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• Ricardo Flores

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Protección de distancia no piloto De líneas de transmisión 5.1 Introducción Los relés de distancia se utilizan normalmente para proteger las líneas de transmisión [1]. Responden a la impedancia entre la ubicación del relé y la ubicación del fallo. Como la impedancia por milla de una línea de transmisión es bastante constante, estos relés responden a la distancia a una falla en la línea de transmisión - y de ahí su nombre. Como se verá en breve, bajo ciertas condiciones puede ser deseable hacer que los relés de distancia respondan a algún parámetro distinto de la impedancia, tal como la admitancia o la reactancia, hasta la localización de avería. Cualquiera de los tipos de relés descritos en el capítulo 2 puede hacerse funcionar como un relé de distancia haciendo una selección apropiada de sus parámetros de diseño. El diagrama R-X es una herramienta indispensable para describir y analizar una característica de relé de distancia, y lo examinaremos inicialmente con referencia a una línea de transmisión monofásica. Se aplican principios similares en el caso de una línea de transmisión trifásica, siempre que se elijan tensiones y corrientes apropiadas para energizar el relé de distancia. Esta cuestión de energizar voltajes y corrientes en sistemas trifásicos se considerará en detalle más adelante.

5.2 Protección de distancia escalonada

Antes de describir la aplicación específica de la protección a distancia escalonada, las definiciones de sub-alcance y exceso deben ser abordadas. La protección de "subalcance" es una forma de protección en la que los relés en un terminal dado no funcionan para averías en lugares remotos en el equipo protegido [2]. Esta definición establece que el relé está configurado para que no vea un fallo más allá de una distancia determinada (por ejemplo, un relé instantáneo no debería ver el bus remoto, como se describe en la Sección 4.4). El relé de distancia está ajustado para alcanzar el terminal remoto. El corolario de esta definición, por supuesto, es que el relé verá fallos menores que el ajuste. La protección "Overreaching" es una forma de protección en la que los relés en un terminal funcionan por fallas más allá del siguiente terminal. Pueden ser obligados a disparar hasta que una señal entrante de un terminal remoto indique si el fallo está más allá de la sección de línea protegida [2]. Tenga en cuenta la restricción añadida que se le asigna a la protección contra la sobrecarga para evitar la pérdida de coordinación. La zona de los relés de distancia está abierta en el extremo opuesto. En otras palabras, el punto de alcance remoto de un relé de distancia no se puede determinar con precisión, y debe aceptarse cierta incertidumbre sobre su alcance exacto. Esta incertidumbre de alcance es típicamente alrededor del 5% del ajuste. Haciendo referencia a la figura 5.1a, se muestra la zona de protección deseada con una línea de puntos.

La situación ideal sería que todos los fallos dentro de la zona punteada viaje instantáneamente. Sin embargo, debido a la incertidumbre en el extremo lejano, para asegurarnos de que no se sobrepase el final de la sección de línea, debemos aceptar una zona de subalcance (zona 1). Se acostumbra a fijar la zona 1 entre el 85% y el 90% de la longitud de línea y ser operada instantáneamente. Debe quedar claro que la zona 1 por sí sola no protege la totalidad de la línea de transmisión: la zona entre el extremo de la zona 1 y el bus B no está protegida. En consecuencia, el relé de distancia está equipado con otra zona, que sobresale deliberadamente más allá del terminal remoto de la línea de transmisión. Esto se conoce como zona 2 del relé de distancia, y debe ser ralentizado de modo que para las fallas en la sección de línea siguiente (F2 en la Figura 5.1a), se permita que la zona 1 de la línea siguiente funcione antes de la zona 2 de la distancia Relé en A. Este retraso de coordinación para la zona 2 suele ser del orden de 0,3 s, por las razones explicadas en el capítulo 4. El alcance de la segunda zona se fija generalmente en 120-150% de la longitud de línea AB. Debe tenerse en cuenta que la zona 2 del relé Rab no debe alcanzar más allá de la zona 1 del relé Rbc, de lo contrario pueden existir fallas simultáneas en las segundas zonas de Rab y Rbc y puede provocar un disparo innecesario de ambas líneas. Este concepto, de coordinación tanto por distancia como por tiempo, conduce a una anidación de las zonas de protección, y se ilustra en la Figura 5.1b. Debe tenerse en cuenta que la segunda zona de un relé de distancia también respalda el relé de distancia de la línea vecina. Sin embargo, esto es cierto sólo para una parte de la línea vecina, dependiendo de cuán lejos alcance la segunda zona. A fin de que Proporcionan una función de respaldo para toda la línea, se acostumbra proporcionar otra zona de protección para el relé en A. Esto se conoce como la tercera zona de protección, y normalmente se extiende a 120-180% de la sección de línea siguiente. La tercera zona debe coordinar en tiempo y distancia con la segunda zona del circuito vecino, y usualmente el tiempo de funcionamiento de la tercera zona es del orden de 1 s. Las tres zonas de protección de las dos secciones de línea AB y BC se muestran en la Figura 5.1b. También debe mencionarse que no siempre es posible tener configuraciones aceptables para las dos zonas de sobrecarga de los relés de distancia. Muchas de estas cuestiones se analizarán con mayor detalle en las secciones posteriores. Sin embargo, vale la pena señalar algunas de las causas limitantes en este momento. En primer lugar, una complicación es causada por longitudes diferentes de líneas adyacentes. Si la longitud de una línea descendente es inferior al 20% de la línea que está siendo protegida, su zona 2 superará ciertamente la primera zona de la línea más corta. De manera similar, la zona 3 de la primera línea puede sobrepasar la zona 2 de la línea siguiente. Las directrices para establecer el alcance de las zonas mencionadas anteriormente deben considerarse aproximadas y deben ajustarse para ajustarse a una situación específica. La zona 3 se aplicó originalmente como copia de seguridad remota a las zonas 1 y 2 de una línea adyacente en el caso de que un fallo del relé o del disyuntor impedía borrar el fallo localmente [3].

Sin embargo, el alcance es un problema complejo y es objeto de muchos estudios y sugerencias en curso que se discutirán en detalle en los capítulos 5, 10 y 11. Sin embargo, brevemente, la característica de la zona 3 debe proporcionar protección contra fallos, pero debe No funcionan para condiciones normales, aunque inusuales, tales como cargas pesadas o oscilaciones de estabilidad. La retransmisión por computadora proporciona la posibilidad de identificar cargas pesadas o oscilaciones de estabilidad a través de su característica de invasión de carga que se discute más adelante en el Capítulo 11. Otra consideración es el efecto de las contribuciones de corriente de falla de las líneas en los buses intermedios. Éste es el problema de la penetración, y será discutido en mayor detalle más adelante. Ejemplo 5.1 Considere el sistema de transmisión mostrado en la Figura 5.2. El relé Rab debe ajustarse para proteger la línea AB y respaldar las dos líneas BC y BD. Las impedancias de las tres líneas son como se muestra en la Figura 5.2. (Obsérvese que estas impedancias están en ohmios primarios, es decir, ohmios reales de las líneas de transmisión.) Normalmente, los ajustes se expresan en ohmios secundarios, como se explicará en la Sección 5.3.) El ajuste de la Zona 1 para Rab es 0.85 × (4 + j 30) o (3,4 + j 25,5) \ delta. La zona 2 se establece en 1,2 × (4 + j 30) o (4,8 + j 36) \ beta. Dado que el relé Rab debe respaldar los relés Rb y Rbd, debe alcanzar más allá de la más larga de las dos líneas. Por lo tanto, la zona 3 se establece en [(4 + j 30) + 1,5 × (7 + j 60)] o en (14,5 + j 120) \ beta. Los retornos de tiempo asociados con la segunda y tercera zonas deben fijarse en aproximadamente 0,3 y 1,0 s, respectivamente. Debe observarse que si una de las líneas vecinas, tal como la línea BD, es demasiado corta, entonces el ajuste de zona 2 del relé Rab puede llegar más allá de su extremo lejano. Para el caso presente, esto ocurriría si la impedancia de la línea BD es menor que [(4,8 + j 36) - (4,0 + j 30)] = (0,8 + j 6)?. En tal caso, se debe fijar la zona 2 para que sea un poco más corta para asegurarse de que no sobrepase la zona 1 de Rbd, o, si esto no es posible, la zona 2 del relé Rab se puede configurar más larga que la zona 2 de Relé Rbd o se puede dispensar completamente y sólo la zona 3 se puede emplear como una función de respaldo para las dos líneas vecinas. Las conexiones del circuito de control para implementar el esquema de retransmisión de distancia de tres zonas se muestran en la Figura 5.3. El contacto de la unidad de sellado mostrado es típico para las tres fases, y la bobina de sellado puede combinarse con las bobinas de destino en algunos diseños. Los tres elementos distanciadores Z1, Z2 y Z3 cierran sus contactos si la impedancia vista por el relé está dentro de sus respectivas zonas. El contacto de zona 1 activa inmediatamente la bobina de disparo del disyuntor (es decir, sin temporización intencional), mientras que las zonas 2 y 3 activan los dos dispositivos de temporización T2 y T3, respectivamente. Una vez energizados, estos dispositivos de temporización cierran sus contactos después de que hayan transcurrido los ajustes del temporizador. Estos contactos del temporizador también energizan la (s) bobina (s) de disparo del interruptor. Si se borra la falla antes de que los temporizadores se agoten, Z2, Z3, T2 y

T3 se restablecerán según sea apropiado en un tiempo relativamente corto (aproximadamente 1-4 ms). Debemos recordar que los ajustes de zona para las zonas 2 y 3 se ven afectados por las contribuciones a la corriente de fallo realizadas por cualquier línea conectada a los buses intervinientes, es decir, los buses B y C de la figura 5.1. Esta cuestión se ha tratado en la discusión de la alimentación y la salida en la Sección 4.3, y consideraciones similares se aplican aquí también. El problema es causado por las diferentes corrientes vistas por los relés como resultado de la configuración del sistema. Como se muestra en el Ejemplo 4.6, las corrientes de funcionamiento en los relés de corriente ascendente cambian significativamente si las líneas paralelas están dentro o fuera de servicio. 5.3 Diagrama de R-X En general, todos los relés electromecánicos responden a una o más de las magnitudes de entrada de producción de par convencionales: (i) voltaje, (ii) corriente, (iii) producto de voltaje, corriente y el ángulo θ entre ellos, y (iv) O fuerza de diseño tal como un muelle de control [4]. Consideraciones similares también son válidas para relés de estado sólido. Para el relé de tipo producto, como el relé de distancia, es difícil analizar la respuesta del relé para todas las condiciones, ya que la tensión varía para cada falla o varía para el mismo fallo pero con condiciones de sistema diferentes. Para resolver esta dificultad, es común utilizar un diagrama de R-X para analizar y visualizar la respuesta del relé. Usando sólo dos cantidades, R y X (o Z y θ), evitamos la confusión introducida usando las tres cantidades E, I y θ. Hay una ventaja adicional significativa, en que el diagrama R-X nos permite representar tanto el relé como el sistema en el mismo diagrama. Considere un cortocircuito ideal (resistencia cero) en la posición F en el sistema monofásico mostrado en la Figura 5.4. El relé de distancia considerado se encuentra en el terminal de línea A. El voltaje primario y la corriente en la ubicación del relé están relacionados por:

Donde el subíndice "p" representa las cantidades primarias. En términos de las cantidades secundarias de transformadores de tensión y corriente (CTs), el relé ve la impedancia primaria Zf, p como Zf, s, donde

Donde ni y ne son las relaciones CT y transformador de tensión (VT). Es costumbre suprimir el subíndice "s", con el entendimiento de que las cantidades secundarias están siempre implícitas. Así, nos referiremos a Zf, s cuando usamos Zf. Ejemplo 5.2 Consideremos un sistema de retransmisión de distancia que utiliza un TC con una relación de vueltas de 500: 5 y un VT con una relación de vueltas de 20.000: 69.3. Por lo tanto, la relación de CT ni es 100, mientras que la relación VT es de 288,6. El factor de conversión de impedancia ni / ne para este caso es (100 / 288,6), o 0,3465. Todas las impedancias primarias deben multiplicarse por este factor para obtener sus valores secundarios. Por lo tanto, la línea en el ejemplo 5.1 con una impedancia de (4 + j 30)? Primaria parece ser (1.386 + j 10.395)? secundario. El ajuste de zona 1 para esta línea sería el 85% de esta impedancia o (1.17 + j 8.84)? secundario. Por supuesto, el ajuste real utilizado dependería del valor más cercano que esté disponible en un relé dado. Aunque hemos definido Zf en condiciones de fallo, debe tenerse en cuenta que la relación de E e I en la posición del relé es una impedancia en todas las circunstancias, y cuando se produce un fallo, esta impedancia asume el valor Zf. En general, la relación E / I se conoce como la impedancia aparente "vista" por el relé. Esta impedancia puede representarse gráficamente como un punto en el plano R-X complejo. Este es el plano de los ohmios secundarios (aparentes). Se podría ver la impedancia como el fasor de voltaje, siempre que se asuma que la corriente es el fasor de referencia, y de magnitud unitaria. Esta manera de ver la impedancia aparente vista por un relé como el fasor de voltaje en la ubicación del relé es a menudo muy útil cuando se deben determinar las respuestas de los relés a las condiciones cambiantes del sistema. Por ejemplo, considere la impedancia aparente vista por el relé cuando hay flujo de potencia normal en la línea de transmisión. Si la corriente de carga es de magnitud constante y el voltaje final de emisión en la posición del relé es constante, el fasor de voltaje correspondiente, y por lo tanto la impedancia, describirá un círculo en el plano R-X. Cargas más ligeras - lo que significa una menor magnitud de la corriente - producir círculos de diámetros más grandes. De manera similar, cuando el factor de potencia de la carga es constante, el locus correspondiente de la impedancia es una línea recta a través del origen. La figura 5.5 muestra estos contornos para diferentes magnitudes de corriente de carga y factores de potencia. Tenga en cuenta que cuando la potencia real fluye en la línea, las impedancias aparentes correspondientes se encuentran en la mitad derecha del plano, mientras que un flujo de potencia invertida se correlaciona en el semiplano izquierdo.

Parcelas de carga de factor de potencia de retraso iguales en el semiplano superior, mientras que una carga de factor de potencia líder se dibuja en el semiplano inferior. La transferencia de potencia cero corresponde a puntos en el infinito. Una línea abierta en el extremo remoto tendrá corriente reactiva principal, y por lo tanto la impedancia aparente se mapeará a una gran distancia a lo largo del eje X negativo. Ahora considere el fallo en la posición F como se muestra en la Figura 5.4. La impedancia aparente correspondiente se muestra en F en la figura 5.5. A medida que se mueve la localización de la falla a lo largo de la línea de transmisión, el punto F se mueve a lo largo de la línea recta AB en la figura 5.5. Por lo tanto, la línea de transmisión vista por el relé se mapea en la línea AB en el plano R-X. La línea AB forma un ángulo θ con el eje R, donde θ es el ángulo de impedancia de la línea de transmisión.

(Para una línea de transmisión aérea, θ se encuentra entre 70◦ y 88◦, dependiendo de la tensión del sistema, estando asociados ángulos mayores con voltajes de transmisión más altos.) Cuando el fallo está en la línea de transmisión, las parcelas de impedancia aparente en la línea AB , Para todos los demás defectos o condiciones de carga, la impedancia se separa de la línea AB. A menudo es conveniente trazar la impedancia de la fuente Zs también en el diagrama R-X, como se muestra en la Figura 5.5. Ejemplo 5.3 Deje que la carga nominal para la línea de transmisión mostrada en la Figura 5.4 sea 8MVA. Esto corresponde a 400 A a la tensión nominal de 20 000 V. La impedancia aparente correspondiente a esta carga es (20 000/400) = 50? primario. En términos de ohmios secundarios, esta impedancia se convierte en 50 × 0,3465 = 17,32 ?. Por lo tanto, una carga de 8MVA a 0.8 pf rezagado es 17.32 × (0.8 + j 0.6) = (13.86 + j 10.4)? secundario. Esto se muestra como L1 en la Figura 5.6. Una carga de 8MVA con un factor de potencia líder de 0.8 es (13.86 - j 10.4)? Secundaria, que se representa como punto L2. De manera similar, 8MVA que fluye de B a A se convierten en L3 y L4 para factores de potencia de avance y retraso, respectivamente. La impedancia de línea de (1.39 + j 10.4)? Secundario en el punto B, mientras que el ajuste de la zona 1 de (1.17 + j 8.84)? Mapas en el punto Z1a. Un relé similar situado en B tendría su zona 1map en Z1b. Si asumimos las impedancias de fuente equivalentes como se ve en los buses A y B para ser j10 y j8? Primaria, respectivamente, serán j3.46 y j2.77? Respectivamente, como se muestra en los puntos S1 y S2 de la figura 5.6. Si la corriente de carga de la línea es 15 A, la impedancia aparente vista por el relé en A cuando el interruptor en el terminal B está abierto es -j (20 000/15) = -j 1333? Primaria, o -j 461,9? secundario. Esto se muestra como el punto C, en un eje y telescópico en la Figura 5.6. Las zonas de protección de un relé se definen en términos de su impedancia, por lo que es necesario que cubran áreas en la vecindad inmediata de la línea AB. A medida que aumenta la carga en el sistema, la posibilidad de que se infiltre en las zonas de

protección se hace mayor. En última instancia, en algunos valores de la carga, el relé está en peligro de tropezar. El diagrama R-X ofrece un método conveniente para analizar si este es el caso. Una consideración más completa de la capacidad de carga de un relé de distancia se considera en la Sección 5.11. 5.4 Relés de distancia trifásicos En un sistema de potencia trifásico, existen 10 tipos distintos de fallos posibles: un fallo trifásico, tres fallos fase a fase, tres fallos fase-tierra y tres fallos doble fase-tierra. Las ecuaciones que rigen la relación entre tensiones y corrientes en la ubicación del relé son diferentes para cada una de estas fallas. Por lo tanto, debemos esperar que tomará varios relés de distancia, cada uno de ellos energizado por un par diferente de entradas de voltaje y corriente para medir la distancia al fallo correctamente. Es un principio fundamental de la retransmisión de distancia que, independientemente del tipo de fallo implicado, la tensión y la corriente utilizadas para energizar el relé apropiado son tales que el relé medirá la impedancia de secuencia positiva al fallo [5]. Una vez logrado esto, los ajustes de zona de todos los relés pueden basarse en la impedancia total de secuencia positiva de la línea, independientemente del tipo de fallo. Ahora consideraremos varios tipos de fallas y determinaremos las entradas de tensión y corriente apropiadas que se utilizarán para los relés de distancia responsables de cada uno de estos tipos de fallas. 5.4.1 Fallas de fase a fase Considere una falla entre las fases b y c de una línea de transmisión trifásica. Podemos considerar esto como el fallo en la posición F en la figura 5.4, siempre que veamos esa figura como un diagrama de una línea del sistema trifásico. La representación simétrica del componente para este fallo se muestra en la figura 5.7. Las tensiones de secuencia positiva y negativa en el bus de fallo son iguales y están dadas por

Donde E1, E2, I1 e I2 son las componentes simétricas de voltajes y corrientes en la ubicación del relé y las impedancias de secuencia positiva y negativa de la línea de transmisión son iguales. De la ecuación 5.3 se deduce que

De este modo, un relé de distancia, al cual está conectada la tensión de línea a línea entre las fases b y c, y que es suministrado por la diferencia entre las corrientes en las dos fases, medirá la impedancia de secuencia positiva al fallo, cuando Se produce un fallo entre las fases b y c. Un análisis similar demostrará que, para los otros dos tipos de fallo de fase a fase, cuando se utilizan las diferencias de tensión y corriente correspondientes para activar los relés, se medirá la impedancia de posición positiva del fallo. El diagrama de componentes simétricos para un fallo de fase b a c a tierra se muestra en la figura 5.8. De esta figura debe quedar claro que para esta falla también, las ecuaciones de rendimiento para las partes de secuencia positiva y negativa del circuito equivalente son exactamente las mismas que para la falla de b a c. Finalmente, para un fallo trifásico en F, el diagrama de componentes simétrico es como se muestra en la Figura 5.9. Para este caso

Las diferencias de tensiones de fase y corrientes usadas en la ecuación 5.9 se conocen como tensiones y corrientes "delta", y vemos que los relés energizados por las tensiones delta y las corrientes responden a la impedancia de secuencia positiva a un fallo multifásico. Un complemento de los relés de distancia en tres fases cubre las siete fallas multifase entre ellas. Para

los fallos bifásicos o bifásicos a tierra, uno de los tres relés mide la impedancia de secuencia positiva al fallo, mientras que para un fallo trifásico, los tres relés miden la impedancia correcta. Las conexiones para los relés de fase se muestran esquemáticamente en la Figura 5.10. 5.4.2 Fallos a tierra Para un fallo entre la fase a y la tierra, el diagrama de conexión del componente simétrico es como se muestra en la figura 5.11. Los voltajes y corrientes en la ubicación del relé para este caso son

Donde, en la ecuación 5.13, Z0 y Z1 son las impedancias de secuencia cero y positiva de toda la línea. El factor m se conoce como un factor de compensación, que compensa la corriente de fase para el acoplamiento mutuo entre la fase con fallo y las otras dos fases no imputadas. De la ecuación 5.12 se deduce que para un fallo de fase a tierra

Por lo tanto, si el relé de distancia está activado con la fase a de voltaje y la fase compensada una corriente, también mide la impedancia de secuencia positiva al fallo. El factor m para la mayoría de las líneas aéreas de transmisión es un número real, y varía entre 1,5 y 2,5. Un buen valor medio para m es 2,0, que corresponde a Z0 de una línea de transmisión que es igual a 3Z1. Como en el caso de los relés de fase, se necesitan tres relés de distancia a tierra para cubrir los tres fallos monofásicos a tierra. Debe tenerse en cuenta que para un fallo trifásico, la corriente de fase compensada se convierte en Ia, ya que no existe corriente de secuencia cero para este fallo. Para este caso, la ecuación 5.14 es idéntica a la ecuación 5.18 y, por lo tanto, los tres relés de distancia a tierra miden también la distancia correcta al fallo en el caso de un fallo trifásico. En la figura 5.12 se muestra un diagrama de conexión esquemático para los tres relés de distancia a tierra.

Un conjunto completo de relés de distancia de fase y tierra requerirá seis elementos de medición de distancia conectados como se muestra en las Figuras 5.10 y 5.12.

Ejemplo 5.4 Consideremos el sistema simple representado por el diagrama de una línea en la figura 5.13. El voltaje nominal del sistema es de 13,8 kV, y las impedancias de secuencia positiva y cero de los dos elementos son como se muestra en la figura. Las impedancias de secuencia cero se indican entre paréntesis. Verificamos las ecuaciones de cálculo de distancia 5,9 y 5,14 para las fallas trifásicas, fase-fase y tierra-fase.

5.4.3 Relés en fases no imputadas Aunque existen tres distancias de fase y tres relés de distancia a tierra para protección contra los 10 tipos de fallo en un sistema trifásico, sólo uno de estos relés mide la distancia correcta al fallo para un tipo de falla específico y es interesante Para ver lo que miden los relés restantes. En general, miden impedancias que son mayores que la impedancia a la falla. Sin embargo, bajo ciertas condiciones -como por fallas de cierre- la distancia medida por los otros relés puede ser tal que pueda resultar un funcionamiento erróneo de algunos de los otros relés. Por supuesto, si el sistema de protección está diseñado para disparar las tres fases para cada falla, el hecho de que uno o más relés puedan funcionar para una falla no tiene importancia práctica, aunque los blancos erróneos producidos por algunos de los relés pueden conducir a una confusión innecesaria En el análisis postmortem de la falla, y debe ser evitado si es posible. Sólo cuando se utiliza un disparo monofásico para fallo de fase a tierra, se convierte en motivo de preocupación si un relé de distancia de fase responde (erróneamente) a un fallo a tierra y provoca un disparo trifásico. Por lo tanto, consideraremos el funcionamiento de los relés de distancia de fase para un fallo en la fase a. Análisis similar puede realizarse para todos los relés de distancia en las fases no defectuosas para cada uno de los tipos de falla [6]. Considere el diagrama fasorial para una falla fase-a-tierra en un sistema radial como se muestra en la Figura 5.14. Las tensiones y corrientes de pre-falla están representadas por las magnitudes no imprimadas, mientras que las magnitudes con fallo se muestran con números primos. Dado que es un sistema radial sin carga, no existe corriente de pre-defecto. La tensión de la fase a en la posición del relé cae a un valor pequeño durante el fallo, mientras que la corriente en la fase a retarda la fase una tensión por el ángulo de impedancia de la combinación (Z1 + Z2 + Z0). Los voltajes de las fases no defectuosas cambiarán en magnitud y ángulo como se muestra en el diagrama fasorial. La corriente de fase compensada definida por la ecuación 5.13 para este caso (puesto que Ia = 3I0) está dada por Ia = (1 + m / 3) Ia. Los relés de distancia de fase utilizan corrientes delta y, dado que Ib = Ic = 0, las tres corrientes delta para este fallo son (Ia- Ib) = Ia, (IcIa) = -Ia y (Ib-Ic) = 0. Estas corrientes delta y tensiones también se muestran en la Figura 5.14.

Recuerde que la impedancia vista por cualquier relé es igual a su voltaje cuando la corriente correspondiente se toma como un fasor de referencia de magnitud unitaria. Dado que la corriente delta para el relé b-c es cero para este fallo, ve una impedancia infinita y no funcionará mal. Como las corrientes delta para los relés a-b y c-a son Ia y -Ia, respectivamente, podemos visualizar su respuesta a este fallo redibujando las tensiones delta Eab y Eca con Ia y -Ia como los fasores de la unidad de referencia y ajustando (Aumentar) la magnitud de los dos fasores de tensión por el factor (1 + m / 3), en relación con la fase a de voltaje. Este último ajuste es necesario porque la tensión de fase a se ve como la impedancia de fallo con Ia' = (1 + m / 3) Ia como unidad de medida, mientras que Eab y Eca son las impedancias de falla observadas por estos dos relés con ± Ia [= ± I'a / (1 + m / 3)] como las unidades de medida. Por lo tanto, las impedancias vistas por los relés a-g, ab y c-a para el fallo a-g se ven como AB, AB 'y AB' ', respectivamente, como se muestra en la Figura 5.14. Debe quedar claro que para un fallo de tierra cerca de la ubicación del relé, los relés a-b y c-a pueden funcionar mal, si la zona de protección abarca AB 'y AB' 'para valores pequeños de AB. El análisis presentado anteriormente debe modificarse para incluir el efecto de la carga de preamplificación. La corriente de carga cambiará los fasores de corriente y por lo tanto las impedancias vistas por los relés. Tales efectos son menos importantes en una discusión cualitativa, y el lector se refiere a la referencia citada [6] para un tratamiento más detallado del sujeto. 5.4.4 Resistencia a fallos En el desarrollo de las ecuaciones de relé de distancia, supusimos que el fallo en consideración era un cortocircuito ideal (es decir, resistencia cero). En realidad, en el caso de fallas de fase múltiple,

el arco de fallo será entre dos conductores de alta tensión, mientras que para fallos de tierra, el recorrido de falla puede consistir en un arco eléctrico entre el conductor de alto voltaje y un objeto conectado a tierra, O la propia torre. En cualquier caso, la trayectoria de fallo tendrá una resistencia en ella, que puede consistir en una resistencia de arco o una resistencia de arco en serie con la resistencia de pie de torre en el caso de un fallo a tierra. La resistencia del pie de torre es prácticamente constante durante el fallo (y oscila entre 5 y 50?), Mientras que la resistencia del arco cambia con el tiempo a medida que la corriente de falla continúa fluyendo. Durante el primer período del arco, digamos en los primeros milisegundos, la resistencia del arco es despreciable, ya medida que el canal de arco se alarga en el tiempo, la resistencia del arco aumenta. Para las consideraciones de retransmisión, se supone generalmente que la resistencia del arco es una constante, dada por una fórmula empírica [7, 8]

Donde V es la tensión del sistema en kilovoltios y Ssc es el kilovatio-amperio de cortocircuito en la localización de avería. Por ejemplo, la resistencia de arco de falla para un fallo de línea de transmisión de 345 kV en un lugar con capacidad de cortocircuito de 1500MVA es (76 × 3452/1500 × 103) ~ = 50 Ohm. La resistencia de falla introduce un error en la estimación de distancia de falla y, por lo tanto, puede crear un funcionamiento no fiable de un relé de distancia. Considere el sistema de transmisión monofásico mostrado en la Figura 5.15a, y asuma que la resistencia de falla es igual a Rf. Si la contribución al fallo desde el extremo remoto es Ir, la corriente de fallo If = I + Ir, y la tensión en la posición del relé viene dada por

Debido a que Ir no puede estar en fase con I, la resistencia de falla puede contribuir a un error en la resistencia así como en la reactancia del segmento de línea defectuoso. Esto se ilustra en el diagrama R-X de la figura 5.15b. Para acomodar la resistencia en la trayectoria de fallo, es necesario conformar la zona de disparo de un relé de distancia de tal manera que la región que rodea la impedancia aparente esté incluida dentro de la zona. Se verá en la Sección 5.11 que diferentes tipos de relés de distancia tienen diferentes capacidades de acomodar la resistencia de falla. Debe recordarse que un área mayor para la zona de protección en el plano R-X acomoda una mayor resistencia a la trayectoria de falla, mientras que también afecta a la capacidad de carga del relé. Ejemplo 5.5 Suponga un circuito monofásico como se muestra en la figura 5.15a, y permita que la impedancia de línea al punto de fallo sea (4 + j 40) ?, mientras que la resistencia de falla es 10 ?. Deje que la corriente a la falla en la línea en cuestión sea de 400 ∠ - 85 ◦ A, mientras que la contribución actual al fallo desde el extremo remoto es 600 ∠ - 90 ◦ A. Entonces, la impedancia aparente vista por el relé, tal como se da Por la ecuación 5.17, es

Si la contribución de corriente de extremo receptor está en fase con la corriente final de envío, el error en Za estará en la parte real solamente. Ése no es el caso aquí, y por lo tanto la reactancia también está en error. 5.5 Tipos de relés de distancia Los relés de distancia pueden clasificarse según la forma de sus zonas de operación. Tradicionalmente, todas las formas de las zonas han sido circulares, ya que un relé electromecánico, con la Ecuación de par 2.15, produce un límite circular para las zonas de operación. Parte de la terminología usada para describir las zonas (por ejemplo, "la línea de par máximo") se remonta a los orígenes electromecánicos de los relés de distancia. Sin embargo, se pueden conseguir formas de zonas mucho más complejas con modernos relés de estado sólido y de ordenador, aunque todavía se utiliza una parte de la terminología antigua para describir los últimos relés. Se reconocen cuatro tipos generales de relés según las formas de sus zonas de operación: (i) relés de impedancia, (ii) relés de admitancia o mho, (iii) relés de reactancia, y (iv) relés cuadrangulares. Estas cuatro formas características del relé se ilustran en la Figura 5.16. El relé de impedancia tiene una forma circular centrada en el origen del diagrama R-X. El relé de admitancia (o mho) tiene una forma circular que pasa por el origen. El relé de reactancia tiene un límite de zona definido por una línea paralela al eje R. La zona se extiende hasta el infinito en tres direcciones como se muestra en la Figura 5.16c. El cuadrilátero característico, como su nombre lo indica, está definido por cuatro líneas rectas. Esta última característica sólo está disponible en

relés de estado sólido o de ordenador. Se pueden obtener formas más complejas usando uno o más de los tipos de relé anteriores, en una combinación lógica para proporcionar un límite de zona de disparo compuesto.

5.6 Funcionamiento del relé con voltaje cero Se recordará que la ecuación de par generalizado para un relé electromecánico, tal como se da en la Ecuación 2.15, se adapta a un relé direccional oa un relé mho mediante opciones apropiadas de varias constantes que aparecen en esa ecuación. Así, la ecuación de punto de equilibrio para un relé direccional es equivalente a *VI sin (θ + φ) = 0+, mientras que para un relé mho la ecuación correspondiente es *V = IZr sin (θ + φ)+. En V = 0, ambas ecuaciones llevan a incertidumbres de operación. La ecuación de relé direccional es satisfecha por cualquier valor de I y θ para V = 0, mientras que para la ecuación de relé mho, si V es cero, no se puede determinar el ángulo entre V e IZr y el funcionamiento del relé se vuelve incierto. La región alrededor del origen en ambas características está mal definida en cuanto al desempeño del relé (ver Figura 2.13). En consecuencia, es probable que un fallo de voltaje cero sea mal juzgado en cuanto a su dirección por ambos relés. Es posible diseñar relés que superen el problema de fallas de voltaje cero. Una técnica común es proporcionar un circuito de acción de memoria en la bobina de tensión que, debido a un transitorio de hundimiento, mantendrá la tensión de pre-falla en el circuito de polarización durante unos cuantos ciclos después de la aparición del fallo de voltaje cero. El ángulo de fase de la tensión impresa por el circuito de memoria en la bobina de tensión es muy próximo al de la tensión antes de la aparición de la falla. Dado que la acción de memoria es proporcionada por un transitorio que puede durar sólo unos cuantos ciclos, esta característica sólo se puede utilizar en funciones de retransmisión de alta velocidad. La acción de la memoria requiere que la tensión de pre-falla vista por el relé sea normal o cercana a la normal. Si no hay tensión de pre-falla en el circuito primario (como sería el caso si la línea de transmisión está siendo energizada después de haber sido desenergizada durante algún tiempo, y el potencial de línea se está utilizando para la retransmisión), no hay acción de memoria disponible . Esta es una situación común cuando se utilizan disyuntores de tanque vivo (Sección 1.5). Debe recordarse que un verdadero fallo de voltaje cero es algo raro y sólo puede ser causado si las cadenas de conexión a tierra o los interruptores son dejados conectados por equipos de

mantenimiento en aparatos eléctricos no energizados. Para proporcionar una protección adecuada contra un fallo de voltaje cero, se puede utilizar un relé instantáneo de sobrecorriente para alcanzar un punto más allá de la ubicación del relé. La impedancia para un fallo justo fuera del alcance del relé instantáneo proporcionará suficiente caída de tensión para proporcionar un funcionamiento fiable de la unidad de impedancia. Existe, por supuesto, un problema de ajuste con un relé instantáneo. Dado que es no direccional, debe haber una discriminación inherente entre las fallas hacia delante y hacia atrás. Dado que el relé instantáneo no es direccional, puede que no sea posible establecerlo para discriminar entre fallos en la zona protegida y fallos detrás del relé. Una solución común es utilizar un relé instantáneo de sobrecorriente que normalmente no funciona, pero se hace operativo tan pronto como el interruptor se cierra. El relé permanece en el circuito durante 10-15 ciclos, permitiendo que el interruptor dispare en tiempo de fallo primario o de ruptura, después de lo cual el relé es retirado de servicio. Se supone, por supuesto, que existe poca probabilidad de que se produzca una falla hacia atrás durante el corto tiempo que el relé instantáneo está en el circuito. En el caso de los relés de distancia basados en ordenador, es una cuestión sencilla proporcionar una acción de memoria almacenando datos de pre-falla durante la duración que se desee. Por lo tanto, puede ser posible proporcionar una acción de memoria para las funciones de cierre también, cuando la tensión de pre-falla puede no existir durante varios segundos antes de la acción de volver a cerrar. De Por supuesto, no se pueden usar funciones de voltaje de memoria durante periodos de tiempo muy largos, ya que el ángulo de fase de la tensión de memoria puede no ser válido debido a pequeñas desviaciones y desviaciones en la frecuencia del sistema de potencia. 5.7 Relés polifásicos Los relés de distancia discutidos hasta el momento han sido esencialmente dispositivos monofásicos, es decir, cada falla resultará en el funcionamiento de uno o más relés dependiendo de las entradas de tensión y corriente utilizadas para energizar el relé. Parecería que un relé polifásico sería más apropiado que una colección de relés monofásicos para proteger un sistema trifásico. Relés polifásicos electromecánicos han sido descritos en la literatura [8], y han estado en uso en sistemas de tres fases durante muchos años. También se han desarrollado relés polifásicos basados en computador [9]. Los relés polifásicos electromecánicos utilizan todas las tensiones y corrientes trifásicas para desarrollar un par que cambia de dirección en el punto de equilibrio (límite de zona) del relé. Debe elegirse una combinación adecuada de tensiones y corrientes, de modo que esta inversión de par se produzca para todos los tipos de fallas que puedan producirse en un sistema trifásico. La referencia citada anteriormente describe el funcionamiento de un relé electromecánico polifásico con mayor detalle. Una ventaja de un relé polifásico es que para la mayoría de las fallas de voltaje cero, al menos algunas de las tensiones no son cero y una direccionalidad correcta es

Mantenido por el relé. Por supuesto, para un fallo trifásico de voltaje cero, todavía es necesario incluir una acción de memoria o una función de sobrecorriente no direccional como se ha descrito en la sección anterior. Normalmente, se necesitan dos relés polifásicos para protegerse contra fallas de fase y de tierra. En el caso de los relés polifásicos basados en ordenador [9], es posible utilizar una ecuación de rendimiento único para cubrir todos los tipos de fallos. 5.7.1 Embalaje de fase versus fase Hemos examinado los elementos individuales de un esquema de protección de relé de distancia trifásica sin tener en cuenta la forma en que cada uno de los elementos se combina en uno o más casos de relé. Aunque el embalaje no tiene ningún efecto sobre la protección de la línea per se, sí tiene un impacto en el costo de la instalación y la complejidad asociada con la prueba y el mantenimiento de los relés. Un paquete completo de protección de fase consta de un elemento para cada par de fases, es decir, las fases a-b, b-c y c-a, y elementos separados para las zonas 1, 2 y 3, más los temporizadores e interfaces requeridos Al equipo de comunicación. Los temporizadores y el equipo de comunicación se montan por separado, cada uno en su propia caja de relé, muy a menudo en paneles o gabinetes separados. Las conexiones de fase y de zona se pueden combinar de diversas maneras. Todas las zonas para un par de fases dado se pueden montar en un caso de relé, denominado "zona empaquetada" o todos los pares de fases para una zona dada se pueden montar en un caso y se denominan "empaquetado en fase". Las ventajas y desventajas de los dos esquemas se refieren a la práctica común de probar y calibrar relés sin tomar la línea asociada fuera de servicio. Esto significa que durante la prueba se debe dejar una protección adecuada en servicio. Con el empaquetamiento de fase, se eliminan todas las zonas del par de fases que se están probando, es decir, la zona instantánea 1 y las zonas de reserva 2 y 3. Las restantes fases, y sus zonas, permanecen en servicio. Con el empaquetado de zona, cada una de las zonas se elimina, una por vez, por ejemplo, la zona 1 de todos los pares de fases está fuera de servicio, luego la zona 2 y luego la zona 3. A menos que el número de zonas no sea igual 3, no hay diferencia en el número de casos de relé entre los dos esquemas de empaquetado, pero la disposición de panel puede diferir y, en asociación con los interruptores de control y las instalaciones de prueba, el cableado será diferente. La protección de tierra siempre es provista por relés independientes (ya sea de distancia a tierra o de sobrecorriente direccional), y se montan por separado para que estén en servicio cuando se pruebe cualquiera de los relés de fase y todos los relés de fase estén en servicio cuando el relé de tierra Se prueba. Además, las instalaciones de prueba generalmente tienen provisión para restaurar algunos de los elementos internos de la caja de relé para el servicio mientras se eliminan otros elementos. La elección entre los dos esquemas de envasado no está clara, pero por lo general depende de las prácticas anteriores y las preferencias personales de la ingeniería de la utilidad y el personal de pruebas. La discusión anterior se refiere al empaque de relés electromecánicos. No es un problema con relés de estado sólido o digitales. Los relés de estado sólido tienen varias funciones de protección en la misma tarjeta o están conectados al mismo plano posterior dentro de un caso común. Las

instalaciones de prueba normalmente permiten que cada elemento sea probado o calibrado por separado sin quitar las otras funciones del servicio. Los relés digitales, por supuesto, son probados y calibrados a través del algoritmo, y el empaquetado no es un problema. 5.8 Relés para líneas multiterminales Ocasionalmente, las líneas de transmisión pueden ser derivadas para proporcionar conexiones intermedias a cargas o para reforzar la red de tensión inferior subyacente a través de un transformador. Tal configuración se conoce como una línea multiterminal, y se construye a menudo como una medida temporal, barata para consolidar el sistema de energía. Aunque la configuración del sistema de potencia resultante es barata, plantea algunos problemas especiales para el ingeniero de protección. Cuando las líneas multiterminales tienen fuentes de generación detrás de los puntos de derivación, o si hay transformadores de potencia wye-delta neutro conectados a tierra en más de dos terminales, el diseño del sistema de protección requiere un estudio cuidadoso. Consideremos la transmisión de tres terminales

Línea mostrada en la Figura 5.17. Para una falla en F, hay una contribución a la corriente de falla de cada uno de los tres terminales. Considere la corriente de relé y la tensión en el relé R1. (Para simplificar, asumiremos que se trata de un sistema monofásico, aunque debe entenderse que estamos interesados en sistemas trifásicos, y debemos considerar las evaluaciones de distancia reales para cada tipo de falla. De la protección de línea multiterminal no es diferente de las consideraciones habituales de fallas en un sistema trifásico.) La tensión en el bus 1 está relacionada con la corriente en el bus 1 mediante la ecuación

La corriente I2, la contribución al fallo del grifo, se conoce como corriente de entrada cuando está aproximadamente en fase con I1 y como salida cuando su fase es opuesta a la de I1. Por supuesto, también son posibles relaciones de fase completamente arbitrarias, pero en la mayoría de los casos la relación de fase es tal que la corriente I2 es una corriente de entrada. La ecuación 5.19 muestra que la impedancia aparente vista por el relé R1 es diferente de la impedancia real al fallo: (Z1 + Zf). Cuando la corriente de derivación es una entrada, la impedancia aparente es mayor que el valor correcto. Por lo tanto, si fijamos el ajuste de zona 1 del relé R1 en aproximadamente el 85% de las longitudes de línea 1-2, muchos de los fallos dentro de la zona de protección aparecerán fuera de la zona y el relé no funcionará. Debemos aceptar esta condición, ya que, cuando el grifo está fuera de servicio, se restablece el funcionamiento correcto del relé. Sería inseguro ajustar la zona 1 del relé a un valor alto, para que las impedancias aparentes para todos los fallos dentro del punto del 85% se encuentren dentro del ajuste de la zona. Para, con tal ajuste, si la fuente del grifo fuera de servicio por alguna razón, las averías más allá del punto del 85% causarán la operación de la zona 1. Por otra parte, las zonas 2 y 3 del relé R1 deben alcanzar más allá de los buses 2 y 3, Respectivamente, bajo todas las configuraciones posibles del grifo. Por lo tanto, para estos ajustes de zona (de superación), debemos establecer las zonas con todas las entradas en servicio. Entonces, si algunas de las entradas Deben estar fuera de servicio, la impedancia vista por el relé será menor, y estará definitivamente dentro de las zonas correspondientes. Podemos resumir sencillamente el principio de protección de una línea multiterminal de la siguiente manera: se establecen zonas de poca profundidad con las entradas eliminadas de consideración y se establecen zonas de sobrecarga con las entradas restauradas. Estas ideas se ilustran en el siguiente ejemplo. Ejemplo 5.6 Considere el sistema mostrado en la Figura 5.18. Podemos asumir que las magnitudes relativas de I1, I2 e I3 permanecen sin cambios para cualquier falla en el sistema entre los buses A a G. Esto es claramente una aproximación, y en un estudio real, debemos usar cálculos de cortocircuito apropiados para cada uno de Las fallas. Tenemos que configurar las tres zonas del relé Rb. Se supone (como determinado por el estudio de cortocircuito) que I2 / I1 = 0.5.

5.9 Protección de líneas paralelas Las líneas de transmisión que están en la misma torre, o paralelas a lo largo del mismo derecho de vía, presentan problemas únicos a los relés de línea asociados. La dificultad se deriva del hecho de que las líneas están mutuamente acopladas en sus circuitos de secuencia cero. La pequeña cantidad de acoplamientos mutuos negativos y de secuencias positivas puede usualmente ser despreciada. El acoplamiento de secuencia cero causa un error en la impedancia aparente calculado por la ecuación 5.14. Considere la falla en F en una de las dos líneas mutuamente acopladas como se muestra en la Figura 5.19.

Para un fallo de fase a tierra, las tensiones de componente simétricas en la posición de relé R1 están dadas por (Ecuaciones 5.10-5.14)

Donde I01 e I02 son las corrientes de secuencia cero en las líneas 1 y 2, respectivamente, y Z0mf es la impedancia mutua de secuencia cero en la parte averiada de la línea de transmisión. Como antes, el voltaje de la fase a en el punto de falla se puede establecer igual a cero:

Y finalmente, en términos de esta corriente de fase compensada modificada, la impedancia al punto de falla viene dada por

Debe tenerse en cuenta que la corriente de un circuito paralelo debe ponerse a disposición del relé para que funcione correctamente para un fallo a tierra. Esto puede lograrse si las líneas mutuamente acopladas están conectadas al mismo bus en la subestación. Si las dos líneas

terminan en diferentes buses, esto no sería posible, y en ese caso se debe aceptar el error en el funcionamiento de la función de distancia a tierra. Ejemplo 5.7 Deje que el sistema mostrado en la Figura 5.19 represente dos líneas de transmisión mutuamente acopladas, con datos de impedancia como se muestra en la figura. Las impedancias de secuencia cero se indican entre paréntesis y la impedancia mutua en los circuitos de secuencia cero de las dos líneas de transmisión es (3 + j 30)?. El resto de los datos del sistema son similares a los del Ejemplo 5.4. Para una falla fase-a-tierra en F, la impedancia de la línea de transmisión se divide por 2 debido al circuito paralelo de igual impedancia. Por lo tanto, la impedancia de secuencia positiva y negativa debida a las líneas de transmisión en el circuito de fallo es (2 + j 20) ?, mientras que la impedancia de secuencia cero es de 0,5 × (9 + j 90 + 3 + j 30) = ( 6 + j60). Los componentes simétricos de la corriente de falla están dados por

Además del efecto del acoplamiento mutuo en el rendimiento del relé de distancia a tierra, algunas otras operaciones de relé también pueden verse afectadas en el caso de líneas de transmisión paralelas. Considere los dos ejemplos que se dan a continuación. 5.9.1 Funcionamiento de relé de tierra direccional incorrecto Considere el sistema mostrado en la Figura 5.20. Un fallo a tierra en la línea 2 induce una corriente de secuencia cero I01 en la línea 1. Esta corriente, a su vez, circula a través de los neutros conectados a tierra en los dos extremos de la línea de transmisión. La corriente en la terminal A de esta línea está fuera de la línea y en el bus. Sin embargo, si se utiliza la corriente de neutro del transformador para la polarización del relé de tierra direccional, las corrientes de funcionamiento y de polarización estarán en la misma dirección. Esta condición es idéntica a la correspondiente a un fallo en la línea. De manera similar, la condición en el extremo B de la línea, con la corriente en el neutro del transformador y la corriente de la línea una vez más en fase entre sí, es indistinguible de la que es debido a un fallo interno. Los relés direccionales de tierra en ambos extremos pueden ser engañados para ver esta condición como un fallo interno. La misma tendencia operativa falsa existiría si se usara polarización potencial. En otras palabras, la fase de la cantidad de polarización no es independiente de la dirección del flujo de corriente, como ocurre cuando se produce un cortocircuito [6]. 5.9.2 Funcionamiento incorrecto del relé de distancia de fase Este problema se encuentra cuando se utilizan relés de fase y de distancia a tierra para proteger líneas de transmisión paralelas que están conectadas a buses comunes en ambos extremos [11]. Consideremos el caso de una falla simultánea entre la fase a y la tierra en la línea 1, y entre la fase b y la tierra en la línea 2, como se muestra en la figura 5.21. Esto se conoce como un fallo entre países, y es generalmente causado por el arco de falla desde el primer fallo a tierra que se expande con el tiempo, e involucra a la otra línea de transmisión en el fallo. Este fallo produce contribuciones de corriente de falla en ambas fases a y b de ambos circuitos, y puede detectarse como una falla de fase a-b-g en ambas líneas.

Un fallo multifásico causará un disparo trifásico de ambos circuitos. Este problema es particularmente grave cuando se utilizan disparos monofásicos y reenganche. En este caso, la operación correcta y deseable sería, por supuesto, un disparo monofásico en cada uno de los circuitos, manteniendo una unión trifásica entre los dos extremos de las líneas, aunque las impedancias estarían desequilibradas. La referencia [11] examina los cálculos implicados y propone una solución que implica un relé digital que utiliza corrientes y tensiones de las seis fases. En el capítulo 1 se analizó el disparo y la reenganche de una sola fase. La posibilidad de fallo de los relés de distancia para tales fallos ha sido bien reconocida en Europa, donde son comunes las torres de doble circuito y las de disparo monofásico. 5.10 Efecto de los dispositivos de compensación de la línea de transmisión Hemos asumido, hasta ahora, que el sistema de transmisión es relativamente sencillo, y que los relés de sobreintensidad, de distancia o direccionales pueden aplicarse de manera directa para proporcionar una protección fiable. Hay elementos de transmisión primaria, sin embargo, que alteran esta disposición. En particular, los condensadores en serie que se instalan para aumentar los márgenes de carga o de estabilidad, o los reactores en serie que se utilizan para limitar las corrientes de cortocircuito, pueden afectar significativamente la protección de la línea de transmisión. Nuestra preocupación aquí no es la protección de los dispositivos mismos: que será el tema de los capítulos posteriores. Nuestra preocupación aquí es cómo estos dispositivos afectan a la protección de línea de transmisión en sí.

5.10.1 Condensadores de la serie

Un condensador en serie puede alterar la premisa básica sobre la cual se fundan los principios de la distancia y la retransmisión direccional. Por lo tanto, normalmente suponemos que las corrientes de fallo invierten su dirección sólo para fallas en dos lados de un relé y que la relación de voltaje a corriente en una ubicación de relé es una medida de la distancia a un fallo. Un condensador en serie introduce una discontinuidad en el componente reactivo de la impedancia aparente a medida que el fallo es movido desde el relé hacia, y más allá, al condensador (Figura 5.22). Dependiendo del tamaño y ubicación del condensador, los ajustes del relé de distancia pueden o no ser posibles. Considere una Falla en F1 en la figura 5.22. La corriente de falla ahora conduce el voltaje, y es indistinguible de las condiciones que resultan de un fallo en la dirección inversa. A medida que el fallo se desplaza hacia F2, que está en el límite de la zona 1, la impedancia aparente sigue la trayectoria mostrada en el diagrama R-X. En esta situación, el relé de distancia en Rac no funcionará para F1. Debe tenerse en cuenta que la mayoría de los condensadores de serie están equipados con dispositivos de protección a través de sus terminales, tales como separadores de protección, supresores de sobretensión o disyuntores. El efecto de estos dispositivos de protección es el cortocircuito, o bypass, los condensadores en presencia de fallas. De este modo, los relés de distancia pueden hacerse lo suficientemente lentos para que los condensadores sean retirados por primera vez de servicio por los dispositivos de protección y se restaure el correcto funcionamiento de los relés de distancia. Un esquema alternativo para proteger las líneas de transmisión con condensadores en serie es utilizar la retransmisión de comparación de fase, que se tratará en el Capítulo 6.

5.10.2 Reactores en serie

Los reactores serie introducen impedancia en la línea, pero como el ángulo del reactor es casi 90 °, al igual que la línea de transmisión, hay muy poca discontinuidad en el diagrama R-X. Esto se ilustra en la Figura 5.23. Si el reactor se puede conectar o desconectar, la impedancia de la línea cambiará y se debe tener en cuenta cambiando los ajustes de la zona de relé. Los reactores en serie también afectarán a los ajustes de los relés de sobrecorriente, ya que las corrientes de cortocircuito son afectadas por el reactor en serie. Sin embargo, como los reactores en serie son usualmente requeridos para alcanzar niveles de corriente de cortocircuito seguros, rara vez se ponen fuera de servicio sin tomar la línea fuera de servicio también. En consecuencia, se puede considerar que el reactor está presente, y los relés de línea se ajustan en consecuencia. Sin embargo, en el caso improbable de que el reactor se retire del servicio, la impedancia de la línea se reducirá. Suponiendo que no hay cambios en el ajuste del relé, el relé verá ahora más allá de su zona de protección original, es decir, ahora superará su zona de protección deseada. Por ejemplo, si el reactor mostrado en la figura 5.23 tiene una impedancia de Zab = 10 \ Y la sección de línea BC tiene una impedancia de j40 (ignorando la resistencia), la zona 1 en ambos extremos se establecería en 0,85 × (40 + 10) = 42,5. Si el reactor se retira del servicio, la impedancia de la línea sería de 40 Ohm. Con los relés configurados para 42,5 Ohmios, verían fallas más allá de la zona de protección original. Esto puede ser aceptable si la extensión de la zona 1 no se extiende a la siguiente sección de línea.

5.10.3 Dispositivos de derivación

Condensadores de derivación y reactores se instalan por razones completamente diferentes, e incluso si están atados a la propia línea por lo general no tienen un impacto significativo en los relés de línea de transmisión. Existe una corriente de carga en estado estacionario asociada a los dispositivos de derivación, que es vista por los relés de línea, pero los márgenes utilizados para diferenciar entre la carga y las corrientes de cortocircuito suelen ser suficientes para evitar cualquier problema. Si existe un problema, no es demasiado difícil conectar los TC de los dispositivos de derivación, de modo que la corriente de carga se elimina de la medición del relé de línea (Figura 5.24).

5.11 Capacidad de carga de los relés

Recuerde la discusión en la Sección 5.3 de la impedancia aparente vista por un relé cuando la carga en la línea cambia. A medida que aumenta la carga en una línea de transmisión, el locus de impedancia aparente se aproxima al origen del diagrama R-X. Para algún valor de carga de línea, la impedancia aparente se cruzará en una zona de protección de un relé, y el relé disparará. El valor de la carga MVA en la que el relé está al borde de la operación se conoce como límite de carga del relé. Considere las características de un relé de impedancia direccional, y un relé mho, con un ajuste de zona de ohmios secundarios Zr como se muestra en la figura 5.25.

Si se supone que el ángulo del factor de potencia de carga es φ y se supone que el ángulo de par máximo es θ, el valor de la impedancia aparente a la que se alcanzará el límite de carga es Zr para el relé de impedancia direccional y Zr cos (θ + Φ) para el relé mho (tenga en cuenta que un ángulo del factor de potencia retardado se considera negativo). Si el voltaje primario de la línea es E kilovoltios (fase a neutro), y las relaciones VT y CT son nv y ni, respectivamente, el límite de loadability para el relé de distancia direccional es (en MVA)

Está claro que la capacidad de carga de un relé mho es significativamente mayor que la de un relé de impedancia direccional. La capacidad de carga de un relé puede aumentarse adicionalmente usando una característica de ocho (mho offset), o una característica cuadrilateral, como se muestra en la Figura 5.25. Esta última característica es alcanzable con relés de estado sólido o basados en computadoras. Con el uso creciente de relés informáticos, la aplicación de relés con configuración de tipo mho ha cambiado drásticamente. El número posible de zonas ha aumentado a cuatro o cinco zonas con la característica circular aumentada que, a su vez, aumenta la susceptibilidad de los relevos a la invasión de la carga. Esto, a su vez, ha producido soluciones dirigidas por los diferentes fabricantes de relés. Ejemplo 5.8 Consideraremos la capacidad de carga del ajuste de la zona 1 del relé del ejemplo 5.2. (Esto ilustrará el principio de verificación de la capacidad de carga, aunque hay que darse cuenta de que la capacidad de carga crítica, que proporciona el límite más pequeño, es la asociada con la tercera zona.) Las relaciones CT VT para el relé se determinaron que eran ni = 100 y Nv = 288,6. El ajuste de la zona 1 es 1.17 + j 8.84 = 8.917∠82.46◦. A partir de la ecuación 5.25, la capacidad de carga de un relé de impedancia viene dada por (la tensión de fase a neutro es de 20 kV)

En el caso de un relé mho, debemos calcular la capacidad de carga a un factor de potencia específico. Supongamos un factor de potencia de 0.8. Esto corresponde a φ = -36,870. El ángulo de la impedancia de línea es 82.46◦. Así, (θ + φ) = (82.46◦ - 36.87◦) = 45.59◦. Usando la ecuación 5.26, la capacidad de carga de un relé mho para una carga de retraso de 0.8 pf es

Por supuesto, se debe comprobar la capacidad de carga de todas las zonas, pero la capacidad de carga de la zona 3, que es la más pequeña, será usualmente el criterio decisivo. 5.12 Resumen En este capítulo, hemos examinado la protección de una línea de transmisión

Relés de distancia. Los relés de distancia, tanto monofásicos como polifásicos, se utilizan cuando los cambios en la configuración del sistema o el patrón de generación proporcionan una variación demasiado amplia en la corriente de falla para permitir ajustes fiables utilizando sólo la corriente como factor determinante. Los relés de distancia son relativamente insensibles a estos efectos. Hemos revisado una serie de características que están disponibles dependiendo de la protección requerida. También hemos discutido varios problemas comunes asociados con la protección de línea no-piloto, incluyendo el problema de carga excesiva o inusual, protección de líneas multiterminales, líneas de transmisión paralelas y líneas con compensación de serie o de derivación.