REQUISITOS MINIMOS PARA LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN DEL SEIN

REQUISITOS MINIMOS PARA LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN DEL SEIN Marzo 2008 LVC - 2008

REQUISITOS MINIMOS PARA LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN DEL SEIN Capítulo 1 INTRODUCCION 1.1 El Sistema Eléctrico de Potencia 1.2 Objetivo del Sistema de Protección 1.3 Definición de un Sistema de Protección 1.3.1 Zonas de Protección 1.3.2 Componentes de los Sistemas de Protección 1.3.3 Concepción Sistémica de la Protección 1.4 Operación de los Sistemas de Protección 1.4.1 Automatismos de regulación 1.4.2 Niveles de actuación 1.4.3 Recierre automático 1.4.4 Apertura y bloqueo 1.5 Comportamiento de los Sistemas de Protección 1.6 Desempeño de la Protección 1.6.1 Causas de las Fallas 1.6.2 Causas de Operaciones Incorrectas de la Protección 1.6.3 Índice de Confiabilidad del sistema de protección Capítulo 2 REQUERIMIENTOS GENERALES DE LAS PROTECCIONES 2.1 Relés de Protección 2.1.1 Características Funcionales 2.1.2 Características Requeridas por la Protección 2.1.3 Normas Aplicables 2.2 Interruptores 2.2.1 Características Funcionales 2.2.2 Características Requeridas por la Protección 2.2.3 Normas Aplicables 2.3 Transformadores de Tensión 2.3.1 Características Funcionales 2.3.2 Características Requeridas por la Protección 2.3.3 Normas Aplicables 2.4 Transformadores de Corriente 2.4.1 Características Funcionales 2.4.2 Características Requeridas por la Protección 2.4.3 Normas Aplicables 2.5 Enlaces de Comunicaciones 2.5.1 Características Funcionales 2.5.2 Características Requeridas por la Protección 2.5.3 Normas Aplicables 2.6 Fuentes de Alimentación Auxiliar 2.6.1 Características Funcionales 2.6.2 Características Requeridas por la Protección 2.6.3 Normas Aplicables 2.7 Cableado de Control 2.7.1 Características Funcionales 2.7.2 Características Requeridas por la Protección 2.7.3 Normas Aplicables LVC 2008 2

Capítulo 3 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS CENTRALES DE GENERACION 3.1 Criterios Generales 3.2 Esquemas eléctricos centrales de generación 3.3 Requerimientos de protección contra fallas internas en la instalación 3.3.1 Fallas por cortocircuito en un generador 3.3.2 Fallas a tierra en las instalaciones a la tensión de generación 3.3.3 Fallas por cortocircuito en un transformador de potencia 3.3.4 Fallas por cortocircuito en los servicios auxiliares 3.3.5 Fallas por cortocircuito en barras 3.4 Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema 3.4.1 Cortocircuito externo a la Central 3.4.2 Sobrecarga 3.4.3 Carga no balanceada 3.4.4 Pérdida de Sincronismo del Generador 3.5 Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de los Equipos 3.5.1 Sobretensiones del generador 3.5.2 Sobreexcitación del generador y/o transformador 3.5.3 Motorización del generador 3.5.4 Pérdida de excitación del generador 3.5.5 Frecuencias anormales en el generador 3.6 Falla de Interruptor 3.7 Definición de las Protecciones de las Centrales de Generación 3.8 Requisitos Mínimos de Protección de las Centrales de Generación Capítulo 4 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS SUBESTACIONES 4.1 Objetivo de la Protección 4.2 Esquema General de las Subestaciones 4.3 Sistema de Barras 4.4 Requerimientos de protección contra fallas internas en la instalación 4.4.1 Fallas por cortocircuito en el sistema de barras 4.4.2 Fallas por cortocircuito en un transformador 4.4.3 Fallas por cortocircuito en un autotransformador 4.4.4 Fallas por cortocircuito en un reactor en derivación 4.4.5 Fallas por cortocircuito en un banco de capacitores 4.4.6 Fallas por cortocircuito en el transformador de servicios auxiliares 4.5 Requerimientos de Protección por funcionamiento anormal del sistema 4.5.1 Cortocircuitos y fallas a tierra externos a los transformadores 4.5.2 Sobrecarga en transformadores (o autotransformadores) 4.5.3 Armónicos en capacitores 4.5.4 Niveles de tensión máximos y mínimos en equipos de compensación 4.6 Requerimientos de protección por estado inapropiado de los equipos 4.7 Falla de Interruptor 4.8 Definición de las Protecciones de las Subestaciones 4.9 Requisitos Mínimos de Protección de las Subestaciones Capítulo 5 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DE PROTECCION PARA LAS LINEAS DE TRANSMISION 5.1 Objetivo de la Protección 5.2 Configuraciones de las Líneas de Transmisión LVC 2008 3

5.2.1 Línea de dos Terminales 5.2.2 Líneas en anillo 5.2.3 Líneas paralelas de dos ó más circuitos 5.2.4 Línea con transformadores en derivación 5.2.5 Líneas con compensación en derivación 5.2.6 Líneas con compensación serie 5.3 Conexión al Sistema de Potencia 5.3.1 Sistema de puesta a tierra 5.3.2 Flujo de potencia 5.3.3 Alimentación débil (Weak infeed) 5.3.4 Resistencia de arco y resistencia de falla 5.4 Longitud de la Línea 5.5 Requerimientos de Protección contra Fallas internas en la instalación 5.5.1 Fallas por cortocircuito entre fases 5.5.2 Fallas por cortocircuitos de una fase y tierra con alta impedancia 5.6 Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema 5.6.1 Cortocircuito externo a la Línea 5.6.2 Sobretensiones permanentes 5.7 Requerimientos de Protección por Estado inapropiado de las Líneas 5.7.1 Rotura de un Conductor 5.8 Consideraciones para la Teleprotección 5.8.1 Sistemas de Telecomunicaciones 5.8.2 Sistemas de Teleprotección Analógica 5.8.3 Sistemas de Teleprotección Lógica 5.9 Falla de Interruptor 5.10 Definición de la Protección de las Líneas de Transmisión 5.11 Requisitos Mínimos de Protección de las Líneas de Transmisión Capítulo 6 REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS PARA LAS PROTECCIONES SISTEMICAS 6.1 Objetivo de la Protección Sistémica 6.2 Requerimientos de Protección contra Fallas del Sistema 6.2.1 Pérdida de Sincronismo en las Máquinas 6.2.2 Colapso de tensión 6.3 Requerimientos de protección por funcionamiento anormal del sistema 6.3.1 Bajas frecuencias por déficit de potencia activa 6.3.2 Sobretensiones y sobrefrecuencias por rechazo de carga 6.3.3 Otras sobretensiones temporarias 6.4 Requerimientos de protección por estado inapropiado del sistema 6.4.1 Sobretensiones por exceso de potencia reactiva 6.4.2 Subtensiones por déficit de potencia reactiva 6.5 Requisitos mínimos de protecciones sistémicas LVC 2008 4

Capítulo 1 INTRODUCCION 1.1 El Sistema Eléctrico de Potencia Un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) tiene por finalidad garantizar el suministro regular de energía eléctrica dentro de su área de aplicación, para lo cual debe operar garantizando el abastecimiento (1) al mínimo costo y con el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos; pero, al mismo tiempo, debe cumplir con los niveles de calidad (2) establecidos en la norma técnica ( 3 ) correspondiente. El SEP está constituido por diversas instalaciones que deben ser interconectadas, ya que los centros de generación se encuentran en distintos lugares de los centros de demanda de energía eléctrica. Por tal motivo se distingue los siguientes componentes: Generación que son las Centrales Eléctricas incluyendo las instalaciones de conexión al Sistema de Transmisión; Transmisión que son las Líneas de Transmisión y las Subestaciones (incluyendo los equipos de compensación reactiva) que interconectan las instalaciones de generación con las de distribución; y Distribución que son las Líneas y Subestaciones de subtransmisión, así como las Redes de Distribución El SEP debe atender la demanda de potencia eléctrica, la cual debe ser permanentemente equilibrada por la generación (oferta). Esta situación de equilibrio corresponde a la operación de régimen permanente; sin embargo, se pueden producir perturbaciones cuando se altera el equilibrio de potencia activa o de potencia reactiva en el sistema, lo cual determinará cambios que lo llevan a una nueva situación de régimen permanente. Durante este proceso que se repite constantemente se producen oscilaciones de las máquinas que son parte de su operación normal en estado estacionario. El SEP puede también ser sometido a solicitaciones que no corresponden a la atención de la demanda, las cuales se presentan como eventos transitorios que ocasionan perturbaciones importantes ya sea sobretensiones y/o sobrecorrientes que pueden producir oscilaciones de las máquinas, las cuales deben amortiguarse; caso contrario, serán peligrosas para su funcionamiento, afectando su estabilidad y provocando la desconexión de las mismas con lo cual se deja de atender la demanda. Los eventos antes mencionados han sido clasificados en tres tipos, según la rapidez de los mismos y son los siguientes: Clase A: Transitorios ultrarrápidos Clase B: Transitorios rápidos o dinámicos Clase C: Transitorios moderados o de estado cuasi estacionario Clase D: Transitorios lentos o de estado estacionario En la figura 1.1 se muestra gráficamente la duración en el tiempo de los transitorios que se presentan en los sistemas de potencia. (1) (2) Ver la Ley de Concesiones Eléctricas, DL No. 25844, Art. 2do. Ver el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, DS 009-03-EM, Art. 64. (3) Ver la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, DS No. 020-97-EM LVC 2008 5

Figura 1.1 Transitorios en los sistemas de potencia Esta dinámica operativa determina que se tenga distintos estados de operación ( 4 ) del SEP que son los siguientes: Estado Normal, de Alerta, de Emergencia y de Restablecimiento. La operación del SEP resulta ser un ciclo de estados como el que se muestra en la figura 1.2; y para manejarlo, se requiere de una acción de control coordinada y permanente. En la NTCOTR se detalla los distintos aspectos que se debe considerar con la finalidad de asegurar su adecuada operación, con los mejores criterios de seguridad, calidad y economía. ESTADO NORMAL ESTADO DE ALERTA ESTADO DE RESTABLECIMIENTO ESTADO DE EMERGENCIA COLAPSO Figura 1.2 Estados de Operación del SEP En la operación del SEP se debe considerar que algunos fenómenos transitorios de Clase A pueden ocasionar fenómenos de la Clase C. En consecuencia, el SEP debe estar diseñado para atender la demanda de potencia; pero, también debe estar dotado de los recursos necesarios para prevenir la aparición de estos fenómenos; y si ocurren, para controlarlos de manera de ( 4 ) Ver la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTR.) LVC 2008 6

que el sistema pueda restablecerse prontamente y no colapse, para que siga en Estado Normal atendiendo la demanda. Los recursos que requiere el Sistema de Potencia para operar con seguridad, calidad y economía son: Sistema de Supervisión y Control (SCADA) Es el sistema de adquisición de datos y de supervisión de las magnitudes eléctricas del sistema y de los estados de los equipos, con la finalidad de tomar acciones preventivas. Asimismo, el sistema se complementa con el sistema de control (manual o automático) necesario para conducir la operación del SEP Sistema de Protección Es el sistema de supervisión de las magnitudes eléctricas que permite detectar las fallas en los equipos y/o instalaciones del sistema, las condiciones anormales de operación del sistema y el estado inapropiado de los equipos con la finalidad de tomar las acciones correctivas de manera inmediata. Sistemas de Registro de Perturbaciones Es el sistema que permite hacer acopio de información de las magnitudes eléctricas del sistema, de manera de analizar dichas perturbaciones con la finalidad de tomar las acciones correctivas que permitan evitar se repitan en el futuro. Sistema de Medición de Energía Es el sistema que permite hacer acopio de información de las magnitudes eléctricas del sistema relativas a las potencias y energías entregadas en determinados puntos del sistema eléctrico con fines comerciales y/o estadísticos. Sistema de Telecomunicaciones Es el sistema que sirve de infraestructura para la mejor operación de los sistemas antes mencionados; y además, sirve como medio de comunicación de voz para las actividades de operación del SEP. CENTRO DE CONTROL INGENIERIA DE PROTECCION Y ANALISIS DE FALLAS COMERCIALIZACION DE ENERGIA SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES SUBESTACION A SUBESTACION B CONTROL DE SUBESTACIÓN CONTROL DE SUBESTACIÓN RELE DE PROTECCION RELE DE PROTECCION RELE DE PROTECCION RELE DE PROTECCION REGISTRO DE OSCILOGRAFIA REGISTRO DE OSCILOGRAFIA REGISTRO DE OSCILOGRAFIA REGISTRO DE OSCILOGRAFIA MEDIDOR DE FACTURACION MEDIDOR DE FACTURACION MEDIDOR DE FACTURACION MEDIDOR DE FACTURACION Figura 1.3 Estructura de Operación del SEP LVC 2008 7

1.2 Objetivo del Sistema de Protección Tal como ha sido definido, el Sistema de Protección de los equipos y/o instalaciones del sistema tiene los siguientes objetivos: 1. Aislar las fallas tan pronto como sea posible con la finalidad de minimizar las pérdidas económicas que se pudiesen producir como consecuencia de las fallas. 2. Alertar sobre las condiciones anormales de operación del sistema con la finalidad de tomar las acciones preventivas que permitan evitar pérdidas económicas por posibles desconexiones. De acuerdo a la gravedad de la situación efectuar operaciones automáticas de conexiones y/o desconexiones pertinentes. 3. Alertar sobre el estado inapropiado de los equipos con la finalidad de tomar las acciones preventivas que permitan evitar pérdidas económicas por posibles fallas en dichos equipos. De acuerdo a la gravedad de la situación aislar al equipo del sistema. En consecuencia, el Sistema de Protección tiene un beneficio económico que compensa su costo, lo cual puede ser evaluado con la finalidad de justificar su inversión. Los costos corresponden a los equipos necesarios para su implementación y los beneficios son aquellos que permiten minimizar las pérdidas económicas derivadas de las posibles fallas en el SEP. Bajo este enfoque, para definir un Sistema de Protección se debe hacer una estimación o calificación del riesgo, haciendo un análisis del costo o impacto de una falla y su probabilidad de ocurrencia. De esta manera, se puede tener el valor esperado que será: Costo Esperado de la Falla = (Costo Total de la Falla) x (Probabilidad de ocurrencia) El costo o impacto de la falla depende del tipo de falla: Para una sobretensión será función de la sobretensión y de la duración de la misma, lo que se traduce en una degradación del aislamiento que disminuye la vida útil del equipo. Para una sobrecorriente será función del costo del equipo y de la energía disipada en los equipos que depende del cuadrado de la corriente de cortocircuito y del tiempo de duración de la falla. En ambos casos se tiene que el costo de la falla depende de la duración total de la misma, la cual a su vez depende de la actuación de la protección; en consecuencia, se tiene una relación del costo de la falla con la protección que se utiliza, por lo que se debe decidir sobre la base de la experiencia y la buena práctica. A partir de los conceptos expuestos, se puede categorizar las distintas protecciones según el Costo Total de la Falla y su Probabilidad de ocurrencia. A título orientativo, en la tabla 1.1 se presenta una matriz de esta categorización. LVC 2008 8

Tabla 1.1 Aplicación de Protecciones según el Valor Esperado de la Falla COSTO DE LA PROBABILIDAD DE FALLA FALLA BAJA MEDIA ALTA ALTO Protecciones Rápidas Protecciones de Respaldo Protecciones Rápidas Protecciones Redundantes Protecciones de Respaldo Protecciones Ultra rápidas Protecciones Redundantes Protecciones de Respaldo Monitoreo del Equipo MEDIO Protecciones Normales Protecciones de Respaldo Protecciones Rápidas Protecciones de Respaldo Protecciones Rápidas Protecciones Redundantes Protecciones de Respaldo BAJO Protecciones Normales Respaldo del Sistema Protecciones Normales Protecciones de Respaldo Protecciones Rápidas Protecciones de Respaldo Los costos de la falla corresponden a cada caso específico; pero, de manera referencial se puede mencionar lo siguiente: Costos altos: Costos medios: Costos bajos: Generadores de gran tamaño, Transformadores de gran tamaño, Equipos Compensadores Estáticos SVC Generadores de tamaño mediano, Transformadores de tamaño mediano, Reactores, Barras de Subestaciones, Líneas de Transmisión Líneas de Subtransmisión, Capacitores, Equipos de Alta Tensión (interruptores, transformadores de medida, etc.) La probabilidad de ocurrencia se puede estimar de las estadísticas de fallas. En general, las fallas más frecuentes ocurren en las líneas de transmisión. Una estadística de fallas del SEIN muestra que la mayor cantidad de fallas se presenta en el sistema de transmisión y distribución. Ver tabla 1.2. Adicionalmente, se debe mencionar que las fallas más frecuentes son los cortocircuitos monofásicos a tierra. Ver tabla 1.3. Tabla 1.2 Estadística de Fallas en el SEIN (2001-2005) Área Eléctrica Generación Transmisión Total Número de Fallas 299 318 617 Porcentaje 48.46% 51.54% 100.00% Tabla 1.3 Estadística de Tipos de Fallas en el SEIN 2006 Monofásicas Bifásicas Trifásicas Total 146 35 12 193 75.7 % 18.1% 6.2% 100.00% LVC 2008 9

1.3 Definición de un Sistema de Protección 1.3.1 Zonas de Protección Para definir la protección del SEP se le divide en zonas, constituyéndose así un Sistema de Protección. En los límites de estas zonas de protección se instalan interruptores para aislar las fallas y transformadores de tensión y corriente para detectar las respectivas tensiones y corrientes en dichos límites, cuyas señales sirven para alimentar a los correspondientes relés de protección. De esta manera, al producirse una falla, los relés darán la orden de apertura de los correspondientes Interruptores aislando la zona fallada. Ver un caso sencillo en la figura 1.4 La delimitación de las zonas es determinada por la ubicación de los transformadores de corriente que son los elementos sensores de las corrientes que entran o salen a la zona de protección. Esta delimitación requiere de un traslape de las mismas con la finalidad de no dejar ninguna parte del sistema eléctrico sin protección. La aplicación típica viene dada según el esquema mostrado en la figura 1.5 Protección Generador Interruptor de Potencia Protección de Equipos Baja Tensión Protección de Transformador de Potencia Protección de Equipos Alta Tensión Protección Línea de Transmisión Protección de Equipos Alta Tensión Figura 1.4 Zonas de Protección AL RELE ZONA 2 TRANSF DE CORRIENTE TRANSF DE CORRIENTE INTERRUPTOR AL RELE ZONA 1 Figura 1.5 Traslape de las Zonas de Protección LVC 2008 10

1.3.2 Componentes de los Sistemas de Protección El Sistema de Protección queda constituido por el conjunto de las protecciones de las distintas zonas de protección como las que se han definido en la figura 1.4, en las cuales se puede distinguir los siguientes componentes: 1) Relés de Protección 2) Interruptores de Potencia 3) Transformadores de Tensión 4) Transformadores de Corriente 5) Enlaces de Comunicación entre los Relés de distintas estaciones 6) Fuentes de Alimentación de los circuitos de protección 7) Cableado de Control Al diseñar un Sistema de Protección se debe especificar todos estos componentes, de manera de obtener la mejor operación posible del Sistema de Protección. Estos trabajan como un conjunto, en el cual una deficiente operación de uno de ellos traerá como consecuencia una mala operación de todo el Sistema de Protección. 1.3.3 Concepción Sistémica de la Protección El Sistema de Protección debe ser concebido para atender la posibilidad de una contingencia doble; es decir, se debe considerar que es posible que se produzca un evento de falla en el SEP, al cual es posible le siga una falla del Sistema de Protección. Por tal motivo, se establece las siguientes instancias: 1. Protecciones Preventivas 2. Protecciones Incorporadas en los Equipos 3. Protecciones Principales 4. Protecciones de Respaldo Protecciones Preventivas Una Protección Preventiva consiste en la utilización de dispositivos que son capaces de dar señales de alarma antes de que suceda una falla; es decir, no esperan que ésta se produzca sino que actúan con cierta anticipación a la falla. Modernamente, con la técnica digital, se utiliza equipos con capacidad de efectuar un monitoreo de los parámetros de las máquinas con la finalidad de dar las alarmas correspondientes; y más aún, de efectuar una supervisión de los parámetros, evaluando su variación (derivada con respecto del tiempo) y el cambio de su variación (segunda derivada con respecto del tiempo). Estos dispositivos suelen aplicarse en forma individual o como parte de un Sistema de Control (SCADA) de las instalaciones. Protecciones Incorporadas en los Equipos Las Protecciones Propias son dispositivos incorporados en los mismos equipos, según sus propios diseños de fabricación, de manera que se pueda supervisar sus condiciones de operación como son: temperaturas, presiones, niveles, etc. Estas protecciones suelen ser definidas por los fabricantes de los equipos, según su diseño y experiencia, con la finalidad de dar las garantías por los suministros. La utilización de esta protección es esencial al Sistema de Protección. LVC 2008 11

Protecciones Principales Las Protecciones Principales constituyen la primera línea de defensa del Sistema de Protección y deben tener una actuación lo más rápida posible (instantánea). En algunas ocasiones, el sistema de protección tiene dos protecciones redundantes que se denominan Protección Principal y Secundaria. La actuación de ambas (Principal y Secundaria) es simultánea y no es necesaria ninguna coordinación, ya que la actuación de la protección puede ser efectuada de manera indistinta por cualquiera de ellas, la que actúe primero. La redundancia de una protección puede ser total o parcial. En el primer caso se requiere que se tenga una duplicación de todos los componentes como se muestra en la Figura 1.6 y se tendrá: Dos relés de protección Dos bobinas de mando de los interruptores Dos juegos de transformadores de tensión Dos juegos de transformadores de corriente Dos enlaces de comunicación entre los relés de distintas estaciones Dos fuentes de alimentación de los circuitos de protección Dos juegos de cables de control Figura 1.6 Protecciones Redundantes Sin embargo, a veces no es muy práctico duplicar todos los componentes y la duplicación es sólo parcial, por lo que debe ser efectuada en los elementos esenciales. Por ejemplo: se puede tener un solo juego de transformadores de corriente, pero se emplea dos secundarios diferentes; y si sólo se emplea un secundario de los transformadores de tensión, en este caso se puede hacer una duplicación parcial segregando los circuitos en la salida de los transformadores de tensión. Protecciones de Respaldo Las Protecciones de Respaldo constituyen la segunda instancia de actuación de la protección y deberán tener un retraso en el tiempo, de manera de permitir la actuación de la protección principal y/o secundaria en primera instancia. Este comportamiento implica efectuar una Coordinación de las Protecciones a fin de obtener un mejor desempeño del Sistema de Protección. No se debe confundir a la Protección Secundaria con la Protección de Respaldo. La Protección Secundaria debe diseñarse para actuar en primera instancia y no necesita esperar a la Protección Principal. La Protección Secundaria no reemplaza a la LVC 2008 12

Protección de Respaldo; sin embargo, en el caso de las centrales eléctricas hace el papel de respaldo por el hecho de ser otro dispositivo independiente. Tal como han sido definidas, la Protección Principal, la Secundaria y la de Respaldo deben ser tres dispositivos distintos, de manera que la ausencia de un dispositivo puede ser causa de pérdida de la protección correspondiente; pero, nunca deberá causar la pérdida de las otras dos protecciones. Para la definición de la Protección Principal, Secundaria y de Respaldo, la buena práctica recomienda emplear equipos de modelos diferentes, de manera de asegurar la mejor operación de la protección mediante el empleo simultáneo de distintas metodologías de trabajo. Por otro lado, una buena práctica de protección exige el uso de dispositivos de probada confiabilidad; por tal motivo, salvo casos especiales, no es recomendable el uso de dispositivos de última tecnología o de modelos de equipos que aún no tienen experiencia en la industria eléctrica. 1.4 Operación de los Sistemas de Protección Tal como ha sido mencionado, la actuación de la protección consiste en efectuar la apertura de los interruptores para aislar la zona donde se ha producido la falla; sin embargo, para cumplir con su cometido, los Sistemas de Protección operan, a veces, de otra manera, la cual puede tener distintas instancias o procedimientos, lo que debe ser aplicado de acuerdo a la buena práctica de ingeniería. 1.4.1 Relés de Protección como parte de automatismos de regulación Una práctica utilizada en el diseño de los Sistemas de Protección consiste en utilizar los relés como parte de automatismos de regulación. Por ejemplo, para arrancar los ventiladores de un transformador de potencia al detectar elevación de temperatura en la máquina. Otro caso es cuando se utiliza al relé para controlar la tensión; por ejemplo, para accionar el conmutador bajo carga de un transformador de potencia. 1.4.2 Niveles de actuación de los Relés de Protección En el diseño de los Sistemas de Protección se puede aplicar niveles de actuación de los relés de protección. De esta manera se puede establecer por lo menos dos niveles básicos que son: 1) Alarma que corresponde a la actuación de los relés en forma preventiva antes de que se llegue a tener una situación inaceptable para la operación de un equipo y/o instalación. Esta alarma permite continuar con la operación sin restringir la disponibilidad de los mismos. 2) Disparo que corresponde a un segundo nivel de actuación y se ejecuta cuando se ha llegado a una situación de: Falla de los equipos y/o instalaciones. Ejemplo: Avería en los equipos por cortocircuito. Condición indeseable de los equipos y/o instalaciones. Ejemplo: Alta temperatura de una máquina. Condición anormal de operación que es inaceptable. Ejemplo: Mínima tensión. LVC 2008 13

1.4.3 Recierre Automático La apertura de los interruptores tiene por objetivo eliminar la falla; pero, como lo más frecuente en el SEP son las fallas en las líneas de transmisión, que suelen ser de naturaleza temporal, una vez que se ha recuperado el aislamiento de la zona fallada, y transcurrido un lapso prudencial, es posible volver a energizar la instalación porque la falla ha desaparecido. Por tal motivo, es práctica frecuente, en la protección de las líneas de transmisión, efectuar un recierre automático. Estos recierres pueden ser unipolares y/o tripolares. Para el recierre se suele considerar un tiempo de espera que debe ser suficiente para permitir la extinción del arco en el lugar de la falla. La razón de hacer un recierre es que se considera que la falla se ha producido en el aire donde el aislamiento es regenerativo; y en consecuencia, una vez eliminada la alimentación a la falla se recupera las propiedades aislantes y es posible proceder a la energización. En todos los casos, el tiempo del recierre debe ser menor que el tiempo crítico estimado para asegurar la estabilidad del sistema de potencia. El procedimiento de recierre recomendado es el de seleccionar a un extremo para ser el primero en efectuar el recierre, al cual se le denomina líder y hacer que el otro extremo haga el recierre en segunda instancia, por lo que se le denomina seguidor. Se selecciona como líder al extremo más cercano a una central de generación; y en otros casos el extremo con mayor nivel de cortocircuito. Para los recierres tripolares, el extremo líder cierra en condición de línea muerta; es decir, sin tensión en la línea; en cambio, el extremo seguidor debe cerrar con línea energizada, para lo cual debe efectuar una supervisión de tensión trifásica para asegurar en lo posible el éxito del recierre. Para los recierres unipolares, que es la práctica mas frecuente en líneas de transmisión, los interruptores se pueden recerrar siguiendo la secuencia anterior o pueden recerrar al mismo tiempo. 1.4.4 Apertura y Bloqueo Cuando la falla se produce en una parte de la instalación donde se tiene aislamiento no regenerativo entonces se efectúa la apertura de los interruptores para aislar la zona protegida; pero, además, se hace un bloqueo del cierre para permitir la revisión del estado del equipo y la verificación de que el aislamiento está en condiciones de ser nuevamente energizado. El procedimiento de disparo y bloqueo se utiliza solo en los casos de transformadores, reactores, capacitores, barras e interruptores. 1.5 Comportamiento de los Sistemas de Protección Un Sistema de Protección debe tener varias características de comportamiento para que pueda asegurar el cabal cumplimiento de sus funciones. Las principales son: A) Sensibilidad Es la capacidad de detectar una falla por muy pequeña o incipiente que sea. La mayor sensibilidad viene a ser la capacidad para diferenciar una situación de falla con una situación de no existencia de falla. LVC 2008 14

B) Selectividad Es la capacidad de detectar una falla dentro de la zona de protección. La mayor selectividad viene a ser la capacidad de descartar una falla cercana a la zona de protección. C) Velocidad Es la capacidad de respuesta con el mínimo tiempo. La necesidad de tener una rápida respuesta está relacionada con la minimización de los daños por causa de la falla. D) Fiabilidad ( dependability ) Es la capacidad de actuar correctamente cuando sea necesario, aún cuando en condiciones de falla se produzcan tensiones y corrientes transitorias que puedan perjudicar la capacidad de detección de la falla. E) Seguridad Es la capacidad de no actuar cuando no es necesario, aún cuando en condiciones de falla se produzcan tensiones y corrientes transitorias, las cuales puedan ocasionar errores en la discriminación de la falla dentro de la zona de protección. F) Capacidad de Registro Es la capacidad de almacenar información relativa a la falla con la finalidad de proporcionar datos de las fallas. 1.6 Desempeño de la Protección La confiabilidad de un elemento se define como la probabilidad de cumplir, dentro de un periodo, con sus funciones especificadas bajo ciertas condiciones operativas, las cuales han sido fijadas de antemano. En el caso de la protección debe considerarse que es un sistema que no está en permanente operación, sino que permanece a la espera de un evento para funcionar ( centinela silencioso ); en consecuencia, la confiabilidad se estima como la probabilidad de los eventos exitosos. Por esta razón la confiabilidad de la protección integra las características de fiabilidad (de funcionar cuando le corresponde) y seguridad (de no funcionar cuando no le corresponde). 1.6.1 Causas de las Fallas Las Fallas en el SEP determinan la apertura de los interruptores correspondientes a la zona donde se ha producido la falla. Estas son las fallas operacionales; pero, como se ha mencionado, el sistema de protección también puede producir la apertura indeseada de los interruptores sin que se haya producido una falla real en el sistema eléctrico. De manera similar, existen causas accidentales que determinan aperturas indeseadas, por lo que se puede establecer la siguiente categorización de las fallas por su origen: A. Fallas No Controlables Fallas de Equipos Principales (FEC) Fallas por Fenómenos Naturales (FNA) B. Fallas Controlables Falla del Equipo de Protección (FEP) Fallas Humanas (FHU) Fallas por acción de terceros (EXT) LVC 2008 15

Fallas No identificadas (FNI) 1.6.2 Causas de Falla del Equipo de Protección La operación incorrecta de la protección se debe a diversas causas que se deben investigar con la finalidad de mejorar su comportamiento. Las causas pueden ser clasificadas para identificar en lo posible a aquellas que son inherentes a los mismos equipos. Por tal motivo, se debe diferenciar lo siguiente: 1) Falla de Diseño (FEP.D) Es una aplicación inapropiada de la protección: Por ejemplo, usar un relé que no es direccional en una red que opera en anillo. 2) Falla en el Equipo (FEP.E) Es una falla debida al equipo propiamente dicho. Se produce porque el diseño o el funcionamiento del relé determina la operación incorrecta. 3) Falla durante la Instalación o el Mantenimiento (FEP.I) Se refiere a conexiones erradas en la instalación. También cuando el relé no fue calibrado con los ajustes establecidos en los cálculos previos. 4) Falla en el Cálculo de Ajuste (FEP.A) Corresponde a un ajuste proveniente de un cálculo errado. De acuerdo a lo definido, se puede establecer lo siguiente: FEP FEP. D FEP. E FEP. I FEP. A 1.6.3 Índice de Confiabilidad del Sistema de Protección Para evaluar la confiabilidad de una protección se puede usar la probabilidad de una operación correcta que será: Pc Nc Nc Ni Donde: Pc = Índice de desempeño de la protección Nc = Número de eventos con operación correcta de la protección Ni = Número de eventos con operación incorrecta de la protección LVC 2008 16

Capítulo 2 REQUERIMIENTOS GENERALES DE LAS PROTECCIONES Los requerimientos de protección que se presentan en el presente documento son aplicables a las nuevas instalaciones del SEIN; Pero, también son aplicables a las futuras reposiciones o renovación de las protecciones existentes, Asimismo, las discrepancias entre los requerimientos establecidos y las características de las protecciones existentes deben ser evaluadas caso por caso en función a las estadísticas de fallas, a fin de determinar la necesidad de una reposición. 2.1 Relés de Protección Los relés de protección tienen por finalidad medir una señal o más señales de entrada de tensión y/o de corriente, provenientes del SEP, con la finalidad de determinar si existe una condición de falla en el sistema, de manera de activar una o más señales de salida. Para cumplir con su finalidad, los relés de protección efectúan un procesamiento analógico/digital de las señales de entrada y un cálculo numérico ( 5 ) de las mismas. El relé así definido es un elemento basado en un microprocesador, cuyo diseño debe poseer una arquitectura abierta y utilizar protocolos de comunicación de acuerdo a las normas internacionales, de manera de evitar restricciones a su integración con otros relés o sistemas de otros fabricantes. Los relés de protección deben ser dispositivos de probada confiabilidad en el uso de protección de sistemas eléctricos; por tal motivo, salvo casos especiales, no es aceptable el uso de dispositivos de última tecnología o de modelos de equipos que aún no tienen experiencia en la industria eléctrica. 2.1.1 Características Funcionales Para cumplir con su propósito, en función de la aplicación específica en el SEP, los relés de protección deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales: Efectuar un permanente autodiagnóstico de su estado con bloqueo automático de su actuación en caso de defecto y señalización local y remota de la falla. Disponer de redundancias en su diseño de manera que la falla de un elemento o la pérdida de un componente no ocasione una degradación en su desempeño final. Tener la capacidad de admitir dos juegos de ajuste como mínimo, de manera de poder efectuar una protección con capacidad de adaptación a más de una condición de operación del sistema eléctrico. Almacenar información de las señales de entrada para las condiciones de pre-falla, falla y post-falla, así como de las señales de salida. Tener capacidad de aislamiento apropiada a su utilización en subestaciones de alta y muy alta tensión ( 6 ). (5) Se asume que los relés serán de tecnología digital numérica. No se considera aceptable la utilización de relés de tecnologías pasadas como los relés Electromecánicos o Estáticos. (6) Los relés deben ser apropiados para instalaciones de los SEP y no son aceptables relés de aplicaciones industriales que no sean aptos para instalaciones de extra alta tensión. LVC 2008 17

Atender los requisitos de compatibilidad electromagnética con el grado de severidad adecuado a su instalación en subestaciones de alta y muy alta tensión. Poseer facilidades de comunicación local y remota con capacidad de acceso a todos sus datos, magnitudes de entrada, ajustes, registros de eventos y cualquier otra información disponible en el relé. Poseer facilidades de comunicación dedicadas para un Sistema de Supervisión y Control (SCADA). Poseer una interfase de comunicación local compuesta por una pantalla de visualización de las magnitudes medidas, calculadas y/o ajustadas, así como un teclado para su manejo. Poseer dispositivos que le permitan una intervención de mantenimiento sin que sea necesaria su desconexión de la instalación. 2.1.2 Características requeridas por la Protección Cada relé de protección será un dispositivo discreto multifunción. Un dispositivo solamente podrá ser aplicado, como Protección Principal (primaria o secundaria), a una zona de protección. La Protección de Respaldo de una zona será un dispositivo separado de la protección principal. Las funciones de protección incorporadas a cada relé de protección serán las apropiadas a cada zona a ser protegida, según la buena práctica establecida. Su definición será efectuada para cada caso en particular. Los relés de protección que estén expuestos a una pérdida accidental de las señales de tensión, deben poseer una supervisión de estas señales para su bloqueo de operación y alarma. Los relés de protección deben ser capaces de operar recibiendo y/o entregando señales digitales, haciendo una lógica de decisión con ellas, de manera de optimizar su funcionamiento. Los relés de protección tendrán un tiempo total de actuación menor de dos ciclos (33 ms) hasta el envío de las señales de disparo a los interruptores. Los relés de protección deben poseer contactos de salida con la suficiente capacidad para operar los circuitos de disparo de los interruptores asociados, de manera que no se requiera relés auxiliares que son causa de retardo de tiempo y una posibilidad de falla. Los relés de protección deben poseer suficiente cantidad de contactos de salida para operar las bobinas de apertura de los tres polos del interruptor, o los dos interruptores (7) si fuese el caso, de manera que no se requiera relés auxiliares que son causa de retardo de tiempo y una posibilidad de falla. Los relés de protección deben poseer facilidades de comunicación local y remota con capacidad de acceso a todos sus datos, magnitudes de entrada, ajustes y registros de eventos. Una salida RS232 en la parte frontal es necesaria para acceso o vía a una PC. Los relés deben poseer facilidades de comunicación dedicadas para un Sistema de Supervisión y Control (SCADA). ( 7 ) Si el sistema de barras es Interruptor y Medio, una protección debe abrir dos interruptores. Lo mismo sucede en el caso del sistema de barras en Anillo. LVC 2008 18

2.1.3 Normas aplicables Los Relés de Protección deben atender los requerimientos de las siguientes normas: IEC 60255-5 Electrical Relays Part5: Insulation coordination for measuring relays and protection equipment Requirements IEC 60255-11 Electrical Relays Part 11 Interruptions to and alternating component (ripple) in d.c. auxiliary energizing quantity of measuring relays IEC 60255-22-1 Electrical Relays Part 22-1 Electrical disturbance test for measuring relays and protection equipment 1 MHz burst immunity test IEC 60255-22-2 Electrical Relays Part 22-2 Electrical disturbance test for measuring relays and protection equipment Section 2 Electrostatic tests IEC 60255-22-3 Electrical Relays Part 22-3 Radiated electromagnetic field disturbance test 2.2 Interruptores Los Interruptores tienen por finalidad cerrar los circuitos estableciendo la correspondiente corriente, conducir todas las posibles corrientes que puedan circular por dicho circuito (de carga o de falla) e interrumpir las mismas. 2.2.1 Características Funcionales Para cumplir con su propósito, en función de la aplicación específica en el SEP, los interruptores deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales: Cerrar e interrumpir las corrientes de carga nominal del sistema a cualquier factor de potencia. Cerrar e interrumpir las corrientes de las líneas en vacío sin reencendido de arco. Cerrar e interrumpir las corrientes de maniobra de los bancos de capacitores. Cerrar e interrumpir pequeñas corrientes inductivas sin provocar sobretensiones inadmisibles en el sistema eléctrico. Cerrar e interrumpir las corrientes que se produzcan sobre una falla trifásica en sus terminales. Cerrar e interrumpir las corrientes de una falla kilométrica. Cerrar e interrumpir las corrientes en oposición de fases. LVC 2008 19

2.2.2 Características requeridas para los Sistemas de Protección En general, los interruptores que sean aplicados a las líneas de transmisión deberán permitir indistintamente la operación en modo unipolar o tripolar. Solo los interruptores que sean aplicados a los circuitos de transformadores, reactores y capacitores podrán ser de operación tripolar, conforme se aprecia en la siguiente tabla. Tabla 2.1 Tipos de interruptores según su aplicación Aplicación 72.5 kv 145 kv 245 kv Muy alta tensión Línea de Transmisión Tripolar Uni/tripolar Uni/tripolar Uni/tripolar Transformadores Reactores Capacitores Tripolar Tripolar Tripolar Tripolar Asimismo, los interruptores serán capaces de efectuar recierres rápidos unipolares o tripolares, según la siguiente secuencia: O - 0.3seg - CO 3min - CO Por confiabilidad, todos los interruptores estarán dotados de dos bobinas de apertura en cada mecanismo de mando; en consecuencia, si el interruptor es de operación unipolar se tendrá dos boninas en cada polo, con circuitos de control independientes. Para atender a los requerimientos del sistema, los tiempos mínimos de operación para la interrupción de las corrientes de cortocircuito será según se indica en la tabla 2.2. Tabla 2.2 Tiempos de interrupción de cortocircuitos Nivel de Tensión Tensiones Tiempos de Interrupción Muy Alta Tensión 550 kv 362 kv 2 ciclos = 33 ms Alta Tensión 245 kv - 145 kv 3 ciclos = 50 ms Media y Alta Tensión 72.5 kv 52 kv - 36 kv 4 ciclos = 67 ms 2.2.3 Normas aplicables Los interruptores deben atender los requerimientos de las siguientes normas: IEC 62271-100 High-voltage switchgear and controlgear Part 100: High-voltage alternating-current circuit-breakers IEC/TR 62271-308 High-voltage switchgear and controlgear Part 308: Guide for asymmetrical short-circuit breaking test duty IEC/TR 62271-310 High-voltage switchgear and controlgear LVC 2008 20

Part 310: Electrical endurance test for circuit-breakers of rated voltage 72.5 kv and above IEC/TS 62271-233 High-voltage alternating-current circuit-breakers Inductive load switching IEC/TS 62271-633 High-voltage alternating-current circuit-breakers Guide for short-circuit and switching test procedures for metal enclosed and dead tank 2.3 Transformadores de Tensión Los Transformadores de Tensión tienen por finalidad proporcionar a los relés de protección una onda de tensión igual a la que está presente en el sistema de potencia, pero de un valor reducido en su magnitud con una proporción fijada de antemano. Para aplicación de media tensión se podrá usar transformadores de tensión del tipo inductivos; pero en alta y muy alta tensión se usarán transformadores de tensión capacitivos. 2.3.1 Características Funcionales Para cumplir con su propósito, los transformadores de tensión deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales: Entregar la onda de tensión reducida con una precisión que no sea mayor del 3% en toda circunstancia, aún cuando se tenga sobre tensiones. Entregar una onda de tensión que no debe ser distorsionada por la componente de corriente continua de la corriente de cortocircuito. Deberán tener una adecuada respuesta frente a transitorios, de manera de no distorsionar la onda de tensión que se entrega a los relés de protección. No deberán ocasionar fenómenos de ferrorresonancia por oscilaciones de baja frecuencia en el sistema. 2.3.2 Características requeridas para los Sistemas de Protección Los Transformadores de Tensión tendrán dos secundarios para ser utilizados por los circuitos de protección: uno para la Protección Primaria y el otro para la Protección Secundaria. La clase de precisión mínima debe ser del 3% para 1.5 veces la tensión nominal Para asegurar un buen comportamiento en transitorios, los Transformadores de Tensión Capacitivos deberán tener Extra Alta Capacitancia según se indica: Para 550 kv : 5,000 pf Para 245 kv : 10,000 pf Para 145 kv : 17,000 pf Para 72.5 kv : 20,000 pf 2.3.3 Normas aplicables Los Transformadores de Corriente deben atender los requerimientos de las siguientes normas: LVC 2008 21

ANSI/IEEE C57.13 Standard Requirements for Instrument Transformers ANSI C93.3.1 Requirements for Power-Line Carrier Coupling Capacitors and Coupling Capacitor Voltage Transformers (CCVT) 2.4 Transformadores de Corriente Los Transformadores de Corriente tienen por finalidad proporcionar a los Relés de Protección una onda de corriente igual a la que está fluyendo por el sistema de potencia, pero de un valor reducido en su magnitud con una proporción fijada de antemano. 2.4.1 Características Funcionales Para cumplir con su propósito, los transformadores de corriente deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales: Entregar la onda de corriente reducida con una precisión que no será menor del 5% en ninguna circunstancia, aún cuando se tenga elevadas corrientes como las que fluyen durante un cortocircuito. Entregar una onda de corriente que no debe ser distorsionada por la componente de corriente continua de la corriente de cortocircuito. Soportar térmica y dinámicamente las altas corrientes de cortocircuito, sin recalentamientos ni daños mecánicos que lo perjudiquen. No deben saturarse por causa de las elevadas corrientes del cortocircuito. No deben ser afectados en su precisión por causa de cualquier flujo magnético remanente que pudiere presentarse en su operación. 2.4.2 Características requeridas para los Sistemas de Protección Los Transformadores de Corriente tendrán dos secundarios para ser utilizados por los circuitos de protección: uno para la Protección Primaria y el otro para la Protección Secundaria. La clase de precisión mínima debe ser del 5% para 20 veces la corriente nominal Los Transformadores de Corriente serán dimensionados según los niveles de cortocircuito definidos para el sistema de acuerdo a lo que se indica en la siguiente tabla: Tabla 2.3 - Corriente Nominal de los Transformadores de Corriente Corriente de Cortocircuito Corriente Nominal mínima del del Sistema de Potencia [ka] Transformador de Corriente [A] 40 1600 2000 31.5 1250-1600 25 1000-1250 16 600-800 LVC 2008 22

El objetivo del requerimiento de la Tabla 2.3, es que los transformadores de corriente sean aptos para la corriente de cortocircuito de diseño. Esto significa que una corriente de falla del orden de la corriente de diseño no debe saturar al transformador. Por ejemplo, una clase 5P20 solo garantiza la operación sin saturación (5% de error) hasta 20 veces la corriente nominal. Por tanto, si se tiene una corriente nominal de 500 A, no habrá saturación hasta 10 ka; luego, si se tiene una falla de 15 ka es probable que el transformador no opere correctamente. 2.4.3 Normas aplicables Los Transformadores de Corriente deben atender los requerimientos de las siguientes normas: IEC 60044-1 Instrument transformers Part 1: Current transformers. IEC 60044-6 Instrument transformers Part 6: Requirements for protective current transformers for transient performance. 2.5 Enlaces de Comunicaciones Los Enlaces de Comunicación de Teleprotección tienen por finalidad comunicar a los relés de dos subestaciones que se encuentran en los extremos de una línea de transmisión. Estos enlaces sirven para establecer una lógica en la operación de los relés sobre la base de la información recibida del extremo remoto. 2.5.1 Características Funcionales Para cumplir con su propósito, los Enlaces de Comunicaciones deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales: Transmitir las señales en condiciones adversas de señal/ruido debido a la presencia de las líneas de alta tensión energizadas a 60 Hz, las cuales están además expuestas a cortocircuitos a tierra, así como a descargas atmosféricas. Transmitir las señales en condiciones adversas incluyendo la posibilidad de ruptura de uno de los conductores de la línea de alta tensión. Transmitir las señales de teleprotección en canales de transmisión de datos y de voz, priorizando las funciones de protección en condiciones de falla. 2.5.2 Características requeridas por los Sistemas de Protección Los Enlaces de Comunicaciones serán de los siguientes tipos: Onda Portadora, Fibra Óptica, Microondas y Radio Digital. Se requiere por lo menos dos canales de teleprotección con frecuencias de operación diferentes: uno para la Protección Primaria y otro para la Protección Secundaria. En total se tendrá un mínimo de cuatro señales de teleprotección. La utilización de sistemas de transferencia de disparo directo será efectuando la utilización de dos señales en paralelo, una en cada uno de los dos canales de frecuencia diferentes. LVC 2008 23

Los términos más utilizados en teleprotección son: Enlace: Es el medio de transmisión de alta frecuencia. En el caso de la onda portadora será la misma línea de transmisión de potencia en alta tensión, pero que solamente utiliza una o dos fases. En el caso de la fibra óptica será la fibra utilizada. Canal: Es una transmisión de señales en alta frecuencia de un ancho de banda especificado. En un mismo enlace puede haber varios canales. En el caso de la onda portadora (rango 40 khz 400 khz), se envía una señal limitada, ejemplo: 120 khz 128 khz. Señales: Son las comunicaciones entre los reles, las cuales se envían por medio de los canales. 2.5.3 Normas aplicables IEC 60834-1 Teleprotection equipment of power systems Peformance testing Part 1 Command systems IEC 60834-1 Peformance and testing of teleprotection equipment of power systems Part 2 Analogue comparison systems 2.6 Fuentes de Alimentación Auxiliar Las fuentes de alimentación auxiliar sirven para proporcionar la energía a los circuitos de protección. 2.6.1 Características Funcionales Para cumplir con su propósito, las Fuentes de Alimentación auxiliar deben cumplir con los siguientes requisitos funcionales: Proporcionar energía en forma ininterrumpida y durante periodos que comprenden la ausencia de energía del SEP. Ser insensible a los transitorios que se pueden presentar en el SEP. 2.6.2 Características requeridas para los Sistemas de Protección Las fuentes de alimentación de los Sistemas de Protección serán del tipo: Batería Rectificador en carga flotante. El sistema será de polos aislados de tierra. Se debe considerar dos Sistemas de Corriente Continua: uno para la Protección Primaria y otro para la Protección Secundaria. Se debe disponer de una supervisión permanente de los circuitos de protección, incluyendo los relés, apertura y cierre de interruptores, equipos de teleprotección, de manera de señalizar y dar alarma ante una falta de suministro. 2.6.3 Normas aplicables IEEE Std 450 Maintenance, Testing and Replacement of Large Stationary Type Power Plant and Substation Lead Storage Batteries LVC 2008 24