Criterios de coordinación y ajuste de protecciones para instalaciones sobre 200 kV

23 Pages·2014·0.66 MB·Spanish

GUÍA TÉCNICA

“Criterios de coordinación y ajuste de protecciones para
instalaciones sobre 200kV”.

CDEC-SING

Autor : Unidad de Integridad del Sistema.
Fecha : Junio de 2014.
Correlativo : 1306-UIS-GT1-V2
Versión : 2
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Daniel Salazar J. Director de Operación y Peaje
2
Raúl Moreno T. Subdirector de Operación
Daniel Salazar J. Director de Operación y Peaje
1
Raúl Moreno T. Subdirector de Operación
Daniel Salazar J. Director de Operación y Peaje
0
Raúl Moreno T. Subdirector de Operación

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Versión Revisado por Cargo
2 Erick Zbinden A. Jefe Unidad Integridad de Sistema
1 Erick Zbinden A. Jefe Unidad Integridad de Sistema
0 Gretchen Zbinden V. Jefe Depto. Sistemas Eléctricos

REALIZADO POR
Versión Realizado por Cargo
2 Unidad Integridad del -
Sistema.
1 Unidad Integridad del -
Sistema.
0 Depto. de Sistemas -
Eléctricos

REGISTRO DE CAMBIOS
Fecha Autor Versión Descripción del Cambio
12/05/2014 Unidad Integridad 2 Esta versión incorpora:
del Sistema  Correcciones generales a la versión 1.
 Criterio para reconexión automática (79).
 Rangos característicos de tiempo de operación
para función 21/21N.
 Generalidad para el criterio 67N utilizando
característica de tiempo inverso y definido.
 Res. Exta. N°131 del 17 de Abril de 2014.
 Incorpora observaciones de empresas
coordinadas.
 Cambio de código del documento.
14/06/2013 Unidad Integridad 1  Cambio del documento DSE CDEC-SING C-
del Sistema 0005/2012, a formato Guía Técnica.
 Se generaliza característica de la función de
protección diferencial de barra (87B).
 Se generaliza el criterio de ajuste para la función
de protección de impedancia (21/21N).
02/01/2012 Depto. de 0 Documento referencia CDEC-SING C-005/2012,
Sistemas EVCP 2012 – Etapa 0.
Eléctricos
CONTENIDO
1. INTRODUCCIÓN. 2
2. OBJETIVO Y ALCANCE. 2
3. CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACIÓN 3
3.1 Función de protección diferencial de barras (87B) 3
3.2 Función de protección falla de interruptor (50BF). 5
3.3 Función de protección distancia (21/21N). 6
3.3.1 Zonas de protección. 7
3.3.2 Tiempo de operación. 8
3.3.3 Sistema de teleprotección para la función de distancia (85A y 85C). 8
3.3.4 Delimitador de carga (Load Encroachment). 9
3.3.5 Función pérdida de potenciales. 10
3.3.6 Función oscilación de potencia (68). 10
3.4 Función de sobrecorriente de fases y residual (50/51, 50N/51N). 10
3.5 Función de sobrecorriente direccional de fases y residual (67/67N). 12
3.6 Función de cierre contra falla (SOTF). 13
3.7 Función de protección diferencial de línea (87L). 13
3.8 Función de reconexión automática (79). 14
3.9 Función de protección sobrecorriente de transformador de poder (50/51, 50N/51N). 16
3.9.1 Función sobrecorriente de fases (50/51). 16
3.9.2 Función sobrecorriente residual (50N/51N). 16
3.10 Función de protección distancia de transformador (21T). 17
3.11 Función de protección diferencial de transformador (87T). 18
3.12 Función de protección diferencial de transformador restringida (87TN). 20
4. CONCLUSIONES. 20
5. REFERENCIAS. 21

1306-UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema – CDEC-SING 1
1. INTRODUCCIÓN.
En este documento se describen los criterios generales que se recomienda aplicar en los Estudios
de Coordinación y Ajuste de Protecciones (ECAP), para instalaciones del Sistema de Transmisión
del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) cuyos niveles de tensión primarios sean
mayores o iguales a 200kV.
Cada propietario de la instalación podrá optar por criterios que puedan diferir de los que aquí se
presentan debido a las particularidades que presente su instalación, sin embargo, éstos deberán
ser justificados en el ECAP mediante una descripción, argumentos técnicos, objetivos, y todos los
análisis de los ajustes resultantes de la implementación de dichos criterios. Toda propuesta de
ajustes deberá cumplir con los requerimientos establecidos por la Norma Técnica de Seguridad y
Calidad de Servicio (NT de SyCS) vigente [1].
En el entendido de que los relés de protección presenten características según marca/modelo,
firmware u otro, propias de cada fabricante, o bien poseen ajustes de parámetros adicionales a los
aquí indicados, se sugiere considerar las recomendaciones de dichos fabricantes en su
configuración, justificando dentro de las memorias de cálculo correspondientes, los valores de
ajuste escogidos para ellos.
2. OBJETIVO Y ALCANCE.
El objetivo de esta Guía Técnica es establecer un marco general para que los Coordinados de
instalaciones, cuyos niveles de tensión primarios sean mayores o iguales a 200kV, realicen sus
ECAP en base a criterios de ajuste acotados y en cumplimiento con los Art. 3-28, 3-29 y 5-49 de la
NT de SyCS vigente.
Los criterios definidos para los Estudios de Verificación y Coordinación de Protecciones (EVCP)
están contenidos dentro de los criterios expuestos en la presente Guía Técnica, siendo esta última
la referencia para la revisión de los ECAP asociados a los proyectos que ingresen al SING en
cumplimiento al Procedimiento DO Interconexión, Modificación y Retiro de Instalaciones del SING
[2].
Los criterios de ajuste presentados en este documento consideran las siguientes funciones de
protección:
a) Esquemas de protección de barras:
 Función de protección diferencial de barras (87B).

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b) Esquemas de falla de interruptor:
 Función de protección falla de interruptor (50BF).

c) Esquemas de protección de líneas de transmisión:
 Función de protección distancia (21/21N).
 Función de protección sobrecorriente direccional (67/67N)
 Función de protección sobrecorriente de emergencia (50/51, 50N/51N).
 Función de protección cierre contra falla SOFT.
 Característica delimitador de carga, Load Encroachment.
 Esquemas de teleprotección (85A y 85C).
 Función de protección diferencial de línea (87L).
 Reconexión automática monopolar (79).

d) Esquemas de protección de transformadores de poder:
 Función de protección de sobrecorriente (50/51, 50N/51N).
 Función de protección distancia de transformador (21T).
 Función de protección diferencial de transformador (87T).
 Función de protección diferencial restringida (87TN).
Sin perjuicio del listado anterior, la cantidad definitiva de funciones de protección que sean
utilizadas en los sistemas de protección, o bien la incorporación de otras adicionales a las aquí
descritas, deberán ser definidas en la Ingeniería Básica del proyecto y justificadas mediante los
respectivos estudios, conforme al tipo de instalación y naturaleza del objeto protegido,
garantizando que todos los requerimientos establecidos en la normativa vigente se cumplan
cabalmente.
3. CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACIÓN
3.1 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS (87B)
La función diferencial de barras es de naturaleza unitaria. En función de su selectividad e
independencia de las variaciones de tensión, permite un despeje rápido y selectivo de la sección
de barra que presente cortocircuito.
En virtud de lo anterior, el criterio de ajuste base a implementar por sección de barras, será el
siguiente:
 Corriente diferencial mínima de operación:
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1.25×𝐼 ≤𝐼 ≤0.80×𝐼
𝐶𝑚á𝑥 𝑑 𝑚í𝑛 𝑐𝑐 𝑚í𝑛
Donde:
𝐼 : Corriente diferencial mínima de operación.
𝑑 𝑚í𝑛
𝐼 : Corriente de carga máxima que circula por cualquiera de los paños conectados a la barra.
𝐶 𝑚á𝑥
𝐼 : Corriente de cortocircuito mínima para falla en barra.
𝑐𝑐 𝑚í𝑛

 Tiempo de retardo a la operación:
𝑡 =0 𝑠
𝐼
 Característica de operación para falla interna, 𝑑𝑖𝑓𝑓 :
𝐼
𝑠
𝑚1= 0.20− 0.60
𝑚2= 0.50− 0.80
Donde:
𝐼 : Corriente diferencial como suma vectorial.
𝑑𝑖𝑓𝑓
𝐼 : Corriente de estabilización como suma escalar.
𝑠
𝑚 ,𝑚 : Pendiente de la zona o zonas de operación.
1 2
Como referencia, la figura 1 muestra una característica genérica de operación de la función 87B.
1306-UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema – CDEC-SING 4
Idiff

Figura. 1 Característica de operación 87B para falla interna.
Donde las zonas de la característica corresponden a:
 Zona 1 : Sección que define pick-up de mínima operación sin estabilización.
 Zona 2 : Sección que define la zona de error en la medida por clase de precisión de los
transformadores de corriente.
 Zona 3 : Sección que define la zona de error en la medida por saturación de los
transformadores de corriente.
En caso de que por las características inherentes del modelo del relé, no sea posible configurar la
característica de operación de doble pendiente, se recomienda considerar las indicaciones dadas
por el fabricante del equipo.
3.2 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN FALLA DE INTERRUPTOR (50BF).
La función falla de interruptor (50BF) actúa como segunda instancia frente a la incapacidad del
interruptor de poder para aislar la falla, por lo que su operación se considera de emergencia.
Estos criterios generales, recomiendan que los ajustes de la corriente de detección, para fallas
entre fases o residual, sean los siguientes:
0.1×𝐼𝑛 ≤𝐼 ≤0.8×𝐼 𝑚𝑖𝑛
𝑇/𝐶 𝑜𝑝 𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎

 Tiempo de insistencia:
0.00 𝑠 ≤𝑡 ≤0.08(𝑠)
1
 Tiempo de operación:
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0.10 𝑠 ≤𝑡 ≤0.20(𝑠)
2
Donde:
𝐼 : Corriente de operación.
𝑜𝑝
𝐼𝑛 : Corriente del tap primario nominal del transformador de corriente asociado.
𝑇/𝐶
𝐼 𝑚𝑖𝑛 : Corriente mínima de falla entre fases o residual, según corresponda.
𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎
𝑡 : Tiempo de insistencia.
1
𝑡 : Tiempo de operación.
2
Los ajustes propuestos consideran que ambos temporizadores -𝑡 y 𝑡 - se inician en forma
1 2
simultánea, con el fin de evitar el aumento innecesario en el tiempo de operación.
Sin perjuicio de lo anterior, CDEC-SING estima que un interruptor de poder de alta tensión que se
encuentra en buen estado, y cuyo accionamiento sea mediante resortes, no requiere más de
150ms como tiempo de operación para cumplir la función de extinguir una corriente de falla. Esta
aseveración se sustenta en que el tiempo eléctrico de extinción de arco es inferior a 40ms, sin
embargo basándose en el escenario más desfavorable, definido por el tiempo mecánico de
apertura, especificado en 60ms, si se aplica un margen de seguridad del 100%, con una holgura
adicional de 30ms, se obtiene un tiempo de ajuste suficiente igual a los mencionados 150ms.
Los requerimientos para el diseño del esquema 50BF, así como la selección del mecanismo de
detección de falla utilizado, lógicas de operación, señal de transferencia de desenganche directo
(TDD/85D) y el esquema de comunicación asociado a ésta, pueden ser consultados en la Guía
Técnica “Requerimiento de Diseño de Esquemas de Falla de Interruptor, 50BF” [3].
3.3 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DISTANCIA (21/21N).
La función de distancia fundamenta su operación en la medición del lazo de cortocircuito,
calculando el valor de impedancia total desde el punto de medida hasta el punto de falla.
Como característica de operación de la función distancia, será requerimiento utilizar:
 Fallas entre fases : Característica Mho o Cuadrilateral.
 Fallas a tierra : Característica Cuadrilateral.
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Los criterios mínimos y generales exigidos, para el ajuste de cada zona de protección se identifican
entre los puntos 3.3.1 y 3.3.6.
En aquellos casos donde no se requiera utilizar una zona reversa, la Zona 3 deberá tener dirección
forward y podrá utilizar los mismos criterios descritos para la Zona 4.
3.3.1 ZONAS DE PROTECCIÓN.
Zona 1: Dirección hacia la línea protegida (Forward), con alcance menor al 85% de su longitud,
para todas las fallas entre fases y residuales.
Zona 2: Dirección hacia la línea protegida (Forward), con alcance mayor al 115% de su longitud,
para todas las fallas entre fases y residuales.
Zona 3: Dirección hacia la barra (Reverse), con alcance inferior al 60% de la longitud de la línea
adyacente más corta conectada a la barra, para todas las fallas entre fases y residuales.
Zona 4: Dirección hacia la línea protegida (Forward), con alcance mayor a Zona 2 y superior al
115% de la longitud de la línea más corta en primera adyacencia.
El alcance efectivo de las zonas anteriormente citadas, deberán considerar todas fuentes de error
en la medición de la impedancia de falla que ocasionen problemas de subalcance o sobrealcance,
como son los efectos de acoplamiento mutuo por líneas paralelas, efecto infeed, efecto outfeed,
influencia de la resistencia de arco u otro.
Los alcances resistivos por cada zona deberán estar suficientemente distanciados entre sí, para
que la protección se comporte con una adecuada coordinación durante un movimiento de carga, ya
sea por simple perturbación o por falla en el sistema. De ser requeridos, los ajustes de impedancia
de carga deberán considerarse conforme a lo indicado en el punto 3.3.4 del presente documento.
Para los análisis de acoplamiento mutuo por líneas paralelas, deberán ser considerados los efectos
de la impedancia mutua de acoplamiento de secuencia cero. En caso de que dicha impedancia sea
de un valor desconocido, éste se estimará a partir de la modelación geométrica de la línea de
transmisión considerando la torre más representativa del circuito o de cada tramo de línea.
La zona de teleprotección deberá tener un alcance acorde a los requerimientos del esquema
utilizado, según lo indicado en el punto 3.3.3.
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3.3.2 TIEMPO DE OPERACIÓN.
Los tiempos de operación se ajustarán conforme a una adecuada coordinación entre las distintas
zonas de protección, lo que deberá ser demostrado mediante el ECAP correspondiente. No
obstante lo anterior, los tiempos de actuación de las protecciones propias de la instalación deberá
cumplir con los requerimientos establecidos en el Art. 5-49 de la NT de SyCS vigente.
En términos generales, se recomienda aplicar el siguiente criterio:
Zona 1 : 0 ms a 100 ms.
Zona 2 : 200 ms a 600 ms.
Zona 3 : 300 ms a 900 ms (dirección reversa).
Zona 4 : 600 ms a 1000 ms.
El tiempo a utilizar deberá estar justificado en el ECAP respectivo, demostrando que ellos no
atentan contra la correcta coordinación del resto de las protecciones, la integridad de los equipos e
instalaciones o la estabilidad del SING.
En caso de no presentarse situaciones particulares asociadas a superposición de zonas u otra
situación especial, se recomienda privilegiar dentro de lo posible, los tiempos de operación citados
a continuación:
Zona 1 : Sin retardo a la operación.
Zona 2 : 300 ms.
Zona 3 : 500 ms (dirección reversa).
Zona 4 : 700 ms.
3.3.3 SISTEMA DE TELEPROTECCIÓN PARA LA FUNCIÓN DE DISTANCIA (85A Y 85C).
Para los esquemas de protección de distancia asistida por comunicaciones, se debe privilegiar el
uso de señales independientes y claramente diferenciables para los esquemas de teleprotección
por aceleración (85A), y esquemas por comparación direccional (85C).
Para ello, en general se establecen los siguientes esquemas de teleprotección, según la naturaleza
de la línea:
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