protección de sistemas de potencia - 2009

U.N.C.P. Protección de Sistemas Eléctricos

Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica Waldir Astorayme Taipe

UNIVERSIDAD NACIONAL DEL

CENTRO DEL PERU

FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA Y ELECTRONICA

PROTECCIÓN DE SISTEMAS DE

POTENCIA.

MATERIAL DIDÁCTICO USADO EN CLASE.

Profesor : Ing. Waldir Astorayme Taipe.



UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERU FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA Y ELECTRONICA

DEPARTAMENTO ACADEMICO DE ELECTRICIDAD Y ELECTRONICA

PROTECCIÓN DE SISTEMAS DE POTENCIA

CCOONNTTEENNIIDDOO

CAPÍTULO I Aspectos Generales. CAPÍTULO II Relevadores (Relays). CAPÍTULO III Equipos de Protección. CAPÍTULO IV Criterios de Ajuste y Coordinación de Protección. CAPÍTULO V Protección de Transformadores de Potencia. CAPÍTULO VI Protección de Barras. CAPÍTULO VII Protección de Líneas de Transmisión. CAPÍTULO VIII Protección de Generadores Síncronos.

Profesor : Ing. Waldir Astorayme Taipe.

Año Académico 2009



CAPÍTULO I

Aspectos Generales.

1

Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica Waldir Astorayme 1

Capítulo ICapCapíítulo Itulo I

IntroducciónIntroducciIntroduccióónn

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICAFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

PROTECCIÓN DE SISTEMAS DE POTENCIAPROTECCIÓN DE SISTEMAS DE POTENCIA

© 2009 Waldir Astorayme [email protected]

Material de Enseñanza

UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERÚUNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERÚ


T e m a r i oT e m a r i oT e m a r i o1.Introducción.

2.Definiciones y terminologías.

3.Perturbaciones.

4.Criterios Fundamentales.

5.Protección.

6.Simbologías Típicas.

7. Número y funciones de los dispositivos de protección


SEMANA Nº 01SEMANA NSEMANA Nºº 0101Sesión Nº 01 y 02SesiSesióón Nn Nºº 01 y 0201 y 02


Generación

- Fábricas- Comercio

Transmisión

Distribución

Residencial

Comercialización

Hidroeléctrica (Agua)Termoeléctrica•Diesel• Gas

SISTEMA ELSISTEMA ELÉÉCTRICO DE POTENCIACTRICO DE POTENCIA

1. Introducción1. Introducci1. Introduccióónn


TURBINA G ∆ Y Y Y

Y

Y

DIAGRAMA UNIFILAR DE LAS ETAPAS DEL SEP

GENERACIÓN

TRAFO ELEV. 13.8 / 220 KV

L.TX

TRANSMISIÓN

L.S.TX

SVC

DISTRIBUCIÓN

TRAFO REDUC. 220 / 60 / 10 KV

CARGAS EN 10 KV

CARGAS EN B.T.

10 KV

60 KV

TRAFO RED. 60 / 10 KV

TRAFO RED. 10 / 0.22 KV

220 KV 220 KV13.8 KVWm

GENERAD. SINCRONO TRIFASICO

Q

LEYENDARELE DE ROTECCION L.TX

SVC STATY VARS CONTROLWm VELOCIDAD MECANICALTX LINEA DE TRANSMISION

SVC STATY VARS CONTROLL.S.TX LINEA DE SUB TRANSMISION

∆

∆

∆

Pm

ENERGIAPOTENCIAL


Sistema Eléctrico EjemploSistema ElSistema Elééctrico Ejemploctrico Ejemplo

2


OBJETIVOS DE LOS SISTEMAS DE POTENCIAOBJETIVOS DE LOS SISTEMAS DE POTENCIA

•GENERAR

•TRANSMITIR

•DISTRIBUIR

LA ENERGIA ELÉCTRICA

•GENERAR

•TRANSMITIR

•DISTRIBUIR

LA ENERGIA ELÉCTRICA

• EFICIENCIA

• PERDIDAS MÍNIMAS

• SEGURIDAD

• EFICIENCIA

• PERDIDAS MÍNIMAS

• SEGURIDAD

EL SISTEMA ESTA COMPUESTO POR EQUIPOS DE ALTA TENSION, LOS CUALES NATURALMENTE TIENEN LIMITACIONES PARA SU OPERACION.

DEBEN OPERAR DENTRO DE LOS LIMITES ESPECIFICADOS DE FRECUENCIA, VOLTAJE Y CORRIENTE.

EL SISTEMA ESTA COMPUESTO POR EQUIPOS DE ALTA TENSION, LOS CUALES NATURALMENTE TIENEN LIMITACIONES PARA SU OPERACION.

DEBEN OPERAR DENTRO DE LOS LIMITES ESPECIFICADOS DE FRECUENCIA, VOLTAJE Y CORRIENTE.


OBJETIVOS DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIOBJETIVOS DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓÓNN

Conocer los tipos de fallas y las perturbaciones a las que están expuestos los sistemas eléctricos.Apreciar la importancia de las protecciones contra sobrecargas, cortocircuitos y diferentes tipos de fallos que se pueden producir en el sistema eléctrico.Dimensionar adecuadamente las protecciones contra los diferentes tipos de fallos que requiere una instalación eléctrica.Efectuar adecuadamente la selectividad y coordinación de las protecciones para proveer eficientemente la energía eléctrica.

Conocer los tipos de fallas y las perturbaciones a las que están expuestos los sistemas eléctricos.Apreciar la importancia de las protecciones contra sobrecargas, cortocircuitos y diferentes tipos de fallos que se pueden producir en el sistema eléctrico.Dimensionar adecuadamente las protecciones contra los diferentes tipos de fallos que requiere una instalación eléctrica.Efectuar adecuadamente la selectividad y coordinación de las protecciones para proveer eficientemente la energía eléctrica.


RELÉS DE FUNCIONES LÓGICAS.- Son los dispositivos que no toman en cuenta la exactitud de su actuación, sino el valor de operación: actúan o no actúan.

RELÉS AUXILIARES.- Son los relés de funciones lógicas usados como un complemento para la actuación de otro relé.

PROTECCIÓN DE RESPALDO.- Es un sistema de protección encausado a servir de complemento de la protección primaria.

2. Definiciones y Terminologías2. Definiciones y Terminolog2. Definiciones y Terminologííasas


RELÉ DE VIAS.- Relé en el cual las características son modificadas por la introducción de una cierta cantidad que no es la cantidad de actuación continua y a la que se opone su actuación.

CARGA.- Es la magnitud en voltamperes referidos al consumo de los circuitos del relé para una determinada condición. Los valores de carga de los transformadores de medida son expresados en VA y referidos a la corriente y tensión nominales, por lo que será de vital importancia evaluar la carga real impuesta por el relé, para asegurar que el valor de carga no sea excedido.

CARACTERÍSTICA ANGULAR.- Es el ángulo de fase para el cual la actuación del relé es óptima.


CANTIDAD CARACTERÍSTICA.- Es la cantidad que caracteriza la operación de un relé, por ejemplo corriente para los relés de sobrecorriente, tensión para los relés de sobretensión, ángulo de fase para los relés direccionales, tiempo para los relés retardados con operación por tiempo, impedancia para los relés de impedancia.

RAZÓN DE IMPEDANCIA CARACTERÍSTICA.- Es el máximo valor de la razón de un sistema de impedancia; para el cual la actuación del relé puede ser catalogada dentro de los límites de exactitud prescritos.

SISTEMA DE REVISIÓN DE LA PROTECIÓN.- Es el sistema de protección auxiliar cuya misión es la de prevenir o dar alarma de las actuaciones de la protección primaria.


DISCRIMINACIÓN.- Es la cualidad por la que el sistema de protección puede distinguir las condiciones favorables para la actuación y las de no actuación.

CURVA CARACTERÍSTICA.- Es la curva que muestra el valor de operación de los relés para distintas condiciones de falla.

RAZÓN CAIDA / OPERACIÓN.- Es la razón de los valores límites para los cuales se obtiene la “caída” y “operación”del relé.

TRANSFORMADOR DE TIERRA.- Es el transformador, trifásico que tiene como propósito proveer de un punto negro al sistema de potencia con el fin de ponerlo a tierra.

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RELE INSTANTANEO.- Es el relé que opera y recae sin demora de tiempo algunos más que el de su propio funcionamiento.

RELÉ RETARDADO DE TIEMPO INVERSO.- Relé en el cual los tiempos de operación son una función inversa de las características eléctricas.

CAÍDA.- El relé “cae”, cuando se mueve de la posición en donde está energizado a la posición de no energización.

CARACTERÍSTICA DEL TIEMPO DE OPERACIÓN.- Es la curva que describe la interrelación entre los valores de la magnitud eléctrica determinada y los tiempos de operación correspondientes.


RELÉ RETARDADO DE TIEMPO INVERSO CON UN MÍNIMO DEFINIDO.- Relé en el cual el tiempo de operación es retardado con variación inversa a la cantidad eléctrica hasta un tipo definido, sobre el cual el tiempo de retardo se vuelve independiente de la cantidad eléctrica mencionada anteriormente.

OPERACIÓN.- Se dice que un relé opera cuando cambia de la posición de no energización a la de energización.

VALORES NOMINALES.- Son los valores para los cuales se ha diseñado el trabajo continuo del relé. Los valores nominales de los equipos de protección corresponden generalmente a los de los transformadores de tensión y corriente en el lado secundario.


VALORES DE RECAÍDA.- El valor límite de la característica eléctrica para el cual el relé después de haber funcionado vuelve a su posición de reposo.

TENSIÓN RESIDUAL.- La suma algebraica en un sistema multifásico de todas las tensiones de fase.

CORRIENTE RESIDUAL.- La suma algebraica en un sistema multifásico de todas las corrientes de línea.

RELÉ DE ARRANQUE.- Es el relé que responde a condiciones anormales e inicia la operación de otros elementos del sistema de protección.PROTECCIÓN UNIDAD.- Es el sistema de protección, el cual es diseñado para operar con condiciones anormales dentro de la zona claramente definida del sistema de potencia.


Las perturbaciones se manifiestan como alteraciones, fuera de los valores deseables, de las magnitudes características de tensión y corriente suministradas en algún punto del sistema eléctrico.

LAS FALLAS SON INEVITABLES. NIGUN SISTEMA ELECTRICO ESTA LIBRE DE LAS PERTURBACIONES

LAS FALLAS SON INEVITABLES. NIGUN SISTEMA ELECTRICO ESTA LIBRE DE LAS PERTURBACIONES

LAS PERTURBACIONES SE MANIFIESTAN POR LA VARIACION DE V, I y f; y CONSECUENTEMENTE DE P Y Q

LAS PERTURBACIONES SE MANIFIESTAN POR LA VARIACION DE V, I y f; y CONSECUENTEMENTE DE P Y Q

3. Perturbaciones3. Perturbaciones3. Perturbaciones


Los agentes atmosféricos, los fallos de materiales y errores humanos son las causas más frecuentes de las perturbaciones.

Causas de las PerturbacionesCausas de las Perturbaciones

CONDICIONES CLIMATICAS (descargas atmosfericas, vientos, nieve)CONDICIONES CLIMATICAS (descargas atmosfericas, vientos, nieve)

MEDIO AMBIENTE (contaminacion, terremotos)MEDIO AMBIENTE (contaminacion, terremotos)

ANIMALES (roedores, aves, etc.)ANIMALES (roedores, aves, etc.)

PROPIAS DE LA RED (mala maniobra, etc)PROPIAS DE LA RED (mala maniobra, etc)

TERCEROS (terrorismo, etc.)TERCEROS (terrorismo, etc.)

FABRICACION (mal diseño, etc)FABRICACION (mal diseño, etc)

OTROSOTROS


SECUENCIA DE UNA PERTURBACIONSECUENCIA DE UNA PERTURBACION

POTENCIA (MW)

TIEMPOFASE 1 FASE 2 FASE 3 FASE 4

FASE 1: FALLA EL EQUIPO, LA PROTECCION ELIMINA LA FALLA, LA CARGA DISMINUYE POR ELEQUIPO FUERA DE SERVICIO (ESTA FASE TIENE CORTA DURACION, Ejm. 0.1 s)

FASE 2: PUEDE DESCONECTARSE OTROS EQUIPOS POR SOBRECARGA, ACTUACION DE PRO-TECCION DE RESPALDO, PERDIDA DE SINCRONISM, ETC. (ESTA FASE PUEDE SER DESDEVARIOS SEGUNDOS A VARIOS MINUTOS)

FASE 3: COMIENZA EL ESTADO DE RESTABLECIMIENTO MEDIANTE RESERVAS, SE RECONECTALOS EQUIPOS DESCONECTADOS EN FASE 2, ETC.

FASE 4: LOS EQUIPOS FALLADOS EN LA FASE 1 SE REPARAN Y SE RECONECTAN AL SISTEMA

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Contactos totalmente cerrados

Operación

Protección

Interruptor

Ciclo Recierre

Reseteo

Recierre Iniciado

Bobina Apertura Energizada

Separación de Contactos

Arco Extinguido

Contactos totalmente abiertos

Tiempo Muerto EfectivoPulso de Cierre

Bobina Cierre Energizada

Energización

FALTA

Tiempo

RecierreRecierre


• Tipos Recierre

– Monopolar: El sistema durante el tiempo muerto es más estable que en el caso tripolar, pues sigue transmitiendo potencia en las dos fases sanas. El tiempo muerto es mayor, no se pierde el sincronismo.

– Tripolar: El tiempo muerto es menor, se puede perder el sincronismo entre los extremos. No se está transmitiendo potencia en el tiempo muerto, por lo que es menos estable que el monopolar.


ProblemProblemááticaticaA pesar de todas las medidas que se toman para prevenir la aparición de anomalías:– Empezando por el diseño

de las instalaciones y selección de equipos.

– Así como en el montaje, puesta en marcha, operación y mantenimiento.

No es posible su eliminación total.


Efecto de una fallaEfecto de una falla


Efecto de una fallaEfecto de una falla


Misión de los sistemas de protecciónMisiMisióón de los sistemas de proteccin de los sistemas de proteccióónn

Minimizar los efectos de las perturbaciones sobre elresto de la red, aislando el elemento fallado conrapidez evitando la propagación y perdida deestabilidad del sistema con el consiguiente colapso.

Prevenir y atenuar los daños a los equiposminimizando los efectos de las variables anormales.

Salvaguardar físicamente a las personas evitandoaccidentes y lesiones.

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Deben ser aplicados para efectuar el análisis del esquema de protección usado en cada sistema en particular:

4.1.4.1. CONFIABILIDADCONFIABILIDADEsta relacionado con la idea de la seguridad de una buena actuación de la protección. En la medida en que podamos asegurar un alto porcentaje del correcto funcionamiento de la protección podremos discutir la confiabilidad de los sistemas de protección. Las operaciones incorrectas de la protección pueden en general, ser atribuidas a una de las siguientes clasificaciones:

4. Criterios Fundamentales4. Criterios Fundamentales4. Criterios Fundamentales


Diseño incorrecto.Mala o inadecuada instalación.Deterioramiento.

4.2.4.2. SELECTIVIDADSELECTIVIDAD

Cuando una falla ocurre la protección debe ser selectiva, esto quiere decir que solamente debe operar el interruptor más cercano a la falla, los elementos de protección deben aislar al sistema de la parte comprometida en la falla y el funcionamiento del resto del sistema no debe verse comprometido en absoluto por esta actuación de la protección.Esta propiedad de selectividad de la operación es también conocida como “Discriminación”, lo que generalmente es logrado por dos métodos:


4.2.1. ESCALONAMIENTO POR EL TIEMPO DE 4.2.1. ESCALONAMIENTO POR EL TIEMPO DE ACTUACIACTUACIÓÓNN

Los elementos constitutivos de la protección son ajustados para actuar en tiempos escalonados. Ante la ocurrencia de una falla todos los equipos son sensibles a la falla pero debido al escalonamiento de tiempos sólo actuará el que se encuentre más cercano al punto de falla.

AGenerador

B C

ZM1

ZM2

ZM3

t

t1t2

t3

R

X

ZM1

ZM2

ZM3

ZC


4.2.2. SELECCI4.2.2. SELECCIÓÓN DE EQUIPOS PARA LA N DE EQUIPOS PARA LA PROTECCIPROTECCIÓÓN DE UNIDADES DEL SISTEMAN DE UNIDADES DEL SISTEMA

Es posible diseñar la protección para que responda solo a las condiciones de falla dentro de la zona vigilada o protegida. Como es la lógica de actuación de la protección no obedece al criterio de escalonamiento, se puede lograr tiempos rápidos de actuación.


4.3.4.3. ZONIFICACIZONIFICACIÓÓNN DE LA PROTECCIDE LA PROTECCIÓÓNN

El punto de conexión de la protección en el sistema de potencia, define la zona de protección y esto se definirá a su vez por la localización de los TC’s.

La protección puede ser del tipo unidad, en cuyo caso la zona de protección del mismo quedaráperfectamente definida por la posición del elemento protegido.

El traslape de las diferentes zonas es conveniente para brindar mayor seguridad al esquema de protección.


Zonas de protecciónZonas de protecciZonas de proteccióónn

La filosofía general: dividir al SEP en zonasque puedan ser protegidas adecuadamentepor equipos apropiados y cuyas zonas puedanser desconectadas de la red en un tiempomuy corto, causando la mínima anormalidaden la parte del sistema que permanece enservicio.

Cada zona se dividen en: ProteccionesPrincipales y Protecciones de Respaldo.

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Sistema EléctricoSistema ElSistema Elééctricoctrico

Zonificación del Sistema EléctricoZonificaciZonificacióón del n del

Sistema ElSistema Elééctricoctrico



4.4.4.4. ESTABILIDADESTABILIDAD

Este criterio se refiere a la propiedad del sistema de protección para mostrarse insensibles a las condiciones normales de carga y para condiciones de fallas externas a las zonas previamente definidas.

La función de protección es aislar las fallas pero en el menor tiempo posible. El objeto de esto es salvaguardar la continuidad del servicio despejando la falla antes de que comprometa a otros equipos del sistema.

4.5.4.5. VELOCIDADVELOCIDAD


4.6.4.6. SENSITIVIDADSENSITIVIDAD

La sensitividad es un término frecuentemente usado cuando nos referimos a corrientes mínimas de operación de un sistema completo de protección. Un sistema de protección es denominado como sensitivo si la corriente primaria de operación es baja.

Pero cuando el término es aplicado a un relé en particular, este no se refiere a la corriente o tensión de ajuste, sino a los voltamperios de consumo con la corriente mínima de operación.


4.7. 4.7. PROTECCIPROTECCIÓÓN PRIMARIAN PRIMARIAEsta protección tiene como función principal la protección de los principales componentes del sistema de potencia desconectando la menor cantidad posible de elementos del sistema cuando se presenta un disturbio o una falla.4.8. 4.8. PROTECCIPROTECCIÓÓN DE RESPALDON DE RESPALDOSe emplea como protección cuando la protección primaria falla. La protección primaria puede fallar debido a la falla en cualquiera de los siguientes elementos:


Suministro de corriente o voltaje a los relevadores.Voltaje de alimentación en corriente directa al circuito de disparo.Relevadores de protección.Circuito de disparo o mecanismo del interruptor.Falla en el interruptor.

La protección de respaldo se emplea únicamente contra cortocircuito debido a que el cortocircuito representa el tipo de falla predominante en los sistemas eléctricos de potencia.

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SEMANA Nº 02SEMANA NSEMANA Nºº 0202Sesión Nº 01SesiSesióón Nn Nºº 0101


Los sistemas de suministro de energía eléctrica deben disponer de los elementos de protecciónnecesarios para detectar y corregir las perturbaciones que aparezcan durante el funcionamiento.

5. Protección5. Protecci5. Proteccióónn


Los dispositivos de protección controlan permanentemente el estado eléctrico de los elementos que componen un circuito, y provocan la excitación de un dispositivo de apertura (ejemplo: bobina de disparo de un disyuntor), cuando detectan una perturbación (cortocircuito, defecto de aislamiento, etc.).


Esquema Básico de la Protección con RelésEsquema BEsquema Báásico de la sico de la ProtecciProteccióón con n con RelRelééss


Instrument Transformers

PowerSystem

Circuit breaker

Fault analysing equipment

Communication Equipment

Protection

relays

Stationbuilding

Protection SystemProtectionProtection SystemSystem


La inversión realizada en equipamiento, contra cada tipo de falla dependerá, fundamentalmente, del riesgo que éstas entrañen, justificándose un mayor esfuerzo para aquellas que sean más peligrosas.

¿Qué Protección Aplicar?¿¿QuQuéé ProtecciProteccióón Aplicar?n Aplicar?

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• El costo de la protección está relacionada con el costo de la instalación a proteger y aumenta con el costo de ésta, se estima que el costo del sistema de protección no debe ser mayor del 5% del costo total.

• Sin embargo, cuando los equipos a proteger son de suma importancia, las condiciones económicas se subordinan a la confiabilidad.


INFORMACIINFORMACIÓÓN NECESARIA PARA EL N NECESARIA PARA EL ESTUDIO DE LAS PROTECCIONESESTUDIO DE LAS PROTECCIONES

1. Configuración del sistema eléctrico.2. Esquemas de protecciones.3. Estudio de cortocircuito para el sistema eléctrico.4. Información acerca de los valores máximos de

carga que se puede esperar (Planificación).5. La localización de los transformadores de

instrumento (TI) y su relación de transformación.6. Programas de la expansión futura del sistema

considerado (Planificación).7. Grado de protección requerida (Confiabilidad).


6. Simbologías Típicas6. Simbolog6. Simbologíías Tas TíípicaspicasFunciones de los Dispositivos / CFunciones de los Dispositivos / Cóódigo digo

ANSIANSI


Funciones de los Dispositivos / CFunciones de los Dispositivos / Cóódigo digo ANSIANSI

Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica Waldir Astorayme 47 Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica Waldir Astorayme 48

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1. Aparato de mando para inicio de maniobras.2. Relé de tiempo para la puesta en marcha de una

máquina o de una instalación o también para elcierre de un interruptor.

4. Contactor o relé de mando principal.5. Dispositivo de paro.6. Interruptor o contactor de arranque.7. Interruptor anódico.8. Interruptor de los circuitos de mando.9. Dispositivo inversor.10. Conmutador de orden de procedencia de los

grupos.

7. Número y Funciones de los Dispositivos de Protección

7. N7. Núúmero y Funciones de los mero y Funciones de los Dispositivos de ProtecciDispositivos de Proteccióónn


11. Transformador para la alimentación de circuitos demando con corriente alterna.

12. Dispositivo de máxima velocidad.13. Dispositivo de velocidad sincrónica.14. Dispositivo de mínima velocidad.15. Dispositivo regulador de velocidad.16. Dispositivo de accionamiento para la carga de

baterías.17. Interruptor o contactor para la prueba o puesta en

cortocircuito del campo de excitación serie de unamáquina o para el cierre de otro circuito en paralelo adicho campo.

18. Interruptor o contactor o relé de aceleración odesaceleración.

19. Contactor o relé para el paso de la fase de arranquede la marcha normal.


20. Órgano hidráulico de intercepción, accionadoeléctricamente.

21. Relé de distancia.22. Interruptor o contactor de estabilización.23. Dispositivo regulador de temperatura.24. Interruptor o contactor para el acoplamiento de

barras.25. Dispositivo selector para la puesta en paralelo.26. Dispositivo térmico a resistencia.27. Relé de mínima tensión para corriente alterna.28. Dispositivo térmico a presión.29. Interruptor, contactor o seccionador de aislamiento.30. Relé de cuadro indicador.31. Dispositivo de excitación separada.32. Relé o dispositivo de inversión de potencia para C.A.


33. Interruptor de posición.34. Combinación de secuencia a motor.35. Dispositivo para el accionamiento de las escobillas.36. Dispositivo de polaridad.37. Relé de mínima corriente o mínima potencia.38. Dispositivo para temperaturas excesivas de los

soportes.39. Contactor para la debilitación de la excitación de una

máquina.40. Relé de excitación.41. Interruptor o contactor de excitación.42. Interruptor o contactor de marcha.43. Contactor de predisposición de servicio.44. Contactor o relé para el arranque sucesivo de

diversas unidades.45. Relé de máxima tensión para C.C.


46. Relé amperimétrico para inversión de fase, para desequilibrio de corriente entre fases o paraausencia de encendido anódico de un rectificador.

47. Relé voltimétrico para falla e inversión de fase.48. Relé se secuencia incompleta.49. Relé o dispositivo térmico para C.A.50. Relé o aparato selectivo de cortocircuito

instantáneo.51. Relé de sobreintensidad para C.A.52. Interruptor o contactor para C.A.53. Relé de excitación de tensión para generador.54. Interruptor extrarápido para C.C.55. Relé para factor de potencia.56. Relé o aparato para aplicación de un campo.57. Relé o dispositivo limitador de corriente.


58. Relé o dispositivo igualador de tensión.59. Relé de máxima tensión C.A.60. Relé para desequilibrio de tensiones.61. Relé para desequilibrio de corriente.62. Relé de tiempo para el paro de una máquina, de una

instalación por apertura de un interruptor.63. Relé para presión de fluidos.64. Relé de protección para el contactor a tierra de una

máquina.65. Regulador de motor.66. Regulador de impulso.67. Relé direccional de potencia o relé direccional de

máxima corriente para C.A.68. Relé o dispositivo térmico para C.C.69. Dispositivo manual de consentimiento de bloqueo.70. Reóstato de accionamiento eléctrico.

10


71. Interruptor o contactor de emergencia para C.C.72. Interruptor o contactor de maniobra para C.C.73. Interruptor o contactor para resistencia de carga.74. Relé de alarma.75. Mecanismo para cambio de posición.76. Relé de sobre intensidad para C.C.77. Transmisor de impulsos.78. Relé medidor de ángulo de fase.79. Relé de recierre para C.A.80. Relé o dispositivo de mínima tensión para C.C.81. Dispositivo de frecuencia.82. Relé de cierre para C.C.83. Contactor o relé selectivo de mando o de clasificación.84. Mecanismo de accionamiento.85. Relé receptor para sistemas de ondas transportadores

o de hilo piloto.


86. Relé o dispositivo de bloqueo.87. Relé de corriente diferencial.88. Motor o grupo motogenerador auxiliar.89. Seccionador de líneas.90. Regulador.91. Relé direccional voltimétrico para C.C.92. Relé direccional voltimétrico y amperimétrico para C.C.93. Contactor o relé para la modificación de la excitación.94. Contactor o relé de disparo o bien de disparo libre.95. Dispositivo distribuidor de la carga.96. Relé de circulación 1.97. Relé buchholz o análogo.98. Relé de nivel.


Gracias por su atenciónGracias por su atenciGracias por su atencióónn



CAPÍTULO II

Relevadores (Relays).

1


Capítulo IICapCapíítulo IItulo II

Relevadores(Relays)

RelevadoresRelevadores((RelaysRelays))






Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica Waldir Astorayme 2FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICAFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

T e m a r i oT e m a r i oT e m a r i o1.1. IntroducciIntroduccióón.n.

2.2. CaracterCaracteríísticas. sticas.

3.3. Requisitos.Requisitos.

4.4. FilosofFilosofíía de la proteccia de la proteccióón.n.

5.5. ClasificaciClasificacióón.n.

6.6. RelRelééss indirectos.indirectos.

7.7. Dispositivos de protecciDispositivos de proteccióón.n.

8.8. Pruebas de los Pruebas de los relrelééss..




Los relés de protección son dispositivos que deciden una acción, generalmente la apertura de un interruptor automático.Los relés son unos intermediarios entre una magnitud física controlada y un disparador.En AT son del tipo indirectoporque toman la información a través de los TCs y TPs.

1. Introducción1. Introducci1. Introduccióónn


La función principal de los relevadores es determinar lo más pronto posible la existencia de un cortocircuito en el sistemapor lo que la mayoría de los relevadores operan en más o menos un ciclo de la frecuencia del sistema (17mseg a 60Hz) por lo que pueden enviar la señal de disparo a los interruptores correspondientes.


Los relevadores deben ser selectivosen su operación es decir que solo deben aislar aquellas partes del sistema en falla, minimizando el número de elementos que se desconectan de la red.

2


Las características funcionales son:

1. El relevador debe ser sensible a las sobretensiones momentáneas y también a las sobrecargas momentáneas.

2. El relevador no debe alterar su operación por variaciones en la tensión y en la corriente.

3. El consumo propio de potencia del relevador debe ser tan bajo como sea posible.

4. Su funcionamiento no debe ser alterado por cambios en la configuración de la red considerados como normales como son: conexión y desconexión de cargas, entrada y salida de líneas, etc.

5. El relevador debe operar cualquiera que sea la naturaleza y situación de la falla para lo cual ha sido seleccionado.

2. Características2. Caracter2. Caracteríísticassticas


Son por lo general los siguientes:

Aumento en la intensidad de corriente.Caída de tensión.Disminución en la impedancia aparente.Inversión en el sentido de la potencia.Comparación en la magnitud de la corriente de entrada y salida o bien comparación de la fase.

SENSIBILIDAD DE LOS RELEVADORESSENSIBILIDAD DE LOS RELEVADORES


3. Requisitos Básicos3. Requisitos B3. Requisitos BáásicossicosLa protección ideal será aquella que actúa solamente ante los disturbios para los que ha sido instalada, que los hiciera en el menor tiempo posible y que su precio fuera mínimo.Este ideal no es fácil de conseguir, por lo que es menester valorar una serie de aspectos.

Los requisitos más destacables son:

a) Seguridad. La probabilidad de no actuación de un sistema o componente cuando no debe hacerlo.

b) Obediencia. La probabilidad de actuación de un sistema o componente cuando debe hacerlo.


c) Fiabilidad. La probabilidad de que un sistema o componente actúe única y exclusivamente cuando debe hacerlo. La fiabilidad de un equipo es el producto de la seguridad y obediencia. Disponer dos relés en paralelo aumenta la obediencia y disminuye la seguridad del sistema; por el contrario, dos relés en serie aumenta la seguridad y disminuyen la obediencia.

d) Precisión. La respuesta a los valores de entrada.e) Rapidez. El tiempo invertido desde la aparición

de la falla hasta el momento en que cierra sus contactos el relé. El aumento de la rapidez implica una disminución de la fiabilidad.

f) Flexibilidad. Para adaptarse a los cambios funcionales.


g) Simplicidad. En el diseño, reduciendo al mínimo el número de funciones e interacciones.

h) Mantenimiento. Reducción al mínimo de piezas sujetas a desgaste, evitando el mantenimiento periódico.

i) Facilidades de prueba. Se valora que el equipo tenga incorporados dispositivos que faciliten su verificación sin que sea necesario desconectar ningún conductor para realizar las pruebas.

j) Autodiagnóstico. La inclusión de funciones de autoverificación en la protección. Esta es una de las ventajas que aportan las protecciones digitales.

k) Modularidad. El montaje de las protecciones en módulos enchufables posibilita la localización y reparación de las averías.

l) Precio. Reducido.Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica Waldir Astorayme 12

RAPIDEZ

SENSIBILIDAD

SELECTIVIDAD

FLEXIBILIDAD

CONFIABILIDAD

REDUNDANCIA

ECONOMIA

SELECCIÓN DELESQUEMA

DISEÑO

ADAPTABILIDAD

REQUISITOS DE LOS RELREQUISITOS DE LOS RELÉÉSS

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Principio de operaciónPrincipio de operaciPrincipio de operacióónnEs el conjunto de equipos necesarios para la detección, evaluación y eliminación de la falla.

Diagrama esquemático de operación.


Los relés detectan rápidamente la falla y dan la orden de disparo al interruptor de potencia.

Diagrama esquemático de operación.

Principio de operaciónPrincipio de operaciPrincipio de operacióónn


Mide y compara en el sistema de potencia cantidades e inicia la acción que es requerida para aislar al elemento en condiciones de falla del resto del sistema eléctrico.

El propósito en realidad es simple: Reconocer o detectar una condición anormal en el sistema e iniciar la acción necesaria para corregir y minimizar sus efectos sobre el sistema de potencia.

4. Filosofía de la protección4. Filosof4. Filosofíía de la proteccia de la proteccióónn


POLPOLÍÍTICA OPERACIONALTICA OPERACIONALLos disediseñños de proteccios de proteccióón son diferentesn son diferentes y por lo tanto se pueden aplicar diferentes criterios.

CRITERIO CONSERVADORCRITERIO CONSERVADOR

Cuando existe una falla siempre debe haber un disparo en la protección, sin embargo si se lleva a sus extremos se corre el riesgo de provocar algunas interrupciones en falso y también interrupciones innecesarias de servicio, el efecto de este criterio es que el equipo se debe proteger a como de lugar aún sacrificando la continuidad del servicio.

Este criterio se aplica cuando el equipo por proteger es muy costoso, difícil de reemplazar.


CRITERIO LIBERALCRITERIO LIBERAL

Este criterio trata de conservar al equipo de una instalación en servicio aún en condiciones de cortocircuito que puedan ser consideradas como graves.

Este criterio tiende a sacrificar un poco al equipo a cambio de ganar una cierta continuidad de servicio en el sistema, pero corre el riesgo de que las fallas puedan dañar el equipo.

Se puede considerar como un buen criterio en aquellos casos en que el equipo por proteger no tenga un costo elevado, que no sea difícil de reemplazar.


MáximaFrecuencia

Sincronismo

Recierre

Distanceprotection

SobrecorrinteDireccional

MínimaFrecuencia

Sobrecorriente

Overloadprotection

Overvoltageprotection

Undervoltageprotection

ProtecciónDiferencial

Principio de aplicaciónPrincipio de aplicaciPrincipio de aplicacióónnProtección principal.Protección de respaldo.Protección de respaldo remoto.Protección de respaldo local.Protección redundante.

4


Protección principal.ProtecciProteccióón principal.n principal.

Son las que actúan en primera instancia ante una falla en su zona de protecciónAnte una falla en una zona de protección principal, los relés provocarán disparo de los interruptores comprendidos dentro de esa zona.Debe existir un un traslape al rededor de los interruptores, esto se hace con la finalidad de eliminar, la posibilidad de espacios muertos o áreas no protegidas.


Protección principal.ProtecciProteccióón principal.n principal.

Si la falla es en Fb. Si no hay traslape seria un espacio muerto o zona sin protección al ocurrir la falla disparan CB1 y CB2.Al ocurrir una falla en el interruptor no existe garantía que el interruptor involucrado en la falla opere correctamente.


• Esquema de protección que deberá operar en caso que la protección principal no lo haga.

• En otras palabras, se entiende como protección de respaldo o reserva, a aquellos dispositivos que actúan cuando por cualquier motivo la cadena de acción de la protección principal falla.

• La protección de respaldo usualmente desconecta partes mayores que la parte fallada, pero esto es necesario si se quiere despejar la falla.

Protección de respaldo.ProtecciProteccióón de respaldo.n de respaldo.



TODA PROTECCION DE RESPALDO DEBE SERVIR DE APOYO, TANTO PARA EL RELÉCOMO PARA EL INTERRUPTOR.

A fin de evitar que ante una falta de operación de la protección principal también falle la protección de respaldo se debe duplicar los circuitos de disparo y control e incluso los TC deben tener núcleos independientes para la protección principal y la de respaldo.



Una condición básica es que la protección de respaldo no debe operar hasta que la protección principal haya tenido la oportunidad de no actuar, para ello se retarda el tiempo de disparo de la protección de respaldo.

Ante una falla, las dos protecciones arrancan para operar ,pero si la protección principal despeja la falla, la de apoyo se repondrá sin que haya completado su función de disparo.


Protección de respaldo remoto (PRR).

ProtecciProteccióón de respaldo n de respaldo remoto (PRR).remoto (PRR).

Las Fallas se despejan desde una SSEE adyacente a donde se produjo la falla.Actúan en mayor tiempo que la proyección principal (Lentos).Generalmente el despeje involucra mayor instalación.No resulta muy caro implementar y añadir a las protecciones primarias las funciones de respaldo remoto .

5


Protección de respaldo remoto (PRR).

ProtecciProteccióón de respaldo n de respaldo remoto (PRR).remoto (PRR).


Protección de respaldo local (PRL).

ProtecciProteccióón de respaldo n de respaldo local (PRL).local (PRL).

Cuando la protección PRR no son aconsejables se instala PRL.En la protección de PRL las fallas se despejan a través de los relés ubicados en la misma SSEE o instalación.Este tipo de PRL provee el respaldo por avería de interruptor y relé.


• Es la protección de respaldo, localizado en el mismo punto de la protección principal. Es recomendable, que la protección de respaldo local sea totalmente independiente de la protección principal, en cuanto a circuitos de control, transformadores de corriente y de potencial.En la medida de lo posible, la práctica es localizar los relés de respaldo en una estación diferente.







Una falla en la línea las dos protecciones actúan al mismo tiempo tanto la protección principal como la protección de respaldo.Se implementan dos protecciones iguales generalmente 21P como protección principal y 21R como protección de respaldo local.Adicionalmente se implementa como protección de respaldo la protección de sobrecorriente direccional a tierra (67N), que actúan para fallas a tierra de alta impedancia que normalmente no son detectadas por la protección de distancia.Adecuado para líneas estratégicas y corredores principales.

Protección redundante.ProtecciProteccióón redundante.n redundante.


Protección redundante.ProtecciProteccióón redundante.n redundante.

6


PROTECCIPROTECCIÓÓN DIGITALN DIGITAL

Actualmente la oferta de relés digitales es extensa y tienen un desempeño igual o superior a los relésconvencionales.

Desafío impuesto a los profesionales del área: asimilar y utilizar esta nueva tecnología lo más rápido posible.


Costo de la tecnología.

CPU relativamente baratas.Memoria muy barato.Programable.Múltiples funciones.

Ventajas de la ProtecciVentajas de la Proteccióón Digitaln Digital

Digital : Reducido.Convencional : Mayor

ECONOMÍA


Como mínimo igual a los relés convencionales.Fácil implementación de:Acción de la memoria.Características de operación compleja.Equipamientos no requieren ajustes individuales.

Ventajas de la ProtecciVentajas de la Proteccióón Digitaln DigitalDESEMPEÑO

CONFIABILIDAD

Auto chequeo y auto monitoreo a bajo costo.Las características no cambian con la temperatura, tensión de alimentación, envejecimiento, etc.Pequeño número de componentes y conexiones.


Ventajas de la ProtecciVentajas de la Proteccióón Digitaln DigitalFLEXIBILIDAD

Posibilidad de actuación constante de versiones: cambios en el proyecto implica en la mayoría de veces en modificaciones en el software.Capacidad casi ilimitada de comunicación entre sí, además de la posibilidad de utilización de la tecnología de comunicación vía fibra óptica.Flexibilidad funcional: capacidad de realizar otras funciones tales como medición, control y supervisión.Total compatibilidad con la tecnología digital introducida en las subestaciones.


Capacidad de protección adaptiva: Los parámetros de operación pueden ser cambiados automáticamente con las condiciones del sistema eléctrico.

Ventajas de la ProtecciVentajas de la Proteccióón Digitaln DigitalFLEXIBILIDAD (Continuación)

Análisis transitorio de fallas: a través del almacenamiento en la memoria de los datos y posterior procesamiento.Localización de fallas.

PRODUCTOS PARALELOS


Ventajas de la ProtecciVentajas de la Proteccióón Digitaln Digital

Multiplexión de las señales de entrada y reducción del número de cables y conductores en la subestación.

PRODUCTOS PARALELOS (Continuación)

Limitaciones ActualesLimitaciones ActualesPredominio del lenguaje assembler en los programas, que limita la transportabilidad de un programa de relé de una máquina a otra.Dificultad en la adaptación de los relés digitales a las condiciones ambientales y frente a las interferencias electromagnéticas presentes en las subestaciones.

7


Limitaciones ActualesLimitaciones Actuales

Limitaciones en las redes de comunicación actual, disminuyendo la capacidad de intercambio de las informaciones entre las unidades digitales (mejoras con la tecnología de la fibra óptica).Cambios frecuentes en el hardware de los equipamientos digitales los cuales dificultan las rutinas de mantenimiento.




De acuerdo a la magnitud eléctrica que miden o controlan los relevadores se pueden clasificar genéricamente como:

Relevadores de corrienteRelevadores de voltaje.Relevadores de cociente (impedancia V/I o admitancia I/V).Relevadores de frecuencia.Relevadores diferenciales.Relevadores de producto (potencia V I)

5. Clasificación5. Clasificaci5. Clasificacióónn


Desde el punto de vista muy general se pueden clasificar en dos categorías:

Tipo de armadura atraída.Tipo de inducción.

1. Relevadores electromagnéticos

2. Relevadores estáticos

87

TCTC

ICC

Circuito dedisparo


Por la forma en que se conectan a la red:Relés directos (en desuso).Relés indirectos.


CBTC

50 / 51

Relé desobrecorriente

indirecto

Alimentador

10 kV Se les denomina relés de sobrecorrienteindirectos, porque la corriente a controlar no pasa directamente por el relé, ésta señal es reducida por el transformador de corriente y entregada al relé en los bornes del secundario.

6. Relés Indirectos6. 6. RelRelééss IndirectosIndirectos

8


ReléI>

I >>50 / 51

La corriente nominal en el secundario de los TCs es 5A o 1A.Los TCs son conectados en estrella, con el neutro puesto a tierra.Para detectar cortocircuitos trifásicos o entre fases, de un sistema aislado se requieren como mínimo dos relés.


CURVAS DE OPERACICURVAS DE OPERACIÓÓNN

Operación a tiempo definido o fijo.

500

100

t (ms)

I (A)5 InIn

t=constante

Operación a tiempo inverso: I, VI, EI

1000

100

400

t (ms)

I (A)5 InIn

t = M . K .(I/Io)a -1


CARACTERCARACTERÍÍSITCAS DE OPERACISITCAS DE OPERACIÓÓNN

Curva definida o constante.

Proporciona una actuación en cuanto la intensidad medida supera el umbral de ajuste establecido.

Se utiliza generalmente para la eliminación de cortocircuitos.


CARACTERCARACTERÍÍSITCAS DE OPERACISITCAS DE OPERACIÓÓNN

Curva tiempo inverso.

Proporciona una actuación en menor tiempo para un valor de intensidad mayor.

Permite coordinar la actuación de varios reléssituados en distintas posiciones del sistema eléctrico.


Unidad temporizada (51)

Unidad instantánea (50)

t (s)

I (A)

0,05

t >

I > I >>

CARACTERISTICA DE OPERACIÓNDEFINIDA



t (s)

( I / Is )

0,05

2 8

CARACTERISTICA DE OPERACIÓNINVERSA

TMS = 0,4

Los relés de sobrecorriente indirectos para la unidad temporizada, pueden ser del tipo tiempo definido o del tipo inverso (normalmente inverso, muy inverso o extremadamente inverso).

TIPOS DE RELTIPOS DE RELÉÉS INDIRECTOSS INDIRECTOS


Unidad temporizadaAjuste Corriente (IS):

1,2 - 2 INAjuste de tiempo:0 - 3 seg. ó 0 - 6 seg.

Unidad instantáneaAjuste corriente (Iinst):3 - 6 IN ó 6 - 12 IN(puede ser bloqueada).Tiempo: 100 mseg



t (s)

I (A)

0,1

0,6

Is I inst

CARACTERISTICA DE OPERACIÓN

Unidades de DisparoUnidades de Disparo

9


Un relé de este tipo operarásiempre en el mismo tiempo, para todo valor de sobreintensidad superior al valor de calibración.Si no incluye retardo en la actuación, se trata de un relé de característica instantánea (50).

I >

I >>

t >

t >>

t

I

RELRELÉÉS DE TIEMPO DEFINIDOS DE TIEMPO DEFINIDO


Si se incluye retardo, es de característica temporizada (51).El relé de tiempo independiente (también llamado de tiempo definido), está compuesto de dos elementos :Un elemento de control de corriente, del tipo todo o nada, que a su vez excita al elemento de temporización, el que se encuentra ajustado a un valor determinado que puede ser nulo.


Se aplican en mayoría a los alimentadores radiales.Principalmente en sistemas en los que no varían mucho los niveles de falla de un punto a otro, donde no se puede aprovechar la ventaja del relé de tiempo inverso.

AplicaciAplicacióón de n de RelRelééss de Tiempo Definidode Tiempo Definido


Facilita el cumplimiento de los criterios de selectividad.El tiempo de operación es más preciso ya que es independiente, lo cual permite una graduación más precisa de los tiempos entre los interruptores sucesivos.



t (s)

I (A)

0,1

0,6

Is I inst

CARACTERISTICA DE OPERACIÓN

Ventajas de los Ventajas de los RelRelééss de Tiempo Definidode Tiempo Definido


Para asegurar la selectividad bajo cualquier circunstancia en un alimentador radial, se aumenta el tiempo de operación a partir del extremo alejado del circuito protegido hasta la fuente de generación.

Selectividad entre los Selectividad entre los RelRelééss


Al aumentar el número de relés conectados en serie, aumenta hacia la fuente el tiempo de operación. En consecuencia, las fallas más severas, se aíslan en mayores tiempos.

Por lo tanto se debe tener especial cuidado en que los tiempos de operación de la protección no sean demasiados prolongados.

Desventajas de los Desventajas de los RelRelééss de Tiempo Definidode Tiempo Definido

10


Los relés de característica inversa, se cumple que a mayor sobreintensidad, menor es el tiempo de operación.Se emplea en la protección de líneas de transmisión, alimentadores, máquinas de AC, transformadores y en muchas aplicaciones donde se requiera la característica inversa.I / IS

t

83

t1

t2

RELRELÉÉS DE TIEMPO INVERSOS DE TIEMPO INVERSO


La regulación de tiempos se puede obtener de diferentes maneras.

Se selecciona para una aplicación concreta de acuerdo con los tiempos de operación de otros dispositivos de protección, para lograr una correcta coordinación, con un tiempo mínimo de eliminación de falla.

CaracterCaracteríísticas Inversassticas Inversas


1 10 100 1K0.1

1

10

100CORRIENTE EN AMPERIOS

TIEMPO

EN SEG

UN

DO

S

Tiempo Definido

Moderadamente Inverso

Inverso

Muy Inverso

Extremadamente Inverso

1 10 100 1K0.1

1

10

100CORRIENTE EN AMPERIOS

TIEMPO

EN SEG

UN

DO

S

Tiempo Definido

Moderadamente Inverso

Inverso

Muy Inverso

Extremadamente Inverso

CaracterCaracteríísticas Inversassticas Inversas


Se aplican generalmente cuando el valor de la corriente de cortocircuito depende grandemente de la capacidad de generación del sistema en el momento de la falla. Aplicable a sistemas de generación. Es decir cuando a lo largo de la línea existen grandes variaciones de la corriente de falla (cortocircuito).

Cuando ZS << ZL ,

ZS = impedancia de la fuente. ZL = impedancia de la línea hasta el punto de falla

Su principal ventaja es la de tener menores tiempos de operación a altas potencias de cortocircuito.

RelRelééss de Tiempo Normalmente Inverso (de Tiempo Normalmente Inverso (N.IN.I.).)


Figura:Figura:

CurvaCurvaInversaInversa


Se caracteriza por tener una curva más inversa que la anterior, es lento para valores bajos de sobrecorriente y rápido para valores altos de sobrecorriente.

Se aplican preferentemente en sistemas donde el valor de la intensidad de cortocircuito circula a través de cualquier relé que depende mayormente de la posición relativa de donde se halla instalado el relé a la falla y en poca cuantía de la capacidad de generación del sistema, ya que se supone se alimenta de una red muy grande.

RelRelééss de Tiempo Muy Inverso (de Tiempo Muy Inverso (M.IM.I.).)

11


Es conveniente en sistemas de gran capacidad de generación donde el nivel de cortocircuito depende prácticamente de la impedancia donde ocurre el cortocircuito (la corriente de falla se reduce notablemente a medida que aumenta la distancia a la fuente).

RelRelééss de Tiempo Muy Inverso (de Tiempo Muy Inverso (M.IM.I.).)


Figura:Figura:

CurvaCurvaMuyMuyInversaInversa


Son adecuados para aplicaciones tales como los alimentadores de los sistemas de distribución, donde se tenga una temporización suficiente para permitir la re-energización del circuito, sin que haya disparos innecesarios en el período inicial de avalancha (picos de corriente por conexión de bombas, molinos, calentadores, etc.) y al mismo tiempo coordine bien con los fusibles de alto poder de ruptura.

También se emplea para actuar con las componentes de secuencia negativa, en la protección de grandes generadores.

Permite ajustes más precisos para evitar sacar de servicio al generador.

RelRelééss de Tiempo Extremadamente Inverso (de Tiempo Extremadamente Inverso (E.IE.I.).)


Figura:Figura:

CurvaCurvaExtremaExtrema--damentedamenteInversaInversa


FFóórmula para determinar el tiempo de rmula para determinar el tiempo de actuaciactuacióón del n del RelReléé

+

= C

II

kTMSt

S

α


Constantes α y kLas constantes α y k determinan el grado de característica inversa del relé y para los esquemas estándar las constantes son :

12


Esquema de ProtecciónArreglo completo de dispositivos de protección y equipos asociados para lograr una función específica de protección, en base a un principio de operación y diseñado para un objetivo dado.

Z

TC

TP

RELECircuito de disparo

CBELEMENTO PROTEGIDO

CB

7. Dispositivos de Protección7. Dispositivos de Protecci7. Dispositivos de Proteccióónn


LOS ESQUEMAS EMPLEAN :

• Relés• Interruptores• Transformadores de

TC y TP• Elementos de

comunicación • Fusibles• etc......


• Conjunto coordinado de esquemas de protección, los que pueden tener o no el mismo principio de operación.

Esquema de Protección:


8. Pruebas de los Relés8. Pruebas de los 8. Pruebas de los RelRelééss


Se utiliza para determinar el punto de calibración o ajuste para cualquier parámetro medido.

Las cantidades de los fasores de prueba se mantienen estables por un tiempo mayor que el tiempo de operación del relé y se varían en incrementos mucho menores que la resolución del relé.

PRUEBAS EN ESTADO ESTABLEPRUEBAS EN ESTADO ESTABLE


Consiste en aplicar a los reles señales a frecuencia fundamental representando los periodos de pre-falla, falla y post-falla.Las señales utilizadas son formas de onda senoidales que pueden ser obtenidos de los flujos de potencia y del cortocircuito.

PRUEBAS EN ESTADO DINPRUEBAS EN ESTADO DINÁÁMICOMICO

Estas pruebas sirven para:Calibración de las características dinámicas.Pruebas de estabilidad y comportamiento.Armónicos.Fallas con alta resistencia de arco.

13


Consiste en aplicar señales que incluyan la frecuencia fundamental y las componentes de más alto orden generadas durante las condiciones de falla u operación transitoria.

Las señales se pueden obtener de simulaciones digitales como el atp, pscad/relay.

PRUEBAS EN ESTADO TRANSITORIOPRUEBAS EN ESTADO TRANSITORIO


Sirven para verificar comportamiento del rele ante los siguientes problemas:

Saturación de los TCs.Transitorios de los TPs.Ferroresonancia.Armónicos.Operación fuera de la frecuencia nominal.Altas frecuencias.


Sirven para confirmar que los reles cumplen con las especificaciones del fabricante y los criterios de aceptación del usuario.

Verificar durante el periodo de vida útil del rele si continua funcionando de acuerdo a las instrucciones del fabricante.

PRUEBAS DE INTEGRIDADPRUEBAS DE INTEGRIDAD


Cubren básicamente las pruebas de estado dinámico y transitorio.

El propósito es verificar la correcta operación del esquema de protección bajo las condiciones operativas normales.

Permite reproducir las condiciones operativas y de falla de los sistemas eléctricos de forma muy cercana a la realidad y a un bajo costo, la alta seguridad y confiabilidad en los resultados.

PRUEBAS DE APLICACIPRUEBAS DE APLICACIÓÓNN


Los probadores de los relés generan una corriente superior al valor calibrado por el relé, para verificar su correcta actuación tanto en corriente como en tiempo.

PRUEBAS DE LOS RELPRUEBAS DE LOS RELÉÉSS





CAPÍTULO III

Equipos de Protección.

1


Capítulo IIICapCapíítulo IIItulo III

Equipos de ProtecciónEquipos de Equipos de ProtecciProteccióónn







T e m a r i oT e m a r i oT e m a r i o1.1. Transformadores de Instrumento.Transformadores de Instrumento.

2.2. Transformadores de Corriente (TC). Transformadores de Corriente (TC).

2.1. Introducci2.1. Introduccióón.n.

2.2. Normas.2.2. Normas.

2.3. Circuito Equivalente. 2.3. Circuito Equivalente.

2.4. Curva Caracter2.4. Curva Caracteríística.stica.

2.5. S2.5. Síímbolo y Marca de Polaridad.mbolo y Marca de Polaridad.

2.6. Datos Caracter2.6. Datos Caracteríísticos.sticos.


2. Transformadores de Corriente (TC) 2. Transformadores de Corriente (TC) ……

2.7. Errores2.7. Errores

2.8. Factor L2.8. Factor Líímite de Precisimite de Precisióón (FLP).n (FLP).

2.9. Factor Nominal de Seguridad (2.9. Factor Nominal de Seguridad (FsFs). ).

2.10. Clase de Precisi2.10. Clase de Precisióón.n.

2.11. Intensidad L2.11. Intensidad Líímite Dinmite Dináámica y Tmica y Téérmica.rmica.

2.12. Elecci2.12. Eleccióón del TC.n del TC.

T e m a r i oT e m a r i oT e m a r i o


3. Transformadores de Tensi3. Transformadores de Tensióón (TP). n (TP).

3.1. Introducci3.1. Introduccióón.n.

3.2. Normas.3.2. Normas.

3.3. Errores. 3.3. Errores.

3.4. Clase de Precisi3.4. Clase de Precisióón.n.

3.5. Carga Nominal.3.5. Carga Nominal.

3.6. Potencia T3.6. Potencia Téérmica.rmica.

3.7. Elecci3.7. Eleccióón del TP.n del TP.





1. Transformadores de Instrumento

1. Transformadores 1. Transformadores de Instrumentode Instrumento






2


Voltaje (Transformadores de voltaje (TVs) o transformadores de potencial (TPs)).Corriente (Transformadores de corriente (TCs).

Los Transformadores para instrumentos (TIs) están diseñados para transformar:

De valores altos en los sistemas de transmisión y distribución, a valores bajos que puedan ser utilizados por aparatos de medición de bajo voltaje.

1.1. Introducción1.1. Introducci1.1. Introduccióónn


Hay 3 aplicaciones primarias en las cuales se usan los TIs:

Medición: (Para propósitos de facturación de energía y transacciones)Control de protección (Para propósitos de

protección de sistemas y protección con relevadores)Estudio de cargas (Para manejo económico de

cargas industriales)

Los TIs de medición requieren de una alta precisión en el rango de operación normal de voltaje y corriente.

Los TIs de protección requieren linealidad en un rango amplio de voltajes y corrientes.


Aislar los dispositivos de medida y protección de la alta tensión.

Trabajar con corrientes o tensiones proporcionales a las que son objeto de medida.

Evitar las perturbaciones que los campos magnéticos pueden producir sobre los instrumentos de medida

UTILIDADUTILIDADUTILIDAD El rendimiento no es importante

Trabajan con niveles bajos de flujo (zona

lineal)

Existen trafos de corriente y de

tensión

En todos los casos la rt es < 1 para mantener los valores bajos en las

magnitudes secundarias

En todos los casos la rt es < 1 para mantener los valores bajos en las

magnitudes secundarias

Los trafos de corriente tienen las corrientes secundarias normalizadas a: 5 A y 1 A y los de tensión las tensiones

secundarias a 100 y 110 V

Los trafos de corriente tienen las corrientes secundarias normalizadas a: 5 A y 1 A y los de tensión las tensiones

secundarias a 100 y 110 V

1

2

2

1t I

IUUr ==

1

2

2

1t I

IUUr ==


1. Aislar o separar los circuitos y aparatos de medida, protección, etc, de la alta tensión.

2. Evitar las perturbaciones electromagnéticas de las altas corrientes y reducir las corrientes de cortocircuito a valores admisibles para los aparatos de medida.

3. Obtener intensidades de corriente o de tensiones proporcionales (por lo menos en una determinada zona) a las que se desea medir o vigilar y transmitirlas a los aparatos apropiados.

1.2. Objetivos1.2. Objetivos1.2. Objetivos


2. Transformador de Corriente (TC)

2. Transformador de 2. Transformador de Corriente (TC)Corriente (TC)






TRANSFORMADOR TRANSFORMADOR DE CORRIENTEDE CORRIENTE

3


2.1. Introducción.2.1. Introducci2.1. Introduccióón.n.

Este transformador está destinado a reproducir proporcionalmente en su circuito secundario la corriente de su circuito primario manteniendo la posición fasorial, conocida y adecuada para su uso en instrumentos de medición, control y protección.

El TC debe reproducir en su secundario, una corriente que sea una réplica a escala reducida de la corriente primaria del sistema.


Se diseñan en base a las normas ANSI-C57-13 e IEC-185. Ambas normas consideran temperatura ambiente de 30°C.Deben asegurar una precisión suficiente para intensidades iguales o mayores que la intensidad nominal

CONEXIÓN DE LOS TC’sCONEXIÓN DE LOS TC’s

2.2. Normas2.2. Normas2.2. Normas


NORMA ANSI C57-13NORMA ANSI C57-13

TIPO “C”: PUEDEN SER VERIFICADOS MEDIANTE CALCULO

TIPO “T”: CON BOBINADO PRIMARIO

ERROR DE RELACION MENOR A 10% PARA 20 VECES In

TENSION SECUNDARIA EN REGIMEN DE SOBREINTENSIDAD: 10, 20, 50, 100, 200, 400, 800 V

C400: TRANSFORMADOR CON UNA TENSION SECUNDARIA DE 400 V, CUANDO LA CORRIENTE QUE CIRCULA ES 20xIn SIN EXCEDER 10% DE RELACION

TIPO “C”: PUEDEN SER VERIFICADOS MEDIANTE CALCULO

TIPO “T”: CON BOBINADO PRIMARIO

ERROR DE RELACION MENOR A 10% PARA 20 VECES In

TENSION SECUNDARIA EN REGIMEN DE SOBREINTENSIDAD: 10, 20, 50, 100, 200, 400, 800 V

C400: TRANSFORMADOR CON UNA TENSION SECUNDARIA DE 400 V, CUANDO LA CORRIENTE QUE CIRCULA ES 20xIn SIN EXCEDER 10% DE RELACION

NORMA IEC - 185NORMA IEC - 185

FORMA DE ESPECIFICAR LA CLASE DE PRESICION (#1 P #2)

#1: ERROR COMPUESTO (5 o 10%)

P: PROTECCION

#2: FACTOR LIMITE DE PRECISION O FACTOR DE SATURACION (5, 10, 15, 20 o 30)

5P10: EL TRANSFORMADOR CONSERVARA EL ERROR DE ±5% PARA INTENSIDADES DE FALLA MENORES O IGUALES A 10 VECES LA CORRIENTE NOMINAL

FORMA DE ESPECIFICAR LA CLASE DE PRESICION (#1 P #2)

#1: ERROR COMPUESTO (5 o 10%)

P: PROTECCION

#2: FACTOR LIMITE DE PRECISION O FACTOR DE SATURACION (5, 10, 15, 20 o 30)

5P10: EL TRANSFORMADOR CONSERVARA EL ERROR DE ±5% PARA INTENSIDADES DE FALLA MENORES O IGUALES A 10 VECES LA CORRIENTE NOMINAL

NormasNormasNormas


2.3. Circuito Equivalente2.3. Circuito Equivalente2.3. Circuito Equivalente


Depende de la linealidad entre el flujo e I0. A mayor I0 mayor error.

Se utilizan materiales magnéticos de alta permeabilidad.

Se trabaja con valores bajos de B.

Se trabaja con valores limitados de la corriente del secundario (Z de carga próxima al cortocircuito) para evitar pérdidas de linealidad

PRECISIÓN DE LA MEDIDAPRECISIÓN DE LA MEDIDA

4


Tensión de aislamiento: máx. tensión con la que se puede trabajar.

Relación de transformación: 200/5 A (p ejem).

Error de Intensidad: diferencia entre la I2 real y la esperada en función de la corriente I1 en % (εi(%)).

Error de fase: diferencia de fases entre I1 e I2

PARÁMETROS DEL TRAFO DE CORRIENTEPARÁMETROS DEL TRAFO DE CORRIENTE

1001

12 ⋅−

=I

IKI(%) niε

n

nn I

IK2

1=


1,2 IN 10 IN I1

I2

TRANSFORMADOR PARAPROTECCIÓN

TRANSFORMADORDE

MEDIDA

CURVAS CARACTERÍSTICAS DETRANSFORMADORES DE

CORRIENTE 5P1030 VA

2000/5A

2.4. Curva Característica2.4. Curva 2.4. Curva CaracterCaracteríísticastica


Los TCs para protección, empieza a saturarse para corrientes superiores a las 10 veces su corriente nominal, mientras que el error que comete es inferior al 5%.

Los TCs para mediciónse saturan para corrientes arriba de 1,2 veces su corriente nominal.


Símbolo de un TC

REGLA: La corriente primaria Ip ingresa por la marca de polaridad y la corriente secundaria Issale por la marca de polaridad; asumimos que Ip e Is están en fase.

2.5. Símbolo y Marca de polaridad

2.5. S2.5. Síímbolo y Marca de mbolo y Marca de polaridadpolaridad


Ejemplo de un TC de protección:Intensidad primaria asignada: 200 A,Intensidad secundaria asignada: 5 A,

Potencia de precisión: Pn = 15 VA,Factor límite de precisión (FLP) = 10,Para I = FLP, su precisión es de 5% (5P)

2.6. Datos Característicos2.6. Datos 2.6. Datos CaracterCaracteríísticossticos


DATOS CARACTERDATOS CARACTERÍÍSTICOS DEL TCSTICOS DEL TC

5


ERROR DE INTENSIDADERROR DE INTENSIDADEl error que el transformador introduce en la medida de la intensidad (Ei), esta dado por:

100*(%)P

PSni I

IIkE −=

Donde:

kn : Relación de transformación nominal.Ip : Intensidad primaria real.Is : Intensidad secundaria real.

2.7. Errores2.7. Errores2.7. Errores


También el Ei será:

Donde:

L : Longitud media del circuito magnético (cm)Zt : Impedancia total del secundario Ω.NS : Número de espiras de la bobina secundaria.S : Sección del núcleo magnético (cm2)µ = B/H : Permeabilidad de la chapa magnética

(Gauss/AV/cm).

µSNZLE

S

ti 2450000(%) =


ERROR DE FASEERROR DE FASE

Es la diferencia de la fase entre los vectores de las intensidades primaria y secundaria, de forma que ángulo sea nulo para un transformador perfecto.

iδ


e2ee22

e1ee11

ϕϕϕ

ϕϕ

I2’I2’

I0I0

I1I1

-e1--ee11

R1*I1R1*I1

jXd1*I1jXd1*I1

ϕ1ϕ1

U1U1

ϕ2ϕ2

U2U2

iδ

a) La corriente I0 es la causante de los errores de intensidad y de ángulo.

b) Para una IP determinada, valores elevados de ZC, aumentan los errores (por aumento de I0).

c) Para una ZC dada, valores elevados de IR aumentan los errores (por aumento de I0).

Del diagrama vectorial se tiene:


TC PARA PROTECCITC PARA PROTECCIÓÓNNSon los destinados a alimentar relés de protección.Las definiciones que se dieron relativos a error de intensidad y error de fase, pierden valor.El error compuesto, es el valor eficaz de las diferencias que se producen entre:a) Los valores instantáneos de la corriente secundaria,

multiplicados por la relación de transformación nominal.b) Los valores instantáneos de la corriente primaria.

( )∫ −=T

PSnP

C dtiikTI

E0

21100


Si iP e iS son senoidales, el error compuesto es la suma vectorial del error de relación y del error de fase.

22iiC EE δ+=

6


Es el valor de la corriente en el primario para el cual el TC con la carga en el secundario responde a los límites exigidos por el error compuesto; ello indica para que múltiplo de IN del primario comienza la saturación del TC con la carga nominal.

Donde:FLP : Factor límite de precisión.ICC : Corriente de cortocircuito.IPnom : Corriente nominal en el primario del TC.

Pnom

CC

IIFLP =

2.8. Factor Límite de Precisión2.8. Factor L2.8. Factor Líímite de Precisimite de Precisióónn


Influencia de la carga en el FLP ó KnInfluencia de la carga en el FLP Influencia de la carga en el FLP óó KnKnDel circuito equivalente del TC:

Aplicando la ley de Ohm a este esquema se tiene:

Rct : Resistencia del arrollamiento secundario del TC.R : Resistencia de la carga Rp, incluido el cableado.


Influencia de la carga en el FLP ó KnInfluencia de la carga en el FLP Influencia de la carga en el FLP óó KnKn

En la figura, se puede ver que, si Rp es mucho menor que Rn, el codo de saturación del captador está lejos de alcanzar el factor límite de precisión kn previsto.El factor límite de precisión real que corresponde a la carga real (protección + cableado) se puede calcular. Se trata del FLPr = Kr en el que se alcanza el codo de saturación:



Fig.: Puntos de funcionamiento del TC según su carga.


Si Rp es inferior a Rn resulta que Kr es superior a Kn (FLPr > FLP).

Combinando las ecuaciones (1) y (2) se tiene:


O también:

Donde:

Pérdidas internas del captador de corriente a In.


Es evidente que el buen funcionamiento de un relé de protección está relacionado con el comportamiento del TC y con su carga real; no al comportamiento del que está asociado a una carga nominal teórica.

La necesidad real permite determinar la potencia mínima de precisión que se debe escoger.


Consumo de la carga real del captador de corriente a In.

Potencia de precisión del captador de corriente.

7


Usar un TC con una carga Pr < Pn aumenta el FLP. De la misma manera, el FLP aumenta cuanto menor es Rct (las pérdidas internas de Pi).


El cálculo del FLP real (Kr) de un captador, asociado a su carga real permite, en todos los casos clásicos, verificar la buena elección de un captador.

Nota: Para las protecciones muy sensibles (por ejemplo las diferenciales), la definición de los transformadores de corrientes se hace a menudo en la clase X. La clase X siempre tiene en cuenta la carga real del TC y de sus propias pérdidas internas.


Evolución del FLP Kr = f(Pr) de un TC de 10VA-5P20, según la carga real que llega por cable al secundario con pérdidas internas (Rct) diferentes.

Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica Waldir Astorayme 39FLP real (Kr) necesario para máx. de I según las aplicaciones. Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica Waldir Astorayme 40



Es la intensidad primaria para que el transformador ha comenzado a saturarse. En este momento, la intensidad secundaria multiplicada por la relación de transformación nominal debe ser menor o igual a 0,9 veces la intensidad primaria.

PSSSn IIk 9,0<

Donde: IPS : Intensidad nominal de seguridad.IPn : Intensidad primaria nominal.

Pn

PSS I

IF =

2.9. Factor Nominal de Seguridad (FS)

2.9. Factor Nominal de 2.9. Factor Nominal de Seguridad (FSeguridad (FSS))


Para MedidaPara Medida

Clase 0,1 : Laboratorio.Clase 0,2 : Laboratorio, patrones portátiles, contadores

de gran precisión.Clase 0,5 : Contadores normales y aparatos de medida.Clase 1 : Aparatos de cuadro.Clase 3 : Para usos en los que no se requiere mayor

precisión.

Define los límites de errores garantizados sobre la razón de transformación y sobre el desfase en las condiciones definidas de potencia y de corriente.

2.10. Clase de Precisión2.10. Clase de Precisi2.10. Clase de Precisióónn

8


LLíímites de Errormites de Error


El índice de clase indica el límite superior del error compuesto para la intensidad límite de precisión nominal y la carga de precisión.

Las clases de precisión normales son: 5P y 10P

En las normas actuales, en cuanto al funcionamiento de sobreintensidad, 5P equivale a “s” y 10P a “n”, pero a su vez 5P corresponde un error de intensidad de ±1% a In y a 10P corresponde un error de intensidad de ±3% a In (Norma CEI).

Para ProtecciPara Proteccióónn

Caracterizada por un número (índice de clase) y la letra “P” (inicial de protección).


La siguiente tabla expresa los límites para las clases de precisión nominales 5 P o 10 P.


Las sobreintensidades son muy superiores a las intensidades nominales de los TC y originan efectos térmicos y dinámicos que pueden dañar el transformador.Los efectos térmicos obligan a dimensionar adecuadamente el primario del TC.Conocida la potencia máxima de cortocircuito de la línea en la que está colocado el TC, podemos calcular la intensidad térmica:

2.11. Intensidad Límite Dinámica y Térmica

2.11. Intensidad L2.11. Intensidad Líímite mite DinDináámica y Tmica y Téérmicarmica


VPIterm 3

=

Donde:Iterm : Intensidad térmica de cortocircuito (kA eficaces).P : Potencia de cortocircuito (MVA).V : Tensión (kV).

La intensidad dinámica de cortocircuito se obtiene a partir de la térmica:

termdin

termdin

IIII

5456,228,1

==


La intensidad límite dinámica, es el valor de cresta de la primera amplitud de la intensidad que puede soportar el transformador sin sufrir deterioro, cuando el circuito secundario está conectado en cortocircuito.

En la norma ANSI la intensidad límite dinámica (Idin) se expresa en kA eficaces con una corriente totalmente desplazada.

dincresta

dincresta

IIII

83,222

==

9


De la correcta elección depende la exctitud de funcionamiento y seguridad de la instalación.

1. Tipo de instalación, interior o intemperie. Se debe tener en cuenta la altitud, para valores superior a 1000 m.s.n.m.

2. Nivel de aislamiento.3. Relación de transformación nominal. Se tendrá en

cuenta la capacidad de sobrecarga.4. Elección de la clase de precisión.5. Determinación de la potencia nominal.

2.12. Elección del TC2.12. Elecci2.12. Eleccióón del TCn del TC


6. Factor nominal de seguridad (en caso necesario).

7. Factor límite de precisión nominal(transformadores para protección).

8. Intensidades límites térmica y dinámica. No conviene excederse, pues encarecen mucho el transformador.

9. Frecuencia nominal.10. Características de cortocircuito.11. Resistencia a los esfuerzos dinámicos internos,

por determinación de la Idin requerida.


Datos necesarios para la especificación de un TC con un único arrollamiento primario.


CONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONES

Los transformadores de corriente son indispensables entre las canalizaciones eléctricas y las protecciones de los elementos de la red de media y alta tensión.No es sencillo ni determinar sus especificaciones ni optimizar su uso. Hace falta conocer muy bien su funcionamiento y cómo se han de coordinar todos los elementos con los que se puede conectar.En general, la elección de los TC asociados a protecciones clásicas no tiene excesivos problemas; en cambio, asociados a protecciones diferenciales (clase X), requieren un estudio detallado y una buena comunicación con el fabricante del TC.


Hay que tener en cuenta la tecnología de su construcción y uso, porque tendrá unas ventajas, por ejemplo:

Finalmente, es indispensable que los diseñadores de una instalación presten atención a la definición de las especificaciones de uso de los TC, especialmente durante la elaboración del plan de protecciones y del estudio de selectividad.

Los TC estándar funcionan correctamente y están siempre disponibles.Los TC con varios secundarios permiten ahorrar espacio y costos,Los TC multifuncionales, usados en las celdas estándar, permiten una importante reducción de costos.


3. Transformador de Tensión (TP)

3. Transformador de 3. Transformador de TensiTensióón (TP)n (TP)






10


TRANSFORMADOR TRANSFORMADOR DE TENSIDE TENSIÓÓN (TP)N (TP)


El principio de funcionamiento se basa en captar una tensión del circuito principal o primario, transformándola en otra tensión reducida en sus bornes secundarios.

3.1. Introducción3.1. Introducci3.1. Introduccióónn

CONEXIÓN DE LOS TP’s

CONEXIÓN DE LOS TP’s


Existen 2 tipos distintos en función de su conexión al circuito primario.

Tensión simple o tensión de fase (1 solo borne aislado): conexión fase –tierra.Tensión compuesta o tensión de línea(2 bornes aislados): medida de tensiones entre fases.


Para el caso de un transformador ideal se cumplirá:


Pero los transformadores reales nunca son Ideales.

Diagrama vectorial de un transformadorde tensión real.


SE DISEÑAN EN BASE A LAS NORMAS ANSI-C57-13 E IEC-185.

INDUCTIVOS: GENERALMENTE SE INSTALAN EN BARRASCAPACITIVOS: SE INSTALAN EN LINEAS DE TRANSMISION

3.2. Normas3.2. Normas3.2. Normas

TiposTiposTipos

11


ERROR DE TENSIERROR DE TENSIÓÓN:N:Es el error que un transformador introduce en la medida de una tensión y que proviene de que su relación de transformación no es igual a la relación nominal.

3.3. Errores3.3. Errores3.3. Errores


DESFASE o ERROR DE FASE (DESFASE o ERROR DE FASE (δδ):):

Es la diferencia de fase entre los vectores de las tensiones primaria y secundaria, elegidos los sentidos de los vectores de forma que el ángulo sea nulo para un transformador perfecto.


3.4. Clase de Precisión3.4. Clase de Precisi3.4. Clase de Precisióónn

3P Y 6P: 3 o 6% DE ERROR PARA UNA VARIACION DE ±5% DE TENSION, LA LETRA “P” SIGINIFICA PROTECCION

Las clases de precisión normalizadas en el Perú son: 3P y 6P.Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica Waldir Astorayme 64

Está definida como la máxima potencia aparente en VA que se puede conectar en el secundario, para que el TP no sobrepase el error de relación de su clase de exactitud.

Algunas potencias aparentes en VA de los instrumentos no deben sobrepasar la carga nominal de placa del TP, con la consecuencia de no exceder el error admisible de su clase de exactitud.

3.5. Carga Nominal3.5. Carga Nominal3.5. Carga Nominal


Las clases de exactitud para los TPs son:

0,3 ; 0,6 y 1,2%

Las clases 0,3 y 0,6 son destinados a aparatos de medición y la clase 1,2% es usada para protección.

Los instrumentos alimentados por el TP son de altísima impedancia y baja corriente. Por lo tanto, su consumo es bajo en VA.


Es la máxima potencia aparente que el TP puede sostener en régimen permanente, sin que ésta exceda su límite de elevación de temperatura especificado por su aislamiento.

Este dato es útil cuando se utiliza el TP para servicios rápidos de emergencia tales como iluminación, pequeños motores, cargadores de batería, alimentación de radiotransmisores, etc.

Por ejemplo: la potencia térmica más común del TPes de 3000VA.

3.6. Potencia Térmica3.6. Potencia T3.6. Potencia Téérmicarmica

12


Debemos tener en cuenta los siguientes puntos:

1. Tipo de instalación, interior o intemperie. Se debe tener en cuenta la altitud, para valores superior a 1000 m.s.n.m.

2. Nivel de aislamiento.3. Relación de transformación nominal.4. Clase de precisión.5. Frecuencia nominal.6. Potencia a alimentar en VA.7. Número de secundarios.

3.7. Elección de un TP3.7. Elecci3.7. Eleccióón de un TPn de un TP





CAPÍTULO IV

Criterios de Ajuste y Coordinación de

Protección.

1


Criterios de Ajuste y Coordinación de

Protección

Criterios de Ajuste y Criterios de Ajuste y CoordinaciCoordinacióón de n de

ProtecciProteccióónn



Capítulo IVCapCapíítulo IVtulo IVPROTECCIÓN DE SISTEMAS DE POTENCIAPROTECCIÓN DE SISTEMAS DE POTENCIA




T e m a r i oT e m a r i oT e m a r i o1.1. CoordinaciCoordinacióón.n.

2.2. CoordinaciCoordinacióón entre n entre relrelééss -- fusibles. fusibles.

3.3. CoordinaciCoordinacióón entre n entre relrelééss..3.1. Ajuste de la unidad temporizada.3.1. Ajuste de la unidad temporizada.

3.2. Ajuste de la unidad instant3.2. Ajuste de la unidad instantáánea. nea.

3.3. Ajuste de la unidad temporizada 3.3. Ajuste de la unidad temporizada de tierra.de tierra.

4. Coordinaci4. Coordinacióón con fusibles.n con fusibles.

4.1




1. Coordinación.1. Coordinaci1. Coordinacióón.n.


Condición que se da a dos o más equipos de protección, para operar en una determinada secuencia en condiciones de falla de un sistema eléctrico de potencia.Consiste en seleccionar y ajustar los dispositivos de protección, para lograr una adecuada operación (selectividad) para distintas condiciones de falla.Además de conseguir los tiempos más cortos para las corrientes de fallas más elevadas y verificar si la operación es satisfactoria a mínimas corrientes de falla.

CoordinaciónCoordinaciCoordinacióónn


CoordinaciónCoordinaciCoordinacióónn

Sistema ejemplo de coordinación de protecciones siguiendo una secuencia de los mismos.

2


Datos para realizar Datos para realizar un estudio de un estudio de

coordinacicoordinacióón de n de proteccionesprotecciones


Datos de la RedDatos de la RedDatos de la Red

Diagrama unifilar.Régimen de neutro (si p.a.t. disposición – puntos de p.a.t.).Tensiones / frecuencia.Potencia de cortocircuito en punto de suministro.Cables y líneas (longitudes y tipos).Número de cables en paralelo.Calibre de los TI’s.Calibre de los fusibles.Reglajes de las protecciones existentes aguas arriba y/o aguas abajo.


Datos de los TransformadoresDatos de los TransformadoresDatos de los Transformadores

Potencia nominal.Relación de transformación.Tensión de cortocircuito (VCC%).Pérdidas en el cobre.Índices de conexión (Dyn, neutro p.a.t., etc.).Regulación en las cargas (valores mínimos y máximos en %).


Datos de los AlternadoresDatos de los AlternadoresDatos de los Alternadores

Turbo alternador o máquina de polos salientes.Potencia nominal.Tensión nominal.Factor de potencia nominal.Reactancias subtransitorias.Corriente de cortocircuito permanente o tensión de excitación máxima nominal.Reactancia síncrona saturada.


Datos de los MotoresDatos de los MotoresDatos de los Motores

Potencia nominal.Tensión nominal.Tipo de arranque. Corriente de arranque.Tiempo de arranque.Riesgos de bloqueo del rotor.Número de arranques autorizados e intervalos (en frío, en caliente).Constante de tiempo de calentamiento (T1) y de enfriamiento (T2).


Estudios a RealizarEstudios a RealizarEstudios a Realizar

NOTA: El flujo de potencia se debe realizar para las diferentes condiciones de mínima y máxima demanda del sistema en estudio.

3


Estudios a RealizarEstudios a RealizarEstudios a Realizar

NOTA: El estudio de cortocircuito se debe realizar para las diferentes condiciones de mínima y máxima demanda del sistema en estudio y para las diferentes posibles fallas que puedan ocurrir.


Coordinación de la protecciónCoordinaciCoordinacióón de la proteccin de la proteccióónnReglas Básicas:

Usar en lo posible relés de la misma característica.Asegurar que los relés lejanos a la fuente tengan una calibración igual o menor que los relés ubicados aguas arriba.

Métodos:

Discriminación por tiempo.Discriminación por corriente.Discriminación por tiempo – corriente.


Discriminación por tiempoDiscriminaciDiscriminacióón por tiempon por tiempoReglas Básicas:

El retardo en tiempo de la operación se efectúa con el dial de tiempos del relé (TMS).

TMS: TimmerMultiplerSetting.


Corriente (A)

Tie

mpo

(s)

∆t

F1 F2

B

AA

BF1

F2

∆t= 0.2 – 0.5 s

Corriente (A)

Tie

mpo

(s)

∆t

F1 F2

B

AA

BF1

F2

∆t= 0.2 – 0.5 s

Discriminación por tiempoDiscriminaciDiscriminacióón por tiempon por tiempo


Discriminación por corrienteDiscriminaciDiscriminacióón por corrienten por corrienteReglas Básicas:

El ajuste de la corriente de operación del relé, se efectúa con los tap´s de ajuste de corriente (Is). A menor ajuste, mayor es la sensibilidad del relé y viceversa.

TMS = 1TMS = 0.9

I / Is

t

(Is): También conocido como la corriente de seteodel relé.


Discriminación por tiempo -corriente

DiscriminaciDiscriminacióón por tiempo n por tiempo --corrientecorriente

Reglas Básicas:

Se utilizan relés de sobrecorriente a tiempo inverso.Tiempos de operación más cortos para las fallas más severas.Más lento para niveles de fallas mínimos.

Intervalos de coordinación:

Tiempo de operación del interruptor (0,1s).Tiempo de lógica de operación del relé (0,05s).Márgenes de seguridad (0,1s).

4


CaracterCaracteríística Tiempo stica Tiempo -- CorrienteCorriente

TIE

MPO

región de no-operación

región de operación

CORRIENTE (múltiplo de la corriente de arranque)

Relé Instantáneo

Tiempo Inverso

Tiempo Definido

TIE

MPO

región de no-operación

región de operación

CORRIENTE (múltiplo de la corriente de arranque)

Relé Instantáneo

Tiempo Inverso

Tiempo Definido


Curvas de coordinaciónCurvas de coordinaciCurvas de coordinacióónnNORMA IEC:

Normalmente inverso (NI).Muy inversa (VI).Extremadamente inversa (EI).

NORMA ANSI:

Extremadamente inversa (EI).Muy inversa (VI).Normalmente inverso (NI).Inverso tiempo corto (I-st).Extremadamente inverso tiempo corto (EI-st).Extremadamente inverso tiempo largo (EI-lt).Inverso tiempo largo (I-lt).


1

1 10 100

Tiempo de operación (s)TD = 7

US MIUS VIUS EIUS IUS SI

Moderada Inversa IEEEMuy Inversa IEEE

ExtremadamenteInversa IEEE

Inversa US CO8

Inversa de tiempo corto US CO2

114.0

1

0515.07 02.0 +

−

=

SII

xTDt

491.0

1

61.197 2 +

−

=

SII

xTDt

1217.0

1

2.287 2 +

−

=

SII

xTDt

18.0

1

95.57 2 +

−

=

SII

xTDt

01694.0

1

02394.07 02.0 +

−

=

SII

xTDt

CURVAS IDMT y IEEE US/ANSICURVAS IDMT y IEEE US/ANSI


Corriente (Múltiplos de Is)TMS = 0.025 a 1.2

0.1

1

10

100

1000

1 10010

Time de Operación (s)TMS = 1

IEC SIIEC VIIEC EIUK LTI

Inversa Standard IEC

Muy Inversa IEC

ExtremadamenteInversa IEC

UK Inversa tiempolargo

−

=

1

14.002.0

SII

xTMSt

−

=

1

802

SII

xTMSt

−

=

1

5.13

SII

xTMSt

−

=

1

120

SII

xTMSt

CURVAS IEC y UK/ANSICURVAS IEC y UK/ANSI


FFóórmula general para determinar el rmula general para determinar el tiempo de actuacitiempo de actuacióón del n del RelReléé

+

= C

II

kTMSt

S

α


Constantes α y kLas constantes α y k determinan el grado de característica inversa del relé y para los esquemas estándar las constantes son :

5


Ecuación de la curva de sobre intensidad con retardo de tiempo

EcuaciEcuacióón de la curva de sobre n de la curva de sobre intensidad con retardo de tiempointensidad con retardo de tiempo

NORMA IEC:

tiempodedialx

GGKnDesconexiódeTiempo

b

= α

=

bGG

Tiempo de reajuste = Instantáneo

Múltiplos de la corriente de puesta en marcha.

Dial de tiempo = Rango de 0,05 a 1,0 en pasos de 0,05.


Ecuación de la curva de sobre intensidad con retardo de tiempo

EcuaciEcuacióón de la curva de sobre n de la curva de sobre intensidad con retardo de tiempointensidad con retardo de tiempo

NORMA ANSI:

M=Múltiplos de la corriente en puesta en funcionamiento (I/IPU).

−

+

−=

9514 nxB

CMAnDesconexiódeTiempo P

−

−=

9514

1Re nx

EMDajustedeTiempo

n=Ajuste de dial de tiempo (rango de 1 a 10 en pasos de 0,1).


Constantes para las características de sobre

intensidad con retardo de tiempo

Constantes para las Constantes para las caractercaracteríísticas de sobre sticas de sobre

intensidad con retardo de tiempointensidad con retardo de tiempo

NORMA ANSI NORMA IECFacultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica Waldir Astorayme 28

Coordinación de la protecciónCoordinaciCoordinacióón de la proteccin de la proteccióónn

t (ms)

I (A)

Intervalode tiempo

C1

51

C2

51

C3

20 MVA115/13.8 kV

1000/5 A

600/1 A I max. de falla

Ifalla=2000 A

Curvas detiempo inverso

200

500

In


2. Coordinación entre relés – fusibles.

2. Coordinaci2. Coordinacióón entre n entre relrelééss –– fusibles.fusibles.


Coordinación entre relés -fusibles

CoordinaciCoordinacióón entre n entre relrelééss --fusiblesfusibles

Generalmente un intervalo del tiempo entre 0,1 y 0,2 segundos es suficiente para una coordinación de tiempo seguro.En este caso las características muy y extremadamente inversas son a menudo más convenientes que las curvas normalmente inversas.

6


En este caso, la característica de funcionamiento del relé de sobrecorriente en la entrada tiene que coordinar con la curva del fusible.Las características muy inversas se pueden utilizar con los fusibles del tipo expulsión (fusibles cut-out) mientras que las versiones extremadamente inversas se adaptan mejor a los fusibles limitadores de corriente.En cualquier caso, la decisión final debe ser tomada trazando las curvas de diagrama de la coordinación en el papel Logarítmico-logarítmico.

Coordinación entre relés -fusibles

CoordinaciCoordinacióón entre n entre relrelééss --fusiblesfusibles




3. Coordinación entre relés.

3. Coordinaci3. Coordinacióón entre n entre relrelééss..


Usar en lo posible relés de las mismas características.Asegurar que los relés lejanos a la fuente tengan una calibración igual o menor que los relésubicados aguas arriba.

Reglas BásicasReglas BReglas Báásicassicas

Para una correcta coordinación:


Los valores pick-up de los relés de sobrecorriente de fase son normalmente ajustados 30% sobre la corriente de carga máxima.

Esta práctica es recomendada en particular para los relés electromecánicos con relaciones de restablecimiento de 0,8 a 0,85.

3.1. Ajuste de la unidad temporizada

3.1. Ajuste de la unidad 3.1. Ajuste de la unidad temporizadatemporizada

RELRELÉÉ DE FASE 51DE FASE 51

MAXLOADS II 3,1≥

7


Unidad temporizadaUnidad temporizadaUnidad temporizada

RELRELÉÉ DE FASE 51DE FASE 51

Los relés numéricos tienen altas relaciones de restablecimiento cerca de 0,95 permitiendo por lo tanto ajustes más bajos en aprox. 10%.

Los alimentadores con grandes transformadores y/o con cargas de motores requieren una consideración especial.

MAXLOADS II 2,1≥


Unidad temporizadaUnidad temporizadaUnidad temporizadaCONDICICONDICIÓÓN 1:N 1:

Revisar los ajustes de corriente a fin de verificar que se cumpla:

Donde k equivale a:

1,3 si un relé respalda a otro relé.3,0 si un relé respalda a un fusible.2,0 si un fusible respalda a otro fusible.

incipalAjustespaldoAjuste IkI PrRe ⟩


Unidad temporizadaUnidad temporizadaUnidad temporizadaCONDICICONDICIÓÓN 2:N 2:

Se debe cumplir que: AjusteMIM IFIFS

I⟩

.2φ

Donde:FS : Factor de seguridad que tiene en cuenta los errores involucrados en los cálculos de las corrientes de cortocircuito, los errores del transformador de corriente y del relé: FS = 1,5 – 2,0.FI : Es el factor de arranque de la curva del relé, definida por el fabricante: FI = 1,5 – 2,0.


Alimentadores con transformadores

Alimentadores con Alimentadores con transformadorestransformadores

La energización de transformadores causa corrientes de inserción (INRUSH) que pueden durar pocos segundos, dependiendo de su tamaño.La selección del ajuste de corriente y el retardo de tiempo asignado tiene que ser coordinada de modo que las corrientes de inserción disminuya debajo de los valores de restablecimiento del reléde sobrecorriente antes de que haya transcurrido el tiempo de funcionamiento calibrado.


TRA

NSF

OR

MA

DO

RES

TR

AN

SFO

RM

AD

OR

ES

DE

PO

TEN

CIA

DE

PO

TEN

CIA


Alimentadores con transformadores

Alimentadores con Alimentadores con transformadorestransformadores

La corriente de inserción típicamente sólo contiene aprox. 50% de la componente de frecuencia fundamental.Los relés numéricos que filtran hacia fuera los armónicos y la componente DC de la corriente de inserción, por lo tanto deben calibrarse más sensibles. Los valores máximos de las corrientes de conexión (INRUSH) serán reducidos casi a una mitad en este caso.

8


PROCEDIMIENTOPROCEDIMIENTOPROCEDIMIENTODeterminar el ajuste del TMS para el relé más alejado a la fuente (ajuste mínimo recomendado de 0,05 para IEC y 1 para ANSI).Luego determinar el ajuste del TMS del relé que respalda al relé aguas abajo, considerando la falla más severa, de tal modo de obtener el intervalo de tiempo deseado.Repetir el paso anterior, para los siguientes relés.Verificar la coordinación con la protección existente. De ser necesario repetir los pasos anteriores con un nuevo intervalo de coordinación.


3.2. Ajuste de la unidad instantánea

3.2. Ajuste de la unidad 3.2. Ajuste de la unidad instantinstantááneanea

El ajuste de la unidad instantánea del relé de fase deberá ser ajustado de acuerdo a la zona de actuación deseada.No hay regla específica para la definición de esta zona, dependiendo de las condiciones de cada alimentador.Considerando que la corriente de cortocircuito es inversamente proporcional a la impedancia, la actuación de la unidad instantánea del relé puede indicar aproximadamente la distancia de la subestación, al punto de falla.


Unidad Instantánea (50)Unidad InstantUnidad Instantáánea (50)nea (50)Una vez definida la zona de actuación de la unidad instantánea, o sea el TAP deberá ser escogido satisfaciendo las siguientes condiciones:

TAPIF: Es el valor de la unidad instantánea de fase.IInrush: Es el valor de la corriente INRUSH de todos los trafos del alimentador.

I2φ ASIM: Es la corriente de cortocircuito 2φ asimétrico en el límite de la zona de protección de la unidad instantánea.RTC: Es la relación de transformación del TC.

RTCITAP

RTCI

TAP INRUSHIF

ASIMIF ⟩⟩ φ2


Unidad Instantánea (50).Unidad InstantUnidad Instantáánea (50).nea (50).

El ajuste de los transformadores, por ejemplo; se debe elegir cerca del 20 al 30% más alto que la máxima corriente de falla.

..50 3,12,1 MÁXFII →=


Alimentadores con motor.Alimentadores con motor.Alimentadores con motor.

La energización de motores causa unas corrientes de arranque que comienza inicialmente de 5 a 6 veces la corriente nominal (corriente de rotor bloqueado).Una curva tiempo – corriente típica para un motor de inducción se muestra a continuación.


Alimentadores con motor.Alimentadores con motor.Alimentadores con motor.

9


Alimentadores con motor.Alimentadores con motor.Alimentadores con motor.En los primeros 100 ms., aparece adicionalmente una corriente de inserción asimétrica (inrush) que rápidamente decae.Con los relés convencionales era práctica ajustar la corriente de la unidad de sobrecorriente instantáneo para la protección contra cortocircuitos arriba del 20 al 30 % de la corriente de rotor bloqueado con un retardo corto de 50 a 100 ms. Para sobrellevar el período asimétrico de la corriente INRUSH.

.100503,12,1

50

.50

mstII LR

→=→=


3.3. Ajuste de la unidad temporizada de tierra

3.3. Ajuste de la unidad 3.3. Ajuste de la unidad temporizada de tierratemporizada de tierra

En condiciones normales no debe de existir corriente en el neutro.Se debe de ajustar en el TAP menor, disponible (en los relés electromecánicos el menor TAP disponible es 0,5).En sólidamente a tierra y aterrizados con baja resistencia se aplica generalmente un ajuste de 10 a 20% de la carga nominal.

RELRELÉÉ DE TIERRA 51N:DE TIERRA 51N:

.%20%10 RATEDLOADS II →=


Relé de falla a tierra.RelReléé de falla a tierra.de falla a tierra.

Puestas a tierra de alta resistencia requieren un ajuste mucho más sensible en el orden de algunos amperios primarios.La corriente de falla a tierra de motores y de generadores, por ejemplo; se debe de limitar a valores debajo de 10 A para evitar que el hierro se queme.


CondiciónCondiciCondicióónnSe debe verificar la siguiente relación.

TAPTT: Es el TAP de unidad temporizada de tierra (51N).ICCF-tmin: Es la corriente de fase a tierra, calculada como una impedancia de 40Ω, al final del tramo protegido.FI: Factor de arranque de la curva del relé, definido por el fabricante (1,5 2,0)

FIRTCITAP tCCF

TT .min−⟨


4. Coordinación con fusibles.

4. Coordinaci4. Coordinacióón con n con fusibles.fusibles.


• En el seccionamiento las líneas aéreas del Subsistema de Distribución Primaria, llevan como elemento de protección y maniobra a los seccionadores fusibles (Cut-out).

• También se emplea en la protección contra cortocircuitos de líneas y transformadores de distribución.

INTRODUCCIÓNINTRODUCCIINTRODUCCIÓÓNN

10


• Esencialmente protegen contra cortocircuitos.

• Es el método de protección más antiguo.

• Se basa en el incremento de temperatura que sufre el elemento fusible, al pasar la sobrecorriente. El tiempo de fusión es inversamente proporcional a la sobreintensidad.



• Es un método de protección simple.

• Relativamente económico.• Limita y extingue las

corrientes de cortocircuito en menos de 5ms. Reduciendo así las solicitaciones térmicas y dinámicas en la instalación.

• Su funcionamiento es independiente.

4.1. VENTAJAS - DESVENTAJAS4.1. VENTAJAS 4.1. VENTAJAS -- DESVENTAJASDESVENTAJASVENTAJASVENTAJASVENTAJAS

• Falta de precisión.

• Envejecimiento• Tiempos de

operación demasiado prolongados para las sobrecargas.

DESVENTAJASDESVENTAJASDESVENTAJAS


• Clasificación– Fusibles de expulsión: en S.E. aéreas.

Tipo T: Lentos.Tipo N: NormalTipo K: Rápidos

– Fusibles Limitadores: en S.E. interiores.• Otra clasificación

– Fusible de potencia (2,18 kV - 169 kV) …. X/R=10-25– Fusible de distribución (5,2 kV - 38 kV)… X/R= 8-15

4.2. CLASIFICACIÓN4.2. CLASIFICACI4.2. CLASIFICACIÓÓNN


• La selección depende de la filosofía de protección que se aplique al sistema.

Los Fusibles rápidos (K) desconectan al sistema de fallas en menos tiempo y coordinan mejor con los relés.

Los Fusibles Lentos (T) soportan corrientes transitorias mayores (corrientes de arranque, carga, etc.) y coordinan mejor con otros fusibles de la misma clase y de clase diferente.

4.3. SELECCIÓN4.3. SELECCI4.3. SELECCIÓÓNN


• Para la selección se debe considerar:– La máxima carga normal.– La corriente de arranque– La carga fría.

• Para seleccionar la tensión adecuada del fusible se debe tener en cuenta :– Conexión del sistema– Tensión del sistema.– Conexión de los transformadores del sistema.– Tipo de aterrizaje a tierra.

4.3. SELECCIÓN4.3. SELECCI4.3. SELECCIÓÓNN


En los fusibles limitadores de corriente una corriente de cortocircuito elevada, no podrá en consecuencia llegar a su valor máximo. La substancial limitación de corriente resulta en una considerable reducción de los esfuerzos térmicos y mecánicos en la instalación de alta tensión.

4.4 FUSIBLES LIMITADORES4.4 FUSIBLES LIMITADORES4.4 FUSIBLES LIMITADORES

11


El diagrama muestra la relación entre la corriente de cortocircuito presunta y el valor de cresta de la corriente interrumpida.

FUSIBLES TIPO CEF.


FUSIBLES LIMITADORESFUSIBLES LIMITADORESFUSIBLES LIMITADORES

IS

t1 t2

tT

Ic

I

t

La función principal de estos fusibles es limitar la corriente de cortocircuito.

Donde:Is : Corriente pico (choque)Ic : Corriente cortada.t1 : Tiempo de fusión.t2 : Tiempo de extinción del arco.

"2 KS IkI =


Ejemplo de Fuse Is-limiterEjemplo de Ejemplo de FuseFuse IsIs--limiterlimiter

Diagrama unifilar con Is-limiter.

kAkAxIS 64,632528,1 ==kAkAxIS 3,1275028,1 ==

Contribución de T1.Contribución de T1 y T2.


Ejemplo de Fuse Is-limiterEjemplo de Ejemplo de FuseFuse IsIs--limiterlimiter

Se limita el esfuerzo dinámico y térmico en 4 veces.


4.5 FUSIBLES DE EXPULSIÓN4.5 FUSIBLES DE EXPULSI4.5 FUSIBLES DE EXPULSIÓÓNN

I

t

Tiempo mínimo de fusión

Tiempo total deaclaramiento

Curvas características

En los fusibles de expulsión los tiempos de operación son inversas, es decir a mayor sobrecorriente, menor será el tiempo de operación del fusible.

Los sistemas de suministro de energía eléctrica deben disponer de los elementos de protección necesarios para detectar y corregir las perturbaciones que aparezcan durante el funcionamiento.

( ) NFUSE II 5,13,1 −=


• Su curva característica debe de estar por debajo de la curva de daño del transformador, pero por encima de las curvas de inserción (INRUSH) y de carga fría.

Daño

Total deaclaramiento

Mínimo tiempode fusión

Carga fría + INRUSHt

(s)

I (A)20 IN

2

ANSI

FUSIBLES PARA S.D.FUSIBLES PARA FUSIBLES PARA S.DS.D..

2

1250

=

N

daño

II

t

El fusible debe de cumplir las siguientes condiciones:

12


Tip o d e d a ño S o b re c o rrie nte( I/IN )

Dura c ió n t (s )

Té rm ic o 23456789

10152025

2 0 003 0 01 0 05 03 52 52 01 5

12 .55 .83 .32 .0

Me c á nic o 304050

1 .50 .80 .5

TABLA DE CURVAS DE DAÑOTABLA DE CURVAS DE DATABLA DE CURVAS DE DAÑÑOO


Co rrie ntetrans ito ria

S o bre c o rrie nte( I/IN )

Durac ió n(s )

INRUS H 2512

0 .010 .10

Ca rg a fría 63

110

TABLA DE CURVAS DE DAÑOTABLA DE CURVAS DE DATABLA DE CURVAS DE DAÑÑOO


• Según NEMA, los fusibles de distribución pueden llevar una carga continua de 150% de su valor nominal.

• Cabe indicar que para temperaturas ambientes extremas y precargas grandes afectan las curvas t-I, por lo tanto deben de considerarse en caso de tenerse estas condiciones.

I NO MINAL( K o T )

I CO NTINUA( A )

68

10121520253040506580

100140200

912151823303845607595

120150190200

4.6. CAPACIDAD4.6. CAPACIDAD4.6. CAPACIDAD


• La selectividad entre dos o más fusibles instalados en serie es satisfactoria cuando el tiempo total de interrupción del fusible protector no excede a 75% del tiempo mínimo de fusión del fusible protegido.

4.7. COORDINACIÓN ÷ FUSIBLES4.7. COORDINACI4.7. COORDINACIÓÓN N ÷÷ FUSIBLESFUSIBLES


F2

F1

F2F1

TC

TM

MC TT ⋅≤ 75,0



• Para ampliar la faja de selectividad entre los fusibles, es recomendable optar por el uso del grupo (6, 10, 15, 25, 40 y 65) o por el grupo (8, 12, 30, 50 y 80) de características de tiempo rápido (K) o lento (T).

• Al optar por el uso del fusible de característica de tiempo rápido (K), por ejemplo, se recomienda no intercalar fusibles con característica de tiempo lento (T) en el mismo circuito.


13




Aplicación de coordinación de

protecciones

AplicaciAplicacióón de n de coordinacicoordinacióón de n de

proteccionesprotecciones





CAPÍTULO V

Protección de Transformadores de

Potencia.

1

º 1

Capítulo VCapCapíítulo Vtulo V

Protección de Transformadores

ProtecciProteccióón de n de TransformadoresTransformadores






º 2FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICAFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA


1.1. IntroducciIntroduccióón.n.

2.2. LLíímites de Proteccimites de Proteccióón. n.

3.3. ProtecciProteccióón Diferencial.n Diferencial.

4.4. ProtecciProteccióón por n por SobrecorrienteSobrecorriente..

5.5. ProtecciProteccióón n BuchholzBuchholz..

6.6. Protecciones mProtecciones máás usuales.s usuales.

º 3


º 4

Forman parte del sistema eléctrico de potencia.Las fallas en los transformadores puede tener graves consecuencias cuya reparación puede ser muy costosa y llevar a largos periodos de reparación.

1. INTRODUCCIÓN1. INTRODUCCI1. INTRODUCCIÓÓNN

º 5

Fallas en los devanados.Fallas en el cambiador de tomas.Fallas en los bushings.Fallas en el tablero.Fallas en el núcleo.Fallas diversas.

Tipos de fallasTipos de fallasTipos de fallas

Pueden agruparse en seis categorías:

º 6

Sobretensiones por descargas atmosféricas, de maniobra, etc.Sobrecalentamiento.Rotura del devanado.Deterioro.Inapropiada fijación de las espiras.Defecto de aislamiento entre espiras.Aterramientos.Fallas fase a fase.Defectos mecánicos.Humedad, etc.

Causas de las fallasCausas de las fallasCausas de las fallas

2

º 7

Contactos.Conductores.Sobrecalentamiento.Cortocircuitos.Fuga de aceite.Eléctricos.Mecánicos.Falla externa.

Fallas en cambiador de tomas

Fallas en cambiador de Fallas en cambiador de tomastomas

º 8

Envejecimiento, contaminación y fisuras.Descargas debido a animales.Descargas debido a sobretensiones.Humedad.Bajo nivel de aceite.

Fallas en el BushingFallas en el Fallas en el BushingBushing

º 9

Pérdida de conexiones.Conductores abiertos.Conexionado.Humedad.Aislamiento insuficiente.Desajuste.Cortocircuitos.

Fallas en el TableroFallas en el TableroFallas en el Tablero

º 10

Falla en el aislamiento del núcleo.Liminacionescortocircuitadas.Pérdida de pernos, tuercas, cuñas.

Fallas en el NúcleoFallas en el NFallas en el Núúcleocleo

º 11

Fallas en devanados 51%.Fallas en el cambiador de tomas 19%.Fallas en los bushings 9%.Fallas en los tableros 6%.Fallas en el núcleo 2%.Fallas diversas 13%

Estadística de fallasEstadEstadíística de fallasstica de fallas

º 12

Para determinar los límites de protección, se deben considerar los siguientes factores:

Las condiciones de operación (corriente de carga, máxima sobrecarga (cortocircuito)).Los requisitos mínimos de protección establecidos.El soporte, aguante o nivel de aguante del equipo.

2. LÍMITES DE PROTECCIÓN2. L2. LÍÍMITES DE PROTECCIMITES DE PROTECCIÓÓNN

3

º 13

PUNTO INRUSHPUNTO INRUSHTambién llamado punto de magnetización del

transformador

Este punto representa una aproximación del efecto de la corriente de magnetización del transformador, este valor se calcula como un múltiplo de la corriente nominal del transformadory varía de acuerdo a la capacidad.

El tiempo de duración de la IINRUSH es siempre 0,1 seg.

º 14

S : Potencia nominal

Si: S ≥ 3,75 MVAIINRUSH = 12 INOMINAL

Si: 1,5 ≤ S ≤ 3,75 MVAIINRUSH = 10 INOMINAL

Si: S ≤ 1,5 MVAIINRUSH = 8 INOMINAL

POTENCIACORRIENTE

º 15

PUNTO ANSIPUNTO ANSI

Determina un punto que fija las características que deben satisfacer los devanados de un transformador para soportar sin que resulten dañados, los efectos térmicos y magnéticos producidos por un cortocircuito en sus terminales, considerando periodos definidos de tiempo.

Los valores o puntos expresados como múltiplos de la corriente a plena carga se indica:

º 16

2,003,003,253,503,754,004,505,00

14,5011,6011,0510,5510,099,678,928,29

25,0020,0019,2518,1817,3916,6715,3814,29

4 o menos5,005,255,505,756,006,50

7,00 o mayores

Delta Estrella

Estrella Estrella

Delta Delta

tANSI(seg)

Múltiplos conexión

Múltiplos conexión

Z (%)

COORIENTE SIMÉTRICA RMS EN CUALQUIER BOBINA

TABLA TABLA NNºº11: PUNTO ANSI PARA TRANSFORMADORES: PUNTO ANSI PARA TRANSFORMADORES

º 17

La corriente ANSI, se puede calcular con las siguientes expresiones:

Transformadores en conexión ∆ / ∆ ó Y / Y

Transformadores en conexión ∆ / Y

PCANSI IZ

I%

100= 58,0*

%100

PCANSI IZ

I =

Donde:IPC : Corriente a plena carga.

Siempre y cuando 4 ≤ Z% ≤ 7

º 18

El tiempo ANSI de sobrecarga se obtiene de las siguientes reglas:

tANSI = 2 seg.Z% ≤ 4tANSI = 5 seg.Z% ≥ 7tANSI = Z% - 24 < Z% < 7

TIEMPO ANSIIMPEDANCIA

4

º 19

Para fines de coordinación de protecciones, se debe graficar la curva ANSI del transformador en las hojas de coordinación, para lo cual se clasifican los transformadores en la categorías:

15 – 500501 – 5000

5001 – 30000Arriba de 30000

5 – 500501 – 1667

1668 – 10000Arriba de 10000

IIIIIIIV

TRIFÁSICOSMONOFÁSICOS

kVA NOMINALES DE PLACACATEGORÍAS

TABLA TABLA NNºº22: CATEGOR: CATEGORÍÍAS DE TRANSFORMADORES DE AS DE TRANSFORMADORES DE ACUERDO A LAS NORMAS ANSIACUERDO A LAS NORMAS ANSI

º 20

Las categorías de los transformadores define la forma de la curva ANSI que se muestra a continuación y los puntos se calculan a lo indicado en la tabla, lo único que se debe verificar es que la impedancia del transformador no sea inferior a los valores indicados.

I (A)Categoría I

t (s) 4

1

I (A)Categoría II, III y IV

t (s) 4

1

2

3

º 21 º 22

º 23 º 24

5

º 25

5 IPC50I, II, III y IV40,5 IPC/(Zt + Zs)5000/(Zt + Zs)2III , IV

0,7 IPC/Zt2551/(Zt)2II3

0,5 IPC/(Zt + Zs)8,0II , IV0,7 IPC/Zt4,08II

2

IPC/(Zt + Zs)2III , IVIPC/Zt2IIIPC/Zt1250 (Zt)2I

1

Corriente(A)

Tiempo(seg)

Categoría del transform.Punto

TABLA TABLA NNºº33: PUNTOS DE LA CURVA ANSI PARA : PUNTOS DE LA CURVA ANSI PARA TRANSFORMADORESTRANSFORMADORES

º 26

Donde:

Zt : Impedancia del transformador en por unidad en base a los kVA en OA (autoenfriado)

Zs : Impedancia de la fuente en por unidad en base a los kVA del transformador

OA : Autoenfriado.OA/FA : Autoenfriado y enfriado por aire forzado.OA/FA/FA : Autoenfriado y con dos pasos de enfriamiento por aire forzado.OA/FOA : Autoenfriado y enfriado por aceite y aire forzado.OA/FOA/FOA : Autoenfriado y con dos pasos de enfriamiento por aire y aceite forzado.FOW : Enfriado por agua y aceite forzado.

º 27

INTRODUCCIINTRODUCCIÓÓNN

Es la protección más importante.Es capaz de eliminar todos los tipos de cortocircuitos internos.En el esquema diferencial se comparan las corrientes de entrada con las de salida del elemento protegido, siendo que el relevador denominado diferencial opera cuando a través del mismo, circula una corriente cuya diferencia entre la entrada y la salida rebasa cierto valor ajustado y denominado corriente diferencial.El relevador diferencial debe reunir la característica de una alta selectividad con un tiempo rápido de disparo.

3. PROTECCIÓN DIFERENCIAL3. PROTECCI3. PROTECCIÓÓN DIFERENCIALN DIFERENCIAL

º 28

ELEMENTOS DE FILTRADO : normalmente se trata de elementos que responden a los armónicos 2do y 5to .– El 2do armónico es característico de la Im.– El 5to armónico aparece en caso de

sobreexcitación de la máquina.

Estos evitan la operación debido a la INRUSH que dura de 4 a 5 ciclos. Esta corriente se considera de 8-12 veces la IN.

PROTECCIPROTECCIÓÓN DIFERENCIALN DIFERENCIAL

º 29

ES DESEABLE, que a partir de cierto nivel el frenado por el 5to armónico desaparezca, ya que una fuerte sobreexcitación tiende a producir una avería.

Estos elementos de frenado compensan los errores de los TC’s, el cambio de la posición de los TAP’s, provocando que la sensibilidad se reduzca a medida que aumenta la corriente de carga o la falla externa.


º 30


6

º 31


Forma de onda de una corriente de magnetización.

º 32


Para la operación del relé diferencial es necesario que la y que sea mayor de la corriente de calibración.

0≠∆I

Diagrama fasorial.

º 33


º 34

a

Ia Ib

Ic

c

bNr / 2 Nr / 2

No

DIAGRAMA ELÉCTRICOCuando Ia = Ib, entonces Ic = 0.No se presenta la condición de operación.Ic = Ia – Ib, están en fase.El relevador opera cuando Ia ≠ Ib.

CONDICIÓN DE OPERACIÓN

Nr: Nº de espiras de la bobina de restricción.No: Nº de espiras de la bobina de operación.

oer NkN =be

ea I

kk

I−+

>22

º 35

IH

I∆

g = 20-50%

v = I∆IH

I∆ = IR - IR1

IH = IR + IR1

2

ZONA DE OPERACIÓN

corriente media de polaridad negativa

corrientediferencial

Corriente a través del relevador (bobina de

operación)

Bobina de restricción

ZONA DE NO OPERACIÓN

º 36

DIFICULTADES DE LA PROTECCIDIFICULTADES DE LA PROTECCIÓÓN N DIFERENCIALDIFERENCIAL

Las corrientes del primario y secundario son de distinta magnitud.Los TC’s, al emplear distintas relaciones de transformación, no logran compensar esa diferencia.El grupo de conexión introduce un desfasaje entre la corriente primaria y la secundaria.Si los TC’s se conectan en estrella no pueden compensar este desfasaje.

Circunstancias que DIFICULTAN la aplicación de la protección diferencial:

7

º 37

DIFICULTADES DE LA PROTECCIDIFICULTADES DE LA PROTECCIÓÓN N DIFERENCIALDIFERENCIAL

Es afectada por la corriente de inserción o fallas externas mayores, de la componente continua de las corrientes de cortocircuito.El ajuste del relé diferencial deberá tener en cuenta el efecto del cambio de posición de los TAP’s (si existe).Si sólo uno de los arrollamientos puede dar falla a tierra, será preciso filtrar las componentes homopolares.

º 38

DistribuciDistribucióón de las Componentes n de las Componentes HomopolaresHomopolares

º 39

CompensaciCompensacióón del n del DesfasajeDesfasaje

Para salvar la dificultad del desfasaje angular entre las corrientes del primario y secundario, se introduce en el circuito, transformadores auxiliares intermedios, que también compensarán las diferencias de magnitud.

º 40

87 T

TRANFORMADOR DE POTENCIA

TRAF. INTERM. RELE

CompensaciCompensacióón del n del DesfasajeDesfasaje

º 41

TC’s conectados en estrella

TC’s conectados en delta

IR<0 IR<30OP

RR

REGLA: Los TC’s conectados del lado de la delta del transformador, se deben conectar en estrella y los TC’s conectados del lado de la estrella del transformador, se deben conectar en delta, para compensar el desfasamiento de 30º en sus corrientes.

º 42

La conexión de los TC’s a los relevadores, debe respetar dos requisitos básicos:

El relevador diferencial no debe operar para carga o para falla externa.El relevador diferencial debe operar para una falla interna suficientemente severa.

8

º 43


º 44

AnAnáálisis de estabilidad de la lisis de estabilidad de la protecciproteccióón ante falla externan ante falla externa

En este análisis se determinan las máximas corrientes a través de los transformadores de corriente simulando fallas externas, tanto en el lado de alta como en el lado de baja del transformador y se evalúa el impacto que podrían tener sobre las protecciones en el caso que se presente saturación bajo estas condiciones. Para hacer esto se debe disponer de las curvas de saturación de los CT’s y sus demás características.

º 45

AnAnáálisis de estabilidad de la lisis de estabilidad de la protecciproteccióón ante falla externan ante falla externa

Normalmente, la gran mayoría de los relés diferenciales aplican una ecuación con la cual se verifica la estabilidad de la protección ante falla externa y esta expresión varía de acuerdo con el diseño mismo del relé diferencial.

º 46

CCáálculo de factores de compensacilculo de factores de compensacióónn

Para el caso en el cual las relaciones de transformación de los CT’s asociados con la protección diferencial no sean iguales, es necesario compensar mediante factores o CT’s de interposición auxiliaresde tal manera que en estado estable la corriente diferencial que circula por la bobina del relé, aún sin falla interna, sea minimizada.

º 47

PendientePendiente

La pendiente del relé diferencial, en la mayoría de los casos debe tener componentes que consideren las siguientes factores:

º 48

PendientePendiente

P: Pendiente porcentual del relé.%T: Máxima franja de variación del cambiador de tomas (arriba o abajo).%eCT: Máximo error de los CT’s para la clase de exactitud especificada.%eR: Máximo error esperado de relación de transformación entre la relación de transformación del transformador y de los CT’s.MS: Márgen de seguridad: Mínimo 5%.

9

º 49 º 50

SelecciSeleccióón de la corriente n de la corriente diferencial de umbraldiferencial de umbral

Para elegir el umbral de ajuste más adecuado para la protección diferencial del transformador, se realizan fallas externas monofásicas y trifásicas y se determinan las corrientes diferenciales que circularán por el relé para cada una de ellas.

º 51

SelecciSeleccióón de la corriente n de la corriente diferencial de umbraldiferencial de umbral

La corriente diferencial de umbral se ajusta a un valor por encima de la máxima corriente obtenida en las simulaciones con un margen de seguridad que garantice su estabilidad ante fallas externas.

º 52

• EMPLEA : un relé volumétrico por tener buena sensibilidad.

• VENTAJAS :– No es afectada por fallas externas, por las

corrientes de inserción (INRUSH) o por sobrecargas.

– No es afectada por los cambios de la posición de los TAPS.

– Permite ajustes más sensibles.

PROTECCIPROTECCIÓÓN DIFERENCIAL DE NEUTRON DIFERENCIAL DE NEUTRO

º 53

• DESVENTAJAS :– No detecta fallas

entre espiras.– Al igual que las otras

protecciones, tiene un límite de sensibilidad, de forma que no es posible detectar fallas muy próximas al neutro.


º 54

>V

Io

Io

Io

3 Io R 3 Io

3 Io

Id = 0


10

º 55

INTRODUCCIINTRODUCCIÓÓNNPor lo general se realiza por medio de la protección por sobrecorriente.

La protección contra sobrecorriente se hace para fallas de fase y/o tierra, esta protección constituye una protección primaria para unidades pequeñas o para cualquier unidad que no tenga protección diferencial, opera también como protección de respaldo en grandes unidades protegidas con relevadores diferenciales.

4. PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGA

4. PROTECCI4. PROTECCIÓÓN CONTRA N CONTRA SOBRECARGASOBRECARGA

º 56

CARACTERISTICASCARACTERISTICAS

Relativa sencillez de construcción y utilización.Relación natural con la mayoría de los fenómenos que provocan el deterioro de los equipos.Carácter no selectivo

Relativa sencillez de construcción y utilización.Relación natural con la mayoría de los fenómenos que provocan el deterioro de los equipos.Carácter no selectivo

TIPOS DE UNIDADESTIPOS DE UNIDADES

Unidades instantáneas (50): para eliminación rápida de cortocircuitos.Unidades de tiempo independiente (51): se adecua a la mayoría de las instalaciones.Unidades de tiempo dependiente (51): el tiempo de operación es función de la intensidad medida.

Unidades instantáneas (50): para eliminación rápida de cortocircuitos.Unidades de tiempo independiente (51): se adecua a la mayoría de las instalaciones.Unidades de tiempo dependiente (51): el tiempo de operación es función de la intensidad medida.

PROTECCIPROTECCIÓÓN POR SOBRECORRIENTEN POR SOBRECORRIENTE

º 57

Criterios de AjusteCriterios de Ajuste

Estos ajustes no se pueden asignar arbitrariamente, sino que deben corroborar con un estudio de cortocircuito que garantice que exista coordinación con los relés de protección de elementos del sistema adyacentes al transformador.

º 58

ProtecciProteccióón de Fasesn de Fases

Cuando se requiere la sobrecarga del transformador y para permitir la buena operación del relé, IS>ISOBRECARGA ESPERADA.El valor de arranque se recomienda tomarlo como un 130% IN-TRAF (en refrigeración forzada) y el TMS y la curva se determina de acuerdo con el estudio de cortocircuito.La recomendación de 130% surge de la ventaja que ofrece la capacidad de sobrecarga del trafoen estado de operación normal y cuando se presenta situaciones de contingencia en donde se requiere sobrecarga de líneas y transformadores.

º 59


De acuerdo a la norma ANSI/IEEE C37.91 es aceptable un ajuste del 200% al 300% de la mínima capacidad del transformador según su placa característica. De acuerdo con lo anterior, un ajuste del 130% de la INOMINAL en la capacidad máxima del transformador es aproximadamente equivalente al 217% de la INOMINAL en la mínima capacidad.

º 60


Para los relés de sobrecorriente de fases se hace un análisis integral, es decir, se simulan fallas bifásicas aisladas en puntos cercanos al transformador, tanto en el lado de alta como en el lado de baja y se observan las magnitudes de las corrientes por todos los relés para las diferentes fallas, se establece un ajuste primario para cada uno de los relésde sobrecorriente de fases y se verifica la coordinación entre ellos.

11

º 61


Esta metodología se debe aplicar en generación máxima para ajustar los relés en el punto donde es más difícil coordinarlos.Además se debe verificar que el ajuste obtenido del relé (dial y curva característica) se ubique por debajo de la curva de soportabilidad del transformador, para garantizar que el equipo no sufrirá daño alguno.

º 62

SobrecorrienteSobrecorriente de fase instantde fase instantááneanea

No es recomendable el uso de la unidad instantánea para protección de transformadores ya que se pueden presentar operaciones indeseables ante corrientes de energización o por fallas en otros niveles de tensión.Cuando esta unidad se utiliza, su ajuste debe ser superior a la máxima corriente subtransitoriaasimétrica para una falla en el lado de baja tensión del trafo.La unidad instantánea se debe ajustar en un valor superior a la corriente “inrush” del trafo, para evitar disparos inadecuados.

º 63

ProtecciProteccióón de falla a tierran de falla a tierra

El valor de arranque de los relés de sobrecorriente de tierra se recomienda en un valor del 40% de la corriente nominal del transformador.El TMS y la curva se determinan de acuerdo con el estudio de cortocircuito.Para el ajuste de los relés de sobrecorrientede tierra, se simulan fallas monofásicas francas y de alta impedancia (30Ω ó 50Ω) en varios puntos del sistema (varios niveles de tensión del transformador.

º 64

PRINCIPIOS DE OPERACIONPRINCIPIOS DE OPERACION

TECNOLOGIA ELECTROMAGNETICA

TECNOLOGIA ELECTROMAGNETICA

TECNOLOGIA ELECTRONICA

ANALOGICA

TECNOLOGIA ELECTRONICA

ANALOGICA

Precisión: 10%.Reposición: 80 a 90%.TIEMPO DE ACTUACION: 5 A 50 ms.Carga de los TC: de 1 a 10Ω

Precisión: 10%.Reposición: 80 a 90%.TIEMPO DE ACTUACION: 5 A 50 ms.Carga de los TC: de 1 a 10Ω

Precisión: de 3 a 5%.Reposición: 95% o superior.TIEMPO DE ACTUACION: 10 A 20 ms.Carga de los TC: menor a 1Ω.

Precisión: de 3 a 5%.Reposición: 95% o superior.TIEMPO DE ACTUACION: 10 A 20 ms.Carga de los TC: menor a 1Ω.


º 65

TECNOLOGIA DIGITAL

TECNOLOGIA DIGITAL

Precisión: 3%Reposición: 98% o superiorTIEMPO DE ACTUACION: 10 A 25 msCarga de los TC: menor a 1Ω.

Precisión: 3%Reposición: 98% o superiorTIEMPO DE ACTUACION: 10 A 25 msCarga de los TC: menor a 1Ω.



º 66

TECNOLOGIA DIGITALTECNOLOGIA DIGITAL


12

º 67

TECNOLOGIA DIGITALTECNOLOGIA DIGITAL UNIDAD DE SOBREINTENSIDAD INSTANTANEA

UNIDAD DE SOBREINTENSIDAD INSTANTANEA



º 68

TECNOLOGIA DIGITALTECNOLOGIA DIGITAL UNIDAD DE SOBREINTENSIDAD DE TIEMPO INDEPENDIENTE

UNIDAD DE SOBREINTENSIDAD DE TIEMPO INDEPENDIENTE



º 69

TECNOLOGIA DIGITALTECNOLOGIA DIGITAL UNIDAD DE SOBREINTENSIDAD DE TIEMPO DEPENDIENTE

UNIDAD DE SOBREINTENSIDAD DE TIEMPO DEPENDIENTE



1−

= α

β

BII

kt

Donde:t : Tiempo de actuación en segundosk : ajuste de la constante de tiempoα , β : constantes.IB : ajuste de la corriente de operaciónI : Corriente de falla.

Los valores de las constantes están definidos por los tres tipos de curvas:

º 70

1,0120Inverso de tiempo largo (LI)280Extremadamente Inversa (EI)

1,013,5Muy Inversa (VI)0,020,14Normalmente Inversa (NI)

αβCARACTERÍSTICA

Para algunas aplicaciones algunos fabricantes incluyen la característica “ligeramente inversa” y responde a la siguiente ecuación:

II

ktB

L 236,0339,0

1

−=

º 71

Para fines de estudio de protecciones contra sobrecorriente, se puede tomar como referencia la norma americana ANSI/IEEE C57.12


El valor máximo de la corriente de falla que puede soportar un transformador, se calcula como 1/ZPU veces la corriente nominal, siendo ZPUel valor de su impedancia expresado en PU.

º 72

La protección de transformadores se debe al siguiente procedimiento:


1. Determinar la categoría en la tabla Nº 2 (Límites de protección).

2. Seleccionar la curva apropiada.3. Redibujar esta curva, expresando la corriente primaria

y secundaria en Amperes. Aún cuando es preferible el uso de corrientes en el secundario, para la coordinación de otros dispositivos de protección.

4. Seleccionar los fusibles apropiados y/o los relevadores con sus taps y tiempos de ajuste y coordinar con los otros dispositivos de protección.

13

º 73

2222

436

8 o mayor

252016

14 o menos

Tiempo máximo de ajuste

(seg)

Impedancia del transformador (%

a su capacidad)

Múltiplos de la corriente

nominal


TABLA: CAPACIDADES DE SOBRECORRIENTE EN TABLA: CAPACIDADES DE SOBRECORRIENTE EN TRANSFORMADORES SEGTRANSFORMADORES SEGÚÚN NORMAS N NORMAS ANSI/IEEEANSI/IEEE

º 74

250%125%250%200%400%Mayor del 6%

250%150%300%300%600%No mayor del 6%

Ajuste del interruptor o

capacidad del fusible

Capacidad del fusible

Ajuste del interruptor

Capacidad del fusible

Ajuste del interruptor

600 V o menosMás de 600 VMás de 600 V

SECUNDARIOPRIMARIO

Impedancia nominal del

transformador

MÁXIMO DISPOSITIVO DE SOBRECORRIENTE

PROTECCIPROTECCIÓÓN POR SOBRECORRIENTEN POR SOBRECORRIENTETABLA: PROTECCITABLA: PROTECCIÓÓN DE SOBRECORRIENTE EN N DE SOBRECORRIENTE EN

EL PRIMARIO Y SECUNDARIO DE EL PRIMARIO Y SECUNDARIO DE TRANSFORMADORES DE MTRANSFORMADORES DE MÁÁS DE 600VS DE 600V

º 75

APLICACIONESAPLICACIONES

Como protección principal en redes de media tensión y distribución así como en maquinas de mediana potencia.

Como protección de respaldo en líneas de transmisión y maquinas de mayor potencia.

Protección de falla de interruptor.

Protección de la cuba de transformadores.

Supervisión de disparos de otras protecciones.

Como protección principal en redes de media tensión y distribución así como en maquinas de mediana potencia.

Como protección de respaldo en líneas de transmisión y maquinas de mayor potencia.

Protección de falla de interruptor.

Protección de la cuba de transformadores.

Supervisión de disparos de otras protecciones.


º 76

APLICACIONESAPLICACIONES


º 77


º 78

DETECTADETECTAAverías internas en el transformador y en el tanque de expansión (muy sensible).

5. PROTECCIÓN BUCHHOLZ5. PROTECCI5. PROTECCIÓÓN BUCHHOLZN BUCHHOLZ

Rotura de conductores.Contactos defectuosos (falso contacto en los conmutadores de tomas).Calentamiento del núcleo (en cualquier punto por cortocircuito entre planchas).

14

º 79

DETECTADETECTA

Sobrecarga en los bornes pasatapa(parte interna).Variaciones del nivel de aceite (resultado de pérdida de refrigerante).

ProtecciProteccióón n BuchholzBuchholz

º 80

FUNCIONAMIENTO:FUNCIONAMIENTO:Basado en el arco que produce la avería.

El gas hace funcionar una de las boyas (alarma).En caso de una violenta presencia de gas, se provoca el disparo por la acción de la segunda boya.


Descompone térmicamente el aceite.Provoca un desprendimiento de gas, que sube a la superficie en forma de burbujas, que se acumula en el cubículo.

º 81

Se emplea: generalmente en los transformadores con potencias nominales superiores a los 315 kVA, “selectivo por excelencia”.Esta provisto: de 2 ventanas de inspección destinadas a verificar el nivel de aceite, la velocidad con que se acumula el gas y el color.Ejemplo:


Un gas blanco o amarillo indica aislamiento quemado.Gas negro o gris indica aceite disociado

º 82

La naturaleza de las fallas solo puede precisarse mediante un análisis de los componentes del gas.El relé cuenta en la parte superior con una llave o válvula para la toma de muestras.MONTAJE: Para garantizar el paso libre a las burbujas, este tipo de relé exige algunas condiciones de montaje.


SIN EMBARGO:SIN EMBARGO:

º 83

Valores de ajuste referencialesValores de ajuste referenciales

Volumen de Gas Detectado por AlarmaVolumen de Gas Detectado por Alarma

º 84

Velocidad del aceite para el disparoVelocidad del aceite para el disparo

15

º 85

RelReléé detector de gasdetector de gas

Sólo puede usarse en los conservadores del transformador, convencional o sellado.Este relé detecta a menudo la evolución de gas para arcos menores antes que el daño se extienda a devanados o núcleo.

º 86

RelReléé detector de gasdetector de gas

Este relé puede detectar calentamientos debido a altas resistencias de empalmes o altas corrientes circulantes entre laminaciones.

Esencialmente, el relé detector de gases es un imán tipo indicador de nivel de líquido con un flotador operando en una cámara llena de aceite.

º 87

RelRelééss de Preside Presióónn

Los relés basados en el incremento de presión se aplican a transformadores sin tanque conservador. En estos transformadores el tanque no está totalmente lleno de aceite, si no por lo general contiene además un gas noble. El relé se coloca en la parte superior del transformador y tiene en su interior un elemento que corresponde al incremento de la presión en el gas o el aceite y provoca el cierre de un contacto.

º 88

RelRelééss de Preside Presióónn

El relé es sensible a fallas pequeñas, tiene una característica de tiempo inverso, con tiempos de operación comprendidos entre unos 10 y 600 ms, dependiendo de la magnitud de la falla. Por lo general se dispone que el relé provoque la desconexión del transformador.

º 89

I >

5

6

BARRA A.T.

T > I>

1 2

R

T> Io > Io

1 2

4

3 I

B.T.

1 Prot sobrecarga Térmica

4 Prot diferencial neutro

2 Prot de sobreintensidad

3 Prot diferencial/fase

5 Prot de cuba

6 Prot Buchholz

6. PROTECCIONES MÁS USUALES6. PROTECCIONES M6. PROTECCIONES MÁÁS USUALESS USUALES

º 90

FUNCIONES DE PROTECCIFUNCIONES DE PROTECCIÓÓNN

16

º 91

TRA

NSF

OR

MA

DO

RES

TR

AN

SFO

RM

AD

OR

ES

PEQ

UE

PEQ

UE ÑÑ

OS

OS

Archivo: Siemens – Coordinación de Protección

º 92

TRA

NSF

OR

MA

DO

RES

TR

AN

SFO

RM

AD

OR

ES

GR

AN

DES

GR

AN

DES


º 93

TRA

NSF

OR

MA

DO

RES

TR

AN

SFO

RM

AD

OR

ES

GR

AN

DES

GR

AN

DES


º 94

TRANSFORMADORES GRANDESTRANSFORMADORES GRANDES


º 95

TRA

NSF

OR

MA

DO

R D

E TR

AN

SFO

RM

AD

OR

DE

TRES

DEV

AN

AD

OS

TRES

DEV

AN

AD

OS


º 96




CAPÍTULO VI

Protección de Barras.

1



Capítulo VICapCapíítulo VItulo VIProtección de BarrasProtecciProteccióón de Barrasn de Barras







T e m a r i oT e m a r i oT e m a r i o1.1. Configuraciones de las barras en las Configuraciones de las barras en las

subestaciones.subestaciones.

2.2. ProtecciProteccióón diferencial de barras. n diferencial de barras.

ProtecciProteccióón diferencial bn diferencial báásico.sico.

RelReléé de de sobrecorrientesobrecorriente..

RelReléé de alta impedancia.de alta impedancia.

RelReléé de baja impedancia.de baja impedancia.


Configuraciones de las barras en las subestaciones.

Configuraciones de Configuraciones de las barras en las las barras en las subestaciones.subestaciones.


Adecuada para instalaciones pequeñas.Para realizar trabajos de mantenimiento tiene que salir de servicio la fuente de alimentación.Utilizando seccionadores de barras se puede flexibilizar las labores de mantenimiento de una parte de la instalación.

Barra SimpleBarra SimpleBarra Simple


Barra SimpleBarra SimpleBarra SimpleSe tiene muy buena facilidad para la ampliación de la instalación.

2


Barra DobleBarra DobleBarra DobleAdecuada para grandes instalaciones.Las labores de mantenimiento se pueden realizar sin interrumpir la fuente de alimentación.La subestación puede operar con barras separadas.Tiene buena flexibilidad para el mantenimiento.Buena facilidad para la ampliación de la instalación.


Barra doble con acoplamientoBarra doble con acoplamientoBarra doble con acoplamiento


Barra doble con un interruptorBarra doble con un interruptorBarra doble con un interruptor(Operación normal)(Operaci(Operacióón normal)n normal)


Barra doble con un interruptorBarra doble con un interruptorBarra doble con un interruptor(Int. F1 fuera de servicio)(Int. F1 fuera de servicio)(Int. F1 fuera de servicio)


Interruptor 1 ½Interruptor 1 Interruptor 1 ½½Adecuada para instalaciones grandes.Las fallas en cualquier barra no ocasiona las salidas de servicio.Muy buena flexibilidad en la operación y el mantenimiento.Muy buena facilidad para la ampliación de la instalación.


Configuración Interruptor 1 ½ConfiguraciConfiguracióón Interruptor 1 n Interruptor 1 ½½

3


Interruptor 1 ½ (Ampliación)Interruptor 1 Interruptor 1 ½½ ((AmpliaciAmpliacióónn))


Barra en AnilloBarra en AnilloBarra en AnilloUsado en grandes instalaciones.Tiene buena confiabilidad de servicio.Tiene muy buena flexibilidad para operación y el respectivo mantenimiento.ES muy complicado realizar ampliaciones a las respectivas instalaciones.


Barra en AnilloBarra en AnilloBarra en Anillo


Barra en Anillo (Ampliación)Barra en Anillo (AmpliaciBarra en Anillo (Ampliacióón)n)


Protección Diferencial de

Barras

ProtecciProteccióón n Diferencial de Diferencial de

BarrasBarras


Protección Diferencial de BarrasProtecciProteccióón Diferencial de Barrasn Diferencial de Barras

IntroducciónIntroducciIntroduccióónnLos transformadores de potencia, barras, generadores y algunos motores de gran potencia usan protección diferencial como protección principal.Una variedad de métodos se ha usado para implementar los esquemas de protección diferencial de barras. La introducción de la tecnología digital ha permitido introducir considerables mejoras en las protecciones diferenciales de barras.

4


Protección Diferencial de BarrasProtecciProteccióón Diferencial de Barrasn Diferencial de BarrasPrincipio BásicoPrincipio BPrincipio Báásicosico

La ley de Kirchhoff establece que la suma de corrientes que ingresan a un nodo es igual a la suma de corrientes que salen del mencionado nodo.Una protección diferencial de barras ideal aprovecha el principio que la suma de las corrientes es cero en caso de fallas externas y condiciones de flujos de potencia y que la sumatoria de corrientes es igual a la corriente de falla total para fallas internas.Consideremos dos condiciones demostradas para la barra simple mostrada en la Figura:



If= I1+I2+I3+I4+I5+I6

a. Falla externa o flujo de carga b. Falla interna

I1

If

If

I3

I5 I5

I3

I1

I2

I4

I6

I4

I2

I6


Protección Diferencial de BarrasProtecciProteccióón Diferencial de Barrasn Diferencial de BarrasPara una falla externa, las corrientes que salen de las barras son iguales a la suma de todas las corrientes que ingresan a la barra, y la suma total es cero; esta situación es igual en condiciones de flujo de potencia normal.Para una falla interna, la suma de todas las corrientes que ingresan a la barra es igual a la corriente de falla total (la suma total no es cero).En la práctica existen inconvenientes que no permiten conseguir una protección diferencial ideal, por lo que deben seguirse ciertos pasos para asegurar que la protección diferencial trabaje adecuadamente aún en condiciones no ideales.


Kirchhoff’s law 1I1 + I2 + I3 + I4 = 0

132 kV

132/20 kV

Single busbar

I1 I2

I3 I4E

C

RAD 55Busbar protection

Busbar faultTo actual Circuit Breaker

Busbar ProtectionBusbarBusbar ProtectionProtection


Protección Diferencial de BarrasProtecciProteccióón Diferencial de Barrasn Diferencial de BarrasProtección Diferencial BásicoProtecciProteccióón Diferencial Bn Diferencial Báásicosico

En la Figura los transformadores de corriente (TC´s) tienen la misma relación y están conectados con el mismo sentido de polaridad de ahí que las corrientes que circulan en el circuito ubicado entre los TC´s sean cero (Id=0) para las fallas externas y condiciones normales de flujos de potencia, mientras que circulará la corriente de falla total para fallas internas (Id=If).



5




Protección Diferencial de BarrasProtecciProteccióón Diferencial de Barrasn Diferencial de BarrasProtección Diferencial BásicoProtecciProteccióón Diferencial Bn Diferencial Báásicosico

Si los transformadores de corriente reflejaran en el lado secundario exactamente lo que ocurre en el lado primario de los mismos (comportamiento ideal), el sistema de protección de la figura sería fácil de implementar usando relés de sobrecorriente. Desafortunadamente, en la práctica los transformadores de corriente se pueden saturar y hacer que la protección diferencial opere.


Protección Diferencial de BarrasProtecciProteccióón Diferencial de Barrasn Diferencial de BarrasSaturación del TCSaturaciSaturacióón del TCn del TCLa saturación del TC ocurre cuando el flujo requerido para producir una corriente secundaria excede la densidad de flujo del núcleo ya que depende de la sección física del hierro TC.Factores de saturación del TCFactores de saturaciFactores de saturacióón del TCn del TC

Relación de los TCs.Sección del núcleo.Carga conectada al secundario del transformador.Magnitud de la carga.Presencia y magnitud de flujo remanente.Densidad de flujo de saturación del núcleo de acero.



Efectos de saturación del TC.Efectos de saturaciEfectos de saturacióón del TC.n del TC.Un caso típico de saturación del núcleo del TC se muestra en la siguiente figura, donde se puede tener aproximadamente el tiempo de saturación (30 ms). El punto donde la corriente secundaria se empieza a distorsionar esto depende de los factores ya descritos.La distorsión en la corriente secundaria puede causar problemas en el circuito diferencial de la barra colectora y muy posible en otros circuitos del relé.


Protección Diferencial de BarrasProtecciProteccióón Diferencial de Barrasn Diferencial de BarrasEfectos de saturación del TC.Efectos de saturaciEfectos de saturacióón del TC.n del TC.


Protección Diferencial de BarrasProtecciProteccióón Diferencial de Barrasn Diferencial de BarrasCircuito equiv. de TC saturado.Circuito Circuito equivequiv. de TC saturado.. de TC saturado.

El circuito es típicamente representativo de un transformador de corriente tipo bushing que tiene los devanados totalmente distribuidos en un núcleo tipo toroidal. En una primera aproximación se puede despreciar la reactancia, por lo que como muestra la Figura, el circuito se representa solamente con componentes resistivos.Cuando el TC se satura, la impedancia de magnetización tiende a anularse por lo que la corriente secundaria que circula por la carga también tiende a anularse. El efecto de este comportamiento de la corriente en los relés dependerádel tipo de relé que se este usando. Solamente el efecto en la protección diferencial de barras se verá en este capítulo.

6


Protección Diferencial de BarrasProtecciProteccióón Diferencial de Barrasn Diferencial de BarrasCircuito equiv. de TC saturado.Circuito Circuito equivequiv. de TC saturado.. de TC saturado.


Protección Diferencial de BarrasProtecciProteccióón Diferencial de Barrasn Diferencial de BarrasRelé de Sobrecorriente.RelReléé de de SobrecorrienteSobrecorriente..

El circuito diferencial que usa un sencillo relé de sobrecorriente se muestra en la figura, donde se ha supuesto una falla externa a la barra.Si el transformador de corriente no se satura, la magnitud de la corriente diferencial (Id) será cero y no habrá posibilidad de operación del relé.Si existiera saturación del TC, la corriente diferencial Id será diferente de cero y podría operar el relé de sobrecorriente si la corriente diferencial Id supera el valor de ajuste del relé.


Protección Diferencial de BarrasProtecciProteccióón Diferencial de Barrasn Diferencial de BarrasRelé de sobrecorriente.RelReléé de de sobrecorrientesobrecorriente..

Sin saturación del TC.Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica Waldir Astorayme 34


Con saturación del TC.



El circuito con TC saturado representa la peor condición, para lo cual el relé debe ser ajustado por encima de este valor para prevenir la operación innecesaria debido a la saturación del TC, esto puede traer consecuencias ya que puede quitar sensibilidad y no detectar fallas mínimas en la barra.Una forma de solucionar esto es temporizando para la función de sobrecarga, pero esto es difícil de determinar exactamente. Incluso aun cuando el tiempo podría ser determinado con precisión, esto podría ser demasiado largo desde un punto de vista del sistema llevando consigo problemas de estabilidad.



7


Protección Diferencial de BarrasProtecciProteccióón Diferencial de Barrasn Diferencial de BarrasRelé de alta impedancia.RelReléé de alta impedancia.de alta impedancia.

El relé, que está conectado a los terminales secundarios del TC, tiene una impedancia cuyo valor es mucho mayor que la resistencia total que consta de la resistencia del transformador de corriente y el cable que une el transformador de corriente y el relé.La tensión que se produce entre los terminales del relé (Vr), seráigual a la caída de tensión que es el resultado del producto de la resistencia total del secundario del TC y la corriente de falla que circula por ella.Los cálculos de esta caída de tensión se efectúan para cada alimentador con la finalidad de determinar el máximo valor posible asumiendo siempre la saturación completa del transformador de corriente respectivo.En consecuencia, el ajuste de la tensión en el relé se lleva a cabo teniendo en cuenta la tensión máxima encontrada más un adecuado margen.



Relé de alta impedancia.RelReléé de alta impedancia.de alta impedancia.Para fallas internas, se desarrollarán magnitudes de tensión extremadamente grandes en los terminales del relé debido a la alta impedancia . Esta situación puede causar daños a los transformadores de corriente y/o reléssi no se toman precauciones para limitar la magnitud de la tensión.La aplicación del relé diferencial de alta impedancia se basa en que todos los transformadores de corriente tengan la misma relación de transformación. En algunas instalaciones puede haber transformadores de corriente de diferente relación de transformación, pero con taps que puedan adecuarse a la relación requerida.



Relé diferencial de alta impedancia (Voltaje operado).



Para fallas internas, las tensiones grandes tratarán de ser detectados a través de el relé debido a la alta impedancia, esto podría llevar a un daño del TC y/o al relé las precauciones no son tomadas para limitar la tensión, el circuito tiristor mostrado en la figura anterior es una técnica donde el incremento de voltaje es inverso al valor de la resistencia.La aplicación del relé diferencial de alta impedancia es basado en que todos los TCs son de la misma RTC, en algunos casos se puede usar con diferente RTC pero se tendrá que compensar con los taps disponibles de los TC (Ver Figura).



Relación de emparejamiento con múltiple relación de los TCs.



Generalmente no es aconsejable conectar otras protecciones en el mismo circuito secundario de los transformadores de corriente donde están conectados las protecciones diferenciales de alta impedancia debido a que la carga adicional puede incrementar la tendencia a la saturación del transformador de corriente o puede resultar en un ajuste que caiga fuera del rango permitido por la protección diferencial.Es posible usar transformadores auxiliares para corregir las relaciones de transformación de los transformadores de corriente principales pero el transformador debe ser capaz de desarrollar la tensión necesaria para la operación del relé en caso de fallas internas.

8



Una de las ventajas de utilizar protecciones diferenciales de alta impedancia es que todo el cableado de combinación de los transformadores de corriente que alimentan a la protección diferencial se pueden hacer en el patio, simplificando de esta manera el cableado de patio a la sala de control donde se encuentra la protección diferencial y por otro lado permite que los ajustes del relé sean más sensibles.


Acopladores de LíneaAcopladores de LAcopladores de LííneaneaLos acopladores de línea, los cuales no tienen acero en sus núcleos, se pueden usar para superar el problema de la saturación de los transformadores de corriente. Estos dispositivos tienen una característica lineal que producen tensión en el secundario con una magnitud directamente proporcional a la corriente en el lado primario. Para una falla externa, la suma de las tensiones será muy cercana a cero.Por otro lado, todas las tensiones son aditivas para una falla interna, originando de esta manera una tensión suficiente para la operación del relé.Estos dispositivos proporcionan una solución relativamente simple para la protección de barras, algunas aplicaciones aún existen, pero en los últimos años los acopladores lineales no son aceptados debido a su característica especial y limitada aplicación.


Acopladores de LíneaAcopladores de LAcopladores de Lííneanea

Acoplamiento Lineal.


Diferencial de restricción porcentual

Diferencial de restricciDiferencial de restriccióón n porcentualporcentual

El relé actuará cuando la corriente diferencial (Id) es mayor que un porcentaje del total de la corriente de restricción.La magnitud del porcentaje generalmente es ajustable.La característica de operación del relé es tal que en condiciones sin fallas la corriente de restricción siempre es mayor y la corriente diferencial es casi nula.La pendiente de la característica de operación depende del ajuste del porcentaje de restricción.Se requiere una resistencia de estabilización.


Diferencial de restricción porcentual

Diferencial de restricciDiferencial de restriccióón n porcentualporcentual

En las instalaciones donde las relaciones de transformación de los transformadores de corriente no son iguales, se pueden utilizar transformadores de corriente auxiliares para adecuar la correcta relación necesaria para la protección diferencial.


9


Protección Diferencial de BarrasProtecciProteccióón Diferencial de Barrasn Diferencial de BarrasRelé de baja impedancia.RelReléé de baja impedancia.de baja impedancia.

Es posible usar si se toman las precauciones para obviar la saturación de los transformadores de corriente.Se asume que le TC ubicado en la línea 2 se satura completamente cada medio ciclo dando como resultado la corriente Ix.Como resultado del colapso del TC en la línea 2, se

producirá la circulación de la corriente diferencial Id.La corriente de operación Iop, es el valor absoluto de la

corriente diferencial Id y de la corriente de restricción Irest, es la suma de los valores absolutos de todas las corrientes que ingresan y salen del punto de unión de los circuitos de los transformadores de corriente.



Rel

éde

baj

a im

peda

ncia

.R

elR

eléé

de b

aja

de b

aja

impe

danc

ia.

impe

danc

ia.



Rel

éde

baj

a im

peda

ncia

.R

elR

eléé

de b

aja

de b

aja

impe

danc

ia.

impe

danc

ia.


Ventajas de la tecnología digital para la protección de barras

Ventajas de la tecnologVentajas de la tecnologíía digital a digital para la proteccipara la proteccióón de barrasn de barras

Habilidad para obtener datos oscilograficos por fallas.Medición de las capacidades.Configuración individual para la detección de la corriente en cada alimentación.Supervisión de los TCs (contra apertura del secundario).Error de polaridad, indica alarma.Detección fallas de cada interruptor puede ser incluido para cada interruptor.





CAPÍTULO VII

Protección de Líneas de Transmisión.

1


Capítulo VIICapCapíítulo VIItulo VII

Protección de Líneas de Transmisión

ProtecciProteccióón de Ln de Lííneas de neas de TransmisiTransmisióónn








IntroducciIntroduccióón.n.

ProtecciProteccióón de distancia. n de distancia.

CaracterCaracteríísticas de la proteccisticas de la proteccióón de n de distancia (21).distancia (21).

OscilaciOscilacióón de potencia.n de potencia.

DetecciDeteccióón de carga.n de carga.

Factor de compensaciFactor de compensacióón residual.n residual.




Introducción.IntroducciIntroduccióón.n.



Las líneas normalmente sonclasificadas según sufunción, que estárelacionada con el nivel detensión. Las clasificacionestípicas son:• Distribución (2,4 – 34,5 kV).• Subtransmisión (13,8 -138kV).• Transmisión (69-765 kV)


Protección y sus técnicasProtecciProteccióón y sus tn y sus téécnicascnicas

Así como estos circuitos varían ampliamente ensus características, configuraciones, longitud eimportancia relativa, así lo hace su protección ysus técnicas.

Hay varias técnicas de protección comúnmenteusadas para la protección de la línea:– Sobrecorriente instantánea.– Sobrecorriente de tiempo– Direccional instantáneo y/o sobrecorriente de tiempo– Distancia– Piloto.

2


FactoresFactoresFactores

Varios factores fundamentales influyen en la selección final de la protección aplicada a una línea de potencia.

– Tipo de circuito.– Función e importancia de la línea.– Coordinación y ajustes requeridos.


RapidezRapidezRapidez

Se requiere un tiempo corto de operación para reducir al mínimo los daños en el equipo de A.T. y para mantener la estabilidad aún durante una gran transferencia de carga.

Para asegurar una detección de falla, rápida y confiable; la protección de línea debe operar correctamente para transitorios de alta frecuencia, saturación de los transformadores de corriente (T.C.) y transitorios de transformador capacitivo de potencial (TCV).


RapidezRapidezRapidez


SensitividadSensitividadSensitividadSe requiere alta sensitividad para detectar bajas corrientes de falla y fallas con alta resistencia.

Esto es especialmente un problema para fallas monofásicas a tierra, líneas largas, líneas cortas y condiciones de contribución débiles a la línea (weak infeed).

Influencia de laresistencia de falla enla corriente de defecto


DiscriminaciónDiscriminaciDiscriminacióónn

La protección debe hacer siempre una correcta discriminación direccional, aún para fallas cercanas de todo tipo.

La protección debe ser capaz de determinar la fase o fases involucradas en la falla y para fallas monofásicas, producir una salida de disparo monofásico, cuando así se requiera.


Líneas paralelasLLííneas paralelasneas paralelasLa protección debe operar correctamente para acoplamiento mutuo e inversiones de potencia en líneas paralelas.

Acoplamiento mutuo presente en líneas de transmisión en paralelo.

3


Compensación serieCompensaciCompensacióón serien serie

La protección debe operar correctamente para inversiones de voltaje y corriente, asícomo para transitorios de sub-armónicas en sistemas con compensación serie.


Relé de distanciaRelReléé de distanciade distancia

El tipo más común de protección de líneabasada en la medición de la frecuencia fundamental.

La medición de la impedancia es utilizada en los relés de distancia y tiene muchas ventajas, como son por ejemplo: un alcance relativamente bien definido independientemente del tipo de falla, y de la impedancia de la fuente, entre otras.


Relé de distanciaRelReléé de distanciade distancia


Protección de Distancia.

ProtecciProteccióón de n de Distancia.Distancia.



Su operación se basa en la información que recibe sólo de un terminal (comunicación independiente).Es un esquema de protección no unitaria, también usada tanto como protección local o como protección de respaldo remota.Sus tiempo de disparo son cortos (entre 0,75 y 1,5 ciclos)Los relés de distancia usan el voltaje y la corriente para determinar si una falla estadentro de los ajustes de la zona de protección.



Z1I

R

ZS

~V

R

Protegen fallas entre Fases y Tierra.

Es necesario conocer las magnitudes de las impedanciasde línea de secuencia positiva y cero.

Se pueden aplicar en líneas de dos o tres terminales.

Generalmente se pueden ignorar las cargas en derivacióna lo largo de la línea.

4


ZR

R

jX

ZL

CARGA

ZONA DE NO OPERACION

ZONA DE OPERACION

IMPEDANCIA DE LA LINEA

LIMITE DEDIRECCIONALIDAD

CARACTERISTICA DE OPERACIÓNDEL RELE ( PUNTO DE BALANCE ).

Introducción.IntroducciIntroduccióón.n.Característica de operación en el

diagrama R-X.CaracterCaracteríística de operacistica de operacióón en el n en el

diagrama Rdiagrama R--X.X.


Tipos.Tipos.Tipos.

Una gama de relés cuya unidad de medida actúa en función del valor de la impedancia por fase del elemento protegido.

GFC

Overreach zone

Reverse zone

jX

R

Zone 3

Zone 2

Zone 1

0


Impedancia.Impedancia.Impedancia.

Probablemente la denominación correcta sería la de “Relé de mínima impedancia”; pero dado que su principal campo de aplicación es la protección de líneas de transporte y estás a su vez poseen una impedancia proporcional a su longitud se le denomina también relés de distancia.


Medición.MediciMedicióón.n.

Medición de la reactancia o la impedancia de línea, valores que son función de la distancia entre el punto de medición y la ubicación de un defecto.


Discriminación.DiscriminaciDiscriminacióón.n.

Basan su discriminación en el hecho de que la impedancia de falla presentada a los relés es menor que las encontradas en un amplio rango de condiciones normales.


Parámetros de AjusteParParáámetros de Ajustemetros de Ajuste

El ajuste de los alcances del relé de distancia debe considerar el límite de exactitud del reléincluyendo el sobrealcance transitorio (5% de acuerdo a IEC 255-6), el error del T.C. (1% para la clase 5P y 3% para la clase 10P) y un margen de seguridad de alrededor del 5%. Además, los parámetros de la línea normalmente se calculan solamente, no se miden. Ésta es otra fuente de errores.

5


Resistencias de ArcoResistencias de ArcoResistencias de ArcoExisten factores como, la resistencia del arco, las diferentes potencias de cortocircuito en uno y otro extremo de la línea, el efecto de no transposición de conductores, el efecto de la carga, impedancia mutua homopolar entre líneas paralelas, etc.


Resistencias de ArcoResistencias de ArcoResistencias de ArcoElementos de cálculo de la resistencia de arco Ra.Fórmula de Van Warrington (en Ω)

If = Intensidad mínima de defecto (A).L = Distancia máxima entre los dos conductores (m).

4,1

28710

fILRa =


Escalones de medidaEscalones de medidaEscalones de medidaLos relés de distancia disponen de varios escalones de medida.

Las aplicaciones la protección de distancia suelen hacerse en etapas o zonas




CaracterCaracteríísticas de sticas de la Proteccila Proteccióón de n de Distancia (21).Distancia (21).


Principio de Distancia.Principio de Distancia.Principio de Distancia.Es una protección con selectividad relativa que tiene direccionalidad y que mide la distancia eléctrica al punto del cortocircuito.

Zr es proporcional a la distancia eléctrica al punto de falla en caso de cortocircuito en la línea protegida.La protección de distancia de fase es más sensible que las que responden a corriente.

IrVrZr =

6


CaracterísticasCaracterCaracteríísticassticas

VentajasEs más sensible (fase) que los de sobrecorrientey direccionales de sobrecorriente.Es aplicable a redes de cualquier configuración.Puede brindar protección instantánea al 100% de la línea protegida si se dispone de un canal de comunicación.



DesventajasEs más compleja y costosa que las de sobrecorriente y direccionales de sobrecorriente.Puede ser afectada por oscilaciones de potencia, regímenes asimétricos, acoplamiento mutuo entre líneas adyacentes o compensación serie de la línea protegida.


Aplicación del principio de distancia.AplicaciAplicacióón del principio de distancia.n del principio de distancia.Protección primaria y respaldo de LT.Protección de respaldo contra fallas externas en generadores y transformadores.Recierre automático monopolar (órganos selectores de tipos de falla).Bloqueo de la operación de relevadores de distancia por oscilaciones de potencia.Protección de generadores contra pérdidas o reducción de la excitación.Disparo intencional por pérdidas de sincronismo.

Líneas de Transmisión.Generadores.


Clasificación de los relevadores de distancia (1)

ClasificaciClasificacióón de los relevadores de n de los relevadores de distancia (1)distancia (1)

Por el principio de detección del cortocircuito.Medición de la impedancia (Zr = Vr / Ir).Estimación directa de parámetros de la línea protegida.

Por el tipo de fallas a que responden.Monofásicos.Trifásicos.




Por el principio de funcionamiento.Relevadores analógicos.

Basados en la comparación de las señales eléctricas.Basados en sensores de impedancia.

Relevadores digitales.Basados en modelos de señales.Basados en modelos del sistema.

Por el tipo de característica de operación.Circulares.Lineales.Combinadas (poligonales, lenticulares, etc).Otras.




Por la característica del tiempo de operación.Tiempo constante o definido.Tiempo inverso.

Por la base constructiva.

Electromecánicos.Estáticos.

Transistorizados.A base de circuitos integrados.Microprocesadores.

7


1. Impedancia.1. Impedancia.1. Impedancia.La característica de este tipo de relé es una circunferencia con centro en el origen de coordenadas, donde el valor de su impedancia de arranque Zar es independiente de φr, por tanto carece de direccionalidad.


Impedancia.Impedancia.Impedancia.Su condición de operación es:

Este tipo de relé se utiliza fundamentalmente en la protección de redes de 34,5 kV y excepcionalmente, 110 kV, complementando con un órgano direccional de potencia.

ZarZr ≤Donde:

Zar : Es el único parámetro de ajuste del relé.Zr : Es la impedancia “vista” por el relé.


Relé de impedancia direccional.RelReléé de impedancia direccional.de impedancia direccional.

Fig. Relé tipo impedancia.Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica Waldir Astorayme 40

2. Relé mho o admitancia.2. 2. RelReléé mhomho o admitancia.o admitancia.Su característica es una circunferencia que cruza por el origen de coordenadas.No responde a cortocircuitos situadas detrás del relé, es direccional.


Relé mho.RelReléé mhomho..Los ajustes del reléson el diámetro de la circunferencia ZarMAX y el ángulo de sensibilidad máxima φSM , que es el ángulo del diámetro de la circunferencia con el eje real.Se utiliza fundamentalmente en la protección de redes de 110 y 220 kV.


Relé mho offset.RelReléé mhomho offsetoffset..El relé Mho puede desplazarse con respecto al origen de coordenadas.Este relé permite mayor alcance resistivo que el mho.Se obtiene una mejor protección para las fallas cercanas al relé.

8


Relé impedancia ángulo.RelReléé impedancia impedancia áángulo.ngulo.Su característica es una línea recta que no cruza por el origen de coordenadas.Este órgano no se utiliza individualmente, sino como complemento de otros tipos de relés.


3. Relé tipo Reactancia.3. 3. RelReléé tipo Reactancia.tipo Reactancia.

Un caso particular importante de este relé es el tipo reactancia, cuya característica es una línea recta paralela el eje real del plano complejo.


Relé tipo reactancia.RelReléé tipo reactancia.tipo reactancia.

La reactancia de arranque Xar es el ajuste.Este relé es poco afectado por la resistencia de falla, lo que lo hace recomendable para la protección de líneas cortas y para la protección de distancia contra cortocircuitos a tierra.Por no tener direccionalidad, y por tener gran sensibilidad a las impedancias de carga con valores de factor de potencia cercano a 1, debe complementarse con un órgano de arranque que sea direccional.


Característica elíptica.CaracterCaracteríística elstica elííptica.ptica.

Se la utiliza como órgano de tercera zona por ser poco afectado por los regímenes severos de carga y las oscilaciones de potencia.


Relé de característica cuadrilateralRelReléé de caracterde caracteríística cuadrilateralstica cuadrilateral

El lado superior posee tolerancia a la resistencia de falla; fija con precisión el alcance de cada zona.Los lados derechos e izquierdo evitan la operación incorrecta por regímenes severos de carga o por oscilaciones de potencia.


Relé de característica cuadrilateralRelReléé de caracterde caracteríística cuadrilateralstica cuadrilateral

El lado inferior, asegura la direccionalidad y la operación correcta del relé para cortocircuitos cercanos a través de arco.Un requerimiento importante es que exista la posibilidad de ajustar cada lado en forma independiente. Es también conveniente poder desplazar la característica del origen de coordenadas, sobre todo en la tercera zona.Se aplican por lo general en redes de 220 kV y tensiones superiores.

9


PropiedadesPropiedadesPropiedades

1. Alcance en la dirección reactiva.2. Alcance en la dirección del resistiva.3. La direccionalidad.

La característica cuadrilateral mejora la sensibilidad.La característica adaptada al ángulo de la línea (φL).El ajuste es independiente de:


AjusteAjusteAjusteLos valores de la reactancia tienen que ser considerados para la calibración del alcance.El ajuste de los valores de R debe cubrir la resistencia de la línea y las posibles resistencia de arco o de falla.Los ajustes típicos de R/X son :

Líneas cortas o cables (≤10 km): R/X = 2 a 10.Líneas medianas < 25 km : R/X = 2.Líneas largas 25 a 50 km : R/X = 1.


LenticularLenticularLenticular

Este relé es similar al relé mho, excepto que su forma es más de lente que de círculo, lo cual lo hace menos sensible a las condiciones de carga.




4. Zonas de la protección.4. Zonas de la protecci4. Zonas de la proteccióón.n.Se emplea varias zonas para proteger la L.T.Típicamente se establece: zona 1, zona 2, zona 3 y zona reversa.Existen relés que pueden llegar a tener hasta cinco (5) zonas y una zona adicional llamada zona de arranque.


Ajuste de las zonas.Ajuste de las zonas.Ajuste de las zonas.Se debe tener en cuenta no sólo la impedancia de la línea a proteger sino también las de las líneas adyacentes, dado que el ajuste de algunas de las zonas del relé de distancia cubren una parte o la totalidad de la línea adyacente.

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Primera ZonaPrimera ZonaPrimera Zona

Tener en cuenta sin embargo que si se ajusta el alcance de la primera zona al 100% de la longitud del elemento protegido, podría debido a los errores propios del sistema, operar a la aparición de una falla externa.Es práctica común un ajuste, sin retardo adicional; del 80-85%; siendo usado el 80% para los relés electromecánicos mientras que el 85% se puede utilizar para los relésnuméricos.


Primera ZonaPrimera ZonaPrimera Zona

Donde las medidas de las impedancias de la línea o del cable están disponibles, el ajuste del alcance se puede también extender a 90%.La segunda y tercera zona tienen que guardar un margen de seguridad cerca del 15 al 20% de las zonas correspondientes de las líneas siguientes.La línea siguiente más corta tiene que ser siempre considerada.


Criterios de ajusteCriterios de ajusteCriterios de ajuste


Diagrama unifilar para ajustes del relé de distancia

Diagrama Diagrama unifilarunifilar para para ajustes del ajustes del relreléé de distanciade distancia


Efecto Infeed en la zona 1Efecto Efecto InfeedInfeed en la zona 1en la zona 1

( ) fRIIZIV 21111 ++=

++==

1

21

1

1 1IIRZZ

IV

faparente


Variación de Zaparente por el efecto infeed

VariaciVariacióón de n de ZZaparenteaparente por el por el efecto efecto infeedinfeed

11


Segunda ZonaSegunda ZonaSegunda Zona

Como regla general, la segunda zona debe alcanzar por lo menos un 20% más sobre la próxima estación para asegurar el respaldo para fallas en la barra.El retardo es entre 0,3 a 0,5 s. Este ajuste no debe ser muy conservador ya que hay que considerar la aportación de corriente al cortocircuito procedente de otras líneas conectadas a las barras de la subestación lejana.


Segunda ZonaSegunda ZonaSegunda ZonaCoordinación de las zonas 2 de líneas adyacentes.

a) 120% ZL1 (Valor mínimo).b) 100% ZL1 + 50% ZL CORTA.c) 100% ZL1 + 20% ZTRAFO.

Zona 2:


Subalcance por aportación de otras LT.

SubalcanceSubalcance por aportacipor aportacióón de n de otras LT.otras LT.

Si el segundo escalón del relé A, está ajustado cubriendo el 20% de la línea de salida BD.


Subalcance por aportación de otras LT.

SubalcanceSubalcance por aportacipor aportacióón de n de otras LT.otras LT.

Ante una falla en límite del alcance del segundo escalón del relé A, no es detectado por él, debido a la aportación de IC.El subalcance del caso anterior es tanto mayor cuanto mayor sea la relación (IC/IA).Teniendo en cuenta este aspecto, en la práctica, un ajuste razonable del segundo escalón podráabarcar el 50% de la línea más corta de las líneas de salida de la siguiente subestación sin plantear problemas de selectividad


Efecto Infeed en la zona 2Efecto Efecto InfeedInfeed en la zona 2en la zona 2

22111 IZIZV +=

1

1

IVZRELÉ =

[ ]2

1

21

1

2211 ZIIZ

IIZIZZRELÉ +=

+=

21 ZKZZRELÉ +=

INFEEDFactorIIK :1

2=

La impedancia aparente vista por el relé es:


Tercera ZonaTercera ZonaTercera ZonaSirve de respaldo a las protecciones de las líneas adyacentes. Normalmente, su ajuste se extiende hasta el extremo opuesto de la línea adyacente de mayor impedancia.

a) 120% (ZL1 + ZL ADYACENTE MÁS LARGA).b) ZL1 + 80% XTRAFO (1000 ms).

Zona 3:

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Tercera ZonaTercera ZonaTercera ZonaDebe cubrir la línea siguiente más grande como respaldo para la protección de línea.


Tercera ZonaTercera ZonaTercera Zona

Debe cubrir largamente la línea más larga saliente de la subestación remota A con un retardo de 1 a 1,5 s; lográndose una protección de respaldo remota de la protección de la subestación B.Precausión: que la impedancia de carga Zc“no caiga” dentro de la zona de disparo del tercer escalón.


Ajuste zona de reservaAjuste zona de reservaAjuste zona de reservaProvee un respaldo a la protección diferencial de barras de la subestación local.También como entrada para algunas lógicas adicionales que traen los relésmultifuncionales tales como: lógica de terminal débil, eco y bloqueo por inversión de corriente (sólo válida en esquemas POTT).Verificar:

1,043≈

zonaAjustezonaAjuste


Ajuste zona de reservaAjuste zona de reservaAjuste zona de reservaSe toma el menor valor de los dos cálculos siguientes:

20% de la impedancia de la línea reversa con menor impedancia.20% de la impedancia equivalente de los transformadores de la subestación local.Tiempo: 2000 ms.


Alcance resistivoAlcance resistivoAlcance resistivoCriterio: seleccionar un único valor para todas las diferentes zonas de la protección distancia.Los valores típicos resistivos son calculados como el 45% de la impedancia mínima de carga o de máxima transferencia del circuito en cuestión.

ZMÍN CARGA: Impedancia mínima de carga.VL : Tensión nominal mínima línea – línea.MCC: Máxima corriente de carga.

MCCVZ L

CARGAMIN 3=


OscilaciOscilacióón de n de Potencia.Potencia.

13


Oscilación de potenciaOscilaciOscilacióón de potencian de potenciaLa oscilación de potencia es un fenómeno que se presenta por desequilibrios transitorios entre la generación y la carga.Estos desequilibrios ocurren por eliminación de cortocircuitos, conexión de un generador fuera de fase al sistema, desastres y pérdidas repentinas de carga , etc.La velocidad para pasar “∆R, ∆X” determina si es oscilación de potencia o falla. En caso de oscilación de potencia esta velocidad es menor que en caso de falla.


Oscilación de potenciaOscilaciOscilacióón de potencian de potencia

Durante una oscilación de potencia, debemos verificar la simetría de la medida de impedancia de enlaces fase a fase y fase a tierra, es decir:

AUSENCIA DE CORRIENTE DE SECUENCIA CERO.AUSENCIA DE CORRIENTE DE SECUENCIA NEGATIVA.CORRIENTE DE SECUENCIA POSITIVA menor que la corriente máxima de carga de la línea a proteger.


Detección de oscilación de potenciaDetecciDeteccióón de oscilacin de oscilacióón de potencian de potencia

En las protecciones de líneas de transmisión existe la posibilidad de que ocurran disparos indeseados por causa de las oscilaciones de potencia.En dicho caso el disparo puede acarrear problemas mayores para la estabilidad del sistema de potencia al sacar de operación líneas sanas.


1. Causas1. Causas1. CausasSe origina principalmente como consecuencia de:

Eliminación tardía de un cortocircuito.Desconexión de una línea de interconexión.Desconexión de un generador.

En los casos mas graves se puede llegar a la pérdida de sincronismo entre las maquinas del sistema.

Las frecuencias de estas oscilaciones pueden ser desde menos 1 Hz hasta varios Hz, dependiendo del comportamiento dinámico de los generadores del sistema.


2. Proceso de ocurrencia2. Proceso de ocurrencia2. Proceso de ocurrenciaLas partes no afectadas del sistema pueden sufrir oscilaciones de potencia ya que probablemente después de la desconexión del equipo con falla, probablemente las condiciones de carga y generación se han alterado.

Las oscilaciones donde el ángulo entre Ea y Eb sea superior a 90° teóricamente darán lugar a una pérdida de sincronismo. En la práctica este ángulo puede llegar hasta 120° sin mayores problemas, si se cuenta con un sistema de regulación rápido.Las impedancias de las fuentes a y b van a cambiar quizás drásticamente durante una perturbación en el sistema.

EEAA EEBB


3. Efecto en los relés de distancia.3. Efecto en los 3. Efecto en los relrelééss de distancia.de distancia.La impedancia aparente (Z = V/I) medida por un relé de distancia en estado estable es prácticamente constante.El valor de Z varía con el tiempo durante cortocircuitos, oscilaciones de potencia y perdida de sincronismo (curvas 1, 2 y 3)

ZreleZreleZlineaZlinea

Zona de CargaOperación Normal

11

2

33

14


4. Bloqueo de operación de los relés de distancia.

4. Bloqueo de operaci4. Bloqueo de operacióón de los n de los relrelééss de distancia.de distancia.

Se utilizan esquemas de bloqueo a fin de evitar la operación incorrectaLa función de estos esquemas de bloqueo es impedir la operación de la protección durante las oscilaciones de potencia y permitirla durante los cortocircuitos.Existen diversos esquemas de bloqueo, basados en los siguientes criterios:

MEDICION DE LA RAZON DE CAMBIO DE LA IMPEDANCIA APARENTE.MEDICION DE LA RAZON DE CAMBIO DE LA RESISTENCIA APARENTE.MEDICION DE LA RAZON DE CAMBIO DE LA CORRIENTE.MEDICION DE LA RAZON DE CAMBIO DE UNA COMPONENTE DEL VOLTAJE.ESTIMACION DEL ANGULO DEL VOLTAJE.


5. Bloqueo por medición de la impedancia y resistencia aparente.

5. Bloqueo por medici5. Bloqueo por medicióón de la n de la impedancia y resistencia aparente.impedancia y resistencia aparente.

Son los métodos más utilizados y consisten en medir el tiempo que demora en transcurrir la impedancia aparente de oscilación (Zλ) entre dos características de operación concéntricas ZA y ZB.

INTERVALO QUE COMPARA: SI LA IMPEDANCIA Zλ DEMORA UN TIEMPO MAYOR AL PREVISTO ENESTE INTERVALO, SE TRATA DE UNA OSCILACION DE POTENCIA; CASO CONTRARIO ES UN CORTOCIRCUITO.

ZAZB

Zλ

RR

XX


6. Inconvenientes del bloqueo por medición de la impedancia y resistencia aparente.

6.6. Inconvenientes del bloqueo por mediciInconvenientes del bloqueo por medicióón n de la impedancia y resistencia aparente.de la impedancia y resistencia aparente.

Durante oscilaciones de potencia rápidas como son la pérdida de sincronismo en sistemas eléctricos débiles, se confunden con cortocircuitos sobre todo después del primer ciclo.Cuando la impedancia aparente (Zλ) se encuentra entre las dos características concéntricas (estado de bloqueo), el relé no puede detectar fallas trifásicas durante las oscilaciones de potencia.

PARA SUPERAR LOS INCONVENIENTES ANTERIORES, EN ALGUNOS RELES DE DISTANCIA TIENEN UN BLINDAJE ADICIONAL EN EL INTERIOR DE LAS CARACTERISTICAS CONCENTRICAS, DE MODO QUE SE PUEDA COMPARAR DOS TIEMPOS PRE-ESTABLECIDOS.


DetecciDeteccióón de n de Carga.Carga.


Detección de cargaDetecciDeteccióón de cargan de cargaEsta función permite ajustar la protección distancia independientemente de la cargabilidad de la línea, previniendo la operación de elementos trifásicos cuando se presentan altas condiciones de carga en cualquier dirección, sin causar disparos indeseados.Esta función vigila las condiciones de carga con dos características independientes de impedancia de secuencia positiva.Cuando la carga está en una de esas características y la lógica de detección de carga (Load-Encroachment) está habilitada, el elemento de distancia trifásico es bloqueado.


Detección de cargaDetecciDeteccióón de cargan de carga

El ajuste de la función de detección de carga (Load-Encroachment) se podría basar en las condiciones de flujo de carga máximo en la línea a proteger o en la corriente máxima del conductor, considerando eventos como pérdida de líneas paralelas o generaciones y demandas extremas.Esta función podría bloquear la operación de la protección ante algunas fallas trifásicas, si no se ajusta adecuadamente a partir de estudios del sistema.

15


Arranque de la protección.Arranque de la protecciArranque de la proteccióón.n.El arranque de la protección de mínima impedancia requiere considerar lo siguiente:

Que sea inferior a la impedancia vista en las fases sanas en el momento de un cortocircuito fase a tierra .Que sea inferior al 67% de la mínima impedancia de la carga.

La impedancia de carga debe ser determinada considerando la capacidad de corriente de la línea en emergencia, asumiendo una tensión de 0,85 puy un ángulo de fase de 30°.


Arranque de la protección.Arranque de la protecciArranque de la proteccióón.n.La impedancia se debe calcular según la siguiente expresión:

EMERGENCIA

NCARGA I

VZ385,0

=

Donde:ZCARGA = Impedancia de la carga.VN = Tensión nominal del sistema.IEMERGENCIA = Corriente admisible en la línea en emergencia.

En la figura se muestra una adaptación de la carga a la característica de operación del relé mediante el cercenado de una zona con un ángulo de carga.


Arranque de la protección.Arranque de la protecciArranque de la proteccióón.n.


Factor de Factor de compensacicompensacióón n

residual.residual.


Factor de compensación residualFactor de compensaciFactor de compensacióón residualn residualEste factor de compensación contribuye a la correcta detección de fallas monofásicas a tierra por parte de la protección distancia.Para ajustar este factor se utiliza la siguiente expresión:

Z0: Impedancia de secuencia cero de la línea a proteger.Z1: Impedancia de secuencia positiva de la línea a proteger.

1

100 3 Z

ZZK −=


Factor de compensación residualFactor de compensaciFactor de compensacióón residualn residual

En caso de requerirse compensación por efecto del acople mutuo en líneas paralelas que comparten la torre se utiliza la siguiente expresión:

Z0M: Impedancia mutua de secuencia cero de la líneaa proteger

1

0100 3 Z

ZZZK M+−=

16





CAPÍTULO VIII

Protección de Generadores Síncronos.

1


Capítulo VIIICapCapíítulo VIIItulo VIII

Protección de Generadores Síncronos

ProtecciProteccióón de n de Generadores Generadores SSííncronosncronos

FACULTAD DEINGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICAFACULTAD DEINGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA







Generador Generador ssííncrononcrono..ProtecciProteccióón diferencial (87). n diferencial (87). ProtecciProteccióón de respaldo a la proteccin de respaldo a la proteccióón 87.n 87.ProtecciProteccióón de mn de míínima tensinima tensióón (27).n (27).ProtecciProteccióón contra n contra sobretensisobretensióónn (59).(59).ProtecciProteccióón de mn de míínima frecuencia (81U).nima frecuencia (81U).

ProtecciProteccióón contra pn contra péérdida de campo (40).rdida de campo (40).ProtecciProteccióón contra n contra desbalancedesbalance (46).(46).


T e m a r i oT e m a r i oT e m a r i oProtecciProteccióón contra potencia inversa (32)n contra potencia inversa (32)

ProtecciProteccióón contra fallas a tierra (64).n contra fallas a tierra (64).ProtecciProteccióón de sobreexcitacin de sobreexcitacióón V/n V/HzHz (24). (24). ProtecciProteccióón contra n contra energizacienergizacióónninadvertida (27/50).inadvertida (27/50).ProtecciProteccióón tn téérmica con resistencia rmica con resistencia

dependiente de la temperatura.dependiente de la temperatura.ProtecciProteccióón de deslizamiento de polo (78).n de deslizamiento de polo (78).ProtecciProteccióón de fallo del interruptor (50BF).n de fallo del interruptor (50BF).




Generador Síncrono.Generador Generador SSííncrononcrono..


Generador síncronoGenerador Generador ssííncrononcrono

2


Tipos de generador síncronoTipos de generador Tipos de generador ssííncrononcrono


Generador en conexión directaGenerador en conexiGenerador en conexióón directan directa

Los generadores son conectados directamente al bus de carga sin transformación de tensión de por medio.


Generador en conexión unitariaGenerador en conexiGenerador en conexióón unitarian unitaria

El generador es conectado al sistema de potencia a través de un transformador elevador dedicado. La carga auxiliar del generador es suministrada desde un transformador reductor conectado a los terminales del generador.


Aterramiento de baja impedanciaAterramiento de baja impedanciaAterramiento de baja impedancia


Aterramiento de alta impedancia (HiZ)

Aterramiento de alta impedancia Aterramiento de alta impedancia ((HiZHiZ))


Corriente de CC del generadorCorriente de CC del generadorCorriente de CC del generador

3


Corriente de falla en terminales del generador

Corriente de falla en terminales Corriente de falla en terminales del generadordel generador



Diferente de otros componentes de los SEP, requieren ser protegidos no sólo contra los cortocircuitos, sino contra condiciones anormales de operación.


Condiciones anormalesCondiciones anormalesCondiciones anormales1. Sobreexcitación,2. Sobrevoltaje,3. Pérdida de campo,4. Corrientes desequilibradas,5. Potencia inversa, y6. Frecuencia anormal.

Bajo estas condiciones, el generador puede sufrir daños o una falla completa en pocos segundos.Se requiere la detección y el disparo automático.


Protecciones más usualesProtecciones mProtecciones máás usualess usuales

1. Protección diferencial del generador.2. Protección de sobrecorriente.3. Protección de sobrecorriente dependiente

de la tensión.4. Protección de mínima impedancia.5. Protección de mínima tensión.6. Protección de sobretensión.7. Protección de mínima frecuencia.8. Protección contra pérdida de campo.9. Protección contra desbalance.


Protecciones más usualesProtecciones mProtecciones máás usualess usuales

10. Protección contra potencia inversa.11. Protección contra fallas a tierra.12. Protección de sobreexcitación.13. Protección contra energización inadvertida.14. Protección térmica con resistencia

dependiente de la temperatura.15. Protección de deslizamiento de polo.16. Protección de fallo del interruptor.17. Protección de cortocircuito de interruptor.18. Protección de sobreintensidad bloqueada.


Protecciones en generadores <5MVA

Protecciones en generadores Protecciones en generadores <5MVA<5MVA

Potencia inversa (32).

Sobreintensidad (50/51).

Máxima tensión (59).

Mínima tensión (27).

Falla a tierra red exterior.

4


Protecciones en generadores de 20-100 MVA

Protecciones en generadores de Protecciones en generadores de 2020--100 MVA100 MVA

Diferencial del generador (87G).Potencia inversa (32).Tierra del estator al 95% (64G).Sobretensión (59).Carga desbalanceada (46).Tierra en el rotor (64F).Mínima impedancia (21).Pérdida de excitación (40).


Protecciones en generadores >300 MVAProtecciones en generadores >300 MVAProtecciones en generadores >300 MVA

Diferencial del generador (87G).Tierra del estator al 95% (64G).Tierra del estator al 100% (64G).Carga desbalanceada(46).Sobretemperaturaestator (49).

Potencia inversa (32).Sobretensión (59).Subfrecuencia (81).Tierra en el rotor.Mínima impedancia.Pérdida de excitación.Sobreexcitación (24).Sobreintensidad del rotor.


Protección de la unidad Generador –

Transformador.


Protección Diferencial (87).

ProtecciProteccióón n Diferencial (87).Diferencial (87).


Protección diferencial (87)ProtecciProteccióón diferencial (87)n diferencial (87)Proporciona protección:

Técnicas:

Defectos de fase.Fallas a tierra en caso de aterramientos moderados.

Diferencial porcentual.Diferencia de HiZ.

5


Protección diferencial porcentualProtecciProteccióón diferencial porcentualn diferencial porcentualEl ajuste del umbral de corriente diferencial IS1 puede ser tan bajo como 5%ING.IS2 > ING típicamente, digamos 120%.El ajuste del porcentaje de polarización K2, típicamente se ajusta al 150%.


Protección diferencial de HiZProtecciProteccióón diferencial de n diferencial de HiZHiZ

La impedancia el TI saturado es muy pequeña en comparación con la impedancia del circuito de la bobina relé, al que se le ha sumado una resistencia externa de estabilización.


Protección diferencial de HiZProtecciProteccióón diferencial de n diferencial de HiZHiZ

Ajuste, “ Gen dif I s1”, lo más bajo posible. Normalmente, 5% ING.La intensidad de funcionamiento de la protección primaria.


Protecciones de respaldo a la

protección 87.

Protecciones de Protecciones de respaldo a la respaldo a la

protecciproteccióón 87.n 87.


Protecciones de respaldo al 87Protecciones de respaldo al 87Protecciones de respaldo al 87Las protecciones de respaldo a la protección diferencial son:

La protección de sobrecorriente.Protección de mínima impedancia.


Protección de sobrecorriente 51/51VProtecciProteccióón de n de sobrecorrientesobrecorriente 51/51V51/51VRespaldo para fallas entre fases.Pueden tomar dos formas.

Protección de sobrecorriente 51.

Protección de sobrecorriente dependiente de la tensión 51V.

puede ser protección principal para generadores pequeños, y como protección de respaldo para grandes unidades.

donde la protección del 87 no es justificable, o donde existen problemas al aplicar 51.

6


Capacidad típica de sobrecarga de corta duración del estator

Capacidad tCapacidad tíípica de sobrecarga pica de sobrecarga de corta duracide corta duracióón del estatorn del estator

51: proporciona protección contra sobrecarga térmica (I2t).El relé usa I2t = K para calentamiento de corta duración.

Según:

ANSI C50.13-1977, ANSI C37.102-1987:

226% IN, 10 s.154% IN, 30 s.130% IN, 60 s.116% IN, 120 s.


Typical generatorShort-time thermal

capability forBalanced 3-Phase

load.(from ANSI C50.13)

Capacidad típica de sobrecarga de corta duración del estator

Capacidad tCapacidad tíípica de sobrecarga pica de sobrecarga de corta duracide corta duracióón del estatorn del estator


Protección 50/51ProtecciProteccióón 50/51n 50/51

Constituida por un elemento de sobreintensidad no direccional de dos etapas (51/50).Dificultad: el decrecimiento de la corriente de falla en el tiempo.

Corriente (Múltiplos de Is)TMS = 0.025 a 1.2

0.1

1

10

100

1000

1 10010

Time de Operación (s)TMS = 1

IEC SIIEC VIIEC EIUK LTI


Unidad 51Unidad 51Unidad 51Respaldo para fallos en el generador y el sistema.El ajuste de corriente, debe estar coordinada con la protección aguas abajo.


Unidad 50Unidad 50Unidad 50

Protección, contra fallos internos del generador.Característica de funcionamiento en tiempo definido.El ajuste de intensidad, puede establecerse como el 120% IMAX FALLA, normalmente 8 x ING.Funcionamiento instantáneo.Es estable ante fallos externos. En el caso de fallos internos, la intensidad de fallo estarásuministrada desde el sistema y será superior al segundo ajuste.


Protección 51VProtecciProteccióón 51Vn 51VProporciona respaldo para fallas entre fases en el sistema.Difícil de ajustar: Debe coordinarse con la protección de respaldo del sistema.

7


Protección 51VProtecciProteccióón 51Vn 51VCriterio de ajuste general coordinado:

Tiempo de relevadores de respaldo.Tiempo de falla de interruptor.

A fin de superar la dificultad de discriminación, con la tensión en terminales se puede modificar dinámicamente la característica básica t-i para fallas cercanas.Es necesario debido al decremento de la corriente de falla del generador.


Protección 51VProtecciProteccióón 51Vn 51VDos tipos:

Controlado por tensión (VC).Restringido por tensión (VR).


Protección 51VCProtecciProteccióón 51VCn 51VCUtilizada cuando el generador está conectado directamente al sistema.Modificación escalonada IS en caso de que la USISTEMA < US.Para 100% UNORMAL IS = 105 % IN.En condiciones de tensiones bajas, IAJUSTE<50 % IKMIN FALLA.


Protección 51VRProtecciProteccióón 51VRn 51VRAplicación: cuando el generador está conectado indirectamente al sistema.La IS disminuye de forma incremental a medida que la tensión cae por debajo de un nivel seleccionado.Si USISTEMA ≤ UMIN, ⇒ IS = IMIN.


Respaldo a fallas entre fases en el sistema (21)

Respaldo a fallas entre fases Respaldo a fallas entre fases en el sistema (21)en el sistema (21)

El elemento en modo de ZMIN, funciona con una característica de impedancia no direccional trifásico de tiempo definido como se muestra en la figura.


Protección 21GProtecciProteccióón 21Gn 21GEs una protección de respaldo rápida contra cortocircuitos en: el generador, derivaciones del mismo, transformadores o en las barras.Se emplea: en grandes generadores.

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La impedancia de cada fase se calcula del siguiente modo:

Funciona con intensidades menores según se reduce la tensión, por lo que es similar a un 51 VR, funcionando con una característica de tiempo definido.




“Ajuste Z <” = 70% ZLOAD MAX.Esto supone un margen adecuado para sobrecargas cortas, variación de tensión, etc. junto a una adecuada protección de respaldo ante fallos del generador, del transformador elevador y de la barra colectora.“ Retardo temporal Z<” debe permitir la coordinación con los dispositivos de sobreintensidad aguas abajo.


Protección de mínima

tensión (27).

ProtecciProteccióón n de mde míínima nima

tensitensióón (27).n (27).


Protección de mínima tensión 27ProtecciProteccióón de mn de míínima tensinima tensióón 27n 27Normalmente, no es específicamente necesaria la protección de tensión mínima en los esquemas de protección de generadores.Aplicación:

Como elementos de enclavamiento de otros tipos de protección, tales como los de fallo de campo.Como protección de respaldo para proporcionar la sensibilidad adecuada con los elementos dependientes de la tensión, de impedancia mínima o de secuencia de fase inversa.


Protección de mínima tensión 27ProtecciProteccióón de mn de míínima tensinima tensióón 27n 27Causas:

Efectos:

Características:

Una razón podría ser el fallo del equipo de regulación de la tensión (AVR).

Puede afectar al rendimiento del generador.

Se suministra un elemento 27 de dos etapas (trip y alarma).El ajuste puede ser para tensiones de fase a fase o de fase a neutro.Relé habilitado únicamente cuando el CB de generador esté cerrado.


Protección de mínima tensión 27ProtecciProteccióón de mn de míínima tensinima tensióón 27n 27

Únicamente esté activa cuando el generador esté en línea para evitar un disparo en falso durante el arranque.Ajuste al 90% UN.Retardo = 30 seg.Puede ser de gran utilidad si el generador está funcionando con el ajuste de AVR en control manual.

Alarma:

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Protección de mínima tensión 27ProtecciProteccióón de mn de míínima tensinima tensióón 27n 27

> UL en estado de cortocircuito permanente en un punto remoto de la barra.Debería estar ajustado en coordinación con las protecciones aguas abajo asícomo con la protección de respaldo del sistema del relé, si está activada.Retardo: 3 – 5s.

” Ajuste de tensión V<1” :




Protección contra sobretensión (59).ProtecciProteccióón contra n contra sobretensisobretensióónn (59).(59).


Protección 59ProtecciProteccióón 59n 59

Funciona cuando las tensiones de las tres fases están por encima del punto de ajuste común.Dos etapas de disparo, cada una de ellas con un temporizador ajustable.Protege contra daños de aislamiento del generador y los de cualquier instalación conectada.Recomendada para generadores hidráulicos que puedan sufrir rechazo de carga.



UAJUSTE = 1,1 - 1,2 UN.Retardo : suficiente para evitar la activación durante sobretensiones transitorias (1-3 s), ajuste máx 136 -100s.

Protección temporizada (U>):

Protección instantánea (U>>):

UAJUSTE = 1,3 - 1,5 UN.Disparo = instantáneo.



Esta función de protección responde a las señales de tensión línea suministradas al relé a través de las entradas principales del TT.

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SobretensiónSobretensiSobretensióónn

Consecuencias de la sobretensión:

Acción automática :

Límite para el generador : 105%.Límite para el bloque G-T : 105% a plena carga y 110% en vacío.

Sobreexcitación.

alarma en grandes generadores.Bloqueo/retroceso del regulador de tensión.Disparo en pequeñas unidades de cogeneración.

Según ANSI/IEEE C37.102:


SobretensiónSobretensiSobretensióónn

El generador experimenta el rechazo de carga completa mientras continúa conectado a parte del sistema eléctrico.

Generador sincronizado con otras fuentes a un sistema eléctrico:

Después de una separación del sistema al que alimenta:

Se produciría un sobretensión en caso de que el generador ligeramente cargado y se le solicitara una alta intensidad de carga capacitiva.


AVRAVRAVR

El equipo de regulación automática de la tensión debería responder rápidamente para corregir la condición de sobretensión.

Es recomendable disponer de 59 para cubrir un posible fallo del AVR y corregir así la situación o con el regulador en control manual.


En centrales hidraúlicasEn centrales En centrales hidrahidraúúlicaslicasEl caso más desfavorable de sobretensiónproducto del rechazo de carga completa, podrían experimentarlo los generadores hidráulicos.El tiempo de respuesta del equipo regulador de velocidad puede ser tan bajo, que se puede producir una sobreaceleracióntransitoria del 200% de la velocidad nominal.Incluso con la acción del regulador de tensión, de esta sobreaceleración podría resultar una sobretensión transitoria del 150%.


DatosDatosDatos

Capacidad de un 5% de sobretensión de forma continua.

El fabricante del generador debería suministrar los tiempos soportados en las condiciones de las sobretensiones más severas.


Protección de mínima

frecuencia (81U).

ProtecciProteccióón de n de mmíínima nima

frecuencia (81U).frecuencia (81U).

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Protección de mínima frecuencia 81U

ProtecciProteccióón de mn de míínima frecuencia nima frecuencia 81U81U

Causas:

La operación de una turbina a frecuencia baja es más crítica que la operación a frecuencia alta.Se recomienda protección de baja frecuencia para turbinas de gas o vapor.

Pérdida de generación, provoca operación a frecuencia reducida durante un tiempo suficiente como para producir sobrecargas en las turbinas de gas o de vapor.




La turbina es más restringida :Es la causa de resonancia mecánica en sus álabes.Las desviaciones de la fN pueden generar frecuencias cercanas a la frecuencia natural de los álabes y por lo tanto incrementar los esfuerzos vibratorios.Los incrementos en los esfuerzos vibratorios, pueden acumularse y agrietar algunas partes de los álabes.




Los fabricantes de turbinas dan límites de t para operaciones con fANORMAL.Los efectos de operación a frecuencia anormal son acumulativos.Estas limitaciones de la capacidad de la turbina generalmente aplica para turbinas de vapor.Las turbinas de gas generalmente tienen más capacidad que las unidades de vapor para operar a baja frecuencia.




Sin embargo, las turbinas de gas están frecuentemente limitadas por la inestabilidad en la combustión o la salida repentina de la turbina por la caída de frecuencia. El límite de frecuencia debe ser dado por cada fabricante.En general estas restricciones no aplican para generadores hidráulicos.La mayoría de los esquemas requieren usar un relé de baja frecuencia para cada banda de frecuencia.




El esquema de relé de baja frecuencia múltiple y temporizado no es usado en turbinas de gas.

Los relés 81U generalmente dan disparo.En los casos en que las consecuencias de una pérdida de la máquina sean catastróficas, sólo se utiliza la protección como alarma (se acepta la posibilidad de daños en la turbina).

Los fabricantes de estos equipos dan protección de baja frecuencia que consiste en un disparo por baja frecuencia cuyo ajuste está dado por el fabricante.




A Respuesta de frecuencia del sistema con recuperación mediante mínimo rechazo de carga.B Respuesta de frecuencia del sistema con desconexión del generador.C Característica óptima de protección 81U.

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Protección contra pérdida de campo (40).

ProtecciProteccióón n contra pcontra péérdida rdida de campo (40).de campo (40).


Protección contra pérdida de campo (40)ProtecciProteccióón contra pn contra péérdida de campo (40)rdida de campo (40)

Curva de capacidad del generador visto sobre un plano P-Q, esta debe ser convertido a un plano R-X





Generador.

Sistema de potencia.

Consecuencias en:

El generador síncrono se convierte en generador de inducción.El deslizamiento induce corrientes de Eddyque calientan la superficie del rotor.Las altas corrientes reactivas manejadas por el generador sobrecargan al estator.

Pérdida de soporte de potencia reactiva.Crea un dren de reactivos.Puede iniciar un colapso de voltaje del sistema o del área asociada al generador.


Causas:


Apertura del circuito de campo.Corto circuito en el campo.Disparo accidental del interruptor de campo.Falla del control del regulador de tensión.Pérdida del excitador principal.


Característica de la impedancia de pérdida de campo.


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Método Nº 1 – Compensación de mho de 2 zonas.



Método Nº 2: Elementos direccionales y 2 und. Imped.



Protección contra

desbalance (46).

ProtecciProteccióón n contra contra

desbalancedesbalance (46).(46).


Protección contra desbalance (46)ProtecciProteccióón contra n contra desbalancedesbalance (46)(46)

La corriente de 120 Hz es inducida en el rotor causando el calentamiento de la superficie.El generador tiene un rango de tiempo corto establecido.

Donde:K = Factor del Fabricante (mientras mas grande

sea el generador menor es el valor de K).

KtI =22


Protección contra desbalance (46)ProtecciProteccióón contra n contra desbalancedesbalance (46)(46)Corrientes de fase desbalanceadas crean corriente de secuencia negativa en el estator del generador.

IA, IB, IC = corrientes de fase.La corriente de secuencia negativa interactúa con la corriente de secuencia positiva normal para inducir una corriente de doble frecuencia (120 HZ).

( )CBA IaIaII ++= 22 31

2401

12012 =

=

a

aDonde:



Sensibilidad restringida a cerca 0.6 pu I2 de la capacidad del generador.Generalmente insensible a cargas desbalanceadas o conductores abiertos.Proporciona respaldo por fallas desbalanceadas solamente.

Electromecánicos:

Estático / Digital:

Protege al generador dentro de su capacidad de I2 continua.

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ANSI C50.13.

“El generador deberá ser capaz de soportar, sin dañarse, los efectos de un desequilibrio de corriente continuo que corresponde a una corriente I2 de secuencia de fase negativa de los siguientes valores, en tanto que no se exceda el kVA nominal y que la corriente máxima no exceda el 105% de la corriente nominal en ninguna de las fases”.




Protección contra desbalance (46)ProtecciProteccióón contra n contra desbalancedesbalance (46)(46)(Valores tomados de ANSI C50.13-1989).



Característica

Tiempo definido máximo y mínimo.Característica de reposición lineal.

KtI =22


Protección contra potencia

inversa (32).

ProtecciProteccióón n contra potencia contra potencia

inversa (32).inversa (32).

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Protección contra potencia inversa (32)ProtecciProteccióón contra potencia inversa (32)n contra potencia inversa (32)

Previene que el motor se motorice por pérdida del primo motor.La motorización resulta cuando la turbina no puede suministrar siquiera las pérdidas propias de la unidad y esta deficiencia tiene que ser absorbida desde el sistema.El generador no es afectado por potencia inversa: funciona como un motor síncrono.Las consecuencias de la motorización dependerá del tipo de motor primo y del nivel de potencia recibida.



El nivel de motorización depende del índice de compresión y del espesor del diámetro del cilindro. Para limitar la pérdida de potencia y el riesgo de daños es necesaria una rápida desconexión.



La carga de compresión en motores de eje sencillo implica una potencia de motorización mayor que la de los motores de eje partido. Es necesaria una rápida desconexión para limitar la pérdida de potencia o los daños.



La potencia es baja cuando las paletas están por encima del nivel del canal de desagüe. Los dispositivos de detección de flujo hidráulico son a menudo los mejores medios para detectar una pérdida de control. Se recomienda la desconexión automática.



Pueden producirse daños rápidamente en los conjuntos sin condensación o si se pierde el vacío en conjuntos con condensación. Se debe utilizar protección de potencia inversa como método secundario de detección, debiéndose utilizar exclusivamente para producir una alarma.



El ajuste del valor de arranque debe ser el recomendado por el fabricante de la turbina lo mismo que el retardo del relé.

Estos valores deben ajustarse de un modo tan sensible, que el relé detecte cualquier condición de potencia inversa.

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Protección contra fallas a

tierra (64).

ProtecciProteccióón n contra fallas a contra fallas a

tierra (64).tierra (64).


ObjetivoObjetivoObjetivo

Detectar contactos a tierra en todo el devanado, inclusive en el centro de la estrella.Liberar la falla desconectando el generador y su excitación lo mas rápido posible.Limitar las corrientes de contacto a tierra, para que no produzcan daños en la chapa del estator.Que sea insensible a perturbaciones y fallas a tierra en la red.


Fallas a tierra en el estatorFallas a tierra en el estatorFallas a tierra en el estator

Se tiene la ventaja de tener separada galvánicamente a la maquina del resto de la red (las perturbaciones en ella no influyen directamente en la protección).Sin embargo, siempre existe una cierta influencia a través de la capacidad del transformador de bloque (de forma que una falla a tierra externa provoca una tensión entre el neutro y tierra).

Antecedentes:


Fallas a tierra en el estatorFallas a tierra en el estatorFallas a tierra en el estator

La protección diferencial no brinda protección de falla a tierra para todo el devanado de fase del estator, es una práctica común utilizar, como complemento, una protección sensible para fallas a tierra.


Puesta a tierra de alta impedanciaPuesta a tierra de alta impedanciaPuesta a tierra de alta impedancia

Para cumplir con la premisa “baja intensidad de paso a tierra”, se aconseja trabajar con el neutro del generador aislado o puesto a tierra a través de alta impedancia.

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Generalmente se desprecia la resistencia de la porción del devanado (xZg).



Cuanto menor sea el ajuste del relé de tensión, mayor será la zona protegida del arrollamiento.


Tercer armónicoTercer armTercer armóóniconicoContenido del tercer armónico en las corrientes del generador.Los terceros armónicos están en fase y su resultante es el triple del valor del armónico.Esta corriente pasa por el neutro y podría operar el relé si este no incorpora algún filtro. Comportamiento del 3er armónico.


Otro posible esquema deprotección de falla a tierraen el estator.


Tensiones medidas en caso de falla a tierra

Tensiones medidas en caso de Tensiones medidas en caso de falla a tierrafalla a tierra

Diagrama fasorial de tensiones, para la detección de las fallas a tierra.Cabe indicar que aquí también existe problema de 3er armónico.Normalmente, los relés para este cometido amortiguan el 3er armónico a un valor de 15 a 30 veces.


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A este tipo de esquema se le conoce como diferencial de neutro o de falla a tierra restringida.

No se ve afectado por el 3er armónico.Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica Waldir Astorayme 104

Protección de fallas a tierraProtecciProteccióón de fallas a tierran de fallas a tierraTodos los sistemas adolecen del mismo defecto, si la falla es próximo al neutro, es muy posible que la protección no la detecte.Si se quiere proteger el 100% del estator hasta buscar relés y montajes mas complejos.Un sistema, trabaja con el 3er armónico, cuando se produzca un contacto a tierra del estator, la corriente del 3er armónico serátanto menor cuando la falla sea próximo al neutro.


Protección al 100% del estatorProtecciProteccióón al 100% del estatorn al 100% del estator

Uno de los métodos es usar un relé de subtensión de tercera armónica (27TN).Los componentes de voltaje de tercera armónica están presentes, en diverso grado, en el neutro de casi todas las máquinas; ellos surgen y varían debido a diferencias en el diseño, la fabricación y la carga de la máquina.Este voltaje, de estar presente en suficiente magnitud, puede usarse para detectar fallas a tierra cerca del neutro.


Esquema de protección 59N/27TNEsquema de protecciEsquema de proteccióón 59N/27TNn 59N/27TN

59 Relé Supervisor de Sobrevoltaje Instantáneo.59N Relé de Sobrevoltaje Sintonizado a la Frecuencia Fundamental (60 Hz).27TN Relé de Bajo Voltaje Sintonizado a la Frecuencia de 3TH (180 Hz).2-1, 2-2Temporizadores.


Superposición del relé 59N con el de tercera armónica (27TN).

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Generador sin falla a tierraGenerador sin falla a tierraGenerador sin falla a tierra


Generador con falla a tierraGenerador con falla a tierraGenerador con falla a tierra


Protección 64 al 100% del estatorProtecciProteccióón 64 al 100% del estatorn 64 al 100% del estator


Protección de sobreexcitación

V/Hz (24).

ProtecciProteccióón de n de sobreexcitacisobreexcitacióón n

V/V/HzHz (24).(24).


Sobreexcitación V/Hz (24)SobreexcitaciSobreexcitacióón V/n V/HzHz (24)(24)

Plena carga V/Hz = 1.05 pu.Sin carga V/Hz = 1.05 pu

Plena carga V/Hz = 1.05 pu.Sin carga V/Hz = 1.10 pu

Límites del generador (ANSI C50.13).

Límites del Transformador (Terminales de HV).

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Causas de problemas V/HzCausas de problemas V/Causas de problemas V/HzHzProblemas en el regulador de voltaje.

Problemas en el sistema.

Error de operación durante la operación del regulador manual fuera de línea.Falla de control.Pérdida del TP que suministra voltaje al regulador.Sobre-excitación cuando el generador esta en línea.

Rechazo de carga de la unidad: rechazo a plena carga o con carga parcial.Formación de islas en el sistema de potencia durante disturbios mayores.



Como el voltaje se eleva arriba del nominal el flujo de dispersión se incrementa.El flujo de dispersión induce corrientes en la estructura de soporte del transformador causando un calentamiento rápido localizado.

Señales físicas


Curvas típicasCurvas tCurvas tíípicaspicas


Curvas típicasCurvas tCurvas tíípicaspicas


Sobreexcitación V/Hz (24)SobreexcitaciSobreexcitacióón V/n V/HzHz (24)(24)La función 24 V/Hz debe ser ajustada de acuerdo a la norma C37.102, si no existe una curva de ajuste V/Hz vs t, para el trafoelevador del generador.

Resumen de ajustes

Set point #1 = 106%, 10s.Set point #2 = 110%, 5s.Curva INV = Deshabilitada.



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Sobreexcitación V/Hz (24)SobreexcitaciSobreexcitacióón V/n V/HzHz (24)(24)Relevador V/Hz de tiempo inverso

Un relevador V/Hz con una característica inversa puede ser aplicado para proteger un G y/o T, de un nivel excesivo de V/Hz.



Un nivel de operación mínimo de V/Hz y de retardo de tiempo pueden normalmente ser ajustados para igualar la característica V/Hzcombinada del generador-transformador.

Si se puede, se deben obtener las limitaciones V/Hz del fabricante y usarlas para determinar las características combinadas.


Protección contra energización

inadvertida (27/50).

ProtecciProteccióón contra n contra energizacienergizacióónn

inadvertida (27/50).inadvertida (27/50).


Energización inadvertida (27/50)EnergizaciEnergizacióónn inadvertida (27/50)inadvertida (27/50)

Errores de operación.Flameo (flashover) de los contactos del interruptor.Mal funcionamiento de los circuitos de control.Alguna combinación de los anteriores

¿Cómo ocurre?.



El generador se comporta como un motor de inducción.El flujo rotatorio se induce dentro del rotor del generador.La corriente resultante en el rotor es forzada dentro de la trayectoria de secuencia negativa en el cuerpo del rotor.La impedancia de la máquina durante la energización inicial es equivalente a su impedancia de secuencia negativa.Ocurre un rápido calentamiento del rotor.

Respuesta del generador y daños.

KtI =22


Energización inadvertida (27/50)EnergizaciEnergizacióónn inadvertida (27/50)inadvertida (27/50)Circuito equivalente.

22



Muchas veces la protección convencional es deshabilitada cuando la unidad está fuera de línea.

Se remueven los fusibles o cuchillas de los transformadores de potencial.Se remueve la alimentación de DC para el control.El contacto auxiliar (52a) del interruptor o cuchillas pueden deshabilitar el disparo.



Esquemas de protección empleados.

Esquemas de sobrecorriente supervisados con frecuencia.Esquemas de sobrecorriente supervisados con voltaje.Esquema de sobrecorriente direccional.Esquema de relevadores de impedancia.Esquema de sobrecorriente habilitado con contacto auxiliar.



Respuesta de la protección convencional.

Algunos relevadores podrían detectar la energización inadvertida del generador pero pueden:

Ser marginales en su habilidad para detectar la condición.Operar tan lentos que no puedan prevenir el daño.





La energización inadvertida es un serio problema.Daños ocurren en segundos.

La protección convencional del generador.

Marginal en la detección del evento.Deshabilitada cuando la máquina es energizada inadvertidamente.Opera muy lento para prevenir daño.

Se necesita instalar un esquema de protección dedicada.

Conclusiones.


Protección térmica con resistencia

dependiente de la temperatura.

ProtecciProteccióón tn téérmica rmica con resistencia con resistencia

dependiente de la dependiente de la temperatura.temperatura.

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Protección con resistencia dependiente de la temperatura

ProtecciProteccióón con resistencia n con resistencia dependiente de la temperaturadependiente de la temperatura

Sobrecarga prolongada.El desgaste o la falta de lubricación de los rodamientos puede provocar también calentamientos localizados en el interior de la carcasa de rodamiento

Envejecimiento prematuro de su aislamiento o, en casos extremos, un fallo de este.

Causas.

Efectos.




Para proteger contra cualquier calentamiento localizado o generalizado, los relés tienen la capacidad de admitir entradas de hasta 10 dispositivos de detección de resistencia de temperatura.Las resistencias detectoras de temperatura (RTD) o termopares se colocan en diferentes partes del arrollamiento para detectar los cambios de temperatura.

Sensores térmicos.




Las resistencias detectoras de temperatura pueden ser :

El ajuste dependerá de la capacidad térmica del aislamiento del generador.

De cobre (valor 10 W a 25°).Platino (valor 100 W a 0°) óNíquel (valor 120 W a 0°).





Protección de deslizamiento de

polo (78).

ProtecciProteccióón de n de deslizamiento de deslizamiento de

polo (78).polo (78).


Protección de deslizamiento de poloProtecciProteccióón de deslizamiento de polon de deslizamiento de polo

Proporciona disparo del generador cuando este pierde sincronismo con el sistema de potencia, esto es el generador se desliza un polo.Esto ocurre cuando los corto circuitos en el sistema no son librados con la suficiente rapidez.

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La ecuación de transferencia de potencia.

Flujos de potencia real pequeños hacia el sistema durante una falla trifásica.El ángulo de fase del voltaje interno se adelanta durante un corto circuito.Si la falla permanece en el sistema mucho tiempo – el generador pierde sincronismo aunque la falla se libre después.

( )GSSG Sen

XEEP θθ −=



Gráfica de la trayectoria de la impedancia equivalente de dos generadores.



Para generadores relativamente pequeños que funcionan en paralelo con fuertes suministros públicos.Podría ser el de un cogenerador en paralelo con el sistema de distribución de una utilidad pública, en la que no se proporciona protección de alta velocidad para fallos del sistema.El retardo en la reparación de los fallos del sistema puede suponer una amenaza para la estabilidad de la central del cogenerador.

Aplicación.


Protección de fallo del

interruptor (50BF).

ProtecciProteccióón de n de fallo del fallo del

interruptor (50BF).interruptor (50BF).


Fallo del interruptor (50BF)Fallo del interruptor (50BF)Fallo del interruptor (50BF)

Cuando el sistema de relés de protección opera para disparar el interruptor automático del generador pero el interruptor no funciona, es preciso activar un esquema de falla del interruptor.

Dadas las sensibilidades requeridas, hay importantes diferencias entre la manera de aplicar un esquema de falla local del interruptor en un interruptor de generador y en un interruptor de línea de transmisión.


Fallo del interruptor (50BF)Fallo del interruptor (50BF)Fallo del interruptor (50BF)El diagrama funcional de un esquema típico de falla del interruptor usado en un interruptor de línea de transmisión.

CD : Detector de corriente.62 : Temporizador de falla del interruptor con retardos

ajustables de enganche y cero desenganche.

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Fallo del interruptor (50BF)Fallo del interruptor (50BF)Fallo del interruptor (50BF)Cuando los relés de protección detectan una falla, van a intentar disparar el interruptor primario de la línea de transmisión e iniciar a la vez una falla del interruptor.Si el interruptor de línea no despeja la falla durante un intervalo de tiempo especificado, el temporizador va a disparar los interruptores de respaldo necesarios para sacar de servicio al interruptor automático que ha fallado.El disparo exitoso del interruptor primario estádeterminado por el desaccionamiento de su detector de corriente, que detiene el temporizador de falla del interruptor (62).


Fallo del interruptor (50BF)Fallo del interruptor (50BF)Fallo del interruptor (50BF)Sin embargo, cuando el esquema de falla del interruptor se aplica a un interruptor de generador, su disparo puede no ser iniciado por un corto circuito sino por una condición anormal de operación en la que puede haber muy poca, o no haber, corriente de corto circuito. Las condiciones anormales de operación como el sobrevoltaje, la sobreexcitación, la baja frecuencia excesiva, la potencia inversa y las fallas a tierra del estator, no producirán suficiente corriente para operar los detectores de corriente.


Fallo del interruptor (50BF)Fallo del interruptor (50BF)Fallo del interruptor (50BF)El conmutador del interruptor 52a deberá usarse en paralelo con los detectores de falla para dar indicaciones adicionales en un esquema de falla del interruptor para interruptores de generador.


El conmutador del interruptor 52a deberá usarse en paralelo con los detectores de falla para dar indicaciones adicionales en un esquema de falla del interruptor para interruptores de generador.


Tecnología digital en un programa

de mejoramiento.

TecnologTecnologíía digital a digital en un programa en un programa

de mejoramiento.de mejoramiento.


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Las funciones de mejoramiento comunes se muestran (sombreadas):

1 Protección contra Secuencia Negativa (corriente desequilibrada).2 Protección contra Falla a Tierra en el 100% del Estator.3 Protección de Doble Nivel contra la Pérdida de Campo.4 Energización Inadvertida (Accidental) del Generador.5 Protección contra Pérdida de Fusible del Transformador de Voltaje.6 Disparo Secuencial.7 Falla del Interruptor del Generador.8 Protección contra el Contorneamiento del Interruptor del Generador.


Muchos proyectos de mejoramiento de las protecciones son parte de programas generales de automatización o de prolongación de la vida útil en plantas eléctricas. Una de las características importantes de los relés digitales es su capacidad de comunicación.



protección de sistemas de potencia - 2009

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