GUÍA TÉCNICA DE APLICACIÓN - revistaei.cla-Técnica-de-Protección-y-Control.pdf ·...
Transcript of GUÍA TÉCNICA DE APLICACIÓN - revistaei.cla-Técnica-de-Protección-y-Control.pdf ·...
GUÍA TÉCNICA DE APLICACIÓN
“PLANIFICACIÓN Y DISEÑO DE LOS SISTEMAS DE
PROTECCIÓN PARA INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN”
Versión B
28 de noviembre de 2017
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 2
El presente documento Guía Técnica de Aplicación, ha sido desarrollado mediante un trabajo conjunto entre
profesionales del Coordinador Eléctrico Nacional, AES GENER, COLBÚN, ENGIE y TRANSELEC.
Control de cambios
Fecha Versión Desarrolladores Aprobadores Registro de cambio
07-09-2017 A
Depto. Integridad del
Sistema.
Empresas coordinadas
participantes.
Depto.
Integridad del
Sistema
Confección Borrador Interno
28-11-2017 B
Depto. Integridad del
Sistema.
Empresas coordinadas
participantes
Depto.
Integridad del
Sistema
Confección versión para
observaciones públicas.
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 3
CONTENIDO
1. OBJETIVO 4
2. ALCANCE 4
3. ABREVIATURAS Y DEFINICIONES 4
4. FILOSOFÍA PARA LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN 5
4.1 OBJETIVOS DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN. 5
4.2 PLANIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN. 6
5. ESQUEMAS DE PROTECCIÓN, CONTROL Y COMUNICACIONES. 7
5.1 REQUERIMIENTOS MÍNIMOS. 7
5.1.1 Líneas de Alta Tensión. 7
5.1.2 Transformadores de poder 9
5.1.3 Banco de reactores 10
5.1.4 Banco de condensadores en derivación. 11
5.1.5 Barras 12
5.1.6 Interruptor de poder. 13
5.1.7 Equipos de medición para los sistemas de protección 15
5.1.8 Requerimientos generales de control para la planificación de los sistemas de protección 15
5.2 CONFIGURACIÓN Y DEFINICIÓN DE PARÁMETROS PARA REGISTROS OSCILOGRÁFICOS DE PERTURBACIONES Y FALLA. 15
5.3 REQUERIMIENTO PARA SISTEMAS DE COMUNICACIÓN CON FINES DE TELEPROTECCIÓN. 20
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 4
1. OBJETIVO
El objetivo de la presente Guía Técnica de Aplicación, es entregar lineamientos para la planificación y diseño de los
Sistemas de Protección de instalaciones de corriente alterna del sistema de transmisión sobre 200 [kV], incluyendo
los sistemas de control y comunicación asociados, con el fin de obtener niveles de confiabilidad y desempeño del
Sistema Interconectado (SI) adecuados frente a fallas o perturbaciones que puedan provocar daños a instalaciones
del sistema de transmisión, a las personas, o inestabilidades que afecten la seguridad y calidad de servicio, conforme
a la normativa vigente.
2. ALCANCE
Las disposiciones de la presente Guía serán aplicables para instalaciones del sistema de transmisión con tensión
mayor a 200 [kV]. En particular los temas abordados por este documento, son los siguientes:
Requerimientos generales para la planificación de los sistemas de protección.
Mínimo desempeño esperado de los esquemas de protección, de acuerdo a las características del elemento protegido.
Requisitos de desempeño mínimos para los esquemas de respaldo falla de interruptor.
Requisitos mínimos para el registro oscilográfico de perturbaciones y fallas.
3. ABREVIATURAS Y DEFINICIONES
Para efectos del presente Guía Técnica de Aplicación, se establecen las siguientes definiciones que serán aplicables:
i. NT de SyCS: Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.
ii. Redundancia: Duplicación de elementos críticos que componen un sistema o esquema de protección de manera que, frente a la falla de uno de sus componentes, el conjunto mantiene los mismos niveles de desempeño para los cuales fueron diseñados.
iii. Función de Protección: Corresponde a un algoritmo de cálculo y operación de un relé de protección, a partir del procesamiento de variables eléctricas, con el fin de detectar una condición de falla.
iv. FO: Fibra óptica.
v. OPAT: Onda portadora.
vi. MMOO: Micro ondas.
vii. BER: Bit Error Rate (Tasa de Error de Bit).
viii. Canal de teleprotección: Es una banda de frecuencia proporcionada por el sistema de teleprotecciones, a fin de permitir la transmisión de señales de teleprotecciones. La señal que se envía por dicho canal puede ser de tipo análogo o digital.
ix. Comando de teleprotección: Es una señal transmitida a través de un medio de comunicación entre los sistemas de protección.
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 5
x. Función 85A: Es un comando de teleprotección asociado a las funciones de protección de impedancia, que utiliza los canales de comunicaciones para acelerar la operación de zonas de impedancia, mediante una confirmación de el/los extremo(s) remoto(s) de la línea protegida. Este comando se puede utilizar por sobrealcance o subalcance en función del valor de impedancia ajustado.
xi. Función 85C: Es un comando de teleproteción asociado a las funciones de protección de sobrecorriente direccional, la que utiliza los canales de comunicaciones para realizar una comparación direccional de corriente, permite acelerar la operación de los sistemas de protecciones.
xii. Función 85D (TDD): Es un comando de teleprotección asociado a las funciones de protección de falla de interruptor (50BF), diferencial de barras (87B), u otra, la que utiliza los canales de comunicaciones para enviar una orden de apertura a el/los interruptor(es) local y remoto(s), según corresponda.
xiii. G703.1 o G703.6: Tipo de interfaz utilizada en los sistemas de teleprotección por MMOO.
xiv. MPLS: Multiprotocolo Label Switching.
xv. Sistema de teleprotección: Sistema compuesto por equipos de teleprotección y un sistema de telecomunicación, entre los extremos de una línea de transmisión protegida.
xvi. SNR: Signal to noise ratio (Relación señal ruido).
xvii. Switch/Selector de mantenimiento (ANSI 43): Permite realizar el bloqueo de los sistemas de teleprotecciones, durante los periodos de mantención.
xviii. TDD: Transferencia de desenganche directo.
4. FILOSOFÍA PARA LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN
El objetivo del presente capítulo es representar la filosofía para los sistemas de protección mediante la definición los
principios, fundamentos, y etapas que permitan orientar el diseño de los sistemas de protección, previstos para los
nuevos proyectos y/o la modificación de instalaciones eléctricas existentes, a raíz de procesos de expansión o
modernización de las mismas. Sin perjuicio de lo anterior, e independiente de las razones que dan origen a la
implementación de un sistema de protección, es importante considerar que las decisiones de planificación y
definición de filosofías en estas materias, deben ser tomadas en la fase previa al Proceso de Interconexión o
modificación de instalaciones, conforme a niveles de desempeño mínimos necesarios para la seguridad y calidad de
servicio del sistema eléctrico nacional (SEN).
4.1 Objetivos de los sistemas de protección.
El Sistema de Transmisión debe garantizar la seguridad, calidad y continuidad del suministro eléctrico, no sólo desde
la perspectiva de la operación de la red eléctrica, sino que también bajo escenarios de fallas eléctricas, permitiendo
su despeje en el mínimo tiempo posible. Tales propósitos deberán satisfacerse cumpliendo básicamente dos
principales premisas: Preservando la seguridad para las personas y manteniendo la integridad de las instalaciones
eléctricas de potencia. Por consiguiente, las instalaciones de transmisión deberán estar equipados con sistemas de
protecciones eléctricas que les permita satisfacer efectivamente los siguientes objetivos y fundamentos:
Objetivo
Prevenir o disminuir el daño en instalaciones del sistema de transmisión, reducir el área que se debe desconectar,
mantener la estabilidad dinámica del sistema, y minimizar su perturbación ante una condición de falla presente en
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 6
el Sistema Interconectado. También deben proporcionar información sobre la falla, con el fin de aportar información
conducente a determinar sus causas y verificar el desempeño del sistema de protección.
Fundamentos
Para cumplir con los objetivos antes descritos, se debe considerar que los sistemas de protección deben cumplir con
los siguientes fundamentos:
• Confiabilidad: Es la capacidad de operar correctamente, cuando sea requerido.
• Seguridad: Capacidad de no actuar ante condiciones normales del sistema eléctrico, evitando diseños
complejos que aumenten el riesgo de fallas de sus componentes o lógicas asociadas.
• Rapidez: Capacidad de actuar en el menor tiempo posible despejando una falla, minimizando la
perturbación y sus efectos sobre la estabilidad del sistema interconectado.
• Selectividad: Capacidad de actuar dentro del área protegida frente a la presencia de una falla, y
respaldar de manera temporizada y coordinada, a sistemas adyacentes.
• Sensibilidad: Capacidad de detectar una condición de falla mínima.
Los objetivos y fundamentos antes descritos, junto con los requerimientos indicados en el capítulo 5 de la presente
Guía Técnica de Aplicación, conformar la filosofía y conceptualización del sistema de protección.
4.2 Planificación de los sistemas de protección.
La conexión de nuevos proyectos en el sistema de transmisión, demandan de una planificación que aborde no solo
los estudios de interconexión para su etapa de operación, sino también aquellos que definan un diseño adecuado,
tal que permitan garantizar un desempeño acorde con el tipo de instalación que se protege. Los requerimientos y
exigencias del presente documento a los sistemas de protección, complementan a los indicados en la NT de SyCS
vigente.
A continuación, se presenta en la Tabla 1 los aspectos relevantes en la planificación de los sistemas de protección
incluidos en este documento, y las exigencias de la NT de SyCS:
TABLA 1 ASPECTOS ABORDADOS EN LA PLANIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN
Aspectos abordados Mínimos desempeños incluidos en la
Guía Técnica de Aplicación.
Exigencias asociadas a la NT de SyCS
Sistemas de protección Definidos de acuerdo al tipo de
instalación y sus características, tal
que cumplan los requerimientos de
los sistemas de protecciones de
rapidez, selectividad, confiabilidad,
seguridad y sensibilidad.
Exigencias de los artículos 3-23, 5-45
y 5-46 de la NT de SyCS, tales como:
- Esquemas de protección. - Tiempos máximos de despeje de
falla. - Requerimientos para la
reconexión monopolar en líneas de transmisión.
Esquemas de control Definidos para asegurar: - La apertura confiable del
interruptor en un mínimo tiempo.
- Intervenciones sin incurrir en desenergización de la instalación.
Exigencias del artículo 3-23 de la NT
de SyCS, tales como:
- Alambrados para vías de desenganche.
- Exigencias para los equipos de medida.
- Requerimientos de envío de una señal de TDD.
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 7
Comunicación con fines de
teleprotección
- Metodología para el cálculo de disponibilidad del esquema de teleprotección.
- Máximos tiempos de retardo del envío de información.
- Medidas para mejorar los índices de indisponibilidad de los sistemas de teleprotección
Artículo 3-23 de la NT de SyCS:
Disponibilidad del esquema de
teleprotección.
5. ESQUEMAS DE PROTECCIÓN, CONTROL Y COMUNICACIONES.
5.1 REQUERIMIENTOS MÍNIMOS.
A continuación, se presentan los mínimos requerimientos orientados a obtener un buen desempeño de los esquemas
de protección, control y comunicación, clasificados de acuerdo al tipo de instalación que se protege.
5.1.1 Líneas de Alta Tensión.
Selección de esquema de protección.
La selección de un esquema de protección, deberá cumplir con los siguientes requerimientos:
I. Requerimientos para el desempeño de la función de protección de impedancia:
• Para la habilitación o utilización de zonas de impedancia con tiempo instantáneo, se deberá evaluar la
capacidad de medición de la protección mediante el cálculo del SIR (source to line impedance ratio), de
acuerdo a lo establecido en el estándar IEEE C37.113. En aquellos casos donde los valores de SIR sean
mayores a 4, no deben ser utilizadas zonas de operación instantáneas ni esquemas de subalcances, y
reemplazar por otras funciones de protección con distinto principio de medición.
• En caso que un extremo de la línea se comporte como una fuente débil, se deberá implementar un esquema
de protección adecuado, de manera de mantener tiempos de despeje de falla máximos de la línea protegida,
de acuerdo a los estándares exigidos en la NT de SyCS.
• En líneas con compensación serie y sistemas de protección de línea adyacente a ella, se deberá verificar:
o La capacidad de asegurar la direccionalidad y correcta operación ante inversiones de tensión o de
corriente, y compensar los efectos sobre la medición de impedancia, tal que su operación continúe
siendo selectiva.
o Verificar que la tensión memorizada es mayor a la caída de tensión en el condensador durante la
falla. En caso contrario, se deberá complementar con otro principio de detección de manera de
asegurar la selectividad.
Sin perjuicio de lo anterior, toda solución deberá ser verificada mediante pruebas de inyección secundaria,
bajo las condiciones transitorias más exigentes que se puedan obtener desde los estudios correspondientes.
• En circuitos paralelos que pueden verse afectados por el acoplamiento mutuo sobre la medición de
impedancia, así como los efectos de la inversión de flujo transitorio sobre los esquemas de teleprotección,
deberán ser capaces de mantener su selectividad mediante las lógicas o algoritmos que sean necesarios.
• Ante fallas que no puedan ser medidas por las funciones de impedancia, se deberá implementar funciones
de protección adicionales que permitan cumplir con el tiempo máximo de despeje de falla exigido por la NT
de SyCS.
• Deberá evitar su operación durante una oscilación de potencia y máximos flujos esperados en el sistema de
transmisión.
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 8
• Ante la pérdida de la señal de tensión suministrada por los transformadores de potencial, se debe incluir un
bloqueo a las funciones de protección que dependan de esta medida, y habilitar funciones de protección de
emergencia con características de operación no direccional, para fallas entre fases y residuales. Esta
condición deberá ser alertada al Sistema de Control de la Subestación para ser subsanada en el corto plazo.
II. Requerimientos para el desempeño de la función de protección diferencial de línea:
• En líneas que cuenten con un esquema de protección diferencial, se deberá supervisar los canales de
comunicación para que, en el caso de pérdida de comunicación, se bloquee su operación. Esta condición
deberá ser alertada al Sistema de Control de la Subestación para ser subsanada en el corto plazo.
• Estos esquemas deberán ser complementados con funciones de protección con otro principio de operación,
de manera de cumplir con los requerimientos de respaldo, ante fallas en instalaciones adyacentes.
III. Requerimiento de desempeño para la reconexión:
• La habilitación de una reconexión monopolar, deberá cumplir con las exigencias indicadas en el artículo 5-
46 de la NT de SyCS. Esta deberá considerar además la habilitación de una función de protección que, ante
una reconexión no exitosa de la línea, emita una orden de apertura tripolar con tiempo instantáneo y
bloquee el circuito de cierre, con el fin de efectuar la inspección de las instalaciones.
• Ante fallas de tipo evolutivas, la función de protección de falla de interruptor (50BF) deberá permitir el
despeje mediante el esquema de protección principal, para su posterior reconexión monopolar.
IV. Requerimiento para supervisión de zonas muertas:
En casos que la barra de uno de los extremos de una línea de transmisión tenga una configuración en anillo,
interruptor y medio u otro, que permita mantener en servicio las barras y los interruptores cerrados ante
mantenimiento de las líneas, se deberá contar con función de protección, que sean capaz de proteger
aquellas zonas que no sean cubiertas por las protecciones de impedancia, diferencial de línea y la protección
diferencial de barra. Con el propósito de asegurar selectividad, esta función sólo se deberá habilitar cuando
el desconectador de línea se encuentre abierto.
Requerimiento de control y comunicación.
Los sistemas de control deberán cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño y características:
• El sistema de control deberá contar con una redundancia tal que, ante un único punto de falla en las vías de
alimentación de corriente continua y sus alambrados de apertura o medida, no cause que la subestación
quede fuera de operación.
• Los circuitos de alimentación deberán ser independientes para los sistemas de control asociado a cada uno
de los esquemas de protección.
• La transmisión de la señal TDD/85D al interruptor del extremo remoto de una línea, debe ser de una alta
confiabilidad. Es por ello que la ingeniería del proyecto deberá asegurar que la señal sea recibida
correctamente con un mínimo retardo, a través de vías de conexión dedicadas, emitiendo una señal de
apertura sobre todas las bobinas de desenganche del interruptor de poder remoto. En caso de ser
requeridos relés auxiliares para adecuar capacidad de contactos o multiplicar los mismos (ANSI 94), éstos
deberán ser del tipo extra rápido y ser parte del esquema de teleprotección. Adicionalmente, el envío de
esta señal de TDD al interruptor del extremo remoto de la línea, deberá generar el arranque de la protección
de falla de interruptor 50BF en el extremo receptor de la señal.
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 9
• Se deberá implementar un bloqueo del circuito de cierre del interruptor, una vez ejecutada una orden de
apertura debido a la operación de la protección por falla de interruptor, protecciones mecánicas del
interruptor, discrepancia de polos u otros, que requieran de una inspección e intervención de los equipos
de patio.
• Para la ejecución del comando de cierre de un interruptor, los sistemas de protecciones de línea deberán
verificar su operatividad, incluyendo el equipo de protección, vía de apertura (señal de Corriente Continua),
verificación de sincronismo y bobina de apertura de interruptor disponible.
• Supervisar el circuito de control de corriente continua del interruptor generando una alarma en la
subestación, ante eventos tales como la perdida de tensión auxiliar, defectos en la bobina de desenganche
e interrupción entre la fuente de alimentación y el circuito de control.
• Se deberá implementar los enclavamientos necesarios con el fin de evitar la operación de los
desconectadores bajo una condición de carga, a menos que estos últimos tengan un diseño y condición de
operación específica para esos fines.
Los requerimientos de comunicación son abordados en detalle en el Item 5.3 del presente Documento:
“Requerimientos mínimos para sistemas de comunicaciones con fines de Teleprotección”.
5.1.2 Transformadores de poder
Selección de Esquemas de protección
El esquema de protección de transformador, deberá cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño
mínimos:
I. Requerimiento de la función de protección diferencial de fases:
• Deberá compensar la diferencia en la razón de transformación propia del transformador de poder, así como
la de los transformadores de corriente asociados a cada devanado.
• Inhibir su operación ante corrientes de energización y sobreexcitación del núcleo del transformador.
• Compensar el desfase angular entre los devanados del transformador, en función de su grupo vectorial.
• Deberá anular la componente de secuencia cero en el devanado que tenga conexión a tierra, de modo de
evitar operaciones indeseadas en el caso de fallas residuales externas.
• Ser estable frente fallas externas que puedan saturar los transformadores de corriente.
II. Requerimiento para el desempeño de las funciones de protección complementarias:
• Se deberán implementar funciones de protección que protejan la instalación, ante fallas residuales de alta
impedancia cercanas al neutro del transformador de poder, considerando para esto las características de
puesta a tierra del transformador.
• En el caso que el conexionado del transformador protegido se encuentre aislado de tierra, se deberán
implementar funciones de protección que ante fallas residuales puedan dar respaldo, en cada uno de los
devanados del transformador.
• Se deberán implementar funciones que protejan al transformador ante condiciones de sobrecarga, que
dañen la instalación.
Requerimiento de control
Los sistemas de control deberán cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño mínimos y características:
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 10
I. Esquemas de control asociado a la función de protección diferencial:
• Ante la operación de la protección diferencial (87T) y/o protecciones mecánicas del transformador, se
deberá bloquear el circuito de cierre, con el fin de efectuar inspección o intervención de los equipos.
• En subestaciones que cuenten con unidades de transformación de respaldo, el sistema de control podrá
utilizar relés maestros (ANSI 86) con reposición remota, con el fin de disminuir los tiempos de reposición de
la instalación. Este esquema de control se podrá implementar en subestaciones donde la puesta en servicio
de la unidad de transformación de respaldo, sea independiente del estado de la unidad de transformación
principal.
II. Desempeño del control asociado a las funciones de protección complementarias:
Las funciones complementarias que se encuentran en cada uno de los devanados del transformador, y que
proporcionen respaldo ante fallas internas/externas, deberán actuar enviando su orden de apertura sobre
el interruptor del devanado correspondiente.
Para transformadores con altos niveles de corrientes de energización transitoria, cuyos efectos comprometan la
estabilidad de las protecciones propias del transformador o de instalaciones adyacentes, deberá analizar la
implementación de un esquema de cierre sincronizado u otras medidas de mitigación, las que deberán ser verificadas
mediante estudios de energización de transformador.
Los siguientes requerimientos son aplicables análogamente a lo establecido en el caso de líneas: enclavamiento para
la operación del interruptor y seccionador, supervisión del circuito de control de corriente continua del interruptor
e independencia en los circuitos de alimentación del sistema de control.
5.1.3 Banco de reactores
Selección de Esquemas de protección
El esquema de protección de reactor, deberá cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño:
I. Requerimiento para el desempeño de la función de protección diferencial de fases:
Los requerimientos de sistemas de protección del banco de reactores son similares y análogos a los del
transformador de poder. La protección diferencial del reactor deberá continuar siendo selectiva ante fallas
externas, y estable ante corrientes de energización para reactores de tipo núcleo. Lo anterior, deberá ser
verificado en el estudio de estabilidad de la protección diferencial y energización.
II. Requerimiento para el desempeño de las funciones de protección complementarias:
En caso de que los reactores estén conectados en derivación a una línea con compensación serie, las
protecciones de impedancia y sobrecorriente de éste deberán continuar siendo estables, incluso en el
instante en que una desenergización de la línea provoque la descarga del condensador a través del reactor.
Se podrán implementar protecciones eléctricas para detectar fallas entre espiras para bajos niveles de corriente de
falla, con el fin de respaldar las protecciones mecánicas del reactor.
Requerimiento de control
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 11
Los sistemas de control deberán cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño mínimos, y poseer al
menos las siguientes características:
I. Desempeño del control de la función de protección diferencial:
Ante la operación del esquema de protección diferencial de reactor o protecciones mecánicas del reactor,
se deberá bloquear el circuito de cierre, con el fin de efectuar la inspección o intervención de los equipos.
II. Desempeño del control de las funciones de protección complementarias:
• En caso de utilizar protecciones eléctricas para detectar fallas entre espiras del reactor, como respaldo a las
protecciones mecánicas, se deberán complementar con esquemas de protección y control, con el fin de
evitar operaciones en caso de desequilibrios, fallas residuales externas y la corriente de descarga del
condensador serie a través del reactor.
• En el caso de que los reactores estén conectados a una línea de transmisión, deberán implementar un
esquema de control que limite las sobretensiones transitorias debido al fenómeno de resonancia.
Los siguientes requerimientos son aplicables de manera análoga a lo establecido en el caso de líneas: enclavamiento
para la operación del interruptor y seccionador, supervisión del circuito de control de corriente continua del
interruptor e independencia de los circuitos de alimentación del sistema de control.
5.1.4 Banco de condensadores en derivación.
Selección de Esquemas de protección
El esquema de protección de condensador, deberá cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño:
I. Requerimiento para el desempeño de la función de protección diferencial de fases:
Los requerimientos de sistemas de protección del banco de condensadores son similares y análogos a los
del transformador de poder. La protección diferencial del banco de condensadores, deberá continuar siendo
selectiva ante fallas externas y corrientes de energización, para ello se deberán realizar los respectivos
análisis de estudios de saturación de transformador de corriente y energización.
II. Requerimiento para el desempeño de las funciones de protección complementarias:
• El diseño del esquema de protección de banco de condensadores deberá considerar la incorporación del
equipamiento necesario para monitorear las magnitudes de corriente por fase en el punto de conexión del
banco de condensadores, que permita la implementación de funciones de protección de sobrecorriente de
fase y residual.
• Se debe complementar el esquema de protección diferencial con funciones de protección capaces de
detectar desbalances que se produzcan en cualquiera de los componentes del banco de condensador. En
función de la configuración de los bancos de condensadores, se podrá optar por:
o El diseño del esquema de protección basado en el monitoreo de la corriente de desbalance de
neutro, en caso de disponerse de múltiples bancos con neutros interconectados.
o El diseño del esquema de protección basado en el monitoreo del voltaje de residual en neutros de
bancos de condensadores con neutros aterrizados.
• Adicionalmente, se deberán implementar funciones de protección capaces de proteger el banco de
condensadores frente a sobretensiones que se presenten en el sistema de transmisión, como también
funciones de protección complementarias para fallas entre fases y residual.
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 12
Requerimiento de control:
Los sistemas de control deberán cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño y poseer al menos las
siguientes características:
I. Desempeño del control de la función de protección diferencial:
• Ante la operación del esquema de protección del condensador se deberá incluir un bloqueo del cierre de
los interruptores después de la orden de apertura, con el fin de efectuar inspección o intervención de los
equipos.
• Si el banco de condensador no está equipado con una bobina en serie que limite las corrientes de
energización, se deberá implementar un equipo de cierre sincronizado para evitar dichos transitorios de
corriente. En caso contrario, se deberá verificar la estabilidad de las protecciones propias del condensador,
como las adyacentes a la instalación, además de los efectos transitorios sobre el SI.
El diseño de control relacionado con bancos de condensadores, deberá considerar la generación de una señal de
apertura forzada sobre el interruptor respectivo cuando la totalidad de los sistemas de protecciones propios del
banco se encuentren indisponibles.
Los siguientes requerimientos son aplicables de manera análoga a lo establecido en el caso de líneas: enclavamiento
para la operación del interruptor y seccionador, supervisión del circuito de control de corriente continua del
interruptor e independencia de los circuitos de alimentación del sistema de control.
5.1.5 Barras
Selección de Esquemas de protección:
El esquema de protección de barras, deberá cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño:
I. Requerimiento para el desempeño de la función de protección diferencial:
• Deberá continuar siendo selectiva ante fallas externas.
• Los esquemas de protecciones diferenciales de barra deberán permitir la habilitación de función de
protección para zonas muertas, además de zonas dedicadas para uso en configuración con barra de
transferencia, asegurando de esta forma que una falla en la barra de transferencia no genere la pérdida de
servicio del resto de los paños que componen la barra principal.
• Deberá poseer tantas zonas de protección independientes, como secciones de barra existan en la
subestación.
Requerimiento de control y comunicación:
Los sistemas de control deberán cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño y poseer al menos las
siguientes características:
I. Control de la función de protección diferencial:
• Deberán considerar la supervisión de al menos las señales de estados de interruptores, estados de
desconectadores y comandos de cierre. Se debe garantizar que dichas señales eviten incorporar retardos
adicionales por el uso de relés multiplicadores de contacto u otros. En caso de ser indispensable su
utilización, éstos deberán ser del tipo monoestable extra rápido.
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 13
• En el caso de habilitar bloqueos de la protección diferencial basados en el procesamiento de señales de
corriente alterna provenientes de los transformadores de corriente, se debe garantizar que los
conexionados de estos sean implementados de acuerdo a los requerimientos particulares de cada equipo.
• La operación de la protección diferencial de una barra o sección de barra, debe emitir ordenes de apertura
sobre todos los interruptores que inciden a ella. Esta señal de apertura deberá ser comandada a través de
ambas bobinas de desenganche, originando además el bloqueo del cierre de los interruptores, cuya
reposición pueda realizarse en forma manual. Dicha operación deberá evitar las sobre tensiones debido a
efecto ferranti, en los casos de que las líneas incidentes a dicha barra o sección de barra, queden en vacío
después de la operación del diferencial.
• La protección diferencial de barra de características distribuidas, deberá bloquearse ante una falla en los
canales de comunicación que integran las unidades de bahía con la unidad central. Adicionalmente esta
información deberá estar disponible al operador del centro de control correspondiente para posteriormente
ser informado al CDC.
• El diseño de control en subestaciones con barra de transferencia, deberá considerar la habilitación de una
zona diferencial dedicada para esta barra durante su operación, asegurando de esta forma que una falla en
la barra de transferencia no genere la perdida de servicio del resto de los paños que componen la barra
principal.
5.1.6 Interruptor de poder.
A continuación, se abordan los requerimientos de desempeño de los esquemas de protección de falla de interruptor
(50BF), asociados a los mecanismos de detección, lógicas de operación y esquemas de comunicación asociados a las
Transferencias de Desenganche Directo (TDD/85D).
Función de falla interruptor (50BF).
Debe actuar como respaldo frente a la incapacidad del interruptor principal de aislar el componente fallado, cada
vez que éste recibe una orden de apertura proveniente de los sistemas de protección principales.
En términos generales, la operación de esta función se podrá originar debido a:
• Falla en la ejecución del comando de apertura sobre el interruptor: Ocasionado por problemas en el circuito
de apertura o por fallas mecánicas en el interruptor que evitan la apertura de los contactos del interruptor.
• Falla en el despeje: El interruptor comanda y ejecuta correctamente la apertura de sus contactos, sin
embargo, el arco eléctrico no se extingue.
Requerimientos de diseño:
I. Habilitación del esquema de protección de falla de interruptor
Se podrá utilizar las siguientes opciones:
• Función 50BF habilitada en un equipo de protección dedicado: Esta implementación consiste en utilizar un
equipo externo a los sistemas de protección principales del paño.
• Función 50BF habilitada en el equipo de protección principal: La función 50BF es parte de un equipo
multifunción, y para aquellos casos donde existe doble sistema de protección, ésta debe ser habilitada en
cada uno de ellos.
• Función 50BF habilitada en la protección diferencial de barra: En aquellos casos donde se utilice un equipo
diferencial numérico distribuido, se puede habilitar la función 50BF para cada paño en cada una de las
unidades de bahía.
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 14
Independiente de la configuración escogida, se debe considerar que toda protección que envíe una señal de apertura
sobre su interruptor deberá dar inicio a la función 50BF.
II. Métodos de detección de falla de apertura del interruptor
En general, los esquemas de falla de interruptor utilizan tres métodos de detección, con el fin de verificar la correcta
operación del interruptor en el despeje de una falla. Estos métodos corresponden a:
• Detección por medición de corriente de falla.
• Verificación de la apertura del interruptor a través de contactos auxiliares.
• Una combinación lógica por detección de corriente y de contactos auxiliares.
Se podrán habilitar estos métodos de detección u otros, tal que cumplan con los siguientes requerimientos de
desempeño:
• Deberán ser capaces de detectar las mínimas corrientes de falla de fase o residual de la instalación.
• No deberán actuar ante valores de corrientes normales de operación de la instalación.
III. Esquema de falla de interruptor
Los esquemas de falla de interruptor, deberán cumplir con los siguientes requerimientos:
• Una vez recibido el comando de apertura del interruptor, deberá enviar nuevamente una señal de apertura
sobre el interruptor local o señal de re-trip.
• Deberá existir una vía independiente de apertura debido a la señal de re-trip, respecto de la vía de
desenganche principal por operación de otras protecciones, tal que previo a la operación de un esquema de
falla de interruptor, se descarten problemas de envío de la señal de desenganche desde la sala de control y
protecciones, hasta el accionamiento de control del interruptor de poder localizado en campo.
• Ante la operación de la función de falla de interruptor, se deberá dar inicio a las siguientes acciones:
o Envío de orden de apertura a los interruptores adyacentes, conectados a la misma sección de barra
de subestación.
o Envío de orden de TDD/85D a los interruptores remotos, debido a la operación de esquemas de
falla de interruptor asociados a paños de línea.
o Bloqueo del cierre de los interruptores locales y remotos a los que se envía orden de apertura, con
el fin de efectuar inspección o intervención de los equipos.
Requerimientos de comunicación en el esquema 50BF:
El sistema de comunicación utilizado para transmitir la señal TDD/85D debe ser confiable, para asegurar que la señal
sea recibida correctamente con un mínimo de retardo durante la condición de falla. La señal TDD/85D corresponde
a una orden de desenganche directo, por lo que su nivel de confiabilidad debe ser equivalente al de cualquier otra
señal de desenganche local. Luego, su emisión se realiza simultáneamente con la operación de la función 50BF, y su
actuación, en forma directa sobre el interruptor de poder remoto, es decir, la señal deberá ser enviada por el equipo
de comunicación local al equipo de comunicaciones remoto, para ser recibida directamente por el interruptor de
poder remoto, o a través de relés auxiliares adecuados para estos fines.
En casos especiales donde no existan equipos de comunicaciones con contactos disponibles, o éstos no sean
adecuados para energizar bobinas de desenganche de interruptores de poder, se debe utilizar para la orden de
desenganche, un relé repetidor ultra rápido (HST) con tiempo de operación inferior a 8 ms.
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 15
Las señales de desenganche directo no deben estar condicionadas por lógicas asociadas a equipos de control o
protección en la subestación remota, ni depender de equipos adicionales a los estrictamente necesarios para recibir
y retransmitir la orden de desenganche directamente a los interruptores de poder respectivos.
5.1.7 Equipos de medición para los sistemas de protección
El sistema de protección deberá considerar la inclusión de transformadores de potencial y transformadores de corriente cuyo diseño se adapte de manera conveniente de acuerdo con el tipo de instalación protegida.
En general, el diseño del sistema de protecciones deberá cumplir al menos con los siguientes requerimientos mínimos de desempeño:
• Límites de precisión adecuados para asegurar la correcta medida y operación de los relés de protección.
• En las situaciones en que el diseño del transformador de corriente no pueda asegurar la correcta medida,
debido a la saturación, se deberá verificar que ésta no comprometa la confiabilidad y seguridad del esquema
de protección.
El diseño de sistema de protección deberá contemplar vías confiables que permita la ejecución de pruebas al
equipamiento de protecciones, sin incurrir en la desenergización de las instalaciones involucradas, considerando
además el bloqueo de envío de accionamientos de apertura o cierre a interruptores locales y/o remotos, según el
tipo de función de protección bajo prueba.
5.1.8 Requerimientos generales de control para la planificación de los sistemas de protección
A continuación, se indican los requerimientos generales de control que deben ser considerados para mejorar el desempeño de los sistemas de protecciones.
• El diseño de circuitos de control asociados a vías de desenganche de interruptores, deberán considerar el
equipamiento necesario para realizar intervenciones y pruebas a los equipos de protección y control, sin la
necesidad de desconexión de él o los interruptores asociados.
• El diseño de circuitos de control asociados a vías de desenganche de interruptores deberá evitar el uso de
relés auxiliares (ANSI 94), privilegiando equipamiento de protección y control cuyos contactos cuenten con
las características técnicas necesarias para su uso directo en circuitos de apertura de interruptores. En caso
de ser indispensable su utilización, éstos deberán ser del tipo monoestable extra rápido.
• La utilización de relés maestros (ANSI 86) deberá ser exclusiva para el bloqueo al cierre de interruptores. En
caso de ser requeridos relés auxiliares para adecuar capacidad de contactos o multiplicar los mismos, estos
deberán ser dedicados (ANSI 94) y del tipo monoestable extra rápido. El bloqueo del circuito de cierre de
interruptores deberá realizarse en situaciones que se requiera efectuar una inspección local de los equipos
previa a su re energización.
5.2 Configuración y definición de parámetros para registros oscilográficos de perturbaciones y falla.
A continuación, se definen los requerimientos de configuración de registros oscilográficos, estableciendo las
consideraciones mínimas necesarias para la obtención de archivos de registro de fallas, que permitirá desarrollar en
forma más precisa y confiable los Estudios de Análisis de Fallas y verificar el desempeño esperado del sistema de
protección implementado en la instalación.
Requerimientos de configuración
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 16
Los registros oscilograficos de eventos de falla, deberán ser generados en formato común y abierto para el
intercambio de datos transitorios, COMTRADE, estandarizado por la norma internacional vigente, IEEE Std. C37.111.
Como mínimo se deberán monitorear las funciones de protección indicadas a continuación:
• Diferencial de fases y restringida.
• Impedancia de fases y residual.
• Sobrecorriente direccional residual.
• Falla de interruptor.
• Sobrecorriente de fases y resisual.
• Sobre tensión y baja tensión.
• Cierre contra falla.
• Oscilación de potencia.
La configuración mínima que deberá efectuar el propietario de la instalación donde se habilite un sistema de registro oscilográfico de eventos de falla, es:
Tasa de Muestreo : Deberá ser a lo menos de 16 muestras por ciclo
Arranque (trigger) : Deberá iniciar al detectarse un evento de falla (pickup activo).
Estampa de tiempo : Sincronizada mediante GPS conectado al terminal RTU local u otro dispositivo de
sincronización GPS
Tiempo total de registro : A lo menos 80 ciclos
Tiempo de prefalla : A lo menos 20 ciclos
Señales analógicas : Corrientes y tensiones por cada fase, y residual donde corresponda
Señales binarias : Deberán estar identificadas, individualmente y por separado, las siguientes señales:
i. Orden general para desenganche y apertura de interruptor.
ii. Orden individual de desenganche por cada una de las funciones de protección existentes.
iii. Arranque de la función de protección activada.
iv. Envío y recepción de señales de teleprotección, si corresponde.
v. Envío y recepción de señales de transferencia de desenganche directo, si corresponde.
vi. Posición del interruptor para ambos estados “abierto” y “cerrado”.
Magnitudes monitoreadas : Deberán ser registradas en la oscilografía en valores primarios.
Requisitos mínimos para la definición de parámetros para los registros oscilográficos.
Se deberá estandarizar la nomenclatura utilizada para designar señales análogas y binarias en el registro
oscilográfico, aplicando las siguientes indicaciones:
Para la identificación de los parámetros de señales análogas, se deberá utilizar la nomenclatura y formato siguiente:
magnitud_índice (unidad)_opcional
Donde:
magnitud : Identifica corrientes y tensiones por cada fase, residual (cuando corresponda) y frecuencia.
índice : hace referencia a las fases: A, B ó C, según corresponda. El neutro se identificará con el índice: N.
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 17
(unidad) : Identifica a la unidad de medida de las magnitudes de corriente, tensión y frecuencia. Se deberá
utilizar: kA para las corrientes, kV para tensiones y Hz para frecuencia.
Se recomienda indicar la unidad de medida haciendo uso de paréntesis.
opcional : Asignación opcional para que el propietario de la instalación incorpore alguna definición de
interés respecto de la señal identificada.
TABLA 2 CUADRO RESUMEN PARA DEFINICIÓN DE SEÑALES ANALÓGICAS.
Señal magnitud_ Índice (unidad) Opcional
Corriente I A, B ó C
N kA XXXX
Tensión V A, B ó C kV XXXX
Frecuencia F - Hz XXXX
Para efectos de habilitar señales en cantidades de secuencia (componentes simétricas), la nomenclatura y formato
utilizado debe ser el siguiente:
magnitudX_índice (unidad)_opcional
Donde cada campo corresponde a:
magnitud : Señal de corriente o voltaje, expresada como I ó V.
X : Secuencia positiva, negativa y cero, expresada en número como 1, 2 y 0, respectivamente.
índice : Especifica si se visualiza magnitud o fase de la señal, se deberá utilizar el término
• mag : para indicar magnitud.
• ang : para indicar el ángulo.
(unidad) : Expresa la unidad de medida. Se recomienda indicar la unidad de medida haciendo uso de
paréntesis.
• kA : para magnitudes de corriente.
• deg : para indicar la unidad angular.
opcional : Asignación opcional para que el propietario de la instalación incorpore alguna definición de interés
propio respecto de la señal identificada.
TABLA 3 CUADRO RESUMEN PARA DEFINICIÓN DE SEÑALES ANALÓGICAS EN NOTACIÓN DE COMPONENTES SIMÉTRICAS
Señal magnitud_ X Índice (unidad) opcional
Corriente y
Tensión I, V 1, 2, 0
Mag
Ang
kA
deg XXXX
La nomenclatura utilizada para señales binarias, deberá ser de la forma siguiente:
num_fx_índice_opcional
Donde cada campo corresponde a:
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 18
num : Función de protección o señal de teleprotección según corresponda, identificado según norma
vigente ANSI/IEEE C37.2.
fx : señala una acción o estado, por ejemplo:
• Trip: Disparo.
• Pickup: Arranque.
• SEND/RCV: Envío/recepción de señales de teleprotección.
• ED: Esquema de desprendimiento (EDAG/EDAC).
índice : Se debe utilizar cuando sea necesario destacar una particularidad, como por ejemplo:
• Designar Fases o neutro: A, B, C, 3F ó N.
• Dirección de operación: FW (indica hacia adelante)/RV (indica hacia atrás).
• Tipo de señal de señal teleprotección:
o A: Aceleración.
o C: Comparación.
o D: Desenganche directo.
• Indicar escalón de frecuencia: 1, 2 3 para designar el primero, segundo y sucesivos.
opcional : Asignación opcional para que el propietario de la instalación incorpore alguna definición de
interés respecto de la señal identificada.
TABLA 4 CUADRO RESUMEN PARA DEFINICIÓN DE SEÑALES BINARIAS.
num_ fx_ índice Opcional
Función
Protección
(aplicable a
funciones
residuales)
87, 21, 67,
50BF, 50/51,
etc.
Trip
Pkup
ED
A, B ó C, 3F
FW/RV
1, 2, 3, etc.
XXXX
Señal de
Teleprotección 85 SEND/RCV A, C y D XXXX
En caso de que el Coordinado haya definido parámetros adicionales a los indicados en este documento, junto con el
registro oscilográfico se solicita la entrega del listado de señales adicionales utilizadas, junto a su nomenclatura y
definición.
Se deberá estandarizar la nomenclatura utilizada para la identificación de archivos oscilográficos, con el siguiente
formato:
Nombre_Archivo.extensión
En el campo Nombre_Archivo, deberán estar contenidos subcampos con la nomenclatura y descripción siguiente:
S/E_paño_Sx_EV_OP
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 19
Donde:
S/E : Nombre o abreviación de la S/E. Se recomienda utilizar no más de cinco (5) caracteres.
paño : Nombre o abreviación del Paño.
Sx : Identificación del Sistema, el que corresponderá a S1 o S2 según corresponda.
EV : N° de Evento, el que es generado al ocurrir la falla.
OP : Asignación opcional para que el propietario de la instalación incorpore alguna definición de
interés respecto del archivo identificado.
Ejemplo N°1:
ABCD_J5_Sx_EV1234_OP S/E Paño Sx: Sistema EV: N° Evento OP
ABCD J5 S1 ó S2
EV1234 (a definir por el
propietario)
Para identificar el campo extensión, deberá considerarse lo señalado por el estándar IEEE Std C37.111, donde se
describe que la clase de información contenida en un registro con formato COMTRADE está directamente asociada
a la extensión del archivo generado. Es así como se distinguen:
• Archivo de Datos (extensión .DAT): Archivo de carácter mandatorio, cuyo contenido son los valores de datos que representan a escala del evento muestreado.
• Archivo de Configuración (extensión .CFG): Archivo de carácter mandatorio, cuyo contenido proporciona la información necesaria para que el Usuario o un software de PC pueda leer e interpretar los registros de datos correspondientes.
• Archivo de Encabezamiento (extensión .HDR): Contiene antecedentes básicos relacionados con el sistema eléctrico y con el registro de perturbaciones, es utilizado para mejorar la comprensión del registro por parte del Usuario.
Los archivos de extensión .CFG y .DAT constituyen la información base para el análisis de estudios de falla, por lo que
su entrega es de carácter obligatorio, no obstante, frente a la eventualidad de requerir mayores antecedentes sobre
el evento de falla en estudio, se recomienda incluir el archivo .HDR.
La configuración del archivo de extensión .HDR, debe proporcionar como mínimo:
• Identificación del elemento del Sistema Eléctrico que experimentó el transitorio (línea, transformador, etc).
• Identificación del sistema de protección que experimento el transitorio (Sistema 1, Sistema 2).
• Identificación del equipo de protección que opera producto del transitorio (marca y modelo).
• Nombre y parámetros de la línea afectada: resistencia, reactancia, longitud, acoplamientos mutuos, etc.
• Razones de transformación y clase de precisión de transformadores de medida desde donde se tomó registro de la perturbación.
Considerando lo expuesto, una identificación del registro COMTRADE para el Ejemplo N°1, será como se muestra a
continuación:
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 20
Ejemplo N°2:
ABCD_J5_S1_EV1234_OP.CFG S/E Paño Sx: Sistema EV: N° Evento OP extensión
ABCD J5 S1 ó S2 EV1234 (a definir por
el propietario)
.CFG, .DAT o .HDR
(según
corresponda)
Cabe señalar que para la correcta visualización de los registros oscilográficos, sólo puede conseguirse cuando los
archivos con formato Nombre_Archivo.extensión, han sido identificados con el mismo Nombre_Archivo. Es decir:
Ejemplo N°3:
De acuerdo a lo anterior, el envío de cada uno de los archivos que constituyen el registro oscilográfico bajo estándar
COMTRADE, es decir, los archivos .CFG, .DAT y HDR, deberán ser enviados con el mismo nombre identificador.
5.3 Requerimiento para sistemas de comunicación con fines de teleprotección.
A continuación, se definen los requerimientos sobre los medios de comunicación, incluyendo además una
metodología para el cálculo de la disponibilidad de los sistemas de teleprotección.
Metodología para el cálculo de disponibilidad.
Para el cálculo de la disponibilidad de los sistemas de teleprotección, exigido en el artículo 3-23 de la NT de SyCS, se
deberá considerarse la información de cada uno de los componentes que la conforman, además del medio de
comunicación utilizado, para luego contabilizar una disponibilidad conjunta tanto para sistemas independientes o
redundantes.
Se deberá utilizar la información de cada uno de los componentes que conforma el sistema de teleprotección, que
se obtiene de los respectivos datasheet de los equipos y de los planes de mantención preventivos que cada
coordinado defina, los cuales se resumen a continuación:
• MTBF: Mean time between failure (tiempo medio entre fallas, medido en horas).
• MTR: Mean Time to Restore (tiempo medio de restauración, medido en horas).
• MPB: Mantenimiento preventivo básico, corresponde al total de horas de mantención realizadas durante el
MTBF.
La disponibilidad de un elemento “i” que conforma el sistema de teleprotección, se deberá determina con la siguiente
expresión:
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 21
𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑖 =𝑀𝑇𝐵𝐹𝑖 − 𝑀𝑇𝑅𝑖 − 𝑀𝑃𝐵𝑖
𝑀𝑇𝐵𝐹𝑖
El valor de MPBi será igual a cero, en los casos en que el MPB del sistema de teleprotección se realice exclusivamente
cuando la línea de transmisión se encuentre fuera de servicio por mantención.
Para el cálculo de la indisponibilidad de un elemento “i” que conforma el sistema de teleprotección, se deberá utilizar
la siguiente ecuación:
𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑖 = (1 − 𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑖)
Luego, para realizar el cálculo de la disponibilidad de un sistema de teleprotección independiente, compuesto de “n”
elementos dispuestos en serie. La expresión que se deberá utilizar es la siguiente:
𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑡𝑒𝑙𝑒𝑝.𝑖𝑛𝑑𝑒𝑝𝑒𝑛𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 = ∑ 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑖
𝑛
𝑖=1
+ (𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜)
𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑡𝑒𝑙𝑒𝑝.𝑖𝑛𝑑𝑒𝑝𝑒𝑛𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 = (1 − 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑡𝑒𝑙𝑒𝑝.𝑖𝑛𝑑𝑒𝑝𝑒𝑛𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒) ∙ 100 [%]
Mientras que para el cálculo de disponibilidad de un sistema de teleprotección redundante, compuesto de “n”
sistemas de teleprotección independientes, se deberá utilizar la siguiente expresión:
𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑡𝑒𝑙𝑒𝑝.𝑟𝑒𝑑𝑢𝑛𝑑𝑎𝑛𝑡𝑒 = (1 − ∏ 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑡𝑒𝑙𝑒𝑝.𝑖𝑛𝑑𝑒𝑝𝑒𝑛𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑖
𝑛
𝑖=1
) ∙ 100 [%]
Requerimientos para el cálculo de disponibilidad.
La disponibilidad deberá ser medida calculando los tiempos en que los switch de mantenimiento de los dos (2)
sistemas de teleprotecciones estén bloqueados, que ambos sistemas de teleprotecciones estén con falla, tanto en el
equipo de teleprotecciones como en la vía de comunicaciones, o que un sistema se encuentre bloqueado y el otro
en falla.
Todos estos estados deben ser reportados hacia el Coordinador del Sistema Eléctrico, quien realizará la medición de
disponibilidad. Para su implementación, el Coordinado deberá reportar una (1) variable de estado con el resumen
para cada extremo de línea, llamado “ESTADO DE TELEPROTECCIONES”, el que deberá agrupar las siguientes señales:
TABLA 5 VARIABLES A REPORTAR POR LOS COORDINADOS, POR CADA PAÑO DE LÍNEA QUE POSEA TELEPROTECCIÓN.
Elemento Condición
Switch de Mantenimiento Sistema de Teleprotección 1 En Mantenimiento
Falla Equipo Sistema de Teleprotección 1 En Falla
Switch de Mantenimiento Sistema de Teleprotección 2 En Mantenimiento
Falla Equipo Sistema de Teleprotección 2 En falla
Estado de Teleprotecciones Disponible/No Disponible
Exigencia de disponibilidad.
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 22
Para cumplir con la exigencia del 99.95% de disponibilidad indicado en el Art. 3-23 a i) de la NT de SyCS, se deberán
utilizar sistemas de Teleprotecciones redundantes y dedicados, a nivel de componentes, con medios de comunicación
independientes.
En la siguiente figura se presenta la topología recomendada para cumplir con el desempeño exigido:
FIGURA 1 REDUNDANCIA DE LOS COMPONENTES DEL SISTEMA DE TELEPROTECCIÓN.
Tiempos máximos de operación.
Para cumplir con los tiempos máximos de despeje de falla definidos en la NT de SyCS vigente, se deben considerar
los múltiples retardos en la transmisión de la señal de teleprotección entre dispositivos ubicados en subestaciones
remotas. En la figura 2 se describe el tiempo entre la detección de una condición en el extremo “a” y la acción del
comando de control en el extremo “b”, conocido como tiempo de retardo de extremo a extremo, el cual cada
proyecto debe considerar para cumplir con el tiempo máximo de despeje de falla exigido por la NT de SyCS. El tiempo
de operación del interruptor de poder en el extremo “b” no está considerado en el tiempo total de retardo.
FIGURA 2 TIEMPOS ASOCIADOS A LA TRANSFERENCIA DE INFORMACIÓN DE TELEPROTECCIONES [WECC].
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 23
Donde:
A. Tiempo de detección: Es el tiempo que requiere el equipo de protección para detectar una condición
anormal.
B. Tiempo de codificación del mensaje: Tiempo requerido por el equipo de protección para crear un mensaje
de cambio de estado, para transferirlo al equipamiento de comunicación.
C. Tiempo de transferencia de datos: Es el tiempo requerido para transferir la información que contiene el
mensaje de cambio de estado, desde la protección al equipo de comunicaciones.
D. Tiempo de transito de la comunicación: Es el tiempo requerido para que el sistema de comunicación
transporte la información. También se conoce como tiempo de propagación.
E. Tiempo de transferencia de datos: Es el tiempo requerido para transferir la información que contiene el
mensaje de cambio de estado, desde el equipamiento de comunicación al equipo de protección.
F. Tiempo de decodificación del mensaje: Tiempo requerido por el equipo de protección del extremo remoto,
para procesar el significado del mensaje y decidir tomar una acción.
G. Tiempo de acción: Es el tiempo requerido para que el equipo de protección envíe la acción de control al
interruptor de poder.
H. Tiempo global de retardo de extremo a extremo: Corresponde al tiempo transcurrido entre la detección de
una condición anormal (A) en el extremo “a” y el envío de una acción de control sobre el interruptor de
poder del extremo “b”.
En la Tabla 6, se establecen los estándares de desempeño para disponibilidad y retardos en el tiempo de transito de
la comunicación para el sistema de teleprotección que deberá cumplir cada instalación.
TABLA 6 ESTÁNDARES DE DESEMPEÑO PARA SISTEMAS DE TELEPROTECCIÓN – DISPONIBILIDAD Y RETARDO
Aplicación de Protección Desempeño sistema de
teleprotección Nivel de redundancia
Sistema de Transmisión >
200 kV
Disponibilidad esperada: 99.995% Requiere sistemas redundantes y medios de
comunicación independientes
Máximo retardo permisivo: 20 ms.
Máximo retardo TDD: 40 ms.
Medios de comunicación para los sistemas de teleprotección.
Para cumplir con el desempeño esperado, los medios de comunicación que se deberán utilizar para la
transmisión/recepción de señales de teleprotección podrán ser: FO, MMOO y OPAT.
En la tabla 6, se presenta un cuadro de características y requerimientos específicos para las citadas tecnologías, las
que deberán ser utilizadas como referencia para el diseño del sistema de comunicación con fines de teleprotección.
En particular, si la selección del medio de comunicación corresponde a OPAT, deberán considerarse los
requerimientos adicionales que se muestran en la Tabla 7 y Tabla 8.
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 24
TABLA 7 CUADRO COMPARATIVO DE LOS DIFERENTES MEDIOS DE COMUNICACIÓN UTILIZADOS PARA TELEPROTECCIÓN
Desempeño/Medios FO MMOO OPAT
Ventajas
▪ Inmunidad a Ruido
Electromagnético.
▪ Altísima capacidad de ancho
de banda.
▪ Capacidad de transmitir a
grandes distancias.
▪ Alta capacidad de ancho
de banda.
▪ Medio inalámbrico (sin
servidumbre).
▪ Alta disponibilidad del
canal.
Desventajas
▪ Requiere manejo e
instalación especializada.
▪ Requiere servidumbre o
soporte en línea de
transmisión existente.
▪ Requiere repetidores
cuando no hay línea
vista.
▪ Requiere repetidores
para enlaces de más de
60 km,
aproximadamente.
▪ Se deben negociar
arriendo o compra de
sitios para los
repetidores.
▪ Se debe gestionar
permisos con la
Subsecretaría de
Telecomunicaciones
(Subtel).
▪ Restricción de frecuencia,
baja capacidad.
▪ Saturación de uso de
frecuencias en zonas con
muchas líneas de
transmisión.
Confiabilidad
▪ <10-4 a un BER de 10-6.
▪ Teleprotecciones deben ser
de doble tono.
▪ < 10-4 a un BER de 10-6.
▪ Teleprotecciones deben
ser de doble tono.
▪ ≤ 10-4 a SNR de 6 dB.
▪ Teleprotecciones deben
ser de doble tono.
Disponibilidad
▪ Disponibilidad alta sujeta a
la correcta especificación
del cable, manipulación e
instalación.
▪ Tiempo de vida esperada 20
años, aproximadamente.
▪ Disponibilidad alta,
según diseño. Depende
del clima y
obstrucciones.
▪ Disponibilidad alta,
depende de la línea de
transmisión.
Redundancia (*) ▪ MMOO. ▪ OPAT o FO. ▪ MMOO.
Tipo de interface
▪ Interfaz óptica directa en
teleprotecciones y
multiplexores.
▪ G703.1 o G703.6 ▪ Debe aceptar señales
analógicas y digitales.
Ancho de banda ▪ Del orden de los Gbps. ▪ 64kbps o 2Mbps ▪ 4kHz
(*) Redundancia implica la utilización de medios independientes, pudiendo ser incluso de la misma tecnología.
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 25
TABLA 8 REQUERIMIENTOS DEL MEDIO DE COMUNICACIÓN OPAT PARA TELEPROTECCIÓN
Medio Número de sistemas por línea Frecuencia OPAT Tipo de
acoplamiento
Nivel de
atenuación
OPAT
▪ Depende de la capacidad de
frecuencias disponibles en la línea
de transmisión.
▪ Se debe mantener reservas de
frecuencia para futuros enlaces.
▪ En caso de no existir más
disponibilidad de frecuencias, se
debe considerar otros medios.
▪ Definido por el
estudio de
frecuencia.
▪ Definido por el
estudio modal. De
preferencia fase-
fase.
▪ Definido por
el estudio
modal y el
cálculo del
enlace.
TABLA 9 ESTUDIOS RECOMENDADOS AL UTILIZAR UN MEDIO DE COMUNICACIÓN OPAT PARA TELEPROTECCIÓN
Nombre del Estudio Descripción/Objetivo
Estudio de
Frecuencia Definir la frecuencia de operación de los enlaces OPAT considerando los enlaces existentes.
Estudio Modal Definición de fases para el sistema de acoplamiento.
Requerimientos adicionales.
Con el fin de mejorar los índices de disponibilidad de los sistemas de teleprotección, los Coordinados deberán
implementar las siguientes medidas:
• Durante los periodos de mantenimiento o intervención de los equipos de teleprotección y sus vías de
comunicación, se deberá implementar un switch de bloqueo de cada sistema de teleprotección, con el fin
de evitar una operación errónea de los sistemas de protección. Además, se deberá disponer de las estampas
de tiempo en que se efectúan los cambios de estado del switch de mantenimiento, por lo que se deben
habilitar los estados del switch en el Sistema de Control de la instalación.
• Con el propósito de evitar que las interferencias electromagnéticas de las subestaciones afecten la calidad
de la señal binaria de teleprotección “Transferencia de Desenganche Directo (TDD)”, en el cableado de cobre
entre el equipo de protección y los equipos de teleprotecciones, se deberá configurar los equipos de
teleprotección de modo que se considere valida una señal TDD, siempre que esta permanezca activada por
un tiempo superior a los 10 [ms]. Caso contrario, se asume que corresponde a una señal de ruido, por lo que
esta señal no es transmitida a los equipos de protección respectivos.
• Los estados de los sistemas de comunicación utilizados para las teleprotecciones y el switch de
mantenimiento, deben estar disponibles en los sistemas SCADA de los centros de control (CC) de los
Coordinados, permitiendo tomar las acciones necesarias para poder enfrentar una indisponibilidad de estos
enlaces y además informar de manera más precisa los tiempos de indisponibilidad.
• Para los principales elementos del sistema de teleprotecciones, entre ellos multiplexor y equipos de
teleprotección, estos deben ser redundantes en sus componentes críticos, al menos se deberá considerar la
fuente de poder y la CPU.
• Por otra parte, si un mismo multiplexor se utiliza para conectar enlaces de teleprotecciones de más de un
circuito de una línea de transmisión, estos deben limitarse a un máximo de cuatro enlaces por multiplexor.
• Con el objetivo de evitar la operación errónea de los sistemas de protecciones durante el envío de comandos
de teleprotección, se debe considerar que:
o Los comandos de teleprotección 85A, 85C y 85D se deben transmitir de manera independiente.
Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 26
o Cada uno de los medios de comunicación que se disponga, debe contar con su respectivo equipo
de teleprotecciones.