GUÍA TÉCNICA. Criterios de coordinación y ajuste de protecciones para instalaciones sobre 200kV. CDEC-SING

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1 GUÍA TÉCNICA Criterios de coordinación y ajuste de protecciones para instalaciones sobre 200kV. CDEC-SING Autor : Unidad de Integridad del Sistema. Fecha : Junio de Correlativo : 1306-UIS-GT1-V2 Versión : 2

2 CONTROL DE DOCUMENTO APROBADO POR Versión Aprobado por Cargo 2 Daniel Salazar J. Director de Operación y Peaje Raúl Moreno T. Subdirector de Operación 1 Daniel Salazar J. Director de Operación y Peaje Raúl Moreno T. Subdirector de Operación 0 Daniel Salazar J. Director de Operación y Peaje Raúl Moreno T. Subdirector de Operación REVISADO POR Versión Revisado por Cargo 2 Erick Zbinden A. Jefe Unidad Integridad de Sistema 1 Erick Zbinden A. Jefe Unidad Integridad de Sistema 0 Gretchen Zbinden V. Jefe Depto. Sistemas Eléctricos REALIZADO POR Versión Realizado por Cargo 2 Unidad Integridad del - Sistema. 1 Unidad Integridad del - Sistema. 0 Depto. de Sistemas Eléctricos - REGISTRO DE CAMBIOS Fecha Autor Versión Descripción del Cambio 12/05/2014 Unidad Integridad del Sistema 2 Esta versión incorpora: Correcciones generales a la versión 1. Criterio para reconexión automática (79). Rangos característicos de tiempo de operación para función 21/21N. Generalidad para el criterio 67N utilizando característica de tiempo inverso y definido. Res. Exta. N 131 del 17 de Abril de Incorpora observaciones de empresas coordinadas. Cambio de código del documento. 14/06/2013 Unidad Integridad del Sistema 02/01/2012 Depto. de Sistemas Eléctricos 1 Cambio del documento DSE CDEC-SING C- 0005/2012, a formato Guía Técnica. Se generaliza característica de la función de protección diferencial de barra (87B). Se generaliza el criterio de ajuste para la función de protección de impedancia (21/21N). 0 Documento referencia CDEC-SING C-005/2012, EVCP 2012 Etapa 0.

3 CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN OBJETIVO Y ALCANCE CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACIÓN Función de protección diferencial de barras (87B) Función de protección falla de interruptor (50BF) Función de protección distancia (21/21N) Zonas de protección Tiempo de operación Sistema de teleprotección para la función de distancia (85A y 85C) Delimitador de carga (Load Encroachment) Función pérdida de potenciales Función oscilación de potencia (68) Función de sobrecorriente de fases y residual (50/51, 50N/51N) Función de sobrecorriente direccional de fases y residual (67/67N) Función de cierre contra falla (SOTF) Función de protección diferencial de línea (87L) Función de reconexión automática (79) Función de protección sobrecorriente de transformador de poder (50/51, 50N/51N) Función sobrecorriente de fases (50/51) Función sobrecorriente residual (50N/51N) Función de protección distancia de transformador (21T) Función de protección diferencial de transformador (87T) Función de protección diferencial de transformador restringida (87TN) CONCLUSIONES REFERENCIAS UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 1

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

5 b) Esquemas de falla de interruptor: Función de protección falla de interruptor (50BF). c) Esquemas de protección de líneas de transmisión: Función de protección distancia (21/21N). Función de protección sobrecorriente direccional (67/67N) Función de protección sobrecorriente de emergencia (50/51, 50N/51N). Función de protección cierre contra falla SOFT. Característica delimitador de carga, Load Encroachment. Esquemas de teleprotección (85A y 85C). Función de protección diferencial de línea (87L). Reconexión automática monopolar (79). d) Esquemas de protección de transformadores de poder: Función de protección de sobrecorriente (50/51, 50N/51N). Función de protección distancia de transformador (21T). Función de protección diferencial de transformador (87T). Función de protección diferencial restringida (87TN). Sin perjuicio del listado anterior, la cantidad definitiva de funciones de protección que sean utilizadas en los sistemas de protección, o bien la incorporación de otras adicionales a las aquí descritas, deberán ser definidas en la Ingeniería Básica del proyecto y justificadas mediante los respectivos estudios, conforme al tipo de instalación y naturaleza del objeto protegido, garantizando que todos los requerimientos establecidos en la normativa vigente se cumplan cabalmente. 3. CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACIÓN 3.1 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS (87B) La función diferencial de barras es de naturaleza unitaria. En función de su selectividad e independencia de las variaciones de tensión, permite un despeje rápido y selectivo de la sección de barra que presente cortocircuito. En virtud de lo anterior, el criterio de ajuste base a implementar por sección de barras, será el siguiente: Corriente diferencial mínima de operación: 1306-UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 3

6 1.25 I Cmáx I d mín 0.80 I cc mín I d mín : Corriente diferencial mínima de operación. I C máx : Corriente de carga máxima que circula por cualquiera de los paños conectados a la barra. I cc mín : Corriente de cortocircuito mínima para falla en barra. Tiempo de retardo a la operación: t = 0 s Característica de operación para falla interna, I diff Is : m1 = m2 = I diff : Corriente diferencial como suma vectorial. I s : Corriente de estabilización como suma escalar. m 1, m 2 : Pendiente de la zona o zonas de operación. Como referencia, la figura 1 muestra una característica genérica de operación de la función 87B UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 4

7 Idiff Figura. 1 Característica de operación 87B para falla interna. Donde las zonas de la característica corresponden a: Zona 1 : Sección que define pick-up de mínima operación sin estabilización. Zona 2 : Sección que define la zona de error en la medida por clase de precisión de los transformadores de corriente. Zona 3 : Sección que define la zona de error en la medida por saturación de los transformadores de corriente. En caso de que por las características inherentes del modelo del relé, no sea posible configurar la característica de operación de doble pendiente, se recomienda considerar las indicaciones dadas por el fabricante del equipo. 3.2 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN FALLA DE INTERRUPTOR (50BF). La función falla de interruptor (50BF) actúa como segunda instancia frente a la incapacidad del interruptor de poder para aislar la falla, por lo que su operación se considera de emergencia. Estos criterios generales, recomiendan que los ajustes de la corriente de detección, para fallas entre fases o residual, sean los siguientes: 0.1 In T/C I op 0.8 I falla min Tiempo de insistencia: Tiempo de operación: 0.00 s t (s) 1306-UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 5

8 0.10 s t (s) I op : Corriente de operación. In T/C : Corriente del tap primario nominal del transformador de corriente asociado. I falla min : Corriente mínima de falla entre fases o residual, según corresponda. t 1 : Tiempo de insistencia. t 2 : Tiempo de operación. Los ajustes propuestos consideran que ambos temporizadores -t 1 y t 2 - se inician en forma simultánea, con el fin de evitar el aumento innecesario en el tiempo de operación. Sin perjuicio de lo anterior, CDEC-SING estima que un interruptor de poder de alta tensión que se encuentra en buen estado, y cuyo accionamiento sea mediante resortes, no requiere más de 150ms como tiempo de operación para cumplir la función de extinguir una corriente de falla. Esta aseveración se sustenta en que el tiempo eléctrico de extinción de arco es inferior a 40ms, sin embargo basándose en el escenario más desfavorable, definido por el tiempo mecánico de apertura, especificado en 60ms, si se aplica un margen de seguridad del 100%, con una holgura adicional de 30ms, se obtiene un tiempo de ajuste suficiente igual a los mencionados 150ms. Los requerimientos para el diseño del esquema 50BF, así como la selección del mecanismo de detección de falla utilizado, lógicas de operación, señal de transferencia de desenganche directo (TDD/85D) y el esquema de comunicación asociado a ésta, pueden ser consultados en la Guía Técnica Requerimiento de Diseño de Esquemas de Falla de Interruptor, 50BF [3]. 3.3 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DISTANCIA (21/21N). La función de distancia fundamenta su operación en la medición del lazo de cortocircuito, calculando el valor de impedancia total desde el punto de medida hasta el punto de falla. Como característica de operación de la función distancia, será requerimiento utilizar: Fallas entre fases : Característica Mho o Cuadrilateral. Fallas a tierra : Característica Cuadrilateral UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 6

9 Los criterios mínimos y generales exigidos, para el ajuste de cada zona de protección se identifican entre los puntos y En aquellos casos donde no se requiera utilizar una zona reversa, la Zona 3 deberá tener dirección forward y podrá utilizar los mismos criterios descritos para la Zona ZONAS DE PROTECCIÓN. Zona 1: Dirección hacia la línea protegida (Forward), con alcance menor al 85% de su longitud, para todas las fallas entre fases y residuales. Zona 2: Dirección hacia la línea protegida (Forward), con alcance mayor al 115% de su longitud, para todas las fallas entre fases y residuales. Zona 3: Dirección hacia la barra (Reverse), con alcance inferior al 60% de la longitud de la línea adyacente más corta conectada a la barra, para todas las fallas entre fases y residuales. Zona 4: Dirección hacia la línea protegida (Forward), con alcance mayor a Zona 2 y superior al 115% de la longitud de la línea más corta en primera adyacencia. El alcance efectivo de las zonas anteriormente citadas, deberán considerar todas fuentes de error en la medición de la impedancia de falla que ocasionen problemas de subalcance o sobrealcance, como son los efectos de acoplamiento mutuo por líneas paralelas, efecto infeed, efecto outfeed, influencia de la resistencia de arco u otro. Los alcances resistivos por cada zona deberán estar suficientemente distanciados entre sí, para que la protección se comporte con una adecuada coordinación durante un movimiento de carga, ya sea por simple perturbación o por falla en el sistema. De ser requeridos, los ajustes de impedancia de carga deberán considerarse conforme a lo indicado en el punto del presente documento. Para los análisis de acoplamiento mutuo por líneas paralelas, deberán ser considerados los efectos de la impedancia mutua de acoplamiento de secuencia cero. En caso de que dicha impedancia sea de un valor desconocido, éste se estimará a partir de la modelación geométrica de la línea de transmisión considerando la torre más representativa del circuito o de cada tramo de línea. La zona de teleprotección deberá tener un alcance acorde a los requerimientos del esquema utilizado, según lo indicado en el punto UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 7

10 3.3.2 TIEMPO DE OPERACIÓN. Los tiempos de operación se ajustarán conforme a una adecuada coordinación entre las distintas zonas de protección, lo que deberá ser demostrado mediante el ECAP correspondiente. No obstante lo anterior, los tiempos de actuación de las protecciones propias de la instalación deberá cumplir con los requerimientos establecidos en el Art de la NT de SyCS vigente. En términos generales, se recomienda aplicar el siguiente criterio: Zona 1 : 0 ms a 100 ms. Zona 2 : 200 ms a 600 ms. Zona 3 : 300 ms a 900 ms (dirección reversa). Zona 4 : 600 ms a 1000 ms. El tiempo a utilizar deberá estar justificado en el ECAP respectivo, demostrando que ellos no atentan contra la correcta coordinación del resto de las protecciones, la integridad de los equipos e instalaciones o la estabilidad del SING. En caso de no presentarse situaciones particulares asociadas a superposición de zonas u otra situación especial, se recomienda privilegiar dentro de lo posible, los tiempos de operación citados a continuación: Zona 1 : Sin retardo a la operación. Zona 2 : 300 ms. Zona 3 : 500 ms (dirección reversa). Zona 4 : 700 ms SISTEMA DE TELEPROTECCIÓN PARA LA FUNCIÓN DE DISTANCIA (85A Y 85C). Para los esquemas de protección de distancia asistida por comunicaciones, se debe privilegiar el uso de señales independientes y claramente diferenciables para los esquemas de teleprotección por aceleración (85A), y esquemas por comparación direccional (85C). Para ello, en general se establecen los siguientes esquemas de teleprotección, según la naturaleza de la línea: 1306-UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 8

11 Líneas de simple circuito, sin derivación : PUTT. Líneas de simple circuito, con derivación : POTT. Líneas de doble circuito, sin derivación : PUTT. Línea de doble circuito, con derivación : POTT. PUTT : Permissive Underreach Transfer Trip. POTT : Permissive Overreach Transfer Trip. Se podrá utilizar un esquema distinto a los indicados, si se evidencia que una nueva propuesta mejora la seguridad, selectividad o rapidez del sistema de protección, asegurando el resguardo de las instalaciones y preservando la estabilidad del SING, lo que deberá ser justificado en el ECAP correspondiente. En caso de problemas de inversión de flujo transitorio en líneas doble circuito, CDEC-SING recomienda utilizar un esquema de teleprotección PUTT, con un diseño de enlaces de comunicaciones acorde a los requerimientos de independencia en las señales de teleprotección. Se recomienda que los sistemas de comunicación y teleprotección utilizados para sustentar los esquemas de teleprotección citados, sean diseñados de acuerdo a las recomendaciones de la IEC [4] y considerando una disponibilidad del 99,995%. No obstante lo anterior, conforme a la exigencia establecida en la NT de SyCS vigente, los enlaces deben contar con una disponibilidad mínima del 99.95% 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 de mayor alcance no entreguen un margen adecuado de seguridad. Este margen deberá ser como mínimo de un 25%, en caso contrario, el delimitador de carga se ajustará para una impedancia tal que cumpla la siguiente relación: Z C = 0.90 V 2 mín MVA máx [Ω] Z C : Ajuste de impedancia de carga para el delimitador UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 9

12 MVA máx corresponde al menor valor entre: La potencia máxima de diseño de la línea de transmisión, y La potencia máxima de sobrecarga permanente de los elementos serie de la línea de transmisión. V mín : Tensión mínima para estado de emergencia, según NT de SyCS. Con ángulo c tal que: 25º c 35º c : Ángulo del factor de potencia para el delimitador de carga FUNCIÓN PÉRDIDA DE POTENCIALES. Esta función deberá habilitarse de forma tal que ante la detección de pérdida de tensión desde los transformadores de potencial se bloqueen las funciones 21/21N y 67N, habilitando en forma simultánea las funciones de sobrecorriente de emergencia de fases y residual. Los criterios de ajuste de la función de sobrecorriente de emergencia se describen en el punto FUNCIÓN OSCILACIÓN DE POTENCIA (68). La protección de distancia deberá ser complementada con la función oscilación de potencia (68), la que actuará como un estabilizador evitando operaciones erróneas debido a que una impedancia en tránsito, desplazándose a una velocidad que corresponde a la frecuencia de oscilación, podría ubicarse dentro de alguna de las zonas de operación. La acción de la función 68 deberá bloquear todas las zonas de operación de la función 21 mientras el fenómeno oscilatorio esté presente, no obstante, si en dicho instante se registra una falla en la línea, la protección se desbloqueará y actuará según la zona de operación que corresponda a la impedancia medida. 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 éstos del tipo impedancia (21/21N) o sobrecorriente residual direccional (67N). Además, para el caso de las 1306-UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 10

13 funciones diferenciales de líneas (87L) sin función de impedancia, será habilitada la función sobrecorriente de emergencia frente a pérdida de comunicaciones. No obstante lo anterior, las funciones de sobrecorriente de fases y residual podrá ser utilizada como protección principal de sobrecarga para equipamiento primario serie, o capacidad de diseño de la línea, siempre y cuando se demuestre una operación coordinada y selectiva con las funciones de sobrecorriente existentes en instalaciones adyacentes. Sus ajustes deberán determinarse conforme al estudio de cortocircuitos correspondiente, y dentro de los siguientes rangos de operación: Corriente mínima de operación de fases: Tiempo de operación de fases: 1.2 Ic max I pickup 0.8 I min Corriente mínima de operación residual: T Z2 < T op T Z4 I pickup (67N) I pickup 0.8 I t min Tiempo de operación residual: 0.6 s < T op 1.5 s I pickup : Corriente de operación. T op : Tiempo de operación. I pickup (67N) : Corriente de operación de la función 67N. Ic max : Corriente de carga máxima de la línea. I min : Mínima corriente de cortocircuito entre fases. I t min : Mínima corriente de cortocircuito residual. T Z2 : Tiempo de ajuste de segunda zona de la función de protección distancia (Zona 2) UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 11

14 T Z4 : Tiempo de ajuste de cuarta zona de la función de protección distancia (Zona 4 o la de mayor temporización en dirección forward hacia el objeto protegido). 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 ésta última no posea suficiente sensibilidad. Se debe evitar el uso de funciones de sobrecorriente de fases direccionales (67). Esta función se habilitará siempre y cuando los ECAP evidencien la necesidad de implementarla, verificando 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: 0.1 In T/C I pic kup 0.8 I t min 0.6 s < T op 1.5 s I pickup : Corriente de operación de la función 67N. T op : Tiempo de operación. In T/C : Corriente del tap primario nominal del transformador de corriente asociado. I t min : Mínima corriente de cortocircuito residual. Para efectos de mejorar la selectividad del esquema, también se podrá evaluar la implementación de la función 67N utilizando dos (2) o más etapas, ya sean éstas de tiempo definido, inverso, o una combinación de ambas, cuidando que ninguna de ellas actúe fuera de los márgenes aquí 1306-UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 12

15 recomendados, y manteniendo la operación selectiva y coordinada con otros sistemas de protección que se encuentren habilitados en instalaciones adyacentes. 3.6 FUNCIÓN DE CIERRE CONTRA FALLA (SOTF). 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: SOTF por medición de impedancia : Con un alcance que garantice la detección de un cierre contra falla en la línea protegida. SOTF 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 en alta tensión (AT) series adicionales como podría ser un transformador de poder. Los criterios de ajuste para casos especiales como este último, deben ser analizados según lo indicado en el ítem 3.1 del presente documento. La característica diferencial en una línea o cable de transmisión deberá considerar los siguientes criterios de ajuste. Corriente de operación: 3.0 I cap < I pickup 0.8 I falla I pickup : Corriente mínima de operación de la función 87L. I cap : Corriente de carga capacitiva de la línea UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 13

16 I falla : Corriente mínima de falla, para cortocircuitos al interior de la línea protegida. El tiempo de operación debe ser sin retardo. 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: I cap = Un C L Un : Tensión nominal, expresada en [kv]. C : Capacidad, expresada en [nf/km]. L : Longitud de la línea o cable, expresada en [km]. En aquellos equipos que dispongan de compensación de corriente de carga capacitiva, se recomienda su uso adecuando el pick-up en función de dicha compensación. 3.8 FUNCIÓN DE RECONEXIÓN AUTOMÁTICA (79). La lógica de reconexión es básicamente un automatismo aplicado a las líneas de transmisión aisladas por aire, el que consiste en ordenar el cierre del interruptor de poder, posterior a una orden de apertura por ocurrencia de una falla transitoria. La función de reconexión automática podrá ser habilitada para actuar en forma monopolar, y con utilización de un único recierre cuando éste sea factible. Para la implementación de un esquema de reconexión automática monopolar, se requiere que los interruptores de poder de los paños de línea hayan sido diseñados para apertura/cierre de cada polo en forma independiente ante una falla monofásica [1]. La habilitación de esta función sólo podrá realizarse si los estudios sistémicos demuestran que el sistema eléctrico en análisis no experimenta condiciones de oscilación de potencia que pongan en riesgo el sistema, o puedan ocasionar la pérdida de sincronismo del mismo, y que además los niveles de sobretensión transitoria previstas durante una operación con una fase abierta no excedan los rangos de diseño de los equipos que se encuentran en el área de influencia. El tiempo de reconexión automática monopolar debe ajustarse por sobre el tiempo de desionización del arco eléctrico. Para ello, las siguientes expresiones pueden ser utilizadas en el cálculo de dichos tiempo [6,7]: 1306-UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 14

17 Tiempo de desionización del arco eléctrico (para fallas trifásicas) [8]: Tiempo de reconexión monopolar: T desionizaci ón_arco = V LL T desionizaci ón_arco < T reconexi ón _1 800[ms] T desionizaci ón _arco : Tiempo mínimo para desionización de arco eléctrico, expresado en [ms]. V LL : Tensión nominal línea a línea, expresada en [kv]. T reconexi ón _1 : Tiempo para reconexión monopolar, expresado en [ms]. El ajuste del tiempo de recuperación [8], dependerá de las características técnicas del interruptor de poder que se utilice para efectuar el esquema de reconexión automática monopolar, indicadas por el fabricante del equipo. En caso de tratarse de líneas de transmisión de doble circuito, se requiere incrementar el ajuste del tiempo de reconexión debido a que los efectos de acoplamientos mutuos adicionales involucran un tiempo mayor para la desionización del arco eléctrico. La actuación de la función de reconexión monopolar podrá ser inicializada por detección de apertura del interruptor; mediante los contactos auxiliares, o por la señal de operación del relé de protección de línea 87L ó 21/21N. En caso de que se defina otra función de protección para ordenar el arranque de la función 79, será requisito que el ECAP incluya los análisis que respalden la operación selectiva de la línea que actuará con reconexión, o bien si corresponde, solicitar a la Dirección de Operación de este CDEC, la habilitación específica de funciones de protección para estos fines. En caso de actuación de la función 50BF, ocurrencia de fallas trifásicas, fallas en barras o transformadores de poder (operación de 87B y 87T), mantenimiento de líneas vivas, u otra situación que lo amerite, deberá realizarse automáticamente el bloqueo temporal de esta función Nota: La deshabilitación de la función de reconexión automática podrá ser solicitada por la Dirección de Operación (DO) de acuerdo a los requerimientos operacionales que ésta determine UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 15

18 3.9 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE DE TRANSFORMADOR DE PODER (50/51, 50N/51N). La función de sobrecorriente de fases siempre actuará como 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 C en su versión vigente [5], considerando márgenes de seguridad adecuados FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DE FASES (50/51). Se utilizarán dos (2) etapas de operación, cuyos criterios de ajuste serán: Etapa 1: Tipo de Curva : IEC o ANSI/IEEE de tipo muy inversa. Lever : Coordinado con curva de daño con paso de coordinación mayor a 500ms. Pick-up : 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 100ms y 400ms. Pick-up : 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 ECAP correspondiente deberá tomar los resguardos en sus análisis FUNCIÓN SOBRECORRIENTE RESIDUAL (50N/51N). Esta 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 devanado en estrella se encuentra en el sistema 200kV, será una protección de naturaleza sistémica, por lo que no actúa como una protección propia del transformador UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 16

19 Debido a lo anterior, la coordinación de la función 50N/51N debe realizarse con el resto de las protecciones del sistema de transmisión. Los criterios de ajuste son: Corriente de operación: 0.1 In T/C < I pickup 0.8 I falla I pickup : Corriente mínima de operación de la función 51N. I falla : Corriente mínima de falla para cortocircuitos externos al transformador de poder. In T/C : Corriente nominal del transformador de corriente asociado, desde donde se toma la medida. 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 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DISTANCIA DE TRANSFORMADOR (21T). Esta función deberá estar conformada por al menos dos (2) zonas de operación. Los criterios de ajuste para ambas zonas son los siguientes: Criterio de primera zona (Z 1 ): o Alcance : 0.5 Z T Z Z1 0.8 Z T o Tiempo de operación : 0.1s T Z1 0.4s Criterio de segunda zona (Z 2 ): o Alcance : 1.1 Z T Z Z2 1.3 Z T o Tiempo de operación : 0.6 s T Z2 5.0 s Z Z1 : Alcance de primera zona (Z 1 ). Z Z2 : Alcance de segunda zona (Z 2 ) UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 17

20 Z T : Impedancia del transformador de poder. T Z1 : Tiempo de ajuste de primera zona (Z 1 ). T Z2 : Tiempo de ajuste de segunda zona (Z 2 ). El ECAP respectivo debe verificar la correcta coordinación con las protecciones aguas arriba y aguas abajo del transformador de poder, y resguardar de una operación incorrecta por corriente de Inrush 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 éstos por 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 ECAP respectivo. 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: 0.2 In T/C I d mín 0.8 I cc mín I d mín : Corriente diferencial mínima de operación. I cc mín : Corriente de cortocircuito mínima. In T/C : Corriente nominal del transformador de corriente asociado, desde donde se toma la medida. Tiempo de retardo a la operación: t = 0 s Característica de operación para falla interna, I diff Is : m1 = UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 18

21 m2 = I diff : Corriente diferencial como suma vectorial. I s : Corriente de estabilización como suma escalar. m 1, m 2 : Pendiente de la zona o zonas de operación. Como referencia, la figura 2 muestra una característica genérica de operación de la función 87T. Idiff 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 : 15% < I 2 If < 25% Quinta armónica : 25% < I 5 If < 35% I f : Corriente de componente fundamental a 50[H z ] UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 19

22 I 2 : Corriente de componente de segunda armónica. I 5 : Corriente de componente de quinta armónica. 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 fabricante del transformador de poder 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 ECAP respectivo, sin embargo, se recomienda utilizar valores de ajuste dentro de los siguientes rangos de operación: Corriente diferencial de secuencia cero mínima de operación: 0.1 In T/C I d (0) 2.0 In T/C I d (0) : Corriente diferencial de secuencia cero de mínima operación. In T/C : Corriente nominal del transformador de corriente asociado, desde donde se toma la medida. Tiempo de retardo a la operación: 0 ms t 600 ms 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 de 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 ECAP 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 vigente UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 20

23 Los rangos de ajustes aquí presentados no deben ser utilizados de forma arbitraria, lo que significa que un ajuste que esté sólo dentro de un rango aquí presentado, no implica que sea el adecuado de implementar tanto para el objeto protegido como para su correcta coordinación con el entorno. Luego, el valor óptimo será aquel que se desprende de los análisis y verificaciones que el respectivo ECAP debe desarrollar. En definitiva, 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 comunes, lo que puede facilitar los análisis para la incorporación de proyectos nuevos y/o modificaciones sobre proyectos existentes, acotando el impacto de potenciales modificaciones a ajustes de protección de las instalaciones adyacentes. 5. REFERENCIAS. [1] Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT de SyCS), Versión de Octubre de 2009 y Res. Exta. N 131 del 17 de Abril de [2] Procedimiento DO Interconexión, modificación y retiro de instalaciones, Agosto de [3] Guía Técnica CDEC-SING Requerimiento de Diseño de Esquemas de Falla de Interruptor, 50BF, Versión 1, Junio [4] IEC Teleprotection equipment of power systems Performance and testing, [5] IEEE C IEEE Guide for Liquid-Immersed Transformers Through-Fault-Current Duration, [6] J. Lewis Blackburn, Thomas J. Domin, Protective Relaying - Principles and Applications, Tercera Edición. [7] IEEE Std. C IEEE Guide for Automatic Reclosing of Line Circuit Breakers for AC Distribution and Transmission Lines, [8] IEEE Std. C IEEE Standard Definitions for Power Switchgear, UIS-GT1-V2 Unidad Integridad del Sistema CDEC-SING 21