INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA “PROTECCIONES ELÉCTRICAS EN SUBESTACIÓN SAN FRANCISCO 85-23kV/30 MVA” TESIS QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA PRESENTAN ARROYO CASTILLO JESÚS EDUARDO GUADARRAMA RENDÓN EDGAR ASESORES: ING. WILFRIDO SÁNCHEZ GARCÍA ING. RAIBEL UREÑA OLIVARES DR. DAVID SEBASTIAN BALTAZAR iii EL ARTE Y LA CIENCIA La belleza de las protecciones radica en conjugar ambas partes. ÍNDICE CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN ............................................................................. 1 1.1 Introducción .............................................................................................................................. 1 1.2 Objetivos específicos ................................................................................................................. 3 1.3 Justificación ............................................................................................................................... 4 1.4 Alcances y limitaciones ............................................................................................................. 5 CAPÍTULO 2 CORTOCIRCUITO ............................................................................ 6 2.1Introducción ............................................................................................................................... 6 2.2 Definición de cortocircuito. ....................................................................................................... 7 2.2.1 Origen y consecuencia del cortocircuito. ........................................................................... 7 2.2.2 Corrientes de cortocircuito simétrica y asimétrica. ........................................................... 9 2.2.3 Efectos dinámicos de la corriente de cortocircuito ......................................................... 11 2.2.4 Efectos térmicos de la corriente de cortocircuito. .......................................................... 11 2.3. Tipos de cortocircuito............................................................................................................. 11 2.3.1. Cortocircuito monofásico. ............................................................................................... 12 2.3.2. Cortocircuito bifásico. ..................................................................................................... 12 2.3.3 Cortocircuito trifásico. ...................................................................................................... 13 2.4 Fuentes de aportación a la corriente de cortocircuito............................................................ 13 2.4.1 Generadores ..................................................................................................................... 14 2.4.2 Motores síncronos ........................................................................................................... 14 2.4.3 Motores de inducción ...................................................................................................... 14 2.5 Método de las componentes Simétricas. ................................................................................ 15 2.6 Métodos de cálculo de cortocircuito. ..................................................................................... 18 2.6.1 Método Zbus y Ybus. ........................................................................................................ 18 2.6.2. Método de las impedancias. ........................................................................................... 20 2.6.3. Método convencional. .................................................................................................... 21 2.6.4. Método por norma IEC 60909. ........................................................................................ 21 CAPÍTULO 3 FILOSOFÍA DE PROTECCIÓN POR RELEVADORES ................. 22 3.1. Introducción ........................................................................................................................... 22 3.2 Criterios de diseño para la protección por relevadores. ......................................................... 23 i 3.2.1 Simplicidad ....................................................................................................................... 23 3.2.2 Selectividad ...................................................................................................................... 23 3.2.3 Economía .......................................................................................................................... 24 3.2.4 Confiabilidad .................................................................................................................... 24 3.2.5 Velocidad .......................................................................................................................... 25 3.3 Protecciones de transformador y alimentadores. .................................................................. 26 3.3.1 Protección diferencial de banco (87T) ............................................................................. 26 3.3.2 Compensación del defasamiento angular de las corrientes en una conexión Δ/Y de un transformador de potencia. ...................................................................................................... 28 3.3.3 Protección de sobrecorriente (50/51).............................................................................. 30 3.4. Nomenclatura de acuerdo ANSI ............................................................................................. 32 3.5 IDENTIFICACIÓN DE LAS SECCIONES ................................................................................... 33 3.6 Especificaciones del relevador que debe cumplir según CFE.................................................. 33 3.6.1 Registro de eventos .......................................................................................................... 34 3.6.2 Registro de fallas y oscilografía ........................................................................................ 34 3.6.3 Medición........................................................................................................................... 35 3.6.4 Características de las entradas analógicas de corriente. ................................................. 35 3.6.5 Características de las entradas analógicas de tensión ..................................................... 36 3.6.6 Número de entradas analógicas....................................................................................... 36 3.6.7 Salidas de disparo ............................................................................................................. 36 3.6.8 Salidas digitales ................................................................................................................ 36 3.6.9 Entradas digitales ............................................................................................................. 37 3.6.10 Número de contactos para salida de disparo ................................................................ 37 3.6.11 Número de contactos de salida digitales ....................................................................... 37 3.6.12 Número de entradas digitales ........................................................................................ 37 3.6.13 Montaje .......................................................................................................................... 38 3.6.14 Características de la caja ................................................................................................ 38 3.6.15 Interfaz humano-máquina (IHM) ................................................................................... 39 3.6.16 Programa (Software) de aplicación ................................................................................ 39 3.6.17 Niveles de acceso ........................................................................................................... 40 3.6.18 Primer nivel de acceso ................................................................................................... 40 3.6.19 Segundo nivel de acceso ................................................................................................ 40 ii 3.6.20 Modos de disparo........................................................................................................... 41 3.6.21 Grupos de ajustes ........................................................................................................... 41 3.6.22 Puertos de comunicación ............................................................................................... 41 3.6.23 Puertos de comunicación para acceso local .................................................................. 41 3.6.24 Puertos de comunicación para acceso remoto o para integración a un sistema de adquisición de datos ................................................................................................................. 42 3.7. Políticas para la filosofía de protección apegadas a CFE........................................................ 42 3.7.1 Ajustes de los relevadores 51T y 51 NT............................................................................ 43 3.7.2 Ajustes de los relevadores 50/51. .................................................................................... 44 3.8. Relevador Microprocesado. ................................................................................................... 45 3.9. Relevador microprocesado SEL 351 ....................................................................................... 47 3.9 Especificaciones relevador SEL-351 ........................................................................................ 47 CAPÍTULO 4 ESTADO ACTUAL DE LA SUBESTACIÓN SAN FRANCISCO .... 49 4.1 Introducción ............................................................................................................................ 49 4.2 Homologación de los esquemas de protección en Subestación San Francisco de acuerdo a la especificación CFE G0000-81”Características Técnicas para Relevadores de Protección”........... 50 4.2.1 Sobrecorriente (50/51)..................................................................................................... 50 4.2.1.1 Protección de alimentador........................................................................................ 50 4.2.1.2 Protección de respaldo para transformador. ............................................................ 51 4.2.1.3 Protección de respaldo para neutro de transformador ............................................ 51 4.2.2 Diferencial del transformador (87T)................................................................................. 51 4.3 Esquemas de protección. ....................................................................................................... 52 4.3.1 Esquema de protección de la compañía LyFC. ................................................................. 52 4.3.1.1 Protección de bancos de potencia para distribución 85/23 kV conexión ∆/Y. ......... 53 4.3.1.1.1 Relevadores que forman el esquema de protección de respaldo del transformador. .................................................................................................................. 53 4.3.1.2 Protección de alimentadores de 23 kV. .................................................................... 54 4.3.2 Esquemas normalizados de protección de CFE. ............................................................... 55 4.3.2.1 Protección de Transformadores de Potencia de dos devanados conectados en ∆/Y mayores de 10 MVA. ............................................................................................................. 56 4.3.2.2 Protección de alimentadores de 23 kV. .................................................................... 57 4.4 Tableros de protección............................................................................................................ 58 4.4.1 Fuente de alimentación de VCD ....................................................................................... 59 iii 4.4.2 Fuente de alimentación de VCA ....................................................................................... 59 4.4.3 Equipos primarios a los que estará asociado ................................................................... 59 4.4.4 Control supervisorio. ........................................................................................................ 59 4.4.5 Equipamiento de secciones tipo para transformadores .................................................. 60 4.5 Puesta a punto y puesta en servicio de los esquemas de protección de la subestación San Francisco........................................................................................................................................ 62 4.5.1 Pruebas a los esquemas de protección. .......................................................................... 63 4.5.1.1 Inspección visual de ajustes en el relevador ............................................................. 64 4.5.1.2 Terminales de prueba ............................................................................................... 64 4.5.1.3 Verificación de relevador de sobrecorriente de tiempo (51) ................................... 64 4.5.1.4 Verificación de relevador de sobrecorriente instantáneo (50) ................................. 65 4.5.2.3. Inyección de corriente al esquema. ......................................................................... 67 CAPÍTULO 5 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ........................................ 68 5.1 Introducción ............................................................................................................................ 68 5.2. Alimentadores primarios........................................................................................................ 69 5.2.1 Clasificación ...................................................................................................................... 69 5.3 Protección de alimentadores .................................................................................................. 70 5.3.1 Ajustes de las unidades de tiempo de sobrecorriente para alimentadores. ....................... 70 5.3.2 Ajustes de las unidades instantáneas de sobrecorriente para alimentadores. ............... 71 5.4 Criterios de coordinación de protecciones de sobrecorriente. .............................................. 71 5.4.1 Criterio de coordinación relevador-restaurador. ............................................................. 73 5.4.2 Criterio de coordinación relevador – fusible.................................................................... 75 5.4.3 Criterio de coordinación relevador - seccionalizador. ..................................................... 77 5.4.4 Criterio de coordinación relevador-seccionalizador-fusible. ........................................... 77 5.5 Coordinación de protecciones en subestación San Francisco ................................................ 78 5.5.1 Cálculo de ajustes para protección del transformador y alimentadores ......................... 78 5.5.2 Cálculo de ajustes de protección de sobrecorriente en alimentadores y transformador. ................................................................................................................................................... 80 5.5.2.1 Protecciones de sobrecorriente en el transformador............................................... 81 5.5.2.1.1 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo en el lado de alta tensión. ........................................................................................................................................... 81 5.5.2.1.2 Protección de sobrecorriente al neutro del transformador en el lado de baja tensión............................................................................................................................... 82 iv 5.5.2.2. Protecciones de sobrecorriente en alimentadores .................................................. 83 5.5.2.2.1. Protección de sobrecorriente instantánea en alimentadores (50F). ................ 83 5.5.2.2.1.1 Protección de sobrecorriente instantánea de fases en alimentadores (50F) ....................................................................................................................................... 84 5.5.2.2.1.2 Protección de sobrecorriente instantánea al neutro en alimentadores (50N) ....................................................................................................................................... 84 5.5.2.2.2 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo en alimentadores. ......... 85 5.5.2.2.2.1 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo de fases en alimentadores. .............................................................................................................. 85 5.5.2.2.2.2 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo al neutro en alimentadores. .............................................................................................................. 86 5.5.3 Cálculo de ajustes de protección diferencial de porcentaje del Transformador ............. 93 Conclusiones ....................................................................................................... 96 Bibliografía........................................................................................................... 99 APENDICE .......................................................................................................... 101 A1.- Esquematico de proteccion de la subestacion San Francisco ......................................... 101 A2.- Diagrama unifilar con zonas de proteccion. .................................................................... 101 v ÍNDICE DE FIGURAS Capítulo 2 Figura 2. 1 Envolvente de corriente simétrica.............................................................................. 9 Figura 2. 2 Envolvente de corriente asimétrica ......................................................................... 10 Figura 2. 3 Envolvente de corriente asimétrica ......................................................................... 10 Figura 2. 4 Cortocircuito monofásico........................................................................................... 12 Figura 2. 5 Cortocircuito bifásico.................................................................................................. 13 Figura 2. 6 Cortocircuito Trifásico ............................................................................................... 13 Figura 2. 7 Fasores de secuencia positiva ................................................................................ 16 Figura 2. 8 Fasores de secuencia negativa .............................................................................. 16 Figura 2. 9 Fasores de secuencia cero...................................................................................... 16 Capítulo 3 Figura 3. 1 Protección diferencial de banco ............................................................................... 26 Figura 3. 2 Caracteristica de operación de la proteccion diferencial...................................... 27 Figura 3. 3 Compensacion de las corrientes del transformador ............................................. 29 Figura 3. 4 Curvas de tiempo corriente para cada característica de operación ................... 31 Figura 3. 5 Relevador microprocesado en forma esquematica .............................................. 47 Capítulo 4 Figura 4. 1 Diagrama esquemático de protecciones de LyFC ................................................ 55 Figura 4. 2 Diagrama esquemático de protecciones de CFE .................................................. 58 Capítulo 5 Figura 5. 1 Esquema de proteccion de alimentador primario .................................................. 70 Figura 5. 2 Coordinacion Relevador-Restaurador..................................................................... 74 Figura 5. 3 Arreglo de alimentador primario con falla ............................................................... 75 Figura 5. 4 Coordinación relevador-fusiblen con operación selectiva de la unidad instantanea. ..................................................................................................................................... 75 Figura 5. 5 Coordinacion relevador-fusible ................................................................................ 76 Figura 5. 6 Coordinación de protecciones para falla trifásica en el bus de 23kV ................ 89 Figura 5. 7 Coordinación de protecciones para falla monofásica en el bus de 23kV .......... 90 Figura 5. 8 Coordinación de protecciones para falla trifásica al próximo elemento de protección ........................................................................................................................................ 91 Figura 5. 9 Coordinación de protecciones para falla monofásica al próximo elemento de protección ........................................................................................................................................ 92 vi INDICÉ DE TABLAS Capítulo 3 Tabla 3. 1 Identificación por tensiones de operación ............................................................... 32 Tabla 3. 2 Identificación por protecciones primarias para líneas y alimentadores .............. 32 Capítulo 4 Tabla 4. 1 Intervalo de ajuste de la función 87T ........................................................................ 52 Capítulo 5 Tabla 5. 1 Criterios utilizados en el transformador .................................................................... 79 Tabla 5. 2 Criterios utilizados en alimentadores........................................................................ 79 vii GLOSARIO DE TÉRMINOS Y VARIABLES UTILIZADAS CFE = Comisión Federal de Electricidad LyFC = Luz y Fuerza del Centro RTC = Relacion de transformación C.D. = Corriente Directa C.A. = Corriente Alterna Hz = Hertz Va1,Vb1,Vc1 = Tensiones de secuencia positiva Va2, Vb2,Vc2 = Tensiones de secuencia negativa Va0,Vb0,Vc0 = Tensiones de secuencia cero a = operador 1∟120° VA = Tension en la fase A VB = Tension en la fase B VC = Tension en la fase C YBUS (+) = Matriz de admitancias de secuencia positiva YBUS (−) = Matriz de admitancias de secuencia negativa YBUS (0) = Matriz de admitancias de secuencia cero ZBUS (+) = Matriz de impedancias de secuencia positiva ZBUS (−) = Matriz de impedancias de secuencia negativa ZBUS (0) = Matriz de impedancias de secuencia cero 𝐸1 = tensión de secuencia positiva en el punto de falla 𝐼𝑐𝑐3𝛷 = corriente de cortocircuito trifásica 𝐼𝑐𝑐1𝛷 = corriente de cortocircuito monofásica TC = Transformador de Corriente 𝑍 = suma de las impedancias de una red eléctrica viii 𝑚𝑚2 = milímetros cuadrados kV = tensión en kilovolts 𝐷𝑦1 = defasamiento angular de 30° en una conexión de transformador delta-estrella DAB = sentido de la secuencia de fases en una conexión en delta Pick-Up = corriente mínima de operación para relevadores de sobre corriente Vcc = tensión de corriente directa A = Ampere In = corriente nominal VA = Volt-Ampers ∆ = Conexión delta de los devanados del transformador Y = Conexión estrella de los devanados del transformador ix IPN CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN 1.1 Introducción En la actualidad el Sistema Eléctrico de Potencia va en constante crecimiento, ya sea con la implementación de nuevas cargas, o con la puesta en servicio de nuevas plantas generadoras, dicho sistema está conformado de diferentes circuitos eléctricos. Un circuito eléctrico cuenta con varios componentes necesarios para poder llevar a cabo su tarea que es el transporte de energía eléctrica, dichos componentes tienen una función específica la cual contribuye al transporte y distribución de energía eléctrica. Se sabe que los elementos de un sistema de potencia, en su gran mayoría, son muy costosos, tanto en mantenimiento como en su adquisición, es por ello que se buscan proteger de todo tipo de situaciones que pueda alterar la funcionalidad o en una situación extrema dañarlo. Para el funcionamiento correcto y eficiente de una red eléctrica es necesario contar con transformadores de corriente y de potencial (transformadores de instrumento o medición), interruptores encargados de conectar o desconectar circuitos, seccionadores, restauradores, fusibles. Los instrumentos de medición son necesarios para obtener información de las variables eléctricas, para realizar diferentes tipos de estudios, por ejemplo, la protección del sistema eléctrico de potencia. Debido a la incorporación de nuevas cargas y centrales es necesario tener una red que se adecue a la evolución del sistema eléctrico de potencia, ya sea con la creación de nuevas subestaciones o con la modernización de las subestaciones existentes. ESIME-ZAC 1 IPN En la nueva división Valle de México Sur de CFE, en el área de Toluca se encuentra una subestación de nombre “San Francisco” la cual presenta diversas deficiencias, ya sea por los equipos los cuales son ineficientes, por falta de mantenimiento o por la tecnología obsoleta del equipo, por estas razones es necesario realizar los estudios correspondientes para obtener una mejor y renovada coordinación de protecciones, la cual permitirá tener un sistema más seguro, estable y eficiente. La coordinación protecciones tiene como finalidad contar con un sistema seguro de acuerdo a sus diferentes protecciones presentadas en dicha red eléctrica, mediante la detección de la falla y protección del sistema ante dicha falla, tratando de desconectar el equipo eléctrico en riesgo, y así proteger la instalación y tratar de minimizar la interrupción del servicio de energía eléctrica. 1.2 Objetivo. Analizar los esquemas de protección ubicadas en la subestación “San Francisco 85/23 kV 30 MVA” con la finalidad de proponer la renovación de equipos y la aplicación vigente de la normatividad de la CFE, en cuanto a los criterios de ajuste y coordinación de protecciones. ESIME-ZAC 2 IPN 1.2 Objetivos específicos En la Subestación Eléctrica San Francisco que opera con 4 alimentadores en 2 módulos conectados en anillo para su coordinación de protecciones requiere: Realizar el cambio de relevadores digitales por relevadores microprocesados con tecnología de punta para una mejor operación de la subestación. Determinar y analizar las corrientes de corto circuito para verificar las capacidades de corto circuito de dispositivos de protección y tableros, con la finalidad de aplicarlo en el estudio de coordinación de protecciones. Utilizar el software ASPEN para la simulación de fallas y así poder realizar la coordinación correcta de protecciones. Cumplir con la normatividad especificada por CFE para la protección de la subestación San Francisco. Estos puntos habrán de estar presentes a lo largo del proyecto, el cual tiene los siguientes objetivos específicos: Elaborar el panorama del funcionamiento de la Subestación Eléctrica San Francisco. Diagnosticar la operación de los esquemas de protección contenidos en la subestación. Diseñar un plan de acción para modernizar los relevadores el sistema de protecciones actual en la Subestación Eléctrica. Implementar el plan de acción en la Subestación Eléctrica con la colaboración de personal de CFE. Valorar la mejora alcanzada en el sistema de protecciones de la Subestación San Francisco a partir de la implementación de actividades encaminadas a la modernización del sistema protecciones. ESIME-ZAC 3 IPN 1.3 Justificación Debido a la extinción de la compañía de Luz y Fuerza del Centro encargada de la distribución y comercialización de energía eléctrica en la zona centro del país y al hacerse cargo la Comisión Federal de Electricidad de las actividades realizadas por esta empresa es necesario que todos los componentes del sistema eléctrico entren en homologación con la CFE, con el fin de tener un sistema apegado a las normas establecidas por este organismo. En este caso, se busca analizar y realizar un estudio en la Subestación San Francisco debido a que se presentan las siguientes situaciones: Equipos de protección fuera de normatividad con respecto a CFE. Fallas insipientes del esquema de protección por no cumplir con las especificaciones. Diferente filosofía en criterios de ajuste o coordinación de protecciones. Operaciones incorrectas de equipos actuales por la propia lógica o algoritmos del fabricante ARTECHE. Implementación de tecnología de punta en el sistema de protección Por estas situaciones se ha decidido realizar una renovación de equipos de protección y a la vez realizar un nuevo estudio de protección apegados a la normatividad de CFE. De esta forma se busca llegar a un sistema más eficiente para tener un servicio lo menos interrumpible de energía eléctrica y a la vez evitar el daño de equipos e instrumentos necesarios para la operación de la subestación. ESIME-ZAC 4 IPN 1.4 Alcances y limitaciones Los alcances que el proyecto presenta son los siguientes El presente proyecto pretende relacionar criterios teóricos con prácticos aprovechando la oportunidad del cambio de relevadores por falla de los instalados. Mediante la colaboración de personal de Comisión Federal de Electricidad se realizará el cambio a relevadores microprocesados para eficientizar las diferentes protecciones. Actualización de diagramas de control y esquemático de protecciones por la implementación de nuevos relevadores. Realizar un estudio de la mejora alcanzada en el área de protecciones de la subestación San Francisco a partir de la implementación de este proyecto. Las limitaciones que el proyecto presenta son las siguientes El presente proyecto en el tiempo solo comprende de 8 meses Las pruebas realizadas en forma real en la subestación, serán las menos posibles para evitar poner fuera de servicio los diferentes circuitos involucrados en esta subestación. La visita a la subestación para la obtención de algún tipo de información solo podrá ser con personal de CFE, debido a que el acceso está restringido externo a la empresa. Los encargados del proyecto solo tienen acceso en los horarios establecidos por el personal de CFE a la Subestación en estudio. Los encargados del proyecto están limitados a la toma de decisiones en forma individual y sin consulta de personal de CFE. El quipo de prueba es herramienta de trabajo de CFE por lo que el uso de este es de forma limitada. ESIME-ZAC 5 IPN CAPÍTULO 2 CORTOCIRCUITO 2.1Introducción Todos los sistemas eléctricos de potencia son diseñados para satisfacer la demanda de energía eléctrica, la cual se debe suministrar de la más alta calidad, continuidad y con la mayor seguridad posible, lamentablemente no siempre es esto posible, puesto que el sistema está expuesto a perturbaciones que afectan su estabilidad. Los sistemas eléctricos de potencia se diseñan para estar libres de fallas como sea posible, mediante el uso de equipo especializado y diseños cuidadosos, así como técnicas modernas de construcción y un mantenimiento apropiado [1]. Las fallas a las que este está expuesto el sistema eléctrico pueden ser de naturaleza permanente o de naturaleza transitoria. Las fallas de naturaleza permanente son aquellas donde la pérdida del aislamiento del sistema es permanente y no se puede recuperar, y las fallas de naturaleza transitoria son aquellas donde la pérdida del aislamiento del sistema es momentánea, lo cual significa que este es recuperable y no afecta de la misma forma que lo hacen las fallas permanentes. Una de las principales y la más común perturbación que afecta al sistema eléctrico de potencia es el cortocircuito, un cortocircuito es comúnmente causado por fallas en el aislamiento del circuito en donde se produce, y en algunos casos dependiendo de las condiciones y de la magnitud del cortocircuito se produce un arco eléctrico. Dependiendo de la magnitud, duración y los esfuerzos térmicos y mecánicos al que el cortocircuito exige al equipo en que se produce, puede dañar otros equipos y partes aledañas del sistema eléctrico. Por lo tanto es muy importante que este tipo de fallas sean aisladas lo más rápido posible del sistema eléctrico, lo cual es función de las protecciones que se encargan de librar estas fallas. ESIME-ZAC 6 IPN En un sistema eléctrico trifásico la magnitud de la corriente de cortocircuito depende del tipo de falla que se produzca. La falla de mayor magnitud es la falla trifásica, es decir, la falla entre las tres fases que integra el sistema y la de menor magnitud es la falla monofásica a tierra. Siendo la falla trifásica la falla con menor probabilidad de ocurrencia y la falla monofásica a tierra con la mayor probabilidad de ocurrencia. Es imperativo tener en cuenta la corriente de cortocircuito al momento de diseñar un sistema eléctrico de potencia, así como las protecciones eléctricas que le brindaran protección contra esta corriente de cortocircuito. Ya que esto permitirá brindar un servicio de calidad y mantener el sistema seguro ante eventualidades que puedan presentarse. 2.2 Definición de cortocircuito. Un cortocircuito es una conexión anormal (incluido el arco eléctrico) de relativamente baja impedancia, ocasionada de forma accidental o intencional, entre dos puntos de diferente potencial [2]. Un cortocircuito ocasiona una corriente denominada corriente de cortocircuito, el máximo valor de dicha corriente está directamente relacionado con la capacidad del sistema eléctrico de potencia que suministra energía al circuito en donde se produce la falla que origina la corriente de cortocircuito, y es independiente de la corriente de carga del circuito. Los factores que determinan la magnitud y la duración de la corriente de cortocircuito son el tipo de falla, las fuentes que aportan corriente a la corriente de falla y la impedancia presente entre dichas fuentes y el punto de cortocircuito [3]. 2.2.1 Origen y consecuencia del cortocircuito. Los sistemas eléctricos de potencia están diseñados para estar libre de fallas tanto como sea posible a través de un cuidadoso diseño del sistema y utilizando el equipo apropiado para proteger al sistema de posibles perturbaciones, además de un continuo mantenimiento de este mismo equipo. Sin embargo, a pesar de tomar ESIME-ZAC 7 IPN todas las precauciones, las fallas se producen en el sistema. Algunas causas probables de este tipo de fallas son [3]: Presencia de animales en el equipo. Equipos conectados erróneamente. Fuentes de tensión. Deterioro del aislamiento por envejecimiento. Voltaje o estrés mecánico aplicado a los equipos. Acumulación de contaminación (suciedad) y humedad. La intrusión de objetos metálicos o conductores de la electricidad en los equipos. Otro tipo de causas de origen indeterminado. Cuando ocurre un cortocircuito, se presentan diversas situaciones que se manifiestan con distintos fenómenos, como son [3]: Las corrientes de cortocircuito suelen ser de gran magnitud por lo que introducen una gran cantidad de energía al sistema. En el punto de falla puede producirse un arco eléctrico, que podría dañar al equipo adyacente e incluso provocar daño al personal que se encuentre cercano a él. Las máquinas eléctricas rotatorias (motores y generadores) pueden contribuir a la corriente de cortocircuito en caso de presentarse en el sistema. Todos los componentes por los cuales fluye la corriente de cortocircuito se ven sometidos a esfuerzos térmicos y mecánicos provocados por la magnitud de la corriente de falla. La tensión del sistema cae en proporción a la magnitud de la corriente de cortocircuito. La máxima caída de tensión ocurre en el punto de la falla (cero para una falla con arco eléctrico), pero en todo el sistema se ve sujeto a caídas de tensión. ESIME-ZAC 8 IPN 2.2.2 Corrientes de cortocircuito simétrica y asimétrica. Los términos “corriente simétrica y asimétrica” describe la forma de onda de la corriente altera alrededor del eje cero. Si la envolvente de los picos negativos y positivos de la onda de corriente es simétrica alrededor del eje cero, se le llama “envolvente de corriente simétrica” como se muestra en la figura 2.1. Si la envolvente de los picos positivo y negativo no es simétrica alrededor del eje cero, se le llama “envolvente de corriente asimétrica” como se muestra en la figura 2.2. La envolvente es una línea que se traza sobre los picos o las crestas de las ondas [3]. Figura 2. 1 Envolvente de corriente simétrica ESIME-ZAC 9 IPN Figura 2. 2 Envolvente de corriente asimétrica Las corrientes de cortocircuito generalmente son asimétricas durante los primeros ciclos después que ocurra el cortocircuito y contiene dos componentes, una componente de corriente directa (C.D.) y una de corriente alterna (C.A.). La componente de C.D. se muestra en la figura 2.3, esta componente gradualmente decae a cero después de un par de ciclos. Una onda típica asimétrica de corriente de cortocircuito se muestra en la figura 2.2. Figura 2. 3 Envolvente de corriente asimétrica ESIME-ZAC 10 IPN 2.2.3 Efectos dinámicos de la corriente de cortocircuito Los efectos dinámicos de las corrientes de cortocircuito son de doble naturaleza, ya sea porque están relacionados con la dilatación térmica de los materiales o por las fuerzas de atracción y repulsión que se manifiestan durante la perturbación. Estos esfuerzos dinámicos provocan esfuerzos de naturaleza mecánica en las partes rígidas de las instalaciones como pueden ser las barras rígidas en las subestaciones eléctricas, los tableros de fuerza, etc. [4]. En el caso de los cables de potencia, por lo general cuando tienen aislamiento de polietileno se deforman por las bruscas elevaciones de temperatura, mientras que en el caso de medios aislantes con diferentes coeficientes de dilatación se tienen deformaciones menos apreciables. Las deformaciones en los cables están por lo tanto estrechamente relacionadas con sus características constructivas [4]. 2.2.4 Efectos térmicos de la corriente de cortocircuito. Las consecuencias térmicas de las corrientes de cortocircuito sobre las instalaciones aún cuando en la primera etapa no tienen mucha importancia, después, cuando la energía térmica acumulada se difunde a todas la partes no metálicas de la instalación, puede provocar problemas severos. Lo cual puede presentarse cuando corrientes de cortocircuito muy elevadas en unos cuantos segundos, ademas cuando los medios refrigerantes y los aislamientos no tienen el tiempo suficiente para absorber la sobretemperatura que se presenta de improviso. Los puntos más delicados y fáciles de ceder son es este caso las partes metálicas mecánicamente más frágiles, donde el considerable efecto térmico se suma a las solicitaciones dinámicas producidas por las corrientes de cortocircuito [4]. 2.3. Tipos de cortocircuito Los cortocircuitos o fallas, pueden ocurrir en un sistema eléctrico de potencia trifásico en distintas formas. El dispositivo de protección encargado de desconectar el circuito en caso de que se presente alguna falla, debe tener la ESIME-ZAC 11 IPN capacidad de interrumpir cualquier tipo de falla que se pueda presentar, las fallas que se pueden presentar son las que se indican a continuación: 2.3.1. Cortocircuito monofásico. Es la corriente que se presenta cuando ocurre una falla entre una línea y la tierra como se muestra en la figura 2.4, la falla sólida de fase es por lo general igual o ligeramente menor que la falla trifásica, excepto cuando se conectan los neutros a tierra a través de un valor elevado de impedancia, donde el valor de corriente es significativamente menor [1]. Un cortocircuito monofásico generalmente es del tipo más común de fallas que se presentan en un sistema eléctrico de potencia, el cual tiene una ocurrencia del 80% de los casos [5,6]. Figura 2. 4 Cortocircuito monofásico 2.3.2. Cortocircuito bifásico. Esta tipo de falla se presenta cuando dos fases se conectan entre sí físicamente o por medio de un arco eléctrico como se muestra en la figura 2.5. En la mayoría de los sistemas trifásicos, los niveles de falla sólida de fase a fase son de aproximadamente el 87% de la corriente de falla trifásica, debido a esto, el cálculo de esta falla no siempre se requiere, ya que no representa el valor máximo [1]. Este tipo de cortocircuitos generalmente se producen en el 15% de las veces cuando ocurre una falla en un sistema eléctrico de potencia [5,6]. ESIME-ZAC 12 IPN Figura 2. 5 Cortocircuito bifásico 2.3.3 Cortocircuito trifásico. Una falla trifásica describe la condición en que los tres conductores, es decir, las tres fases se unen físicamente con un valor muy bajo de impedancia entre ellas, mostrada en la figura 2.6. Este tipo de condiciones de falla no es el más frecuente en ocurrencia, pero por lo general, es de mayor valor que todas las otras fallas. Este tipo de falla se presenta en solo en 5% de las veces que ocurre una falla en un sistema eléctrico de potencia [5,6]. Figura 2. 6 Cortocircuito Trifásico 2.4 Fuentes de aportación a la corriente de cortocircuito. Cuando ocurre una falla en algún punto de la red eléctrica y genera una corriente de cortocircuito, la magnitud de dicha corriente está dada por la magnitud de corriente que puedan aportar los equipos eléctricos de generación de energía eléctrica cercanos al punto de falla. ESIME-ZAC 13 IPN 2.4.1 Generadores Los generadores eléctricos están conectados por turbinas o primo motores, de modo que cuando ocurre un cortocircuito alimentado por el generador, este tiende a seguir produciendo voltaje debido a que la excitación del campo se mantiene y el primo motor continúa accionado al generador a la velocidad nominal. El voltaje generado produce una corriente de cortocircuito de gran magnitud que circula del generador al punto del cortocircuito. El valor de esta corriente, se encuentra limitado solo por la impedancia del generador [1]. 2.4.2 Motores síncronos Los motores síncronos son construidos de manera similar a los generadores, tienen un devanado de campo excitado por corriente directa y un devanado del estator por el cual circula la corriente alterna. Cuando se presenta un cortocircuito en el sistema, el voltaje se reduce a un valor muy bajo. En consecuencia, el motor suspende la entrega de energía a la carga mecánica e inicia su frenado lentamente. Sin embargo, debido a la inercia de la carga y del rotor, este continúa girando, esto quiere decir que la energía rotatoria de la carga y el rotor manejan al motor síncrono justamente, como el primo motor maneja al generador. En estas condiciones, el motor síncrono se convierte en generador y delibera corriente de cortocircuito por varios ciclos después de que ocurrió la falla [1]. El valor de la corriente de cortocircuito producida por el motor depende de la impedancia del mismo y del sistema al punto donde ocurre el cortocircuito [7]. 2.4.3 Motores de inducción La inercia de la carga y el rotor de un motor de inducción, tiene el mismo efecto sobre un motor de inducción que en un motor síncrono, es decir, que el motor se mantiene funcionando después de que ocurre el cortocircuito en el sistema [1]. La diferencia entre el motor de inducción y el motor síncrono radica en que el motor de inducción no posee un devanado de excitación de corriente continua en su ESIME-ZAC 14 IPN rotor, pero existe el flujo que permanece de manera residual en el rotor después de haber cesado su operación normal. El flujo del rotor permanece normal en la medida que el voltaje es aplicado al estator por la fuente externa. Sin embargo, si la fuente externa de voltaje fuera súbitamente removida, como ocurre cuando se presenta un cortocircuito en el sistema, el flujo en el rotor no decae instantáneamente. Debido a que el flujo no puede decaer instantáneamente y la acción de la inercia de las partes rotatorias del motor de inducción mantienen girando al rotor, se genera una tensión en el devanado del estator inducida por el flujo del rotor, esto produce una corriente que circula hacia el punto de falla, hasta que el flujo del rotor decae a cero. Esta corriente decae casi por completo en aproximadamente 4 ciclos (para una frecuencia de 60 Hz), esto se debe a que el flujo no es suficiente para mantener la corriente por mucho tiempo [1]. La magnitud de la corriente producida por un motor de inducción, depende de la impedancia del propio motor y de la impedancia del sistema en el punto en que ocurre la falla. Dicha impedancia del motor de inducción en el momento del cortocircuito corresponde muy aproximadamente a la impedancia a rotor bloqueado. En consecuencia, el valor inicial de la corriente del motor de inducción al ocurrir un cortocircuito, es aproximadamente igual al valor de la corriente de arranque a rotor bloqueado del motor [1]. 2.5 Método de las componentes Simétricas. El método de las componentes simétricas consiste en descomponer un sistema desbalanceado de n fasores relacionados en un sistema de n fasores balanceados llamadas componentes simétricas. Los n fasores de casa conjunto de componentes son iguales en longitud, y los ángulos entre fasores adyacentes de un conjunto son iguales [6]. Los conjuntos balanceados de componentes son: ESIME-ZAC 15 IPN Componentes de secuencia positiva (figura 2.7): consiste en tres fasores de igual magnitud y desplazados 120° uno de otro, los cuales tienen la misma secuencia que los fasores originales. Figura 2. 7 Fasores de secuencia positiva Componentes de secuencia negativa (figura 2.8): consiste en tres fasores de igual magnitud y desplazados 120° uno de otro, los cuales tienen una secuencia de fases opuesta a los fasores originales. Figura 2. 8 Fasores de secuencia negativa Componentes de secuencia cero (figura 2.9): consiste en tres fasores de igual magnitud y sin desplazamiento uno de otro. Figura 2. 9 Fasores de secuencia cero ESIME-ZAC 16 IPN Para poder relacionar entre las componentes simétricas de distinta secuencia se hace uso de operador a el cual es un vector de magnitud unitaria y módulo de 120°, sobre el plano complejo. Si las relaciones de las componentes simétricas se les aplica el operador a quedaría de la siguiente manera: 𝑉𝐴 = 𝑉𝑎0 + 𝑉𝑎1 + 𝑉𝑎2 (2.1) 𝑉𝐵 = 𝑉𝑎0 + 𝒂𝟐 (𝑉𝑎1 ) + 𝒂(𝑉𝑎2 ) (2.2) 𝑉𝐶 = 𝑉𝑎0 + 𝒂(𝑉𝑎1 ) + 𝒂𝟐 (𝑉𝑎2 ) (2.3) Representándolo de forma matricial: 𝑉𝐴 1 𝑉𝐵 = 1 𝑉𝐶 1 𝑉𝑎0 𝑉𝑎1 = 𝑉𝑎2 1 3 1 𝒂2 𝒂 𝑉𝑎0 1 𝒂 × 𝑉𝑎1 𝑉𝑎2 𝒂2 1 1 1 𝒂 1 𝒂𝟐 𝑉𝐴 1 2 × 𝑉 𝒂 𝐵 𝑉𝐶 𝒂 (2.4) (2.5) Con lo cual se está en posibilidades de calcular cantidades de fase, conocidas las componentes simétricas y calcular las componentes simétricas en función de las cantidades de fase [8]. Las relaciones anteriores son también aplicables al análisis de las corrientes. Lo anterior es válido siempre y cuando se respeten estrictamente las reglas que limitan el uso de las componentes simétricas [8] que son: ESIME-ZAC 17 IPN 1. Voltajes de secuencia positiva, negativa y cero, inducen únicamente corrientes de secuencia positiva, negativa y cero, respectivamente. 2. Corrientes de determinada secuencia, solo podrán producir voltajes de esa misma secuencia. 3. Los elementos activos de la red, solo generan voltaje de secuencia positiva. 4. Los voltajes de secuencia negativa y cero se consideran generados en el punto de falla; disminuyendo en magnitud tan pronto se alejan de ese punto. 5. El voltaje de secuencia positiva es cero en el punto de falla y máximo en los puntos de generación. 6. Las corrientes de secuencia cero al estar en fase y ser del mismo tamaño, necesitan de un neutro para retornar. 2.6 Métodos de cálculo de cortocircuito. Existen diversos métodos para determinar la magnitud de la corriente de cortocircuito, cada método se utiliza dependiendo de la red o sistema donde se pretende realizar el cálculo de dicha corriente. 2.6.1 Método Zbus y Ybus. Para realizar este método se hacen las siguientes suposiciones: No se toman en cuenta las cargas conectadas al sistema que no sean motores, ni otras conexiones de fase a neutro, como las que representa la capacitancia de las líneas de transmisión o la excitación de los transformadores. Esto equivale a considerar que antes de la falla no circula ninguna corriente por la red [9]. Si no se conocen los voltajes que existen en los distintos puntos de la red antes de que ocurra una falla, puede considerarse que su valor expresado en por unidad es igual a uno [9]. Este método requiere de los siguientes pasos: ESIME-ZAC 18 IPN 1. Construir las redes de secuencia positiva, negativa y cero, del sistema a analizar. 2. Formar las matrices 𝑌𝐵𝑈𝑆 YBUS ( ) + , 𝑌𝐵𝑈𝑆 Y11 Y12 Y21 Y22 Yn1 Yn 2 − , 𝑌𝐵𝑈𝑆 0 : Y1n Y2n Ynn (2.6) El tamaño de dicha matriz dependerá del número de nodos de la red. Los elementos dentro de la diagonal principal de la matriz corresponden a la suma de las admitancias conectadas nodo correspondiente, y los elementos fuera de la diagonal corresponden al negativo de la admitancia del elemento conectado entre ambo nodos. Si no hay elemento conectado entre dos nodos, la admitancia es cero, lo cual significa que la impedancia entre los dos nodos tiende a infinito. Las demás matrices se construyen de igual manera, con sus respectivas redes de secuencia. 3. Determinar las matrices de impedancias de red 𝑍𝐵𝑈𝑆(+) , 𝑍𝐵𝑈𝑆(−) y 𝑍𝐵𝑈𝑆(0) . −1 𝑌𝐵𝑈𝑆 (+) = 𝑍𝐵𝑈𝑆 (+) (2.7) −1 𝑌𝐵𝑈𝑆(−) = 𝑍𝐵𝑈𝑆 (−) (2.8) −1 𝑌𝐵𝑈𝑆(0) = 𝑍𝐵𝑈𝑆(0) (2.9) 4. Al haber obtenido las matrices de impedancia de red de las respectivas secuencias, se procede a aplicar las fórmulas para el cálculo de cortocircuito trifásico y monofásico en el nodo respectivo que se desee calcular, es decir, que se tienen que realizar los cálculos con las ESIME-ZAC 19 IPN impedancias obtenidas en la matriz en la diagonal principal en el respectivo nodo (elemento 𝑍𝑛𝑛 ). Posteriormente haciendo uso de la componentes simétricas, para el cálculo de las corrientes de falla se obtienen las siguientes fórmulas. Para la corriente de cortocircuito monofásica: Icc1Φ= 3𝐸1 (2.10) 𝑍𝑛𝑛 (+) +𝑍𝑛𝑛 (−) +𝑍𝑛𝑛 (0) Para la corriente de cortocircuito trifásico: Icc3Φ= 𝐸1 (2.11) 𝑍𝑛𝑛 (+) 2.6.2. Método de las impedancias. El método de las impedancias permite calcular las corrientes de falla en cualquier punto de una instalación, con una precisión aceptable. Consiste en sumar separadamente las diferentes resistencias y reactancias del circuito donde ocurre la falla, añadiendo después las aportaciones del generador, hasta el punto considerado; después se calcula también la impedancia correspondiente. La corriente de cortocircuito se obtiene aplicando la ley de Ohm para la corriente de cortocircuito trifásica como lo indica la ecuación 2.12: 𝐼𝑐𝑐 = 𝑉𝐿𝐿 3 (2.12) 𝑍 Para aplicar este método es imprescindible conocer todas las características de los diferentes elementos del circuito donde ocurre la falla [5]. ESIME-ZAC 20 IPN 2.6.3. Método convencional. Este método permite calcular las corrientes de cortocircuito mínimas y las corrientes de falla en el extremo de una red, sin conocer las impedancias o las corrientes de cortocircuito de la instalación arriba del circuito considerado. Se basa en la hipótesis de que la tensión en el origen del circuito, durante el tiempo de cortocircuito, es igual al 80% de la tensión nominal. Este método no tiene en cuenta la reactancia de los conductores para secciones inferiores a 150 𝑚𝑚2 . Este método se usa sobre todo para los circuitos finales suficientemente alejados de las fuentes de alimentación. No se puede utilizar en circuitos alimentados por un alternador [5]. 2.6.4. Método por norma IEC 60909. La norma IEC 60909 se aplica a todas las redes, radiales y malladas, hasta 550 kV [5]. Se basa en el teorema de Thevenin, consiste en calcular una fuente de tensión equivalente en el punto de cortocircuito para, posteriormente, determinar la corriente en ese mismo punto. Todas las alimentaciones de la red y las máquinas síncronas y asíncronas se sustituyen por sus impedancias (secuencia positiva, secuencia negativa y secuencia cero). Con este método se desprecian todas las capacidades de línea y las admitancias en paralelo de las cargas no rotativas, salvo las de secuencia cero [5]. ESIME-ZAC 21 IPN CAPÍTULO 3 FILOSOFÍA DE PROTECCIÓN POR RELEVADORES 3.1. Introducción La protección de un equipo consiste en evitar el daño parcial o total del mismo, dicha protección se logra al aislar el equipo ante la existencia de alguna sobrecorriente o sobretensión. La protección por relevadores es una característica muy importante que se implementa en los diseños de los sistemas eléctricos de potencia, dicha característica está relacionada con mantener tanto la calidad como continuidad del servicio ante eventos adversos como lo son las fallas, procurando que estas fallas se presenten mínimamente durante un tiempo corto y con esto brindar confiabilidad y seguridad al sistema. La función de proteger por relevadores está basada en la desconexión del sistema en forma parcial o total cuando el sistema comienza a funcionar anormalmente, y esto pueda generar algún daño o interfiera de forma directa con el funcionamiento eficaz del sistema. Esta protección actúa directamente sobre los interruptores, que son los elementos del sistema que desconectan el equipo defectuoso o en falla, los interruptores están localizados de tal manera que cada uno de los elementos pueda desconectarse totalmente del sistema. Un aspecto muy importante es la selección correcta de los interruptores, los cuales deben tener la capacidad suficiente para que puedan soportar momentáneamente la corriente de cortocircuito que pueda llegar a ellos y poder interrumpir esa corriente. ESIME-ZAC 22 IPN 3.2 Criterios de diseño para la protección por relevadores. Para la implementación de un sistema de protección adecuado, se debe cubrir ciertos criterios de protección, los cuales nos permiten dividir el sistema eléctrico en diferentes zonas, teniendo en cada zona un grupo de relevadores sin dejar ninguna zona sin la cobertura por parte de la protección. Los criterios aplicados al sistema de protecciones son: simplicidad, selectividad, economía, confiabilidad y velocidad, que se definen de la siguiente manera [10]: 3.2.1 Simplicidad Este criterio hace referencia al uso en menor cantidad de equipo y conexión del equipo para que el sistema de protecciones tenga una excelente funcionalidad, destacando que una protección o en un sistema de protección se debe evitar complejidades innecesarias, ya que éstas serían fuentes de riesgo que comprometerían el cumplimiento de las propiedades que deben caracterizar su funcionamiento. 3.2.2 Selectividad La selectividad es la capacidad que debe tener la protección para, una vez detectada la existencia de falla, discernir si la misma se ha producido dentro o fuera de su área de vigilancia y dar orden de disparar los interruptores aledaños al sitio de falla que controla, cuando así sea necesario para despejar la falla. Si la falla se ha producido dentro del área vigilada por la protección ésta debe dar la orden de abrir los interruptores que aíslen el circuito en falla. Si, por el contrario, la falla se ha producido fuera de su área de vigilancia, la protección debe dejar que sean otras protecciones las que actúen para despejarla, ya que su actuación en caso de no ser necesaria dejaría fuera de servicio un número de circuitos más elevado que el estrictamente necesario para aislar la falla y, consecuentemente, implicaría un innecesario debilitamiento del sistema. Existen diversas formas de dotar a las protecciones de la característica de selectividad. En algunos casos, la propia configuración de la protección hace que solamente sea sensible ante fallas ESIME-ZAC 23 IPN ocurridas en su área de protección y, por tanto, la selectividad resulta ser una cualidad inherente al propio funcionamiento de la protección. En los casos en que las protecciones si son sensibles a fallas ocurridas fuera de su área de vigilancia la selectividad puede lograrse, por ejemplo, mediante un adecuado ajuste de condiciones y tiempos de actuación en coordinación con el resto de protecciones relacionadas. 3.2.3 Economía La valoración económica no debe restringirse solamente al elemento directamente protegido, sino que debe tener en cuenta las consecuencias que implicarían el fallo o funcionamiento anómalo del mencionado elemento. 3.2.4 Confiabilidad Una protección fiable es aquella que responde siempre correctamente. Esto significa que la protección debe responder con seguridad y efectividad ante cualquier situación que se produzca. No debe confundirse la respuesta de la protección con su actuación u operación. La protección está vigilando continuamente lo que pasa en el sistema y, por tanto, está respondiendo en cada instante en función de las condiciones que en él se producen. En consecuencia, la respuesta de la protección puede ser tanto de actuación como de no actuación. Por otra parte, cuando la protección debe actuar, es necesario que todas las etapas que componen el proceso de despeje de la falla sean cumplidas correctamente. El fallo en cualquiera de ellas implicaría que la orden de actuación dada por la protección no podría ser cumplida con la debida obediencia por el interruptor correspondiente. Se debe tener en cuenta que una protección solamente actúa en condiciones de falla y que estas condiciones son escasas y excepcionales en cualquier sistema eléctrico de potencia moderno. Por tanto, aunque una protección a lo largo de su vida útil va a operar en escasas ocasiones, se debe tener la seguridad de que ESIME-ZAC 24 IPN operará correctamente aunque haya transcurrido un largo periodo de tiempo desde la última ocasión en que haya realizado alguna operación. 3.2.5 Velocidad Tras haber sido detectada, una falla debe ser despejada lo más rápidamente posible. Cuanto menos tiempo se tarde en aislar la falla, menos se extenderán sus efectos y menores daños y alteraciones se producirán al reducirse el tiempo de permanencia bajo condiciones anómalas en los diferentes elementos. Todo ello redunda en una disminución de los costes y tiempos de restablecimiento de las condiciones normales de operación, así como de reparación o reposición de equipos dañados. La rapidez con que puede actuar una protección depende directamente de la tecnología empleada en su construcción y de la velocidad de respuesta del sistema de mando y control de los interruptores automáticos asociados a la misma. Sin embargo, un despeje óptimo de la falla no exige que todas las protecciones que la detectan actúen de forma inmediata. En función de esta característica las protecciones se clasifican en: Protecciones instantáneas. Son aquellas que actúan tan rápido como es posible si es que una falla se ha producido dentro del área que vigilan directamente. En la actualidad, el tiempo usual de despeje de una falla en alta tensión mediante una protección instantánea puede situarse en el entorno de dos o tres ciclos. Si el tiempo de despeje es menor la protección se denomina de alta velocidad. Protecciones de tiempo diferido o con retraso en tiempo. Son aquellas en las que de manera intencionada se introduce un tiempo de espera que retrasa su operación, es decir, que retrasa el inicio de la maniobra de apertura de interruptores una vez que ha sido tomada la decisión de operar. ESIME-ZAC 25 IPN 3.3 Protecciones de transformador y alimentadores. Los transformadores de potencia son los elementos más costosos dentro de una subestación, y es por esto que se debe tener especial cuidado para implementar una protección a estos equipos. Para la protección del transformador se utiliza el relevador de protección diferencial de porcentaje (utilizada para proteger transformadores a partir de 10 MVA) como protección primaria, como protección de respaldo se utiliza un relevador de sobrecorriente de fases en el lado de alta tensión y un relevador de sobrecorriente en el neutro de la estrella del transformador. En el caso de los alimentadores, estos son protegidos con relevadores de sobrecorriente para fases y para neutro, en forma instantánea y con retardo de tiempo. 3.3.1 Protección diferencial de banco (87T) Un relevador diferencial se puede definir como aquel que opera cuando la diferencia vectorial de dos o más cantidades eléctricas similares excede una cantidad determinada [11]. En la mayoría de las aplicaciones con relevadores diferenciales su utiliza el de tipo corriente diferencial y el más extensamente usado en funciones de protección es el relevador diferencial de porcentaje. Como se muestra en la siguiente figura 3.1. Figura 3. 1 Protección diferencial de banco ESIME-ZAC 26 IPN Este tipo de relevadores opera únicamente con fallas internas dentro de la zona de protección definida por la ubicación de los TC’s. Por lo tanto, para utilizar este tipo de protección a transformadores de potencia se debe tomar en cuenta las relaciones y las conexiones de los TC’s en los lados opuestos del transformador, tales que compensen el cambio de magnitud y el ángulo de fase entre las corrientes del transformador. La corriente diferencial requerida para que el relevador funcione es una magnitud variable, debido al efecto de la bobina de restricción. Siendo el número de vueltas de ambas bobinas (operación y restricción) el mismo, se establece que la magnitud de operación es proporcional a 𝑖1 − 𝑖2 y la magnitud de restricción, es proporcional a (𝑖1 + 𝑖2 )/2, ya que la bobina de operación está conectada en el punto medio de la bobina de operación. La característica de operación diferencial de porcentaje se muestra en la siguiente figura 3.2. Figura 3. 2 Caracteristica de operación de la proteccion diferencial La implementación de este tipo de relevadores diferenciales de porcentaje para la protección de transformadores de potencia es debido a la necesidad de compensar además de la diferencia de relación de los TC’s de alta y baja tensión, las diferencias en las corrientes secundarias ocasionadas por el cambio de TAP’s del transformador. ESIME-ZAC 27 IPN 3.3.2 Compensación del defasamiento angular de las corrientes en una conexión Δ/Y de un transformador de potencia. Existen diversas causas que pueden ocasionar una falsa operación en una protección diferencial de un transformador, ya sea durante la operación normal del transformador o durante una falla externa. Una de esas causas es el defasamiento angular de las corrientes de línea del transformador, que depende de la conexión de los devanados del transformador. Se debe de tener especial cuidado al momento de compensar esta diferencia angular, ya que una diferencia en las corrientes censadas por el relevador ocasionaría falsas operaciones de la protección diferencial. En los relevadores electromecánicos la compensación angular de estas corrientes se tenía que realizar antes de que las terminales de los secundarios de los TC’s se conectaran a las terminales de dicho relevador, es decir, que los secundarios de los TC’s se conectaban dependiendo de la conexión de los devanados del transformador, una regla que generalmente se utiliza es la de conectar los secundarios de los TC’s en delta si el devanado del transformador se encuentra en estrella y conectar en estrella los secundarios de los TC’s si el devanado del transformador se encuentra conectado en delta. Actualmente, con la introducción de relevadores microprocesados ya no es necesario realizar esta tarea, puesto que estos relevadores microprocesados tienen la opción de compensar las corrientes del transformador mediante el software interno que poseen para dicho propósito, simplemente con indicarles el tipo de conexión del transformador mediante software el relevador compensa el defasamiento que exista en la conexión del transformador. En la figura 3.3 se muestra la compensación de las corrientes en un transformador ESIME-ZAC 28 IPN Figura 3. 3 Compensacion de las corrientes del transformador La conexión de este transformador que se muestra en la figura 3.3 es una delta en el lado de alta tensión y en estrella en el lado de baja tensión, el defasamiento entre corrientes es de múltiplos de 30° respecto a cada fase, para facilitar el proceso de compensación se toma cada 30° como una posición de las horas en un reloj tomando como referencia las 12 horas. Para compensar las corrientes mediante esta nomenclatura se toma como referencia el fasor de linea (se toma a las 12 en la posición del reloj) de la delta del lado de alta conectado como se indica (DAB que indica la secuencia de fases) y se compara con la posición del vector de fase de la conexión en lado de baja tensión, que en este caso tiene un desplazamiento de 30° en la dirección de las manecillas del reloj respecto al fasor de referencia del lado de alta, lo cual significa que este fasor aparecerá de acuerdo al sentido horario a la 1 en el reloj. Por lo que esta conexión específicamente se conoce como Dy1, la letra “D” en mayúscula indica la conexión del devanado del alta del transformador y la letra “y” en minúscula indica la conexión del transformador en el lado de baja tensión, el numero “1” indica el defasamiento angular en múltiplos de 30° entre las corrientes del transformador. Para lo relevadores modernos únicamente se les indica esta conexión y el defasamiento que existe, la compensación la realiza internamente, por lo tanto la conexión de los TC´s se puede realizar en estrella en ambos lados del transformador sin importar el tipo de conexión que presente el transformador de potencia. ESIME-ZAC 29 IPN 3.3.3 Protección de sobrecorriente (50/51) La protección de sobrecorriente, en los sistemas de protección es de las más comúnes, debido a que una sobrecorriente es la anomalía que ocurre con mayor frecuencia y es definida de la siguiente manera [19]: La protección de sobrecorriente es la protección que actúa al existir un aumento de corriente por arriba de los valores normales de operación. El funcionamiento del esquema de protección depende de lo siguiente: a) El nivel mínimo de corriente establecido para su operación (Pick Up) b) El tiempo en el cual la protección opera, es decir, la respuesta que tendrá el esquema de protección con respecto al tiempo. La protección de sobrecorriente opera de forma instantánea (50) o con retardo de tiempo (51). La protección de sobrecorriente instantánea es aquella que actúa, en un rango promedio de 2 a 3 ciclos al existir una corriente mayor establecida en los ajustes. Esta protección es utilizada generalmente en los sistemas radiales. La protección de sobrecorriente con retardo de tiempo es aquella que su tiempo de operación varia en forma inversa a la corriente que circula por el relevador, es decir, a mayor corriente menor el tiempo de operación. Esta característica de operación puede ser: De tiempo definido De tiempo inverso De tiempo muy inverso De tiempo extremadamente inverso Una vez definida la característica de operación, se buscan las curvas correspondientes, las cuales difieren por el rango en el cual el tiempo de operación decrece al aumentar el valor de la corriente. En la figura 3.4 se muestran los tipos de curvas para cada característica de operación existentes para la protección con retardo de tiempo. ESIME-ZAC 30 IPN Figura 3. 4 Curvas de tiempo corriente para cada característica de operación Los esquemas de protección de sobrecorriente se implementan para proteger las fases o el neutro del sistema. El esquema de fases es utilizado para que el relevador opere al existir una falla bifásica o trifásica en el sistema eléctrico, utilizado principalmente en sistemas radiales. El esquema de neutro es utilizado para que el relevador opere al existir una falla monofásica o bifásica a tierra, utilizado de igual forma en sistemas radiales pero también en transformadores. Cada esquema contempla su protección instantánea y su protección con retardo de tiempo. ESIME-ZAC 31 IPN 3.4. Nomenclatura de acuerdo ANSI La nomenclatura utilizada en las subestaciones se da por normatividad de CFE apegada a la normatividad ANSI, descrita a continuación en la tabla 3.1 Identificación por tensiones de operación [13]: Tabla 3. 1 Identificación por tensiones de operación Nomenclatura Aplicación 5 Tensiones de 44 kV y menores 7 Tensiones mayores de 44 kV y hasta 161 kV 9 Tensiones mayores de 161 kV y hasta 230 kV A Tensiones de 400 kV La asignación de nomenclatura que tendrá que existir en una subestación para las protecciones primarias a líneas y alimentadores se describe en la tabla 3.2 Identificación por protecciones primarias para líneas y alimentadores. Tabla 3. 2 Identificación por protecciones primarias para líneas y alimentadores Nomenclatura “ANSI” Protección Primaria 50 Sobrecorriente instantánea 51 Sobrecorriente temporizado 67 Sobrecorriente direccional 21 Distancia 85 Comparación direccional 87L Diferencial de línea ESIME-ZAC 32 IPN 3.5 IDENTIFICACIÓN DE LAS SECCIONES Para poder dar la correcta nomenclatura de las secciones y tener una correcta identificación se procede a ir a la especificación V6700-62 “Tableros de protección, control y medición para subestaciones eléctricas” [14]. 3.6 Especificaciones del relevador que debe cumplir según CFE Las especificaciones y características necesarias para que el relevador que se instalara esté en norma con CFE son obtenidas de la especificación CFE G000081 “Caracteristicas Tecnicas para Relevadores de Proteccion” [13], de las cuales las más importantes son mencionadas a continuación. Las funciones requeridas que debe tener el relevador son: Todos los relevadores utilizados para las diferentes protecciones deben de ser microprocesados, y deben de contar con lo siguiente [13]: a) Funciones principales y adicionales solicitadas en características particulares b) Registro secuencial de eventos c) Registro de falla y oscilografía d) Debe contar con contraseña de seguridad (password) que restrinja el acceso al relevador e) Debe contar con memoria no volátil para que en caso de pérdida de alimentación de Vcc, no se pierdan los valores de ajuste y configuración. f) Debe contar con interfaz humano máquina (IHM). g) Función de auto diagnóstico que supervise el funcionamiento del relevador, verificando al menos: los niveles de tensión de salida de la fuente de alimentación interna y el correcto funcionamiento de los convertidores analógico digital y de los microprocesadores. h) Sincronización del reloj interno. i) Debe mostrar las magnitudes medidas en las entradas analógicas con las que cuente el relevador ESIME-ZAC 33 IPN Las funciones solicitadas en esta especificación y las solicitadas en características particulares que sean habilitadas para trabajar simultáneamente, no deben interferir entre ellas, ni en sus tiempos de operación. 3.6.1 Registro de eventos El relevador debe contar con registros de memoria no volátil del tipo circular para almacenar cuando menos los últimos 100 eventos (a menos que se especifique otro número en las características particulares [13]). Entre los conceptos que pueden generar un reporte de evento por selección del usuario, se tienen los siguientes: Cambios en el estado de las entradas y salidas digitales, Activación (“pick-up”) y reposición (“drop-out”) de los elementos de protección, medición, control y monitoreo disponibles en el propio relevador. Cada evento debe estar asociado además de su identificador de elemento, entrada o salida, con una etiqueta de tiempo que debe incluir la fecha (año, mes y día) y horario (hora, minuto, segundo y milisegundo) de ocurrencia. 3.6.2 Registro de fallas y oscilografía El relevador debe contar con registros de memoria no volátil del tipo circular para almacenar cuando menos los registros de las últimas 6 fallas (a menos que se especifique otro número en las características particulares [13]). Cada registro debe contener la información siguiente: Un reporte oscilográfico de las corrientes de fase y neutro (sí el relevador cuenta con entradas de tensión, también debe incluir las tensiones de fase a neutro) con un mínimo de 11 ciclos (para una frecuencia de 60 Hz.) de duración (2 de prefalla y 9 de falla y posfalla) y con una resolución cuando menos de 1/8 de ciclo. La magnitud de la(s) corriente(s) de falla. ESIME-ZAC 34 IPN Señales digitales como: arranque y reposición de los elementos internos y de las funciones operadas; estado de las entradas y salidas digitales; y protecciones operadas, fecha (año, mes y día) y horario (hora, minuto, segundo y milisegundo) de ocurrencia de la falla. 3.6.3 Medición Cuando se indique en características particulares [13], el relevador debe tener la capacidad de medir, corriente, tensión, ángulo de fase, frecuencia, potencia activa, potencia reactiva y factor de potencia dependiendo del tipo de entradas analógicas, los valores medidos tienen que estar referidos al lado primario. Debe permitir consultar dichas mediciones. Se requiere una clase de exactitud máxima del 5 % en todas las magnitudes. Debe contar con una pantalla o “display”, donde pueda configurarse el despliegue de todas aquellas magnitudes y variables medidas y/o registradas, correspondientes tanto a las funciones básicas como a las opcionales requeridas. 3.6.4 Características de las entradas analógicas de corriente. Todas las entradas de corriente deben manejar señales independientes a través de terminales de entrada y salida externas, de tal forma que el relevador pueda ser intercalado en serie en cualquier circuito de corriente. Las unidades de medición de corriente, deben estar diseñadas para operar bajo las siguientes condiciones mínimas: - Corriente nominal (In): 5 A - Frecuencia nominal: 60 Hz - Capacidad térmica: 2 x In Permanente. - 50 x In Por 1 segundo - Las entradas de corriente deben mantener una característica lineal cuando menos hasta veinte veces la corriente nominal (5 A x 20 = 100 A). - El burden máximo debe ser de 1 VA a la corriente nominal. ESIME-ZAC 35 IPN 3.6.5 Características de las entradas analógicas de tensión Las entradas de tensión de corriente alterna, deben estar diseñadas para operar bajo las siguientes condiciones: - Tensión de operación nominal: 115 V C.A. - Frecuencia nominal: 60 Hz - Sobretensión permanente: 230 V C.A. - El burden máximo debe ser de 1 VA a la tensión nominal. 3.6.6 Número de entradas analógicas Las entradas analógicas pueden ser utilizadas por una, dos o más funciones de protección incluidas en el mismo relevador, sin que se demerite o interfiera con la operación de dichas funciones. 3.6.7 Salidas de disparo Las salidas de disparo se utilizan para operar directamente sobre las bobinas de los interruptores y deben de ser por medio de contacto seco de un dispositivo electromecánico o mediante salidas de estado sólido. No se aceptan SCR. La capacidad de corriente de los contactos de disparo debe ser como mínimo de 5 A permanentes y soportar 30 A por 200 ms. La capacidad interruptiva debe ser como mínimo de 25 VA inductivos con una constante de tiempo (L/R) de 40 ms a 125 Vcc. 3.6.8 Salidas digitales Las salidas digitales se utilizan para señalización, alarma y funciones de protección y control, deben ser programables; por lo que el relevador debe permitir la reasignación de dichas salidas a otras funciones o alarmas requeridas. La capacidad de corriente de los contactos debe ser como mínimo de 5 A permanentes. ESIME-ZAC 36 IPN 3.6.9 Entradas digitales Las entradas deben ser optoacopladas y operar con un valor a partir del intervalo de 65 % al 80 % de la tensión nominal de operación. El tiempo para reconocer la señal de entrada binaria debe ser igual o menor de 4 ms. 3.6.10 Número de contactos para salida de disparo Las salidas de disparo pueden ser utilizadas por una, dos o más funciones de protección incluida en el mismo relevador, sin que se demerite o interfiera con la operación de dichas funciones. La cantidad mínima, debe ser la suma de salidas requeridas para cada función solicitada. 3.6.11 Número de contactos de salida digitales Se requieren las siguientes salidas, programables, independientes y separadas eléctricamente para las indicaciones: Disparo de protección (contacto tipo NA), una por cada función de protección solicitada en las características particulares: - Falla interna o falta de tensión de alimentación (contacto tipo NC), - Dos para lógicas creadas por el usuario, - Alarma por pérdida o desbalance de tensión en las entradas analógicas. La cantidad mínima, debe ser la suma de salidas digitales indicadas en este apartado y las requeridas para cada función de protección solicitada. Las salidas para indicación y alarma, pueden ser utilizadas por una, dos o más funciones de protección, incluido en el mismo relevador, sin que se demerite o interfiera con la señalización de dichas funciones. 3.6.12 Número de entradas digitales Los relevadores de protección, deben contar con las siguientes entradas digitales optoacopladas: a) Cambio de grupo de ajuste; no se requiere para funciones de protección diferenciales. ESIME-ZAC 37 IPN b) Una para utilizarse en lógicas creadas por el usuario. La cantidad mínima total requerida debe ser la suma de entradas requeridas por este apartado y para cada función de protección solicitada. Las entradas digitales, pueden ser utilizadas por una, dos o más funciones de protección incluidas en el mismo relevador, sin que se demerite o interfiera con la operación de dichas funciones. 3.6.13 Montaje El relevador debe ser para montaje semi-embutido en lámina o en “rack”. En todos los casos deben ser suministrados los herrajes y soportes necesarios para el montaje de los relevadores. 3.6.14 Características de la caja Sus dimensiones deben permitir su instalación en una sección de tablero, ajustándose a lo siguiente: - Debe estar diseñada para soportar ambiente corrosivo. - Debe contar con una conexión directa a tierra física. - Debe contar con una cubierta que evite la exposición de sus componentes internos a polvo, animales u otros agentes nocivos que pudieran provocar disturbios prematuros, sin que se comprometa sus condiciones normales operación y se modifiquen sus características técnicas. El relevador puede ser de cualquiera de las siguientes formas: a) Totalmente extraíble con puenteo automático de los transformadores de corriente. b) Semi-extraible en el cual es extraíble únicamente la parte electrónica del relevador, los transductores de corriente no lo son y deben quedar integrados a la caja. ESIME-ZAC 38 IPN 3.6.15 Interfaz humano-máquina (IHM) El relevador debe contar con indicadores luminosos o LED’s en la parte frontal que indiquen al menos los siguientes estados: a) Relevador listo y/o falla interna (encendido indica relevador listo, apagado o cambio de color, indica falla interna). b) Relevador operado. El relevador debe señalizar cuando se produce su operación, ya sea disparo, cierre o alarma dependiendo de la función asociada al mismo o cuando se presente una anormalidad en el mismo. Debe disponer de una indicación visual en la parte frontal del relevador para señalizar la operación de cada una de las funciones de protección solicitadas en características particulares, por LED o pantalla. En caso de utilizar la pantalla, las alarmas deben de mostrarse de manera consecutiva sin la intervención del usuario. Debe contar por lo menos con dos indicaciones visuales, configurables por el usuario. Debe permitir la reposición local de todas las indicaciones. En caso de contar con pantalla LCD, debe permitir visualizar el estado, registros de eventos, alarmas y banderas de operación de las funciones de protección; con la restricción de la clave de acceso correspondiente, poder modificar la configuración y ajustes sin que se requieran equipos externos para dicha función. 3.6.16 Programa (Software) de aplicación Debe cumplir con lo siguiente: a) Estar diseñado para permitir la configuración de las funciones, programación de lógicas, ajuste de las funciones de protección y la explotación de la información adquirida o generada por el relevador de protección. b) Operar en un ambiente gráfico de ventanas. c) Permitir realizar la configuración, utilizando una base de datos de varios relevadores configurable para distintas subestaciones y tipos de relevador. ESIME-ZAC 39 IPN d) Permitir la exportación e importación de archivos de oscilografía en formato “COMTRADE” conforme con la norma IEC 60255-24 [13], de manera que puedan ser leídos por cualquier otro software de aplicación (análisis y equipo de prueba). e) Permitir el acceso local y remoto. f) Permitir la conexión con relevadores que cuenten con puerto Ethernet, desde cualquier punto de la red LAN utilizando protocolo TCP/IP. Debe incluir las licencias necesarias para utilización institucional en CFE. 3.6.17 Niveles de acceso El relevador debe contar al menos con dos niveles de acceso. Durante una sesión de acceso abierta en el relevador, en cualquier nivel, la función de protección debe tener prioridad, permitiendo que el relevador opere al presentarse una falla, debiendo generar todas las banderas, indicaciones y registros que identifiquen el tipo de falla. Las sesiones de acceso deben ser a través de un puerto de comunicaciones por medio de una unidad de evaluación local o remota o a través de la interfaz IHM. Las contraseñas deben poder ser asignadas y/o modificadas por el usuario. 3.6.18 Primer nivel de acceso Permite el monitoreo del relevador la obtención y/o visualización de mediciones, registros y ajustes, sin efectuar cambios en los mismos; se debe accesar a este nivel, en forma directa o a través de una contraseña de seguridad (password). El cambio a un nivel de acceso superior debe estar restringido con contraseña (password) de seguridad. 3.6.19 Segundo nivel de acceso Este nivel permite el acceso además de lo contenido en el modo de monitoreo a la configuración, modificación de ajustes, curvas, configuración de entradas y salidas digitales, entre otros. ESIME-ZAC 40 constantes, secuencias, IPN 3.6.20 Modos de disparo De acuerdo con su aplicación el modo de disparo de los relevadores puede ser monopolar o tripolar. 3.6.21 Grupos de ajustes El relevador debe contar al menos con dos grupos de ajustes, en los que se contemplen todas las variables de las funciones habilitadas en el relevador; no se requieren más de un grupo de ajustes para las funciones diferenciales. La selección del grupo de ajustes, debe ser realizada a través de la entrada binaria correspondiente o bien desde una sesión en el “segundo nivel de acceso”, a través del puerto de comunicación o desde la IHM. 3.6.22 Puertos de comunicación Los relevadores de protección deben contar con puertos de comunicación para su configuración, ajuste y explotación de información; la cantidad, tipo de puertos y protocolo de comunicación de los mismos debe indicarse, los cuales pueden ser: RS232, RS485, óptico, USB o “Ethernet” eléctrico u óptico. Los puertos solicitados para acceso local, remoto y para integración al sistema control supervisorio a través de un protocolo de comunicación deben ser independientes entre sí a menos que el puerto sea tipo “Ethernet” y soporte las funcionalidades en forma simultánea. Los servicios demandados de cada puerto pueden ser simultáneos y no deben interferir o bloquear los servicios o tareas de los otros puertos, así como con la funcionalidad de protecciones del relevador, excepto para cambio de ajustes o configuración. 3.6.23 Puertos de comunicación para acceso local Debe estar localizado en la parte frontal del relevador y debe permitir realizar la configuración, ajustes, obtención de registros y la explotación de todas las ESIME-ZAC 41 IPN funciones del relevador. Se debe suministrar el adaptador para conectar dicho puerto a la unidad de evaluación vía puerto USB o Ethernet con conector RJ45. 3.6.24 Puertos de comunicación para acceso remoto o para integración a un sistema de adquisición de datos Debe permitir la comunicación con el protocolo y ser del tipo indicado en las características particulares. El protocolo debe permitir conexiones con direccionamiento a una red de datos para acceso remoto o para integración a un sistema de adquisición de datos. 3.7. Políticas para la filosofía de protección apegadas a CFE Para dar una correcta protección a los sistemas de potencia, es necesario establecer una terminología, la cual permite precisar los conceptos, esta terminología es mostrada a continuación [4,15]: Ajuste: Es un valor dado, para que el relevador pueda operar en distintas condiciones. Tiempo de operación (TO): Es el tiempo transcurrido, entre el instante de aplicación de la cantidad ajustada del relevador hasta alcanzar su valor de disparo, esto en conjunto con el instante en que operan sus contactos. Dial de tiempos (TD): El dial de tiempo es definido como el control que determina el valor de la integral en el que se acciona la salida de disparo, y por lo tanto, controla la escala de tiempo de la característica tiempo-corriente producida por el relevador. TAP: En los relevadores electromecánicos se utilizaban transformadores auxiliares internos para reducir la corriente a valores aceptables para la bobina de operación del relevador. En los relevadores microprocesados modernos, se conserva la utilización del TAP. ESIME-ZAC 42 IPN Pick-Up: nivel de corriente mínima de operación, es aquel valor de corriente en donde el relevador inicia su operación. Relación del transformador de corriente (RTC): La relación de transformación se define como el aumento o decremento que presenta la señal de salida del transformador respecto a la señal de entrada. Los ajustes necesarios para poder tener una correcta protección se obtienen de la filosofía de protección de la Comisión Federal de Electricidad, los cuales se muestran a continuación [8]. 3.7.1 Ajustes de los relevadores 51T y 51 NT Para la poder obtener estos ajustes es necesario realizar los siguientes cálculos: a) Calculo de Pick-Up El pick-up se fija aproximadamente al 200% de la corriente nominal del transformador. b) Selección de la relación de transformación (RTC). Se emplea una conexión estrella para los secundarios de los TC’s lo que implica que la corriente secundaria que recibe cada relevador de fase es un reflejo fiel de la corriente primaria que circula a su vez por el primario del TC. Se deben las siguientes condiciones: Se requiere que a corriente máxima de carga, la corriente secundaria no sea mayor de 5 Ampers. Se requiere que a corriente máxima de falla, la corriente secundaria no sea mayor de 100 Ampers. c) Selección del TAP. Con la corriente de Pick-Up y RTC se sustituyen en la ecuación 3.1 y se tendrá: ESIME-ZAC 43 IPN 𝑇𝐴𝑃 = 𝐼𝑃𝑖𝑐𝑘 −𝑈𝑝 (3.1) 𝑅𝑇𝐶 De esta fórmula se puede obtener un valor más exacto del Pick-Up, sustituyéndolo y obteniendo la ecuación 3.2. 𝐼𝑝𝑖𝑐𝑘𝑢𝑝 = 𝑇𝑎𝑝 𝑅𝑇𝐶 (3.2) d) Determinación de la palanca. Puesto que es necesario respaldar la operación de los dispositivos de protección para fallas en el bus de baja tensión que estén fuera de la protección diferencial, se debe librar una falla de este tipo en un tiempo máximo de 1 segundo, para coordinar con los dispositivos mencionados. La determinación de la palanca o dial de tiempo se encuentra estrechamente relacionado con el tiempo en que se debe librar la falla. Para calcular dicho dial se debe de seleccionar el tipo de curva a utilizar y a partir de esa curva se obtiene la fórmula característica para la obtención del dial. 3.7.2 Ajustes de los relevadores 50/51. a) Pick-up: El pick-up se fija aproximadamente al 200% de la corriente nominal del transformador. b) Se selecciona la relación de transformación (RTC). c) Selección del TAP. Con la corriente de Pick-Up y RTC y sustituyendo estos valores en la ecuación 3.3 se obtiene así el TAP correspondiente: 𝑇𝑎𝑝 = 𝐼𝑝𝑖𝑐𝑘𝑢𝑝 (3.3) 𝑅𝑇𝐶 d) Selección de la palanca: El dial de tiempo se selecciona de igual manera para los relevadores con retardo de tiempo, haciendo uso de las curvas características de operación ESIME-ZAC 44 IPN deseadas y con el tiempo de operación esperado es como se determina el dial. 3.7.3 Ajustes de los relevadores 50N/51N. a) Pick-Up: Se debe de fijar el valor del Pick-Up al valor al cual el opera el relevador. b) Se selecciona la relación de transformación (RTC). c) Selección del TAP. El TAP es calculado con la corriente de Pick-Up y RTC, mostrado en la ecuación 3.4. 𝑇𝐴𝑃 = 𝐼𝑃𝑖𝑐𝑘 −𝑈𝑝 (3.4) 𝑅𝑇𝐶 d) Selección de la palanca: El dial de tiempo se selecciona de igual manera para los relevadores con retardo de tiempo, haciendo uso de las curvas características de operación deseadas y con el tiempo de operación esperado es como se determina el dial. 3.8. Relevador Microprocesado. Con la aplicación de microprocesadores se han desarrollado relevadores que además de cumplir con las funciones de protección, efectúan otras adicionales como son; medición, registro de eventos, localización de fallas y oscilografía. Lo anterior se realiza mediante el muestreo y manipulación de los parámetros eléctricos, los cuales son utilizados en forma numérica para resolver cada uno de los algoritmos que calcula el microprocesador para cumplir con las tareas anteriormente descritas. ESIME-ZAC 45 IPN Estos relevadores son trifásicos y en un solo módulo están contenidas las unidades de fase y de neutro, reduciendo considerablemente sus dimensiones y el espacio ocupado por ellos en los tableros de control, medición y protección [16]. Los relevadores microprocesados están constituidos básicamente de la siguiente manera: - Unidades de entrada analógicas: corriente. - Unidades de entrada digitales: contactos del interruptor, etc. - Filtro pasa bajas. - Fuente de alimentación. - Microprocesador para funciones de protección. - Microprocesador para funciones de medición. - Memoria RAM para registro de eventos. - Memoria EEPROM para grabar ajustes. - Unidades de salida: contactos de disparo y alarma. - Puertos de comunicación. - Display y teclado. - LED’s para señalización de banderas y piloto de encendido. - Unidad de autodiagnóstico y monitoreo. En la figura 3.5 se muestra un relevador microprocesado en forma esquemática. ESIME-ZAC 46 IPN Figura 3. 5 Relevador microprocesado en forma esquematica 3.9. Relevador microprocesado SEL 351 Las ventajas observadas al instalar un relevador SEL 351 son las siguientes: La especificación actual CFE V670041 “Tableros de protección, control y medición para subestaciones eléctricas” [14], que norma la Construcción de Tableros de Protección, Control y Medición (TPCM) para la Comisión Federal de Electricidad, establece en la mayoría de los casos el empleo de un relevador por cada función de protección. Los tableros de protección normalizados para transformadores deben contener diversas funciones de protección, dependiendo del nivel de tensión del transformador. 3.9 Especificaciones relevador SEL-351 Las especificaciones que tiene el relevador SEL-351 son: ESIME-ZAC 47 IPN Entradas de voltaje C.A. entradas de corriente C.A. Fuente de poder Frecuencia y rotación Contactos de salida Rango de operación entradas optoaisladas Entrada codificada de tiempo Comunicaciones seriales Dimensiones y peso Rutinas de ensayos dieléctricos Temperatura de operación Medio ambiente RFL y pruebas de interferencia Pruebas de impulso Pruebas de vibración e impacto Pruebas ESD Certificaciones ESIME-ZAC 48 IPN CAPÍTULO 4 ESTADO ACTUAL DE LA SUBESTACIÓN SAN FRANCISCO 4.1 Introducción La estandarización de una subestación y de su sistema de protección es muy importante para que esta preste un servicio dentro de los parámetros para los cuales fue diseñada. La implementación de una normatividad se realiza con el objetivo de que la subestación y del equipo contenido en ella opere en determinados límites para que esta funcione con seguridad para con el personal y con el servicio que presta. En este capítulo se hará mención de los tipos de esquemas que utilizaba la compañía LyFC para implementar las protecciones en las subestaciones de distribución y como estos cambian con respecto a la normatividad que utiliza actualmente la compañía CFE encargada ahora del servicio y operación de la subestación. Si bien es muy similar la forma en que se utilizan los tipos de protección para cada función, la filosofía de protección si cambia significativamente respecto una de la otra. Así mismo se hace mención de las especificaciones que deben de tener las protecciones eléctricas que se implementen en los esquemas de protección. Además de la normatividad a seguir y sus especificaciones se hace también mención de cómo es que se realizará la puesta en servicio de la subestación y la forma en que esto se realizará, dentro de la cual se incluyen las pruebas que se le deben realizar a los esquemas de protección, que se realizan con el objetivo de verificar el funcionamiento correcto de los mismos. Con la finalidad de dar seguridad a la protección. ESIME-ZAC 49 IPN 4.2 Homologación de los esquemas de protección en Subestación San Francisco de acuerdo a la especificación CFE G0000-81”Características Técnicas para Relevadores de Protección”. El objetivo de esta especificación es definir las características técnicas que deben de poseer los relevadores de protección del tipo microprocesado que esta empresa utiliza en la protección de sus equipos. 4.2.1 Sobrecorriente (50/51). Las funciones de protección de sobrecorriente deben detectar valores de sobrecorriente y pueden ser de tipo instantánea, o temporizadas. Las funciones de sobrecorriente temporizadas por sus características de operación pueden ser de tiempo definido o tiempo inverso. Los elementos de sobrecorriente pueden ser: De fase. De neutro. De secuencia negativa. Cada unidad del relevador de sobrecorriente debe contar con ajustes independientes. 4.2.1.1 Protección de alimentador. Esta protección no requiere ser direccional. Debe contar al menos con las unidades de sobrecorriente siguientes: Tres instantáneas de fase (una por fase). Tres temporizadas de fase (una por fase). Una instantánea de neutro (50N). Una temporizada de neutro (51N). Debe contar con las siguientes funciones complementarias de carácter obligatorio: ESIME-ZAC 50 IPN Frecuencia en dos pasos ajustables en forma independiente. Localización de fallas. Recierre automático (79) con cuatro pasos ajustables en forma independiente. 4.2.1.2 Protección de respaldo para transformador. Debe contar al menos con las unidades de sobrecorriente siguientes: Tres instantáneas de fase (una por fase). Tres temporizadas de fase (una por fase). Una instantánea de neutro (50N). Una temporizada de neutro (51N). 4.2.1.3 Protección de respaldo para neutro de transformador Debe contar con una unidad de sobrecorriente temporizada (51N). 4.2.2 Diferencial del transformador (87T). Las funciones de protección deben detectar fallas balanceadas y desbalanceadas. La función diferencial de restricción (87T) debe utilizar las corrientes de fase de frecuencia fundamentalmente con la capacidad de bloqueo por contenido de armónicas de segundo y quinto orden. Debe filtrar la componente de secuencia cero. Debe contar con dos pendientes, con ajustes independientes. Debe tener incorporada la compensación de ángulo de fase por las diferentes conexiones que se puedan presentar en los transformadores de corriente con respecto a la conexión del transformador de potencia. La compensación se debe realizar a través de grupos vectorial configurable por el usuario. Debe contar con una función de corriente diferencial de alta velocidad. La tabla 4.1 muestra los ajustes de las pendientes para la curva de operación y restricción de la función diferencial. ESIME-ZAC 51 IPN Tabla 4. 1 Intervalo de ajuste de la función 87T El intervalo pendiente 1 El intervalo pendiente 2 de ajuste de Intervalo (igual o mas amplio) la (15 a 40)% de ajuste de la Paso de ajuste < 1% (40 a 80)% < 1% 4.3 Esquemas de protección. El esquema de protección es un grupo o arreglo de dispositivos que se interconectan o interrelacionan para proteger a los equipos eléctricos primarios, detectando condiciones anormales de operación para evitar o reducir daños mayores al elemento primario. 4.3.1 Esquema de protección de la compañía LyFC. Los sistemas de protección que se utilizaban en la compañía LyFC para los diferentes elementos de las subestaciones, se realizaban para satisfacer las condiciones impuestas por los sistemas de potencia, los sistemas de protección que se desarrollaban debían cumplir con las tres siguientes funciones principales: Aislar todo tipo de fallas con alta rapidez, tanto con el sistema de protección primaria como con el de respaldo. Aislar una mínima porción del sistema en condiciones de falla. Proporcionar una máxima confiabilidad en todos los componentes de cada sistema de protección (relevadores de protección, transformadores de instrumento, baterías, cables de control e interruptores). ESIME-ZAC 52 IPN 4.3.1.1 Protección de bancos de potencia para distribución 85/23 kV conexión ∆/Y. Para transformadores de distribución trifásicos de dos devanados con relación de 85/23 kV, con capacidad nominal de 30 MVA y conexión ∆/Y. El esquema de protección primaria para este tipo de bancos está formado por los siguientes relevadores: Relevador de presión de gas (63) Relevador diferencial de porcentaje con bloqueo y restricción de armónicas (87T), su zona de protección abarca desde el interruptor propio de banco de 85 kV, hasta los interruptores propios de 23 kV. Relevador de sobrecorriente instantáneo (50), se conecta en cada una de las fases de la estrella formada por los secundarios de los TC´s del lado primario del banco, se utiliza como protección primaria redundante para fallas entre fases en el banco. Relevador de sobrecorriente instantáneo (50N) conectado en el neutro de los TC´s de 85 kV, utilizados para la protección de sobrecorriente (50) del banco. Se emplea para detectar fallas de fase en el lado de 85 kV del banco. 4.3.1.1.1 Relevadores que forman el esquema de protección de respaldo del transformador. El esquema de protección de respaldo se forma por los siguientes relevadores: Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso (51), se conecta en cada una de las fases de la estrella formada por los secundarios de los TC´s del lado primario del banco. Esta unidad se utiliza como protección de respaldo para fallas entre las fases en los alimentadores de 23 kV. Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso conectado en el neutro de los TC´s para 85 kV, utilizados para la protección de sobrecorriente (51) del ESIME-ZAC 53 IPN banco. Se emplea como protección de respaldo para detectar fallas de fase a tierra en el lado de 85 kV del banco. Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso (51T) conectado en el neutro de la estrella del devanado de 23 kV del banco. Se emplea como protección de respaldo para detectar fallas de fase a tierra en el lado de 23 kV del banco y de los alimentadores. 4.3.1.2 Protección de alimentadores de 23 kV. En los alimentadores de distribución la protección que se utilizaba era la protección de sobrecorriente por ser económica y sencilla. Los relevadores no necesitan ser del tipo direccional, debido a que los alimentadores solo tienen un punto de alimentación. La protección de sobrecorriente para alimentadores de distribución de 23 kV se realizaba únicamente con dos relevadores para prever fallas entre fases, conectados en las fases A y C de la estrella formada por los secundarios de los TC’s asignados para esta protección y un relevador para fallas de fase a tierra conectado en el neutro de la misma estrella. La protección de los alimentadores de 23 kV se constituía por los siguientes relevadores: Relevador de sobrecorriente con unidad instantánea y de tiempo inverso (50/51) para protección de fallas entre fases. La unidad instantánea (50) se utilizaba para la protección del alimentador contra fallas francas entre fases de alta magnitud y cercanas a la subestación. La unidad de sobrecorriente de tiempo inverso (51) se utilizaba para la protección del alimentador de fallas entre fases, cubriendo hasta el extremo remoto de la subestación. Relevador de sobrecorriente y de tiempo inverso (50/51) para fallas de fase a tierra. La unidad instantánea (50N) se utilizaba para la protección del alimentador contra fallas francas de alta magnitud ESIME-ZAC 54 y cercanas a la IPN subestación. La unidad de sobrecorriente de tiempo inverso (51N) se utilizaba para la protección del alimentador de fallas de fase a tierra, cubriendo hasta el extremo remoto de la subestación. Las protecciones anteriormente mencionadas son mostradas en la figura 4.1 mostrada a continuación. Figura 4. 1 Diagrama esquemático de protecciones de LyFC 4.3.2 Esquemas normalizados de protección de CFE. Los esquemas normalizados de protección de la Comisión Federal de Electricidad presentan las protecciones mostradas a continuación. ESIME-ZAC 55 IPN 4.3.2.1 Protección de Transformadores de Potencia de dos devanados conectados en ∆/Y mayores de 10 MVA. El esquema de protección de transformadores de potencia de acuerdo a la especificación CFE G0000-62 “Esquemas Normalizados de Protecciones para Transformadores de Potencia” se compone por las siguientes protecciones: Protección diferencial: Las características que debe cumplir esta protección son la siguientes: cumplir con la especificación CFE G0000-81 “Características Técnicas de Relevadores de Protección” [13], La compensación debe ser mediante software para diferentes relaciones y conexiones de TC’s, la operación debe ser tripolar, tener una función de autodiagóstico y un registro oscilográfico de fallas y de eventos. Protecciones propias contenidas en el transformador: Estas protecciones son relevador Buchholz (63T) y un dispositivo de sobrepresión (63P). Protección de imagen térmica contra sobrecarga (49T). Protección de sobrecorriente de fases en lado primario: Cumplir con la especificación CFE G0000-81 [13], la operación debe ser tripolar, realizar función de autodiagnóstico y registro oscilográfico de fallas y eventos. Protección de sobrecorriente a tierra conectada en TC del neutro del transformador: Cumplir con la especificación CFE G0000-81, la operación debe ser tripolar, realizar función de autodiagnóstico y registro oscilográfico de fallas y eventos. ESIME-ZAC 56 IPN Protección de sobrecorriente de fases y neutro residual en el lado secundario: Cumplir con la especificación CFE G0000-81, la operación debe ser tripolar, realizar función de autodiagnóstico y registro oscilográfico de fallas y eventos. Protección para falla de interruptor (50FI) para lado primario: Debe cumplir con la especificación CFE G0000-81, realizar operación tripolar y tener una salida de re-disparo, debe tener temporizadores independientes para la función de re-disparo y disparo, tener una función de autodiagnóstico y tener un registro oscilográfico de fallas y eventos, además de un relevador auxiliar de disparo con bloqueo de cierre y reposición manual. 4.3.2.2 Protección de alimentadores de 23 kV. De acuerdo con la especificación CFE G0000-65 “Esquemas Normalizados de Protecciones para Líneas de Transmisión, Subtransmisión y Distribución” la protección de alimentadores consiste en una protección de sobrecorriente de fases (50/51) y de neutro residual (50N/51N) y debe apegarse a lo siguiente: Debe cumplir con la especificación CFE G0000-81 “Características Técnicas para Relevadores de Protección”. Tener tres unidades de medición de corriente para fallas entre fases y una unidad de medición de corriente para fallas de fase a tierra, con curvas características de operación corriente vs. tiempo seleccionable que cumplan con las normas IEC y ANSI. Tener tres unidades de medición de corriente para fallas entre fases y una unidad de medición de corriente para fallas de fase a tierra, con operación instantánea. Debe contar con salidas de disparo independientes para unidades de tiempo instantáneas. Función de recierre integrada (79). ESIME-ZAC 57 IPN Registro oscilográfico de fallas y eventos, además de una función de autodiagnóstico. Las protecciones descritas anteriormente son mostradas en la figura 4.2. Figura 4. 2 Diagrama esquemático de protecciones de CFE 4.4 Tableros de protección Un tablero de protección, control y medición (PCM) de una subestación tiene por objeto soportar los aparatos y accesorios de control, medición y protección. Para la puesta en servicio de un tablero PCM, es necesario considerar lo siguiente: ESIME-ZAC 58 IPN 4.4.1 Fuente de alimentación de VCD Circuito de protección. Circuito de control. Circuito de medición. Circuito de alarmas locales. 4.4.2 Fuente de alimentación de VCA Circuito de calefacción Circuito de iluminación 4.4.3 Equipos primarios a los que estará asociado Interruptores de Potencia Controles Indicaciones Alarmas/bloqueos Alimentaciones Transformadores de Corriente Señales de corriente para los esquemas de protección y medición Transformadores de Potencial Señales de voltaje para los esquemas de protección y medición 4.4.4 Control supervisorio. Indicaciones del estado de los equipos primarios y/o relevadores ESIME-ZAC 59 IPN Alarmas Bloqueos La interconexión entre los diferentes equipos ubicados en el campo y la caseta se lleva a cabo mediante cables de control, los cuales pueden ser de la siguiente forma: 2 hilos 3 hilos 4 hilos 7 hilos 8 hilos Siendo los colores de los cables Negro, blanco, rojo, verde, azul, naranja, blanconegro, rojo-rayado. 4.4.5 Equipamiento de secciones tipo para transformadores En todas las secciones tipo para protección y control de transformadores, el diseño debe contemplar un banco de transformación por cada sección tipo. Deben incluir transductores para medición de tensión y frecuencia de cada una de las barras cuando se indique. Esquemas de protección los relevadores contenidos en la sección tipo deben trabajar en conjunto para realizar sus tareas de protección y control, con la redundancia adecuada, para lograr el mayor grado de confiabilidad. Se requiere que estos equipos interactúen y envíen sus disparos mediante cables y contactos directamente hasta los interruptores. ESIME-ZAC 60 IPN Los esquemas de protección deben contar con relevadores auxiliares, la cantidad de relevadores auxiliares debe minimizarse, sin demeritar la confiabilidad del esquema de protección. a) Detectar fallas en líneas de transmisión, líneas de distribución en alta y media tensión, barras, equipo primario y alguna otra condición peligrosa o intolerable. b) Deben iniciar o permitir acciones de apertura de interruptores y proveer las señales de alarma para aislar o prevenir fallas en los equipos. c) Debe supervisar cada una de las bobinas de disparo de los interruptores proporcionando una alarma en caso de que la bobina se encuentre abierta. d) Supervisar el desbalance de tensión en las barras y entregar una alarma local y remota. e) Supervisar la alimentación de cada circuito de disparo, de cierre y de casa relevador de protección, mediante un relevador de baja tensión (27). f) Señalizar local y remotamente como alarma los siguientes eventos: operación de los relevadores de protección; falla de tensión en los circuitos de alimentación; operación de las protecciones mecánicas del equipo primario. g) Permitir aislar los disparos locales y remotos, y salidas de control de cada uno de los equipos que conforman la sección tipo, con el fin de supervisar su comportamiento mediante terminales de “block” de pruebas en el frente de la sección tipo. h) Permitir la medición e inyección de tensiones y corrientes, a los equipos que conforman la sección tipo que cuenten con entradas para estas señales, mediante “blocks” de prueba. i) Estos “blocks” deben, como medida de seguridad, al insertar la peineta y en forma automática sin necesidad de puentes externos, realizar lo siguiente: Abrir los circuitos de potencial, Cortocircuitar automáticamente los circuitos de corriente, Permitir los disparos, locales y remotos relacionados al equipo asociado a la peineta, ESIME-ZAC 61 IPN Permitir aislar los comandos de cierre y apertura. 4.5 Puesta a punto y puesta en servicio de los esquemas de protección de la subestación San Francisco Para poder tener confiabilidad y seguridad del esquema de protección a instalar se requiere realizar una puesta a punto antes de la puesta en servicio. La puesta a punto de los esquemas de protección consiste en la preparación y verificación de los esquemas a instalar en la puesta en servicio; dichos esquemas, deben haber sido utilizados con anterioridad para así tener una experiencia en su eficiencia y calidad, a la vez, respetando los criterios de protecciones, establecidos por la empresa (CFE). Para la puesta a punto del esquema de protección, se requiere se cumplan los siguientes puntos [18]: a) Se haga entrega al personal operativo responsable la información correspondiente del esquema de protección. b) La instalación del relevador sea la correcta en la sección correspondiente. c) Las conexiones de todos los puntos en el relevador deben estar firmes, bien apretadas y bien identificadas. d) Los diagramas de conexión deben coincidir en identificación y conexiones con lo realmente instalado en campo. El cumplimiento de los puntos anteriores origina una confianza en la instalación de nuestro esquema de protección, debido al conocimiento previo del área en donde se trabajará. Para este caso, se realizará una puesta a punto a las protecciones 50 y 51 para alimentadores y banco, tanto de fase como de neutro, así como la protección diferencial, utilizando relevadores SEL-351, SEL-787 y SEL-551. Una vez realizada esta puesta a punto de cada protección, se programará una puesta en servicio. La puesta en servicio consiste en la colocación definitiva de los ESIME-ZAC 62 IPN esquemas y equipos de protección, incluyendo las pruebas que esto implica para el funcionamiento correcto del mismo en el sistema eléctrico. Para la puesta en servicio del esquema de protección se requiere que cumpla con los siguientes puntos [18]: a) Se determine y se ajuste el relevador de acuerdo a los estudios técnicos correspondientes en el punto de instalación. b) Se realice medición y faseo de señales de tensión y corriente. c) Se realicen las pruebas eléctricas especificadas en este procedimiento de pruebas. d) Se revisen las pruebas realizadas a los transformadores de potencial (TP) y transformadores de corriente (TC) e) Se revise las pruebas realizadas al cable de control. f) Se revise las pruebas realizadas al esquema de control del interruptor (positivas y negativas) g) Se realicen disparos por relevador a los interruptores asociados. h) Se verifique la operación de las alarmas locales y remotas. i) Se energice el equipo primario correspondiente bajo licencia del área o subárea de control. j) Se de aviso al área o subárea de control de la puesta en servicio del esquema de protección. k) Se registre en el SIAD para el control del inventario, libramiento de Eventos y programa de mantenimiento. 4.5.1 Pruebas a los esquemas de protección. Para la realización de las pruebas a los esquemas de protección, es necesario, que con anterioridad, se conozca el equipo al que se realizarán las pruebas, debido a que, cada instrumento y equipo tiene sus características y ajustes propios de operación. ESIME-ZAC 63 IPN Para el relevador de sobrecorriente es necesario realizar lo siguiente [18]: 4.5.1.1 Inspección visual de ajustes en el relevador Se realizará una inspección visual o verificación externa del relevador, tomando en cuenta principalmente el apriete de conexiones externas. 4.5.1.2 Terminales de prueba Para la realización de las pruebas a las unidades de sobrecorriente instantánea (50) y retardo de tiempo (51) es necesario identificar las terminales de aplicación de corriente y salidas de contactos de disparos de acuerdo a la marca y modelo del relevador a utilizar. 4.5.1.3 Verificación de relevador de sobrecorriente de tiempo (51) Para la verificación de las curvas de operación del relevador de sobrecorriente de tiempo (51) es necesario considerar lo siguiente [18]: a) Verificación de Pick-Up Para una correcta verificación de este ajuste, es necesario aplicar un valor de corriente igual al valor del TAP, hasta que se encienda el LED que indique el arranque de la unidad de sobrecorriente de tiempo (51), esta prueba se tiene que realizar a cada una de las unidades de fase y neutro. Este valor puede ser con una tolerancia de ± 2% del ajuste del TAP (valor de arranque). b) Verificación de las curvas tiempo corriente. Para esta verificación es necesario aplicar corriente al relevador de 1.5, 2, 3, 5 y 7 veces el valor del TAP, con estos múltiplos, se obtienen valores teóricos de tiempo de acuerdo a la palanca y curva a probar indicados en el instructivo de los fabricantes del relevador. Estos tiempos de operación deben de estar dentro de la tolerancia del ± 5%. ESIME-ZAC 64 IPN 4.5.1.4 Verificación de relevador de sobrecorriente instantáneo (50) Para la verificación de este ajuste se debe inyectar corrientes al relevador en las terminales correspondientes, la magnitud de dichas corrientes estará en función de los ajustes del relevador, esta prueba debe realizarse para cada una de las unidades instantáneas de fase y neutro. En la aplicación de corrientes altas, no es recomendable mantenerla por periodos largos. Para la verificación de autodiagnóstico y elementos de supervisión es necesario [18]: a) Verificar la función de autodiagnóstico, la cual debe ser capaz de detectar el correcto funcionamiento de todos sus circuitos electrónicos indicado por contactos de salida y/o LED’s, que pueden ser de la forma siguiente: Revisión de contactos de alarma de falla interna del relevador, mismas que en condiciones normales debe estar abierto. Revisión de “LED’s” de falla “Fail” Revisión de mensajes en el Display b) Verificar la indicación visual en la parte frontal para disparo fase A, fase B, disparo fase C, disparo por unidad residual, disparo por unidad instantánea. Verificar la reposición manual de estas indicaciones. c) Verificar la operación de los contactos para las alarmas locales y remotas d) Verificar la operación de los indicadores que muestren los arranques de la protección, el estado de entradas digitales, de salidas auxiliares y salidas de disparo. ESIME-ZAC 65 IPN e) El elemento de disparo generalmente se conecta a través de un relevador electromecánico de alta velocidad, verificar que el relevador se encuentre en buenas condiciones de operación. f) Para los relevadores que incluyen la función de medición, se verifica los parámetros medidos en base a lo especificado por el fabricante. Registro oscilográfico de fallas Si el relevador cuenta con funciones de registro de oscilografia, verificar la magnitud de corrientes, tensiones y tiempo de operación del relevador, de acuerdo a los valores de prueba que se aplicaron al relevador. Registro de eventos Si el relevador cuenta con funciones de registros de eventos, verificar que la secuencia de eventos, sea congruente con las simulaciones realizadas en las pruebas funcionales. Verificación del Localizador de Fallas Los relevadores que cuentan con localizador de fallas, se deberá verificar su operación, para lo cual se realizará una simulación de falla mediante un software con los parámetros de la línea o circuito de distribución, generando una falla en un punto específico, donde muestre los niveles de corrientes y tensiones que serán aplicados mediante el equipo de prueba. ESIME-ZAC 66 IPN 4.5.2.3. Inyección de corriente al esquema. Para realizar una inyección correcta de corriente al esquema de protección es necesario considerar lo siguiente: a) Verificación de ajustes finales y cableado en general. Realizar inyección de corriente en el lado primario de los TC´s con valor inferior al Pick-Up de la protección, tomar la medición en el lado secundario y comprobar que la relación de transformación es la correcta. Para el relevador microprocesado, verificar la medición en su display y/o a través del software. Realizar esta prueba a cada fase. b) Verificación del circuito de disparo y recierre Para esta verificación se necesita aumentar la inyección de corriente primaria con un valor superior al Pick-Up y mantener la corriente hasta su disparo, en caso que se desee probar el recierre, mantener la inyección de corriente para poder verificar si secuencia completa. Esta prueba se debe realizar en conjunto con el interruptor de potencia cerrado y las cuchillas asociadas abiertas. ESIME-ZAC 67 IPN CAPÍTULO 5 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES 5.1 Introducción Los sistemas eléctricos en la actualidad cuentan con la modernidad de las protecciones, las cuales dan cumplimiento a las características de protección, sin olvidar que la finalidad del esquema de protección es mantener la continuidad del servicio de energía eléctrica y la seguridad del equipo. Cabe señalar que la coordinación de protecciones depende de los criterios que establezca la zona en donde se aplican o el ingeniero encargado de este departamento, pero existen ciertos límites que se mencionaran más adelante y que no deben de ser sobrepasados para lograr una coordinación correcta y eficiente con los demás elementos del sistema. Los elementos considerados a coordinar en la Subestación Eléctrica San Francisco son: 1. RELEVADOR-RESTAURADOR 2. RELEVADOR-FUSIBLE 3. RELEVADOR-SECCIONALIZADOR 4. RELEVADOR-SECCIONALIZADOR-FUSIBLE Dichas coordinaciones se realizaron en el software de simulación de coordinación de protección y cortocircuito ASPEN OneLiner, para observar su comportamiento y eficiencia para así aplicarlas en los relevadores correspondientes de la subestación eléctrica San Francisco y, así posteriormente efectuar las pruebas correspondientes para su puesta en servicio. ESIME-ZAC 68 IPN 5.2. Alimentadores primarios Los alimentadores primarios son la fuente de contribución de energía de las cargas que tienen la subestación. 5.2.1 Clasificación Se puede hacer distinción entre los alimentadores primarios, los cuales son: Tipo rural: alimentador con dos tipos de carga; aquel que alimenta pequeños poblados cuya carga se caracteriza por motores de pequeña capacidad (bombas, molinos, pequeñas industrias) y alumbrado, y los alimentadores que alimentan grandes sistemas de bombeo. Tipo urbano: alimentador que tiene como tipo de carga el alumbrado, pequeños y grandes comercios y pequeñas industrias. Tipo industrial: alimentador que es caracterizado por grandes consumos de energía y por ende grandes motores. Los alimentadores primarios generalmente operan en forma radial y en el caso de existir anillos, estos están normalmente abiertos operando como circuitos radiales alimentando la carga de diferentes subestaciones. La forma en que se protege un alimentador primario se encuentra normalizada en la especificación CFE G000065 “Esquemas Normalizados de Protecciones para Líneas de Transmisión, Subtransmisión y Distribución” [12]. En este documento se indica que la protección debe ser proporcionada relevadores de sobrecorriente de fase conectados en la estrella formada por los secundarios de los TC’s y uno de neutro residual conectado al neutro de estrella formada por los TC’s, además debe existir una función de recierre automático tripolar que permita recerrar el interruptor cuando este abra por acción de los relevadores de sobrecorriente por una falla transitoria, si la falla es permanente el relevador debe tener la habilidad de quedar bloqueado y abierto si después de un número predeterminado de operación para las cuales ESIME-ZAC 69 IPN fue programado no se despeja esta falla. El esquema de protección es como se muestra en la figura 5.1. Figura 5. 1 Esquema de proteccion de alimentador primario 5.3 Protección de alimentadores Los alimentadores de distribución en subestaciones con transformadores mayores a 7 MVA, generalmente cuentan con interruptores de potencia, asociados con relevadores de protección por sobrecorriente (50F/51F, 50N/51N), los relevadores de sobrecorriente de fase deben ser ajustados a una corriente de arranque (PickUp) que permita llevar una determinada sobrecarga para efectos de crecimiento, acciones de operación y mantenimiento, atención de situaciones emergentes. Así mismo debe cuidarse que la corriente secundaria de los TC’s no sea mayor a 5 Ampers y que la corriente de falla máxima o supere los 100 Ampers secundarios, esto con la finalidad de evitar daños y/o saturación en los TC’s. 5.3.1 Ajustes de las unidades de tiempo de sobrecorriente para alimentadores. Para la selección de ajustes de las unidades de tiempo de fases de los alimentadores se deben de considerar los siguientes aspectos: Mayor que la carga máxima del circuito, considerando tanto condiciones normales como de emergencia (enlaces con circuitos de la misma subestación o de otras subestaciones). ESIME-ZAC 70 IPN Menor que la capacidad de conducción (ampacidad) del conductor de la línea troncal. Para la selección de ajustes de la unidad de tiempo de neutro y residuales, se deben tener en cuenta los siguientes aspectos: Mayor que el máximo desbalance existente debido a condiciones de cargas no balanceadas, que por la naturaleza del sistema puede considerarse como una condición normal o tolerable de operación. Menor al 40% del ajuste de la protección de fase, para disponer de una adecuada sensibilidad para la detección de fallas con baja magnitud, mismas que en muchas ocasiones pueden ser menores o comparables a las corrientes de carga. 5.3.2 Ajustes de las unidades instantáneas de sobrecorriente para alimentadores. Para la selección de ajustes de las unidades instantáneas se debe de asegurar que no sobrealcance a las protecciones que tenga delante de ella, se estima que ajustes que cubran máximo el 80% de la longitud existente entre subestaciones y el dispositivo de protección más cercano sobre la línea. Sin embargo, si la distancia de la línea es muy corta puede presentarse sobrealcance entre protecciones adyacentes. Por esta razón se debe determinar una distancia mínima entre ambos dispositivos para justificar el empleo de unidades instantáneas y que en términos de niveles de falla establece que se requiere como minimo un valor de 1.6 veces entre el valor de falla del primer dispositivo con respecto al valor de falla del segundo dispositivo. Si esta relación mínima no se llega a cumplir se recomienda bloquear la unidad instantánea. 5.4 Criterios de coordinación de protecciones de sobrecorriente. En una subestación prácticamente la totalidad de las fallas son de naturaleza permanente, en las redes de distribución un alto porcentaje de los disturbios que se presentan son de naturaleza transitoria [11]. Bajo estas condiciones y ESIME-ZAC 71 IPN considerando las características de los equipos de protección utilizados en sistemas de distribución, se puede establecer que existen dos tipos de de dispositivos de protección para sistemas de distribución, en función de la naturaleza de la falla. Dispositivos de protección contra fallas permanentes: son aquellos que por sus características de operación, requieren ser reemplazados o restablecidos para re-energizar un elemento del sistema que se ha visto sometido a una falla. Los equipos típicos para esta aplicación son fusibles y seccionalizadores. Dispositivos de protección contra fallas transitorias: son aquellos que por sus características de operación, disponen de la función de autorestablecimiento o recierre automático y no requiere ser reemplazado o restablecido para re-energizar un elemento del sistema que se ha visto sometido a una falla de naturaleza transitoria. Los equipos típicos para esta aplicación son restauradores e interruptores con relevadores de protección y recierre automático. En base a lo anterior se afirma que dependiendo del tipo de fallas que pueden presentarse en un sistema, podrían aplicarse distintos tipos de dispositivos de protección. Si la red está sujeta únicamente a fallas de naturaleza permanente como es el caso de circuitos, redes o transiciones subterráneas, basta con ubicar por cada elemento identificable, un dispositivo de protección contra fallas permanentes a través de un fusible o un seccionalizador. Si la red estuviera sujeta únicamente a fallas de naturaleza transitoria, bastaría con ubicar estratégicamente en función de sus zonas de protección, un interruptor o restaurador al inicio del alimentador y tantos restauradores como fuera necesario para cubrir la totalidad del circuito. Sin embargo, en las redes de distribución aéreas, no se puede asegurar bajo ninguna circunstancia que estarán ajenas a una falla de naturaleza permanente, dadas sus características de vulnerabilidad hacia agentes externos al sistema [11]. Por estas razones una red de distribución aérea debe de contemplar la aplicación de dispositivos para protegerla tanto para fallas de naturaleza ESIME-ZAC 72 IPN transitoria, como para fallas de naturaleza permanente. Lo anterior significa que deben coexistir de manera coordinada ambos tipos de dispositivos, siendo mediante una aplicación adecuada de los criterios de coordinación se puede lograr una selectividad optima del sistema de protección, para que de esta forma, en caso de que ocurriese una falla, el equipo de protección correspondiente opere de acuerdo con la naturaleza de la falla presentada. Para una correcta aplicación de los dispositivos tanto para fallas transitorias como para fallas permanentes se deben seguir algunos criterios [8,11] para que estos operen de forma adecuada dependiendo del tipo de falla que se presente y así mantener la mayor selectividad posible en el esquema de protección. Dichos criterios son producto del análisis de las características particulares de operación de cada uno de los dispositivos y de cómo deben interactuar esas características entre dos o más dispositivos adyacentes. Los criterios establecen las reglas para definir la coordinación adecuada entre dichos dispositivos. Es importante señalar que las prácticas y políticas empleadas en cuanto a la protección de sobrecorriente en sistemas de distribución, tienden a variar sustancialmente entre unas compañías eléctricas y otras. Los siguientes criterios y filosofías de coordinación de protección de sobrecorriente, corresponde a los que comúnmente aplica la Comisión Federal de Electricidad [8,11]. 5.4.1 Criterio de coordinación relevador-restaurador. La aplicación de este tipo de arreglo se presenta generalmente de dos maneras dentro de un sistema de distribución. Entre dispositivos ubicados en una misma subestación (protección de banco en baja tensión – protección de alimentador). Entre dispositivos instalados en ubicaciones remotas (protección de alimentador – protección sobre la línea de distribución). ESIME-ZAC 73 IPN Este criterio establece que debe existir un margen mínimo de coordinación de 0.3 a 0.4 segundos [8,11] entre las curvas características tiempo-corriente de los dos dispositivos de protección, para la máxima corriente de cortocircuito común a ambos equipos. La aplicación de este criterio en el primero punto se vuelve crítica, debido a que no se deben presentar disparos simultáneos de ambos dispositivos, ya que el equipo de respaldo (relevador) además de ser la protección general de la subestación, carece de la función de recierre automático, por lo que una operación del mismo representa una interrupción prolongada a todos los alimentadores asociados a esa barra. Para el segundo punto, la aplicación del criterio es más flexible, donde para ciertas aplicaciones se permite un disparo simultáneo durante la última operación del restaurador. Tal flexibilidad corresponde a que el dispositivo de respaldo en este caso corresponde al alimentador de distribución y al disponer de la función de recierre automático, no origina una interrupción prolongada sobre la totalidad del circuito. En la figura 5.2 se muestra la aplicación de este criterio. Figura 5. 2 Coordinacion Relevador-Restaurador ESIME-ZAC 74 IPN 5.4.2 Criterio de coordinación relevador – fusible. La aplicación de este tipo de arreglo se da fundamentalmente entre dispositivos ubicados en diferente localidad, el relevador en una subestación como protección de un ramal sobre la línea de distribución. El criterio establece que debe existir un margen mínimo en tiempo de coordinación cuando menos 0.3 segundos entre la curva MCT del fusible y la característica del relevador para la máxima corriente de cortocircuito común a ambos dispositivos. Tomando como base el arreglo de la figura 5.3 es posible realizar la coordinación de protecciones de diferentes maneras, observando las siguientes consideraciones: Figura 5. 3 Arreglo de alimentador primario con falla Si el ramal B-C es muy importante, puede emplearse un restaurador. Sin embargo, si por diversas razones no se justifica el empleo de tal dispositivo se recomienda la aplicación del siguiente criterio, mostrado en la figura 5.4. Figura 5. 4 Coordinación relevador-fusiblen con operación selectiva de la unidad instantanea. ESIME-ZAC 75 IPN Con la operación selectiva de la unidad instantánea del relevador de sobrecorriente, para cualquier falla en ese ramal, el primer disparo lo efectúa el propio relevador, re-energizando el circuito a través del relevador de recierre o de la función de recierre. Posteriormente al cerrar el interruptor es inhibida o bloqueada la acción de la unidad instantánea del relevador, de tal forma que si la falla persiste, se fundirá el fusible debido al margen de coordinación de 0.3 segundos. Las ventajas de este esquema corresponden a que el 85% de las fallas son eliminadas en el primer disparo, y de esta forma al primer recierre del interruptor ya no sea necesario reponer el fusible. Las desventajas derivan en que afecta a un mayor número de usuarios por falla en un ramal en el caso de que esta sea transitoria, por lo tanto no es conveniente sensibilizar la operación por instantáneo en el relevador para todos los ramales con fusible. Como alternativa al criterio anterior, se puede recortar el ajuste de la unidad instantánea del relevador, aumentando el ajuste de su corriente de operación, para que de esta forma no detecte fallas en la zona de cobertura del fusible. Además se hace necesario eliminar el arreglo selectivo de operación de la unidad instantánea, con lo cual esta solo será solo función de la magnitud y por lo tanto de la ubicación de la falla. Este arreglo se muestre en la figura 5.5. Figura 5. 5 Coordinacion relevador-fusible ESIME-ZAC 76 IPN 5.4.3 Criterio de coordinación relevador - seccionalizador. Un seccionalizador es un equipo de seccionamiento de línea, es decir, que solo desconecta la línea, este equipo no tiene la capacidad interruptiva para corrientes de falla, su capacidad es solo para carga nominal del circuito al cual está instalado. Si la corriente que circula a través del seccionalizador es mayor a 160% de la capacidad nominal de su bobina y el dispositivo de protección interrumpe la falla, el seccionalizador realiza una cuenta, si la falla persiste el proceso anterior se repite hasta que se llega a la cantidad preseleccionada de recuentos en el seccionalizador, abriendo este sus contactos de manera que desconecta el circuito al cual está conectado y debiéndose reponer de forma manual [11]. La operación del seccionalizador la realiza cuando el circuito se encuentra desenergizado. Puesto que los seccionalizadores no poseen característica de operación tiempocorriente, la coordinación con un relevador no requiere de un criterio donde se definan márgenes de tiempo entre curvas. Por lo tanto para estos dos dispositivos es necesario cumplir con los siguientes aspectos para cumplir con su criterio: 1. El número máximo de conteos ajustados en el seccionalizador debe ser menor o igual al número de recierres ajustados en el relevador. 2. La corriente mínima de falla en la zona de cobertura del seccionalizador sea superior al 160% de la capacidad nominal de su bobina o su corriente mínima de conteo. 3. Se debe asegurar que cualquier falla en la zona de cobertura del seccionalizador, sea detectada por el relevador. 4. La curva de daño del seccionalizador debe estar por encima de la característica tiempo-corriente del relevador. 5.4.4 Criterio de coordinación relevador-seccionalizador-fusible. La aplicación de este tipo de arreglo se da entre dispositivos ubicados en diferentes puntos en un alimentador, el relevador en una subestación como protección de un alimentador, el seccionalizador como equipo de seccionamiento ESIME-ZAC 77 IPN de un ramal sobre el mismo circuito de alimentación y el fusible como protección de un subramal derivado del ramal donde se ubica el seccionalizador. Para realizar la coordinación en la operación de estos tres dispositivos se siguen los siguientes pasos: 1. El relevador y el fusible se coordinan de acuerdo al criterio de coordinación relevador-fusible, con la opción de disparo selectivo de la unidad instantánea (50) del relevador. 2. El relevador de recierre automático debe ajustarse a un mínimo de 3 intentos de recierre, y con una secuencia de operación para el interruptor de un disparo instantáneo (50) y tres disparos retardados (51). 3. El relevador y el seccionalizador se coordinan de acuerdo al criterio del relevador seccionalizador. Con un ajuste único de 3 conteos para el seccionalizador. 5.5 Coordinación de protecciones en subestación San Francisco La coordinación de protecciones en la subestación San Francisco se dará por las protecciones en el alimentador, transformador y el restaurador más cercano a esta. 5.5.1 Cálculo de ajustes para protección del transformador y alimentadores Para la coordinación de protecciones en la subestación San Francisco se requiere el cálculo de ajustes para cada relevador tomando en cuenta todos los criterios de la Comisión Federal de Electricidad. Estos criterios utilizados se muestran en las tablas siguientes: ESIME-ZAC 78 IPN Tabla 5. 1 Criterios utilizados en el transformador Ajuste 51 FASES 51 NEUTRO Pick-Up 200 % de la corriente nominal del transformador Pick-up / RTC 1 segundo como máximo 40% de la corriente nominal del transformador Pick-up / RTC 1 segundo como máximo La corriente a 20 veces la nominal no debe ser máxima a 100 A La corriente a 20 veces la nominal no debe ser máxima a 100 A TAP Palanca RTC Los criterios anteriores son utilizados para la protección de sobrecorriente existente en el neutro por el lado de baja tensión y una protección de sobrecorriente de fases utilizada en el lado de alta tensión. Tabla 5. 2 Criterios utilizados en alimentadores. Ajuste Pick-Up TAP Palanca ESIME-ZAC 50 FASES Falla trifásica al 80 % de la longitud entre el relevador y el próximo restaurador. S1 FASES 50 NEUTRO 200% de la carga Falla máxima del monofásica circuito. al 80% de la longitud entre el relevador y el próximo restaurador Pick-up / RTC Tiempo de operación no mayor a 0.7 segundos para poder coordinar con interruptores de alta tensión. 79 51 NEUTRO 40% de la carga máxima del circuito. Pick-up / RTC Tiempo de operación no mayor a 0.7 segundos. IPN 5.5.2 Cálculo de ajustes de protección de sobrecorriente en alimentadores y transformador. Los ajustes correspondientes a las protecciones de sobrecorriente de la subestación, se realizan utilizando los criterios mostrados en la tabla 5.2 “Criterios utilizados en alimentadores” y serán para librar fallas en los siguientes casos: Los ajustes que se calcularan, serán para librar fallas en los siguientes casos: a) Fallas existentes en el transformador en un tiempo máximo de operación de 1 segundo b) Fallas existentes entre el transformador y el alimentador en un tiempo máximo de operación de 0.7 segundos. c) Fallas existentes entre el restaurador más cercano a la subestación y el alimentador, en un tiempo de operación máximo de 0.4 segundos. Los datos iníciales con los cuales se comenzará el cálculo de ajustes para las protecciones de sobrecorriente en la subestación son los siguientes: Capacidad de transformador: 30MVA Tensión del transformador en el lado de alta (Vp): 85 kV Tensión del transformador en el lado de baja (Vs): 23 kV Relación de transformación 85kV (𝑅𝑇𝐶85𝑘𝑉 )= 800/5 = 160 Relación de transformación 23kV (𝑅𝑇𝐶23𝑘𝑉 )= 600/5 = 120 Las corrientes de cortocircuito trifásicas como monofásicas en el bus de 23 kV son: Icc3Φ= 4463 A, Icc1Φ= 4085 A (Corrientes generadas en ASPEN) Con estos valores se comienza el cálculo de la corriente en ambos devanados del transformador, los cuales se muestran a continuación: La corriente en el lado de baja tensión es: ESIME-ZAC 80 IPN 𝐼𝑛𝑜𝑚 23𝑘𝑉 =( 𝑀𝑉𝐴 )=( 3 (𝑘𝑉 𝐿−𝐿 𝑠𝑒𝑐 ) 30𝑀𝑉𝐴 3 (23𝑘𝑉) )= 753.065 (5.1) La corriente en el lado de alta tensión es: 𝐼𝑛𝑜𝑚 85 𝑘𝑉 = (𝐼𝑛𝑜𝑚 𝑉𝑠 23𝑘𝑉 ) (𝑉 ) 𝑝 85 = (753.065)( 23 ) =203.77 (5.2) Las corrientes de sobrecarga se calculan de la siguiente manera La corriente de sobrecarga en el lado de baja, por criterio de la Comisión Federal de Electricidad es el 200% de la corriente nominal, esto es: I𝑠𝑜𝑏𝑟𝑒𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎23𝑘𝑉 = (𝐼𝑛𝑜𝑚 23𝑘𝑉 )(2)=1506.131 (5.3) La corriente de sobrecarga en el lado de alta tensión es el 200% de la corriente nominal esto es: I𝑠𝑜𝑏𝑟𝑒𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎85𝑘𝑉 = (𝐼𝑛𝑜𝑚 85𝑘𝑉 )(2)=407.541 (5.4) Con los datos anteriores se realiza el cálculo de los ajustes que se utilizarán para poner en servicio el relevador 351 en la subestación San Francisco, los cuales se presentan a continuación: 5.5.2.1 Protecciones de sobrecorriente en el transformador Las protecciones de sobrecorriente correspondientes en el transformador son: Protección con retardo de tiempo de fases en el lado de alta tensión Protección con retardo de tiempo al neutro en el lado de baja tensión. Para cada protección es necesario el cálculo de su TAP, múltiplo de TAP (MT) y su dial de tiempos (TD). 5.5.2.1.1 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo en el lado de alta tensión. Se tiene una corriente de cortocircuito trifásica en el bus de 23 kV de: ESIME-ZAC 81 IPN Icc3Φ = 4463 A. TAP 51= I𝑠𝑜𝑏𝑟𝑒𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 85 𝑘𝑉 𝑅𝑇𝐶 85 𝑘𝑉 = 407.541 160 = 2.547 A (5.5) Debido a que la falla en el bus de 23 kV es vista en el lado de 85 kV se tiene que referenciar en el lado de alta tensión, para lo cual se realiza lo siguiente: 𝑉𝑠 23𝐾𝑉 Icc3Φ A.T.= (Icc3Φ B.T.) (𝑉𝑝 ) = (4463) (85𝐾𝑉 ) = 1207.63 A (5.6) El múltiplo de tap para el ajuste de la palanca será de: Icc 3Φ A.T. MT=( 𝑇𝐴𝑃 )= (𝑅𝑇𝐶 85 𝑘𝑉 ) 1207 .63 2.547 (160) = 2.963 A (5.7) La fórmula para seleccionar la palanca (TD) es obtenida del manual del relevador 351 mostrada a continuación: 0.0104 Tp= TD*(0.0226 + 𝑀𝑇 0.02 −1) Donde: (5.8) Tp: Tiempo de operación del relevador en segundos TD: ajuste del dial de tiempos MT: corriente aplicada en múltiplos de la corriente de operación Con la formula anterior, se proce a calcular el ajuste del dial de tiempos (TD), despejándolo y con un tiempo de operación de 1 segundo tenemos: TD= 𝑇𝑂 (0.0226 + 0.0104 ) 𝑀𝑇 0.02 −1 = 1 (0.0226 + = 2.015 0.0104 ) 2.963 0.02 −1 (5.9) 5.5.2.1.2 Protección de sobrecorriente al neutro del transformador en el lado de baja tensión La protección de sobrecorriente con retardo de tiempo en el neutro del transformador es calculada de la siguiente manera: ESIME-ZAC 82 IPN El TAP es calculado con el 40% de la corriente nominal del transformador entre la relación de transformación (RTC), esto es: 𝐼 753.06 𝑛𝑜𝑚 23 𝐾𝑉 𝑇𝑎𝑝51𝑁𝑇 = (0.4)( 𝑅𝑇𝐶 )= (0.4)( 120 23 𝐾𝑉 )=2.51 (5.10) Se tiene una corriente monofásica de: Icc1Φ = 4085 A Posteriormente, se realiza el cálculo del múltiplo de TAP (MT). MT= Icc 1Φ = Tap (𝑅𝑇𝐶 23 𝑘𝑉 ) 4085 2.51 (120) = 13.5612 (5.11) Aplicando de igual forma la fórmula para obtener el dial de tiempos y con un tiempo de operación de 1 segundo se tiene: TD= 𝑇𝑂 (0.0226 + 0.0104 ) 𝑀𝑇 0.02 −1 = 1 (0.0226 + = 4.61 0.0104 ) 13 .5612 0.02 −1 (5.12) 5.5.2.2. Protecciones de sobrecorriente en alimentadores En los alimentadores de la Subestación es necesario tener una protección de sobrecorriente instantánea y una protección de sobrecorriente con retardo de tiempo, capaces de detectar fallas monofásicas, bifásicas, bifásicas a tierra y trifásicas. Los cálculos de las protecciones de sobrecorriente en los alimentadores solo se realizaran en un solo alimentador, debido a que, todos los alimentadores presentan las mismas características y con este cálculo pueden ser configurados los otros alimentadores. 5.5.2.2.1. Protección de sobrecorriente instantánea en alimentadores (50F). Este tipo de protección de sobrecorriente en el alimentador tiene 2 tipos los cuales son: ESIME-ZAC 83 IPN 1. Protección de sobrecorriente instantánea de fases (50F), realizada para fallas trifásicas o bifásicas. 2. Protección de sobrecorriente instantánea al neutro (50F), realizada para fallas monofásicas o bifásicas aterrizadas. 5.5.2.2.1.1 Protección de sobrecorriente instantánea de fases en alimentadores (50F) Para este tipo de protección en los alimentadores se tienen los siguientes datos: a) Corriente de cortocircuito trifásica al 80% de la línea. Icc3Φ80%= 3106 b) Relación de transformación del Transformador de corriente RTC= 120 Con los datos anteriores se procede al cálculo del Pick-Up instantáneo, el cual será de: 50F= Icc 3Φ80% 120 = 25.8833 A (5.13) 5.5.2.2.1.2 Protección de sobrecorriente instantánea al neutro en alimentadores (50N) Para este tipo de protección en los alimentadores, se tienen los siguientes datos: a) Corriente de cortocircuito monofásica al 80% de la línea. Icc1Φ80%= 2158 A b) Relación de transformación del Transformador de corriente RTC= 120 Con los datos anteriores procedemos al cálculo del Pick-Up instantáneo, el cual será de: ESIME-ZAC 84 IPN 50NAlim-Neutro= Icc 1Φ80% 120 = 17.9833 A (5.14) 5.5.2.2.2 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo en alimentadores. La protección con retardo de tiempo en alimentadores, es utilizada como protección de respaldo y esta es coordinada con las protecciones de retardo de tiempo del transformador. La protección de sobrecorriente con retardo de tiempo en alimentadores puede ser de 2 tipos: 1. Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo de fases, realizada para librar fallas trifásicas o bifásicas. 2. Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo al neutro, realizada para librar fallas monofásicas o bifásicas aterrizadas. Para cada protección con retardo de tiempo es necesario el cálculo de TAP, múltiplo de TAP (MT) y el dial de tiempos (TD). 5.5.2.2.2.1 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo de fases en alimentadores. Para el cálculo del TAP para la protección de sobrecorriente de retardo de tiempo se tienen los siguientes datos: La capacidad del banco es 30MVA, teniendo 4 alimentadores, la potencia es dividida y para cada alimentador es de 7.5 MVA. Para 7.5 MVA en cada alimentador se tiene una corriente nominal de: 𝐼𝑛𝑜𝑚 𝐴𝑙𝑖𝑚 =( 𝑀𝑉𝐴 𝐴𝑙𝑖𝑚 )=( 3 (𝑘𝑉 𝐿−𝐿 𝑠𝑒𝑐 ) 7.5 𝑀𝑉𝐴 3 (23𝑘𝑉) )= 188.266 A (5.15) Esta corriente nominal es utilizada al 200% para el cálculo de corriente de sobrecarga, teniendo así: ESIME-ZAC 85 IPN 𝐼𝑆𝑜𝑏𝑟𝑒𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝐴𝑙𝑖𝑚 −𝐹 = (2)( 𝐼𝑛𝑜𝑚 𝐴𝑙𝑖𝑚 )= 376.532 A La corriente de cortocircuito trifásica al 100% del alimentador y el próximo restaurador es de: Icc3Φ-Alim= 2882 A Con la corriente de sobrecarga al 200% se calcula el TAP correspondiente a la protección con retardo de tiempo, obteniendo lo siguiente: 𝐼 𝑇𝐴𝑃51−𝐴𝑙𝑖𝑚 =( 𝑆𝑜𝑏𝑟𝑒𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝐴𝑙𝑖𝑚 −𝐹 𝑅𝑇𝐶 23𝑘𝑉 )= ( 376.532 120 )=3.137 A (5.16) Una vez obtenido el TAP se procede a calcular el múltiplo de TAP (MT). MT= Icc 3Φ Tap (𝑅𝑇𝐶 23 𝑘𝑉 = ) 2882 3.137 (120) = 7.654 (5.17) Aplicando la fórmula para obtener el dial de tiempos y con un tiempo de operación de 0.7 segundo se tiene: TD= 𝑇𝑂 (0.0226 0.0104 + ) 𝑀𝑇 0.02 −1 = 0.7 (0.0226 + = 2.564 0.0104 ) 7.654 0.02 −1 5.5.2.2.2.2 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo al neutro en alimentadores. Para esta protección se tienen los siguientes datos: Cada alimentador tiene 7.5 MVA. La corriente nominal es de 188.266 A Esta corriente nominal es utilizada al 40% para el cálculo de corriente de sobrecarga, teniendo así: 𝐼𝑆𝑜𝑏𝑟𝑒𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝐴𝑙𝑖𝑚 −𝑁 = (0.4)( 𝐼𝑛𝑜𝑚 𝐴𝑙𝑖𝑚 )= 75.306 A (5.18) La corriente de cortocircuito monofásica al 100% del alimentador y el próximo restaurador es de: ESIME-ZAC 86 IPN Icc1Φ-Alim= 1929 A Con la corriente de sobrecarga anterior se calcula el TAP correspondiente a la protección de sobrecorriente con retardo de tiempo, obteniendo lo siguiente: 𝐼 Tap=( 𝑆𝑜𝑏𝑟𝑒𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑅𝑇𝐶 𝐴𝑙𝑖𝑚 −𝑁 23𝑘𝑉 )= ( 75.306 120 )=0.6275 A (5.19) Una vez obtenido el TAP se procede a calcular el múltiplo de TAP (MT). MT= Icc 1Φ Tap (𝑅𝑇𝐶 23 𝑘𝑉 = ) 1929 0.6275 (120) = 25.6152 (5.20) Aplicando la fórmula para obtener el dial de tiempos y con un tiempo de operación de 0.7 segundo se tiene: TD= 𝑇𝑂 (0.0226 0.0104 + ) 𝑀𝑇 0.02 −1 = 0.7 (0.0226 + = 3.9371 0.0104 ) 25 .6152 0.02 −1 (5.21) Una vez obtenidos los ajustes de sobrecorriente para las protecciones de alimentadores y de transformador, se utiliza el software ASPEN para realizar la coordinación de estas protecciones, esta coordinación se realiza de la siguiente manera: 1. Introducción de los ajustes de las protecciones a coordinar en la red eléctrica simulada. 2. Generación de fallas monofásicas y trifásicas en el bus de 23 kV, así como en el alimentador al 100% entre el relevador y la próxima protección, de la subestación San Francisco. 3. Visualización de las curvas de tiempo corriente obtenidas a partir de los ajustes de cada protección, estas curvas se analizan para las fallas anteriormente generadas, observando que, las curvas de protección de sobrecorriente de fases y las de neutro respondan a los tiempos establecidos por el criterio de coordinación. A continuación se visualiza la coordinación mediante las curvas de operación: ESIME-ZAC 87 IPN La falla entre fases en el bus de 23 kV es detectada por la protección 51F del transformador. Esto se observa en la figura 5.6, donde la curva de la protección 51F del transformador está desplazada horizontalmente por un factor igual a la relación de transformación, debido a que la falla del bus de 23 kV es vista en el lado de alta tensión del transformador, con una corriente menor. Para una falla de fase a tierra en el bus de 23 kV la protección que la detecta es la protección 51NT del transformador. Esto se observa en la figura 5.7, donde la curva de la protección 51NT del transformador opera en un tiempo de 1 segundo. Para una falla entre fases en el punto donde se encuentra el próximo elemento de protección, la protección que la detecta es la 51F del alimentador en un tiempo de 0.7 segundos, posteriormente la protección el 51F de banco detacta en primera instancia esta falla es la protección que primero actúa es la protección de fases del alimentador, su protección de respaldo es el 51F del transformador, esto se observa en la figura 5.8. ESIME-ZAC 88 IPN . Figura 5. 6 Coordinación de protecciones para falla trifásica en el bus de 23kV ESIME-ZAC 89 IPN Figura 5. 7 Coordinación de protecciones para falla monofásica en el bus de 23kV ESIME-ZAC 90 IPN Para una falla entre fases en el punto donde se encuentra el próximo elemento de protección, la protección que detecta esta falla es la 51F del alimentador en un tiempo de 0.7 segundos, la protección que respalda es el 51F del transformador, esto se observa en la figura 5.8. Figura 5. 8 Coordinación de protecciones para falla trifásica al próximo elemento de protección ESIME-ZAC 91 IPN Para una falla entre fase y neutro, ocurrida en el lugar donde se encuentra el próximo elemento de protección, la protección que detecta esta falla primero, es la 51N del alimentador, en un tiempo de 0.7 segundos. La protección que respalda es el 51NT. Esto se observa en la figura 5.9 Figura 5. 9 Coordinación de protecciones para falla monofásica al próximo elemento de protección ESIME-ZAC 92 IPN 5.5.3 Cálculo de ajustes de protección diferencial de porcentaje del Transformador La protección diferencial de porcentaje del transformador es una protección primaria, es decir, en caso de falla esta protección es la que primero actúa librando la falla dentro de su zona de protección y así proteger de cualquier daño el transformador. Actualmente con el uso de relevadores microprocesados la implementación de esta protección es relativamente sencilla, es suficiente con calcular las corrientes nominales secundarias en tanto en alta como en baja tensión y proporcionárselas al relevador, además información relacionada con su potencia, conexión de sus devanados, defasamiento entre corrientes y la tensión de operación, como se muestra a continuación: Para obtener la corriente en lado primario y secundario del transformador se hace uso de la siguiente fórmula: 𝐼= 𝑀𝑉𝐴 𝑥 1000 (5.22) 3𝑘𝑉 𝐿−𝐿 Con lo cual se obtienen las corrientes a ambos lados del transformador: 85𝑘𝑉 𝐼𝑝𝑟𝑖𝑚 = 30 𝑥 1000 23𝑘𝑉 𝐼𝑠𝑒𝑐 = 30 𝑥 1000 3 𝑥 85 3 𝑥 23 = 203.77 𝐴 (5.22) = 753.06 𝐴 (5.22) La relación de transformación de los transformadores de corriente son 800:5 y 1200:5 de lado de alta tensión y baja tensión respectivamente. Para calcular el TAP en para estas dos corrientes se hace uso de la siguiente fórmula: 𝑇𝐴𝑃 = ESIME-ZAC 𝑀𝑉𝐴 𝑥 1000 𝑥 𝐶 (5.22) 3 𝑘𝑉 𝐿−𝐿 𝑥 𝑅𝑇𝐶 93 IPN Donde “C” un factor igual a “1” para una conexión en estrella de los secundarios de los TC’s y “ 3 “para una conexión en delta de los secundarios de los TC’s. Puesto que la conexión de los TC’s en ambos lados del trasformador es en estrella el factor “C” es igual a 1, y por lo tanto el TAP para cada lado del transformador es: 𝑇𝐴𝑃1 = 𝑇𝐴𝑃2 = 30 𝑥 1000 𝑥 1 3 𝑥 85 𝑥 160 30 𝑥 1000 𝑥 1 3 𝑥 23 𝑥 240 = 1.27 (5.22) = 3.13 (5.22) Posteriormente se procede a determinar el defasamiento angular entre las corrientes de alta tensión y baja tensión, con lo que se determinara el grupo vectorial al que pertenece la conexión del trasformador. La secuencia de fases que se conecta al transformador del lado de alta tensión es de la forma ACB, por lo tanto la secuencia que se obtiene a la salida del transformador es también ACB. Tomando como referencia la corriente de línea del lado de alta tensión del transformador se compara con la corriente de fase del lado de baja tensión y de esta forma se obtiene el defasamiento angular entre ambas tensiones, debido a la secuencia de fases que se presenta en el transformador el defasamiento angular entre ambas corrientes es de 30º, puesto que la corriente de línea del lado de alta tensión se toma como la referencia al momento de realizar la compensación y la corriente del lado de baja tensión está adelantada respecto de esta tensión, el grupo vectorial al que pertenece esta conexión es el grupo Dy11. De esta forma se compensan las corrientes y estos ajustes se introducen en el relevador para que este realice la compensación internamente. Una vez obtenido el defasamiento angular de las corrientes, se procede a determinar el ajuste de las pendientes de la característica de operación de la protección diferencial. Para la primera pendiente se elige un ajuste del 25% Para la segunda pendiente se elige un ajuste del 50% ESIME-ZAC 94 IPN Para la restricción de armónicas, se utilizan las principales armónicas presentes durante la energización que son la segunda y cuarta armónica y las que se presentan durante la sobre excitación del transformador que es la quinta armónica. Para la restricción de la segunda armónica se elige un ajuste del 15%. Para la restricción de la cuarta armónica se elige un ajuste del 15%. Para la restricción de la quinta armónica se elige un ajuste del 30%. ESIME-ZAC 95 IPN Conclusiones Durante el proyecto realizado con la temática de “Protecciones Eléctricas en la Subestación San Francisco”, ubicada en la ciudad de Toluca, Estado de México, Subgerencia de Distribución Zona Valle de México Sur de la Comisión Federal de Electricidad, se generaron experiencias de trabajo, a través de las cuales se pudo vincular la teoría con la práctica, generando una variedad de aprendizajes significativos, que muestran la formación alcanzada en la carrera de ingeniería eléctrica. Lo aprendido en razón a lo proyectado permite expresar lo siguiente: La instalación de relevadores microprocesados permitió generarnos criterios personales para el uso e implementación de relevadores en sistemas de protección. Estos criterios son sustentados con las mejoras y ventajas que estos proporcionan en el sistema, entre las que destacan, la reducción de personal en la subestación y el número de funciones que cada relevador microprocesado puede cubrir. El uso del software ASPEN-OneLiner para el estudio de cortocircuito y coordinación de protecciones, represento para nosotros una significativa y poderosa herramienta de trabajo, con la cual logramos realizar un estudio completo y certero de las capacidades de cortocircuito y una adecuada coordinación de protecciones de la subestación San Francisco, acorde con el “Procedimiento para la Coordinación de Protecciones de Sobrecorriente en Sistemas de Distribución”. Siendo de vital importancia para el uso de este software, el conocimiento de la teoría básica de la protección de sistemas eléctricos. Para conocer y comprender el funcionamiento de los esquemas de protección, se realizo un detallado seguimiento presencial del equipo de protección en conjunto con el personal de CFE en la Subestación, utilizando la información disponible que existía al momento de iniciar este proyecto, con el objetivo de generáramos una ESIME-ZAC 96 IPN visión global de la operación de los esquemas de protección. Con esto se pudo concretar un diagnostico final de la operación y la problemática que existía. Habiendo determinado la operación del sistema y diagnosticando el problema en la incorrecta operación de los relevadores instalados se decidió en conjunto con el personal de CFE atender el problema, con la decisión final de cambiar dichos relevadores. Con la solución a la problemática explícitamente determinada, se dispuso a realizar la actividad donde nosotros, como parte del equipo de trabajo y supervisados por el personal de CFE, auxiliamos en la sustitución de los relevadores marca ARTECHE y la instalación de los nuevos relevadores marca SEL, donde finalmente con el conocimiento adquirido en nuestros cursos escolares universitarios, el proporcionado por nuestros asesores técnicos y el adquirido de forma autodidacta se logro realizar esa tarea. Haciendo notar que se nos presentaron dificultades de índole técnica durante el cambio y puesta en servicio de los relevadores, entre los que destacan la conexión de los relevadores de protección con las señales eléctricas provenientes de los TC’s de protección, es decir, el identificar las terminales y puntos de conexión para cada una de dichas señales eléctricas en el relevador y, las pruebas al esquema de protección debido a nuestra poca experiencia en dicha actividad, salvándose la dificultad con el oportuno apoyo y asesoramiento de los asesores técnicos. Una vez realizadas las tareas de cambio de relevadores y las pruebas pertinentes a los esquemas de protección utilizando un equipo simulador de fallas, apegados a la normatividad especificada por la CFE, se pudo afirmar que el uso de los relevadores microprocesados instalados en la subestación San Francisco, mejoraron la operación del sistema de protección en el sentido de mayor confiabilidad en las operaciones del relevador ante fallas, la posibilidad de implementar la automatización de la subestación, una comunicación con el relevador de fácil interpretación y rapidez en cuanto al software que se utiliza para ESIME-ZAC 97 IPN la realización de las tareas de comunicación, visualización y/o cambio de ajustes, interpretación fiable de los resultados ante fallas y el apego a la normatividad de CFE en cuanto a los relevadores de protección aprobados por el listado actualizado LAPEM-05L. Finalmente, con el cumulo de experiencia adquirida durante tan importante y estimulante trabajo para nuestra formación profesional, consideramos que después de esta ardua labor poseemos las habilidades practicas para realizar este tipo de trabajo y, sin demeritar el trabajo técnico realizado, pensamos que es de vital importancia poseer el conocimiento básico necesario para coordinación de protecciones en sistemas eléctricos de potencia, razón por la cual, en base a la experiencia adquirida durante la realización de este trabajo y con la ayuda y asesoría de los ingenieros a cargo, podemos afirmar que adquirimos y contamos con los conocimientos y habilidades necesarias para realizar un correcto estudio de coordinación de protecciones, entendiéndose por correcto lo que a juicio y criterio de un ingeniero en protecciones resulte necesario para el estudio y coordinación de protecciones, y para esta tesis en particular, en la “Subestación San Francisco 30 MVA 85/23 kV” con 4 alimentadores conectados en anillo normalmente abiertos, operando como circuitos radiales. Apegándonos y aplicando los criterios de coordinación que dictamina el “Procedimiento para la Coordinación de Protecciones de Sobrecorriente en Sistemas de Distribución” de la CFE, resaltando que los criterios fueron utilizados como una guía y reafirmando que son las observaciones y el criterio propio del ingeniero de protecciones el que prevalece al momento de diseñar e implementar la respectiva coordinación de protecciones. ESIME-ZAC 98 IPN Bibliografía. [1] Enriquez Harper, Gilberto, (2005) Protección de Instalaciones Eléctricas Industriales y Comerciales, LIMUSA. [2] IEEE 100 The Authoritative Dictionary of IEEE Standards Terms, Seventh Edition (2000). [3] IEEE Std. 551-2006 Recommended Practice for Calculating Short-circuit Current in Industrial and Commercial Power Systems. [4] Enriquez Harper, Gilberto, (2002) Fundamentos de Protección de Sistemas Eléctricos por Relevadores, LIMUSA [5] Cuaderno Técnico No.158 “Calculo de Corrientes de cortocircuito”. Schneider Electric. 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