transferencia, (f)
Interruptor y Medio, (g) en Anillo, (h) Doble Anillo y finalmente (i) de Piramide. Otro tipo de
clasificación es de acuerdo a su función, (a) de Generación, (b) Transformación, (c) Mixta
(Generación y Transformación) y (d) de Compensación (Capacitiva Serie y Capacitiva Paralelo).
También se pueden clasificar por su operación como: (a) de corriente alterna, (b) de
corriente directa, o por la función que desempeñan como (a) elevadores (elevan la tensión), (b)
reductores (reducen la tensión), (c) de enlace para interconectar líneas y como (d) Rectificadores
(convertir CA a CD). Finalmente se clasifican por su composición: (a) tipo intemperie (para
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operación en el exterior), (b) tipo interior (para operar bajo techo) y (c) tipo blindada (para
operación en interiores o exteriores).
9.1 Recomendaciones
Al aplicar protección diferencial a los transformadores, por lo general se requiere un poco
menos de sensibilidad en los relés en comparación con los relés de generadores, puesto que
deben permanecer sin operar para los cambios máximos de derivación del transformador que
pudieran utilizarse. También es necesario tomar en cuenta la corriente de entrada de excitación
del transformador que pudiera circular en un solo circuito, cuando el transformador se energice
al cerrar uno de sus interruptores automáticos. Como regla la operación incorrecta del relevador
puede evitarse si se imponen un corto tiempo de retardo para esta condición.
La protección de barra de en la subestación merece una espacial atención, dado que las fallas
de barra son, como una norma, las más serias que ocurran en un sistema eléctrico. A menos que
sea debidamente aislada, una falla de barra puede dar como resultado la suspensión completa del
servicio de una estación. Se utilizan muchos métodos para proteger las barras de estación entre
los cuales está el uso de relevadores de sobrecorriente, protección de respaldo por relevadores de
zonas adyacentes de protección, esquemas de comparación direccional, etc.
Para confiabilidad, el diseño de la subestación debe evitar un paro total de la misma
ocasionada por la falla del interruptor automático de barra, y debe permitir el rápido
restablecimiento del servicio después que ocurrida.
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Anexo I
Figura 9.1 Diagrama de planta de la subestación Chiripa 21
21 Cortesía Siemens, Diseño de Sistema de Control y Automación ST Chiripa
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Figura 9.2 Diagrama unifilar de la subestación Chiripa22
22 Cortesía Siemens, Diseño de Sistema de Control y Automación ST Chiripa
131
Figura 9.3 Diagrama interconexión de la subestación23
23 Cortesía Siemens, Diseño de Sistema de Control y Automación ST Chiripa
132
Figura 9.4 Visualización del diagrama unifilar en la pantalla HMI
Figura 9.5 Visualización del diagrama unifilar
133
Figura 9.6 Visualización de la arquitectura de configuración del sistema
134
Bibliografía
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[7] Burndy Company. “Connectors for substation distribution and industrial aplications”, 1 edición, U.S.A.,1992.
[8] Raúll Martín J. “Diseño de subestaciones eléctricas”, 1 edición, Editorial Libros McGraw-Hill, México, 1965.
[9] Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. “IEEE recommended practice for desing of reliable industrial and commercial power systems Std. 493 (IEEE gold book)”, New York, U.S.A., 1993.
