CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACION DE LOS SISTEMAS DE PROTECCION DEL SEIN Marzo 2008 Criterios de ajuste y coordinación del SEIN CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACION DE LOS SISTEMAS DE PROTECCION DEL SEIN Capítulo 1 INTRODUCCION 1.1 El sistema de protección 1.2 Alcance de los criterios de ajuste y coordinación de la protección 1.3 Principios generales para el ajuste y la coordinación de la protección 1.3.1 Sensibilidad y velocidad de la protección 1.3.2 Selectividad de la protección 1.3.3 Fiabilidad y Seguridad de la protección 1.4 Objetivos del ajuste y la coordinación de la protección 1.5 Proceso de ajuste y coordinación de la protección 1.6 Análisis de la operación del sistema 1.6.1 Configuración del sistema eléctrico 1.6.2 Efecto “Infeed” 1.6.3 Máximas y mínimas corrientes de falla 1.6.4 Simulación de fallas 1.6.5 Resistencia de Falla Capítulo 2 CRITERIOS GENERALES PARA EL AJUSTE Y LA COORDINACION DE LA PROTECCION 2.1 Criterio general de ajuste de las protecciones 2.2 Ajuste de las protecciones de corriente 2.2.1 Funciones 50/51 – 50N/51N 2.2.2 Función 46 2.2.3 Función 51V 2.3 Ajuste de las protecciones de tensión 2.3.1 Funciones 27 & 59 2.3.2 Funciones 81-u & 81-o 2.4 Ajuste de las protecciones diferenciales 2.4.1 Función 87 2.4.2 Función 87N 2.5 Ajuste de las protecciones de tipo impedancia 2.5.1 Funciones 21 – 21N 2.5.2 Funciones 68 - 78 2.6 Ajuste de las protecciones de tipo potencia 2.6.1 Función 67 2.6.2 Función 67N 2.6.3 Función 32 2.7 Ajuste de las protecciones térmicas 2.7.1 Función 49 2.7.2 Función 49 con RTD 2.8 Ajuste de las protecciones de sobreflujo magnético 2.8.1 Función 59/81 2.9 Ajuste de las protecciones de falla de interruptor 2.9.1 Función 50BF 2.9.1 Función 62BF 2.10 Criterios generales de coordinación de las protecciones 2.10.1 Protecciones principales y protección de respaldo LVC – Mar 2008 2 Criterios de ajuste y coordinación del SEIN 2.10.2 Protecciones principales y protección falla de interruptor 2.10.3 Escalonamiento de tiempos para la coordinación de la protección 2.11 Ajuste y coordinación de las protecciones de sobrecorriente 2.11.1 Arranque de la protección 2.11.2 Ajuste de las unidades temporizadas e instantáneas 2.12 Ajuste y coordinación de las protecciones de distancia 2.12.1 Arranque de la protección 2.12.2 Ajuste de las zonas de protección Capítulo 3 CRITERIOS PARA EL AJUSTE Y LA COORDINACION DE LA PROTECCION DE LAS CENTRALES ELECTRICAS 3.1 Configuración de varios grupos en paralelo con un único transformador 3.1.1 Ajuste y coordinación de las protecciones graduadas 3.1.2 Protección de falla de interruptor 3.2 Configuración de dos grupos con un único transformador 3.2.1 Ajuste y coordinación de las protecciones graduadas 3.2.2 Protección de falla de interruptor 3.3 Configuración de un grupo generador - transformador 3.3.1 Ajuste y coordinación de las protecciones graduadas 3.3.2 Protección de falla de interruptor Capítulo 4 CRITERIOS PARA EL AJUSTE Y LA COORDINACION DE LA PROTECCION DE LAS SUBESTACIONES 4.1 Configuración de dos transformadores de dos bobinados en paralelo 4.2 Configuración de dos transformadores de tres bobinados en paralelo 4.3 Configuración de dos autotransformadores en paralelo 4.4 Protección barras 4.4.1 Protección diferencial 4.4.2 Protección de sobrecorriente del acoplador 4.5 Protección de falla de interruptor 4.5.1 Configuraciones de barra simple y doble 4.5.2 Configuraciones de anillo e interruptor y medio 4.5.3 Lógica de la Protección Falla Interruptor Capítulo 5 CRITERIOS PARA EL AJUSTE Y LA COORDINACION DE LA PROTECCION DE LAS LINEAS DE TRANSMISION 5.1 Líneas radiales con transformador al final de la línea y recierre trifásico 5.2 Líneas radiales con transformador al final de la línea y recierre monofásico 5.3 Líneas de interconexiones medianas y largas de simple y doble terna 5.4 Líneas de interconexiones cortas de simple y doble terna 5.5 Recierre en las líneas del SEIN Capítulo 6. CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES SISTEMICAS 6.1 Pérdida de sincronismo 6.2 Rechazo de carga por baja tensión 6.3 Rechazo de carga por baja frecuencia 6.4 Protección de sobrefrecuencia 6.5 Protección de sobretensión y de mínima tensión 6.6 Función Sincronismo. REFERENCIAS LVC – Mar 2008 3 Criterios de ajuste y coordinación del SEIN Capítulo 1 INTRODUCCION 1.1 El sistema de protección El sistema de protección de los equipos y/o instalaciones del sistema eléctrico tiene como objetivos: 1. Detectar las fallas para aislar los equipos o instalaciones falladas tan pronto como sea posible 2. Detectar y alertar sobre las condiciones indeseadas de los equipos para dar las alertas necesarias; y de ser el caso, aislar al equipo del sistema 3. Detectar y alertar sobre las condiciones anormales de operación del sistema; y de ser el caso, aislar a los equipos que puedan resultar perjudicados por tales situaciones El sistema de protección debe ser concebido para atender una contingencia doble; es decir, se debe considerar la posibilidad que se produzca un evento de falla en el sistema eléctrico, al cual le sigue una falla del sistema de protección, entendido como el conjunto Relè-Interrutpor. Por tal motivo, se debe establecer las siguientes instancias: 1. Las protecciones principales (primaria y secundaria) que constituyen la primera línea de defensa en una zona de protección y deben tener una actuación lo más rápida posible (instantánea). 2. Las protecciones de respaldo que constituyen la segunda instancia de actuación de la protección y deberán tener un retraso en el tiempo, de manera de permitir la actuación de la protección principal en primera instancia. Estas protecciones son las siguientes: A. La protección de falla de interruptor que detecta que no ha operado correctamente el interruptor que debe interrumpir la corriente de falla; y por tanto, procede con la apertura de los interruptores vecinos para aislar la falla. B. La protección de respaldo, la cual detecta la falla y actúa en segunda instancia cuando no ha actuado la protección principal. Para ser un verdadero respaldo, este relé debe ser físicamente diferente de la protección principal. El Sistema de Protección está constituido por las protecciones antes mencionadas; y además, por las protecciones preventivas y las protecciones incorporadas en los equipos. Para cada uno de ellos se debe definir su operación, de manera de detectar las condiciones antes mencionadas, las cuales requieren de su inmediata intervención; pero, asimismo, no causando ninguna perturbación al sistema con ninguna actuación indebida durante la operación normal del sistema, bajo todas las condiciones de generación y demanda, así como en cualquier configuración posible del sistema eléctrico. En general, las protecciones son diseñadas para operar en dos formas distintas: como Protecciones Unitarias para detectar fallas en una zona de protección o como Protecciones Graduadas para detectar fallas en más de una zona de protección. Ver figura 1.1. Las Protecciones Unitarias se caracterizan por lo siguiente: 1. Son totalmente selectivas porque sólo detectan fallas en su zona de protección. LVC – Mar 2008 4 Criterios de ajuste y coordinación del SEIN 2. No pueden desempeñar funciones de protección de respaldo porque no son sensibles a fallas fuera de su zona de protección. 3. Operan bajo el principio diferencial calculando la diferencia entre las corrientes que entran y salen de la zona protegida, ya que esta diferencia indica que hay una corriente que fluye por una falla dentro de esta zona. AAArrreeeaaa ppprrrooottteeegggiiidddaaa III111 PPP222 PPP111 PPP111 PPP222 III222 SSS222 SSS111 SSS111 SSS222 III111 III222 IIIDDD RRReeelllééé DDDiiifffeeerrreeennnccciiiaaalll IIIDDD===RRReeelllééé DDDiiifffeeerrreeennnccciiiaaalll IIIDDD === III111 +++ III222 PPRROOTTEECCCCIIOONN UUNNIITTAARRIIAA :: TToottaallmmeennttee SSeelleeccttiivvaa ttt AAAlllcccaaannnccceee LLLaaa PPPrrrooottteeecccccciiióóónnn gggrrraaaddduuuaaadddaaa pppuuueeedddeee ssseeerrr aaajjjuuussstttaaadddaaa pppooorrr::: EEEssstttaaappprrrooottteeecccccciiióóónnntttiiieeennneeecccaaarrraaacccttteeerrriiissstttiiicccaaasss GGGrrraaaddduuuaaadddaaa pppooorrr CCCooorrrrrriiieeennnttteee dddeee rrreeessspppaaallldddooo GGGrrraaaddduuuaaadddaaa pppooorrr IIImmmpppeeedddaaannnccciiiaaa GGGrrraaaddduuuaaadddaaa pppooorrr TTTiiieeemmmpppooo PPRROOTTEECCCCIIOONN GGRRAADDUUAADDAA :: RReellaattiivvaammeennttee SSeelleeccttiivvaa Figura 1.1 – Tipos de Protección Las Protecciones Graduadas se caracterizan por lo siguiente: 1. Son relativamente selectivas porque detectan fallas en más de una zona de protección. 2. Desempeñan funciones de protección de respaldo porque son sensibles a fallas en las zonas vecinas a su zona de protección. 3. Operan midiendo las corrientes, tensiones, impedancias, etc., cuya graduación establece el tiempo de respuesta de la protección. 4. Requieren la graduación de su tiempo de actuación. 1.2 Alcance de los criterios de ajuste y coordinación de la Protección Para definir la operación del sistema de protección, se debe considerar un ajuste que sea totalmente adaptado a todas las condiciones de operación normal del sistema eléctrico; y además, se requiere una coordinación para asegurar que las fallas, el funcionamiento anormal del sistema, así como las condiciones indeseadas de los equipos sean aisladas afectando al mínimo a las partes no afectadas. Ajuste de la protección Ajustar la protección significa definir los límites o umbrales de su característica de operación para detectar las fallas, las condiciones anormales del sistema y las condiciones indeseadas de los equipos. Es decir, ajustar la protección es definir los umbrales de las señales de entrada (o de un algoritmo de ellas), los cuales determinarán la operación de la protección. LVC – Mar 2008 5 Criterios de ajuste y coordinación del SEIN El ajuste de la protección está determinado por la capacidad y el comportamiento de los equipos e instalaciones del sistema eléctrico, en todas las condiciones de operación, ya sean temporales como permanentes. Coordinación de la protección Coordinar la protección significa definir los tiempos de operación de la protección para permitir la actuación debidamente priorizada de los relés de protección, minimizando los tiempos de actuación y garantizando una apropiada graduación en los tiempos de actuación de todas las protecciones, tanto las principales como las de respaldo. La coordinación de la protección está determinada por la necesaria graduación de tiempos y magnitudes medidas para la correcta y oportuna actuación de todas las protecciones. Criterios de ajuste y coordinación de la protección Para establecer los criterios de ajuste y coordinación de la protección se debe considerar lo siguiente: 1. Las protecciones principales y de respaldo cuando sean protecciones unitarias solamente requieren ajustes con respecto a las características de operación de los correspondientes equipos; y en consecuencia, en el presente documento solamente se menciona de manera general algunas recomendaciones para este ajuste 2. Las protecciones principales y de respaldo cuando sean protecciones graduadas serán ajustadas y coordinadas de acuerdo a lo establecido en el presente documento 3. Las protecciones preventivas y las protecciones incorporadas en los equipos serán ajustadas de acuerdo a los criterios de cada proyecto y siguiendo las recomendaciones de los fabricantes de los equipos, las cuales están vinculadas a las garantías proporcionadas por éstos. 1.3 Principios generales para el ajuste y la coordinación de la protección 1.3.1 Sensibilidad y velocidad Se debe definir la operación de los relés de protección para detectar las fallas, el funcionamiento anormal del sistema y las condiciones indeseadas de los equipos. El ajuste y la coordinación de la protección deben tener las siguientes características: 1. Sensibilidad para detectar estas condiciones por muy incipientes que éstas sean. 2. Velocidad para detectar estas condiciones lo más prontamente posible. En una protección unitaria que comprende solo una zona de protección, la sensibilidad debe como límite distinguir la operación normal de la condición de falla. En cambio, en una protección graduada que alcanza más de una zona, la sensibilidad tiene como límite o meta detectar las fallas con la mínima corriente de falla, la cual se produce con la mínima generación en el extremo de las zonas vecinas a la zona protegida. La velocidad de una protección esta ligada al tiempo de operación de los siguientes componentes: LVC – Mar 2008 6 Criterios de ajuste y coordinación del SEIN 1. El tiempo de operación del Relé que debe ser como máximo de dos ciclos. Cuando se aplica un esquema de tele protección se debe agregar el tiempo de transmisión de las señales. 2. El tiempo de operación del Interruptor que varía entre dos y cuatro ciclos, según el nivel de tensión. El criterio antes mencionado es aplicable a la protección primaria que debe actuar sin ninguna temporización. Para la protección secundaria se tiene los siguientes límites: 1. El tiempo de crítico de extinción de la falla por razones de estabilidad. 2. El tiempo que los equipos e instalaciones soportan un cortocircuito sin daño físico y sin afectar la seguridad de las personas. Es una buena práctica generalizada utilizar 500 ms en los diseños de seguridad de las puestas a tierra; y de otra parte, es también una práctica aplicar este mismo tiempo como límite de exigencia por cortocircuito a los equipos, con la finalidad de cuidar su vida útil. Por esta razón, es recomendable limitar los tiempos de extinción de las falla por parte de las protecciones a 500 ms. Se debe notar que este tiempo incluye la apertura del interruptor. 1.3.2 Selectividad de la protección La selectividad de la protección requiere un apropiado ajuste para detectar todas las fallas en su(s) zona(s) de protección; pero, también requiere una actuación debidamente coordinada. La función objetivo del ajuste y la coordinación de la protección será la total selectividad con la máxima sensibilidad y la máxima velocidad. Sin embargo, en la realidad estas características no pueden ser todas maximizadas de manera independiente, ya que están relacionadas entre sí. Cuando se incrementa una de ellas lo más probable es que se disminuya las otras dos. 1.3.3 Fiabilidad y seguridad de la protección Con la finalidad de asegurar una buena fiabilidad de la protección, se recomienda que la protección principal sea redundante; es decir, se debe tener dos relés de protección físicamente diferentes (protección primaria y secundaria), los cuales deben operar de manera independiente uno del otro y contar con baterías de alimentación diferentes. Estas protecciones actuarán en paralelo; es decir, cualquiera de ellas efectuará la acción de disparo de los interruptores. Cuando la seguridad de la protección que otorga un elemento puede ser insuficiente, se recomienda emplear dos elementos de protección que deben actuar en forma simultánea para efectuar una acción de disparo a un interruptor. Es decir, los contactos de estos elementos deben ser conectados en serie para que la acción sea válida. 1.4 Objetivos del ajuste y la coordinación de la protección El ajuste y la coordinación de la protección tienen por objetivo asegurar que se cuenta con un sistema de protección principal y de respaldo que funciona de la siguiente manera: 1. La protección principal debe proteger totalmente el sistema eléctrico y eliminar cualquier falla en un tiempo máximo de 100 ms. Este tiempo equivale a una protección de 2 ciclos y un interruptor de 4 ciclos. LVC – Mar 2008 7 Criterios de ajuste y coordinación del SEIN 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 de 500 ms. 1.5 Proceso de ajuste y coordinación de la protección El ajuste y coordinación de la protección es un proceso que comprende la integración de varios subprocesos interrelacionados, de manera que muchas veces es necesaria una retroalimentación hasta llegar al resultado final. En la figura 1.2 se muestra una esquematización simplificada del proceso. Para el ajuste de la protección 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. Sobre la base de todas estas condiciones se puede determinar el ajuste de las protecciones principales. ANALISIS DE COORDINACION DE LA OPERACIÓN NORMAL PROTECCION FALLA DEL SISTEMA DE INTERRUPTOR AJUSTE DE LAS CONFIGURACIONES PROTECCIONES DEL SISTEMA PRINCIPALES SIMULACION DE COORDINACION DE FALLAS EN EL LAS PROTECCIONES SISTEMA DE RESPALDO Figura 1.2 – Proceso de Ajuste y Coordinación de la Protección 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. 1.6 Análisis de la operación del sistema El análisis de la operación del sistema eléctrico tiene por objetivo determinar las máximas y mínimas corrientes de falla que deben servir para ajustar los relés y determinar sus tiempos de operación que permitan asegurar la adecuada coordinación de la protección. Para ello se debe considerar todas las condiciones operativas, incluso aquellas que son de carácter temporal como la conexión de los circuitos. 1.6.1 Configuración del sistema eléctrico Las alternativas de configuración deben servir para analizar todas las posibilidades de conexiones del sistema eléctrico, las cuales pueden causar que se tenga distintas impedancias de la red como son: los anillos abiertos, las líneas paralelas, los transformadores en derivación, etc. LVC – Mar 2008 8 Criterios de ajuste y coordinación del SEIN 1.6.2 Efecto “Infeed” Cuando el sistema eléctrico tiene una configuración compleja donde se hay varias centrales interconectadas, las cuales constituyen alimentaciones a las fallas, se produce un efecto infeed (alimentación intermedia) como el que se muestra en la figura 1.3. El efecto infeed es aumentar el valor de la corriente para la impedancia vista por el relé en la barra C para fallas más allá de la barra B con lo cual el relé ve las fallas más allá de su real ubicación. Es necesario considerar las alternativas de configuración con y sin el efecto infeed para determinar los ajustes en las condiciones más desfavorables. Más aún, si se tiene un sistema con líneas paralelas, el efecto infeed puede ser variable según la ubicación de la falla, tal como se muestra en la figura 1.4. En este caso, el efecto infeed para la impedancia vista por el relé en la barra A depende la posición de la falla en la línea BC. AA BB EE IIAA IIEE CC DD IICC IIDD 222111 FF GG IIFF IIGG HH IIHH ZZ==mm..dd((11++KK)) ZZ==mm..dd mm==ssllooppee Figura 1.3 – Efecto infeed BB DD AA IIDD IIAA IICC CC Figura 1.4 – Efecto infeed variable según la posición de la falla LVC – Mar 2008 9 Criterios de ajuste y coordinación del SEIN 1.6.3 Máximas y mínimas corrientes de falla La máxima y mínima demanda esta asociada a la configuración de la red que dependiendo de las cargas conectadas al sistema, determinan la máxima y mínima generación. El objetivo es determinar las máximas y las mínimas corrientes que pueden alimentar los cortocircuitos, ya que para el ajuste y la coordinación se tiene un compromiso entre selectividad y sensibilidad de acuerdo a los siguientes criterios: 1. La sensibilidad de la protección debe permitir detectar las fallas aún con las mínimas corrientes de cortocircuito 2. La selectividad de las protecciones de respaldo debe mantenerse aún con las máximas corrientes de falla, para lo cual se requiere tiempos debidamente coordinados. Se debe tener en cuenta que el despacho de la generación es diferente en época de avenida con relación al estiaje, ya que en avenida se dispone de suficientes recursos hídricos para un pleno aprovechamiento de las centrales hidroeléctricas. El despacho en estiaje requiere un mayor complemento de las centrales termoeléctricas. En consecuencia, se debe analizar todos estos escenarios de operación con las posibles sobrecargas que se puedan presentar. De manera independiente al despacho del sistema, para el caso de las protecciones de las centrales y las líneas que se conectan, se debe considerar los distintos despachos posibles de las unidades generadoras. 1.6.4 Simulación de fallas Para determinar las corrientes de falla se debe simular todos los tipos de cortocircuitos, algunos de los cuales pueden tener contacto a tierra a través de una resistencia de falla. Esta simulación debe efectuarse en las barras de las centrales y subestaciones, así como a lo largo de la línea. En los cálculos de cortocircuito se debe considerar las impedancias para las condiciones más desfavorables, de acuerdo a lo siguiente:  Para los generadores se debe usar las impedancias sub-transitorias no saturadas  Para los transformadores se debe usar las impedancias en las tomas (taps) de operación más desfavorables.  Para las líneas se debe usar las impedancias propias; y en el caso de líneas en paralelo, las impedancias mutuas de secuencia cero. Los cálculos deben permitir determinar no sólo las corrientes totales de falla en las barras de las subestaciones, sino también los aportes a las corrientes de falla de cada circuito conectado a dichas barras. De manera similar se debe calcular las corrientes de falla en las líneas de transmisión. Para el análisis de fallas cercanas a los generadores es necesario considerar el comportamiento real de la máquina, lo que conlleva a considerar la curva de la corriente de cortocircuito de la máquina en función del tiempo. LVC – Mar 2008 10