protecciones basico.

GERENCIA REGIONAL DE TRANSMISIÓN NORTE
Subgerencia de Protección y Medición
TITULO
CURSO BÁSICO DE PROTECCIONES
DURACIÓN 40 h.
FACILITADOR:
ING. RAMIRO ESCALERA OROZCO
[email protected]
G. R. T. N.
Noviembre / 2010
Curso básico de Protecciones
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Subgerencia de Protección y Medición
REGLAS
:
• CELULARES EN MODO DE SILENCIO
• SALIDAS DEL AULA
FORMA DE CALIFICAR:
%
%
%
%
100%
TAREAS
PARTICIPACIÓN
PRÁCTICA
EVALUACIÓN
+ PUNTOS EXTRAS
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Subgerencia de Protección y Medición
OBJETIVO GENERAL DEL CURSO.
El participante será capaz de reconocer los diferentes arreglos de subestación
que existe, la nomenclatura utilizada, así como los esquemas de protección que
debe de llevar en los sistemas eléctricos de potencia, conocerá su principio de
operación, conocerá también la simbología que se muestran en los diagramas
esquemáticos para su interpretación y se familiarizará con los controladores de
bahía al realizar las maniobras de libranza de un equipo..
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Subgerencia de Protección y Medición
INTRODUCCIÓN
La moderna sociedad esta basada en la disponibilidad de un suministro continúo de la
energía eléctrica. La demanda de energía eléctrica esta creciendo rápidamente pero
las fuentes de ésta son limitadas.
La explotación de fuentes de energía localizadas remotamente y la construcción de
grandes plantas térmicas tienen por resultado una gran transferencia a través de
grandes distancias y la concentración de redes eléctricas en las urbes de gran
demanda.
Las líneas de Transmisión, son los elementos en un sistema de potencia mayormente
expuestos a todos tipos de fallas; es también el elemento que tiene mayor impacto por
el continuo desarrollo. El costo de construcción de nuevas líneas de transmisión es
muy alto y su ejecución lleva un tiempo considerable.
Por lo tanto, una de las cuestiones principales de la planeación de los sistemas de
potencia es conocer y/o encontrar la solución aceptable técnica y económicamente
que asegure la disponibilidad de transmisión de potencia eléctrica.
Estas soluciones pueden incluir el desarrollo de sistemas EHV y UHV (extra alta
tensión y ultra alta tensión) que incluyen grandes líneas de transmisión con
compensación serie o paralelo, en voltajes de 400 KV hasta 800 KV, así como
también recierres monopolares para incrementar la transferencia de energía; así
mismo cuando se diseñen subestaciones con arreglos de 1 ½ interruptor para
incrementar la disponibilidad.
Comisión Federal de Electricidad en su desarrollo continuo como una empresa de
servicio, ha llegado a ser, en sus 50 años de vida, una de las mas grandes en el
mundo, cuando no la mayor. Su desarrollo ha ido a la par con la sociedad moderna,
construyendo grandes plantas con la técnica más moderna, así mismo en lo que a
protecciones eléctricas se refiere.
Desde principios de siglo XX, los relés electromecánicos han protegido los sistemas
eléctricos de potencia. Conforme la tecnología electrónica ha avanzado, los relés
estáticos han tomado su lugar.
Alrededor de 1970 los sistemas de protección
estáticos tienen su aparición con equipo de prueba integrado y funciones de
monitoreo continuo, utilizándose éstos en gran escala en sistemas de potencia en
EHV. Estos sistemas de protección estáticos han contribuido grandemente a la
operación estable de los sistemas de 400 KV y 230 KV en México con alto
rendimiento y confiabilidad.
Sin embargo, continuamente se incrementa la capacidad y complejidad y por ende el
de los sistemas de protección, los cuales han ido evolucionando hasta contar con
esquemas tan sofisticados que utilizan el mínimo cantidad de equipos periféricos,
como son los tableros integrales.
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INDICE
1.- NOMENCLATURA
2.- DIAGRAMAS UNIFILARES .....................................................................................
3.- FILOSOFÍA DE LAS PROTECCIONES..................................................................
4.- TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO ........................................................
5.- ESQUEMAS DE PROTECCIONES ..........................................................................
6.- PRINCIPIOS DE OPERACIÓN ................................................................................
7.- INTERPRETACIÓN DE DIAGRAMAS ESQUEMÁTICOS .................................
8.- ACCESO A RELEVADORES ....................................................................................
9.- VISITA A SUBESTACIÓN.........................................................................................
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CAPITULO 1
NOMENCLATURA
OBJETIVO ESPECIFICO
El participante conocerá la nomenclatura que se utiliza dentro de la CFE y podrá
identificar con ello el equipo eléctrico primario, así como también será capaz de
identificar en los diagramas esquemáticos los relevadores y equipos misceláneos de
acuerdo a las normas aplicadas a nivel Internacional ANSI (American National Standards
Institute), además de las Reglas de despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional
que rige a la CFE.
1.1
NOMENCLATURA SEGÚN LAS REGLAS DE DESPACHO
A continuación se enuncian los artículos del reglamento de despacho y operación del
sistema eléctrico nacional que se aplica en la Comisión Federal de Electricidad, con el fin
de conocer como se conforma la nomenclatura para cada equipo eléctrico primario que
se encuentra en operación en las instalaciones de la CFE.
Artículo 171.- Para la segura y adecuada operación la nomenclatura para identificar
voltajes, estaciones y equipos será uniforme en toda la republica mexicana. Deberá
además facilitar la representación gráfica por los medios técnicos o tecnológicos
disponibles en la operación.
Artículo 172.- Será obligatorio el uso de la nomenclatura en la operación.
Artículo 173.- Las Áreas de Control se deberán identificar por los números siguientes:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
AREA CENTRAL
AREA ORIENTAL
AREA OCCIDENTAL
AREA NOROESTE
AREA NORTE
AREA NORESTE
AREA BAJA CALIFORNIA
AREA PENINSULAR
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Artículo 174.- Las tensiones de operación (voltajes) se identificarán por la siguiente
tabla de colores:
400 KV
230 KV
De 161 hasta 138 KV
De 115 hasta 60 KV
De 44 hasta 13.2 KV
Menor de 13.2 KV
AZUL
AMARILLO
VERDE
MORADO / MAGENTA
BLANCO
NARANJA
Este código de colores se aplicará en tableros mímicos, dibujos, unifilares y monitores de
computadora.
Artículo 175.- La identificación de la estación, se hará con el número del Área de
Control seguida de la combinación de tres letras, y es responsabilidad de cada Área de
Control asignarla, evitando que se repita esta identificación dentro del Área.
Artículo 176.- Para distinguir la identificación entre dos estaciones con nomenclatura
igual de Áreas Control diferentes, se tomarán en cuenta el número de identificación de
cada Área.
Artículo 177.- La nomenclatura de las estaciones se definirá con las siguientes normas:
La abreviatura del nombre de la instalación más conocida, por ejemplo:
Querétaro QRO
Las tres primeras letras del nombre, por ejemplo:
Pitirera PIT
Las iniciales de las tres primeras sílabas, ejemplo:
Mezatepec MZT
Para los nombres de dos palabras se utilizarán las dos primeras letras de la primera
palabra, y la primera letra de la segunda palabra, o la primera letra de la primera palabra
y las dos primeras de la segunda, ejemplo:
Río Bravo
RIB
Pto. Escondido PES
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Se tomarán otras letras para evitar repeticiones, en el caso de agotarse las posibilidades
anteriores, ejemplo:
Manzanillo
MNZ
Artículo 178.- La identificación del equipo de una instalación determinada, se hará con
cinco dígitos. Como única excepción y sujeto a revisiones posteriores, los alimentadores
de distribución (radiales) en 34.5 KV y voltajes inferiores conservarán la nomenclatura
de cuatro dígitos en las instalaciones.
Artículo 179.- El orden que ocuparán los dígitos de acuerdo a su función, se hará de
izquierda a derecha:
PRIMERO
SEGUNDO
TERCERO Y
CUARTO
Tensión de operación
Tipo de equipo
Número asignado al equipo (las combinaciones que
Resulten) del 0
Al 9 para el tercer digito, combinando del 0 al 9 del cuarto
Digito. En el caso de agotar las combinaciones, el tercer
Digito será reemplazado por letras en orden alfabético.
QUINTO
Tipo de dispositivo.
Artículo 180.- TENSIÓN DE OPERACIÓN. Está definido por el primer carácter
alfanumérico de acuerdo a lo siguiente:
TENSIÓN EN KV
DESDE
0.0
2.41
4.17
7.00
16.60
44.10
70.10
115.10
161.10
230.10
500.10
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HASTA
2.40
4.16
6.99
16.50
44.00
70.00
115.00
161.00
230.00
499.00
700.00
NÚMERO
ASIGNADO
1
2
3
4
5
6
7
8
9
A
B
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Artículo 181.- TIPO DE EQUIPO. Este definido por el segundo carácter numérico de
acuerdo a lo siguiente:
NO
EQUIPO
1
2
3
4
5
6
7
8
9
0
Grupo generador – transformador (unidades generadoras)
Transformadores o auto transformadores
Líneas de Transmisión o alimentadores
Reactores
Capacitores (serie o paralelo)
Equipo Especial
Esquema de interruptor de transferencia o comodín
Esquema de interruptor y medio
Esquema de interruptor de amarre de barra
Esquema de doble interruptor lado barra número 2
Artículo 182.- NUMERO ASIGNADO AL EQUIPO. El tercero y cuarto dígito definen
el número económico del equipo de que se trate y su combinación permite tener del 00 al
Z9.
Artículo 183.- TIPO DE DISPOSITIVO. Para identificarlo se usa el quinto dígito
numérico que especifica el tipo de dispositivo de que se trata.
NO
DISPOSITIVO
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Interruptor
Cuchillas a barra uno
Cuchillas a barra dos
Cuchillas adicionales
Cuchillas fusibles
Interruptor en gabinete blindado ( extracción )
Cuchillas de enlace entre alimentadores y/o barras
Cuchillas de puesta a tierra
Cuchillas de transferencia
Cuchillas lado equipo (líneas, transformador, generador,
reactor capacitor)
Artículo 184.- Las barras se identifican en la forma siguiente:
B1
B2
BT
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Tensión en KV
Tensión en KV
Tensión en KV
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Por ejemplo:
B1
B2
BT
115 KV que significa barra uno de 115 KV
115 KV que significa barra dos de 115 KV
115 KV que significa barra de transferencia de 115 KV
Artículo 185.- Para identificar a los equipos se utiliza la siguiente nomenclatura
U
T
AT
R
C
CEV
Unidad
Transformador (todo equipo de transformación)
Auto transformador
Reactor
Capacitor
Compensador Estático de VAR´s
Artículo 186.- Cuando se trate de grupo generador y transformador, se debe
identificar con el mismo número, por ejemplo: Si el generador se identifica como U
10, el transformador se identifica como T 10.
Como se ve en el ejemplo anterior, no se usan guiones entre la letra y el número, sino
un espacio.
Artículo 187.- En esquema de interruptor y medio, para designar el tercer digito del
interruptor medio se forma el cuarto digito del interruptor que conecta a la barra uno,
y para designar el cuarto digito del interruptor medio se toma el cuarto digito del
interruptor que conecta a la barra dos.
En todo caso esta regla se aplicará a juicio del Área de Control en lo particular.
Artículo 188.- Las cuchillas en esquema de interruptor y medio, se identifican de
acuerdo a la barra a la cual se conectan.
Artículo 189.- En esquema de barra seccionada, cada sección se identifica con letras.
Para formar la nomenclatura de las cuchillas de enlace entre secciones de barra, se
consideran: el segundo digito como caso especial (seis); el tercer digito es
considerado que las secciones se numeran y se utiliza el 1 al 9; el cuarto digito se
forma con el número de la sección que conecta la cuchilla y el quinto digito será seis.
Artículo 190.- Para la identificación de los interruptores en el esquema de barras en
anillo, se utilizarán los cuartos dígitos de las líneas o equipos adyacentes como
tercero y cuarto dígitos de su nomenclatura, el segundo digito invariablemente será
ocho.
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Artículo 191.- La identificación de cuchillas en esquemas de barras en anillo, se
numeran de acuerdo al movimiento de las manecilla del reloj, empezando con el
digito tres (cuchilla adicional) para un extremo del interruptor y con el digito seis
(cuchillas de enlace entre alimentadores y/o barras), para el otro extremo del
interruptor de que se trata.
Artículo 192.- Para la identificación de equipo encapsulado en hexafluoruro de
azufre, con elementos múltiples de puesta a tierra, se tomará como referencia la
nomenclatura utilizada en los Anexos No. 3
Artículo 193.- Todo el equipo se identifica por el código alfanumérico antecedido
por la abreviatura de la instalación de que se trata, por ejemplo: VAE 92120, excepto
para líneas, la cuales se identifican además con la abreviatura de la instalación a la
cual llega dicha línea, por ejemplo: VAE A3120 TUL
Artículo 194.- Los diagramas unifilares de la instalación (estación), deben elaborarse
en tamaño carta o doble carta, para el caso de la nomenclatura, con una nota en la
parte inferior izquierda que diga: todos los números van antecedidos de la abreviatura
de la instalación de que se trata, por ejemplo: Todos los números van antecedidos de
“VAE”
Artículo 195.- La nomenclatura en el campo. Debe hacerse pintando el fondo color
amarillo con letras y números en color negro y de tamaño tal, que puedan ser vistos a
una distancia prudente.
Artículo 196.- Las cuchillas de tierra, deberán ser pintadas con franjas alternadas en
amarillo, negro y rojo en mecanismo de operación.
Artículo 197.- Los casos que se presenten y no estén cubiertos dentro de esta
nomenclatura, se someterán a la consideración del primer nivel de operación para la
solución correspondiente.
1.2
NOMENCLATURA DE LOS ELEMENTOS DE CONTROL
La nomenclatura usada generalmente en la práctica común en todo el mundo, en relación
a las funciones de varios relevadores y equipo misceláneo que se aplica dentro de la CFE
esta basado en la normativa de estandarización de funciones de dispositivos ANSI / IEEE
(AMERICAN NATIONAL STANDARD INSTITUTE)
Los números clave de dispositivos mayormente usados son los siguientes:
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Clasificación de Elementos de Control según normas A.N.S.I antes A.S.A
No. A.N.S.I.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
Definición
Elemento maestro de control.
Relevador de retardo de tiempo.
Relevador de bloqueo o verificador de
secuencia de operación.
Relevador maestro de arranque.
Relevador maestro de paro.
Arrancador.
Interruptor de ánodos.
Interruptor de energía de control.
Contactor de inversión de operación.
Contactor de inversión de secuencia.
Reservado para aplicación futura.
Dispositivo de sobrevelocidad.
Dispositivo de velocidad sincrónica.
Dispositivo de baja velocidad.
Relevador para control de igualación de
frecuencia o velocidad
Reservado para aplicación futura.
Interruptor para descarga de devanado de
excitación.
Aparatos de aceleración o desaceleración.
Contactor de transisión arranque-operación.
Válvula operada eléctricamente.
Relevador de distancia (impedancia).
Interruptor para igualación.
Dispositivo de control de temperatura.
Reservado para aplicación futura.
Relevador de supervisión de sincronismo.
Dispositivo detector de temperatura.
Relevador de bajo voltaje.
Reservado para aplicación futura.
Contactor de aislamiento.
Relevador de señalización.
Contactor para conexión de excitación
separada.
Relevador de potencia direccional
Contactos límite
Contactor de secuencia de operación
accionado por motor.
Dispositivo de operación sobre escobillas o
anillos deslizantes.
Relevador de polarización.
Relevador de baja corriente o baja potencia.
Relevador de protección condiciones
anormales en chumaceras.
Reservado para aplicación futura.
Relevador de pérdida de campo.
Interruptor de campo.
Interruptor de conexión de una máquina a su
fuente cuando ésta ya está rodando.
Selector de transferencia o selector.
Contactor de arranque de una unidad en
secuencia cuando la unidad anterior a ella en
la secuencia no arranca.
Reservado para aplicación futura.
Relevador de corriente de secuencia de fases
negativa.
Relevador de voltaje de secuencia de fase
negativa.
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48
Relevador de secuencia de operación
incompleta.
49
Relevador térmico para máquina o generador.
50
Relevador instantáneo de sobrecorriente.
51
Relevador de sobrecorriente con retardo de
tiempo.
52
Interruptor de potencia en corriente alterna.
53
Relevador de voltaje de excitación.
54
Relevador de sobrecorriente directa de alta
velocidad.
55
Relevador de factor de potencia.
56
Relevador de aplicación automática de la
excitación.
57
Relevador para `puesta a tierra o en corto
circuito.
58
Relevador de falla de encendido en el ánodo.
59
Relevador de sobrevoltaje.
60
Relevador de voltaje balanceado.
61
Relevador de corriente balanceada.
62
Relevador de paro con retardo de tiempo.
63
Relevador de sobrepresión de gas o líquido.
64
Relevador de puesta a tierra por falla en
aislamiento.
65
Generador.
66
Contador de operaciones.
67
Relevador de sobrecorriente direccional.
68
Relevador de supervisión de disparo.
69
Dispositivo permisivo de dos posiciones.
70
Reóstato eléctricamente operado.
71
Reservado para aplicación futura.
72
Interruptor de potencia en corriente directa.
73
Contactor para conexión de resistencias.
74
Relevador de alarma.
75
Mecanismo de cambio de posición.
76
Relevador de sobrecorriente directa.
77
Generador o transmisor de pulsos.
78
Fasómetro o relevador de pérdida de
sincronismo.
79
Relevador de recierre de circuitos de corriente
alterna.
80
Reservado para aplicación futura.
81
Relevador de frecuencia.
82
Relevador de recierre de circuitos de corriente
directa.
83
Relevador de selección o transferencia
automática.
84
Mecanismo cambiador de derivaciones en
transformadores o reguladores de voltaje.
85
Relevador de hilo piloto o de onda portadora.
86
Relevador de disparo con reposición normal.
87
Relevador de protección diferencial.
88
Motor auxiliar.
89
Cuchillas.
90
Regulador.
91
Relevador de voltaje direccional.
92
Relevador de potencia y voltaje direccional.
93
Relevador para incremento de voltaje de
excitación
94
Relevador de disparo.
95 a 99 Usados para aplicaciones específicas en
estaciones en particular y que no tengan
número apropiado de los descritos del 1 al 94.
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Como en la lista anterior se muestra que existen algunos números reservado para futuras
aplicaciones, es para el caso de los que no están contemplados en este listado.
CONCLUSIONES
Hasta este momento hemos visto como se identifica el equipo eléctrico primario de
acuerdo a las normas de despacho del centro de control así como también hemos
conocido los números ANSI que rigen a nivel mundial para la identificación de
relevadores y equipo misceláneo, lo cual nos será muy útil para comprender los
diagramas unifilares así como también los diagramas esquemáticos
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CAPITULO 2
DIAGRAMAS UNIFILARES
OBJETIVO ESPECIFICO
Conocer la simbología y diferentes tipos de arreglo de subestación de acuerdo a
los diagramas unifilares
INTRODUCCION
Los sistemas eléctricos de potencia están compuestos en términos generales por los
siguientes subsistemas:
•
•
•
•
•
Generación de Energía
Transmisión
Subestaciones
Distribución
Consumo
Cada subsistema contiene a su vez, diferentes componentes físicos.
Por razones técnico-económicos, la energía se genera, transmite y distribuye en
forma trifásica.
El diagrama completo para un sistema trifásico rara vez es necesario para llevar la
más uniforme y detallada información acerca del sistema. De hecho, el diagrama
completo frecuentemente esconde, en vez de clarificar, la información que buscamos
desde el punto de vista del sistema. En este capítulo vemos lo que significa un
diagrama unifilar y cómo éste describe el sistema.
2.1 DIAGRAMA UNIFILAR
Un sistema trifásico equilibrado se resuelve siempre como un circuito monofásico,
formando por una de las tres líneas y un neutro de retorno; por esta razón, muy rara
vez, es necesario representar en el esquema del circuito, más de una fase y el neutro.
Con frecuencia se hace todavía otra simplificación mayor, suprimiendo el cierre del
circuito por el neutro e indicando sus partes componentes por medio de símbolos
normalizados, mejor que por sus circuitos equivalentes. Los parámetros del circuito
no se indican, y la línea de transmita simplificación de un sistema eléctrico se le
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llama diagrama unifilar. Representa por medio de una línea simple y de símbolos
normalizados, a las líneas de transmisión y aparatos asociados de un sistema
eléctrico.
El objeto de un diagrama unifilar es suministrar de manera concisa los datos más
significativos e importantes de un sistema.
La importancia de las diferentes
características de un sistema varía según el problema que se considere y la cantidad
de información que se incluye en el diagrama depende del fin para el que se desea.
Por ejemplo, la colocación de los interruptores y los relés no tiene importancia en un
estudio de cargas; por tanto, éstos no se podrán si el fin primario del diagrama es
realizar tal estudio. Por otra parte, la determinación de la estabilidad de un sistema
en condiciones de régimen transitorio, resultantes de un falla, depende de la
velocidad con la que los relés e interruptores del circuito aíslen la parte con falla del
sistema. Por tanto, la información sobre los interruptores pude ser de importancia
trascendental. Algunas veces, los diagramas unificares incluyen información sobre
los transformadores de corriente y de tensión que unen los relés al sistema o que
están instalados para medida. La información contenida, pues, en un diagrama
unifilar, varía según el problema que se estudia y según la práctica de la compañía en
particular que lo prepare.
La “American National Standads Institute” (ANSI) y el “Institute of Electrical and
Electronic Engineers” (IEEE) han publicado un conjunto de símbolos normalizados
para los diagramas eléctricos1. No todos los autores siguen esos símbolos de una
forma consistente especialmente en la representación de transformadores. la fig.
muestra algunos símbolos comúnmente usados. Para el que no trabaje
constantemente con diagramas unifilares es más claro indicar una máquina
determinada por medio del símbolo básico seguido de información sobre su tipo y
régimen.
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ARREGLO BARRA PRINCIPAL Y BARRA DE TRANSFERENCIA
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EN LA TENSIÓN 115KV Y 230KV SE TIENE ARREGLO DE BARRA PRINCIPAL Y
BARRA AUXILIAR, EN LA TENSIÓN DE 400 KV EL ARREGLO ES TIPO ANILLO.
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ARREGLO DE BARRA PRINCIPAL Y BARRA AUXILIAR
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ARREGLO BARRA 1, BARRA2 Y BARRA DE TRANSFERENCIA
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ARREGLO INTERRUPTOR Y MEDIO
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CONCLUSIONES
En este capítulo hemos visto los diferentes tipos de arreglos de subestación que
se menajan dentro de la Gerencia Regional de Transmisión Norte así como sus
principales ventajas y características de cada tipo de subestación, lo cual se
maneja de manera similar en el resto del país.
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CAPÍTULO 3
FILOSOFIA DE LAS PROTECCIONES.
OBJETIVO ESPECIFICO
Comprender las características que debe tener un esquema de protección, así como sus
principales ventajas y desventajas.
INTRODUCCIÓN
El rápido avance de la tecnología del semiconductor en años recientes, ha permitido
introducir una computadora como base “relé digital” en los relés de protección formado
un sistemas digital de protección.
En su etapa temprana de desarrollo, el relé digital ha sido inferior al relé convencional,
prácticamente en dos aspectos, tamaño y economía, puesto que utiliza una mini
computadora; pero el avance de la tecnología del semiconductor ha permitido el
desarrollo de la microcomputadoras y microprocesadores, seguido por su aplicación de
los relés digitales, los cuales en México estuvieron en etapa de experimentación con
resultados satisfactorios en los años 80´s.; se han puesto en servicio varias subestaciones
digitales con gran éxito, sin embargo en México apenas en la actualidad se ha iniciado la
puesta en servicio de este tipo de Instalaciones, aunque los relevadores Digitales se han
venido usando desde los años 90´s.
3.1.-SISTEMAS DE PROTECCIÓN.
El principal compromiso de los esquemas de protecciones aplicados en los Sistemas
Eléctricos de Potencia es:
•
•
•
Detectar todas las fallas eléctricas u otras condiciones anormales de operación.
Desconectar un mínimo de equipo del Sistema de Potencia.
Restablecer en forma rápida a la condición normal de operación.
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3.2
REQUERIMIENTOS DE LOS RLEVADORES DE
PROTECCIÓN.
En principio, ¿Qué es un relevador?; el Instituto de Ingenieros Electricistas y
Electrónicos IEEE lo define como “un dispositivo Eléctrico/Electrónico diseñado para
interpretar condiciones de entrada de manera prefijada bajo cierta especificación para
encontrar una respuesta que cause un cambio en el circuito de control asociado; dichas
condiciones de entrada son usualmente del tipo eléctrico, pero pueden ser mecánicos,
térmicos, etc. Los requerimientos fundamentales para el diseño de los relevadores, son
los mencionados a continuación:
a) VELOCIDAD
% Reducir daño / evitar riesgo en personal y equipo
% Reducir esfuerzo y fatiga en equipo
% Reducir ionización
% Incrementar la transferencia de potencia.
Aspectos que perjudican la rapidez
• Saturación de transformadores de corriente TC´S.
• Transitorios de alta frecuencia
• Medición antes de saturación del TC
• Medición al cruce por cero
• Transitorios de dispositivos de potencial DP´S.
• Medición del cambio de voltaje
• Medición en frecuencia fundamental
b) SENSIBILIDAD
% Detectar fallas de baja aportación de corriente
ASPECTOS QUE AFECTAN LA SENSIBILIDAD.
¾
¾
¾
¾
¾
¾
¾
Carga
Transitorios de alta frecuencia
Errores en estado estable
Corrientes magnetizantes
Alta resistencia de falla
Líneas largas
Alimentación débil (WEAK INFEED)
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Subgerencia de Protección y Medición
c) SELECTIVIDAD
% Desconecta solo el equipo fallado.
La selectividad se logra mediante las características siguientes:
¾ DIFERENCIAL
La característica diferencial debe ser inmune a grandes corrientes, lográndolo
mediante un circuito de restricción.
¾ DIRECCIÓN
Los principales factores que afectan a esta característica son:
• Transitorios de alta frecuencia.
• Cierre bajo falla
• Filtros
• Polarización de fases sanas y memoria.
• Voltajes y corrientes reversibles.
& AU, AI
¾ ALCANCE
Los factores que la afectan son:
• Transitorios de alta frecuencia
• Líneas largas/Líneas cortas/Líneas paralelas
• Carga
•
Características de medición óptima.
¾ FASE
Algunos factores que la afectan son:
• Carga
• Corrientes asimétricas
• Selector de fase independiente de la carga
d) CONFIABLIDAD ¾ DISPONIBILIDAD
El termino confiabilidad tiene dos aspectos
DEPENDIBILIDAD + SEGURIDAD
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Subgerencia de Protección y Medición
o Dependibilidad es el grado de certeza que en relé ó un sistema de reles
opere correctamente; dicho en otras palabras, es la habilidad de operar
correctamente cuando se requiera.
o Seguridad se relaciona al grado de certeza que un relé o un sistema de
reles no opere incorrectamente, o sea la habilidad para evitar una falsa
operación durante condición normal, o en fallas y problemas de su zona
de operación designada.
Los principales factores que afectan la confiabilidad son:
™
™
™
™
™
™
Tipo de sistema de protección
Principio de medición
Calidad del relevador
Ajustes
Mantenimiento
Actualización por modificación
CONCLUSIONES
Hasta aquí hemos visto las lo que es un esquema de protección, un relevador y
su principal compromiso con el sistema eléctrico de potencia, así como también
las ventajas y desventajas que puede encontrarse en la aplicación de los
mismos.
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Subgerencia de Protección y Medición
CAPÍTULO 4
TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO
OBJETIVO ESPECIFICO
Conocer los diferentes tipos de transformadores de instrumento que existen,
pruebas que se le practica así como también los tipos de conexión que se
aplican para cada circuito.
INTRODUCCIÓN
Los transformadores de instrumento se utilizan para alimentar relevadores o dispositivos
de control. Su función principal en un sistema eléctrico, es reducir las magnitudes de
tensión y de corriente a valores normalizados y no peligrosos, para permitir el empleo de
aparatos de medición y protección, también normalizados, pues resultan mas económicos
y se pueden manipular sin peligro.
Hay dos tipos de transformadores de instrumentos:
ƒ
ƒ
Transformador de corriente
Transformador de tensión o potencial.
A continuación se describen estos tipos de transformadores de instrumento, así como
también los diferentes tipos de conexión que se utilizan en la CFE.
4.1
Transformador de corriente.
El transformador de corriente “ TC “ es un dispositivo en donde la corriente secundaria,
en condiciones normales de operación es prácticamente proporcional y guarda una
relación constante con la corriente primaria. Además conectando los TCs adecuadamente
el ángulo de defasamiento entre la corriente primaria y secundaria es cercano a cero, por
lo que, para propósitos de protección , se considera que ambas corrientes están en fase.
El primario del TC esta conectado en serie con el circuito que se desea controlar, en tanto
que el secundario esta conectado a los circuitos de corriente de uno o varios aparatos
medición, relevadores o dispositivos de control, todos ellos conectados en serie.
Un TC puede tener uno o varios devanados secundarios, bobinados sobre uno o varios
circuitos magnéticos separados.
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GERENCIA REGIONAL DE TRANSMISIÓN NORTE
Subgerencia de Protección y Medición
4.1.1 Tipos de transformadores de corriente.
De acuerdo a su forma de construcción hay tres tipos de TCs que son:
¾ TC de primario bobinado. ( TC de ajuste )
Como su nombre lo indica este tiene un primario con mas de una vuelta, los devanados
primario y secundario están completamente aislados a sus respectivos rangos de tensión y
ensamblados permanentemente en un núcleo de hierro laminado. Esta construcción
permite una alta precisión en los rangos más bajos.
¾ TC tipo barra ( Pedestal ).
Este también tiene los devanados primario y secundario completamente aislados y
ensamblados permanentemente en un núcleo de hierro laminado. El devanado primario
generalmente es un conductor tipo barra, que pasa a través de la ventana del núcleo.
¾ TC tipo dona o ventana ( bushing ).
Este tiene el devanado secundario completamente aislado y ensamblado
permanentemente, formando un bobinado toroidal alrededor del núcleo de hierro
laminado. El conductor primario pasa a través de la ventana del núcleo y sirve como
devanado primario. Este conductor puede ser un cable, una barra en un barraje colector o
el núcleo de una boquilla pasa tapas.
4.1.2 Construcción.
Los TCs pueden estar construidos con uno o varios circuitos magnéticos, según las
necesidades particulares de su utilización. Los transformadores van provistos de un solo
circuito magnético cuando alimentan un solo aparato y tiene una función bien definida.
Cuando el TC va provisto de núcleos separados, cada circuito magnético alimenta
aparatos que tengan una función definida por ejemplo: un transformador que tenga tres
circuitos magnéticos o devanados puede alimentar:
El primero, la medición de precisión.
El segundo, Protección primaria por ejemplo, protección diferencial de transformador.
El tercero, protecciones de respaldo.
Un TC construido con varios devanados ( 1-4 devanados ) se comporta, teóricamente,
como si se tratase de dos o mas TCs completamente diferentes, ya que solo el bobinado
primario es común mientras que los circuitos magnéticos y los devanados secundarios
están completamente separados e independientes.
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GERENCIA REGIONAL DE TRANSMISIÓN NORTE
Subgerencia de Protección y Medición
4.2
Características:
4.2.1 Relación de transformación.
Se expresa en términos de corriente nominal primaria a corriente nominal secundaria.
Los valores de corriente nominal se han normalizado. En las tablas 4.1 y 4.2 se muestran
los valores normalizados de corrientes primarias. El valor normalizado de la corriente
secundaria es de 5 amperes.
Tabla “B”
Tabla “A”
Tabla “A” Relaciones de transformación normalizadas para transformador de corriente
del tipo bushing con derivaciones.
Tabla “B” Relación de transformación normalizada para transformador de corriente del
tipo de pedestal.
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Subgerencia de Protección y Medición
4.2.2 Corriente permanente.
Es la capacidad de conducción continua y debe ser igual o mayor que el valor nominal de
la corriente en el circuito donde se usa el TC. Un valor adecuado es del orden de 3 o 4 A
secundarios a plena carga.
4.2.3 Corriente térmica de cortocircuito.
Es el valor eficaz de la corriente primaria simétrica de cortocircuito que puede soportar el
TC durante un segundo, con el devanado secundario en cortocircuito sin exceder una
temperatura dada, en cualquier devanado.
Donde:
It ≥ Icc √ ( t + 0,5x 50)
f
KA
4.2.4 Tensión nominal de aislamiento.
Debe ser cuando menos igual a la tensión mas elevada del sistema en que se utilice el
TC. Se puede tomar un valor superior, cuando las condiciones de la instalación lo
requieran; por ejemplo, en ambientes salinos o con alto nivel de contaminación o
altitudes superiores a los 1000 m.s.n.m.
Tensiones nominales de aislamiento para transformadores de corriente.
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4.2.5 Carga secundaria (Burden ).
Es el valor en ohms de la impedancia formada por los instrumentos conectados al
secundario del TC incluyendo los cables de conexión . La tabla 4.4 muestra las cargas
normalizadas para TCs , donde la carga secundaria normalizada es la impedancia del
circuito secundario, correspondiente a la potencia de precisión con corriente nominal .
Ejemplo.
Para una potencia de precisión de 50VA con una corriente nominal de 5 amperes se
tiene:
Z= 50 = 2 Ω
52
Cargas normalizadas para transformadores de corriente ( Norma ANSI C57.13-1968 )
4.2.6 Potencia nominal.
Es la potencia aparente secundaria para corriente nominal. Generalmente esta indicada
en la placa de características y se expresa en VA , aunque también se puede expresar en
ohms ( ohms= VA/A2 ).
Para escoger la potencia nominal de un TC se suman las potencias de todos los aparatos
que están conectados en serie con su devanado secundario, tomando en cuenta la
potencia disipada por el efecto joule en los conductores de conexión. Se selecciona el
valor normalizado inmediato superior a la cifra obtenida, para esto hay que referirse a la
columna “ potencia aparente “ de la tabla 4.4.
4.2.7 Clases de precisión.
La norma ANSI define la clase de precisión como el error máximo admisible, en
porciento, que el transformador puede introducir en la medición de potencia. En la tabla
siguiente se dan las clases de precisión recomendadas según el uso que se le da al TC.
Tabla Clases de precisión recomendada.
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Condiciones de operación normal.
Bajo condiciones normales de operación, la corriente secundaria será 1/N veces la
corriente primaria del “TC”
Condiciones de operación anormal.
La capacidad de transferencia de energía entre el circuito primario y el secundario,
depende de las características de diseño y construcción del “TC” ,como son:
La capacidad de sus conductores, el nivel máximo de voltaje que debe soportar el “TC”
entre espiras y las características magnéticas de su núcleo.
4.3
Saturación.
El efecto representado por la disminución de impedancia de magnetización del núcleo es
conocido normalmente como saturación.
Este efecto debe ser considerado especialmente, pues provoca en la mayoría de los casos
un retraso en la operación de las protecciones de sobrecorriente, ya que debido a las
características del sistema y del “TC” se presentará en el momento de la falla una
respuesta similar a la existente en la energización brusca de un circuito inductivo.
4.4
Selección de la relación de transformación.
Para la selección de la relación de transformación de los transformadores de corriente es
necesario cumplir dos requerimientos fundamentales:
a) Que en régimen normal de operación no se sobrepasen los valores nominales de
corriente de los transformadores de corriente o de los relevadores.
b) Que para la falla externa máxima los errores de los transformadores de corriente no
tengan valores muy alto. Este aspecto es particularmente importante, teniendo en cuenta
que los tipos y características de los transformadores de corriente del esquema son por lo
general diferentes, por corresponder a diferentes niveles de voltaje.
Los valores para seleccionar un “TC” en cuanto a su relación de transformación se refiere
deberán responder al siguiente modelo:
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Subgerencia de Protección y Medición
a)
La corriente secundaria del “TC” no deberá ser mayor de 5 amperes para los
valores normales de carga, ya que por norma el valor de corriente que soportan los
equipos conectados al secundario en forma constante es de:
5A <
Ic
RTC
Donde: Ic es la corriente de carga máxima del circuito.
RTC es la relación de transformación del mismo.
b)
La corriente máxima de falla en el punto donde será colocado el “TC” no deberá
exceder a 20 veces el valor nominal de corriente de carga del “ TC”. Por ejemplo,
supongamos que el TC es de RTC = 600/5
La falla que el “ TC” soportará por diseño de acuerdo a las normas ANSI, con un error
de menos del 10 % en la relación será:
600X20 = 12,000.
Para los transformadores de relación múltiple se considera la relación a la cual se está
trabajando.
c) Para evaluar la carga que deberá soportar el TC basta con sumar las cargas o “Burden”
las cuales están conectadas al secundario, incluyendo las de cables de conexión.
Por ejemplo:
Supongamos un tc de RTC = 100-600/5
Clase C-400 conectado en 300/5
Los volt-amperes que soportará serán:
VA = 100 X (300/5)/(600/5) = 50 VA
La carga máxima admisible será:
B = 4 X (300/5)/(600/5) = 2 Ohms.
Lo que quiere decir que quedara para una clase C-200
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4.5
Pruebas de campo a transformadores de corriente.
4.5.1 Prueba de polaridad.
Esta prueba se efectúa con una batería y un voltímetro analógico de C.D., bajo la
conexión mostrada el switch 1 se abrirá y cerrará súbitamente si la aguja se desplaza
hacia la escala (-) el tc. Tiene polaridad aditiva
Caso contrario tiene polaridad substractiva.
Si el Tc tiene polaridad substractiva, las maracas de polaridad están en las terminales P1
y S1, caso contrario estarán en P2 y S2.
4.5.2 Curva de Saturación.
Para obtener la curva de saturación de un TC se requiere contar con una fuente variable
de voltaje, superior a la clase de precisión del mismo, un amperímetro y un voltímetro,
una vez conectadas las conexiones como en la figura y con el primario abierto
asegurándose que la fuente de voltaje esté en cero volts, se comienza a incrementar el
voltaje en pasos de 10 volts y se toman los valores de corriente para cada paso de voltaje
aplicado. Se obtendrá una tabulación voltaje-corriente que se gráfica en una papel LOGLOG, obteniéndose una curva similar a la figura.
Debe tenerse cuidado al efectuar la prueba, ya que en el punto de saturación , un pequeño
incremento en el voltaje la corriente se incrementa a valores muy altos.
Si queremos obtener el Burden total con la carga conectada, podemos alimentar 5
amperes a los cables y midiendo el voltaje recibido obtendremos este Burden
B = V/I y con esto sabremos si la clase de precisión es la adecuada.
4.6
Conexión de los transformadores de corriente.
La conexión de los transformadores de corriente dependen del uso que se les quiera dar,
las conexiones más comúnmente usadas son:
4.6.1 Conexión Estrella.
Debe tenerse cuidado con la dirección de las corrientes, es decir que la conexión de los
puntos de polaridad se la correcta: pues la inversión de una o dos fases desbalanceará la
estrella provocando una señal errónea en los dispositivos conectados en los secundarios
Za, Zb, Zc y Zn.
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Subgerencia de Protección y Medición
La inversión de las polaridades de las 3 fases, invertirá la dirección de las corrientes, no
importando para los relevadores que no tienen dirección, es decir en aquellos esquemas
que únicamente importe la magnitud de corriente, pero en otros esquemas es posible que
altere el funcionamiento.
4.6.2 Conexión DELTA.
La conexión delta modifica la relación y el ángulo con que los tc`s alimentarán a los
dispositivos conectados al secundario, el factor por el cual modifica la relación es la raíz
cuadrada de 3.
En la conexión deberá verificarse la polaridad de cada uno de los transformadores de
corriente pues la inversión de alguno de ellos provoca un desbalance, y por lo tanto una
señal errónea. La inversión de las polaridades únicamente nos dará un giro de 180
grados en las corrientes, afectando en forma similar a la conexión estrella.
Dado que no tiene conexión a tierra, la conexión delta no permite corrientes de secuencia
cero.
4.7
Aplicación de los transformadores de instrumento.
Otro de los fenómenos que afectan a la aplicación de la protección diferencial de los
transformadores aunque en menor grado, son los desfasamientos de las magnitudes de
voltaje y corrientes provocados por los diferentes tipos de conexiones de dichos
transformadores como hemos visto en las descripciones anteriores.
A continuación se muestran algunas de las conexiones mas comunes y sus diagramas
vectoriales de voltaje, en la figura 4.3 que es la mas usual se aprecia un defasamiento de
30° entre los voltajes de fase a neutro del primario con respecto al secundario, el cual
también se presenta en las corrientes que circulan a través del transformador.
Este defasamiento sin embargo se logra compensar de manera eficaz invirtiendo el tipo
de conexión de los TCs. Para el lado conectado en delta del transformador de potencia, se
conectan los TCs en estrella y para el lado de la estrella del transformador los TCs se
conectan en delta.
Las figuras 4.1, 4.2 y 4.3 muestran las formas de conexión de los TCs para las
conexiones de los transformadores de uso generalizado.
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Subgerencia de Protección y Medición
iB
iC
iA
Zr
Zr
Zr
Zr
Zr
Zr
87A
87B
ia
87C
ib
ic
IA
Ia
IB
Ib
IC
Ic
Ia
IA
CORRIENTES
PRIMARIAS.
IC
IB
Ib
Ic
iA
ia
CORRIENTES
SECUNDARIAS.
iC
iB
ic
ib
Fig. 4.1 Diagrama de conexiones y sus
correspondientes diagramas fasoriales de
un transformador ESTRELLACurso básico de Protecciones
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Subgerencia de Protección y Medición
iB
iC
iA
Zr
Zr
Zr
Zr
Zr
Zr
87A
87B
ia
87C
ic
ib
IA
IAB
I Iab
Ia
IB
IBC
Ibc
Ib
ICA
Ica
IC
Ic
Ia
IA
CORRIENTES
PRIMARIAS.
IA
Iab
IB
IC
IC
IB
Ibc
Ic
Ica
iA
Ib
ia
CORRIENTES
SECUNDARIAS.
iC
iB
ic
ib
Fig. 4.2 Diagrama de conexiones y sus
correspondientes diagramas fasoriales de
un transformador DELTA-DELTA.
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Subgerencia de Protección y Medición
iB
iC
iA
Zr
Zr
Zr
Zr
Zr
Zr
87A
87B
IA
IAB
I Ia
IB
IBC
Ib
ICA
Ic
IC
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87C
is
it
ia
Ia
ib
Ib
ic
Ic
IA
CORRIENTES
PRIMARIAS.
IA
Ia
IB
IC
IC
Ib
Ic
IB
iA
ir
CORRIENTES
SECUNDARIAS.
ia
ib
iC
iB
it
ic
is
Fig. 4.3 Diagrama de conexiones y sus
correspondientes diagramas fasoriales de
un transformador DELTA-ESTRELLA.
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Subgerencia de Protección y Medición
CAPÍTULO 5
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN.
OBJETIVO ESPECIFICO
Conocer los esquemas que se aplican para cada tipo de equipo eléctrico
primario.
INTRODUCCIÓN
Existen protecciones que de acuerdo a su construcción y características de
operación son dedicadas a proteger solo un tipo de fallas en particular, por lo
que es de suma relevancia conocer su principio de operación para saber donde
se aplica cada una de ellas.
5.1
Clasificación de las protecciones
Los relevadores pueden ser clasificados por diferentes vías, de acuerdo a los siguientes:
5.1.1 POR FUNCION
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
Protección
Regulación
Supervisión
Control
Programación
Auxiliares
Etc.
5.1.2 POR SEÑAL DE ENTRADA Y/O VARIABLE DE
PROCESO
a)
b)
c)
d)
e)
f)
Corriente
Voltaje
Frecuencia
Presión
Temperatura
Flujo
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5.1.3 POR PRINCIPIO DE OPERACIÓN
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
Porciento
Restricción múltiple
Producto
Potencia
Admitancia
Impedancia
Etc.
5.1.4 POR CARACTERISTICAS OPERACIÓN
a)
b)
c)
d)
e)
f)
Curva inversa
Curva definida
Cuadrilateral
Mho
Circular
Etc.
5.1.5 POR TIPO DE CONSTRUCCION
a)
b)
c)
d)
Electromecánico
Hibrido (Electromecánico + Estático)
Estático (Estado Sólido)
Digital
A continuación se muestra el diagrama unifilar de protecciones con que debe contar cada
equipo eléctrico primario, de donde se deduce que vamos a tener:
Esquema de protecciones para Líneas de Transmisión
Esquemas de protecciones para Transformador
Esquemas de protecciones para compensadores (Capacitores, Reactores, CEV)
Esquemas de protecciones para Bus
Esquemas de protección para unidades Generadoras
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ESQUEMA DE PROTECCIÓN DE LÍNEA
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ESQUEMA DE PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR
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ESQUEMA DE PROTECCIONES DE CAPACITOR Y ESQUEMA DE LÍNEA
CONCLUSIONES
El participante puede identificar en los diagramas unifilares de protección los
esquemas con que debe contar cada tipo de equipo eléctrico primario.
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CAPÍTULO 6
PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LAS
PROTECCIONES
OBJETIVO ESPECIFICO
Conocer el principio de operación de las protecciones principales que se aplican en los
esquemas de protección de línea, transformador, bus y las consideraciones que se deben
tener para la sincronía de dos sistemas de potencia.
INTRODUCCIÓN
Los sistemas digitales actuales funcionan de una forma binaria,
dispositivos
6.1
estos emplean
PROTECCIÓN DE RESPALDO
Como es sabido, existe una gran cantidad de relevadores de protección, la mayoría de
éstos cumplen funciones de protección primaría; pero para protección de respaldo la
utilización de elevadores de sobre corriente direccionales y no direccionales es
generalizado en los sistemas de potencia, tanto para alimentadores de distribución en
donde por lo general se utiliza como única protección, pero en las centrales generadoras
y subestaciones de transmisión se utiliza como protección de respaldo para
transformadores y líneas de transmisión.
Esto debido a su característica de simplicidad, seguridad y confiabilidad, para lo cual se
requiere de una adecuada aplicación y coordinación con todos los elementos del sistema.
Para su adecuada aplicación se requiere tomar en cuenta lo siguiente:
• Tipo de relevador.
• Tipo de curva y tiempos de operación.
• Rango de Ajuste de corriente de arranque.
• Necesidades de Mantenimiento.
Por su característica de funcionamiento se clasifican en:
• Relevadores de sobrecorriente de acción instantánea (50)
• Relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso (51)
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Subgerencia de Protección y Medición
Por su principio de operación se pueden clasificar en:
• Electromecánicos.
• Electrónicos Analógicos.
• A base de Microprocesador.
Cualquiera que sea su principio de operación debe cumplir con las características
necesarias para cierta flexibilidad en su aplicación, como las siguientes:
¾ Ajustar el nivel de arranque en forma discreta en cierto rango. (Taps.
Seleccionables para 50 y 51).
¾ Ajustar el tiempo de operación para determinado valor de corriente en cierto
rango de tiempo. (Ajuste de palanca o time dial aplicable en 51)
¾ Poder seleccionar el tipo de curva que mas se ajuste a las necesidades de la
coordinación, en 51.
6.2
RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE ACCIÓN
INSTANTÁNEA (50):
Es la forma mas simple del relevador de sobre corriente, opera instantáneamente al sobre
pasar la corriente un limite preestablecido mediante ajuste.
Los electromecánicos son del tipo de atracción magnética, ya sea de émbolo o de
armadura móvil, FIGURA 1 operan por la atracción Electromagnética producida por la
corriente que circula por una bobina con núcleo de hierro, estos núcleos cuentan con una
bobina cortocircuitada (bobina de sombra) abarcando parte del núcleo magnético, cuyo
objeto es desfasar el flujo magnético para evitar vibraciones que produciría la senoide de
corriente.
6.3
RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO
INVERSO (51):
Es un relevador que funciona con característica de tiempo corriente, se puede ajustar para
controlar su corriente mínima de operación (pick-up), como también se puede ajustar
para controlar su tiempo de operación en función de la corriente que circula por el mismo
(palanca).
El tiempo de respuesta u operación será en relación inversa a la magnitud de la corriente,
es decir a mayor corriente menor tiempo de operación, de aquí su nombre de relevador de
tiempo inverso.
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GERENCIA REGIONAL DE TRANSMISIÓN NORTE
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Generalmente se manejan los siguientes tipos de curvas:
• Tiempo Definido.
• Moderadamente inverso.
• Normalmente Inverso.
• Muy Inverso.
• Extremadamente Inverso.
6.4
PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL
Esta protección se aplica ampliamente como protección de respaldo de la protección de
distancia, debido a su tiempo de respuesta que esta en función de la magnitud de la
corriente de falla.
Consiste de 2 elementos principales.
¾ La unidad direccional.
¾ La unidad de Sobrecorriente de tiempo inverso.
La combinación de estas 2 unidades ha proporcionado excelentes resultados como
protección de respaldo en nuestro país, sobre todo por la característica de tiempo inverso,
aunque también se pueden utilizar unidades instantáneas.
La unidad de sobrecorriente es exactamente que las mismas descritas anteriormente.
La característica más importante en la aplicación de los relevadores direccionales es su
capacidad para discriminar la direccionalidad de las fallas, es decir saber en que sentido
está circulando la corriente de falla para determinar si la falla está en el lado para el cual
debe operar o si se encuentra en el sentido contrario para tal caso no deberá operar.
Esta característica se logra comparando el ángulo que existe entre la magnitud de un
voltaje de referencia y la corriente de falla mediante la aplicación de la siguiente
ecuación.
K = V * I cos (() )
Siendo:
K la constante de direccionalidad.
V la referencia, que puede ser también una corriente.
I la corriente cuya dirección se requiere determinar.
() el ángulo entre la referencia y la corriente
El ángulo de la corriente puede variar los 360 grados
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Subgerencia de Protección y Medición
De la ecuación de “K” podemos deducir que si:
Varía de 0 a 90 gds. K es positivo
Varía de 90 a 180 gds. K es negativo
Varía de 180 a 270 gds. K es negativo.
Varía de 270 a 360 gds. K es positivo
6.5
PROTECCIÓN DE DISTANCIA
En los Sistemas Eléctricos de Potencia, uno de los elementos más vulnerables son las
líneas de transmisión, ya que están expuestas a condiciones climatológicas, que en
algunas ocasiones son muy adversas para el buen funcionamiento del sistema de
potencia.
Por esta razón se pone especial atención en proporcionar a las “Líneas” la protección
adecuada, sobre todo confiable y segura.
Estas cualidades de las protecciones de las líneas son más extensas cuando mayor es el
voltaje de operación de la línea, aumentando consecuentemente la complejidad de los
esquemas de protección para las mismas.
Los relevadores más comunes para protección de Líneas son los siguientes:
1.- Distancia (21)
2.- Sobrecorriente direccional (67)
3.- Diferencial de Línea. (85)
En casos especiales se usan esquemas que pueden resultar de una aplicación de las
anteriores en combinación con sistemas de comunicaciones, obteniéndose lógicas de
Teleprotección.
1.- Aceleración de la zona.
2.- Comparación direccional de sobre alcance.
3.- Comparación direccional de bajo alcance.
6.5.1 EL RELEVADOR DE DISTANCIA
Para protección de líneas de transmisión, el método más generalizado es por medio de
relevadores de distancia, llamados así porque las características de las líneas así lo
permiten.
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Subgerencia de Protección y Medición
El nombre de relevador de distancia se ha utilizado ya que este rele mide impedancia de
la línea de transmisión protegida, pero la impedancia en una línea de transmisión es
directamente proporcional a su longitud, la cual se proporciona en kilómetros,
relacionándose por lo tanto la longitud de la línea con la distancia que existirá entre el
punto donde se encuentra conectado el relevador y el punto en el cual se presenta la falla.
6.5.2 PRINCIPIO DE OPERACIÓN.
El relevador de distancia, es en realidad un relevador que opera a base de impedancia, su
principio de funcionamiento se base en la LEY DE OHM, la impedancia la
representaremos como “Z”, que es el parámetro a monitorear o medir a partir de las
señales de voltajes (“V”) y corrientes (“I”) que se tomarán de la línea a proteger, ya que
Z=(V/I).
Se dice que el relevador de distancia nos da la distancia a la cual ocurre una falla, lo cual
no es exacto, ya que únicamente compara la impedancia replica, o una impedancia de
referencia, que es el ajuste de dicho relevador.
Dicho de otra manera, si deseamos que el relevador opere para fallas cuyas impedancias
sean menores de 10 ohms, debemos darle un ajuste de 10 ohms como el valor de
referencia, que será el ajuste de relé.
Si con este ajuste mantenemos en el relevador un voltaje de 60 volts, la corriente mínima
de operación será de 6 amperes, con una corriente menor de 6 amperes circulando por el
relevador éste medirá una impedancia mayor de 10 ohms, el relé no opera, mientras que
cualquier corriente mayo de 6 amperes producirá una impedancia menor de 10 ohms; con
lo cual siempre operará.
Este es una de las características deseadas en el relevador de distancia por lo cual se le
prefiere sobre los relevadores de sobrecorriente, ya que su respuesta no depende de la
magnitud de corriente, sino de la comparación de “V” e “I”, lo que permite una mayor
confiabilidad en su operación para las condiciones más variables del sistema de potencia.
Como se ha descrito este mecanismo, no contempla la medición del ángulo que pudiera
existir entre “V” e “I”, simplemente compara magnitudes, lo cual trasladado a un
diagrama R-X o plano de impedancia representaría un círculo con centro en el origen.
Para un Sistema de Potencia en condiciones normales de operación el voltaje es alto y la
corriente baja; pero en condiciones de falla, el voltaje decrece y la corriente se
incrementa.
La magnitud de la corriente de falla está relacionada con la impedancia que existe entre
la fuente y el punto de falla, mientras mas cerca de la fuente sea la falla la corriente será
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mayor que para una falla mas alejada de la fuente y el voltaje se hace cero en el punto de
falla, mientras que casi es normal en el punto de generación.
La proporcionalidad se establece a partir de las relaciones de transformación de los
transformadores de instrumentos, RTP y RTC que son las constantes de proporcionalidad
de Voltaje y Corriente respectivamente.
K=RTC/RTP. O 1/K = RTP/RTC
Z (prim) = V (sec) / (K * I(sec))
6.5.3 LAS ZONAS DE PROTECCIÓN.
Otra de las ventajas de los relevadores de distancia es que son de alta velocidad lo cual
permite la rápida eliminación de las fallas, esta característica permite el establecimiento
de áreas o zonas de protección para las cuales deberá operar en tiempos preestablecidos.
La filosofía de protecciones establece que las fallas deben eliminarse:
a).- en el menor tiempo posible.
b).- afectando la menor área posible.
De manera que las fallas mas cercanas deben eliminarse en forma instantáneas mientras
que las fallas mas alejadas deberán ser eliminadas un tiempo después, dando oportunidad
a que opere la protección mas cercana a la falla. Esto lleva a establecer la operación del
esquema de protección de distancia en forma escalonada, abarcando cada vez mayor
parte del sistema pero con cada vez mayor tiempo de operación.
Esta característica se muestra en los diagramas de las siguientes figuras
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6.5.4 LOS DIFERENTES TIPOS DE RELEVADOR DE
DISTANCIA.
Actualmente los relevadores de distancia del tipo Electromecánico empiezan a ser
desplazados por los nuevos tipos de relevadores a base de Microprocesadores.
Aún existen en operación, pero los nuevos esquemas ya no contemplan relés de este tipo,
ya que cuentan con varias limitaciones, pues en un tiempo fueron superados por los
relevadores del tipo estáticos, que estaban fabricados de componentes electrónicos
discretos; pero actualmente éstos últimos también están siendo desplazados por los
digitales. Ya que sus ventajas son múltiples comparados con los primeros.
En orden cronológico podemos mencionar algunos de los relevadores mas usados en
México.
Electromecánicos: Reactancia, GCX, KD, G.E. y WH.
Mho. GCY, KD, G.E. y WH.
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Semielectrónicos Mho,
YTG, E.E.
Electrónicos Mho, LZ96 BBC
Rectangular, RAZOA ASEA
Digitales, Mho,
SEL ÓPTIMO,
POLIGONAL 7SA511, REL-316 SEL-321
6.6
FUNCIÓN DE RECIERRE
Al ocurrir una falla en el sistema eléctrico los relevadores de protección son los
encargados de eliminar o desconectar la parte fallada del sistema quedando así
posiblemente cierto número de usuarios sin el servicio de energía eléctrica.
La naturaleza de las fallas, hace que no se eliminen por sí solas, una vez establecido el
arco eléctrico al romperse el aislamiento, o el dieléctrico del aire, este arco no se elimina
mientras exista una diferencia de potencial que provoca una corriente circulando por el
mismo, es decir mientras permanezca energizado el circuito bajo falla. Por lo tanto es
indispensable la acción de los relevadores de protección para ordenar la desconexión del
circuito, abriendo o los interruptores mas cercanos a la falla.
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TIPO DE FALLAS
¾ Permanentes
¾ Transitorias
La falla permanente es aquella que requiere la intervención del personal de
mantenimiento para su reparación, por ejemplo: estructuras o postes dañados por
accidentes automovilísticos.
Ruptura de conductores, o ruptura de accesorios que implican que los conductores hagan
contacto entre sí o con tierra, permanentemente.
La falla transitoria, es aquella en la que no hay contacto permanente entre conductores de
fase ni con tierra.
Ejemplo de falla transitoria: Por una descarga atmosférica se rompe el aislamiento que
existe entre un conductor de fase y la tierra, en este momento se establece un arco
eléctrico en ese punto, el arco eléctrico permanecerá mientras exista una diferencia de
potencial que produzca la circulación de corriente a través del arco.
Dependiendo del nivel de voltaje, pero generalmente la mayor parte de las fallas de corto
circuito en los sistemas eléctricos son transitorios.
Un número reducido de fallas implican la ruptura de conductores, o daño mecánico
permanente en estructuras, como choques de vehículos contra postes o pérdida total del
aislamiento.
Como es evidente, de acuerdo a los tipos de fallas un gran número de ellos son
transitorios que se eliminan desernergizando el circuito, pudiendo restablecer el servicio
unos segundos después, esta acción de restablecimiento puede ser manual pero para
disminuir el tiempo de la interrupción con el usuario se prefiere hacerlo en forma
automática mediante:
Restauradores: Que incluyen los elementos de protección y recierre.
Relevadores de recierre: Que funcionan coordinadamente con los relevadores de
protección.
Los recierre pueden ser de 2 tipos.
Recierres tripolares con varios intentos.
Recierre monopolares de alta velocidad con un solo intento.
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Los recierres tripolares son casi obligatorios para.
¾ Circuitos de distribución
¾ Líneas de subtransmisión radiales.
¾ Líneas de subtransmisión anilladas (con un solo intento)
Los recierres tripolares con varios intentos se programan según los criterios establecidos
para cada zona y puedan ser variables.
Una aproximación puede ser
1.- Intento de cierre a los 10 seg. De la primera falla.
2.- Intento de cierre a los 15 seg. De segunda falla.
3.- Intento de cierre a los 30 seg. De la tercera falla.
De acuerdo a características particulares del circuito, de la carga, o a las condiciones de
operación se decide si el circuito operara con uno, dos o los tres intentos de cierre.
Los recierres monopolares de alta velocidad son aplicados únicamente para líneas de
transmisión de alto voltaje, 230 y 400 kv generalmente, aunque si fuera necesario
también se pueden aplicar a líneas de 115 kv.
Los recierres monopolares pueden aplicarse conjuntamente con recierres tripolares a un
intento y mediante supervisión de condiciones del sistema adecuados para cerrar
mediante relevadores de voltaje y sincronización.
¾
¾
¾
¾
¾
Recierre bloqueado
Recierre preparado
Recierre en proceso para cierre.
Orden de recierre
Recierre en proceso para restablecimiento
6.6.1 SECUENCIA PARA EL FUNCIONAMIENTO DEL
RECIERRE
El funcionamiento del 79 (relevador de recierre) implica una serie de acciones y
condiciones, las cuales deben cumplirse para lograr el cierre, en caso contrario se
producirá un bloqueo.
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La secuencia se realiza de la siguiente manera.
¾ El 79 puede estar en servicio o fuera de servicio mediante un selector manual,
opcionalmente esta función puede realizarse mediante el equipo de control
supervisorio.
¾ Si el selector está en 79 ON (en servicio), el circuito está energizado con
interruptor cerrado, el 79 estará preparado para iniciar el proceso de recierre.
¾ En cuanto se produzca un disparo por protección y se haya disparado el
interruptor, se inicia el proceso de recierre en un primer intento.
¾ Al completar el tiempo programado para el primer intento de cierre, se produce la
orden de cierre sobre el interruptor.
¾ Si la falla ya no persiste en el circuito, el 52 (interruptor) queda cerrado mientras
el recierre se restablece para un nuevo intento.
¾ Si el 79 ha realizado el último intento, inmediatamente después de esto el recierre
entra en un proceso de restablecimiento durante un tiempo que puede variar entre
60 y 600 segundos. Este tiempo es para garantizar que el recierre no haga intentos
indeseables sobre la misma falla.
¾ Si la falla persiste después del último intento de cierre, entonces el 52 queda
abierto y el recierre entra en un bloqueo permanente.
Este bloqueo permanente dura todo el tiempo que el interruptor permanezca abierto.
Al existir una falla permanente en el circuito será necesario que el personal de
mantenimiento haga las reparaciones correspondientes una vez corregida la falla se cierra
manualmente el 52. El 79 al detectar cerrado el 52 entra en el proceso de
restablecimiento, terminado el cual se habilita nuevamente el recierre.
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OSCILOGRAMA DE UN RECIERRE TRIPOLAR CON NORMALIZACION
EL 2º INTENTO
1.- Se inicia una falla en la fase “A”
2.- Opera la protección correspondiente
3.- Se dispara el interruptor
4.- Se inicia el primer proceso de recierre
5.- Se produce el primer intento de recierre
6.- Se cierra el interruptor
7.- Se reinicia la falla
8.- Se dispara nuevamente el interruptor
9.- Se inicia el segundo proceso de recierre
10.- Se produce el 2º. Intento de recierre.
11.- Se cierra el interruptor.
Al cerrar el interruptor ya no aparece la corriente de falla, por lo tanto ya no hay
operación de protecciones el recierre entra en el proceso de restablecimiento.
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6.7
PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS
El uso de la Protección Diferencial de barras (87B) es el método más recomendable para
protección de barras colectoras o buses.
Sin embargo, existen algunas características de los buses que requieren ciertas
características que deben cumplir los relevadores diferenciales aplicados a la protección
de dichas barras o buses.
6.7.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES
El relevador diferencial ideal debe lograr su operación correcta basándose en la velocidad
para discriminar la condición de falla dentro de su zona de protección y a la rapidez de
operación para liberar la falla, (2 a 4) milisegundos después de que ésta se inicia, lo cual
a su vez se apoya en el hecho de que la saturación de los TC´s provocada por la corriente
de falla y su componente de C.D. no ocurre instantáneamente, sino que es un fenómeno
que tarda varios milisegundos en alcanzar un nivel problemático, de esto se deriva la
necesidad de que la protección para buses sea de alta velocidad.
Por lo tanto el relevador diferencial de buses (87B):
a).- Debe ser de alta velocidad (menos de 4 ms)
b).- Debe operar antes de que los TC´s lleguen a saturarse
c).- Debe bloquearse con la presencia de corriente diferenciales de baja magnitud
Ocasionados por un TC en corto o abierto.
d).- Debe aceptar de TC´s auxiliares cuando los TC´s principales sean diferentes tipos y
RTC´s
e).- Debe operar correctamente bajo condiciones de falla máxima, externa o interna
f).- Cuando se aplica en buses sobre los que se conmutan varias líneas de protección debe
discriminar los alcances de las zonas de protección.
Hay varios métodos para resolver estos problemas de ellos se usan comúnmente los
siguientes:
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¾ Eliminar el problema de la saturación, eliminando el hierro en el transformador de
corriente; sistema de acoplamiento lineal.
¾ Usando un relevador diferencial de alta impedancia operando por voltaje con un
circuito resonante serie que limita la sensibilidad a la componente de C.D.
¾ Usando un relevador diferencial de porcentaje variable y restricción múltiple,
específicamente diseñado para ser insensible a la saturación por corriente directa
¾ Usando señalización por imagen de cuchillas para la discriminación de las zonas
protegidas.
Aplicando estos métodos se obtienen varios tipos de esta protección entre los que
podemos mencionar los siguientes:
1. Esquema 87B con acopladores lineales
2. Esquema 87B de alta impedancia
3. Esquema 87B de porcentaje.
Este último es el que se ha generalizado su aplicación por su confiabilidad, habiendo sido
en sus inicios de tipo electro magneto-mecánico, luego estático y finalmente digital, y el
uso de transformadores mezcladores, convertidores de 3 fases a 1 viene a reducir el
número de elementos de detección de la corriente diferencial a solamente una, para la
protección de un BUS con tres fases y varios alimentadores.
6.7.2 PRINCIPIO DE OPERACIÓN
La protección diferencial compara la sumatoria de las corrientes que entran al Bus con la
sumatoria de las que salen de él. En otras palabras, realiza la suma vectorial (ec.01) de
todas las corrientes que se conectan a la barra, y el resultado de la suma debe ser igual
con cero en condiciones normales.
Sin embargo para una falla interna, el resultado de esta suma vectorial resultará una
magnitud muy grande ya que todas las corrientes tendrán el mismo ángulo.
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6.8
TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
En las centrales generadoras los voltajes son relativamente bajos por razones técnicas
(enfriamiento, aislamiento, tamaño, etc..). Resulta antieconómico transportar grandes
bloques de energía a enormes distancias a las tensiones de generación, ya que las caídas
de voltaje y las pérdidas por efecto Joules(I2R) serían excesivas, la forma más económica
para transportar estos bloques de energía a grandes distancias es empleando altos
voltajes.
Por lo que en las centrales generadoras deberá elevarse el voltaje a un nivel convencional
para la transmisión de la energía, así como también en los centros de consumo deberá
reducirse a un valor conveniente, esta importante misión es realizada dentro de las
subestaciones eléctricas por el “transformador”.
Podemos definir el transformador como un dispositivo o máquina eléctrica que funciona
bajo el principio de inducción electromagnética. Con sus circuitos magnéticamente
eslabonados pero eléctricamente aislados, capaz de transferir la potencia eléctrica de un
circuito a otro, sufriendo si así se requiere la modificación en dos de sus parámetros que
son: voltaje y corriente pero sin sufrir variación alguna en la frecuencia.
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Es decir tenemos la siguiente figura para un transformador de dos devanados.
V1
I1
I2
N1
N2
V2
Transformador de dos devanados.
Donde:
α
V
I
P
f
α= N1 = V1 = I2
V2 I1
N2
P1=P2
f1=f2
Constante.
Voltaje
Corriente
Potencia
Frecuencia
6.8.1 DISPOSITIVOS DE PROTECCION
Dispositivos mecánicos:
‰ Buccholz.
‰ Sobrepresión o presión súbita.
Dispositivos Eléctricos:
‰ Protección diferencial .
‰ Protección de sobre corriente.
‰ Protección de distancia.
‰ Sobre corriente con restricción de voltaje.
‰ Protección de volts - hertz.
‰ Pararrayos.
‰ Apartarrayos tipo Válvula.
‰ Explosores (Air Gaps).
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6.8.2 Protección diferencial del Transformador.
La protección primaria de un transformador es fundamentalmente su protección
diferencial, complementada con un relevador buchholz que le de sensibilidad para fallas
incipientes y también opere confiablemente durante fallas severas. El transformador tiene
también otros dispositivos de seguridad complementarios que lo protegen de sobre
tensión interna, bajo nivel de aceite, calentamiento por sobre tensión, etc.
Criterios generales que deben seguirse respecto a la Protección Diferencial:
a) El disparo debe hacerse a través de un relevador auxiliar de contactos múltiples y
reposición manual.
b) El relevador auxiliar debe tener los suficientes contactos para disparar los interruptores
asociados y bloquear el cierre de los mismos.
c) Los T.C.’s deben ser exclusivos para esta protección.
d) Localizar los T.C’s de tal manera que se incluya el mínimo equipo de potencia
diferente del transformador.
e) Los relevadores de disco de inducción se pueden aplicar a subestaciones alejadas de
las fuentes de generación donde el lnrush es despreciable.
Problemas a considerar.
1.- Diferencias en corrientes de plena carga.
2.- Relaciones de transformación discretas en los tc’s (transformadores de
corriente).
3.- Corrientes de magnetización al energizar.
4.- Variaciones de los taps.
5.- Defasamiento vectorial .
6.- Varios devanados.
7.- Corrientes de excitación.
6.8.3 Generalidades.
Un esquema de Protección Diferencial es donde las corrientes que entran a un equipo
cualquiera, y las que salen de el, se hacen circular en un circuito secundario, previa
igualación mediante transformadores de corriente en condiciones normales de operación
(sin falla), y cuya diferencia en caso de existir se hace pasar por una bobina de
operación. No funciona de manera confiable por las siguientes objeciones:
ƒ
Transformadores de corriente con diferentes características como son el grado de
saturación y/o corriente de saturación especialmente bajo condiciones de falla.
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ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
Dificultad para igualar las corrientes en el circuito secundario por la limitación de las
relaciones disponible de los transformadores de corriente.
Relación de transformación variable por los cambiadores de taps, con fines de
regulación de voltaje.
Corriente magnetizante al energizar un transformador (lnrush), lo cual solo aparece
en el lado donde se energiza, pudiendo la protección interpretarlo erróneamente como
indicativo de falla interna.
La conexión de estos relevadores debe ser tal, que se garantice su operación para
todas las fallas internas a la zona de protección.
6.8.4 Corriente magnetizante momentánea en
Transformadores ( Inrush current ).
La corriente de magnetización de un transformador entra por el devanado primario y no
sale por el secundario, por lo que representa para la protección diferencial una condición
semejante a la de una falla interna.
Los factores de los que depende la severidad o magnitud de la “Corriente Inrush”
dependen de los siguientes puntos:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Instante en la onda de voltaje en la que ocurre la energización.
Magnetismo residual en el núcleo.
Capacidad de transformador.
Capacidad del sistema.
Relación L/R transformador - sistema.
Tipo de hierro del transformador.
Condiciones en que se realiza la conexión del transformador.
El inrush más grande ocurre cuando un banco no energizado es conectado al sistema. Sin
embargo puede ocurrir un inrush después de que ocurre una falla externa al banco, donde
el voltaje cae gradualmente a cero, y una vez liberada la falla recobra su valor nominal.
En este caso el transformador está parcialmente energizado, así que el inrush al
recobrarse el voltaje, es menor que el inrush cuando se energiza con onda completa.
CONCLUSIONES
De acuerdo a la descripción del principio de funcionamiento de las principales
protecciones que se aplican para salvaguardar el equipo eléctrico primario, el participante
es capaz de identificar sus principales características operativas, ventajas y desventajas,
así como su aplicación en la CFE
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CAPÍTULO 7
INTERPRETACIÓN DE DIAGRAMAS
ESQUEMATICOS.
OBJETIVO ESPECIFICO
Que el participante se familiarice con el manejo e interpretación de los
diagramas esquemáticos de control.
INTRODUCCIÓN
A medida que avanza la tecnología, se ha ido mejorando en el diseño de los tableros de
protección control y medición, lo que antes se fabricaba en tableros del tipo Duplex
(tableros de doble sección) por la necesidad de espacio para el montaje de las
protecciones, controles, paneles de alarmas y relevadores auxiliares, ahora es posible
fabricar hasta dos esquemas de protecciones digamos para líneas, en solo una sección
simples, reduciendo al mínimo en accesorios periféricos como panel de alarmas y
relevadores auxiliares, gracias a que la nueva tecnología permite programar dichas
funciones dentro de los relevadores de protección.
Lo anterior ha reducido enormemente los espacios que se requerían dentro de las casetas
de control convencionales hasta lograr introducir todos los esquemas de control para una
subestación en un espacio equivalente a la caja de un tráiler.
Por una parte se optimizan los espacios requeridos para los esquemas de protección
control y medición y por otra parte exige la especialización del personal para la
programación y mantenimiento de los mismos.
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7.1
SIMBOLOGÍA EN LOS DIAGRAMAS ESQUEMATICOS
En la tabla que se presenta abajo se muestra una serie de símbolos que se utilizan en los
diagramas esquemáticos para su pronta referencia, cabe aclarar que en ocasiones existen
ciertas variantes a estos símbolos a lo largo del tiempo y va a depender de cada
fabricante.
La gran mayoría de los fabricantes presenta como referencia una hoja al inicio de los
diagramas de la simbología que está manejando.
En la siguiente página se muestra el circuito de cierre para un interruptor de la tensión de
115 KV, así como los permisivos que se deben cumplir para que este se ejecute
correctamente.
Continuando con la secuencia, en el diagrama anexo se presentan los caminos posibles
para el disparo del interruptor, ya sea por bobina 1 y/o por bobina 2
Posteriormente encontramos los permisivos que se deben cumplir pare las maniobras
eléctricas del control de cuchillas, los cuales se irán analizando punto por punto.
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CONCLUSIONES
En este capítulo se ha mostrado la forma de analizar los diagramas de control de acuerdo
a la simbología que maneja el proveedor. Por lo tanto el participante es capaz de analizar
cualquier diagrama de control basándose en el mismo principio.
CAPÍTULO 8
ACCESO A RELEVADORES.
.
OBJETIVO ESPECIFICO
Conocer la forma en que se accesa a los relevadores de protección más comunes y ver la
información que estos nos pueden proporcionar.
8.1
ACCESO A RELEVADORES MARCA SEL
Para este capítulo se hará de manera demostrativa el acceso al relevador navegando por
los diferentes menús, mostrando los ajustes con que cuenta el equipo y la información
que nos puede arrojar de un evento real.
8.2
ACCESO A RELEVADORES MARCA AREVA
Para este capítulo se hará de manera demostrativa el acceso al relevador navegando por
los diferentes menús, mostrando los ajustes con que cuenta el equipo y la información
que nos puede arrojar de un evento real.
CONCLUSIONES
El participante conoce la manera de que datos se pueden obtener de un registro de falla
proporcionado por un relevador, así como la forma de accesar a los ajustes principales de
los equipos de protección de las marcas SEL y AREVA.
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CAPÍTULO 9
VISITA A SUBESTACIÓN.
OBJETIVO ESPECIFICO
Que el participante se familiarice con el control de bahía de los tableros integrales.
9.1
VISITA A LA SUBESTACIÓN
Para este capítulo se programa una visita al sitio para que los participantes puedan
realizar maniobras de libranza en un tablero integral, para que conozcan la forma de
desplazarse en los menús de los controladores de bahía y la forma de checar las alarmas
en el mismo.
CONCLUSIONES
El participante conoce la forma de maniobrar una bahía eléctrica primaria, por medio del
interface HMI (Interface Hombre – Máquina) también conocido como controlador de
bahía.
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CONCLUSIONES DEL CURSO
Al termino del curso el alumno tendrá las bases para la comprensión de las
principales funciones de los esquemas de protección, su aplicación, ventajas y
desventajas; será capaz de interpretar los diagramas de control de los tableros
de protecciones así como identificar los permisivos para el control de los
interruptores y cuchillas.
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