C.I: Sistemas de protección de alimentadores,
líneas y cables de AT, EAT y MT
Curso: Introducción a los Sistemas de Protección de Sistemas Eléctricos
de Potencia
IIE-Fing-UdelaR
Facultad de Ingeniería - UDELAR
2015
(IIE - UDELAR)
Curso: IPROSEP
2015
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Indice
1
Sistemas de protección de alimentadores, líneas y cables de AT, EAT
y MT
2
Sistemas de distribución
3
Funciones de protección para alimentadores, líneas y cables
4
Fusibles, Seccionalizadores y Reconectadores
5
Protección de sobrecorriente de fase y tierra
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Clasificación de los alimentadores, líneas y cables
Las líneas proporcionan las conexiones entre las diferentes partes del
sistema de potencia y los equipamientos asociados.
La potencia generada en baja tensión, es elevada a niveles más alto de
tensión para transmitirla a las diferentes subestaciones, donde la tensión es
reducida para poder distribuirla.
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Clasificación de los alimentadores, líneas y cables
Las líneas de potencia se clasifican según su función, que está relacionada
con el nivel de tensión. Aunque no es un estándar, la clasificación típica es:
Distribución (2.4 - 34.5 kV): son los circuitos que le dan la potencia a los
consumidores finales.
Substrasmisión (13.8 - 138 kV): son los circuitos que trasmiten la potencia
a las subestaciones de distribución y a los centros de consumo.
Trasmisión (69 - 765 kV): son los circuitos que trasmiten la potencia entre
las subestaciones de trasmisión o interconectan sistemas. Las
líneas de trasmisión se dividen en:
Alta tensión (High-voltage): 69 - 230 kV
Extra alta tensión (Extra-high-voltage): 345 - 765 kV
Ultra alta tensión (Ultra-high-voltage): mayores a 765 kV
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Clasificación de los alimentadores, líneas y cables
El número de terminales de una línea de trasmisión es muy importante en el
momento de elegir el sistema de protección.
Un terminal - líneas radiales: La línea radial es aquella que tiene fuente de
corriente en un solo terminal. Para la protección alcanza con
medir la corriente en el terminal fuente. Además, no es
necesario determinar la dirección de la corriente, debido a que
la dirección es única.
Ocurren algunas excepciones cuando hay otras fuentes de
corriente de secuencia cero (puesta a tierra de
transformadores). La protección debe ser capaz de distinguir si
la falta está en la línea o fuera de la misma (atrás).
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Clasificación de los alimentadores, líneas y cables
Dos terminales - líneas anilladas: El tipo de línea de trasmisión más
utilizada son las que tienen 2 terminales. La corriente de falta
es suministradas por ambos terminales. Para este tipo de línea
la protección debe ser capaz de identificar si la falta está en la
línea o fuera de ella.
Generalmente, la protecciones aplicadas a este tipo de línea se
basan en esquemas de protección con comunicación (pilot
scheme).
Multi-terminales: Las líneas de trasmisión con más de un dos terminales
ofrecen un desafío para los sistemas de protección, para poder
detectar la falta correctamente cuando alguno de los terminales
está abierto.
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Elección del sistema de protección para las líneas
La selección de la protección de las líneas requiere tener en cuenta muchos
factores, además del tipo del número de terminales:
Criticidad de la línea:
Uno de los factores dominantes en el momento de elegir la protección de una
línea, es la criticidad de la misma en el sistema de potencia. Una línea más
crítica justifica redundancia en las protecciones, comunicaciones y fuentes
adicional de continua. Una línea menos crítica puede estar bien protegida con
una protección de distancia escalonada o con sobrecorrientes.
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Elección del sistema de protección
Tiempo de despeje de la falta:
La estabilidad del sistema y la duración de los huecos de tensión pueden
influenciar en la elección de la protección de la línea. El tiempo de despeje de
la falta influye en la selección de las protecciones principales y también en la
elección de las protecciones de respaldo local y así como de las
comunicaciones entre terminales de la línea.
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Elección del sistema de protección
Longitud de la línea:
Las líneas de trasmisión se clasifican en cortas, longitud media y largas.
- SIR: Relación entre la impedancia de la fuente detrás de la protección y
la impedancia de la línea.
- Línea corta: se designan cuando el SIR ≥ 4. Las líneas cortas resultan
en pequeñas diferencias en la magnitud de la corriente para faltas
cercanas o en el terminal remoto. Por lo cual las protecciones de
sobrecorriente o las protecciones de distancia no pueden discriminar
entre faltas dentro de la línea o fuera. Se utilizan esquemas de
protección comunicados (pilot scheme).
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Elección del sistema de protección
Longitud de la línea:
- Línea de longitud media: se designan cuando 0,5 ≤ SIR ≤ 4. Es este
tipo de línea se puede utilizar esquemas basados en protecciones de
distancia, ya que es posible discriminar faltas dentro y fuera de la línea.
- Línea larga: se designa cuando SIR ≤ 0,5. Generalmente son líneas de
EHV o UHV para las cuales se precisa tiempo de despeje de la falta muy
pequeños. Se aplican esquemas basados en protección de distancia con
comunicación.
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Elección del sistema de protección
Configuración de la línea:
Las líneas de trasmisión pueden ser líneas aéreas o cables. Las
características de ambos son diferentes.
- Cables: generalmente se utilizan en zonas urbanas, donde además se
encuentran líneas cortas. Como protección de los cables de utilizan
esquemas apropiados para circuitos con impedancia baja, 13 a 12 de la
impedancia de la línea. Los sistemas de protección de cables no tienen
la función de recierre.
Carga de la línea:
Líneas muy cargadas requieren protecciones especiales que incluyen
esquemas que son inmune a la corriente de carga.
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Elección del sistema de protección
⇒
Nota:
Debido a todas estas consideraciones no es fácil
establecer reglas para los sistemas de protección de
las líneas de potencia.
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Sistemas de distribución
Las líneas de distribución son diferentes de las líneas de subtrasmisión y
trasmisión, ya que operan a tensiones más bajas, son en general líneas
radiales y tienen cargas conectadas en toda la línea y no solo en los
terminales.
La estrategia de protección para estas líneas involucra la optimización de la
continuidad del servicio para la máxima cantidad de clientes a un costo
mínimo. Generalmente se utiliza una combinación de interruptores,
reconectadores, seccionalizadores y fusibles para despejar las faltas con
recierres rápidos y aislar las faltas permanentes con estrategias adecuadas
de aperturas.
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Sistemas de distribución
1
A
3
2
Subestación
4
B
Zona A
Reconectador o
interruptor con
recierre
Fusible
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6
8
5
7
Zona B
Transformador de
distribución
Carga
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Sistemas de distribución
Estrategia de protecciones
Muchas de las faltas en los sistemas de distribución son faltas transitorias. Lo
que se le pide a las protecciones es:
- Despejar faltas transitorias
- Aislar faltas permanentes
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Funciones de protección para alimentadores, líneas y cables
La mayor cantidad de faltas que ocurren en el sistema eléctrico de potencia
suceden en las líneas de trasmisión y distribución. Como estos circuitos
tienen una gran variedad en sus características, configuración, longitud e
importancia, también existe una gran variedad en las protecciones de las
mismas.
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Funciones de protección para alimentadores, líneas y cables
Las protecciones usadas para proteger las líneas de potencia son:
- Fusibles
- Seccionalizadores
- Reconectadores
- Sobrecorriente instantáneo
- Sobrecorriente temporizado
- Sobrecorriente direccional (instantáneo y temporizado)
- Distancia
- Protecciones con comunicación (pilot relaying, pilot scheme)
Estas funciones pueden utilizarse solas o combinadas tanto para protección
de fases como de tierra.
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Fusibles, Seccionalizadores y Reconectadores
Los fusibles, seccionalizadores y reconectadores son el equipamiento de
protección más usado en los sistemas de distribución. El sistema de
distribución se divide en principal (troncal, alimentadores o radiales) y
laterales (derivaciones o ramales).
El sistema principal es trifásico y es el esqueleto del servicio de distribución;
mientras que los laterales pueden ser monofásicos y estar colgadas las
cargas (generalmente en líneas rurales).
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Fusibles, Seccionalizadores y Reconectadores
Reconectadores:
Son dispositivos que se utilizan en los sistemas de distribución donde las
magnitudes de las corrientes de falta están limitadas. Los reconectadores
tienen una característica de operación tiempo-corriente llas cuales pueden
coordinar fácilmente con otros reconectadores, por lo menos de algunos
fabricantes, relés de protección y fusibles.
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Fusibles, Seccionalizadores y Reconectadores
Seccionalizadores - Autoseccionadores:
Otro dispositivo de protección que se utiliza junto con los reconectadores en
los circuitos de distribución para optimizar el esquema de protección son los
seccionalizadores automáticos o seccionalizadores. Estos dispositivos no
tienen poder de corte, pero pueden abrir (seccionar) una salida frente a una
falta permanente cuando la línea principal está fuera de servicio.
Los seccionalizadores están equipados con un contador de paso de corriente
de falta, cuenta desde la falta inicial y las siguientes aperturas y ciclos de
recierre. Cuando la cantidad de pulsos de corriente llega al valor ajustado, el
seccionalizador abre cuando el circuito es desenergizado.
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Fusibles, Seccionalizadores y Reconectadores
Seccionalizadores - Autoseccionadores:
Operación:
- 2 rápidas
- 2 lentas
Operación:
- 1 rápida
- 3 lentas
R
R
F
3 Operaciones
S
2 Operaciones
F
P
P
S
(b)
(a)
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Fusibles, Seccionalizadores y Reconectadores
Fusibles:
El equipamiento de protección más usado en los sistemas de distibución son
los fusibles. La característica de operación de los fusibles varía
considerablemente de un fabricante a otro.
La característica de operación tiempo-corriente se presenta en la forma de
"minimum-melt” y máximo tiempo de despeje (total clearing time).
minimum-melt: tiempo transcurrido entre que comienza una corriente
suficientemente grande como para fundir el elemento y el instante que
comienza el arco.
tiempo máximo de despeje: tiempo transcurrido desde que comienza la
sobrecorriente y se interrumpe el circuito.
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Fusibles, Seccionalizadores y Reconectadores
Curva típica de un fusible:
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Fusibles, Seccionalizadores y Reconectadores
⇒ Nota:
Cuando la corriente de falta crece en magnitud, las protecciones cambian de
fusibles a reconectadores y a sistemas de protección con relés para detectar
la falta e interruptores para despejar la misma; dado que se precisa mayor
poder de corte.
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Protección de sobrecorriente de fase y tierra
La gran mayoría de las faltas que ocurren en las líneas se pueden detectar
con protecciones de sobrecorriente, ya que la corriente de falta es
generalmente mayor que la corriente de carga.
Se denominan protecciones de sobrecorriente aquellas que responden a la
corriente del equipo protegido y que operan cuando esa corriente es mayor
que cierto valor ajustado.Esta protección se dispone, por lo general, de modo
que cada protección es principal para la línea propia y de respaldo para las
líneas o equipamiento adyacente.
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Protección de sobrecorriente de fase y tierra
La selectividad y coordinación de las protecciones de sobrecorriente puede
lograrse por:
Por tiempo: las protecciones principales y de respaldo son sensibles a la
falta, pero tienen tiempos de operación diferentes. Los tiempos
de operación de las protecciones de respaldo de cada línea son
mayores que de la protección principal.
Por corriente: El alcance de cada protección se determina sobre la
corriente. Este método se fundamenta en el hecho de que en
circuitos radiales la corriente de falta disminuye a medida que
se aleja de la fuente.
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Protección de sobrecorriente de fase y tierra
Los dos métodos propuestos tienen las siguientes desventajas:
- discriminación por tiempo tiene la desventaja que a mayores corrientes
los tiempos de despeje son mayores.
- discriminación por corriente solo se puede aplicar cuando hay
variaciones considerables de las corrientes de falta, por ejemplo en las
líneas largas.
- depende de la impedancia de la fuente, que puede variar.
86
Nonpilot overcurrent protection of transmission lines
S = Coordinating Time
Time
S = Coordinating Time
S = Coordinating Time
A
B
C
1
2
3
4
Rab
Rbc
Rcd
Rd
Increasing distance
from source
Figure 4.7
(IIE - UDELAR)
D
X
F1
Increasing
fault current
Relay coordination principles
c Curso: IPROSEP
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Protección de sobrecorriente de fase y tierra
Corriente de disparo de la protección de sobrecorriente de fase:
Minima corriente por las fases de una línea para la cual la protección opera.
Características del tiempo de operación:
Las protecciones de sobrecorriente pueden tener una caracterísiticas de
operación instantáneos o con retardo de tiempo. Estas últimas se dividen en
dos tipos:
- DMT: tiempo de operación independiente del valor de la corriente
- IDMT (TDOC): tiempo de operación dependiente del valor de la corriente
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Protección de sobrecorriente de fase y tierra
Guide
Características IDMT:
La caracteríticas IDMT deben ser variadas de acuerdo a las tiempos de
operación requeridos para cada aplicación particular. Por esta razón,
characteristics for different TMS settings using the
IEC60255 define The
lastripping
siguientes
caracteríticas estándar:
SI curve are shown in Figure 9.6.
Relay Characteristic
Equation (IEC 60255)
Standard Inverse (SI)
t $ TMS #
0.14
I r0.02 " 1
Very Inverse (VI)
t $ TMS #
13.5
Ir "1
Extremely Inverse (EI)
t $ TMS #
80
I r2 " 1
Long time standby earth fault
t $ TMS #
120
Ir "1
Table 9.1: Definitions of standard relay characteristics
Characteristic
IEEE Moderately Inverse
(IIE - UDELAR)
IEEE Very Inverse
Equation
'
TD *1 0.0515 .
, + 0.114%
t$
(/
7 )/0 I r0.02 " 1 ,&
*1
.
'
TD 19.61
Curso:t $
IPROSEP
, + 0.491%
(/
2015
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Protección de sobrecorriente de fase y tierra
Chapter 9 ! Overcurrent Protection for Phase and Earth Faults
Curvas para un TMS (time multiplier setting) de 1.0.
1000.00
1000.00
100.00
100.00
10.00
10.00
Standard Inverse (SI)
1.00
1.00
Moderately Inverse
Very Inverse
Very Inverse (VI)
CO 2 Short
Time Inverse
Extremely Inverse (EI)
CO 8 Inverse
Extremely
Inverse
0.10
1
10
Current (multiples of Is)
Figure 9.4: IEC 60255 IDMT relay characteristics; TMS=1.0
(IIE - UDELAR)
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100
0.10
1
10
100
Current (multiples of Is )
Figure 9.5: North American IDMT relay characteristics; TD=7
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SI curve are shown in Figure 9.6.
Relay Characteristic
Equationde
(IEC 60255)
Protección de sobrecorriente
fase y tierra
Standard Inverse (SI)
t $ TMS #
0.14
I r0.02 " 1
Very Inverse (VI)
t $ TMS #
13.5
Ir "1
t $ TMS #
80
I r2 " 1
Extremely Inverse (EI)
Características IDMT:
120
t $ TMS #
Long time standby earth fault
Ipor
"1
Características corriente-tiempo
definidos
IEEE.
r
Table 9.1: Definitions of standard relay characteristics
Characteristic
Equation
IEEE Moderately Inverse
'
TD *1 0.0515 .
, + 0.114%
t$
(/
7 )/0 I r0.02 " 1 ,&
IEEE Very Inverse
t$
'
TD *1 19.61 .
, + 0.491%
(/
7 )/0 I r2 " 1 ,&
IEEE Extremely Inverse
t$
'
TD *1 28.2 .
, + 0.1217 %
(/
7 )0/ I r2 " 1 -,
&
US CO8 Inverse
t$
'
TD *1 5.95 .
, + 0.18%
(/
7 )/0 I r2 " 1 ,&
US CO2 Short Time Inverse
t$
'
TD *1 0.02394 .
, + 0.01694%
(/
7 )/0 I r0.02 " 1 ,&
Table 9.2: North American IDMT definitions of standard relay
characteristics
For Table 9.1 and Table 9.2:
Ir = I / Is
Where:
(IIE - UDELAR)
I = Measured current
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Protección de sobrecorriente de fase y tierra
Chapter 9 ! Overcurrent Protection for Phase and Earth Faults
Curvas para un TD (time dial) de 0.7.
1000.00
1000.00
100.00
100.00
10.00
10.00
Standard Inverse (SI)
1.00
1.00
Moderately Inverse
Very Inverse
Very Inverse (VI)
CO 2 Short
Time Inverse
Extremely Inverse (EI)
CO 8 Inverse
Extremely
Inverse
0.10
1
10
Current (multiples of Is)
Figure 9.4: IEC 60255 IDMT relay characteristics; TMS=1.0
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100
0.10
1
10
Current (multiples of Is )
100
Figure 9.5: North American IDMT relay characteristics; TD=7
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Protección de sobrecorriente de fase y tierra
Corriente de arranque de la protección de sobrecorriente de tierra:
Minima corriente por el neutro de una línea para la cual la protección opera.
Características del tiempo de operación:
Las características de operación son las mismas definidas para la protección
de fase.
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Protección de sobrecorriente de fase y tierra
Tiempo de coordinación:
Es el tiempo que se debe permitir entre dos protecciones adyacentes
(principal y de respaldo) de manera de lograr la discriminación correcta entre
ellos. Este tiempo depende de:
- tiempo de despeje de la falta por el interruptor
- errores en la protección de sobrecorriente
- errores en los transformadores de corrientes
- tiempo de reset de la protección de sobrecorriente
- tiempo de seguridad
Generalmente, el tiempo de coordinación se puede ajustar entre 0.2s y 0.5s.
El tiempo estándar de coordinación utilizado en UTE es 250 - 300 ms.
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Protección de sobrecorriente de fase y tierra
Conexiones
Existen distintas variantes para la conexión de los transformadores de
corriente y las protecciones de sobrecorriente. La más utilizada es la
mostrada a continuación, en que los transformadores de corriente se
conectan en estrella, y se disponen tres protecciones de sobrecorriente de
fase y una protección de sobrecorriente de tierra conectada en el neutro de
las estrella.
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Protección de sobrecorriente de fase y tierra
Por cada protección de sobrecorriente de fase circula la corriente de la fase
correspondiente de la línea, referida al secundario. Por la protección de
sobrecorriente de tierra circula una corriente correspondiente a 3 veces la
corriente de secuencia cero de la línea, referida al secundario.
De lo expuesto se deduce que las protecciones de sobrecorriente de fase
constituyen las protecciones contra todas las faltas que no involucran tierra,
es decir, bifásicos y trifásicos. La protección de tierra es la protección contra
faltas a tierra en la línea.
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Protección de sobrecorriente temporizada
Aplicación:
La principal aplicación de la protección de sobrecorriente de temporizada es
en las líneas radiales, donde proporcionan protección contra faltas entre
fases y a tierra.
Estas protecciones se instalan también en líneas de subtrasmisión donde no
se justifica utilizar protecciones de distancia o protecciones con comunicación
(pilot scheme).
Ajustes
Hay tres ajustes que se deben definir para las protecciones de sobrecorriente
temporizadas: corriente de arranque, característica de operación y tiempo de
la característica.
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Protección de sobrecorriente temporizada
Ajustes: Sobrecorriente de fase
Corriente de arranque de fase: El valor de esta corriente debe ser ajustado
de manera de no operar para la máxima corriente de carga que
circula por la línea, pero si debe operar para la mínima
corriente de falta esperada en el extremo de la línea.
Característica de operación de fase: Se debe elegir entre las
características disponibles, la que mejor se ajusta a aplicación
particular. Generalmente, para el caso de las líneas se aplica la
características Standard Inverse.
Tiempo de la característica de fase: El objetivo de elegir el tiempo de la
característica de operación es el de permitir que las
protecciones de sobrecorriente coordinen entre ellas.
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Protección de sobrecorriente temporizada
Ajustes: Sobrecorriente de tierra
Corriente de arranque de tierra: El valor de esta corriente debe ser
ajustado de manera de ser superior a los errores de los
transformadores de corriente y de la corriente de secuencia
cero que circula por la línea en condiciones normales o que
puede tolerar el sistema. Además, se debe ajustar de manera
que opere para la mínima corriente de falta a tierra en el
extremo de la línea.
Característica de operación de tierra: Se debe elegir entre las
caracterísitcas disponibles, la que mejor se ajusta a aplicación
particular. Generalmente, para el caso de las líneas se aplica la
características Standard Inverse.
Tiempo de la característica de tierra: El objetivo de elegir el tiempo de la
característica de operación es el de permitir que las
protecciones de sobrecorriente coordinen entre ellas.
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Protección de sobrecorriente temporizada
A continuación se muestra un circuito radial típico. Debido a que el circuito es
radial, cada sección requiere un solo interruptor del lado de la fuente.
Para despejar la falta en (1) y cualquier otra falta hacia la derecha, solo el
interruptor en R debe abrir.
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Protección de sobrecorriente temporizada
Para despejar las faltas (2) y (3) y faltas entre esos puntos, el interruptor en H
debe abrir. Para faltas en (4) y (5) y entre ellos, es el interruptor en G es el
que debe abrir.
Los relés de sobrecorriente ubicados en el extremo de una línea no pueden
distinguir entre una falta en el extremo remoto de la sección de una falta en la
barra remota como en la sección siguiente. Por ejemplo, el relé en H no
puede distinguir la falta en (2) de la falta en (1), ya que la corriente de falta
medida en H será la misma para las dos faltas.
Sin embargo, no es deseable que el interruptor en H abra para una falta en
(1), ya que esto provocaría un corte a la carga en R.
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Protección de sobrecorriente temporizada
En las líneas anilladas, las fuentes para la corriente de falta son multiples, por
lo cual hace muy dificil de coordinar las características de operación.
Con las corriente de faltas circulando en ambas direcciones, las protecciones
de sobrecorriente deben ser direccionales. Esto limita la operación y solo se
precisa realizar la coordinación cuando la corriente circula en la dirección de
la falta.
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Protección de sobrecorriente instantánea
Aplicación:
Las protecciones de sobrecorriente instantáneas se aplican cuando la
corriente de falta decrece a medida que nos alejamos del punto donde está
instalada la protección hacia el extremo de la línea protegida. La protección
debe ajustarse para no sobrealcanzar el terminal remoto y operar para faltas
cercanas.
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Protección de sobrecorriente instantánea
Ajustes:
Generalmente se ajusta para una corriente entre 125 % y el 135 % de la
mayor corriente de falta para la cual no debe operar (faltas lejanas) y menor
al 90 % de la menor corriente para la cual debe operar (faltas cercanas).
89
Instantaneous overcurrent relays
TDOC relay
TDOC relay TDOC relay TDOC relay
Instantaneous relay
Instantaneous relay
Time
Instantaneous relay
Instantaneous relay
A
B
1
Rab
C
2
Rbc
Increasing distance
from source
Figure 4.11
D
3
Rcd
4
X
F1
Rd
Increasing
fault current
Application of instantaneous relays (TDOC, time-delay overcurrent)
setting. Also, for an electromechanical instantaneous relay, the distinction between ‘go’ and ‘nogo’ is much better defined than for a time-delay, particularly an induction-disc, relay. As a result,
there is no need to set an instantaneous overcurrent relay with margins such as 200 % of load and
additionIPROSEP
to the inaccuracies of the relay itself, there is a
(IIE - UDELAR)one-third of fault current. However, inCurso:
2015
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Protección de sobrecorriente fase y tierra
Resumen
- Las protecciones de sobrecorriente no direccionales de fase y tierra,
tienen limitada su aplicación en las líneas de trasmisión. Esto es debido
a que en las líneas, generalmente, se tienen por lo menos 2 fuentes de
corriente de falta y la protección de sobrecorriente tiene que coordinar
para corriente de faltas tanto para adelante como para atrás. Esto hace
que sea muy difícil la coordinación de las protecciones de sobrecorriente
no direccionales.
- Las protecciones de sobrecorriente se aplican como protección principal
en líneas radiales de distribución y subtrasmisión.
- Para calcular los ajustes de las protecciones de sobrecorriente se debe
tener en cuenta: corriente de carga, corriente de falta, corrientes que
soportan los transformadores de corriente, línea y cable. La
característica de operación se debe elegir para que pueda coordinar con
las demás protecciones.
(IIE - UDELAR)
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Generación Distribuida
Consideraciones
- La instalación de generación distribuida (DG) ha aumentado
considerablemente en los sistemas de distribución y subtrasmisión.
- Durante las grandes perturbaciones pueden ser una fuente confiable,
pero las empresas eléctricas en general no permiten que las DG
alimenten cargas que están desconectados del sistema.
- Cuando dispara el interruptor principal, la DG puede seguir alimentando
la carga, causando sobretensiones en el sistema.
- Tanto la sobretensiones como las sobrecorrientes pueden causar daños
al equipamiento en la DG como en los clientes.
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Generación Distribuida
Protección de las interconexiones
- Las protecciones instaladas en las interconexiones desconectan a la DG
del sistema de potencia.
- La separación de la DG previene de daños.
- La detección de la condición de isla debe estar presente en el sistema de
protección de las interconexiones.
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Generación Distribuida
Detección de la condición de isla
La detección de la condición de isla se puede implementar por:
- esquemas utilizando medidas locales "local area schemes"
- esquemas basados en medidas de área amplia "wide-area schemes"
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Generación Distribuida
Esquemas utilizando medidas locales
La detección de la condición de isla usando medidas locales, se basa en el
desequilibrio entre la capacidad de la DG y la carga en la isla, que produce
cambios en la frequencia y/o en la tensión.






Para estos esquemas de detección, se utilizan funciones de tensión y
frecuencia.
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Generación Distribuida
Esquemas utilizando medidas de área amplia
Los esquemas de detección de la condición de isla mediante esquemas de
área amplia, comprende:
- esquemas basados en la configuración del sistema de potencia
Que precisa de vinculos de comunicación para:
- Transferencia de disparo directa al interruptor de la DG, cuando dispara
el interruptor principal.
- Enviar el estado del interruptor de la DG a la subestación, para confirmar
la DG esta abierta.
- Enviar el estado de todos los interruptores involucrados en el esquema.
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Generación Distribuida
Esquemas utilizando medidas de área amplia
Los esquemas de detección de la condición de isla mediante esquemas de
área amplia, comprende:
- esquemas basados en sincrofasores
Consiste en un sistema que utiliza un procesador de sincrofasores, para
procesar la información medida por una unidad de medida de sincrofasores
(PMU) instalado en la DG.
El procesador de sincrofasores mide la diferencia angular entre tensiones, la
velocidad de cambio de la frecuencia y la velocidad de cambio de la derivada
de la frecuencia.
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