GUÍA TÉCNICA
“Criterios de coordinación y ajuste de protecciones para
instalaciones sobre 200kV”.
CDEC-SING
Autor
: Unidad de Integridad del Sistema.
Fecha
: Junio de 2014.
Correlativo
: 1306-UIS-GT1-V2
Versión
:2
CONTROL DE DOCUMENTO
APROBADO POR
Versión
2
1
0
Aprobado por
Daniel Salazar J.
Raúl Moreno T.
Daniel Salazar J.
Raúl Moreno T.
Daniel Salazar J.
Raúl Moreno T.
Cargo
Director de Operación y Peaje
Subdirector de Operación
Director de Operación y Peaje
Subdirector de Operación
Director de Operación y Peaje
Subdirector de Operación
REVISADO POR
Versión
2
1
0
Revisado por
Erick Zbinden A.
Erick Zbinden A.
Gretchen Zbinden V.
Cargo
Jefe Unidad Integridad de Sistema
Jefe Unidad Integridad de Sistema
Jefe Depto. Sistemas Eléctricos
REALIZADO POR
Versión
2
1
0
Realizado por
Unidad Integridad del
Sistema.
Unidad Integridad del
Sistema.
Depto. de Sistemas
Eléctricos
Cargo
-
REGISTRO DE CAMBIOS
Fecha
12/05/2014
Autor
Unidad Integridad
del Sistema
Versión
2
14/06/2013
Unidad Integridad
del Sistema
1
02/01/2012
Depto. de
Sistemas
Eléctricos
0
Descripción del Cambio
Esta versión incorpora:
 Correcciones generales a la versión 1.
 Criterio para reconexión automática (79).
 Rangos característicos de tiempo de operación
para función 21/21N.
 Generalidad para el criterio 67N utilizando
característica de tiempo inverso y definido.
 Res. Exta. N°131 del 17 de Abril de 2014.
 Incorpora
observaciones
de
empresas
coordinadas.
 Cambio de código del documento.
 Cambio del documento DSE CDEC-SING C0005/2012, a formato Guía Técnica.
 Se generaliza característica de la función de
protección diferencial de barra (87B).
 Se generaliza el criterio de ajuste para la función
de protección de impedancia (21/21N).
Documento referencia CDEC-SING C-005/2012,
EVCP 2012 – Etapa 0.
CONTENIDO
1.
INTRODUCCIÓN.
2
2.
OBJETIVO Y ALCANCE.
2
3.
CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACIÓN
3
3.1 Función de protección diferencial de barras (87B)
3
3.2 Función de protección falla de interruptor (50BF).
5
3.3 Función de protección distancia (21/21N).
6
3.3.1
Zonas de protección.
7
3.3.2
Tiempo de operación.
8
3.3.3
Sistema de teleprotección para la función de distancia (85A y 85C).
8
3.3.4
Delimitador de carga (Load Encroachment).
9
3.3.5
Función pérdida de potenciales.
10
3.3.6
Función oscilación de potencia (68).
10
3.4 Función de sobrecorriente de fases y residual (50/51, 50N/51N).
10
3.5 Función de sobrecorriente direccional de fases y residual (67/67N).
12
3.6 Función de cierre contra falla (SOTF).
13
3.7 Función de protección diferencial de línea (87L).
13
3.8 Función de reconexión automática (79).
14
3.9 Función de protección sobrecorriente de transformador de poder (50/51, 50N/51N). 16
3.9.1
Función sobrecorriente de fases (50/51).
16
3.9.2
Función sobrecorriente residual (50N/51N).
16
3.10Función de protección distancia de transformador (21T).
17
3.11Función de protección diferencial de transformador (87T).
18
3.12Función de protección diferencial de transformador restringida (87TN).
20
4.
CONCLUSIONES.
20
5.
REFERENCIAS.
21
1306-UIS-GT1-V2
Unidad Integridad del Sistema – CDEC-SING
1
1. INTRODUCCIÓN.
En este documento se describen los criterios generales que se recomienda aplicar en los Estudios
de Coordinación y Ajuste de Protecciones (ECAP), para instalaciones del Sistema de Transmisión
del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) cuyos niveles de tensión primarios sean
mayores o iguales a 200kV.
Cada propietario de la instalación podrá optar por criterios que puedan diferir de los que aquí se
presentan debido a las particularidades que presente su instalación, sin embargo, éstos deberán
ser justificados en el ECAP mediante una descripción, argumentos técnicos, objetivos, y todos los
análisis de los ajustes resultantes de la implementación de dichos criterios. Toda propuesta de
ajustes deberá cumplir con los requerimientos establecidos por la Norma Técnica de Seguridad y
Calidad de Servicio (NT de SyCS) vigente [1].
En el entendido de que los relés de protección presenten características según marca/modelo,
firmware u otro, propias de cada fabricante, o bien poseen ajustes de parámetros adicionales a los
aquí indicados, se sugiere considerar las recomendaciones de dichos fabricantes en su
configuración, justificando dentro de las memorias de cálculo correspondientes, los valores de
ajuste escogidos para ellos.
2. OBJETIVO Y ALCANCE.
El objetivo de esta Guía Técnica es establecer un marco general para que los Coordinados de
instalaciones, cuyos niveles de tensión primarios sean mayores o iguales a 200kV, realicen sus
ECAP en base a criterios de ajuste acotados y en cumplimiento con los Art. 3-28, 3-29 y 5-49 de la
NT de SyCS vigente.
Los criterios definidos para los Estudios de Verificación y Coordinación de Protecciones (EVCP)
están contenidos dentro de los criterios expuestos en la presente Guía Técnica, siendo esta última
la referencia para la revisión de los ECAP asociados a los proyectos que ingresen al SING en
cumplimiento al Procedimiento DO Interconexión, Modificación y Retiro de Instalaciones del SING
[2].
Los criterios de ajuste presentados en este documento consideran las siguientes funciones de
protección:
a)
Esquemas de protección de barras:

Función de protección diferencial de barras (87B).
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2
b)
Esquemas de falla de interruptor:

c)
d)
Función de protección falla de interruptor (50BF).
Esquemas de protección de líneas de transmisión:

Función de protección distancia (21/21N).

Función de protección sobrecorriente direccional (67/67N)

Función de protección sobrecorriente de emergencia (50/51, 50N/51N).

Función de protección cierre contra falla SOFT.

Característica delimitador de carga, Load Encroachment.

Esquemas de teleprotección (85A y 85C).

Función de protección diferencial de línea (87L).

Reconexión automática monopolar (79).
Esquemas de protección de transformadores de poder:

Función de protección de sobrecorriente (50/51, 50N/51N).

Función de protección distancia de transformador (21T).

Función de protección diferencial de transformador (87T).

Función de protección diferencial restringida (87TN).
Sin perjuicio del listado anterior, la cantidad definitiva de funciones de protección que sean
utilizadas en los sistemas de protección, o bien la incorporación de otras adicionales a las aquí
descritas, deberán ser definidas en la Ingeniería Básica del proyecto y justificadas mediante los
respectivos estudios, conforme al tipo de instalación y naturaleza del objeto protegido,
garantizando que todos los requerimientos establecidos en la normativa vigente se cumplan
cabalmente.
3. CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACIÓN
3.1 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS (87B)
La función diferencial de barras es de naturaleza unitaria. En función de su selectividad e
independencia de las variaciones de tensión, permite un despeje rápido y selectivo de la sección
de barra que presente cortocircuito.
En virtud de lo anterior, el criterio de ajuste base a implementar por sección de barras, será el
siguiente:

Corriente diferencial mínima de operación:
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1.25 × 𝐼𝐶𝑚á𝑥 ≤ 𝐼𝑑 𝑚í𝑛 ≤ 0.80 × 𝐼𝑐𝑐 𝑚í𝑛
Donde:
𝐼𝑑 𝑚í𝑛
: Corriente diferencial mínima de operación.
𝐼𝐶 𝑚á𝑥
: Corriente de carga máxima que circula por cualquiera de los paños conectados a la barra.
𝐼𝑐𝑐 𝑚í𝑛
: Corriente de cortocircuito mínima para falla en barra.

Tiempo de retardo a la operación:
𝑡 = 0𝑠

Característica de operación para falla interna,
𝐼𝑑𝑖𝑓𝑓
𝐼𝑠 :
𝑚1 = 0.20 − 0.60
𝑚2 = 0.50 − 0.80
Donde:
𝐼𝑑𝑖𝑓𝑓
: Corriente diferencial como suma vectorial.
𝐼𝑠
: Corriente de estabilización como suma escalar.
𝑚1 , 𝑚2 : Pendiente de la zona o zonas de operación.
Como referencia, la figura 1 muestra una característica genérica de operación de la función 87B.
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4
Idiff
Figura. 1 Característica de operación 87B para falla interna.
Donde las zonas de la característica corresponden a:

Zona 1 : Sección que define pick-up de mínima operación sin estabilización.

Zona 2 : Sección que define la zona de error en la medida por clase de precisión de los
transformadores de corriente.

Zona 3 : Sección que define la zona de error en la medida por saturación de los
transformadores de corriente.
En caso de que por las características inherentes del modelo del relé, no sea posible configurar la
característica de operación de doble pendiente, se recomienda considerar las indicaciones dadas
por el fabricante del equipo.
3.2 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN FALLA DE INTERRUPTOR (50BF).
La función falla de interruptor (50BF) actúa como segunda instancia frente a la incapacidad del
interruptor de poder para aislar la falla, por lo que su operación se considera de emergencia.
Estos criterios generales, recomiendan que los ajustes de la corriente de detección, para fallas
entre fases o residual, sean los siguientes:
0.1 × 𝐼𝑛 𝑇/𝐶 ≤ 𝐼𝑜𝑝 ≤ 0.8 × 𝐼𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑚𝑖𝑛

Tiempo de insistencia:
0.00 𝑠 ≤ 𝑡1 ≤ 0.08(𝑠)

Tiempo de operación:
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0.10 𝑠 ≤ 𝑡2 ≤ 0.20(𝑠)
Donde:
𝐼𝑜𝑝
: Corriente de operación.
𝐼𝑛 𝑇/𝐶
: Corriente del tap primario nominal del transformador de corriente asociado.
𝐼𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑚𝑖𝑛
: Corriente mínima de falla entre fases o residual, según corresponda.
𝑡1
: Tiempo de insistencia.
𝑡2
: Tiempo de operación.
Los ajustes propuestos consideran que ambos temporizadores -𝑡1 y 𝑡2 - se inician en forma
simultánea, con el fin de evitar el aumento innecesario en el tiempo de operación.
Sin perjuicio de lo anterior, CDEC-SING estima que un interruptor de poder de alta tensión que se
encuentra en buen estado, y cuyo accionamiento sea mediante resortes, no requiere más de
150ms como tiempo de operación para cumplir la función de extinguir una corriente de falla. Esta
aseveración se sustenta en que el tiempo eléctrico de extinción de arco es inferior a 40ms, sin
embargo basándose en el escenario más desfavorable, definido por el tiempo mecánico de
apertura, especificado en 60ms, si se aplica un margen de seguridad del 100%, con una holgura
adicional de 30ms, se obtiene un tiempo de ajuste suficiente igual a los mencionados 150ms.
Los requerimientos para el diseño del esquema 50BF, así como la selección del mecanismo de
detección de falla utilizado, lógicas de operación, señal de transferencia de desenganche directo
(TDD/85D) y el esquema de comunicación asociado a ésta, pueden ser consultados en la Guía
Técnica “Requerimiento de Diseño de Esquemas de Falla de Interruptor, 50BF” [3].
3.3 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DISTANCIA (21/21N).
La función de distancia fundamenta su operación en la medición del lazo de cortocircuito,
calculando el valor de impedancia total desde el punto de medida hasta el punto de falla.
Como característica de operación de la función distancia, será requerimiento utilizar:

Fallas entre fases : Característica Mho o Cuadrilateral.

Fallas a tierra
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: Característica Cuadrilateral.
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Los criterios mínimos y generales exigidos, para el ajuste de cada zona de protección se identifican
entre los puntos 3.3.1 y 3.3.6.
En aquellos casos donde no se requiera utilizar una zona reversa, la Zona 3 deberá tener dirección
forward y podrá utilizar los mismos criterios descritos para la Zona 4.
3.3.1
ZONAS DE PROTECCIÓN.
Zona 1: Dirección hacia la línea protegida (Forward), con alcance menor al 85% de su longitud,
para todas las fallas entre fases y residuales.
Zona 2: Dirección hacia la línea protegida (Forward), con alcance mayor al 115% de su longitud,
para todas las fallas entre fases y residuales.
Zona 3: Dirección hacia la barra (Reverse), con alcance inferior al 60% de la longitud de la línea
adyacente más corta conectada a la barra, para todas las fallas entre fases y residuales.
Zona 4: Dirección hacia la línea protegida (Forward), con alcance mayor a Zona 2 y superior al
115% de la longitud de la línea más corta en primera adyacencia.
El alcance efectivo de las zonas anteriormente citadas, deberán considerar todas fuentes de error
en la medición de la impedancia de falla que ocasionen problemas de subalcance o sobrealcance,
como son los efectos de acoplamiento mutuo por líneas paralelas, efecto infeed, efecto outfeed,
influencia de la resistencia de arco u otro.
Los alcances resistivos por cada zona deberán estar suficientemente distanciados entre sí, para
que la protección se comporte con una adecuada coordinación durante un movimiento de carga, ya
sea por simple perturbación o por falla en el sistema. De ser requeridos, los ajustes de impedancia
de carga deberán considerarse conforme a lo indicado en el punto 3.3.4 del presente documento.
Para los análisis de acoplamiento mutuo por líneas paralelas, deberán ser considerados los efectos
de la impedancia mutua de acoplamiento de secuencia cero. En caso de que dicha impedancia sea
de un valor desconocido, éste se estimará a partir de la modelación geométrica de la línea de
transmisión considerando la torre más representativa del circuito o de cada tramo de línea.
La zona de teleprotección deberá tener un alcance acorde a los requerimientos del esquema
utilizado, según lo indicado en el punto 3.3.3.
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3.3.2
TIEMPO DE OPERACIÓN.
Los tiempos de operación se ajustarán conforme a una adecuada coordinación entre las distintas
zonas de protección, lo que deberá ser demostrado mediante el ECAP correspondiente. No
obstante lo anterior, los tiempos de actuación de las protecciones propias de la instalación deberá
cumplir con los requerimientos establecidos en el Art. 5-49 de la NT de SyCS vigente.
En términos generales, se recomienda aplicar el siguiente criterio:
Zona 1 : 0 ms a 100 ms.
Zona 2 : 200 ms a 600 ms.
Zona 3 : 300 ms a 900 ms (dirección reversa).
Zona 4 : 600 ms a 1000 ms.
El tiempo a utilizar deberá estar justificado en el ECAP respectivo, demostrando que ellos no
atentan contra la correcta coordinación del resto de las protecciones, la integridad de los equipos e
instalaciones o la estabilidad del SING.
En caso de no presentarse situaciones particulares asociadas a superposición de zonas u otra
situación especial, se recomienda privilegiar dentro de lo posible, los tiempos de operación citados
a continuación:
Zona 1 : Sin retardo a la operación.
Zona 2 : 300 ms.
Zona 3 : 500 ms (dirección reversa).
Zona 4 : 700 ms.
3.3.3
SISTEMA DE TELEPROTECCIÓN PARA LA FUNCIÓN DE DISTANCIA (85A Y 85C).
Para los esquemas de protección de distancia asistida por comunicaciones, se debe privilegiar el
uso de señales independientes y claramente diferenciables para los esquemas de teleprotección
por aceleración (85A), y esquemas por comparación direccional (85C).
Para ello, en general se establecen los siguientes esquemas de teleprotección, según la naturaleza
de la línea:
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
Líneas de simple circuito, sin derivación
: PUTT.

Líneas de simple circuito, con derivación
: POTT.

Líneas de doble circuito, sin derivación
: PUTT.

Línea de doble circuito, con derivación
: POTT.
Donde:
PUTT : Permissive Underreach Transfer Trip.
POTT : Permissive Overreach Transfer Trip.
Se podrá utilizar un esquema distinto a los indicados, si se evidencia que una nueva propuesta
mejora la seguridad, selectividad o rapidez del sistema de protección, asegurando el resguardo de
las instalaciones y preservando la estabilidad del SING, lo que deberá ser justificado en el ECAP
correspondiente.
En caso de problemas de inversión de flujo transitorio en líneas doble circuito, CDEC-SING
recomienda utilizar un esquema de teleprotección PUTT, con un diseño de enlaces de
comunicaciones acorde a los requerimientos de independencia en las señales de teleprotección.
Se recomienda que los sistemas de comunicación y teleprotección utilizados para sustentar los
esquemas de teleprotección citados, sean diseñados de acuerdo a las recomendaciones de la IEC
60834-1 [4] y considerando una disponibilidad del 99,995%. No obstante lo anterior, conforme a la
exigencia establecida en la NT de SyCS vigente, los enlaces deben contar con una disponibilidad
mínima del 99.95%.
3.3.4
DELIMITADOR DE CARGA (LOAD ENCROACHMENT).
Todas las funciones distancia deberán tener habilitado un delimitador de carga tal que se permita
la máxima transferencia de potencia de la línea protegida según su diseño, en caso de que los
alcances resistivos de la zona de mayor alcance no entreguen un margen adecuado de seguridad.
Este margen deberá ser como mínimo de un 25%, en caso contrario, el delimitador de carga se
ajustará para una impedancia tal que cumpla la siguiente relación:
𝑍𝐶 =
2
0.90 × 𝑉𝑚í𝑛
[𝛺]
𝑀𝑉𝐴𝑚á𝑥
Donde:
ZC
: Ajuste de impedancia de carga para el delimitador.
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𝑀𝑉𝐴𝑚á𝑥 corresponde al menor valor entre:

La potencia máxima de diseño de la línea de transmisión, y

La potencia máxima de sobrecarga permanente de los elementos serie de la línea de
transmisión.
𝑉𝑚í𝑛
: Tensión mínima para estado de emergencia, según NT de SyCS.
Con ángulo ∅𝑐 tal que:
25º ≤ ∅𝑐 ≤ 35º
Donde:
∅c
: Ángulo del factor de potencia para el delimitador de carga.
3.3.5
FUNCIÓN PÉRDIDA DE POTENCIALES.
Esta función deberá habilitarse de forma tal que ante la detección de pérdida de tensión desde los
transformadores de potencial se bloqueen las funciones 21/21N y 67N, habilitando en forma
simultánea las funciones de sobrecorriente de emergencia de fases y residual.
Los criterios de ajuste de la función de sobrecorriente de emergencia se describen en el punto 3.4.
3.3.6
FUNCIÓN OSCILACIÓN DE POTENCIA (68).
La protección de distancia deberá ser complementada con la función oscilación de potencia (68), la
que actuará como un estabilizador evitando operaciones erróneas debido a que una impedancia en
tránsito, desplazándose a una velocidad que corresponde a la frecuencia de oscilación, podría
ubicarse dentro de alguna de las zonas de operación.
La acción de la función 68 deberá bloquear todas las zonas de operación de la función 21 mientras
el fenómeno oscilatorio esté presente, no obstante, si en dicho instante se registra una falla en la
línea, la protección se desbloqueará y actuará según la zona de operación que corresponda a la
impedancia medida.
3.4 FUNCIÓN DE SOBRECORRIENTE DE FASES Y RESIDUAL (50/51, 50N/51N).
La función de sobrecorriente en líneas de transmisión se utilizará siempre como función de
emergencia por pérdida de potenciales de los equipos de protección de línea, sean éstos del tipo
impedancia (21/21N) o sobrecorriente residual direccional (67N). Además, para el caso de las
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funciones diferenciales de líneas (87L) sin función de impedancia, será habilitada la función
sobrecorriente de emergencia frente a pérdida de comunicaciones.
No obstante lo anterior, las funciones de sobrecorriente de fases y residual podrá ser utilizada
como protección principal de sobrecarga para equipamiento primario serie, o capacidad de diseño
de la línea, siempre y cuando se demuestre una operación coordinada y selectiva con las
funciones de sobrecorriente existentes en instalaciones adyacentes.
Sus ajustes deberán determinarse conforme al estudio de cortocircuitos correspondiente, y dentro
de los siguientes rangos de operación:

Corriente mínima de operación de fases:
1.2 × 𝐼𝑐𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝐼𝑝𝑖𝑐𝑘𝑢𝑝 ≤ 0.8 × 𝐼∅−∅ 𝑚𝑖𝑛

Tiempo de operación de fases:
𝑇𝑍2 < 𝑇𝑜𝑝 ≤ 𝑇𝑍4

Corriente mínima de operación residual:
𝐼𝑝𝑖𝑐𝑘𝑢𝑝 (67𝑁) ≤ 𝐼𝑝𝑖𝑐𝑘𝑢𝑝 ≤ 0.8 × 𝐼∅−𝑡 𝑚𝑖𝑛

Tiempo de operación residual:
0.6 𝑠 < 𝑇𝑜𝑝 ≤ 1.5 𝑠
Donde:
𝐼𝑝𝑖𝑐𝑘𝑢𝑝
: Corriente de operación.
𝑇𝑜𝑝
: Tiempo de operación.
𝐼𝑝𝑖𝑐𝑘𝑢𝑝 (67𝑁) : Corriente de operación de la función 67N.
𝐼𝑐𝑚𝑎𝑥
: Corriente de carga máxima de la línea.
𝐼∅−∅ 𝑚𝑖𝑛
: Mínima corriente de cortocircuito entre fases.
𝐼∅−𝑡 𝑚𝑖𝑛
: Mínima corriente de cortocircuito residual.
𝑇𝑍2
: Tiempo de ajuste de segunda zona de la función de protección distancia (Zona 2).
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𝑇𝑍4
: Tiempo de ajuste de cuarta zona de la función de protección distancia (Zona 4 o la
de mayor temporización en dirección forward hacia el objeto protegido).
3.5 FUNCIÓN DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL DE FASES Y RESIDUAL (67/67N).
La función de sobrecorriente direccional de líneas de transmisión se utilizará de forma permanente
sólo para el caso de fallas residuales (67N) como protección para fallas de alta resistencia,
respaldando la operación de la función 21N en aquellos casos en que ésta última no posea
suficiente sensibilidad.
Se debe evitar el uso de funciones de sobrecorriente de fases direccionales (67). Esta función se
habilitará siempre y cuando los ECAP evidencien la necesidad de implementarla, verificando una
adecuada coordinación, selectividad y rapidez en su operación.
Sus ajustes deberán determinarse conforme al estudio de cortocircuitos correspondiente, y
privilegiar como criterio general de operación, los siguientes rangos:
Función Sobrecorriente direccional residual (67N)

Corriente residual mínima de operación:
0.1 × 𝐼𝑛 𝑇/𝐶 ≤ 𝐼𝑝𝑖𝑐 𝑘𝑢𝑝 ≤ 0.8 × 𝐼∅−𝑡 𝑚𝑖𝑛

Tiempo definido de operación:
0.6 𝑠 < 𝑇𝑜𝑝 ≤ 1.5 𝑠
Donde:
𝐼𝑝𝑖𝑐𝑘𝑢𝑝
: Corriente de operación de la función 67N.
𝑇𝑜𝑝
: Tiempo de operación.
𝐼𝑛 𝑇/𝐶
: Corriente del tap primario nominal del transformador de corriente asociado.
𝐼∅−𝑡 𝑚𝑖𝑛 : Mínima corriente de cortocircuito residual.
Para efectos de mejorar la selectividad del esquema, también se podrá evaluar la implementación
de la función 67N utilizando dos (2) o más etapas, ya sean éstas de tiempo definido, inverso, o una
combinación de ambas, cuidando que ninguna de ellas actúe fuera de los márgenes aquí
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recomendados, y manteniendo la operación selectiva y coordinada con otros sistemas de
protección que se encuentren habilitados en instalaciones adyacentes.
3.6 FUNCIÓN DE CIERRE CONTRA FALLA (SOTF).
La función de cierre contra falla se habilitará de forma automática frente al cierre de un interruptor
de poder, ya sea por reconexión automática o por orden de cierre cuando la línea estuvo
desenergizada.
Esta función tendrá un carácter de emergencia al indicar que el cierre de un interruptor se ha
realizado contra una falla existente, por lo que su operación debe ser sin retardo.
Los criterios de ajuste son:

SOTF por medición de impedancia : Con un alcance que garantice la detección de un cierre
contra falla en la línea protegida.

SOTF por medición de corriente
: Mismo valor de la función sobrecorriente de emergencia
respectiva.

Tiempo de operación
: Instantáneo.
3.7 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE LÍNEA (87L).
Los criterios de ajuste para esta función consideran una aplicación tradicional del esquema
diferencial, el que consiste en una línea o cable protegido, sin incluir equipos en alta tensión (AT)
series adicionales como podría ser un transformador de poder. Los criterios de ajuste para casos
especiales como este último, deben ser analizados según lo indicado en el ítem 3.1 del presente
documento.
La característica diferencial en una línea o cable de transmisión deberá considerar los siguientes
criterios de ajuste.

Corriente de operación:
3.0 × 𝐼𝑐𝑎𝑝 < 𝐼𝑝𝑖𝑐𝑘𝑢𝑝 ≤ 0.8 × 𝐼𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎
Donde:
𝐼𝑝𝑖𝑐𝑘𝑢𝑝
: Corriente mínima de operación de la función 87L.
𝐼𝑐𝑎𝑝
: Corriente de carga capacitiva de la línea.
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𝐼𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎

: Corriente mínima de falla, para cortocircuitos al interior de la línea protegida.
El tiempo de operación debe ser sin retardo.
Si no se tiene un método de cálculo para la determinación de la corriente de carga capacitiva de la
línea, se podrá emplear la siguiente expresión:
𝐼𝑐𝑎𝑝 = 181.5 × 10−6 × 𝑈𝑛 × 𝐶 × 𝐿
Donde:
𝑈𝑛
: Tensión nominal, expresada en [kV].
𝐶
: Capacidad, expresada en [nF/km].
𝐿
: Longitud de la línea o cable, expresada en [km].
En aquellos equipos que dispongan de compensación de corriente de carga capacitiva, se
recomienda su uso adecuando el pick-up en función de dicha compensación.
3.8
FUNCIÓN DE RECONEXIÓN AUTOMÁTICA (79).
La lógica de reconexión es básicamente un automatismo aplicado a las líneas de transmisión
aisladas por aire, el que consiste en ordenar el cierre del interruptor de poder, posterior a una
orden de apertura por ocurrencia de una falla transitoria.
La función de reconexión automática podrá ser habilitada para actuar en forma monopolar, y con
utilización de un único recierre cuando éste sea factible. Para la implementación de un esquema de
reconexión automática monopolar, se requiere que los interruptores de poder de los paños de línea
hayan sido diseñados para apertura/cierre de cada polo en forma independiente ante una falla
monofásica [1].
La habilitación de esta función sólo podrá realizarse si los estudios sistémicos demuestran que el
sistema eléctrico en análisis no experimenta condiciones de oscilación de potencia que pongan en
riesgo el sistema, o puedan ocasionar la pérdida de sincronismo del mismo, y que además los
niveles de sobretensión transitoria previstas durante una operación con una fase abierta no
excedan los rangos de diseño de los equipos que se encuentran en el área de influencia.
El tiempo de reconexión automática monopolar debe ajustarse por sobre el tiempo de
desionización del arco eléctrico. Para ello, las siguientes expresiones pueden ser utilizadas en el
cálculo de dichos tiempo [6,7]:
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
Tiempo de desionización del arco eléctrico (para fallas trifásicas) [8]:
𝑇𝑑𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖

ó𝑛_𝑎𝑟𝑐𝑜
= 10.5 +
𝑉𝐿𝐿
∙ 20
34.5
Tiempo de reconexión monopolar:
1.5 ∗ 𝑇𝑑𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖
ó𝑛_𝑎𝑟𝑐𝑜
< 𝑇𝑟𝑒𝑐𝑜𝑛𝑒𝑥𝑖 ó𝑛 _1∅ ≤ 800[𝑚𝑠]
Donde:
𝑇𝑑𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖
ó𝑛 _𝑎𝑟𝑐𝑜
: Tiempo mínimo para desionización de arco eléctrico, expresado en [ms].
𝑉𝐿𝐿
: Tensión nominal línea a línea, expresada en [kV].
𝑇𝑟𝑒𝑐𝑜𝑛𝑒𝑥𝑖 ó𝑛 _1∅
: Tiempo para reconexión monopolar, expresado en [ms].
El ajuste del tiempo de recuperación [8], dependerá de las características técnicas del interruptor
de poder que se utilice para efectuar el esquema de reconexión automática monopolar, indicadas
por el fabricante del equipo.
En caso de tratarse de líneas de transmisión de doble circuito, se requiere incrementar el ajuste del
tiempo de reconexión debido a que los efectos de acoplamientos mutuos adicionales involucran un
tiempo mayor para la desionización del arco eléctrico.
La actuación de la función de reconexión monopolar podrá ser inicializada por detección de
apertura del interruptor; mediante los contactos auxiliares, o por la señal de operación del relé de
protección de línea 87L ó 21/21N. En caso de que se defina otra función de protección para
ordenar el arranque de la función 79, será requisito que el ECAP incluya los análisis que respalden
la operación selectiva de la línea que actuará con reconexión, o bien si corresponde, solicitar a la
Dirección de Operación de este CDEC, la habilitación específica de funciones de protección para
estos fines.
En caso de actuación de la función 50BF, ocurrencia de fallas trifásicas, fallas en barras o
transformadores de poder (operación de 87B y 87T), mantenimiento de líneas vivas, u otra
situación que lo amerite, deberá realizarse automáticamente el bloqueo temporal de esta función
Nota: La deshabilitación de la función de reconexión automática podrá ser solicitada por la
Dirección de Operación (DO) de acuerdo a los requerimientos operacionales que ésta determine.
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3.9 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE DE TRANSFORMADOR DE PODER
(50/51, 50N/51N).
La función de sobrecorriente de fases siempre actuará como respaldo de la función principal de
protección del transformador de poder. Por ello, la coordinación de esta función deberá ser
consecuente con la curva de daño propia del equipo, la que estará siempre definida por el
fabricante del transformador.
Para efectos de aproximación, se podrán utilizar las curvas de daño estándar definidas por la
norma internacional IEEE C57.109 en su versión vigente [5], considerando márgenes de seguridad
adecuados.
3.9.1
FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DE FASES (50/51).
Se utilizarán dos (2) etapas de operación, cuyos criterios de ajuste serán:
Etapa 1:
Tipo de Curva : IEC 255-3 o ANSI/IEEE de tipo muy inversa.
Lever
: Coordinado con curva de daño con paso de coordinación mayor a 500ms.
Pick-up
: 120% de la corriente de carga nominal, para máxima potencia del transformador.
Etapa 2:
Tipo de Curva : IEC 255-3, o ANSI/IEEE de tipo tiempo definido.
Tiempo
: entre 100ms y 400ms.
Pick-up
: Ajustado al nivel de cortocircuito sólo para fallas internas en el transformador.
La Etapa 2 no deberá actuar por corrientes de Inrush, por lo cual el ECAP correspondiente deberá
tomar los resguardos en sus análisis.
3.9.2
FUNCIÓN SOBRECORRIENTE RESIDUAL (50N/51N).
Esta función, si bien puede tener su punto de medida en la puesta a tierra del transformador de
poder, o ser calculado en el lado de estrella si dicho devanado en estrella se encuentra en el
sistema ≥200kV, será una protección de naturaleza sistémica, por lo que no actúa como una
protección propia del transformador.
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Debido a lo anterior, la coordinación de la función 50N/51N debe realizarse con el resto de las
protecciones del sistema de transmisión.
Los criterios de ajuste son:

Corriente de operación:
0.1 × 𝐼𝑛 𝑇/𝐶 < 𝐼𝑝𝑖𝑐𝑘𝑢𝑝 ≤ 0.8 × 𝐼𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎
Donde:
𝐼𝑝𝑖𝑐𝑘𝑢𝑝
: Corriente mínima de operación de la función 51N.
𝐼𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎
: Corriente mínima de falla para cortocircuitos externos al transformador de poder.
𝐼𝑛 𝑇/𝐶
: Corriente nominal del transformador de corriente asociado, desde donde se toma la
medida.
El tiempo de operación deberá ser siempre más lento que el tiempo de actuación de las
protecciones distancia de la línea de transmisión en primera adyacencia, y coordinada con las
protecciones de sobrecorriente direccional de dicha línea.
3.10
FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DISTANCIA DE TRANSFORMADOR (21T).
Esta función deberá estar conformada por al menos dos (2) zonas de operación.
Los criterios de ajuste para ambas zonas son los siguientes:


Criterio de primera zona (𝑍1 ):
o
Alcance
: 0.5 × 𝑍𝑇 ≤ 𝑍𝑍1 ≤ 0.8 × 𝑍𝑇
o
Tiempo de operación
: 0.1𝑠 ≤ 𝑇𝑍1 ≤ 0.4𝑠
Criterio de segunda zona (𝑍2 ):
o
Alcance
: 1.1 × 𝑍𝑇 ≤ 𝑍𝑍2 ≤ 1.3 × 𝑍𝑇
o
Tiempo de operación
: 0.6 𝑠 ≤ 𝑇𝑍2 ≤ 5.0 𝑠
Donde:
𝑍𝑍1
: Alcance de primera zona (𝑍1 ).
𝑍𝑍2
: Alcance de segunda zona (𝑍2 ).
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𝑍𝑇
: Impedancia del transformador de poder.
𝑇𝑍1
: Tiempo de ajuste de primera zona (𝑍1 ).
𝑇𝑍2
: Tiempo de ajuste de segunda zona (𝑍2 ).
El ECAP respectivo debe verificar la correcta coordinación con las protecciones aguas arriba y
aguas abajo del transformador de poder, y resguardar de una operación incorrecta por corriente de
Inrush.
3.11
FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR (87T).
La función diferencial de transformador, al ser la protección principal, debe proteger el 100% del
transformador de poder con operación sin retardo, y cubrir todos los errores de medición
asociados, sean éstos por causa de la clase de precisión de los TT/CC, cambiadores de tap,
variaciones de tensión, sobreexcitación u otros, los que deberán ser analizados en el ECAP
respectivo.
Los criterios de ajuste recomendados para ser evaluados, sin perjuicio de lo indicado en el párrafo
anterior, son los siguientes:

Corriente diferencial mínima de operación:
0.2 × 𝐼𝑛 𝑇/𝐶 ≤ 𝐼𝑑 𝑚í𝑛 ≤ 0.8 × 𝐼𝑐𝑐 𝑚í𝑛
Donde:
𝐼𝑑 𝑚í𝑛
: Corriente diferencial mínima de operación.
𝐼𝑐𝑐 𝑚í𝑛
: Corriente de cortocircuito mínima.
𝐼𝑛 𝑇/𝐶
: Corriente nominal del transformador de corriente asociado, desde donde se toma la
medida.

Tiempo de retardo a la operación:
𝑡 = 0𝑠

Característica de operación para falla interna,
𝐼𝑑𝑖𝑓𝑓
𝐼𝑠 :
𝑚1 = 0.30 − 0.60
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𝑚2 = 0.50 − 0.80
Donde:
𝐼𝑑𝑖𝑓𝑓
: Corriente diferencial como suma vectorial.
𝐼𝑠
: Corriente de estabilización como suma escalar.
𝑚1 , 𝑚2 : Pendiente de la zona o zonas de operación.
Como referencia, la figura 2 muestra una característica genérica de operación de la función 87T.
Idiff
Figura 2. Característica de operación 87T para falla interna.
La función 87T deberá tener habilitado un bloqueo por Inrush, cuyos valores de ajuste deberán
estar basados en la presencia de la segunda armónica y quinta armónica.
Se recomienda utilizar los siguientes rangos de ajuste:


Segunda armónica :
Quinta armónica
15% <
𝐼2
25% <
𝐼5
𝐼𝑓 < 25%
:
𝐼𝑓 < 35%
Donde:
𝐼𝑓
: Corriente de componente fundamental a 50[𝐻𝑧 ].
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𝐼2
: Corriente de componente de segunda armónica.
𝐼5
: Corriente de componente de quinta armónica.
No obstante lo anterior, estos rangos de ajuste deberán estar acorde con las características del
fierro y comportamiento de sobre-excitación, antecedente que es propio del fabricante del
transformador de poder.
3.12
FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR RESTRINGIDA
(87TN).
Los cálculos de ajuste deben estar conforme al manual del fabricante de la protección, y los niveles
de corriente de falla definidos en el ECAP respectivo, sin embargo, se recomienda utilizar valores
de ajuste dentro de los siguientes rangos de operación:

Corriente diferencial de secuencia cero mínima de operación:
0.1 × 𝐼𝑛 𝑇/𝐶 ≤ 𝐼𝑑 (0) ≤ 2.0 × 𝐼𝑛 𝑇/𝐶
Donde:
𝐼𝑑 (0)
: Corriente diferencial de secuencia cero de mínima operación.
𝐼𝑛 𝑇/𝐶
: Corriente nominal del transformador de corriente asociado, desde donde se toma la
medida.

Tiempo de retardo a la operación:
0 𝑚𝑠 ≤ 𝑡 ≤ 600 𝑚𝑠
En aquellos casos donde se determine un ajuste de la pendiente de la característica de operación,
se debe seguir el procedimiento indicado en el manual del fabricante del equipo de protección para
la determinación de la razón entre la corriente de operación y la corriente de estabilización.
4. CONCLUSIONES.
La homologación de los criterios de ajuste y coordinación de protecciones aquí propuestos, permite
disponer de un marco común para todas las Empresas Coordinadas y sus respectivos Consultores,
de manera que la realización de los ECAP definan dentro de dicho marco, los valores óptimos de
ajuste de las diversas funciones de protección con tal de cumplir los estándares de seguridad y
selectividad mínimos que establece la NT de SyCS vigente.
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Los rangos de ajustes aquí presentados no deben ser utilizados de forma arbitraria, lo que significa
que un ajuste que esté sólo dentro de un rango aquí presentado, no implica que sea el adecuado
de implementar tanto para el objeto protegido como para su correcta coordinación con el entorno.
Luego, el valor óptimo será aquel que se desprende de los análisis y verificaciones que el
respectivo ECAP debe desarrollar.
En definitiva, la utilización de estos criterios comunes facilita la verificación de ajustes con
instalaciones existentes que sean adyacentes a la zona de análisis, puesto que al compartir
criterios, la coordinación se enmarca dentro de rangos comunes, lo que puede facilitar los análisis
para la incorporación de proyectos nuevos y/o modificaciones sobre proyectos existentes,
acotando el impacto de potenciales modificaciones a ajustes de protección de las instalaciones
adyacentes.
5. REFERENCIAS.
[1] Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT de SyCS), Versión de Octubre de 2009
y Res. Exta. N°131 del 17 de Abril de 2014.
[2] Procedimiento DO “Interconexión, modificación y retiro de instalaciones”, Agosto de 2012.
[3] Guía Técnica CDEC-SING “Requerimiento de Diseño de Esquemas de Falla de Interruptor,
50BF”, Versión 1, Junio 2014.
[4] IEC 60834-1 “Teleprotection equipment of power systems – Performance and testing”, 1999.
[5] IEEE C57.109 “IEEE Guide for Liquid-Immersed Transformers Through-Fault-Current Duration”,
1993.
[6] J. Lewis Blackburn, Thomas J. Domin, “Protective Relaying - Principles and Applications”,
Tercera Edición.
[7] IEEE Std. C37.104 “IEEE Guide for Automatic Reclosing of Line Circuit Breakers for AC
Distribution and Transmission Lines”, 2002.
[8] IEEE Std. C37.100 “IEEE Standard Definitions for Power Switchgear”, 1992.
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