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CORPORACIÓN “CENACE”

CURSO DE POSGRADO: “OPERACIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA” MODULO VI PROTECCIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA Y AUTOMATISMOS

FUNDACIÓN UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN INSTITUTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Quito, Ecuador, julio del 2001.

TEMA 5 PROTECCIÓN POR RELES DIFERENCIALES 5.1 Principio de operación de la protección diferencial Esta es una protección de selectividad absoluta en la que se hace una comparación directa de las señales eléctricas provenientes de todas las interconexiones del elemento protegido con el resto del sistema (protecciones diferenciales longitudinales) o una comparación directa de las señales eléctricas provenientes de dos o más circuitos que llegan a un mismo nodo (protecciones diferenciales transversales). En base a esta comparación, la protección diferencial discrimina entre cortocircuitos en la zona protegida y los cortocircuitos externos; es una protección instantánea, de tipo primario y debe ser completada con protecciones de respaldo. En las protecciones diferenciales longitudinales se comparan por lo general los valores instantáneos de las corrientes, sus módulos y fases, o solamente sus fases; la comparación de los módulos de las corrientes solamente o de tensiones no permite discriminar si el cortocircuito está dentro o fuera de la zona protegida. Estas protecciones son aplicables a todos los elementos del sistema eléctrico de potencia; cuando se utilizan en generadores y motores, transformadores y barras, el canal de comunicación es alámbrico; en las líneas de transmisión se utilizan otros tipos de canales de comunicación. En las protecciones diferenciales transversales pueden compararse los valores instantáneos, las fases o los módulos de las corrientes y también las potencias. Su aplicación está limitada a casos como el de dos o más líneas que salen de una barra, o el de dos o más pasos en paralelo del arrollamiento del estator de un generador. En ellas se utiliza siempre un canal de comunicación alámbrico. En lo sucesivo se hablará solamente de las protecciones diferenciales longitudinales, que son las de mayor campo de aplicación y que por simplicidad se denominarán protecciones diferenciales. En al fig. 5.1 se presenta el esquema de la variante más sencilla de protección diferencial con canal alámbrico de enlace, para una fase de un elemento del sistema que tiene dos terminales. En los terminales del elemento protegido se instalan TI con iguales relaciones de transformación, sus secundarios se interconectan en la forma mostrada en la figura, y entre los conductores de unión se conecta un relé de sobrecorriente.

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Fig. 5.1 Protección diferencial de una fase de un elemento de dos terminales RSC: Relé de sobrecorriente (unidad 87 según código ANSI-IEEE) La conexión del relé se hace en forma tal, que cuando no hay cortocircuito interno la corriente Ir es cero en el caso ideal, mientras que, para cortocircuitos en la zona protegida, Ir tiene un valor igual al de la corriente de cortocircuito referida al secundario. Tomando como positivos los sentidos señalados en la fig. 5.1 para las corrientes, se tiene: I r = I IS + I IIS

(5.1)

Para condicione normales de operación, oscilaciones de potencia o cortocircuitos externos, si se desprecia la itancia transversal en el elemento protegido, es I Ip = − I IIp ; si los TI no tienen errores, es también I Is = − I IIs , por lo que Ir = 0. La protección no opera, pues no existe diferencia entre la corriente que entra y la que s ale del elemento protegido, de ahí el nombre de protección diferencial. En el caso de un cortocircuito en la zona protegida (punto F), las corrientes I Ip e I IIp son en general diferentes, y su suma es igual a la corriente de cortocircuito: I CC = I IP + I IIP

(5.2)

Por lo tanto, si no hay errores en transformadores de corriente:

Ir =

I cc ntc

(5.3)

Si esta corriente es mayor que la de arranque del relé de sobrecorriente, este opera e inicia la acció n de disparo de los dos interruptores del elemento protegido (no mostrados en la fig. 5.1). Si hay alimentación por un solo extremo, para falla en la zona protegida es por ej. I IIp = 0 . En ese caso puede considerarse que la corriente I Is circula en su totalidad Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

por el relé de sobrecorriente, si derivarse por el secundario del transformador de corriente que no tiene corriente primaria ya que este presenta una impedancia muy alta, prácticamente igual a la de magnetización referida al secundario. En esta condición es también: I cc (5.4) ntc En la conexión analizada en cualquier condición está circulando corriente entre los TI y solo un cortocircuito interno da lugar a corriente por el relé. Por esto se le denomina esquema de corrientes circulantes, y es el más utilizado en la práctica. I r ≈ I Is =

El principio de la protección diferencial es también aplicable a elementos del sistema que tienen más de dos terminales, como puede apreciarse en la fig. 5.2. En este caso cuando no hay cortocircuitos internos se cumple que: n

I r = ∑ I is = 0

(5)

i= I

Fig. 5.2 Protección diferencial de un elemento de más de dos terminales Cuando ocurre un cortocircuito en la zona protegida (punto F) se cumple: n

I r = ∑ I is = i=I

I cc ntc

(5.6)

En el análisis anterior se ha supuesto que los TI se comportan idealmente; en el caso real existen errores de transformación, que pueden ser diferentes para los distintos transformadores, lo que da lugar a una corriente diferencial de desbalance o error I d que circula por el relé de sobrecorriente, aún sin falla interna. La corriente I d puede tomar valores altos para cortocircuitos externos, en el que se presenta la saturación de los TI. Esta corriente, para la cual no debe operar la protección diferencial, fija un ‘imite mínimo a su corriente de arranque, y afecta, por lo tanto, su sensibilidad. Diferentes investigaciones realizadas sobre el comportamiento de la corriente I d en los estados transitorio y estable han demostrado que puede presentar una Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

componente aperiódica con una constante de tiempo del orden de menos de un segundo, y durante ese tiempo puede tener valores varias veces superiores a los de estado estable ( que normalmente no son superiores al 10% de la corriente nominal de los transformadores de corriente). Se ha observado también que al ocurrir el cortocircuito externo no se presenta de inmediato la saturación de los transformadores de corriente, por lo que la corriente de desbalance tiene un valor reducido durante un pequeño tiempo inicial, después del cual aumenta considerablemente. Por último, se ha demostrado que un incremento en la impedancia de la rama diferencial de la protección reduce el valor de I d , sobre todo en el régimen de saturación severa de los TI. La corriente de arranque del relevador de sobrecorriente del esquema diferencial se selecciona de modo que no opere incorrectamente por efecto del máximo valor posible de corriente de desbalance, es decir: I ar ≥ k * I d max

(5.7)

Al coeficiente k puede asignarse un valor del orden de 1.5. Para la determinación de I d max se utiliza la mayor corriente que puede circular por la protección diferencial sin falla intern a, sea esta debida a un cortocircuito externo, o una oscilación de potencia. Es necesario también considerar la posibilidad de que accidentalmente se abra el circuito secundario e alguno de los TI, en cuyo caso la corriente correspondiente a ese transformador pasa por el relé de sobrecorriente; por lo tanto, es recomendable comparar el valor calculado por la ecuación 5.7 con la corriente de carga correspondiente al TI más cargado en régimen normal y, en caso de ser menor, aumentar el valor de I ar para que el relé tolere esa condición. Para la comprobación de la sensibilidad de la protección se plantea un cortocircuito interno mínimo, para el que por lo general se considera la condición de alimentación de la red por un solo extremo:

ks =

I ccint min I ap

=

I ccint min ntc ∗ I ar

(5.8)

Se toma por lo general un valor mínimo de 2 para ks . En la mayoría de los casos este esquema elemental de protección diferencial sin afectar su propiedad de no operar incorrectamente cuando no hay falla interna. Una variante se aplica por lo general en la práctica utilizando un relé de sobretensión en lugar de uno de sobrecorriente en la rama diferencial. Se basa en el hecho de que al saturarse uno de los TI por una falla externa, su impedancia de magnetización ( que en esa situación tiene un valor reducido), al quedar en paralelo con la rama diferencial, limita a un valor pequeño la tensión que aparece en el relé de sobretensión. Este tipo de protección diferencial ha encontrado gran aplicación en la protección de barras, como se verá más adelante, donde es frecuente el caso de que un TI se sature en mayor medida que los restantes ( el de la línea done ocurre el cortocircuito externo). Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

5.2 Relé de porcentaje diferencial La corriente de desbalance del esquema diferencial aumenta cuando crece la corriente que circula a través del esquema hacia un cortocircuito externo o por una oscilación de potencia. El relé de porcentaje diferencial es aquel cuya corriente de arranque crece automáticamente con el incremento de la corriente que circula a través del esquema. De esta forma es posible garantizar que no opere incorrectamente para grandes corrientes fluyendo hacia el exterior, sin perder la sensibilidad de operar para fallas internas. En la fig. 5.3 se presenta el diagrama esquemático de la variante más común del relé de porcentaje diferencial. Se trata en esencia de un órgano de medición que realiza la comparación de amplitud de la corriente de operación I op (que es la corriente diferencial del esquema) con una corriente de retención I ret , formada a partir de las corrientes I Is e I IIs , y que en general depende de la corriente que circula hacia el exterior del esquema diferencial (falla externa u oscilación de potencia). La formación de las señales de operación y retención apropiadas para la comparación de amplitud (que pueden ser eléctricas o de otro tipo) se hace en los elemento correspondientes, mostrados por bloques de la fig. 5.3. La corriente de operación está dada por:

I op = I Is + I IIs

(5.9)

En al fig. 5..4 se representan los diagramas fasoriales de las corrientes del esquema diferencial para cortocircuitos internos y externos. La corriente de operación, que para falla externa es igual a la de desbalance, para falla interna es igual a la de cortocircuito referida al secundario ( si no hay saturación de los TI). Como posibles corrientes de retención hay diversas variables, que de alguna forma reflejan la corriente que circula hacia la falla externa. Una de ellas, por ej., es la corriente I Is − I IIs , que como puede apreciarse en la fig. 5.4, tiene un valor grande para cortocircuito externo, y pequeño para cortocircuito interno.

Fig. 5.3 Diagrama esquemático de un relé de porcentaje diferencial

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Fig. 5.4 Diagramas fasoriales de las corrientes del esquema diferencial para cortocircuitos externo (a) e interno (b) En resumen, las variantes de corrientes de retención que se han aplicado en la práctica en los relevadores de porcentaje diferencial son:

I ret = I Is − I IIs I − I IIs I ret = Is 2 I ret = I Is I ret = I IIs

(5.10)

I ert = I Is + I IIs

(5.14)

(5.11) (5.12) (5.13)

En la fig. 5.5 se presenta la característica de operación de una relé de porcentaje diferencial en el que se hace directamente la comparación de las corrientes de operación y retención. La condición de operación es: I op f K ∗ I ret

(5.15)

La característica de operación es la recta: I opa = K ∗ I ret

(5.16)

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Relé de Porcentaje Diferencial

Fig. 5.5 Característica de operación de un relé de porcentaje diferencial Como puede observarse, el nombre de l relé está dado por el hecho de que su operación tiene lugar cuando el %, que la corriente de operación presenta de la retención, rebasa cierto valor. En el caso real se toman medidas de diseño para que la característica no comience en el origen de coordenadas y así evitar la operación incorrecta del relé sin corriente diferencial. Hay relés de porcentaje diferencial cuya característica de operación es ligeramente diferente a la mostrada en la fig. 5.5. En la fig. 5.5 se presenta también la variación de la corriente de desbalance del esquema diferencial con la de retención (y, por ende, con la corriente que circula hacia una falla externa, por ej.). La característica del relé, de insensibilizarse para grande valores de corrientes de retención, reduce considerablemente su posible afectación por la corriente de desbalance. El principio de la protección de porcentaje diferencial es extensible a elementos del sistema con más de dos terminales; es deseable en ese caso que la señal de corriente proveniente de cada terminal en que hay generación se aplique a un elemento de retención. Estos relés han encontrado gran aplicación en la protección de todos los tipos de elementos del sistema eléctrico de potencia. 5.3

Protección de transformadores

Los tipos de fallas que pueden presentarse en transformadores son: cortocircuitos entre fases o a tierra en los arrollamientos o en los terminales del transformador, y los cortocircuitos entre vueltas del arrollamiento de una fase. Entre los regímenes anormales e operación están: sobrecorrientes debidas a sobrecargas o cortocircuitos externos, y las sobretensiones. Se recomienda que la protección provoque el disparo instantáneo de todos los interruptores del transformador en caso de falla interna ( protección primaria), y que también desconecte el transformador en caso de cortocircuito externo, a modo de respaldo. Por lo general no se requiere protección externa contra sobrecarga, pues el transformador (excepto los de capacidad relativamente pequeña) tiene una Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

protección inherente. Las sobretensiones sostenidas pueden ser dañinas para los transformadores, sobre todo si sobrepasan el valor de saturación, pero casi nunca se requiere dotar al transformador de una protección contar ellos, pues está incluida en los equipos de regulación y control del sistema. La protección contra cortocircuitos internos es por lo general de tipo diferencial en transformadores de capacidades superiores a un valor del orden de 5 a 10 MVA. Un transformador de menor capacidad ubicado en un punto importante del sistema puede requerir también protección diferencial. En los transformadores de capacidades pequeñas la protección contra fallas internas es generalmente de sobrecorriente, por medio de relés, o de fusibles. La protección de respaldo para fallas externas puede ser de sobrecorriente ( con o sin direccionalidad) o de distancia, dependiendo del tipo de protección que tengan las líneas adyacentes del transformador. Los transformadores tienen algunas peculiaridades que deben tenerse en cuenta para la aplicación de protecciones diferenciales. Estas son: a) Hay diferencias de fase entre las corrientes en transformadores con conexión YD. b) Tienen distintos niveles de tensión, lo que implica que los TI pueden ser de distinto tipo, y tener relaciones de transformación y características distintas. c) Puede no haber concordancia entre las relaciones de transformación de los TI disponibles y la del transformadores protegido. d) La relación de transformación puede ser variable para fines de regulación de tensión. e) La corriente de magnetización del transformador puede tener un valor transitorio alto en algunos casos, que la protección puede interpretar erróneamente como indicativo de una falla interna. Esto se verá posteriormente. La protección diferencial de transformadores se hace por lo general con relés de porcentaje diferencial. La conexión de estos relés debe ser tal que garantice su operación para todas las fallas internas a la zona de protección ( que incluye los arrollamientos y terminales de transformador), y su no operación para cualquier otro régimen de operación, incluyendo fallas externas. A continuación se presentan las conexiones más utilizadas para diferentes configuraciones de bancos de transformadores. 5.3.1 Transformadores de dos arrollamientos En la fig. 5.6 se muestra un transformador de dos arrollamientos con conexión D-Y con neutro a tierra; la fig. 5.6.a representa en diagrama unifilar; la fig. 5.6.b representa las corrientes posibles para cualquier régimen diferente de un cortocircuito interno; estas corrientes se establecen asignando un sentido arbitrario a las corrientes de uno de los arrollamientos, y determinando los sentidos de las corrientes del otro arrollamiento de acuerdo con la polaridad del transformador ( en la fig. se representan por puntos sus marcas de polaridad). Es conveniente considerar en primera instancia que el transformador tiene relación de transformación unitaria. Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

La conexión de la protección debe hacerse de modo que en la condición representada no circule corriente de operación por los relés, con lo que se garantiza que no operen. Para ello es necesario que la corriente que llega a una de las bobinas de retención sea igual a la que sale por la otra, en el relé de cada fase. Los TI están situados más allá de los interruptores de ambos lados del transformador (para garantizar el traslape de las zonas de protección), de modo que miden las corrientes de línea, que tienen un desfasaje de 30¼. Esto indica la conveniencia de conectar un grupo de TI en triángulo y el otro en estrella, de modo que se compense ese desfasaje. En principio cualquiera de los grupos puede conectarse en triángulo o estrella, pero es recomendable conectar en triángulo el grupo de TI del arrollamiento en estrella del transformador y viceversa, como se demostrará más adelante. En la fig. 5.7 se muestra una conexión de la protección siguiendo este criterio. También es válido el esquema resultante de conectar a la inversa todos los TI.

a) Diagrama unifilar

b) Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

Fig. 5.6 Corrientes en un transformador con conexión triángulo-estrella Puede demostrarse que el esquema opera para los siguientes tipos de fallas internas: trifásica, bifásicas, bifásicas a tierra, monofásicas (por el lado en estrella del transformador) y entre vueltas del arrollamiento de una misma fase (si la corriente de falla es lo suficientemente alta). La conveniencia de conectar en triángulo el grupo de TI del lado en estrella del transformador y en estrella el grupo del lado en triángulo se debe a que esta conexión evita la operación incorrecta de la protección para cortocircuitos externos a tierra en el lado en estrella del transformador. Para estas fallas circula corriente de secuencia cero por las líneas del lado en estrella del transformador, pero los TI conectados en triángulo impiden que esa corriente llegue a los relés; por las líneas del lado en triángulo del transformador no circula corriente de secuencia cero, por lo que tampoco llega esta componente a los relés desde este lado. Esto garantiza que la corriente de secuencia cero nunca circula por los relés, y no puede hacerlos operar incorrectamente. Si se utiliza la conexión contraria, los TI conectados en estrella permiten el paso de la corriente de secuencia cero a los relés, y no llega corriente de secuencia cero a ellos desde el grupo de TI conectados en triángulo. Esto origina corrientes de secuencia cero en la s bobinas de operación de los relés que pueden provocar su operación incorrecta para estas fallas.

Conexión del relé diferencial

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Fig. 5.7 Conexión de la protección diferencial de un transformador con conexión D-Y a tierra El hecho de que la conexión de la protección mostrada en la fig. 5.6b impide que llegue corriente de secuencia cero a los relés no significa que no opere para cortocircuitos monofásicos internos. En este caso la operación tiene lugar debido a las corrientes de secuencia positiva y negativa, que si llegan a los re lés diferenciales. En transformadores con conexión D-D los dos grupos de TI del esquema pueden conectarse en estrella. En transformadores conectados Y-Y a tierra en ambos lados con arrollamiento terciario interior (o aún sin terciario) es necesario conectar en triángulo los TI de ambos lados. Ello se debe a que el terciario del transformador ( o el efecto de terciario resultante de la interacción de los flujos en el transformador trifásico con un tanque único) puede hacer que para fallas a tierra externas existan diferencias entre los valores en por unidad de las corrientes de secuencia cero de ambos lados, lo que puede provocar operaciones incorrectas. En el caso de que el banco esté formado por tres transformadores monofásicos de dos arrollamientos si pueden conectarse en estrella los dos grupos de TI. En el análisis realizado hasta aquí se ha supuesto que el transformador tiene relación de transformación unitaria, por lo que no se ha considerado el problema de la relación de transformación de los TI. Selección y conexión de los TI (Resumen) Cuando se aplica un esquema diferencial de protección, deben tenerse en cuenta los siguientes factores: 1. En general, los TI del lado de la estrella de un transformador Y/D debe ser conectado en triángulo, y aquellos en el lado triángulo deben conectarse en estrella. Esta disposición compensa el desfasaje a lo largo del transformador y bloquea las corrientes de secuencia cero en el caso de fallas a tierra externas. 2. El relé debe ser conectado para aceptar la corriente entrante de un lado del transformador y saliente del otro lado. Si hay más de dos arrollamientos, es necesario considerar todas las combinaciones, tomando de a dos arrollamientos a la vez. 3. La relación de transformación de los TI debe ser seleccionada con el objeto de producir el máximo balance posible entre las corrientes de secundario de ambos lados bajo máximas condiciones de carga. Si hay más de dos arrollamientos se debe considerar todas las combinaciones tomando de a dos arrollamientos a la vez y la potencias nominal del arrollamiento primario. Si las relaciones de transformación disponibles no permiten la realización de una adecuada compensación para cualquier variación en la corriente de secundario de los TI, luego puede utilizarse transformadores de compensación para compensar el desfasaje a través del transformador. Los siguientes ejemplos muestran las conexiones de los TI, el cálculo de sus relaciones de transformación y conexión del relé diferencial aplicada a un esquema de protección de transformador. Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

Ejemplo 5.1 Considérese un transformador de 30MVA, 11.5/69kV, Yd1 como el mostrado en el diagrama unifilar de la fig. 5.8.

Fig. 5.8 Diagrama unifilar del ejemplo 5.1 Determinar la relación de transformación y la conexión de los TI, requeridos para ajustar los relés diferenciales. Deben utilizarse TI con relaciones en saltos de 50/5 hasta 250/5, y 100/5 a partir de allí. Utilizar relés de porcentaje diferencial. Los tap e corriente disponibles son: 5.0 -5.0, 5.0-5.5, 5.0-6.0, 5.5-6.6, 5.0 -7.3, 5.0-8.0, 5.0-9.0, y 5.0-10.0 A. Solución La fig. 5.9 muestra el esquema trifásico de conexiones. Las corrientes en los arrollamientos y en las líneas están trazadas y muestra que las corrientes de restricción tanto del lado estrella como del lado triángulo están en fase.

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Fig. 5.9 Diagrama de conexiones del ejemplo 5.1 Con el objeto de incrementar la sensitividad, se selecciona la relación del TI del lado de 11.5kV tan cercano como sea posible a la máxima corriente de carga; por lo tanto, la relación será TI(11.5kV) = 1500/5. Al calcular la relación del otro TI, debe realizarse un balance corrientes, es decir, 1506.13 x (5/1500) x 3 = 251 x (5/X) A è X = 144. esto sugeriría la utilización de un TI con relación 150/5. Sin embargo, teniendo en cuenta el hecho que el relé diferencial tiene varios taps, no es necesario tener exactamente los mismos valores de corriente en sus terminales y por lo tanto puede utilizarse otra relación del TI. En este caso se selecciona la relación 250/5. Finalmente, se chequea esta relación para ver si es compatible con los taps disponibles en el relé. Con las dos relaciones elegidas de esta manera, las corrientes en los arrollamientos del relé, para condiciones nominales, son: Irelé (69kV) = 251x(5/250) = 5.02 A Irelé (11.5kV) = 1506.13 x (5/1500) x

3 = 8.69 A

Debe seleccionar por lo tanto, el rango del tap 5-9 A. 5.3.2 Transformadores de tres arrollamientos Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

En la fig. 5.18 se muestra la protección diferencial de un transformador de tres arrollamientos, que también es aplicables al caso de un autotransformador con terciario en triángulo.

Fig. 5.18 Conexión de la protección diferencial de un transformador de tres arrollamientos

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En la conexión se sigue el mismo criterio que para transformadores de dos arrollamientos, y el proceso se desarrolla de la forma siguiente: se hacen las conexiones de la protección para un par cualquiera de arrollamientos como si el tercero no existiera y, a continuación, se repite el proceso para el par formado por cualquiera de esos arrollamientos y el tercero. Hay casos en que se pueden utilizar relés diferenciales con dos elementos de retención para proteger transformadores de tres arrollamientos. Esos casos son: a) cuando los circuitos conectados al arrollamiento terciario se consideran incluidos en la zona de protección del transformador; c) Cuando la impedancia del arrollamiento terciario es tan alta que las fallas externas no representan grandes corrientes para la protección diferencial del transformador; c) cuando los circuitos conectados a dos de los arrollamientos no tienen fuentes de generación. En los primeros casos la conexión se hace como si el arrollamiento terciario no existiera; en el tercer caso se conectan en paralelo los TI correspondientes a los arrollamientos en que no hay fuentes de generación, y se unen con uno de los elementos de retención de los relés diferenciales. En la fig. 5.19a se muestra el diagrama unifilar de la conexión correspondiente a este caso, así como la circulación de corrientes para una falla externa en uno de los circuitos sin fuente de generación. Como puede verse, los TI del lado de la fuente de generación y del lado del circuito fallado suministran las corrientes de retención del relé. Para valores altos de corriente de falla externa puede se necesario comprobar el valor de la corriente de excitación secundaria de los TI que no tienen corriente primaria, y que están en paralelo con los del circuito fallado, pues esa corriente constituye una fuente de error del esquema. En la fig. 5.19b se ilustra el problema que puede confrontarse se conectan en paralelo los TI de una salida en que hay fuente de generación con los de otra en que no hay generación. En este caso, si el transformador está operando con el interruptor superior abierto ( lo que puede suceder en casos de emergencia), y ocurre una falla externa en el circuito en que no hay generación, circulan las corrientes de retención, sino solamente la corriente de desbalance Id debida a los errores de los TI conectados en paralelo, que circula por uno de los elementos e retención y por el de operación de cada relé. En esta condición de retención muy reducida, loe relés se comportan prácticamente como elementos de sobrecorriente y pueden operar incorrectamente.

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Relé Diferencial

Relé Diferencial

Fig. 5.19 Protección de un transformador de tres arrollamientos con un relé diferencial de dos elementos de retención. 5.3.3 Requerimientos a cumplir por los esquemas de protección diferencial de transformadores La posible falta de concordancia entre las relaciones de transformación del transformador y de los TI hace necesario que los relés diferenciales tengan derivaciones en sus bobinas. Con ellas es posible compensar total o parcialmente las diferencias de corrientes, que de lo contrario dan lugar a corrientes de desbalance en los elementos de operación. Las fallas entre espiras de una fase en transformadores implican corrientes diferenciales pequeñas en presencia de corrientes de retención debidas al efecto de la carga. Para que el relé responda a esa condición, su corriente mínima de operación debe ser pequeña ( son adecuados valores del orden del 30% de la corriente nominal). Adicionalmente, es recomendable que la característica del relé está compuesta por dos segmentos de recta, uno horizontal, y el otro con cierta pendiente; el segmento con pendiente distinta de cero, correspondiente a la operación con retención del relé, puede comenzar para corrientes de retención del orden de la nominal del transformador. Con esto se mantiene la sensibilidad alta y constante para fallas entre espiras. Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

Otro requisito necesario en los relés es que la pendiente de su característica sea ajustable, para poder adaptarse a situaciones diversas, y que tenga valores relativamente altos, del orden de 20 al 60%. Su tiempo de operación deber ser pequeño; son recomendables valores de hasta 30 ms para transformadores grandes y de hasta 100 ms para transformadores de pequeña capacidad. Los relés diferenciales para protección de transformadores deben ser inmunes a la corriente de magnetiz ación, tratada en el siguiente punto. Para la selección de la relación de transformación de los TI es necesario cumplir dos requerimientos fundamentales: a) que en régimen normal de operación no se sobrepasen los valores nominales de corriente de los TI o los relés; b) que para la falla externa máxima los errores de los TI no tengan valores muy altos (por lo gral. Se acepta hasta un 10% de error). Este aspecto es particularmente importante, teniendo en cuenta que los tipos y características de los TI del esquema son por lo gral. Diferentes, por corresponder a distintos niveles de tensión. 5.3.4 Efecto de la corriente de magnetización sobre la protección diferencial La corriente de magnetización de un transformador entra por primario y no sale por secundario, por lo que representa para la protección diferencial una condición semejante a la de una falla interna. En régimen normal de operación esta corriente tiene valores del orden del 2% al 5% de la corriente nominal del transformador, por lo que no provoca operación de la protección diferencial, que tiene una pendiente mucho mayor. Sin embargo, cualquier condición que implique un cambio instantáneo en las condiciones de flujo del transformador da lugar a valores transitorios muy elevados de la corriente de magnetización (de hasta 30 veces la In), que pueden provocar la operación incorrecta del relé. A este fenómeno se le puede denominar avalancha de corriente de magnetización. Los factores de los que depende la magnitud y la duración de esa avalancha de corriente son los siguientes: a) instante de inicio del proceso; b) capacidad del transformador; c) capacidad del sistema; d) relaciones L/R del transformador y del sistema; e) tipo de hierro; f) historia previa; g) condiciones en que se realiza el proceso. De acuerdo con este último aspecto, pueden identificarse tres casos diferentes: la conexión inicial de tensión, su recuperación posterior a una reducción transitoria de tensión y la conexión inicial de un transformador en paralelo que ya está en servicio. 5.3.4.1

Conexión inicial de un transformador

En la fig. 5.20 se representa la situación de un transformador que se conecta a la fuente de alimentación en un instante en que la tensión es cero. El flujo magnético, que está atrasado prácticamente 90º a la tensión (sinusoide en línea de puntos), debía estar en ese instante en su valor máximo negativo − φ m ( o cerca de el), pero realmente es cero, pues el transformador estaba desconectado. ello da lugar a un desplazamiento hacia arriba de la onda de flujo magnético, que llega a alcanzar un valor de 2φm dentro del primer ciclo; esta onda es una cosinusoide desplazada, y su componente aperiódica es realmente de naturaleza exponencial, con una constante Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

de tiempo L/R, donde L y R son, respectivamente, la inductancia y resistencia equivalente del transformador y la fuente. Este valor máximo que alcanza el flujo magnético es muy superior al de la saturación del transformador, por lo que origina una saturación muy severa y valores elevados de la corriente de magnetización I m (ver fig. 5.20)

Fig. 5.20 Avalancha de corriente de magnetización debida a la conexión inicial de un transformador En el análisis se ha supuesto que el flujo inicial en el transformador es nulo, pero realmente puede haber tenido cierto valor φr residual, resultante de su última desconexión. Este flujo puede ser positivo o negativo, y se suma algebraicamente con φ , dando un máximo 2φm ± φr , que puede ser mayor o menor que si no hay flujo remanente. Por lo tanto, la presencia de φr puede incrementar o reducir aleatoriamente el valor de la corriente de magnetización. Si la conexión se realiza en un instante diferente al analizado (caso más crítico), la componente aperiódica del flujo es menor, y la corriente de magnetización tiene un valor más pequeño. Puede incluso darse el caso de que la conexión se haga en el momento del cruce por cero de la onda de flujo, lo que elimina por completo el proceso transitorio, y la corriente de magnetización tiene un valor normal. En un transformador trifásico, aún suponiendo un cierre totalmente simultáneo de las tres fases del interruptor, cada fase tiene su propio proceso, y son de esperar corrientes de avalancha en al menos dos fases, y generalmente en las tres. En la fig. 5.21 se muestra la forma de onda típica de la avalancha de corriente de magnetización de una fase del lado en estrella de un transformador. En los primeros ciclos la corriente cae rápidamente, y después lo hace mucho más lentamente. Esto se debe a que la constante de tiempo L/R es variable, debido a la saturación del transformador; inicialmente la saturación es severa, y L es pequeña, peor después se reduce la saturación, y L aumenta. El valor final de la constante de tiempo es del orden de 10 s para transformadores pequeños y hasta de 1 min para unidades de gran capacidad, sobre todo cuando están cerca de las fuentes de generación.

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Fig. 5.21 Avalanchas de corriente de magnetización típicas de transformadores para arrollamientos conectados en estrella (a) y triángulo (b) En arrollamientos conectados en triángulo la forma de onda de la corriente de línea depende de dos corrientes de fase que tienen procesos transitorios independientes, condicionados por sus núcleos respectivos. La avalancha de corriente de línea puede tener naturaleza oscilatoria, como se muestra en la fig. 5.21b si hay saturación en los dos núcleos involucrados. Esta situación puede también presentarse en ocasiones en arrollamientos conectados en estrella pro efecto del acoplamiento entre fases dado por un arrollamiento terciario en triángulo o por el efecto de terciario del tanque del transformador (en transformadores trifásicos). En todos los casos la corriente de magnetización tiene un contenido apreciable de armónicos. En los transformadores antiguos se pueden encontrar valores del segundo armónico cercanos al 50% de la componente fundamental, pero en los diseños actuales son del orden de 15%, y hasta de un 7% en algunas variantes. En este último caso el contenido total de armónicos no sobrepasa el 7.5%. En la fig. 5.12 se puede apreciar también que en la avalancha existen intervalos de tiempo en cada ciclo en que la corriente tiene un valor cercano a cero. Esto es válido tanto para el caso en que está compuesta por pulsos unipolares (fig. 5.21a), como cuando tiene una forma de onda prácticamente simétrica (fig. 5.21b). En resumen, la presencia de componente aperiódica de alta constante de tiempo, de armónicos, y de intervalos sin corriente, son tres rasgos característicos de la avalancha, que permiten diferenciarla de las corrientes de cortocircuito interno. De lo expuesto el relé diferencial debe ser capaz de discriminar entre corriente de falla interna y corriente de magnetización, para ello existen los siguientes esquemas: -

Introducción de un retardo de tiempo fijo en el relé (aprox. 200 ms, pero es poco usado)

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-

-

Desensibilización o inhibición de la operación durante el proceso transitorio, conectando una resistencia de bajo valor en paralelo con el elemento de operación del relé, para desviar parte de la corriente diferencial. Utilización de los armónicos de la corriente diferencial como base para la retención o la inhibición del relé, sobre todo el segundo armónico.

5.4 Protección de barras Las barras son los nodos de interconexión de los diferentes elementos de un sistema eléctrico de potencia. Las fallas que pueden ocurrir en ellas con cortocircuitos entre fases o a tierra, o os con tierra en el caso de redes con neutro aislado o puesta a tierra resonante. Entre las causas más comunes de fallas en barras están: fallas de equipos, rotura de aisladores, os de animales o de objetos extraños, y contaminación. Las fallas en barras son poco frecuentes, pero dan lugar a grandes afectaciones en el servicio eléctrico por la cantidad de circuitos que se desconectan, y comprometen seriamente la estabilidad del sistema (sobre todo en el caso de las barras de la red de transmisión). En la protección de barras se confrontan los problemas más serios de saturación de los TI. Ello se debe a que para fallas externas el TI de la línea fallada recibe la corriente total de contribución de la barra a la falla, mientras que por los restantes TI circulan solamente las contribuciones individuales de las respectivas fuentes de generación. Estas corrientes dan lugar grandes diferencias en los niveles de saturación en los TI, y provocan valores relativamente altos de la corriente de error del esquema, si es de tip o diferencial. En resumen, el problema de la protección de barras consiste en lograr tiempos reducidos de eliminación de fallas, en condiciones de saturación probablemente severa de los TI. En la protección de barras han tenido gran aplicación las protecciones diferenciales, aunque también se han utilizado protecciones con otros principios de operación. De los métodos presentados, los más aplicables a barra son los que utilizan relés de porcentaje diferencial y relés diferenciales de alta impedancia. Han encontrado aplicación también otros métodos, tales como, utilización de TI con núcleo de aire (acopladores lineales), operación de la protección antes que ocurra la saturación de los TI, utilización de la componente aperiódica de la corriente de desbalance para insensibilizar la protección diferencial. 5.4.1 Corriente diferencial de error en régimen de saturación severa de un TI En la fig. 5.23 se presenta el esquema más simple posible de protección diferencial para una barra de cuatro salidas de configuración sencilla. Se muestran también las corrientes que circulan para la falla externa F en una de las líneas, suponiendo que hay generación en todas las líneas no falladas.

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Fig. 5.23 Condición de falla externa en un esquema de protección diferencial de barras En este caso el TI TC4 tiene mucho mayor tendencia a la saturación que los tres restantes. El valor máximo posible de la corriente diferencial de error ocurre cuando TC4 se satura completamente, y los otros TI no se saturan. En la fig. 5.24 se muestra un circuito equivalente correspondiente a esta situación. Los TI TC1, TC2 y TC3 se comportan como fuentes de corriente ideales; el TC4 se supone tan saturado, que su impedancia de magnetización es cero (se desprecia la impedancia de núcleo de aire del transformador). La resistencia Rs incluye la del arrollamiento secundario de TC4 y la de sus terminales. Rc es la resistencia de los conductores tenidos entre el TC4 y el punto de unión en paralelo de todos los TI en el patio de la subestación. Para fallas entre fases el valor de Rc es el de la resistencia de un solo conductor, mientras que para fallas a tierra Rc incluye las resistencia de los dos conductores (ida y retorno). Rd es la resistencia de la rama diferencial del esquema.

Fig. 5.24 Circuito equivalente de la fig. 5.23 con TC4 totalmente saturado La corriente diferencial de error está dada por: Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

Id =

Rc + Rs I Rc + Rs + Rd ntc

(5.19)

De la ec. 5.19 puede verse que I d disminuye con el aumento de Rd y con la disminución de Rc + Rs . Esto constituye el fundamento del método de protección diferencial de alta impedancia (ver más adelante). Por otra parte, para mantener Rc en valores pequeños es conveniente hacer la conexión en paralelo de lo TI en un punto del patio que sea aprox. equidistante a todos ellos. De no aplicarse este criterio, el TI más alejado ( el de mayor Rc ) dará mayores valores de I d al saturarse. Otra recomendación es utilizar conductores del mayor calibre posible dentro de los límites económicos. Esto, además, aumenta la confiabilidad del esquema diferencial, pues reduce la probabilidad de que se abra el circuito de un TI pro rotura de un conductor. En realidad la corriente I d tiene un valor menor que el calculado por la ec. 5.19, pues el TI de la línea fallada no se satura completamente, y los restantes experimentan una cierta saturación. Esto es cierto sobre todo cuando se mantiene baja la carga de los TI, y sus relaciones de transformación se seleccionan de modo que la corriente de falla externa máxima no sobre pase un valor del orden de 20 veces la In del TI. Sin embargo, la ec. 5.19 puede servir como base para el cálculo de I d y el resultado tiene un cierto factor de seguridad. 5.4.2 Protección de porcentaje diferencial En la fig. 5.25a se muestra el esquema de la protección de una barra sencilla de cuatro salidas utilizando un relé de porcentaje diferencial. Se ha supuesto que existen fuentes de generación en todas las líneas, por lo que se requiere un relé con cuatro elementos de retención. La fig. 5.25c muestra un esquema trifásico de conexiones. Los TI de las líneas que no tienen fuentes de generación o que tienen fuentes de capacidades muy pequeñas pueden unirse en paralelo por secundario, y conectarse a un solo elemento de retención (ver fig. 5.25b). La cantidad de TI que puede conectarse en paralelo depende de la In del elemento de retención del relé, que puede ser del orden de 15 A. Un inconveniente de este esquema es que se requiere llevar a la sala de control de la subestación (donde está el relé) los conductores de conexión de todos los TI. Los relés de porcentaje diferencial para protección de barras tienen por lo general seis elementos de retención. Si la barra tiene más circuitos es necesario utilizar más de un relé por fase. Se trata de relés con características d pendiente variables, para lograr una mayor inmunidad a la corriente diferencial de error. Cuando se toman medidas para mantener baja la carga de los TI y se seleccionan adecuadamente sus relaciones de transformación ( para que la corriente de falla no pase de 20 veces la In), los relés de porcentaje diferencial dan buenos resultados, e incluso no se hace por lo general el cálculo de su pendiente. Ello, por supuesto, no es recomendable cuando es de esperar un nivel alto de saturación en los TI. En ese caso pudiera utilizarse el método de cálculo asociado con el circuito equivalente de la fig. 5.24, teniendo presente que el resultado es muy conservador. El circuito hay en ese caso que modificarlo insertando los elementos de retención del relé en serie Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

con los TI. El tiempo de operación de los relés electromecánicos de porcentaje diferencial de protección de barras (que son por general de inducción electromagnética, con dos discos acoplados a un mismo eje) es del orden de 50 a 100 ms, lo que resulta excesivo para las barras de la red de transmisión. Sin embargo, en relés estáticos se logran tiempos más reducidos e incluso hay uno que opera antes de que se manifieste por secundario la saturación de los TI.

a)

b)

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c) Fig. 5.25 Protección de porcentaje diferencial de una barra

5.4.3 Protección diferencial de alta impedancia Esta protección se basa en el hecho de que la corriente diferencial de error es pequeña cuando el valor de Rd es elevado, como puede verse en la ec. 5.19. Para lograr un valor alto de Rd se coloca un relé de sobretensión en la rama diferencial. En la fig. 5.26 se muestra el diagrama esquemático de la protección; el relé de sobretensión (RSV) está conectado en la rama diferencial, en serie con un filtro LC sintonizado a la frecuencia fundamental. Con esto se reduce la tendencia a la operación del relé por efecto de la componente aperiódica y los armónicos que pueden estar presentes cuando hay saturación severa de un TI. Cuando ocurre una falla externa y un TI se satura, es válido el circuito equivalente de la fig. 5.24, y la corriente I d es pequeña, debido al valor alto de Rd . Para fallas internas, en que hay poca diferencia entre los niveles de corriente de los TI, todos entregan corriente por secundario, que al pasar por Rd provocan valores peligrosamente elevados de tensión. Para proteger el esquema y al personal se coloca un limitador de tensión LV en paralelo con la rama diferencial. Este limitador es por lo general un varistor. En serie con LV se coloca un relé de sobrecorriente instantáneo RSC para acelerar la operación del esquema para fallas internas de altos valores de corriente; esto, además, implica cierta redundancia en el relé, y eleva su confiabilidad.

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Fig. 5.26 Protección diferencial de alta impedancia El cálculo de la tensión mínima de arranque Va del relé de sobretensión puede hacerse considerando Rd f Rc + Rs es decir:

I (5.20) ntc donde k es una constante de valor menor que la unidad, que tiene en cuenta el hecho de que el TI de la línea fallada no se satura completamente, y que los demás TI experimentan cierta saturación. Los fabricantes por lo general suministran información para determinar el valor de k para cada esquema concreto a partir de los datos de los TI. Para la determinación de la corriente de arranque del relé de sobrecorriente instantáneo es necesario utilizar también la información del fabricante referente a al característica V=f(I) del limitador de tensión que es un elemento no lineal. Va ≥ k ∗ (Rc + Rs )

El esquema de protección diferencial de alta impedancia requiere que el valor de Rc + Rs sea pequeño. Ello hace recomendable utilizar TI de resistencia de secundario baja, y hacer la conexión en paralelo de todos los TI en un punto equidistante de todos ellos. Los TI deben tener iguales relaciones de transformación para evitar la necesidad de utilizar TI auxiliares. Este esquema tiene tiempos de operación de 8 a 16 ms cuando tiene relé de sobrecorriente instantáneo, y de 20 a 30 ms cuando no lo tiene. Esto, unido a su simplicidad y confiabilidad, hacen que tenga amplia aplicación en distintos países. 5.4.5 Influencia de los esquemas de barras sobre su protección diferencial Hasta aquí se han estudiado los distintos métodos de protección de barras tomando c omo base el esquema de barra simple. Sin embargo, existen diversos esquemas de barras, que se diferencian por su confiabilidad, flexibilidad de operación y costo, y que encuentran aplicación en barras de distintos niveles de tensión y de importancia para el sistema. A continuación se describen brevemente los esquemas fundamentales de barras, destacando las particularidades de su protección Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

diferencial. Estos esquema se representan gráficamente pro diagramas simplificados (para el caso de una barra de cuatro salidas), en que se omiten todos los desconectadores serie que en estado normal están cerrados, y todos los desconectadores paralelos normalmente abiertos. 5.4.5.1 Barra simple El esquema de barra simple, mostrado en la fig. 5.30, es el más sencillo y económico, pero el menos flexible y fiable, y se utiliza fundamentalmente en los niveles de subtransmisión y distribución. La zona de la protección diferencial, mostrada en línea de puntos en la fig. 5.30 cubre totalmente la barra. La señal de tensión para las protecciones de las líneas (si se requiere) puede obtenerse con solo un conjunto de transformadores de tensión (TP) conectados a la barra.

Fig. 5.30 Esquema de barra simple 5.4.5.2 Barra simple con interruptor de enlace Este esquema constituye una extensión del anterior para el caso en que hay un número elevado de circuitos conectados a la barra (ver fig. 5.31). Tiene mayor flexibilidad, sobre todo en el caso en que la subestación se alimenta de dos fuentes de suministro independientes; el interruptor de enlace puede operarse abierto o cerrado, pero cuando se pierde una de las fuentes, todos los circuitos pueden alimentarse desde la otra con el interruptor de enlace cerrado. La protección se brinda con dos relés diferenciales, cuyas zonas de protección se traslapan alrededor del interruptor de enlace, como se muestra en la fig. 5.31; una falla en una de las secciones de barra afecta solamente el servicio de los circuitos conectados a ella, y los restantes circuitos no son interrumpidos. Las señales de tensión para las protecciones de las líneas se obtienen de transformadores de potencial conectados a ambas secciones de la barra.

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Fig. 5.31 Esquema de barra simple con interruptor de enlace 5.4.5.3 Barra simple con barra de transferencia La adición de una barra de transferencia a un esquema de barra simple incrementa su flexibilidad de operación (ver fig. 5.32). Este esquema opera con el interruptor de transferencia normalmente abierto, y la protección diferencial es una sola, con la zona de protección mostrada en la fig. 5.32. Cuando se desea sacar de servicio un interruptor para reparación o mantenimiento, su línea se conecta a la barra de transferencia cerrando un desconector normalmente abierto ( y se desconecta del interruptor abriendo un desconector normalmente cerrado no mostrado en la fig.), y se cierra el interruptor de transferencia. De esta forma, a la barra de transferencia se conecta un solo circuito en cada ocasión. La protección asociada con el interruptor de transferencia debe ser capaz de proteger cualquiera de las líneas de salida de la barra. Para cada línea la protección requiere determinados parámetros de ajuste, en general diferentes a los de las demás líneas. No es práctico hacer cambios de parámetros de ajuste de la protección cada vez que se conecta una línea diferente a la barra de transferencia, por lo que es necesario determinar parámetros de ajuste aplicables a todas las líneas, aunque se sacrifique en alguna medida la calidad de la protección durante el tiempo en que esté en servicio la barra de transferencia. Si las protecciones de las líneas requieren señales de tensión, pueden obtenerse de transformadores de tensión conectados a la barra principal.

Fig. 5.32 Esquema de barra simple con barra de transferencia Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

5.4.5.4 Barra doble con interruptor de enlace Este esquema, que se muestra en la fig. 5.33, proporciona una gran flexibilidad de operación. Las barras pueden operarse unidas o interdependiente, cualquier línea puede alimentarse desde cualquier barra, y una de las barras puede utilizarse como barra de transferencia en caso de salida de servicio de algún interruptor de la línea. El inconveniente del esquema es que su flexibilidad implica la necesidad de hacer conmutaciones en los esquemas de protección de barras y líneas, los que los hace complejos y afecta su confiabilidad. Para la protección de las barras se requieren dos esquemas diferenciales; en la fig. 5.33 se representan sus respectivas zonas de protección para el caso en que a cada barra están conectados dos líneas de salida. Si una de las barras se va a utilizar como barra de transferencia, es necesario desconectar su protección diferencial. Las protecciones de líneas pueden recibir las señales de tensión desde transformadores de tensión conectados a las barras, pero ello genera la necesidad de conmutarlas de unos a otros transformadores al cambiar la línea de una barra a otra. Es más recomendable colocar transformadores de tensión en las líneas, pero se requiere entonces un número mayor de transformadores. Al igual que en el esquema de barra simple con barra de transferencia, la protección asociada con el interruptor de enlace debe ser capaz de proteger cualquiera de las líneas.

Fig. 5.33 esquema de barra doble con interruptor de enlace Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

5.4.5.5 Barra doble con esquema de interruptor doble Este es un esquema de muy alta flexibilidad de operación (ver fig. 5.34), y de costo elevado. Cada línea está conectada mediante interruptores a ambas barras, y todos los interruptores se operan cerrados. En caso de falla en cualquiera de las líneas se abre sus dos interruptores y se mantiene el servicio en el resto del esquema. Cada barra tiene su propia protección diferencial, como se muestra en la fig. 5.34. Las señales de corriente para las protecciones de las líneas se obtienen de la conexión en paralelo de los TI correspondientes a cada línea, como se muestra en la fig. 5.34. De esta forma, las protecciones de las líneas incluyen las áreas de las barras que quedan fuera de las zonas de protección diferencial. Es necesario disponer de transformadores de tensión en cada línea para la obtención de las señales de tensión de su protección.

Fig. 5.34 Esquema de barra doble con interruptor doble 5.4.5.6 Barra en anillo En la fig. 5.35 se representa este esquema, que proporciona una flexibilidad elevada con un mínimo de interruptores. Para falla en una de las líneas o en la sección de barra asociada con ella se abren los dos interruptores adyacentes, y se mantiene el servicio en el resto del esquema. De esta forma, cada sección de barra se protege como parte de su línea, y no se requiere protección diferencial. Las señales de corriente para las protecciones de líneas ( y secciones de barra) se obtienen de la conexión en paralelo de los TI correspondientes, como se muestra en la fig. 5.35. para la obtención de las señales de tensión se requieren transformadores de tensión en todas las líneas.

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Fig. 5.35 Esquema de barras en anillo 5.4.5.7 Barra doble con esquema de interruptor y medio En este esquema (ver fig. 5.36), cada línea está conectada mediante interruptores (que se operan normalmente cerrados) a ambas barras, pero el interruptor central es compartido por dos líneas (de allí la denominación de interruptor y medio). En caso de falla en una de las barras se mantiene el servicio en las líneas, y para falla en una de las líneas se abren sus dos interruptores y se mantiene el servicio en el resto del esquema. Por se flexibilidad y por el número de interruptores requeridos, este esquema está entre el de barra en anillo y el de barra doble con esquema de interruptor doble.

Fig. 5.36 Esquema de barra doble con interruptor y medio

Se requieren protecciones diferenciales independientes para ambas barras, como se muestra en la fig. 5.36. Las señales de corriente para las protecciones de las líneas se obtienen de TI conectados en paralelo; estas protecciones incluyen las secciones de las barras que quedan fuera de las zonas de protección diferencial. Para las Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

señales de tensión de las protecciones de líneas se requieren transformadores de tensión en cada línea. 5.5 Protección de generadores y máquinas rotantes La protección diferencial de generadores y otras máquinas rotantes es similar en muchos aspectos a la de los transformadores. Las fallas internas en el arrollamiento incluyen cortocircuitos fase-fase, espiras cortocircuitadas, circuitos abiertos y fallas a tierra, y deben ser desconectadas en forma inmediata. Para obtener la forma más efectiva de protección diferencial, el centro de estrella del generador debe estar puesto a tierra, ya sea en forma rígida o por medio de un resistor o reactor. La protección diferencial debe satisfacer los siguientes requerimientos: 1. Debe ser lo suficientemente sensitiva para detectar daños en el arrollamiento del estator, y no operar para fallas fuera de la máquina. 2. Debe operar rápidamente, de tal manera de desconectar al generador antes de que sufra daños serios. 3. Debe ser diseñada de tal manera que provoque la apertura de los interruptores principales así como en interruptor de neutro y el interruptor del circuito de campo. En la fig. 5.37 puede verse la disposición de los TI y de los relés diferenciales para una máquina conectada en estrella.

Fig. 5.37 Protección diferencial para un generador conectado en estrella, con cuatro terminales En la fig. 5.38 se muestra el esquema diferencial para una conexión en triángulo del generador. Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

Fig. 5.38 Protección diferencial para un generador conectado en triángulo Si la conexión del neutro está hecha dentro del generador y se pone un TI solamente en el conductor a tierra, como se muestra en la fig. 5.39, luego la protección así provista detectará solamente fallas a tierra.

Fig. 5.39 Protección diferencial para un generador conectado en estrella

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