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GUÍA TÉCNICA
“Criterios de coordinación y ajuste de protecciones para instalaciones sobre 200 kV”.
CDEC-SING
Autor : Departamento de Sistemas Eléctricos.
Fecha : Junio de 2013.
Correlativo : 1306-UIS-GT-V1
Versión : 1
CONTROL DE DOCUMENTO
APROBACIÓN
Versión Aprobado por
1 Dirección de Operación
0 Dirección de Operación
Registro de Cambios
Fecha Autor Versión Descripción del Cambio
14-06-2013 UIS 1 Cambio del documento DSE CDEC-SING C-0005/2012, a formato Guía Técnica.
02-01-2012 DSE 0 -
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CONTENIDO
1. INTRODUCCIÓN 2
2. OBJETIVO Y ALCANCE 2
3. CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACIÓN 2
3.1 Función de protección diferencial de barras 87B 2
3.2 Función falla de interruptor 50BF. 3
3.3 Función de protección distancia (21/21N). 4
3.3.1 Alcances. 4
3.3.2 Tiempo de operación. 5
3.3.3 Sistema de Teleprotección para función distancia. 5
3.3.4 Delimitador de carga (Load Encroachment) 6
3.3.5 Función pérdida de potenciales. 6
3.4 Función de sobrecorriente de fases y residual (50/51, 50N/51N). 6
3.5 Función de sobrecorriente direccional de fases y residual 67/67N. 7
3.6 Función de cierre contra falla (SOFT). 8
3.7 Función de protección diferencial de línea (87L). 8
3.8 Función de protección sobrecorriente de transformador de poder (50/51, 50N/51N). 9
3.8.1 Función sobrecorriente de fases (50/51). 9
3.8.2 Función sobrecorriente residual (50N/51N). 9
3.9 Función de protección distancia de transformador (21T). 10
3.10 Función de protección diferencial de transformador (87T). 10
3.11 Función de protección diferencial de transformador restringida (87TN). 12
4. CONCLUSIONES. 12
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1. INTRODUCCIÓN
En este documento se describen los criterios generales bajo los cuales deben regirse los Estudios de Coordinación y Ajuste de Protecciones, para instalaciones del sistema de transmisión del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) cuyos niveles de tensión primarios sean mayores o iguales a 200 kV.
No obstante los criterios aquí presentados, cada dueño de la instalación podrá optar por criterios que puedan diferir producto de las particularidades que presente dicha instalación, sin embargo éstos deberán ser justificados mediante una descripción, argumentos técnicos, objetivos, y todos los análisis de los ajustes resultantes de la implementación de dichos criterios, sin embargo los ajustes resultantes deberán cumplir los requerimientos establecidos por la NT SyCS.
Aquellos relés de protección que por características propias, poseen ajustes de parámetros adicionales a los aquí indicados, deben ser parametrizados siguiendo las recomendaciones de los fabricantes de dichos relés, justificando dentro de las memorias de cálculo correspondientes los valores de ajuste escogidos para cada uno de dichos parámetros.
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 200 kV, realicen sus Estudios de Coordinación y Ajuste de Protecciones en base a criterios de ajuste acotados y en cumplimiento de la NT de SyCS.
La presentación de estos criterios, se basa en lo dispuesto en el Art. 6-35 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT SyCS), y define el marco de revisión bajo el cual se realizará el Estudio de Verificación de la Coordinación de Protecciones del SING, establecido en el Capítulo 6 de la NT SyCS, y la revisión de los proyectos que ingresen al SING en cumplimiento al Procedimiento DO Interconexión, modificación y retiro de instalaciones.
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:
Donde:
: Corriente diferencial mínima de operación
: Corriente de carga máxima que circula por cualquiera de los circuitos conectados a la barra.
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: Corriente de cortocircuito mínima para falla en barra.
Tiempo de retardo a la operación:
Característica de operación para falla interna, Idiff/Is:
Como referencia, la figura 1 muestra una característica genérica de operación de la función 87B.
Figura. 1 Característica de operación 87B para falla interna.
Donde las zonas de la característica corresponden a:
Zona 1: Sección que define pickup 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.
3.2 FUNCIÓN FALLA DE INTERRUPTOR 50BF.
La función de respaldo de falla de interruptor 50BF tiene gran impacto en su operación, y actúa como segunda instancia frente a la incapacidad del interruptor de poder de aislar la falla, por lo que su operación se considera de emergencia.
El criterio de ajuste a implementar para esta función será:
Corriente de operación de fases:
Corriente de operación residual (en caso de tener ajuste independiente):
Idiff
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Tiempo de insistencia:
Tiempo de operación:
Donde:
: Corriente mínima de falla entre fases.
: Corriente mínima de falla residual.
El arranque de esta función será dado siempre por cualquiera de las funciones de protección existentes en un paño local al cual pertenece el interruptor de poder, o bien remoto si existe una transferencia de desenganche directo (TDD), en consecuencia no podrá existir operación de esta función de respaldo falla de interruptor sin que exista una orden de apertura generada por cualquier otra función de protección existente.
La transferencia de desenganche directo TDD o 85D deberá emitirse simultáneamente con la operación de la función 50BF, y su actuación deberá ser directa sobre el interruptor de poder remoto, es decir, la señal deberá pasar desde el equipo de comunicaciones remoto, hasta el interruptor de poder. En casos especiales donde no existan equipos de comunicaciones con contactos disponibles, se podrá utilizar un relé repetidor de diseño especial con operación inferior a 80 ms, para la orden de desenganche.
3.3 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DISTANCIA (21/21N).
La función distancia fundamenta su operación en la medición del lazo de cortocircuito, calculando un 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.
Los criterios mínimos y generales exigidos, para el ajuste den cada zona de protección serán:
3.3.1 ALCANCES.
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 dicha barra, para todas las fallas entre fases y residuales.
Zona 4: Dirección hacia la línea protegida (Forward), con alcance mayor al de Zona 2 y mayor al 115% de la longitud de la línea más corta en primera adyacencia.
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Los alcances de las zonas 1 y 2 deberán tener considerados todos los efectos de error en la medida de impedancia de falla sea por subalcance o sobrealcance, producto del Acoplamiento Mutuo por Líneas Paralelas, Efecto Infeed, Efecto Outfeed, influencia de la resistencia de arco, y cualquier otro efecto que introduzca un error que sobrepase los límites indicados anteriormente.
Los alcances resistivos por cada zona deberán ser suficientemente distanciados, como para que la protección se comporte con una adecuada coordinación, y 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 no contar con dicha impedancia, se deberá estimar a partir de la modelación geométrica de la línea de transmisión a partir de la estructura de torre más representativa del circuito, o bien, utilizar tramos de línea con más de una torre representativa.
La zona de teleprotección deberá tener un alcance acorde a los requerimientos del esquema utilizado, según lo indicado en el punto 3.3.3 Sistemas de Teleprotección.
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 Estudio de Coordinación y Ajuste de Protecciones correspondiente, sin desmedro de los requerimientos establecidos en la NT SyCS vigente.
Considerando situaciones especiales producto de superposición de zonas u otra particularidad del sistema protegido, se podrán aumentar los tiempos de operación siempre que ello no atente contra la correcta coordinación del resto de las protecciones, la integridad de los equipos e instalaciones, o la estabilidad del SING.
Cuando no se presenten situaciones particulares, se deberán privilegiar los siguientes tiempos de operación.
Zona 1: Sin retardo a la operación.
Zona 2: 300 ms.
Zona 3: 500 ms. (reversa)
Zona 4: 700 ms.
3.3.3 SISTEMA DE TELEPROTECCIÓN PARA FUNCIÓN DISTANCIA.
Para los esquemas de protección 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 se establecen los siguientes esquemas de teleprotección, según la naturaleza de la línea:
a. Líneas de simple circuito, sin derivación: PUTT.
b. Líneas de simple circuito, con derivación: POTT.
c. Líneas de doble circuito, sin derivación: PUTT.
d. Línea de doble circuito, con derivación: POTT.
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Se podrá utilizar un esquema distinto al indicado si el estudio correspondiente evidencia que el esquema propuesto mejora la seguridad, selectividad y rapidez del mismo, asegurando la protección de sus instalaciones y preservando la estabilidad del SING.
3.3.4 DELIMITADOR DE CARGA (LOAD ENCROACHMENT)
Todas las funciones distancia deberán tener habilitado un delimitador de carga tal que se permita la máxima transferencia de potencia de la línea protegida según su diseño, en caso de que los alcances resistivos de la zona más grande no entregue un margen adecuado de seguridad. Este margen deberá ser como mínimo un 25%. En caso contrario, el delimitador de carga se ajustará para una impedancia tal que cumpla la siguiente relación:
Donde:
Zc: Ajuste de impedancia de carga para el delimitador.
MVA max será el menor valor entre:
Potencia máxima de diseño de la línea de transmisión.
Potencia máxima de sobrecarga permanente de los elementos serie de la línea de transmisión.
Vmin será:
Tensión mínima para estado de emergencia, según NT SyCS.
Con ángulo Øc tal que:
Øc: Ángulo del factor de potencia para el delimitador de carga.
3.3.5 FUNCIÓN PÉRDIDA DE POTENCIALES.
La función distancia deberá tener habilitada la función pérdida de potenciales. Esta función, deberá bloquear la función distancia y habilitar una función de sobrecorriente de emergencia de fases y residual simultáneamente. Los criterios de ajuste de la función de sobrecorriente de emergencia se describen en el punto 3.4.
3.4 FUNCIÓN DE SOBRECORRIENTE DE FASES Y RESIDUAL (50/51, 50N/51N).
La función de sobrecorriente en líneas de transmisión se utilizará siempre como función de emergencia por pérdida de potenciales de los equipos de protección de línea, sean estos del tipo impedancia (21/21N), o sobrecorriente residual direccional (67N). Además, para el caso de las funciones diferenciales de líneas (87L) sin función de impedancia, será habilitada la función sobrecorriente de emergencia frente a pérdida de comunicaciones.
Sus ajustes deberán determinarse conforme al estudio de cortocircuitos correspondiente, y dentro de los siguientes rangos de operación:
Corriente mínima de operación de fases:
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Tiempo de operación de fases:
Corriente mínima de operación residual.
Tiempo de operación residual:
Donde:
: Corriente de operación.
: Corriente de operación de la función 67N.
: Corriente de carga máxima de la línea.
: Mínima corriente de cortocircuito entre fases.
: Mínima corriente de cortocircuito residual.
3.5 FUNCIÓN DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL DE FASES Y RESIDUAL 67/67N.
La función de sobrecorriente direccional de líneas de transmisión se utilizará de forma permanente sólo para el caso de fallas residuales (67N) como protección para fallas de alta resistencia, respaldando la operación de la función 21N en aquellos casos en que esta última no posea sensibilidad suficiente.
Se debe evitar el uso de funciones de sobrecorriente de fases direccionales (67). Ésta función se activará siempre y cuando los estudios de coordinación y ajuste de protecciones evidencien la necesidad su implementación, junto a una adecuada coordinación, selectividad y rapidez en su operación.
Sus ajustes deberán determinarse conforme al estudio de cortocircuitos correspondiente, y privilegiar como criterio general de operación, los siguientes rangos:
Función Sobrecorriente direccional residual (67N)
Corriente residual mínima de operación:
Tiempo definido de operación:
Donde:
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: Corriente de operación de la función 67N.
: Corriente del tap primario nominal del transformador de corriente asociado.
: Mínima corriente de cortocircuito residual.
Para efectos de mejorar la selectividad del esquema, también se podrá evaluar la implementación de la función 67N en dos etapas de tiempo definido, cuidando que ninguna de las dos etapas actúe fuera de los márgenes aquí recomendados.
3.6 FUNCIÓN DE CIERRE CONTRA FALLA (SOFT).
La función de cierre contra falla se habilitará de forma automática frente al cierre de un interruptor de poder, ya sea por reconexión automática o por orden de cierre cuando la línea estuvo desenergizada. Esta función tendrá un carácter de emergencia al indicar que el cierre de un interruptor se ha realizado contra una falla existente, por lo que su operación debe ser sin retardo.
Los criterios de ajuste son:
SOFT por medición de impedancia: Mismo alcance de la zona escogida para el esquema de teleprotección.
SOFT por medición de corriente: Mismo valor de la función sobrecorriente de emergencia respectiva.
Tiempo de operación: Instantáneo.
3.7 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE LÍNEA (87L).
Los criterios de ajuste para esta función, consideran una aplicación tradicional del esquema diferencial, el que consiste en una línea o cable protegido, sin incluir equipos AT series adicionales como un transformador de poder. Criterios de ajuste para casos especiales como este, deben ser analizados según lo indicado en el ítem 1 del presente documento.
La característica diferencial en una línea o cable de transmisión deberá considerar los siguientes criterios de ajuste.
Corriente de operación:
Donde:
: Corriente mínima de operación de la función 87L.
: Corriente de carga capacitiva de la línea.
: Corriente mínima de falla, para cortocircuitos al interior de la línea protegida.
Si no se tiene un método de cálculo para la determinación de la corriente de carga capacitiva de la línea, se podrá emplear la siguiente expresión:
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Donde:
: Tensión nominal en kV.
: Capacidad en nF/km.
: Longitud de la línea o cable, en km.
En aquellos equipos que dispongan de compensación de corriente de carga capacitiva, se recomienda su uso, adecuando el pickup en función de dicha compensación.
El tiempo de operación debe ser sin retardo.
3.8 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE DE TRANSFORMADOR DE PODER (50/51, 50N/51N).
La función de sobrecorriente de fases siempre será respaldo de la función principal de protección del transformador de poder. Por ello, la coordinación de esta función deberá ser consecuente con la curva de daño propia del equipo, la que estará siempre definida por el fabricante del transformador.
Para efectos de aproximación, se podrán utilizar las curvas de daño estándar definidas por la norma internacional IEEE C57.109 en su versión vigente, con márgenes de seguridad adecuados.
3.8.1 FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DE FASES (50/51).
Se utilizarán dos etapas de operación, cuyos criterios de ajuste serán:
Etapa 1:
Tipo de curva: IEC 255-3 o ANSI/IEEE de tipo muy inversa.
Lever: Coordinado con curva de daño con paso de coordinación mayor a 500 ms.
Pickup: 120% de la corriente de carga nominal, para máxima potencia del transformador.
Etapa 2:
Tipo de curva: IEC 255-3, o ANSI/IEEE de tipo tiempo definido.
Tiempo: entre 100 ms y 400 ms.
Pickup: Ajustado al nivel de cortocircuito sólo para fallas internas en el transformador.
La Etapa 2 no deberá actuar por corrientes de Inrush, por lo cual el Estudio correspondiente deberá tomar los resguardos en sus análisis.
3.8.2 FUNCIÓN SOBRECORRIENTE RESIDUAL (50N/51N).
Ésta función si bien puede tener su punto de medida en la puesta a tierra del transformador de poder, o ser calculado en el lado de estrella, si dicho lado estrella se encuentra en el sistema ≥200 kV, será una protección de naturaleza sistémica, por lo que no está para proteger el transformador.
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Debido a lo anterior, la coordinación de la función 50N/51N será con las protecciones del sistema de transmisión.
Los criterios de ajuste son:
Corriente de operación:
Donde:
: Corriente mínima de operación de la función 51N.
: Corriente nominal del T/C que entrega la medida.
: Corriente mínima de falla, para cortocircuitos externos al transformador de poder.
El tiempo de operación deberá ser siempre más lento que el tiempo de actuación de las protecciones distancia de la línea de transmisión en primera adyacencia, y coordinada con las protecciones de sobrecorriente direccional de dicha línea.
3.9 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DISTANCIA DE TRANSFORMADOR (21T).
Esta función deberá estar conformada por al menos dos zonas de operación. Los criterios de ajuste para ambas zonas son los siguientes:
Criterio de Zona1:
o Alcance del 50%ZT ≤ ZZ1 ≤ 80%ZT.
o Tiempo de operación de 0,1s ≤ TZ 2≤ 0,4s.
Criterio de Zona 2:
o Alcance del 110%ZT ≤ ZZ1 ≤ 130%ZT.
o Tiempo de operación 1s ≤ TZ2 ≤ 5s.
Donde:
ZT: Impedancia del transformador de poder.
TZ1: Tiempo de ajuste de zona 1.
TZ2: Tiempo de ajuste de zona 2.
El Estudio respectivo debe verificar la correcta coordinación con las protecciones aguas arriba y aguas abajo del transformador de poder, y resguardarla de una mala operación por corriente de inrush.
3.10 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR (87T).
La función diferencial de transformador, al ser la protección principal, debe proteger el 100% del transformador de poder con operación sin retardo, y cubrir todos los errores de medición asociados, sean estos a causa de la clase de precisión de los TT/CC, cambiadores de tap, variaciones de tensión, sobreexcitación u otros, los que deberán ser analizados en el estudio respectivo.
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Los criterios de ajuste recomendados para ser evaluados sin perjuicio de lo indicado en el párrafo anterior, son los siguientes:
Corriente diferencial mínima de operación:
Donde:
: Corriente diferencial mínima de operación
: Corriente nominal del TC desde donde se toma la medida.
: Corriente de cortocircuito mínima.
Tiempo de retardo a la operación:
Característica de operación para falla interna, Idiff/Is:
Como referencia, la figura 2 muestra una característica genérica de operación de la función 87T.
Figura 2. Característica de operación 87T para falla interna.
La función 87T deberá tener habilitado un bloqueo por Inrush, cuyos valores de ajuste deberán estar basados en la presencia de la segunda armónica, y quinta armónica.
Se recomienda utilizar los siguientes rangos de ajuste:
Segunda armónica:
Idiff
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Quinta armómica:
No obstante lo anterior, estos rangos de ajuste deberán estar acorde con las características del fierro y comportamiento de sobre-excitación, antecedente que es propio del transformador de poder.
3.11 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR RESTRINGIDA (87TN).
Los cálculos de ajuste deben estar conforme al manual del fabricante de la protección, y los niveles de corriente de falla definidos en el Estudio respectivo, sin embargo se recomienda utilizar valores de ajuste dentro de los siguientes rangos de operación:
Corriente diferencial de secuencia cero de mínima de operación:
Donde:
: Corriente diferencial de secuencia cero de mínima de operación
: Corriente nominal del TC desde donde se toma la medida.
Tiempo de retardo a la operación:
En aquellos casos donde se determine un ajuste de la pendiente de la característica de operación, se debe seguir el procedimiento indicado en el manual del fabricante del equipo de protección para la determinación de la razón entre la corriente de operación y la corriente de estabilización.
4. CONCLUSIONES.
La homologación los criterios de ajuste y coordinación de protecciones aquí propuestos, permite disponer de un marco común para todas las Empresas Coordinadas y sus respectivos Consultores, de manera que la realización de los Estudios de Ajuste y Coordinación de Protecciones, definan dentro de dicho marco, los valores óptimos de ajuste de las diversas funciones de protección con tal de cumplir los estándares de seguridad y selectividad mínimos que establece la NT de SyCS.
Además, la utilización de estos criterios comunes facilita la verificación de ajustes con instalaciones existentes que sean adyacentes a la zona de análisis, puesto que al compartir criterios, la coordinación se enmarca dentro de rangos establecidos lo que puede facilitar los análisis para la incorporación de proyectos nuevos o modificaciones sobre proyectos existentes, acotando el impacto de potenciales modificaciones a ajustes de protección de las instalaciones adyacentes.
