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GUÍA TÉCNICA DE APLICACIÓN

“PLANIFICACIÓN Y DISEÑO DE LOS SISTEMAS DE

PROTECCIÓN PARA INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN”

Versión B

28 de noviembre de 2017

Guía Técnica de Aplicación - Planificación y diseño de los sistemas de protección para instalaciones de transmisión.

COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 2

El presente documento Guía Técnica de Aplicación, ha sido desarrollado mediante un trabajo conjunto entre

profesionales del Coordinador Eléctrico Nacional, AES GENER, COLBÚN, ENGIE y TRANSELEC.

Control de cambios

Fecha Versión Desarrolladores Aprobadores Registro de cambio

07-09-2017 A

Depto. Integridad del

Sistema.

Empresas coordinadas

participantes.

Depto.

Integridad del

Sistema

Confección Borrador Interno

28-11-2017 B

Depto. Integridad del

Sistema.

Empresas coordinadas

participantes

Depto.

Integridad del

Sistema

Confección versión para

observaciones públicas.



CONTENIDO

1. OBJETIVO 4

2. ALCANCE 4

3. ABREVIATURAS Y DEFINICIONES 4

4. FILOSOFÍA PARA LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN 5

4.1 OBJETIVOS DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN. 5

4.2 PLANIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN. 6

5. ESQUEMAS DE PROTECCIÓN, CONTROL Y COMUNICACIONES. 7

5.1 REQUERIMIENTOS MÍNIMOS. 7

5.1.1 Líneas de Alta Tensión. 7

5.1.2 Transformadores de poder 9

5.1.3 Banco de reactores 10

5.1.4 Banco de condensadores en derivación. 11

5.1.5 Barras 12

5.1.6 Interruptor de poder. 13

5.1.7 Equipos de medición para los sistemas de protección 15

5.1.8 Requerimientos generales de control para la planificación de los sistemas de protección 15

5.2 CONFIGURACIÓN Y DEFINICIÓN DE PARÁMETROS PARA REGISTROS OSCILOGRÁFICOS DE PERTURBACIONES Y FALLA. 15

5.3 REQUERIMIENTO PARA SISTEMAS DE COMUNICACIÓN CON FINES DE TELEPROTECCIÓN. 20



1. OBJETIVO

El objetivo de la presente Guía Técnica de Aplicación, es entregar lineamientos para la planificación y diseño de los

Sistemas de Protección de instalaciones de corriente alterna del sistema de transmisión sobre 200 [kV], incluyendo

los sistemas de control y comunicación asociados, con el fin de obtener niveles de confiabilidad y desempeño del

Sistema Interconectado (SI) adecuados frente a fallas o perturbaciones que puedan provocar daños a instalaciones

del sistema de transmisión, a las personas, o inestabilidades que afecten la seguridad y calidad de servicio, conforme

a la normativa vigente.

2. ALCANCE

Las disposiciones de la presente Guía serán aplicables para instalaciones del sistema de transmisión con tensión

mayor a 200 [kV]. En particular los temas abordados por este documento, son los siguientes:

Requerimientos generales para la planificación de los sistemas de protección.

Mínimo desempeño esperado de los esquemas de protección, de acuerdo a las características del elemento protegido.

Requisitos de desempeño mínimos para los esquemas de respaldo falla de interruptor.

Requisitos mínimos para el registro oscilográfico de perturbaciones y fallas.

3. ABREVIATURAS Y DEFINICIONES

Para efectos del presente Guía Técnica de Aplicación, se establecen las siguientes definiciones que serán aplicables:

i. NT de SyCS: Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.

ii. Redundancia: Duplicación de elementos críticos que componen un sistema o esquema de protección de manera que, frente a la falla de uno de sus componentes, el conjunto mantiene los mismos niveles de desempeño para los cuales fueron diseñados.

iii. Función de Protección: Corresponde a un algoritmo de cálculo y operación de un relé de protección, a partir del procesamiento de variables eléctricas, con el fin de detectar una condición de falla.

iv. FO: Fibra óptica.

v. OPAT: Onda portadora.

vi. MMOO: Micro ondas.

vii. BER: Bit Error Rate (Tasa de Error de Bit).

viii. Canal de teleprotección: Es una banda de frecuencia proporcionada por el sistema de teleprotecciones, a fin de permitir la transmisión de señales de teleprotecciones. La señal que se envía por dicho canal puede ser de tipo análogo o digital.

ix. Comando de teleprotección: Es una señal transmitida a través de un medio de comunicación entre los sistemas de protección.



x. Función 85A: Es un comando de teleprotección asociado a las funciones de protección de impedancia, que utiliza los canales de comunicaciones para acelerar la operación de zonas de impedancia, mediante una confirmación de el/los extremo(s) remoto(s) de la línea protegida. Este comando se puede utilizar por sobrealcance o subalcance en función del valor de impedancia ajustado.

xi. Función 85C: Es un comando de teleproteción asociado a las funciones de protección de sobrecorriente direccional, la que utiliza los canales de comunicaciones para realizar una comparación direccional de corriente, permite acelerar la operación de los sistemas de protecciones.

xii. Función 85D (TDD): Es un comando de teleprotección asociado a las funciones de protección de falla de interruptor (50BF), diferencial de barras (87B), u otra, la que utiliza los canales de comunicaciones para enviar una orden de apertura a el/los interruptor(es) local y remoto(s), según corresponda.

xiii. G703.1 o G703.6: Tipo de interfaz utilizada en los sistemas de teleprotección por MMOO.

xiv. MPLS: Multiprotocolo Label Switching.

xv. Sistema de teleprotección: Sistema compuesto por equipos de teleprotección y un sistema de telecomunicación, entre los extremos de una línea de transmisión protegida.

xvi. SNR: Signal to noise ratio (Relación señal ruido).

xvii. Switch/Selector de mantenimiento (ANSI 43): Permite realizar el bloqueo de los sistemas de teleprotecciones, durante los periodos de mantención.

xviii. TDD: Transferencia de desenganche directo.

4. FILOSOFÍA PARA LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN

El objetivo del presente capítulo es representar la filosofía para los sistemas de protección mediante la definición los

principios, fundamentos, y etapas que permitan orientar el diseño de los sistemas de protección, previstos para los

nuevos proyectos y/o la modificación de instalaciones eléctricas existentes, a raíz de procesos de expansión o

modernización de las mismas. Sin perjuicio de lo anterior, e independiente de las razones que dan origen a la

implementación de un sistema de protección, es importante considerar que las decisiones de planificación y

definición de filosofías en estas materias, deben ser tomadas en la fase previa al Proceso de Interconexión o

modificación de instalaciones, conforme a niveles de desempeño mínimos necesarios para la seguridad y calidad de

servicio del sistema eléctrico nacional (SEN).

4.1 Objetivos de los sistemas de protección.

El Sistema de Transmisión debe garantizar la seguridad, calidad y continuidad del suministro eléctrico, no sólo desde

la perspectiva de la operación de la red eléctrica, sino que también bajo escenarios de fallas eléctricas, permitiendo

su despeje en el mínimo tiempo posible. Tales propósitos deberán satisfacerse cumpliendo básicamente dos

principales premisas: Preservando la seguridad para las personas y manteniendo la integridad de las instalaciones

eléctricas de potencia. Por consiguiente, las instalaciones de transmisión deberán estar equipados con sistemas de

protecciones eléctricas que les permita satisfacer efectivamente los siguientes objetivos y fundamentos:

Objetivo

Prevenir o disminuir el daño en instalaciones del sistema de transmisión, reducir el área que se debe desconectar,

mantener la estabilidad dinámica del sistema, y minimizar su perturbación ante una condición de falla presente en



el Sistema Interconectado. También deben proporcionar información sobre la falla, con el fin de aportar información

conducente a determinar sus causas y verificar el desempeño del sistema de protección.

Fundamentos

Para cumplir con los objetivos antes descritos, se debe considerar que los sistemas de protección deben cumplir con

los siguientes fundamentos:

• Confiabilidad: Es la capacidad de operar correctamente, cuando sea requerido.

• Seguridad: Capacidad de no actuar ante condiciones normales del sistema eléctrico, evitando diseños

complejos que aumenten el riesgo de fallas de sus componentes o lógicas asociadas.

• Rapidez: Capacidad de actuar en el menor tiempo posible despejando una falla, minimizando la

perturbación y sus efectos sobre la estabilidad del sistema interconectado.

• Selectividad: Capacidad de actuar dentro del área protegida frente a la presencia de una falla, y

respaldar de manera temporizada y coordinada, a sistemas adyacentes.

• Sensibilidad: Capacidad de detectar una condición de falla mínima.

Los objetivos y fundamentos antes descritos, junto con los requerimientos indicados en el capítulo 5 de la presente

Guía Técnica de Aplicación, conformar la filosofía y conceptualización del sistema de protección.

4.2 Planificación de los sistemas de protección.

La conexión de nuevos proyectos en el sistema de transmisión, demandan de una planificación que aborde no solo

los estudios de interconexión para su etapa de operación, sino también aquellos que definan un diseño adecuado,

tal que permitan garantizar un desempeño acorde con el tipo de instalación que se protege. Los requerimientos y

exigencias del presente documento a los sistemas de protección, complementan a los indicados en la NT de SyCS

vigente.

A continuación, se presenta en la Tabla 1 los aspectos relevantes en la planificación de los sistemas de protección

incluidos en este documento, y las exigencias de la NT de SyCS:

TABLA 1 ASPECTOS ABORDADOS EN LA PLANIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN

Aspectos abordados Mínimos desempeños incluidos en la

Guía Técnica de Aplicación.

Exigencias asociadas a la NT de SyCS

Sistemas de protección Definidos de acuerdo al tipo de

instalación y sus características, tal

que cumplan los requerimientos de

los sistemas de protecciones de

rapidez, selectividad, confiabilidad,

seguridad y sensibilidad.

Exigencias de los artículos 3-23, 5-45

y 5-46 de la NT de SyCS, tales como:

- Esquemas de protección. - Tiempos máximos de despeje de

falla. - Requerimientos para la

reconexión monopolar en líneas de transmisión.

Esquemas de control Definidos para asegurar: - La apertura confiable del

interruptor en un mínimo tiempo.

- Intervenciones sin incurrir en desenergización de la instalación.

Exigencias del artículo 3-23 de la NT

de SyCS, tales como:

- Alambrados para vías de desenganche.

- Exigencias para los equipos de medida.

- Requerimientos de envío de una señal de TDD.



Comunicación con fines de

teleprotección

- Metodología para el cálculo de disponibilidad del esquema de teleprotección.

- Máximos tiempos de retardo del envío de información.

- Medidas para mejorar los índices de indisponibilidad de los sistemas de teleprotección

Artículo 3-23 de la NT de SyCS:

Disponibilidad del esquema de

teleprotección.

5. ESQUEMAS DE PROTECCIÓN, CONTROL Y COMUNICACIONES.

5.1 REQUERIMIENTOS MÍNIMOS.

A continuación, se presentan los mínimos requerimientos orientados a obtener un buen desempeño de los esquemas

de protección, control y comunicación, clasificados de acuerdo al tipo de instalación que se protege.

5.1.1 Líneas de Alta Tensión.

Selección de esquema de protección.

La selección de un esquema de protección, deberá cumplir con los siguientes requerimientos:

I. Requerimientos para el desempeño de la función de protección de impedancia:

• Para la habilitación o utilización de zonas de impedancia con tiempo instantáneo, se deberá evaluar la

capacidad de medición de la protección mediante el cálculo del SIR (source to line impedance ratio), de

acuerdo a lo establecido en el estándar IEEE C37.113. En aquellos casos donde los valores de SIR sean

mayores a 4, no deben ser utilizadas zonas de operación instantáneas ni esquemas de subalcances, y

reemplazar por otras funciones de protección con distinto principio de medición.

• En caso que un extremo de la línea se comporte como una fuente débil, se deberá implementar un esquema

de protección adecuado, de manera de mantener tiempos de despeje de falla máximos de la línea protegida,

de acuerdo a los estándares exigidos en la NT de SyCS.

• En líneas con compensación serie y sistemas de protección de línea adyacente a ella, se deberá verificar:

o La capacidad de asegurar la direccionalidad y correcta operación ante inversiones de tensión o de

corriente, y compensar los efectos sobre la medición de impedancia, tal que su operación continúe

siendo selectiva.

o Verificar que la tensión memorizada es mayor a la caída de tensión en el condensador durante la

falla. En caso contrario, se deberá complementar con otro principio de detección de manera de

asegurar la selectividad.

Sin perjuicio de lo anterior, toda solución deberá ser verificada mediante pruebas de inyección secundaria,

bajo las condiciones transitorias más exigentes que se puedan obtener desde los estudios correspondientes.

• En circuitos paralelos que pueden verse afectados por el acoplamiento mutuo sobre la medición de

impedancia, así como los efectos de la inversión de flujo transitorio sobre los esquemas de teleprotección,

deberán ser capaces de mantener su selectividad mediante las lógicas o algoritmos que sean necesarios.

• Ante fallas que no puedan ser medidas por las funciones de impedancia, se deberá implementar funciones

de protección adicionales que permitan cumplir con el tiempo máximo de despeje de falla exigido por la NT

de SyCS.

• Deberá evitar su operación durante una oscilación de potencia y máximos flujos esperados en el sistema de

transmisión.



• Ante la pérdida de la señal de tensión suministrada por los transformadores de potencial, se debe incluir un

bloqueo a las funciones de protección que dependan de esta medida, y habilitar funciones de protección de

emergencia con características de operación no direccional, para fallas entre fases y residuales. Esta

condición deberá ser alertada al Sistema de Control de la Subestación para ser subsanada en el corto plazo.

II. Requerimientos para el desempeño de la función de protección diferencial de línea:

• En líneas que cuenten con un esquema de protección diferencial, se deberá supervisar los canales de

comunicación para que, en el caso de pérdida de comunicación, se bloquee su operación. Esta condición

deberá ser alertada al Sistema de Control de la Subestación para ser subsanada en el corto plazo.

• Estos esquemas deberán ser complementados con funciones de protección con otro principio de operación,

de manera de cumplir con los requerimientos de respaldo, ante fallas en instalaciones adyacentes.

III. Requerimiento de desempeño para la reconexión:

• La habilitación de una reconexión monopolar, deberá cumplir con las exigencias indicadas en el artículo 5-

46 de la NT de SyCS. Esta deberá considerar además la habilitación de una función de protección que, ante

una reconexión no exitosa de la línea, emita una orden de apertura tripolar con tiempo instantáneo y

bloquee el circuito de cierre, con el fin de efectuar la inspección de las instalaciones.

• Ante fallas de tipo evolutivas, la función de protección de falla de interruptor (50BF) deberá permitir el

despeje mediante el esquema de protección principal, para su posterior reconexión monopolar.

IV. Requerimiento para supervisión de zonas muertas:

En casos que la barra de uno de los extremos de una línea de transmisión tenga una configuración en anillo,

interruptor y medio u otro, que permita mantener en servicio las barras y los interruptores cerrados ante

mantenimiento de las líneas, se deberá contar con función de protección, que sean capaz de proteger

aquellas zonas que no sean cubiertas por las protecciones de impedancia, diferencial de línea y la protección

diferencial de barra. Con el propósito de asegurar selectividad, esta función sólo se deberá habilitar cuando

el desconectador de línea se encuentre abierto.

Requerimiento de control y comunicación.

Los sistemas de control deberán cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño y características:

• El sistema de control deberá contar con una redundancia tal que, ante un único punto de falla en las vías de

alimentación de corriente continua y sus alambrados de apertura o medida, no cause que la subestación

quede fuera de operación.

• Los circuitos de alimentación deberán ser independientes para los sistemas de control asociado a cada uno

de los esquemas de protección.

• La transmisión de la señal TDD/85D al interruptor del extremo remoto de una línea, debe ser de una alta

confiabilidad. Es por ello que la ingeniería del proyecto deberá asegurar que la señal sea recibida

correctamente con un mínimo retardo, a través de vías de conexión dedicadas, emitiendo una señal de

apertura sobre todas las bobinas de desenganche del interruptor de poder remoto. En caso de ser

requeridos relés auxiliares para adecuar capacidad de contactos o multiplicar los mismos (ANSI 94), éstos

deberán ser del tipo extra rápido y ser parte del esquema de teleprotección. Adicionalmente, el envío de

esta señal de TDD al interruptor del extremo remoto de la línea, deberá generar el arranque de la protección

de falla de interruptor 50BF en el extremo receptor de la señal.



• Se deberá implementar un bloqueo del circuito de cierre del interruptor, una vez ejecutada una orden de

apertura debido a la operación de la protección por falla de interruptor, protecciones mecánicas del

interruptor, discrepancia de polos u otros, que requieran de una inspección e intervención de los equipos

de patio.

• Para la ejecución del comando de cierre de un interruptor, los sistemas de protecciones de línea deberán

verificar su operatividad, incluyendo el equipo de protección, vía de apertura (señal de Corriente Continua),

verificación de sincronismo y bobina de apertura de interruptor disponible.

• Supervisar el circuito de control de corriente continua del interruptor generando una alarma en la

subestación, ante eventos tales como la perdida de tensión auxiliar, defectos en la bobina de desenganche

e interrupción entre la fuente de alimentación y el circuito de control.

• Se deberá implementar los enclavamientos necesarios con el fin de evitar la operación de los

desconectadores bajo una condición de carga, a menos que estos últimos tengan un diseño y condición de

operación específica para esos fines.

Los requerimientos de comunicación son abordados en detalle en el Item 5.3 del presente Documento:

“Requerimientos mínimos para sistemas de comunicaciones con fines de Teleprotección”.

5.1.2 Transformadores de poder

Selección de Esquemas de protección

El esquema de protección de transformador, deberá cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño

mínimos:

I. Requerimiento de la función de protección diferencial de fases:

• Deberá compensar la diferencia en la razón de transformación propia del transformador de poder, así como

la de los transformadores de corriente asociados a cada devanado.

• Inhibir su operación ante corrientes de energización y sobreexcitación del núcleo del transformador.

• Compensar el desfase angular entre los devanados del transformador, en función de su grupo vectorial.

• Deberá anular la componente de secuencia cero en el devanado que tenga conexión a tierra, de modo de

evitar operaciones indeseadas en el caso de fallas residuales externas.

• Ser estable frente fallas externas que puedan saturar los transformadores de corriente.

II. Requerimiento para el desempeño de las funciones de protección complementarias:

• Se deberán implementar funciones de protección que protejan la instalación, ante fallas residuales de alta

impedancia cercanas al neutro del transformador de poder, considerando para esto las características de

puesta a tierra del transformador.

• En el caso que el conexionado del transformador protegido se encuentre aislado de tierra, se deberán

implementar funciones de protección que ante fallas residuales puedan dar respaldo, en cada uno de los

devanados del transformador.

• Se deberán implementar funciones que protejan al transformador ante condiciones de sobrecarga, que

dañen la instalación.

Requerimiento de control

Los sistemas de control deberán cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño mínimos y características:



I. Esquemas de control asociado a la función de protección diferencial:

• Ante la operación de la protección diferencial (87T) y/o protecciones mecánicas del transformador, se

deberá bloquear el circuito de cierre, con el fin de efectuar inspección o intervención de los equipos.

• En subestaciones que cuenten con unidades de transformación de respaldo, el sistema de control podrá

utilizar relés maestros (ANSI 86) con reposición remota, con el fin de disminuir los tiempos de reposición de

la instalación. Este esquema de control se podrá implementar en subestaciones donde la puesta en servicio

de la unidad de transformación de respaldo, sea independiente del estado de la unidad de transformación

principal.

II. Desempeño del control asociado a las funciones de protección complementarias:

Las funciones complementarias que se encuentran en cada uno de los devanados del transformador, y que

proporcionen respaldo ante fallas internas/externas, deberán actuar enviando su orden de apertura sobre

el interruptor del devanado correspondiente.

Para transformadores con altos niveles de corrientes de energización transitoria, cuyos efectos comprometan la

estabilidad de las protecciones propias del transformador o de instalaciones adyacentes, deberá analizar la

implementación de un esquema de cierre sincronizado u otras medidas de mitigación, las que deberán ser verificadas

mediante estudios de energización de transformador.

Los siguientes requerimientos son aplicables análogamente a lo establecido en el caso de líneas: enclavamiento para

la operación del interruptor y seccionador, supervisión del circuito de control de corriente continua del interruptor

e independencia en los circuitos de alimentación del sistema de control.

5.1.3 Banco de reactores


El esquema de protección de reactor, deberá cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño:

I. Requerimiento para el desempeño de la función de protección diferencial de fases:

Los requerimientos de sistemas de protección del banco de reactores son similares y análogos a los del

transformador de poder. La protección diferencial del reactor deberá continuar siendo selectiva ante fallas

externas, y estable ante corrientes de energización para reactores de tipo núcleo. Lo anterior, deberá ser

verificado en el estudio de estabilidad de la protección diferencial y energización.


En caso de que los reactores estén conectados en derivación a una línea con compensación serie, las

protecciones de impedancia y sobrecorriente de éste deberán continuar siendo estables, incluso en el

instante en que una desenergización de la línea provoque la descarga del condensador a través del reactor.

Se podrán implementar protecciones eléctricas para detectar fallas entre espiras para bajos niveles de corriente de

falla, con el fin de respaldar las protecciones mecánicas del reactor.

Requerimiento de control



Los sistemas de control deberán cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño mínimos, y poseer al

menos las siguientes características:

I. Desempeño del control de la función de protección diferencial:

Ante la operación del esquema de protección diferencial de reactor o protecciones mecánicas del reactor,

se deberá bloquear el circuito de cierre, con el fin de efectuar la inspección o intervención de los equipos.

II. Desempeño del control de las funciones de protección complementarias:

• En caso de utilizar protecciones eléctricas para detectar fallas entre espiras del reactor, como respaldo a las

protecciones mecánicas, se deberán complementar con esquemas de protección y control, con el fin de

evitar operaciones en caso de desequilibrios, fallas residuales externas y la corriente de descarga del

condensador serie a través del reactor.

• En el caso de que los reactores estén conectados a una línea de transmisión, deberán implementar un

esquema de control que limite las sobretensiones transitorias debido al fenómeno de resonancia.

Los siguientes requerimientos son aplicables de manera análoga a lo establecido en el caso de líneas: enclavamiento

para la operación del interruptor y seccionador, supervisión del circuito de control de corriente continua del

interruptor e independencia de los circuitos de alimentación del sistema de control.

5.1.4 Banco de condensadores en derivación.


El esquema de protección de condensador, deberá cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño:

I. Requerimiento para el desempeño de la función de protección diferencial de fases:

Los requerimientos de sistemas de protección del banco de condensadores son similares y análogos a los

del transformador de poder. La protección diferencial del banco de condensadores, deberá continuar siendo

selectiva ante fallas externas y corrientes de energización, para ello se deberán realizar los respectivos

análisis de estudios de saturación de transformador de corriente y energización.


• El diseño del esquema de protección de banco de condensadores deberá considerar la incorporación del

equipamiento necesario para monitorear las magnitudes de corriente por fase en el punto de conexión del

banco de condensadores, que permita la implementación de funciones de protección de sobrecorriente de

fase y residual.

• Se debe complementar el esquema de protección diferencial con funciones de protección capaces de

detectar desbalances que se produzcan en cualquiera de los componentes del banco de condensador. En

función de la configuración de los bancos de condensadores, se podrá optar por:

o El diseño del esquema de protección basado en el monitoreo de la corriente de desbalance de

neutro, en caso de disponerse de múltiples bancos con neutros interconectados.

o El diseño del esquema de protección basado en el monitoreo del voltaje de residual en neutros de

bancos de condensadores con neutros aterrizados.

• Adicionalmente, se deberán implementar funciones de protección capaces de proteger el banco de

condensadores frente a sobretensiones que se presenten en el sistema de transmisión, como también

funciones de protección complementarias para fallas entre fases y residual.



Requerimiento de control:

Los sistemas de control deberán cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño y poseer al menos las

siguientes características:

I. Desempeño del control de la función de protección diferencial:

• Ante la operación del esquema de protección del condensador se deberá incluir un bloqueo del cierre de

los interruptores después de la orden de apertura, con el fin de efectuar inspección o intervención de los

equipos.

• Si el banco de condensador no está equipado con una bobina en serie que limite las corrientes de

energización, se deberá implementar un equipo de cierre sincronizado para evitar dichos transitorios de

corriente. En caso contrario, se deberá verificar la estabilidad de las protecciones propias del condensador,

como las adyacentes a la instalación, además de los efectos transitorios sobre el SI.

El diseño de control relacionado con bancos de condensadores, deberá considerar la generación de una señal de

apertura forzada sobre el interruptor respectivo cuando la totalidad de los sistemas de protecciones propios del

banco se encuentren indisponibles.

Los siguientes requerimientos son aplicables de manera análoga a lo establecido en el caso de líneas: enclavamiento

para la operación del interruptor y seccionador, supervisión del circuito de control de corriente continua del

interruptor e independencia de los circuitos de alimentación del sistema de control.

5.1.5 Barras

Selección de Esquemas de protección:

El esquema de protección de barras, deberá cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño:

I. Requerimiento para el desempeño de la función de protección diferencial:

• Deberá continuar siendo selectiva ante fallas externas.

• Los esquemas de protecciones diferenciales de barra deberán permitir la habilitación de función de

protección para zonas muertas, además de zonas dedicadas para uso en configuración con barra de

transferencia, asegurando de esta forma que una falla en la barra de transferencia no genere la pérdida de

servicio del resto de los paños que componen la barra principal.

• Deberá poseer tantas zonas de protección independientes, como secciones de barra existan en la

subestación.

Requerimiento de control y comunicación:

Los sistemas de control deberán cumplir con los siguientes requerimientos de desempeño y poseer al menos las

siguientes características:

I. Control de la función de protección diferencial:

• Deberán considerar la supervisión de al menos las señales de estados de interruptores, estados de

desconectadores y comandos de cierre. Se debe garantizar que dichas señales eviten incorporar retardos

adicionales por el uso de relés multiplicadores de contacto u otros. En caso de ser indispensable su

utilización, éstos deberán ser del tipo monoestable extra rápido.



• En el caso de habilitar bloqueos de la protección diferencial basados en el procesamiento de señales de

corriente alterna provenientes de los transformadores de corriente, se debe garantizar que los

conexionados de estos sean implementados de acuerdo a los requerimientos particulares de cada equipo.

• La operación de la protección diferencial de una barra o sección de barra, debe emitir ordenes de apertura

sobre todos los interruptores que inciden a ella. Esta señal de apertura deberá ser comandada a través de

ambas bobinas de desenganche, originando además el bloqueo del cierre de los interruptores, cuya

reposición pueda realizarse en forma manual. Dicha operación deberá evitar las sobre tensiones debido a

efecto ferranti, en los casos de que las líneas incidentes a dicha barra o sección de barra, queden en vacío

después de la operación del diferencial.

• La protección diferencial de barra de características distribuidas, deberá bloquearse ante una falla en los

canales de comunicación que integran las unidades de bahía con la unidad central. Adicionalmente esta

información deberá estar disponible al operador del centro de control correspondiente para posteriormente

ser informado al CDC.

• El diseño de control en subestaciones con barra de transferencia, deberá considerar la habilitación de una

zona diferencial dedicada para esta barra durante su operación, asegurando de esta forma que una falla en

la barra de transferencia no genere la perdida de servicio del resto de los paños que componen la barra

principal.

5.1.6 Interruptor de poder.

A continuación, se abordan los requerimientos de desempeño de los esquemas de protección de falla de interruptor

(50BF), asociados a los mecanismos de detección, lógicas de operación y esquemas de comunicación asociados a las

Transferencias de Desenganche Directo (TDD/85D).

Función de falla interruptor (50BF).

Debe actuar como respaldo frente a la incapacidad del interruptor principal de aislar el componente fallado, cada

vez que éste recibe una orden de apertura proveniente de los sistemas de protección principales.

En términos generales, la operación de esta función se podrá originar debido a:

• Falla en la ejecución del comando de apertura sobre el interruptor: Ocasionado por problemas en el circuito

de apertura o por fallas mecánicas en el interruptor que evitan la apertura de los contactos del interruptor.

• Falla en el despeje: El interruptor comanda y ejecuta correctamente la apertura de sus contactos, sin

embargo, el arco eléctrico no se extingue.

Requerimientos de diseño:

I. Habilitación del esquema de protección de falla de interruptor

Se podrá utilizar las siguientes opciones:

• Función 50BF habilitada en un equipo de protección dedicado: Esta implementación consiste en utilizar un

equipo externo a los sistemas de protección principales del paño.

• Función 50BF habilitada en el equipo de protección principal: La función 50BF es parte de un equipo

multifunción, y para aquellos casos donde existe doble sistema de protección, ésta debe ser habilitada en

cada uno de ellos.

• Función 50BF habilitada en la protección diferencial de barra: En aquellos casos donde se utilice un equipo

diferencial numérico distribuido, se puede habilitar la función 50BF para cada paño en cada una de las

unidades de bahía.



Independiente de la configuración escogida, se debe considerar que toda protección que envíe una señal de apertura

sobre su interruptor deberá dar inicio a la función 50BF.

II. Métodos de detección de falla de apertura del interruptor

En general, los esquemas de falla de interruptor utilizan tres métodos de detección, con el fin de verificar la correcta

operación del interruptor en el despeje de una falla. Estos métodos corresponden a:

• Detección por medición de corriente de falla.

• Verificación de la apertura del interruptor a través de contactos auxiliares.

• Una combinación lógica por detección de corriente y de contactos auxiliares.

Se podrán habilitar estos métodos de detección u otros, tal que cumplan con los siguientes requerimientos de

desempeño:

• Deberán ser capaces de detectar las mínimas corrientes de falla de fase o residual de la instalación.

• No deberán actuar ante valores de corrientes normales de operación de la instalación.

III. Esquema de falla de interruptor

Los esquemas de falla de interruptor, deberán cumplir con los siguientes requerimientos:

• Una vez recibido el comando de apertura del interruptor, deberá enviar nuevamente una señal de apertura

sobre el interruptor local o señal de re-trip.

• Deberá existir una vía independiente de apertura debido a la señal de re-trip, respecto de la vía de

desenganche principal por operación de otras protecciones, tal que previo a la operación de un esquema de

falla de interruptor, se descarten problemas de envío de la señal de desenganche desde la sala de control y

protecciones, hasta el accionamiento de control del interruptor de poder localizado en campo.

• Ante la operación de la función de falla de interruptor, se deberá dar inicio a las siguientes acciones:

o Envío de orden de apertura a los interruptores adyacentes, conectados a la misma sección de barra

de subestación.

o Envío de orden de TDD/85D a los interruptores remotos, debido a la operación de esquemas de

falla de interruptor asociados a paños de línea.

o Bloqueo del cierre de los interruptores locales y remotos a los que se envía orden de apertura, con

el fin de efectuar inspección o intervención de los equipos.

Requerimientos de comunicación en el esquema 50BF:

El sistema de comunicación utilizado para transmitir la señal TDD/85D debe ser confiable, para asegurar que la señal

sea recibida correctamente con un mínimo de retardo durante la condición de falla. La señal TDD/85D corresponde

a una orden de desenganche directo, por lo que su nivel de confiabilidad debe ser equivalente al de cualquier otra

señal de desenganche local. Luego, su emisión se realiza simultáneamente con la operación de la función 50BF, y su

actuación, en forma directa sobre el interruptor de poder remoto, es decir, la señal deberá ser enviada por el equipo

de comunicación local al equipo de comunicaciones remoto, para ser recibida directamente por el interruptor de

poder remoto, o a través de relés auxiliares adecuados para estos fines.

En casos especiales donde no existan equipos de comunicaciones con contactos disponibles, o éstos no sean

adecuados para energizar bobinas de desenganche de interruptores de poder, se debe utilizar para la orden de

desenganche, un relé repetidor ultra rápido (HST) con tiempo de operación inferior a 8 ms.



Las señales de desenganche directo no deben estar condicionadas por lógicas asociadas a equipos de control o

protección en la subestación remota, ni depender de equipos adicionales a los estrictamente necesarios para recibir

y retransmitir la orden de desenganche directamente a los interruptores de poder respectivos.

5.1.7 Equipos de medición para los sistemas de protección

El sistema de protección deberá considerar la inclusión de transformadores de potencial y transformadores de corriente cuyo diseño se adapte de manera conveniente de acuerdo con el tipo de instalación protegida.

En general, el diseño del sistema de protecciones deberá cumplir al menos con los siguientes requerimientos mínimos de desempeño:

• Límites de precisión adecuados para asegurar la correcta medida y operación de los relés de protección.

• En las situaciones en que el diseño del transformador de corriente no pueda asegurar la correcta medida,

debido a la saturación, se deberá verificar que ésta no comprometa la confiabilidad y seguridad del esquema

de protección.

El diseño de sistema de protección deberá contemplar vías confiables que permita la ejecución de pruebas al

equipamiento de protecciones, sin incurrir en la desenergización de las instalaciones involucradas, considerando

además el bloqueo de envío de accionamientos de apertura o cierre a interruptores locales y/o remotos, según el

tipo de función de protección bajo prueba.

5.1.8 Requerimientos generales de control para la planificación de los sistemas de protección

A continuación, se indican los requerimientos generales de control que deben ser considerados para mejorar el desempeño de los sistemas de protecciones.

• El diseño de circuitos de control asociados a vías de desenganche de interruptores, deberán considerar el

equipamiento necesario para realizar intervenciones y pruebas a los equipos de protección y control, sin la

necesidad de desconexión de él o los interruptores asociados.

• El diseño de circuitos de control asociados a vías de desenganche de interruptores deberá evitar el uso de

relés auxiliares (ANSI 94), privilegiando equipamiento de protección y control cuyos contactos cuenten con

las características técnicas necesarias para su uso directo en circuitos de apertura de interruptores. En caso

de ser indispensable su utilización, éstos deberán ser del tipo monoestable extra rápido.

• La utilización de relés maestros (ANSI 86) deberá ser exclusiva para el bloqueo al cierre de interruptores. En

caso de ser requeridos relés auxiliares para adecuar capacidad de contactos o multiplicar los mismos, estos

deberán ser dedicados (ANSI 94) y del tipo monoestable extra rápido. El bloqueo del circuito de cierre de

interruptores deberá realizarse en situaciones que se requiera efectuar una inspección local de los equipos

previa a su re energización.

5.2 Configuración y definición de parámetros para registros oscilográficos de perturbaciones y falla.

A continuación, se definen los requerimientos de configuración de registros oscilográficos, estableciendo las

consideraciones mínimas necesarias para la obtención de archivos de registro de fallas, que permitirá desarrollar en

forma más precisa y confiable los Estudios de Análisis de Fallas y verificar el desempeño esperado del sistema de

protección implementado en la instalación.

Requerimientos de configuración



Los registros oscilograficos de eventos de falla, deberán ser generados en formato común y abierto para el

intercambio de datos transitorios, COMTRADE, estandarizado por la norma internacional vigente, IEEE Std. C37.111.

Como mínimo se deberán monitorear las funciones de protección indicadas a continuación:

• Diferencial de fases y restringida.

• Impedancia de fases y residual.

• Sobrecorriente direccional residual.

• Falla de interruptor.

• Sobrecorriente de fases y resisual.

• Sobre tensión y baja tensión.

• Cierre contra falla.

• Oscilación de potencia.

La configuración mínima que deberá efectuar el propietario de la instalación donde se habilite un sistema de registro oscilográfico de eventos de falla, es:

Tasa de Muestreo : Deberá ser a lo menos de 16 muestras por ciclo

Arranque (trigger) : Deberá iniciar al detectarse un evento de falla (pickup activo).

Estampa de tiempo : Sincronizada mediante GPS conectado al terminal RTU local u otro dispositivo de

sincronización GPS

Tiempo total de registro : A lo menos 80 ciclos

Tiempo de prefalla : A lo menos 20 ciclos

Señales analógicas : Corrientes y tensiones por cada fase, y residual donde corresponda

Señales binarias : Deberán estar identificadas, individualmente y por separado, las siguientes señales:

i. Orden general para desenganche y apertura de interruptor.

ii. Orden individual de desenganche por cada una de las funciones de protección existentes.

iii. Arranque de la función de protección activada.

iv. Envío y recepción de señales de teleprotección, si corresponde.

v. Envío y recepción de señales de transferencia de desenganche directo, si corresponde.

vi. Posición del interruptor para ambos estados “abierto” y “cerrado”.

Magnitudes monitoreadas : Deberán ser registradas en la oscilografía en valores primarios.

Requisitos mínimos para la definición de parámetros para los registros oscilográficos.

Se deberá estandarizar la nomenclatura utilizada para designar señales análogas y binarias en el registro

oscilográfico, aplicando las siguientes indicaciones:

Para la identificación de los parámetros de señales análogas, se deberá utilizar la nomenclatura y formato siguiente:

magnitud_índice (unidad)_opcional

Donde:

magnitud : Identifica corrientes y tensiones por cada fase, residual (cuando corresponda) y frecuencia.

índice : hace referencia a las fases: A, B ó C, según corresponda. El neutro se identificará con el índice: N.



(unidad) : Identifica a la unidad de medida de las magnitudes de corriente, tensión y frecuencia. Se deberá

utilizar: kA para las corrientes, kV para tensiones y Hz para frecuencia.

Se recomienda indicar la unidad de medida haciendo uso de paréntesis.

opcional : Asignación opcional para que el propietario de la instalación incorpore alguna definición de

interés respecto de la señal identificada.

TABLA 2 CUADRO RESUMEN PARA DEFINICIÓN DE SEÑALES ANALÓGICAS.

Señal magnitud_ Índice (unidad) Opcional

Corriente I A, B ó C

N kA XXXX

Tensión V A, B ó C kV XXXX

Frecuencia F - Hz XXXX

Para efectos de habilitar señales en cantidades de secuencia (componentes simétricas), la nomenclatura y formato

utilizado debe ser el siguiente:

magnitudX_índice (unidad)_opcional

Donde cada campo corresponde a:

magnitud : Señal de corriente o voltaje, expresada como I ó V.

X : Secuencia positiva, negativa y cero, expresada en número como 1, 2 y 0, respectivamente.

índice : Especifica si se visualiza magnitud o fase de la señal, se deberá utilizar el término

• mag : para indicar magnitud.

• ang : para indicar el ángulo.

(unidad) : Expresa la unidad de medida. Se recomienda indicar la unidad de medida haciendo uso de

paréntesis.

• kA : para magnitudes de corriente.

• deg : para indicar la unidad angular.

opcional : Asignación opcional para que el propietario de la instalación incorpore alguna definición de interés

propio respecto de la señal identificada.

TABLA 3 CUADRO RESUMEN PARA DEFINICIÓN DE SEÑALES ANALÓGICAS EN NOTACIÓN DE COMPONENTES SIMÉTRICAS

Señal magnitud_ X Índice (unidad) opcional

Corriente y

Tensión I, V 1, 2, 0

Mag

Ang

kA

deg XXXX

La nomenclatura utilizada para señales binarias, deberá ser de la forma siguiente:

num_fx_índice_opcional

Donde cada campo corresponde a:



num : Función de protección o señal de teleprotección según corresponda, identificado según norma

vigente ANSI/IEEE C37.2.

fx : señala una acción o estado, por ejemplo:

• Trip: Disparo.

• Pickup: Arranque.

• SEND/RCV: Envío/recepción de señales de teleprotección.

• ED: Esquema de desprendimiento (EDAG/EDAC).

índice : Se debe utilizar cuando sea necesario destacar una particularidad, como por ejemplo:

• Designar Fases o neutro: A, B, C, 3F ó N.

• Dirección de operación: FW (indica hacia adelante)/RV (indica hacia atrás).

• Tipo de señal de señal teleprotección:

o A: Aceleración.

o C: Comparación.

o D: Desenganche directo.

• Indicar escalón de frecuencia: 1, 2 3 para designar el primero, segundo y sucesivos.

opcional : Asignación opcional para que el propietario de la instalación incorpore alguna definición de

interés respecto de la señal identificada.

TABLA 4 CUADRO RESUMEN PARA DEFINICIÓN DE SEÑALES BINARIAS.

num_ fx_ índice Opcional

Función

Protección

(aplicable a

funciones

residuales)

87, 21, 67,

50BF, 50/51,

etc.

Trip

Pkup

ED

A, B ó C, 3F

FW/RV

1, 2, 3, etc.

XXXX

Señal de

Teleprotección 85 SEND/RCV A, C y D XXXX

En caso de que el Coordinado haya definido parámetros adicionales a los indicados en este documento, junto con el

registro oscilográfico se solicita la entrega del listado de señales adicionales utilizadas, junto a su nomenclatura y

definición.

Se deberá estandarizar la nomenclatura utilizada para la identificación de archivos oscilográficos, con el siguiente

formato:

Nombre_Archivo.extensión

En el campo Nombre_Archivo, deberán estar contenidos subcampos con la nomenclatura y descripción siguiente:

S/E_paño_Sx_EV_OP



Donde:

S/E : Nombre o abreviación de la S/E. Se recomienda utilizar no más de cinco (5) caracteres.

paño : Nombre o abreviación del Paño.

Sx : Identificación del Sistema, el que corresponderá a S1 o S2 según corresponda.

EV : N° de Evento, el que es generado al ocurrir la falla.

OP : Asignación opcional para que el propietario de la instalación incorpore alguna definición de

interés respecto del archivo identificado.

Ejemplo N°1:

ABCD_J5_Sx_EV1234_OP S/E Paño Sx: Sistema EV: N° Evento OP

ABCD J5 S1 ó S2

EV1234 (a definir por el

propietario)

Para identificar el campo extensión, deberá considerarse lo señalado por el estándar IEEE Std C37.111, donde se

describe que la clase de información contenida en un registro con formato COMTRADE está directamente asociada

a la extensión del archivo generado. Es así como se distinguen:

• Archivo de Datos (extensión .DAT): Archivo de carácter mandatorio, cuyo contenido son los valores de datos que representan a escala del evento muestreado.

• Archivo de Configuración (extensión .CFG): Archivo de carácter mandatorio, cuyo contenido proporciona la información necesaria para que el Usuario o un software de PC pueda leer e interpretar los registros de datos correspondientes.

• Archivo de Encabezamiento (extensión .HDR): Contiene antecedentes básicos relacionados con el sistema eléctrico y con el registro de perturbaciones, es utilizado para mejorar la comprensión del registro por parte del Usuario.

Los archivos de extensión .CFG y .DAT constituyen la información base para el análisis de estudios de falla, por lo que

su entrega es de carácter obligatorio, no obstante, frente a la eventualidad de requerir mayores antecedentes sobre

el evento de falla en estudio, se recomienda incluir el archivo .HDR.

La configuración del archivo de extensión .HDR, debe proporcionar como mínimo:

• Identificación del elemento del Sistema Eléctrico que experimentó el transitorio (línea, transformador, etc).

• Identificación del sistema de protección que experimento el transitorio (Sistema 1, Sistema 2).

• Identificación del equipo de protección que opera producto del transitorio (marca y modelo).

• Nombre y parámetros de la línea afectada: resistencia, reactancia, longitud, acoplamientos mutuos, etc.

• Razones de transformación y clase de precisión de transformadores de medida desde donde se tomó registro de la perturbación.

Considerando lo expuesto, una identificación del registro COMTRADE para el Ejemplo N°1, será como se muestra a

continuación:



Ejemplo N°2:

ABCD_J5_S1_EV1234_OP.CFG S/E Paño Sx: Sistema EV: N° Evento OP extensión

ABCD J5 S1 ó S2 EV1234 (a definir por

el propietario)

.CFG, .DAT o .HDR

(según

corresponda)

Cabe señalar que para la correcta visualización de los registros oscilográficos, sólo puede conseguirse cuando los

archivos con formato Nombre_Archivo.extensión, han sido identificados con el mismo Nombre_Archivo. Es decir:

Ejemplo N°3:

De acuerdo a lo anterior, el envío de cada uno de los archivos que constituyen el registro oscilográfico bajo estándar

COMTRADE, es decir, los archivos .CFG, .DAT y HDR, deberán ser enviados con el mismo nombre identificador.

5.3 Requerimiento para sistemas de comunicación con fines de teleprotección.

A continuación, se definen los requerimientos sobre los medios de comunicación, incluyendo además una

metodología para el cálculo de la disponibilidad de los sistemas de teleprotección.

Metodología para el cálculo de disponibilidad.

Para el cálculo de la disponibilidad de los sistemas de teleprotección, exigido en el artículo 3-23 de la NT de SyCS, se

deberá considerarse la información de cada uno de los componentes que la conforman, además del medio de

comunicación utilizado, para luego contabilizar una disponibilidad conjunta tanto para sistemas independientes o

redundantes.

Se deberá utilizar la información de cada uno de los componentes que conforma el sistema de teleprotección, que

se obtiene de los respectivos datasheet de los equipos y de los planes de mantención preventivos que cada

coordinado defina, los cuales se resumen a continuación:

• MTBF: Mean time between failure (tiempo medio entre fallas, medido en horas).

• MTR: Mean Time to Restore (tiempo medio de restauración, medido en horas).

• MPB: Mantenimiento preventivo básico, corresponde al total de horas de mantención realizadas durante el

MTBF.

La disponibilidad de un elemento “i” que conforma el sistema de teleprotección, se deberá determina con la siguiente

expresión:



𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑖 =𝑀𝑇𝐵𝐹𝑖 − 𝑀𝑇𝑅𝑖 − 𝑀𝑃𝐵𝑖

𝑀𝑇𝐵𝐹𝑖

El valor de MPBi será igual a cero, en los casos en que el MPB del sistema de teleprotección se realice exclusivamente

cuando la línea de transmisión se encuentre fuera de servicio por mantención.

Para el cálculo de la indisponibilidad de un elemento “i” que conforma el sistema de teleprotección, se deberá utilizar

la siguiente ecuación:

𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑖 = (1 − 𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑖)

Luego, para realizar el cálculo de la disponibilidad de un sistema de teleprotección independiente, compuesto de “n”

elementos dispuestos en serie. La expresión que se deberá utilizar es la siguiente:

𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑡𝑒𝑙𝑒𝑝.𝑖𝑛𝑑𝑒𝑝𝑒𝑛𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 = ∑ 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑖

𝑛

𝑖=1

+ (𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜)

𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑡𝑒𝑙𝑒𝑝.𝑖𝑛𝑑𝑒𝑝𝑒𝑛𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 = (1 − 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑡𝑒𝑙𝑒𝑝.𝑖𝑛𝑑𝑒𝑝𝑒𝑛𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒) ∙ 100 [%]

Mientras que para el cálculo de disponibilidad de un sistema de teleprotección redundante, compuesto de “n”

sistemas de teleprotección independientes, se deberá utilizar la siguiente expresión:

𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑡𝑒𝑙𝑒𝑝.𝑟𝑒𝑑𝑢𝑛𝑑𝑎𝑛𝑡𝑒 = (1 − ∏ 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑡𝑒𝑙𝑒𝑝.𝑖𝑛𝑑𝑒𝑝𝑒𝑛𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑖

𝑛

𝑖=1

) ∙ 100 [%]

Requerimientos para el cálculo de disponibilidad.

La disponibilidad deberá ser medida calculando los tiempos en que los switch de mantenimiento de los dos (2)

sistemas de teleprotecciones estén bloqueados, que ambos sistemas de teleprotecciones estén con falla, tanto en el

equipo de teleprotecciones como en la vía de comunicaciones, o que un sistema se encuentre bloqueado y el otro

en falla.

Todos estos estados deben ser reportados hacia el Coordinador del Sistema Eléctrico, quien realizará la medición de

disponibilidad. Para su implementación, el Coordinado deberá reportar una (1) variable de estado con el resumen

para cada extremo de línea, llamado “ESTADO DE TELEPROTECCIONES”, el que deberá agrupar las siguientes señales:

TABLA 5 VARIABLES A REPORTAR POR LOS COORDINADOS, POR CADA PAÑO DE LÍNEA QUE POSEA TELEPROTECCIÓN.

Elemento Condición

Switch de Mantenimiento Sistema de Teleprotección 1 En Mantenimiento

Falla Equipo Sistema de Teleprotección 1 En Falla

Switch de Mantenimiento Sistema de Teleprotección 2 En Mantenimiento

Falla Equipo Sistema de Teleprotección 2 En falla

Estado de Teleprotecciones Disponible/No Disponible

Exigencia de disponibilidad.



Para cumplir con la exigencia del 99.95% de disponibilidad indicado en el Art. 3-23 a i) de la NT de SyCS, se deberán

utilizar sistemas de Teleprotecciones redundantes y dedicados, a nivel de componentes, con medios de comunicación

independientes.

En la siguiente figura se presenta la topología recomendada para cumplir con el desempeño exigido:

FIGURA 1 REDUNDANCIA DE LOS COMPONENTES DEL SISTEMA DE TELEPROTECCIÓN.

Tiempos máximos de operación.

Para cumplir con los tiempos máximos de despeje de falla definidos en la NT de SyCS vigente, se deben considerar

los múltiples retardos en la transmisión de la señal de teleprotección entre dispositivos ubicados en subestaciones

remotas. En la figura 2 se describe el tiempo entre la detección de una condición en el extremo “a” y la acción del

comando de control en el extremo “b”, conocido como tiempo de retardo de extremo a extremo, el cual cada

proyecto debe considerar para cumplir con el tiempo máximo de despeje de falla exigido por la NT de SyCS. El tiempo

de operación del interruptor de poder en el extremo “b” no está considerado en el tiempo total de retardo.

FIGURA 2 TIEMPOS ASOCIADOS A LA TRANSFERENCIA DE INFORMACIÓN DE TELEPROTECCIONES [WECC].



Donde:

A. Tiempo de detección: Es el tiempo que requiere el equipo de protección para detectar una condición

anormal.

B. Tiempo de codificación del mensaje: Tiempo requerido por el equipo de protección para crear un mensaje

de cambio de estado, para transferirlo al equipamiento de comunicación.

C. Tiempo de transferencia de datos: Es el tiempo requerido para transferir la información que contiene el

mensaje de cambio de estado, desde la protección al equipo de comunicaciones.

D. Tiempo de transito de la comunicación: Es el tiempo requerido para que el sistema de comunicación

transporte la información. También se conoce como tiempo de propagación.

E. Tiempo de transferencia de datos: Es el tiempo requerido para transferir la información que contiene el

mensaje de cambio de estado, desde el equipamiento de comunicación al equipo de protección.

F. Tiempo de decodificación del mensaje: Tiempo requerido por el equipo de protección del extremo remoto,

para procesar el significado del mensaje y decidir tomar una acción.

G. Tiempo de acción: Es el tiempo requerido para que el equipo de protección envíe la acción de control al

interruptor de poder.

H. Tiempo global de retardo de extremo a extremo: Corresponde al tiempo transcurrido entre la detección de

una condición anormal (A) en el extremo “a” y el envío de una acción de control sobre el interruptor de

poder del extremo “b”.

En la Tabla 6, se establecen los estándares de desempeño para disponibilidad y retardos en el tiempo de transito de

la comunicación para el sistema de teleprotección que deberá cumplir cada instalación.

TABLA 6 ESTÁNDARES DE DESEMPEÑO PARA SISTEMAS DE TELEPROTECCIÓN – DISPONIBILIDAD Y RETARDO

Aplicación de Protección Desempeño sistema de

teleprotección Nivel de redundancia

Sistema de Transmisión >

200 kV

Disponibilidad esperada: 99.995% Requiere sistemas redundantes y medios de

comunicación independientes

Máximo retardo permisivo: 20 ms.

Máximo retardo TDD: 40 ms.

Medios de comunicación para los sistemas de teleprotección.

Para cumplir con el desempeño esperado, los medios de comunicación que se deberán utilizar para la

transmisión/recepción de señales de teleprotección podrán ser: FO, MMOO y OPAT.

En la tabla 6, se presenta un cuadro de características y requerimientos específicos para las citadas tecnologías, las

que deberán ser utilizadas como referencia para el diseño del sistema de comunicación con fines de teleprotección.

En particular, si la selección del medio de comunicación corresponde a OPAT, deberán considerarse los

requerimientos adicionales que se muestran en la Tabla 7 y Tabla 8.



TABLA 7 CUADRO COMPARATIVO DE LOS DIFERENTES MEDIOS DE COMUNICACIÓN UTILIZADOS PARA TELEPROTECCIÓN

Desempeño/Medios FO MMOO OPAT

Ventajas

▪ Inmunidad a Ruido

Electromagnético.

▪ Altísima capacidad de ancho

de banda.

▪ Capacidad de transmitir a

grandes distancias.

▪ Alta capacidad de ancho

de banda.

▪ Medio inalámbrico (sin

servidumbre).

▪ Alta disponibilidad del

canal.

Desventajas

▪ Requiere manejo e

instalación especializada.

▪ Requiere servidumbre o

soporte en línea de

transmisión existente.

▪ Requiere repetidores

cuando no hay línea

vista.

▪ Requiere repetidores

para enlaces de más de

60 km,

aproximadamente.

▪ Se deben negociar

arriendo o compra de

sitios para los

repetidores.

▪ Se debe gestionar

permisos con la

Subsecretaría de

Telecomunicaciones

(Subtel).

▪ Restricción de frecuencia,

baja capacidad.

▪ Saturación de uso de

frecuencias en zonas con

muchas líneas de

transmisión.

Confiabilidad

▪ <10-4 a un BER de 10-6.

▪ Teleprotecciones deben ser

de doble tono.

▪ < 10-4 a un BER de 10-6.

▪ Teleprotecciones deben

ser de doble tono.

▪ ≤ 10-4 a SNR de 6 dB.

▪ Teleprotecciones deben

ser de doble tono.

Disponibilidad

▪ Disponibilidad alta sujeta a

la correcta especificación

del cable, manipulación e

instalación.

▪ Tiempo de vida esperada 20

años, aproximadamente.

▪ Disponibilidad alta,

según diseño. Depende

del clima y

obstrucciones.

▪ Disponibilidad alta,

depende de la línea de

transmisión.

Redundancia (*) ▪ MMOO. ▪ OPAT o FO. ▪ MMOO.

Tipo de interface

▪ Interfaz óptica directa en

teleprotecciones y

multiplexores.

▪ G703.1 o G703.6 ▪ Debe aceptar señales

analógicas y digitales.

Ancho de banda ▪ Del orden de los Gbps. ▪ 64kbps o 2Mbps ▪ 4kHz

(*) Redundancia implica la utilización de medios independientes, pudiendo ser incluso de la misma tecnología.



TABLA 8 REQUERIMIENTOS DEL MEDIO DE COMUNICACIÓN OPAT PARA TELEPROTECCIÓN

Medio Número de sistemas por línea Frecuencia OPAT Tipo de

acoplamiento

Nivel de

atenuación

OPAT

▪ Depende de la capacidad de

frecuencias disponibles en la línea

de transmisión.

▪ Se debe mantener reservas de

frecuencia para futuros enlaces.

▪ En caso de no existir más

disponibilidad de frecuencias, se

debe considerar otros medios.

▪ Definido por el

estudio de

frecuencia.

▪ Definido por el

estudio modal. De

preferencia fase-

fase.

▪ Definido por

el estudio

modal y el

cálculo del

enlace.

TABLA 9 ESTUDIOS RECOMENDADOS AL UTILIZAR UN MEDIO DE COMUNICACIÓN OPAT PARA TELEPROTECCIÓN

Nombre del Estudio Descripción/Objetivo

Estudio de

Frecuencia Definir la frecuencia de operación de los enlaces OPAT considerando los enlaces existentes.

Estudio Modal Definición de fases para el sistema de acoplamiento.

Requerimientos adicionales.

Con el fin de mejorar los índices de disponibilidad de los sistemas de teleprotección, los Coordinados deberán

implementar las siguientes medidas:

• Durante los periodos de mantenimiento o intervención de los equipos de teleprotección y sus vías de

comunicación, se deberá implementar un switch de bloqueo de cada sistema de teleprotección, con el fin

de evitar una operación errónea de los sistemas de protección. Además, se deberá disponer de las estampas

de tiempo en que se efectúan los cambios de estado del switch de mantenimiento, por lo que se deben

habilitar los estados del switch en el Sistema de Control de la instalación.

• Con el propósito de evitar que las interferencias electromagnéticas de las subestaciones afecten la calidad

de la señal binaria de teleprotección “Transferencia de Desenganche Directo (TDD)”, en el cableado de cobre

entre el equipo de protección y los equipos de teleprotecciones, se deberá configurar los equipos de

teleprotección de modo que se considere valida una señal TDD, siempre que esta permanezca activada por

un tiempo superior a los 10 [ms]. Caso contrario, se asume que corresponde a una señal de ruido, por lo que

esta señal no es transmitida a los equipos de protección respectivos.

• Los estados de los sistemas de comunicación utilizados para las teleprotecciones y el switch de

mantenimiento, deben estar disponibles en los sistemas SCADA de los centros de control (CC) de los

Coordinados, permitiendo tomar las acciones necesarias para poder enfrentar una indisponibilidad de estos

enlaces y además informar de manera más precisa los tiempos de indisponibilidad.

• Para los principales elementos del sistema de teleprotecciones, entre ellos multiplexor y equipos de

teleprotección, estos deben ser redundantes en sus componentes críticos, al menos se deberá considerar la

fuente de poder y la CPU.

• Por otra parte, si un mismo multiplexor se utiliza para conectar enlaces de teleprotecciones de más de un

circuito de una línea de transmisión, estos deben limitarse a un máximo de cuatro enlaces por multiplexor.

• Con el objetivo de evitar la operación errónea de los sistemas de protecciones durante el envío de comandos

de teleprotección, se debe considerar que:

o Los comandos de teleprotección 85A, 85C y 85D se deben transmitir de manera independiente.



o Cada uno de los medios de comunicación que se disponga, debe contar con su respectivo equipo

de teleprotecciones.

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