Tema 5-Diferenciales

CORPORACIÓN “CENACE”
CURSO DE POSGRADO:
“OPERACIÓN DE SISTEMAS
ELÉCTRICOS DE POTENCIA”
MODULO VI
PROTECCIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA Y
AUTOMATISMOS
FUNDACIÓN UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN
INSTITUTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Quito, Ecuador, julio del 2001.
TEMA 5
PROTECCIÓN POR RELES DIFERENCIALES
5.1 Principio de operación de la protección diferencial
Esta es una protección de selectividad absoluta en la que se hace una comparación
directa de las señales eléctricas provenientes de todas las interconexiones del
elemento protegido con el resto del sistema (protecciones diferenciales
longitudinales) o una comparación directa de las señales eléctricas provenientes de
dos o más circuitos que llegan a un mismo nodo (protecciones diferenciales
transversales).
En base a esta comparación, la protección diferencial discrimina entre cortocircuitos
en la zona protegida y los cortocircuitos externos; es una protección instantánea, de
tipo primario y debe ser completada con protecciones de respaldo. En las
protecciones diferenciales longitudinales se comparan por lo general los valores
instantáneos de las corrientes, sus módulos y fases, o solamente sus fases; la
comparación de los módulos de las corrientes solamente o de tensiones no permite
discriminar si el cortocircuito está dentro o fuera de la zona protegida. Estas
protecciones son aplicables a todos los elementos del sistema eléctrico de potencia;
cuando se utilizan en generadores y motores, transformadores y barras, el canal de
comunicación es alámbrico; en las líneas de transmisión se utilizan otros tipos de
canales de comunicación.
En las protecciones diferenciales transversales pueden compararse los valores
instantáneos, las fases o los módulos de las corrientes y también las potencias. Su
aplicación está limitada a casos como el de dos o más líneas que salen de una
barra, o el de dos o más pasos en paralelo del arrollamiento del estator de un
generador. En ellas se utiliza siempre un canal de comunicación alámbrico. En lo
sucesivo se hablará solamente de las protecciones diferenciales longitudinales, que
son las de mayor campo de aplicación y que por simplicidad se denominarán
protecciones diferenciales.
En al fig. 5.1 se presenta el esquema de la variante más sencilla de protección
diferencial con canal alámbrico de enlace, para una fase de un elemento del sistema
que tiene dos terminales. En los terminales del elemento protegido se instalan TI con
iguales relaciones de transformación, sus secundarios se interconectan en la forma
mostrada en la figura, y entre los conductores de unión se conecta un relé de
sobrecorriente.
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Fig. 5.1 Protección diferencial de una fase de un elemento de dos terminales
RSC: Relé de sobrecorriente (unidad 87 según código ANSI-IEEE)
La conexión del relé se hace en forma tal, que cuando no hay cortocircuito interno la
corriente Ir es cero en el caso ideal, mientras que, para cortocircuitos en la zona
protegida, Ir tiene un valor igual al de la corriente de cortocircuito referida al
secundario.
Tomando como positivos los sentidos señalados en la fig. 5.1 para las corrientes, se
tiene:
I r = I IS + I IIS
(5.1)
Para condicione normales de operación, oscilaciones de potencia o cortocircuitos
externos, si se desprecia la admitancia transversal en el elemento protegido, es
I Ip = − I IIp ; si los TI no tienen errores, es también I Is = − I IIs , por lo que Ir = 0. La
protección no opera, pues no existe diferencia entre la corriente que entra y la que
s ale del elemento protegido, de ahí el nombre de protección diferencial. En el caso
de un cortocircuito en la zona protegida (punto F), las corrientes I Ip e I IIp son en
general diferentes, y su suma es igual a la corriente de cortocircuito:
I CC = I IP + I IIP
(5.2)
Por lo tanto, si no hay errores en transformadores de corriente:
Ir =
I cc
ntc
(5.3)
Si esta corriente es mayor que la de arranque del relé de sobrecorriente, este opera
e inicia la acció n de disparo de los dos interruptores del elemento protegido (no
mostrados en la fig. 5.1).
Si hay alimentación por un solo extremo, para falla en la zona protegida es por ej.
I IIp = 0 . En ese caso puede considerarse que la corriente I Is circula en su totalidad
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por el relé de sobrecorriente, si derivarse por el secundario del transformador de
corriente que no tiene corriente primaria ya que este presenta una impedancia muy
alta, prácticamente igual a la de magnetización referida al secundario. En esta
condición es también:
I cc
(5.4)
ntc
En la conexión analizada en cualquier condición está circulando corriente entre los
TI y solo un cortocircuito interno da lugar a corriente por el relé. Por esto se le
denomina esquema de corrientes circulantes, y es el más utilizado en la práctica.
I r ≈ I Is =
El principio de la protección diferencial es también aplicable a elementos del sistema
que tienen más de dos terminales, como puede apreciarse en la fig. 5.2. En este
caso cuando no hay cortocircuitos internos se cumple que:
n
I r = ∑ I is = 0
(5)
i= I
Fig. 5.2 Protección diferencial de un elemento de más de dos terminales
Cuando ocurre un cortocircuito en la zona protegida (punto F) se cumple:
n
I r = ∑ I is =
i=I
I cc
ntc
(5.6)
En el análisis anterior se ha supuesto que los TI se comportan idealmente; en el
caso real existen errores de transformación, que pueden ser diferentes para los
distintos transformadores, lo que da lugar a una corriente diferencial de desbalance
o error I d que circula por el relé de sobrecorriente, aún sin falla interna. La corriente
I d puede tomar valores altos para cortocircuitos externos, en el que se presenta la
saturación de los TI. Esta corriente, para la cual no debe operar la protección
diferencial, fija un ‘imite mínimo a su corriente de arranque, y afecta, por lo tanto, su
sensibilidad.
Diferentes investigaciones realizadas sobre el comportamiento de la corriente I d en
los estados transitorio y estable han demostrado que puede presentar una
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componente aperiódica con una constante de tiempo del orden de menos de un
segundo, y durante ese tiempo puede tener valores varias veces superiores a los de
estado estable ( que normalmente no son superiores al 10% de la corriente nominal
de los transformadores de corriente). Se ha observado también que al ocurrir el
cortocircuito externo no se presenta de inmediato la saturación de los
transformadores de corriente, por lo que la corriente de desbalance tiene un valor
reducido durante un pequeño tiempo inicial, después del cual aumenta
considerablemente. Por último, se ha demostrado que un incremento en la
impedancia de la rama diferencial de la protección reduce el valor de I d , sobre todo
en el régimen de saturación severa de los TI.
La corriente de arranque del relevador de sobrecorriente del esquema diferencial se
selecciona de modo que no opere incorrectamente por efecto del máximo valor
posible de corriente de desbalance, es decir:
I ar ≥ k * I d max
(5.7)
Al coeficiente k puede asignarse un valor del orden de 1.5. Para la determinación de
I d max se utiliza la mayor corriente que puede circular por la protección diferencial sin
falla intern a, sea esta debida a un cortocircuito externo, o una oscilación de potencia.
Es necesario también considerar la posibilidad de que accidentalmente se abra el
circuito secundario e alguno de los TI, en cuyo caso la corriente correspondiente a
ese transformador pasa por el relé de sobrecorriente; por lo tanto, es recomendable
comparar el valor calculado por la ecuación 5.7 con la corriente de carga
correspondiente al TI más cargado en régimen normal y, en caso de ser menor,
aumentar el valor de I ar para que el relé tolere esa condición.
Para la comprobación de la sensibilidad de la protección se plantea un cortocircuito
interno mínimo, para el que por lo general se considera la condición de alimentación
de la red por un solo extremo:
ks =
I ccint min
I ap
=
I ccint min
ntc ∗ I ar
(5.8)
Se toma por lo general un valor mínimo de 2 para ks . En la mayoría de los casos
este esquema elemental de protección diferencial sin afectar su propiedad de no
operar incorrectamente cuando no hay falla interna.
Una variante se aplica por lo general en la práctica utilizando un relé de sobretensión
en lugar de uno de sobrecorriente en la rama diferencial. Se basa en el hecho de
que al saturarse uno de los TI por una falla externa, su impedancia de magnetización
( que en esa situación tiene un valor reducido), al quedar en paralelo con la rama
diferencial, limita a un valor pequeño la tensión que aparece en el relé de
sobretensión. Este tipo de protección diferencial ha encontrado gran aplicación en la
protección de barras, como se verá más adelante, donde es frecuente el caso de
que un TI se sature en mayor medida que los restantes ( el de la línea done ocurre el
cortocircuito externo).
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5.2 Relé de porcentaje diferencial
La corriente de desbalance del esquema diferencial aumenta cuando crece la
corriente que circula a través del esquema hacia un cortocircuito externo o por una
oscilación de potencia. El relé de porcentaje diferencial es aquel cuya corriente de
arranque crece automáticamente con el incremento de la corriente que circula a
través del esquema. De esta forma es posible garantizar que no opere
incorrectamente para grandes corrientes fluyendo hacia el exterior, sin perder la
sensibilidad de operar para fallas internas. En la fig. 5.3 se presenta el diagrama
esquemático de la variante más común del relé de porcentaje diferencial. Se trata en
esencia de un órgano de medición que realiza la comparación de amplitud de la
corriente de operación I op (que es la corriente diferencial del esquema) con una
corriente de retención I ret , formada a partir de las corrientes I Is e I IIs , y que en
general depende de la corriente que circula hacia el exterior del esquema diferencial
(falla externa u oscilación de potencia).
La formación de las señales de operación y retención apropiadas para la
comparación de amplitud (que pueden ser eléctricas o de otro tipo) se hace en los
elemento correspondientes, mostrados por bloques de la fig. 5.3. La corriente de
operación está dada por:
I op = I Is + I IIs
(5.9)
En al fig. 5..4 se representan los diagramas fasoriales de las corrientes del esquema
diferencial para cortocircuitos internos y externos. La corriente de operación, que
para falla externa es igual a la de desbalance, para falla interna es igual a la de
cortocircuito referida al secundario ( si no hay saturación de los TI). Como posibles
corrientes de retención hay diversas variables, que de alguna forma reflejan la
corriente que circula hacia la falla externa. Una de ellas, por ej., es la corriente
I Is − I IIs , que como puede apreciarse en la fig. 5.4, tiene un valor grande para
cortocircuito externo, y pequeño para cortocircuito interno.
Fig. 5.3 Diagrama esquemático de un relé de porcentaje diferencial
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Fig. 5.4 Diagramas fasoriales de las corrientes del esquema diferencial para
cortocircuitos externo (a) e interno (b)
En resumen, las variantes de corrientes de retención que se han aplicado en la
práctica en los relevadores de porcentaje diferencial son:
I ret = I Is − I IIs
I − I IIs
I ret = Is
2
I ret = I Is
I ret = I IIs
(5.10)
I ert = I Is + I IIs
(5.14)
(5.11)
(5.12)
(5.13)
En la fig. 5.5 se presenta la característica de operación de una relé de porcentaje
diferencial en el que se hace directamente la comparación de las corrientes de
operación y retención. La condición de operación es:
I op f K ∗ I ret
(5.15)
La característica de operación es la recta:
I opa = K ∗ I ret
(5.16)
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Relé de
Porcentaje
Diferencial
Fig. 5.5 Característica de operación de un relé de porcentaje diferencial
Como puede observarse, el nombre de l relé está dado por el hecho de que su
operación tiene lugar cuando el %, que la corriente de operación presenta de la
retención, rebasa cierto valor.
En el caso real se toman medidas de diseño para que la característica no comience
en el origen de coordenadas y así evitar la operación incorrecta del relé sin corriente
diferencial. Hay relés de porcentaje diferencial cuya característica de operación es
ligeramente diferente a la mostrada en la fig. 5.5. En la fig. 5.5 se presenta también
la variación de la corriente de desbalance del esquema diferencial con la de
retención (y, por ende, con la corriente que circula hacia una falla externa, por ej.).
La característica del relé, de insensibilizarse para grande valores de corrientes de
retención, reduce considerablemente su posible afectación por la corriente de
desbalance.
El principio de la protección de porcentaje diferencial es extensible a elementos del
sistema con más de dos terminales; es deseable en ese caso que la señal de
corriente proveniente de cada terminal en que hay generación se aplique a un
elemento de retención. Estos relés han encontrado gran aplicación en la protección
de todos los tipos de elementos del sistema eléctrico de potencia.
5.3
Protección de transformadores
Los tipos de fallas que pueden presentarse en transformadores son: cortocircuitos
entre fases o a tierra en los arrollamientos o en los terminales del transformador, y
los cortocircuitos entre vueltas del arrollamiento de una fase. Entre los regímenes
anormales e operación están: sobrecorrientes debidas a sobrecargas o cortocircuitos
externos, y las sobretensiones.
Se recomienda que la protección provoque el disparo instantáneo de todos los
interruptores del transformador en caso de falla interna ( protección primaria), y que
también desconecte el transformador en caso de cortocircuito externo, a modo de
respaldo. Por lo general no se requiere protección externa contra sobrecarga, pues
el transformador (excepto los de capacidad relativamente pequeña) tiene una
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protección inherente. Las sobretensiones sostenidas pueden ser dañinas para los
transformadores, sobre todo si sobrepasan el valor de saturación, pero casi nunca
se requiere dotar al transformador de una protección contar ellos, pues está incluida
en los equipos de regulación y control del sistema.
La protección contra cortocircuitos internos es por lo general de tipo diferencial en
transformadores de capacidades superiores a un valor del orden de 5 a 10 MVA. Un
transformador de menor capacidad ubicado en un punto importante del sistema
puede requerir también protección diferencial. En los transformadores de
capacidades pequeñas la protección contra fallas internas es generalmente de
sobrecorriente, por medio de relés, o de fusibles. La protección de respaldo para
fallas externas puede ser de sobrecorriente ( con o sin direccionalidad) o de
distancia, dependiendo del tipo de protección que tengan las líneas adyacentes del
transformador.
Los transformadores tienen algunas peculiaridades que deben tenerse en cuenta
para la aplicación de protecciones diferenciales. Estas son:
a) Hay diferencias de fase entre las corrientes en transformadores con conexión YD.
b) Tienen distintos niveles de tensión, lo que implica que los TI pueden ser de
distinto tipo, y tener relaciones de transformación y características distintas.
c) Puede no haber concordancia entre las relaciones de transformación de los TI
disponibles y la del transformadores protegido.
d) La relación de transformación puede ser variable para fines de regulación de
tensión.
e) La corriente de magnetización del transformador puede tener un valor transitorio
alto en algunos casos, que la protección puede interpretar erróneamente como
indicativo de una falla interna. Esto se verá posteriormente.
La protección diferencial de transformadores se hace por lo general con relés de
porcentaje diferencial. La conexión de estos relés debe ser tal que garantice su
operación para todas las fallas internas a la zona de protección ( que incluye los
arrollamientos y terminales de transformador), y su no operación para cualquier otro
régimen de operación, incluyendo fallas externas. A continuación se presentan las
conexiones más utilizadas para diferentes configuraciones de bancos de
transformadores.
5.3.1 Transformadores de dos arrollamientos
En la fig. 5.6 se muestra un transformador de dos arrollamientos con conexión D-Y
con neutro a tierra; la fig. 5.6.a representa en diagrama unifilar; la fig. 5.6.b
representa las corrientes posibles para cualquier régimen diferente de un
cortocircuito interno; estas corrientes se establecen asignando un sentido arbitrario a
las corrientes de uno de los arrollamientos, y determinando los sentidos de las
corrientes del otro arrollamiento de acuerdo con la polaridad del transformador ( en
la fig. se representan por puntos sus marcas de polaridad). Es conveniente
considerar en primera instancia que el transformador tiene relación de
transformación unitaria.
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La conexión de la protección debe hacerse de modo que en la condición
representada no circule corriente de operación por los relés, con lo que se garantiza
que no operen. Para ello es necesario que la corriente que llega a una de las
bobinas de retención sea igual a la que sale por la otra, en el relé de cada fase. Los
TI están situados más allá de los interruptores de ambos lados del transformador
(para garantizar el traslape de las zonas de protección), de modo que miden las
corrientes de línea, que tienen un desfasaje de 30¼. Esto indica la conveniencia de
conectar un grupo de TI en triángulo y el otro en estrella, de modo que se compense
ese desfasaje. En principio cualquiera de los grupos puede conectarse en triángulo o
estrella, pero es recomendable conectar en triángulo el grupo de TI del arrollamiento
en estrella del transformador y viceversa, como se demostrará más adelante. En la
fig. 5.7 se muestra una conexión de la protección siguiendo este criterio. También es
válido el esquema resultante de conectar a la inversa todos los TI.
a) Diagrama unifilar
b)
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Fig. 5.6 Corrientes en un transformador con conexión triángulo-estrella
Puede demostrarse que el esquema opera para los siguientes tipos de fallas
internas: trifásica, bifásicas, bifásicas a tierra, monofásicas (por el lado en estrella del
transformador) y entre vueltas del arrollamiento de una misma fase (si la corriente de
falla es lo suficientemente alta).
La conveniencia de conectar en triángulo el grupo de TI del lado en estrella del
transformador y en estrella el grupo del lado en triángulo se debe a que esta
conexión evita la operación incorrecta de la protección para cortocircuitos externos a
tierra en el lado en estrella del transformador. Para estas fallas circula corriente de
secuencia cero por las líneas del lado en estrella del transformador, pero los TI
conectados en triángulo impiden que esa corriente llegue a los relés; por las líneas
del lado en triángulo del transformador no circula corriente de secuencia cero, por lo
que tampoco llega esta componente a los relés desde este lado. Esto garantiza que
la corriente de secuencia cero nunca circula por los relés, y no puede hacerlos
operar incorrectamente. Si se utiliza la conexión contraria, los TI conectados en
estrella permiten el paso de la corriente de secuencia cero a los relés, y no llega
corriente de secuencia cero a ellos desde el grupo de TI conectados en triángulo.
Esto origina corrientes de secuencia cero en la s bobinas de operación de los relés
que pueden provocar su operación incorrecta para estas fallas.
Conexión del
relé
diferencial
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Fig. 5.7 Conexión de la protección diferencial de un transformador con conexión D-Y
a tierra
El hecho de que la conexión de la protección mostrada en la fig. 5.6b impide que
llegue corriente de secuencia cero a los relés no significa que no opere para
cortocircuitos monofásicos internos. En este caso la operación tiene lugar debido a
las corrientes de secuencia positiva y negativa, que si llegan a los re lés
diferenciales.
En transformadores con conexión D-D los dos grupos de TI del esquema pueden
conectarse en estrella. En transformadores conectados Y-Y a tierra en ambos lados
con arrollamiento terciario interior (o aún sin terciario) es necesario conectar en
triángulo los TI de ambos lados. Ello se debe a que el terciario del transformador ( o
el efecto de terciario resultante de la interacción de los flujos en el transformador
trifásico con un tanque único) puede hacer que para fallas a tierra externas existan
diferencias entre los valores en por unidad de las corrientes de secuencia cero de
ambos lados, lo que puede provocar operaciones incorrectas. En el caso de que el
banco esté formado por tres transformadores monofásicos de dos arrollamientos si
pueden conectarse en estrella los dos grupos de TI. En el análisis realizado hasta
aquí se ha supuesto que el transformador tiene relación de transformación unitaria,
por lo que no se ha considerado el problema de la relación de transformación de los
TI.
Selección y conexión de los TI (Resumen)
Cuando se aplica un esquema diferencial de protección, deben tenerse en cuenta
los siguientes factores:
1. En general, los TI del lado de la estrella de un transformador Y/D debe ser
conectado en triángulo, y aquellos en el lado triángulo deben conectarse en
estrella. Esta disposición compensa el desfasaje a lo largo del transformador y
bloquea las corrientes de secuencia cero en el caso de fallas a tierra externas.
2. El relé debe ser conectado para aceptar la corriente entrante de un lado del
transformador y saliente del otro lado. Si hay más de dos arrollamientos, es
necesario considerar todas las combinaciones, tomando de a dos arrollamientos
a la vez.
3. La relación de transformación de los TI debe ser seleccionada con el objeto de
producir el máximo balance posible entre las corrientes de secundario de ambos
lados bajo máximas condiciones de carga. Si hay más de dos arrollamientos se
debe considerar todas las combinaciones tomando de a dos arrollamientos a la
vez y la potencias nominal del arrollamiento primario. Si las relaciones de
transformación disponibles no permiten la realización de una adecuada
compensación para cualquier variación en la corriente de secundario de los TI,
luego puede utilizarse transformadores de compensación para compensar el
desfasaje a través del transformador.
Los siguientes ejemplos muestran las conexiones de los TI, el cálculo de sus
relaciones de transformación y conexión del relé diferencial aplicada a un esquema
de protección de transformador.
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Ejemplo 5.1
Considérese un transformador de 30MVA, 11.5/69kV, Yd1 como el mostrado en el
diagrama unifilar de la fig. 5.8.
Fig. 5.8 Diagrama unifilar del ejemplo 5.1
Determinar la relación de transformación y la conexión de los TI, requeridos para
ajustar los relés diferenciales. Deben utilizarse TI con relaciones en saltos de 50/5
hasta 250/5, y 100/5 a partir de allí. Utilizar relés de porcentaje diferencial. Los tap e
corriente disponibles son: 5.0 -5.0, 5.0-5.5, 5.0-6.0, 5.5-6.6, 5.0 -7.3, 5.0-8.0, 5.0-9.0,
y 5.0-10.0 A.
Solución
La fig. 5.9 muestra el esquema trifásico de conexiones. Las corrientes en los
arrollamientos y en las líneas están trazadas y muestra que las corrientes de
restricción tanto del lado estrella como del lado triángulo están en fase.
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Fig. 5.9 Diagrama de conexiones del ejemplo 5.1
Con el objeto de incrementar la sensitividad, se selecciona la relación del TI del lado
de 11.5kV tan cercano como sea posible a la máxima corriente de carga; por lo
tanto, la relación será TI(11.5kV) = 1500/5. Al calcular la relación del otro TI, debe
realizarse un balance corrientes, es decir, 1506.13 x (5/1500) x 3 = 251 x (5/X) A
è X = 144. esto sugeriría la utilización de un TI con relación 150/5. Sin embargo,
teniendo en cuenta el hecho que el relé diferencial tiene varios taps, no es necesario
tener exactamente los mismos valores de corriente en sus terminales y por lo tanto
puede utilizarse otra relación del TI. En este caso se selecciona la relación 250/5.
Finalmente, se chequea esta relación para ver si es compatible con los taps
disponibles en el relé.
Con las dos relaciones elegidas de esta manera, las corrientes en los arrollamientos
del relé, para condiciones nominales, son:
Irelé (69kV) = 251x(5/250) = 5.02 A
Irelé (11.5kV) = 1506.13 x (5/1500) x
3 = 8.69 A
Debe seleccionar por lo tanto, el rango del tap 5-9 A.
5.3.2 Transformadores de tres arrollamientos
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En la fig. 5.18 se muestra la protección diferencial de un transformador de tres
arrollamientos, que también es aplicables al caso de un autotransformador con
terciario en triángulo.
Fig. 5.18 Conexión de la protección diferencial de un transformador de tres
arrollamientos
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En la conexión se sigue el mismo criterio que para transformadores de dos
arrollamientos, y el proceso se desarrolla de la forma siguiente: se hacen las
conexiones de la protección para un par cualquiera de arrollamientos como si el
tercero no existiera y, a continuación, se repite el proceso para el par formado por
cualquiera de esos arrollamientos y el tercero.
Hay casos en que se pueden utilizar relés diferenciales con dos elementos de
retención para proteger transformadores de tres arrollamientos. Esos casos son: a)
cuando los circuitos conectados al arrollamiento terciario se consideran incluidos en
la zona de protección del transformador; c) Cuando la impedancia del arrollamiento
terciario es tan alta que las fallas externas no representan grandes corrientes para la
protección diferencial del transformador; c) cuando los circuitos conectados a dos de
los arrollamientos no tienen fuentes de generación. En los primeros casos la
conexión se hace como si el arrollamiento terciario no existiera; en el tercer caso se
conectan en paralelo los TI correspondientes a los arrollamientos en que no hay
fuentes de generación, y se unen con uno de los elementos de retención de los relés
diferenciales.
En la fig. 5.19a se muestra el diagrama unifilar de la conexión correspondiente a
este caso, así como la circulación de corrientes para una falla externa en uno de los
circuitos sin fuente de generación. Como puede verse, los TI del lado de la fuente de
generación y del lado del circuito fallado suministran las corrientes de retención del
relé. Para valores altos de corriente de falla externa puede se necesario comprobar
el valor de la corriente de excitación secundaria de los TI que no tienen corriente
primaria, y que están en paralelo con los del circuito fallado, pues esa corriente
constituye una fuente de error del esquema. En la fig. 5.19b se ilustra el problema
que puede confrontarse se conectan en paralelo los TI de una salida en que hay
fuente de generación con los de otra en que no hay generación. En este caso, si el
transformador está operando con el interruptor superior abierto ( lo que puede
suceder en casos de emergencia), y ocurre una falla externa en el circuito en que no
hay generación, circulan las corrientes de retención, sino solamente la corriente de
desbalance Id debida a los errores de los TI conectados en paralelo, que circula por
uno de los elementos e retención y por el de operación de cada relé. En esta
condición de retención muy reducida, loe relés se comportan prácticamente como
elementos de sobrecorriente y pueden operar incorrectamente.
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Relé
Diferencial
Relé
Diferencial
Fig. 5.19 Protección de un transformador de tres arrollamientos con un relé
diferencial de dos elementos de retención.
5.3.3 Requerimientos a cumplir por los esquemas de protección diferencial de
transformadores
La posible falta de concordancia entre las relaciones de transformación del
transformador y de los TI hace necesario que los relés diferenciales tengan
derivaciones en sus bobinas. Con ellas es posible compensar total o parcialmente
las diferencias de corrientes, que de lo contrario dan lugar a corrientes de
desbalance en los elementos de operación.
Las fallas entre espiras de una fase en transformadores implican corrientes
diferenciales pequeñas en presencia de corrientes de retención debidas al efecto de
la carga. Para que el relé responda a esa condición, su corriente mínima de
operación debe ser pequeña ( son adecuados valores del orden del 30% de la
corriente nominal). Adicionalmente, es recomendable que la característica del relé
está compuesta por dos segmentos de recta, uno horizontal, y el otro con cierta
pendiente; el segmento con pendiente distinta de cero, correspondiente a la
operación con retención del relé, puede comenzar para corrientes de retención del
orden de la nominal del transformador. Con esto se mantiene la sensibilidad alta y
constante para fallas entre espiras.
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Otro requisito necesario en los relés es que la pendiente de su característica sea
ajustable, para poder adaptarse a situaciones diversas, y que tenga valores
relativamente altos, del orden de 20 al 60%. Su tiempo de operación deber ser
pequeño; son recomendables valores de hasta 30 ms para transformadores grandes
y de hasta 100 ms para transformadores de pequeña capacidad.
Los relés diferenciales para protección de transformadores deben ser inmunes a la
corriente de magnetiz ación, tratada en el siguiente punto.
Para la selección de la relación de transformación de los TI es necesario cumplir dos
requerimientos fundamentales: a) que en régimen normal de operación no se
sobrepasen los valores nominales de corriente de los TI o los relés; b) que para la
falla externa máxima los errores de los TI no tengan valores muy altos (por lo gral.
Se acepta hasta un 10% de error). Este aspecto es particularmente importante,
teniendo en cuenta que los tipos y características de los TI del esquema son por lo
gral. Diferentes, por corresponder a distintos niveles de tensión.
5.3.4 Efecto de la corriente de magnetización sobre la protección diferencial
La corriente de magnetización de un transformador entra por primario y no sale por
secundario, por lo que representa para la protección diferencial una condición
semejante a la de una falla interna. En régimen normal de operación esta corriente
tiene valores del orden del 2% al 5% de la corriente nominal del transformador, por
lo que no provoca operación de la protección diferencial, que tiene una pendiente
mucho mayor. Sin embargo, cualquier condición que implique un cambio instantáneo
en las condiciones de flujo del transformador da lugar a valores transitorios muy
elevados de la corriente de magnetización (de hasta 30 veces la In), que pueden
provocar la operación incorrecta del relé. A este fenómeno se le puede denominar
avalancha de corriente de magnetización.
Los factores de los que depende la magnitud y la duración de esa avalancha de
corriente son los siguientes: a) instante de inicio del proceso; b) capacidad del
transformador; c) capacidad del sistema; d) relaciones L/R del transformador y del
sistema; e) tipo de hierro; f) historia previa; g) condiciones en que se realiza el
proceso. De acuerdo con este último aspecto, pueden identificarse tres casos
diferentes: la conexión inicial de tensión, su recuperación posterior a una reducción
transitoria de tensión y la conexión inicial de un transformador en paralelo que ya
está en servicio.
5.3.4.1
Conexión inicial de un transformador
En la fig. 5.20 se representa la situación de un transformador que se conecta a la
fuente de alimentación en un instante en que la tensión es cero. El flujo magnético,
que está atrasado prácticamente 90º a la tensión (sinusoide en línea de puntos),
debía estar en ese instante en su valor máximo negativo − φ m ( o cerca de el), pero
realmente es cero, pues el transformador estaba desconectado. ello da lugar a un
desplazamiento hacia arriba de la onda de flujo magnético, que llega a alcanzar un
valor de 2φm dentro del primer ciclo; esta onda es una cosinusoide desplazada, y su
componente aperiódica es realmente de naturaleza exponencial, con una constante
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de tiempo L/R, donde L y R son, respectivamente, la inductancia y resistencia
equivalente del transformador y la fuente. Este valor máximo que alcanza el flujo
magnético es muy superior al de la saturación del transformador, por lo que origina
una saturación muy severa y valores elevados de la corriente de magnetización I m
(ver fig. 5.20)
Fig. 5.20 Avalancha de corriente de magnetización debida a la conexión inicial de un
transformador
En el análisis se ha supuesto que el flujo inicial en el transformador es nulo, pero
realmente puede haber tenido cierto valor φr residual, resultante de su última
desconexión. Este flujo puede ser positivo o negativo, y se suma algebraicamente
con φ , dando un máximo 2φm ± φr , que puede ser mayor o menor que si no hay flujo
remanente. Por lo tanto, la presencia de φr puede incrementar o reducir
aleatoriamente el valor de la corriente de magnetización.
Si la conexión se realiza en un instante diferente al analizado (caso más crítico), la
componente aperiódica del flujo es menor, y la corriente de magnetización tiene un
valor más pequeño. Puede incluso darse el caso de que la conexión se haga en el
momento del cruce por cero de la onda de flujo, lo que elimina por completo el
proceso transitorio, y la corriente de magnetización tiene un valor normal. En un
transformador trifásico, aún suponiendo un cierre totalmente simultáneo de las tres
fases del interruptor, cada fase tiene su propio proceso, y son de esperar corrientes
de avalancha en al menos dos fases, y generalmente en las tres.
En la fig. 5.21 se muestra la forma de onda típica de la avalancha de corriente de
magnetización de una fase del lado en estrella de un transformador. En los primeros
ciclos la corriente cae rápidamente, y después lo hace mucho más lentamente. Esto
se debe a que la constante de tiempo L/R es variable, debido a la saturación del
transformador; inicialmente la saturación es severa, y L es pequeña, peor después
se reduce la saturación, y L aumenta. El valor final de la constante de tiempo es del
orden de 10 s para transformadores pequeños y hasta de 1 min para unidades de
gran capacidad, sobre todo cuando están cerca de las fuentes de generación.
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Fig. 5.21 Avalanchas de corriente de magnetización típicas de transformadores para
arrollamientos conectados en estrella (a) y triángulo (b)
En arrollamientos conectados en triángulo la forma de onda de la corriente de línea
depende de dos corrientes de fase que tienen procesos transitorios independientes,
condicionados por sus núcleos respectivos. La avalancha de corriente de línea
puede tener naturaleza oscilatoria, como se muestra en la fig. 5.21b si hay
saturación en los dos núcleos involucrados. Esta situación puede también
presentarse en ocasiones en arrollamientos conectados en estrella pro efecto del
acoplamiento entre fases dado por un arrollamiento terciario en triángulo o por el
efecto de terciario del tanque del transformador (en transformadores trifásicos).
En todos los casos la corriente de magnetización tiene un contenido apreciable de
armónicos. En los transformadores antiguos se pueden encontrar valores del
segundo armónico cercanos al 50% de la componente fundamental, pero en los
diseños actuales son del orden de 15%, y hasta de un 7% en algunas variantes. En
este último caso el contenido total de armónicos no sobrepasa el 7.5%.
En la fig. 5.12 se puede apreciar también que en la avalancha existen intervalos de
tiempo en cada ciclo en que la corriente tiene un valor cercano a cero. Esto es válido
tanto para el caso en que está compuesta por pulsos unipolares (fig. 5.21a), como
cuando tiene una forma de onda prácticamente simétrica (fig. 5.21b).
En resumen, la presencia de componente aperiódica de alta constante de tiempo, de
armónicos, y de intervalos sin corriente, son tres rasgos característicos de la
avalancha, que permiten diferenciarla de las corrientes de cortocircuito interno.
De lo expuesto el relé diferencial debe ser capaz de discriminar entre corriente de
falla interna y corriente de magnetización, para ello existen los siguientes esquemas:
-
Introducción de un retardo de tiempo fijo en el relé (aprox. 200 ms, pero es poco
usado)
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-
-
Desensibilización o inhibición de la operación durante el proceso transitorio,
conectando una resistencia de bajo valor en paralelo con el elemento de
operación del relé, para desviar parte de la corriente diferencial.
Utilización de los armónicos de la corriente diferencial como base para la
retención o la inhibición del relé, sobre todo el segundo armónico.
5.4 Protección de barras
Las barras son los nodos de interconexión de los diferentes elementos de un
sistema eléctrico de potencia. Las fallas que pueden ocurrir en ellas con
cortocircuitos entre fases o a tierra, o contactos con tierra en el caso de redes con
neutro aislado o puesta a tierra resonante. Entre las causas más comunes de fallas
en barras están: fallas de equipos, rotura de aisladores, contactos de animales o de
objetos extraños, y contaminación.
Las fallas en barras son poco frecuentes, pero dan lugar a grandes afectaciones en
el servicio eléctrico por la cantidad de circuitos que se desconectan, y comprometen
seriamente la estabilidad del sistema (sobre todo en el caso de las barras de la red
de transmisión).
En la protección de barras se confrontan los problemas más serios de saturación de
los TI. Ello se debe a que para fallas externas el TI de la línea fallada recibe la
corriente total de contribución de la barra a la falla, mientras que por los restantes TI
circulan solamente las contribuciones individuales de las respectivas fuentes de
generación. Estas corrientes dan lugar grandes diferencias en los niveles de
saturación en los TI, y provocan valores relativamente altos de la corriente de error
del esquema, si es de tip o diferencial. En resumen, el problema de la protección de
barras consiste en lograr tiempos reducidos de eliminación de fallas, en condiciones
de saturación probablemente severa de los TI.
En la protección de barras han tenido gran aplicación las protecciones diferenciales,
aunque también se han utilizado protecciones con otros principios de operación. De
los métodos presentados, los más aplicables a barra son los que utilizan relés de
porcentaje diferencial y relés diferenciales de alta impedancia. Han encontrado
aplicación también otros métodos, tales como, utilización de TI con núcleo de aire
(acopladores lineales), operación de la protección antes que ocurra la saturación de
los TI, utilización de la componente aperiódica de la corriente de desbalance para
insensibilizar la protección diferencial.
5.4.1 Corriente diferencial de error en régimen de saturación severa de un TI
En la fig. 5.23 se presenta el esquema más simple posible de protección diferencial
para una barra de cuatro salidas de configuración sencilla. Se muestran también las
corrientes que circulan para la falla externa F en una de las líneas, suponiendo que
hay generación en todas las líneas no falladas.
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Fig. 5.23 Condición de falla externa en un esquema de protección diferencial de
barras
En este caso el TI TC4 tiene mucho mayor tendencia a la saturación que los tres
restantes. El valor máximo posible de la corriente diferencial de error ocurre cuando
TC4 se satura completamente, y los otros TI no se saturan. En la fig. 5.24 se
muestra un circuito equivalente correspondiente a esta situación. Los TI TC1, TC2 y
TC3 se comportan como fuentes de corriente ideales; el TC4 se supone tan
saturado, que su impedancia de magnetización es cero (se desprecia la impedancia
de núcleo de aire del transformador). La resistencia Rs incluye la del arrollamiento
secundario de TC4 y la de sus terminales. Rc es la resistencia de los conductores
tenidos entre el TC4 y el punto de unión en paralelo de todos los TI en el patio de la
subestación. Para fallas entre fases el valor de Rc es el de la resistencia de un solo
conductor, mientras que para fallas a tierra Rc incluye las resistencia de los dos
conductores (ida y retorno). Rd es la resistencia de la rama diferencial del esquema.
Fig. 5.24 Circuito equivalente de la fig. 5.23 con TC4 totalmente saturado
La corriente diferencial de error está dada por:
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Id =
Rc + Rs
I
Rc + Rs + Rd ntc
(5.19)
De la ec. 5.19 puede verse que I d disminuye con el aumento de Rd y con la
disminución de Rc + Rs . Esto constituye el fundamento del método de protección
diferencial de alta impedancia (ver más adelante). Por otra parte, para mantener
Rc en valores pequeños es conveniente hacer la conexión en paralelo de lo TI en un
punto del patio que sea aprox. equidistante a todos ellos. De no aplicarse este
criterio, el TI más alejado ( el de mayor Rc ) dará mayores valores de I d al saturarse.
Otra recomendación es utilizar conductores del mayor calibre posible dentro de los
límites económicos. Esto, además, aumenta la confiabilidad del esquema diferencial,
pues reduce la probabilidad de que se abra el circuito de un TI pro rotura de un
conductor. En realidad la corriente I d tiene un valor menor que el calculado por la
ec. 5.19, pues el TI de la línea fallada no se satura completamente, y los restantes
experimentan una cierta saturación. Esto es cierto sobre todo cuando se mantiene
baja la carga de los TI, y sus relaciones de transformación se seleccionan de modo
que la corriente de falla externa máxima no sobre pase un valor del orden de 20
veces la In del TI. Sin embargo, la ec. 5.19 puede servir como base para el cálculo
de I d y el resultado tiene un cierto factor de seguridad.
5.4.2 Protección de porcentaje diferencial
En la fig. 5.25a se muestra el esquema de la protección de una barra sencilla de
cuatro salidas utilizando un relé de porcentaje diferencial. Se ha supuesto que
existen fuentes de generación en todas las líneas, por lo que se requiere un relé con
cuatro elementos de retención. La fig. 5.25c muestra un esquema trifásico de
conexiones. Los TI de las líneas que no tienen fuentes de generación o que tienen
fuentes de capacidades muy pequeñas pueden unirse en paralelo por secundario, y
conectarse a un solo elemento de retención (ver fig. 5.25b). La cantidad de TI que
puede conectarse en paralelo depende de la In del elemento de retención del relé,
que puede ser del orden de 15 A. Un inconveniente de este esquema es que se
requiere llevar a la sala de control de la subestación (donde está el relé) los
conductores de conexión de todos los TI. Los relés de porcentaje diferencial para
protección de barras tienen por lo general seis elementos de retención. Si la barra
tiene más circuitos es necesario utilizar más de un relé por fase. Se trata de relés
con características d pendiente variables, para lograr una mayor inmunidad a la
corriente diferencial de error.
Cuando se toman medidas para mantener baja la carga de los TI y se seleccionan
adecuadamente sus relaciones de transformación ( para que la corriente de falla no
pase de 20 veces la In), los relés de porcentaje diferencial dan buenos resultados, e
incluso no se hace por lo general el cálculo de su pendiente. Ello, por supuesto, no
es recomendable cuando es de esperar un nivel alto de saturación en los TI. En ese
caso pudiera utilizarse el método de cálculo asociado con el circuito equivalente de
la fig. 5.24, teniendo presente que el resultado es muy conservador. El circuito hay
en ese caso que modificarlo insertando los elementos de retención del relé en serie
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con los TI. El tiempo de operación de los relés electromecánicos de porcentaje
diferencial de protección de barras (que son por general de inducción
electromagnética, con dos discos acoplados a un mismo eje) es del orden de 50 a
100 ms, lo que resulta excesivo para las barras de la red de transmisión. Sin
embargo, en relés estáticos se logran tiempos más reducidos e incluso hay uno que
opera antes de que se manifieste por secundario la saturación de los TI.
a)
b)
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c)
Fig. 5.25 Protección de porcentaje diferencial de una barra
5.4.3 Protección diferencial de alta impedancia
Esta protección se basa en el hecho de que la corriente diferencial de error es
pequeña cuando el valor de Rd es elevado, como puede verse en la ec. 5.19. Para
lograr un valor alto de Rd se coloca un relé de sobretensión en la rama diferencial.
En la fig. 5.26 se muestra el diagrama esquemático de la protección; el relé de
sobretensión (RSV) está conectado en la rama diferencial, en serie con un filtro LC
sintonizado a la frecuencia fundamental. Con esto se reduce la tendencia a la
operación del relé por efecto de la componente aperiódica y los armónicos que
pueden estar presentes cuando hay saturación severa de un TI. Cuando ocurre una
falla externa y un TI se satura, es válido el circuito equivalente de la fig. 5.24, y la
corriente I d es pequeña, debido al valor alto de Rd . Para fallas internas, en que hay
poca diferencia entre los niveles de corriente de los TI, todos entregan corriente por
secundario, que al pasar por Rd provocan valores peligrosamente elevados de
tensión. Para proteger el esquema y al personal se coloca un limitador de tensión LV
en paralelo con la rama diferencial. Este limitador es por lo general un varistor. En
serie con LV se coloca un relé de sobrecorriente instantáneo RSC para acelerar la
operación del esquema para fallas internas de altos valores de corriente; esto,
además, implica cierta redundancia en el relé, y eleva su confiabilidad.
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Fig. 5.26 Protección diferencial de alta impedancia
El cálculo de la tensión mínima de arranque Va del relé de sobretensión puede
hacerse considerando Rd f Rc + Rs es decir:
I
(5.20)
ntc
donde k es una constante de valor menor que la unidad, que tiene en cuenta el
hecho de que el TI de la línea fallada no se satura completamente, y que los demás
TI experimentan cierta saturación. Los fabricantes por lo general suministran
información para determinar el valor de k para cada esquema concreto a partir de los
datos de los TI. Para la determinación de la corriente de arranque del relé de
sobrecorriente instantáneo es necesario utilizar también la información del fabricante
referente a al característica V=f(I) del limitador de tensión que es un elemento no
lineal.
Va ≥ k ∗ (Rc + Rs )
El esquema de protección diferencial de alta impedancia requiere que el valor de
Rc + Rs sea pequeño. Ello hace recomendable utilizar TI de resistencia de secundario
baja, y hacer la conexión en paralelo de todos los TI en un punto equidistante de
todos ellos. Los TI deben tener iguales relaciones de transformación para evitar la
necesidad de utilizar TI auxiliares. Este esquema tiene tiempos de operación de 8 a
16 ms cuando tiene relé de sobrecorriente instantáneo, y de 20 a 30 ms cuando no
lo tiene. Esto, unido a su simplicidad y confiabilidad, hacen que tenga amplia
aplicación en distintos países.
5.4.5 Influencia de los esquemas de barras sobre su protección diferencial
Hasta aquí se han estudiado los distintos métodos de protección de barras tomando
c omo base el esquema de barra simple. Sin embargo, existen diversos esquemas de
barras, que se diferencian por su confiabilidad, flexibilidad de operación y costo, y
que encuentran aplicación en barras de distintos niveles de tensión y de importancia
para el sistema. A continuación se describen brevemente los esquemas
fundamentales de barras, destacando las particularidades de su protección
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diferencial. Estos esquema se representan gráficamente pro diagramas simplificados
(para el caso de una barra de cuatro salidas), en que se omiten todos los
desconectadores serie que en estado normal están cerrados, y todos los
desconectadores paralelos normalmente abiertos.
5.4.5.1 Barra simple
El esquema de barra simple, mostrado en la fig. 5.30, es el más sencillo y
económico, pero el menos flexible y fiable, y se utiliza fundamentalmente en los
niveles de subtransmisión y distribución. La zona de la protección diferencial,
mostrada en línea de puntos en la fig. 5.30 cubre totalmente la barra. La señal de
tensión para las protecciones de las líneas (si se requiere) puede obtenerse con solo
un conjunto de transformadores de tensión (TP) conectados a la barra.
Fig. 5.30 Esquema de barra simple
5.4.5.2 Barra simple con interruptor de enlace
Este esquema constituye una extensión del anterior para el caso en que hay un
número elevado de circuitos conectados a la barra (ver fig. 5.31). Tiene mayor
flexibilidad, sobre todo en el caso en que la subestación se alimenta de dos fuentes
de suministro independientes; el interruptor de enlace puede operarse abierto o
cerrado, pero cuando se pierde una de las fuentes, todos los circuitos pueden
alimentarse desde la otra con el interruptor de enlace cerrado. La protección se
brinda con dos relés diferenciales, cuyas zonas de protección se traslapan alrededor
del interruptor de enlace, como se muestra en la fig. 5.31; una falla en una de las
secciones de barra afecta solamente el servicio de los circuitos conectados a ella, y
los restantes circuitos no son interrumpidos. Las señales de tensión para las
protecciones de las líneas se obtienen de transformadores de potencial conectados
a ambas secciones de la barra.
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Fig. 5.31 Esquema de barra simple con interruptor de enlace
5.4.5.3 Barra simple con barra de transferencia
La adición de una barra de transferencia a un esquema de barra simple incrementa
su flexibilidad de operación (ver fig. 5.32). Este esquema opera con el interruptor de
transferencia normalmente abierto, y la protección diferencial es una sola, con la
zona de protección mostrada en la fig. 5.32.
Cuando se desea sacar de servicio un interruptor para reparación o mantenimiento,
su línea se conecta a la barra de transferencia cerrando un desconector
normalmente abierto ( y se desconecta del interruptor abriendo un desconector
normalmente cerrado no mostrado en la fig.), y se cierra el interruptor de
transferencia. De esta forma, a la barra de transferencia se conecta un solo circuito
en cada ocasión. La protección asociada con el interruptor de transferencia debe ser
capaz de proteger cualquiera de las líneas de salida de la barra. Para cada línea la
protección requiere determinados parámetros de ajuste, en general diferentes a los
de las demás líneas. No es práctico hacer cambios de parámetros de ajuste de la
protección cada vez que se conecta una línea diferente a la barra de transferencia,
por lo que es necesario determinar parámetros de ajuste aplicables a todas las
líneas, aunque se sacrifique en alguna medida la calidad de la protección durante el
tiempo en que esté en servicio la barra de transferencia. Si las protecciones de las
líneas requieren señales de tensión, pueden obtenerse de transformadores de
tensión conectados a la barra principal.
Fig. 5.32 Esquema de barra simple con barra de transferencia
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5.4.5.4 Barra doble con interruptor de enlace
Este esquema, que se muestra en la fig. 5.33, proporciona una gran flexibilidad de
operación. Las barras pueden operarse unidas o interdependiente, cualquier línea
puede alimentarse desde cualquier barra, y una de las barras puede utilizarse como
barra de transferencia en caso de salida de servicio de algún interruptor de la línea.
El inconveniente del esquema es que su flexibilidad implica la necesidad de hacer
conmutaciones en los esquemas de protección de barras y líneas, los que los hace
complejos y afecta su confiabilidad. Para la protección de las barras se requieren
dos esquemas diferenciales; en la fig. 5.33 se representan sus respectivas zonas de
protección para el caso en que a cada barra están conectados dos líneas de salida.
Si una de las barras se va a utilizar como barra de transferencia, es necesario
desconectar su protección diferencial.
Las protecciones de líneas pueden recibir las señales de tensión desde
transformadores de tensión conectados a las barras, pero ello genera la necesidad
de conmutarlas de unos a otros transformadores al cambiar la línea de una barra a
otra. Es más recomendable colocar transformadores de tensión en las líneas, pero
se requiere entonces un número mayor de transformadores.
Al igual que en el esquema de barra simple con barra de transferencia, la protección
asociada con el interruptor de enlace debe ser capaz de proteger cualquiera de las
líneas.
Fig. 5.33 esquema de barra doble con interruptor de enlace
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5.4.5.5 Barra doble con esquema de interruptor doble
Este es un esquema de muy alta flexibilidad de operación (ver fig. 5.34), y de costo
elevado. Cada línea está conectada mediante interruptores a ambas barras, y todos
los interruptores se operan cerrados. En caso de falla en cualquiera de las líneas se
abre sus dos interruptores y se mantiene el servicio en el resto del esquema. Cada
barra tiene su propia protección diferencial, como se muestra en la fig. 5.34. Las
señales de corriente para las protecciones de las líneas se obtienen de la conexión
en paralelo de los TI correspondientes a cada línea, como se muestra en la fig. 5.34.
De esta forma, las protecciones de las líneas incluyen las áreas de las barras que
quedan fuera de las zonas de protección diferencial. Es necesario disponer de
transformadores de tensión en cada línea para la obtención de las señales de
tensión de su protección.
Fig. 5.34 Esquema de barra doble con interruptor doble
5.4.5.6 Barra en anillo
En la fig. 5.35 se representa este esquema, que proporciona una flexibilidad elevada
con un mínimo de interruptores. Para falla en una de las líneas o en la sección de
barra asociada con ella se abren los dos interruptores adyacentes, y se mantiene el
servicio en el resto del esquema. De esta forma, cada sección de barra se protege
como parte de su línea, y no se requiere protección diferencial. Las señales de
corriente para las protecciones de líneas ( y secciones de barra) se obtienen de la
conexión en paralelo de los TI correspondientes, como se muestra en la fig. 5.35.
para la obtención de las señales de tensión se requieren transformadores de tensión
en todas las líneas.
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Fig. 5.35 Esquema de barras en anillo
5.4.5.7 Barra doble con esquema de interruptor y medio
En este esquema (ver fig. 5.36), cada línea está conectada mediante interruptores
(que se operan normalmente cerrados) a ambas barras, pero el interruptor central es
compartido por dos líneas (de allí la denominación de interruptor y medio). En caso
de falla en una de las barras se mantiene el servicio en las líneas, y para falla en una
de las líneas se abren sus dos interruptores y se mantiene el servicio en el resto del
esquema. Por se flexibilidad y por el número de interruptores requeridos, este
esquema está entre el de barra en anillo y el de barra doble con esquema de
interruptor doble.
Fig. 5.36 Esquema de barra doble con interruptor y medio
Se requieren protecciones diferenciales independientes para ambas barras, como se
muestra en la fig. 5.36. Las señales de corriente para las protecciones de las líneas
se obtienen de TI conectados en paralelo; estas protecciones incluyen las secciones
de las barras que quedan fuera de las zonas de protección diferencial. Para las
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señales de tensión de las protecciones de líneas se requieren transformadores de
tensión en cada línea.
5.5 Protección de generadores y máquinas rotantes
La protección diferencial de generadores y otras máquinas rotantes es similar en
muchos aspectos a la de los transformadores. Las fallas internas en el arrollamiento
incluyen cortocircuitos fase-fase, espiras cortocircuitadas, circuitos abiertos y fallas a
tierra, y deben ser desconectadas en forma inmediata. Para obtener la forma más
efectiva de protección diferencial, el centro de estrella del generador debe estar
puesto a tierra, ya sea en forma rígida o por medio de un resistor o reactor. La
protección diferencial debe satisfacer los siguientes requerimientos:
1. Debe ser lo suficientemente sensitiva para detectar daños en el arrollamiento
del estator, y no operar para fallas fuera de la máquina.
2. Debe operar rápidamente, de tal manera de desconectar al generador antes
de que sufra daños serios.
3. Debe ser diseñada de tal manera que provoque la apertura de los
interruptores principales así como en interruptor de neutro y el interruptor del
circuito de campo.
En la fig. 5.37 puede verse la disposición de los TI y de los relés diferenciales para
una máquina conectada en estrella.
Fig. 5.37 Protección diferencial para un generador conectado en estrella, con cuatro
terminales
En la fig. 5.38 se muestra el esquema diferencial para una conexión en triángulo del
generador.
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Fig. 5.38 Protección diferencial para un generador conectado en triángulo
Si la conexión del neutro está hecha dentro del generador y se pone un TI solamente
en el conductor a tierra, como se muestra en la fig. 5.39, luego la protección así
provista detectará solamente fallas a tierra.
Fig. 5.39 Protección diferencial para un generador conectado en estrella
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