protección en transformadores de potencia

Protección en

Transformadores de

Potencia

Oficina de protecciones.

TRANSFORMADORES

Este equipo es el elemento más importante y costoso de una Subestación, se encuentra

en todos los niveles de tensión. El diseño de los esquemas de protección de

transformadores es un tema bastante amplio y toma en cuenta aspectos propios del

equipo como son: capacidad, tensión, tipo, conexión y aplicación, así como el principio de

detección de fallas eléctricas, mecánicas y térmicas.

CURVA DE DAÑO

Los criterios para la selección, aplicación y ajustes de la protección por medio de fusibles o

relevadores debe de considerar que el transformador sea protegido contra el efecto de las

corrientes de falla externas que al pasar por el mismo durante un tiempo determinado

pueden dañarlo.

El limite teórico para las sobrecorrientes que pueden soportar los transformadores se

estableció en el documento ANSI C57.92-1962 "Guía para sobrecarga de transformadores

de potencia y distribución inmersos en aceite", ésta contiene información acerca de la

capacidad de sobrecarga térmica de corto tiempo, la cual no consideraba los efectos

mecánicos sobre los devanados de los transformadores, por lo que se decidió trabajar

sobre este aspecto.

El documento ANSI-IEEE C57.109-1993 "Guía para la duración de corriente de falla a

través de transformadores" considera tanto los efectos mecánicos como los térmicos,

siendo los primeros particularmente más significativos en los transformadores mientras

mayor sea su capacidad.

Esta guía establece las recomendaciones enfocadas esencialmente para la aplicación de

protecciones de sobrecorriente para limitar el tiempo de exposición de los transformadores

a las corrientes de corto circuito. Considera para su aplicación 4 categorías de

transformadores dependiendo de su capacidad.

CLASIFICACIÓN DE LOS

TRANSFORMADORES

Para propósitos de coordinación y selección de los ajustes de las protecciones antes

mencionadas, de acuerdo con la corriente que soportan los transformadores, se aplican las

"curvas de daño" las cuales son una representación gráfica de las corrientes y tiempos que

soportan los transformadores.

En las categorías de transformadores I y IV, solamente una curva representa ambas

consideraciones térmica y mecánica.

Para transformadores de categoría II y III se tienen dos curvas, dependiendo del número

de ocurrencias de fallas en el transformador, tiempo de vida y niveles de corriente de falla.

En las curvas que tienen dos partes una sólida y una porción punteada, la porción sólida

representa la duración de la falla total alcanzada por daño térmico que le puede ocurrir al

transformador, la porción punteada refleja los efectos mecánicos.

Los transformadores sujetos a fallas frecuentes deberán ser representados con la

combinación de porciones de curva para la parte mecánica y térmica, mientras los

transformadores sujetos a fallas no frecuentes son representados con la porción térmica

solamente.

La validación de estas curvas limite de daño no pueden ser demostradas por pruebas,

entonces los efectos son acumulables, disminuyendo el tiempo de vida útil del

transformador, basados principalmente en información de ingeniería histórica y

experiencia de campo.


TRANSFORMADORES

CATEGORÍA I

Los límites recomendados están basados en la curva de daño, la cual refleja las

consideraciones térmicas y mecánicas, debiendo ser aplicada como una curva de

protección para fallas que ocurran ya sea frecuentemente o no.

La porción punteada de la curva cubre la variación requerida de la capacidad de

cortocircuito que soportan los transformadores de distribución de acuerdo a la norma

IEEE Std C57.12.00-1993 que considera 40 veces la corriente nominal.

CATEGORÍA II

En esta categoría se contemplan dos curvas una para fallas frecuentes y otra para fallas

no frecuentes, frecuencia de falla se refiere al número de fallas con magnitud mayor al

70% de la máxima posible. Falla frecuente: Se considera falla frecuente cuando ocurren

más de 10 en la vida del transformador.

Curva para fallas frecuentes.- Esta curva refleja consideraciones de daño térmico y

mecánico, una parte de la curva depende de la impedancia del transformador para fallas

superiores al 70% de la máxima.


TRANSFORMADORES

CATEGORÍA III

En esta categoría también se consideran dos curvas, una para fallas frecuentes y otra

para fallas no frecuentes, en donde frecuencia de falla se considera la ocurrencia de

mas de 5 en la vida del transformador, con una magnitud mayor al 50% de la máxima

posible. La curva para fallas frecuentes refleja los daños térmicos y mecánicos, se debe

considerar la impedancia del transformador, para fallas superiores al 50% de la corriente

máxima posible y se obtiene esta parte de la curva con la formula I2 t para el caso de

daño mecánico.

La curva para fallas no frecuentes refleja solamente los daños térmicos, no depende de

la impedancia del transformador. Esta curva puede usarse también para protección de

respaldo donde el transformador se expone a fallas frecuentes normalmente libradas por

relevadores rápidos.

CATEGORÍA IV

La curva, refleja ambas consideraciones mecánicas y térmicas y deberá aplicarse tanto

para fallas frecuentes como para no frecuentes, de forma similar como para la categoría

III la parte de la curva mayor al 50% de la corriente máxima posible depende de la

impedancia del transformador.


TRANSFORMADORES

DETERMINACIÓN DE PUNTOS

COORDENADOS T-I PARA DEFINIR LA

CURVA ANSI DE UN TRANSFORMADOR

Cabe señalar que las variables involucradas en las expresiones matemáticas de la

tabla anterior, corresponden a lo siguiente:

T tiempo en segundos

I corriente en amperes

Zt impedancia del transformador referida a su capacidad OA, expresada en p.u.

Zs impedancia equivalente del sistema hasta el punto de conexión de este con el

transformador, referida a la capacidad OA del transformador y expresada en p.u.

In corriente nominal del transformador en su capacidad OA, expresada en amperes.




CORRIENTE DE

MAGNETIZACIÓN

Adicionalmente a la curva ANSI del transformador, el punto de corriente de magnetización

o inrush, es una referencia importante, sobre todo al considerar la operación de

dispositivos de protección de sobrecorriente como son fusibles o relevadores.

La corriente de magnetización de un transformador depende de los siguientes factores y su

duración se considera típicamente de 0.1 segundos.

- Capacidad del transformador

- Magnetismo residual o remanente del núcleo.

- Punto sobre la onda de tensión cuando ocurre la energización

- Ubicación del transformador dentro del sistema eléctrico

El valor máximo de esta corriente de magnetización se puede obtener de la siguiente tabla

y debe considerarse para prevenir operaciones de la protección en falso al energizar el

transformador.

CONEXIONES DE

TRANSFORMADORES

Cuando se realiza un estudio de coordinación es necesario considerar la conexión de los

transformadores para analizar el comportamiento de las corrientes en el lado primario para

fallas secundarias, sobre todo si se cuenta con elementos de protección en el lado de alta

tensión del transformador.

Como ejemplo se considera la conexión Delta-Estrella para falla de fase a tierra

(monofásica), cuando se presenta una falla en el devanado secundario fluye una corriente

de 1.0 p.u., en tanto que por las fases involucradas de alta tensión circula el 0,58 p.u.

De igual manera se deben hacer las consideraciones para los diferentes tipos de fallas, en

función de la conexión del transformador.

En la figura siguiente se muestran los valores de corriente en p.u. en el lado primario para

los diferentes tipos de fallas secundarias.

CONEXIONES DE

TRANSFORMADORES

PRINCIPIOS DE LA

PROTECCIÓN POR

SOBRECORRIENTE


CLASIFICACION DE RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE

Por su principio de operación:

Electromecánicos

Electrónicos analógicos

A base de microprocesador

Por su funcionamiento:

Relevadores de corriente de acción instantánea (50)

Relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso (51)

PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN

POR SOBRECORRIENTE

RELEVADOR ELECTROMECANICO DE SOBRECORRIENTE DEL TIPO DE ATRACCIÓN

ELECTROMAGNÉTICA

Se utiliza básicamente en la construcción de relevadores de sobrecorriente instantáneos.

Generalmente es un electroimán cuya bobina es alimentada por un transformador de

corriente. El émbolo construido de material ferromagnético, es atraído por el flujo en el

entrehierro ó mantenido en reposo (restricción) por la acción de un resorte ó gravedad,

como lo indica la siguiente figura.


POR SOBRECORRIENTE

RELEVADOR ELECTROMECANICO DE SOBRECORRIENTE DEL TIPO DE DISCO DE

INDUCCIÓN

Este tipo de relevadores tienen disponible un rango de Tap’s o derivaciones de la bobina de

corriente. La regleta de Tap’s alojada en la parte superior del relevador, tiene un número

determinado de orificios con rosca. Uno para cada derivación de la bobina que es

conectada al TC, por medio de un tornillo se selecciona el Tap del relevador, y el valor de

éste representa la corriente mínima de operación. Es decir, el Tap seleccionado

corresponde a la corriente secundaria capaz de "arrancar" al relevador. Un resorte en

forma de espiral, cuyos extremos se encuentran fijados a la flecha ó disco y a una sección

estática del relevador, proporciona al disco un par de reposición ó antagónico. Cuando el

par de reposición del disco es ligeramente menor al par producido por la corriente que

alimenta al relevador, el disco "arranca". Al valor de ésta corriente expresada en amperes

es conocido como el "pick-up" del relevador.


POR SOBRECORRIENTE

RELEVADOR ELECTROMECANICO DE SOBRECORRIENTE DEL TIPO DE DISCO DE

INDUCCIÓN

Aunque la mayoría de los relevadores dispone de un amplio rango de Taps, se recomienda

hasta donde sea posible no ajustar al relevador en un tap mayor de 5 amperes, en razón

de proteger el circuito secundario del TC, al prevenir su saturación evitando la circulación

de corrientes superiores a la nominal secundaria durante períodos prolongados de tiempo.

De esta manera el TC queda protegido por el propio relevador. Montado sobre el eje del

disco se encuentra el contacto móvil. En la parte superior del eje, se tiene fijado un dial

numerado de 0 a 10 (dependiendo del fabricante la numeración también puede ser de 0 a

11, o de 0 a 1.0). La posición del dial determina la separación entre los contactos (fijo y

móvil) del relevador. A este ajuste se le conoce como "PALANCA" y permite establecer un

juego de curvas tiempo-corriente similares.


POR SOBRECORRIENTE

RELEVADORES DE INDUCCIÓN

ELECTROMAGNÉTICA


POR SOBRECORRIENTE

RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE ESTÁTICO

Los primeros diseños de relevadores estáticos se desarrollaron en la década de los 70's,

fueron basados en la alta confiabilidad del transistor planar de silicio, esto marcó el inicio

para el desarrollo de los circuitos integrados, compuertas digitales y circuitos lógicos; le

siguieron circuitos digitales y más tarde memorias y microprocesadores.

Con estos componentes se mejoraron las características de velocidad, sensibilidad,

inmunidad a vibraciones, reducción en sus dimensiones y libre de mantenimiento.

Las funciones de estos relevadores son semejantes a las obtenidas con los del tipo

electromecánico, a pesar de que los relevadores estáticos carecen de partes móviles, la

terminología relativa al ajuste y operación es similar a la empleada en los relevadores

electromecánicos.


POR SOBRECORRIENTE

RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE MICROPROCESADO

Con la aplicación de microprocesadores se han desarrollado relevadores que además de

cumplir con las funciones de protección, efectúan otras adicionales como son; medición,

registro de eventos, localización de fallas y oscilografía.

Lo anterior se realiza mediante el muestreo y manipulación de los parámetros eléctricos,

los cuales son utilizados en forma numérica para resolver cada uno de los algoritmos que

calcula el microprocesador para cumplir con las tareas anteriormente descritas. Estos

relevadores son trifásicos y en un solo módulo están contenidas las unidades de fase y de

neutro, reduciendo considerablemente sus dimensiones y el espacio ocupado por ellos en

los tableros de control, medición y protección.


POR SOBRECORRIENTE

RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE DE ACCION INSTANTANEA (50)

En su forma más simple, estos relevadores operan al sobrepasar un límite corriente

preestablecido. Los electromecánicos funcionan por medio de atracción magnética ya sea

de embolo o de armadura móvil. Los electrónicos analógicos funcionan a base de

comparadores (amplificadores operacionales).

COMPARADOR - AMPLIFICADOR OPERACIONAL


POR SOBRECORRIENTE

RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE DE ACCION INSTANTANEA (50)

Para el caso de los 50 a base de microprocesador el valor de corriente es comparado en

forma numérica mediante un programa de computadora. Cualquiera que sea el tipo de 50

siempre deberá de tener una respuesta en la escala de tiempo corriente como lo muestra

la siguiente figura.

RELACIÓN TIEMPO-CORRIENTE


POR SOBRECORRIENTE

RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO (51)

Es un relevador que funciona con características tiempo corriente, se puede ajustar para

controlar su corriente mínima de operación (pick-up), como también se puede ajustar para

controlar su tiempo de operación en función de la corriente que circula por el mismo

(palanca).

RELACIÓN TIEMPO-CORRIENTE (INVERSO-51)


POR SOBRECORRIENTE

CURVAS DE UN RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO

(51)

TIEMPO DEFINIDO.-Este tipo de curva puede aplicarse donde no hay necesidad de

coordinar con otros dispositivos, además de que la corriente de falla no varía para

coordinaciones para generación máxima y mínima, así como para el bus local y remoto.

TIEMPO MODERADAMENTE INVERSO.-Es muy semejante a la curva de tiempo definido,

su aplicación no e s muy recomendable en alimentadores; pero si en cargas específicas de

motores.

TIEMPO INVERSO.- Donde hay grandes variaciones en la corriente de falla por cambios

de generación o por switcheo de línea, generalmente permite una adecuada coordinación

en sistemas muy grandes.

TIEMPO MUY INVERSO.- Pueden utilizarse para coordinar con fusibles aun cuando es

menos deseable que el extremadamente inverso.

TIEMPO EXTREMADAMNTE INVERSO.- Es el que mejor coordina con fusibles y

restauradores sobre el mismo circuito, como podrá observarse en la coordinación de los

dispositivos de protección.


POR SOBRECORRIENTE

10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7

10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7CURRENT (A)

SECONDS

2

3

45

7

10

20

30

4050

70

100

200

300

400500

700

1000

2

3

45

7

10

20

30

4050

70

100

200

300

400500

700

1000

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1

TIME-CURRENT CURVES @ Voltage By

For No.

Comment Date

1

1. 4010 MI SEL3xx/5xxMI TD=1.000CTR=120 Pickup=0.5A No inst. TP@5=0.3405s

2

2. 4010 I SEL-I TD=1.000CTR=120 Pickup=1.A No inst. TP@5=0.4279s

3

3. 4010 VI SEL-VI TD=2.000CTR=120 Pickup=1.5A No inst. TP@5=0.5159s

4

4. 4010 EI SEL-EI TD=3.000CTR=120 Pickup=2.A No inst. TP@5=0.8144s


POR SOBRECORRIENTE

Oficina de Protecciones División de Distribución Noroeste

Los ajustes de tiempo y corriente pueden ser determinados en las gráficas tiempo-múltiplo

tap (corriente). Estas gráficas son familias de curvas proporcionados por el fabricante del

relevador, indican el tiempo requerido en cerrar sus contactos para cada posición del dial o

palanca, cuando la corriente es referida como múltiplo del tap seleccionado.

El múltiplo de tap es obtenido de la siguiente relación

I / RTC

MTap = ____________

Tap relevador

Siendo:

I: Corriente primaria ó de falla en amperes .

RTC : Relación de transformación de corrientes.

Tap : Ajuste de corriente secundaria del relevador.

Palanca o DIAL: Ajuste dónde se determina el tiempo de operación del relevador de

acuerdo al valor de aportación de corriente.

Las curvas características de operación de los relevadores digitales son seleccionables y

responden a ecuaciones matemáticas, las cuales han sido estandarizadas

internacionalmente.


POR SOBRECORRIENTE


Curvas fabricante SEL


POR SOBRECORRIENTE


Curva SEL: U.S.

Moderadamente

Inversa U1


POR SOBRECORRIENTE


Fusibles.

Tomando en consideración la tensión de diseño los fusibles están clasificados

según la (IEEE) en fusibles para baja tensión de 125 a 2300 volts y fusibles

para alta tensión de 2300 a 161,000 volts, esta última categoría incluye a los

fusibles con rango de tensión intermedia, a su vez estos fusibles están

subdivididos en fusibles para distribución y fusibles de potencia.


POR SOBRECORRIENTE

Por ser los fusibles dispositivos de protección contra sobrecorrientes, estos tienen

una curva de operación característica con respecto al tiempo, basicamente su

respuesta en el tiempo es inversamente proporcional a la magnitud de la corriente

que se le aplique. Todos los fabricantes de fusibles proporcionan dos curvas

características de operación, una de ellas grafica el "tiempo mínimo de fusión"

(MMT) y la otra el "tiempo máximo de limpieza“ (MCT), ver figura 5-2 de acuerdo a

las normas ANSI C37.41-1981 y su complemento ANSI C37.46-1981.

La curva del tiempo mínimo de fusión o MMT (minimum melting time) es la

representación grafica para el tiempo en el cual el fusible comenzará a fundirse por

la acción de una corriente determinada. Dicha curva se usa para coordinar con

dispositivos de protección que se encuentran después del fusible en el sentido de

circulación de la corriente de falla. Usualmente los fabricantes trazan esta curva,

considerando una temperatura ambiente de 25°C y operando el fusible sin carga

inicial.



POR SOBRECORRIENTE

La curva del tiempo máximo de limpieza o MCT (Maximum clearing time) es la

representación gráfica para el tiempo total en que el fusible interrumpe la circulación de

corriente hacia la falla, es decir toma en cuenta el tiempo desde el principio de la fusión y

el desarrollo del arco eléctrico hasta que este se extingue totalmente. Esta curva se usa

para coordinar con dispositivos de protección que se encuentran antes del fusible, en el

sentido de circulación de la corriente hacia la falla. Esta curva al igual que la (MMT) se

gráfica a 25°C y sin carga inicial.

Los fabricantes ofrecen una amplia gama de curvas características de operación las

cuales tienen diversas denominaciones tales como "K", "T", "153-1","119-1",etc.

En la siguiente figura se muestran a manera de ilustración las características MMT y MCT

para un fusible de potencia de 50 amperes , velocidad lenta ( SMD-2B, curvas 119-1 y

119-1-9, S&C).



POR SOBRECORRIENTE


CARACTERÍSTICAS

DE OPERACIÓN

MMT Y MCT PARA

UN FUSIBLE


POR SOBRECORRIENTE

PRINCIPIOS DE LA

PROTECCIÓN

DIFERENCIAL


PROTECCIÓN DIFERENCIAL DEL TRANSFORMADOR (87T)

La diferencial es una de las protecciones que pueden ser de alta velocidad usándose como

protección primaria en transformadores, generadores, reactores, barras, líneas, etc.

Principio de funcionamiento: El principio del funcionamiento de la protección diferencial

se puede asumir que se basa en la primera ley de Kirchhoff; “La suma de las corrientes

que entran a un nodo es igual a la suma de las corrientes que salen de dicho nodo”.

PRINCIPIOS DE LA

PROTECCIÓN DIFERENCIAL

PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LA PROTECCION DIFERENCIAL

En la siguiente figura se muestran los tres devanados de un generador trifásico conectado

en estrella , en los cuales, al devanado de la fase “a” le entra la corriente “ia” y le sale la

corriente “iA”, estas corrientes son iguales tanto en magnitud como en ángulo. Esto es

valido para las corrientes para las fases b y c .

PRINCIPIOS DE LA



•Por ser los generadores trifásicos y las magnitudes de voltaje se encuentran desfasados

entre si 120° eléctricos.

•La corriente total que circula por el conductor a tierra será la suma vectorial de las

corrientes de cada fase; y si las magnitudes de estas corrientes son iguales la corriente en

el conductor a tierra será igual a cero.

•En la siguiente figura se muestra el diagrama fasorial de las corrientes que aquí se

explican.

PRINCIPIOS DE LA



Después de haber observado las figuras anteriores, supóngase que se pueden medir las

magnitudes de las corrientes que entran a un elemento y los que salen de él, dichas

magnitudes deben ser exactamente iguales en condiciones normales de operación.

Volviendo a la figura del devanado de un generador trifásico conectado en estrella,

supóngase que existe una falla en el aislamiento del devanado y esto provoca una fuga de

corriente en este punto, provocando con ello que la corriente “ia” sea diferente a “iA” tanto

en magnitud como en ángulo, esto se observa en la siguiente figura y debido a que “ia” es

normalmente pequeña comparado con “if”, ya que “if” no tiene ninguna restricción en su

trayectoria hacia tierra, “ia” será excesivamente alta comparada con “ia” por lo que la

diferencia de las corrientes “ia” e “ iA” es muy marcada y esta diferencia es precisamente

“if”. De aquí proviene el nombre de esta protección.

PRINCIPIOS DE LA



Trayectoria del flujo de corriente al producirse una falla en el devanado de un generador.

PRINCIPIOS DE LA



La teoría antes expuesta se puede aplicar a un transformador monofásico de relación 1:1

como el de la sig. Figura. Despreciando las perdidas en el transformador podemos afirmar

que v1=v2 y por lo tanto i1=i2.

Diagrama de un transformador de

relación 1 : 1

I1 = I2

V1 = V2

N1 = N2

PRINCIPIOS DE LA



Para simplificar lo anterior se utiliza el diagrama unifilar del mismo transformador de la

figura anterior. Haciendo uso de transformadores de corriente ( TC’s ) se puede medir la

corriente que esta circulando a través del mismo, como se muestra en la siguiente figura

los transformadores de corriente tienen la función de aislar el circuito de medición del

voltaje pleno del primario y reducir la corriente primaria a un valor proporcional menor, fácil

de manejarse.

Medición de corrientes de entrada y salida de un transformador

de relación 1:1.

PRINCIPIOS DE LA



En la figura siguiente se observa que las corrientes se pueden “arreglar” para que la “i1”

se oponga a la “i2”, en este caso se esta despreciando el desfasamiento entre “i1” e “i2”

por lo tanto se consideran desplazados 180° entre si, de tal manera que si se conectan

como en la figura 2a ambas corrientes se anulan, y al colocar un amperímetro “ar” en ese

punto marca una lectura cero.

Comparación de las mismas corrientes disponiendo los flujos de la

corriente de ambos lados en la misma dirección

PRINCIPIOS DE LA



En condiciones normales de operación siempre habrá igualdad de magnitudes de

corrientes; por lo tanto el amperímetro “ar” siempre estará registrando una lectura de cero

amperes.

Conexión de amperímetros para supervisar los flujos de corriente.

Nótese que en condiciones normales por el amperímetro ar no circula ninguna

corriente.

PRINCIPIOS DE LA



En condiciones de falla del devanado secundario y/o primario, lógicamente esta igualdad

de corrientes desaparece provocándose un flujo de corrientes como en la siguiente figura.

Comportamiento de las corrientes secundarias al producirse una falla dentro del

área de la protección diferencial en un transformador simple.

PRINCIPIOS DE LA



El valor de la corriente primaria dependerá de la impedancia equivalente del sistema y de

que en el punto del devanado se produzca la falla; pero siempre será de mayor magnitud

que la corriente nominal del transformador. La corriente secundaria por otra parte puede

tener cierto valor (por lo general mínimo) dependiendo del punto de la falla o puede ser de

magnitud cero para el caso de los transformadores que solamente tengan una fuente de un

lado y carga del otro lado.

Para transformadores que enlazan carga (generación por ambos lados del transformador)

entonces habrá aportaciones al punto de la falla tanto del lado primario como del lado

secundario, incrementándose aún más la corriente diferencial, eso se puede apreciar en la

siguiente figura.

PRINCIPIOS DE LA


Cuando hay fuentes de generación por ambos lados del transformador, la

respuesta de una protección diferencial es mas eficaz ya que por el

amperímetro que mide la corriente resultante pasan las 2 corrientes i1 e i2 en

la misma dirección.


Si se sustituye el amperímetro “ar” por una bobina que cierre un contacto al circular

cualquier corriente que circule por el, se obtiene entonces un relevador de protección

diferencial, el mas simple por supuesto.

PRINCIPIOS DE LA



CARACTERISTICAS DE LOS RELEVADORES DE

PROTECCION DIFERENCIAL

Para poder discriminar adecuadamente las fallas internas de las externas, se han

adicionado al relevador elemental algunos dispositivos que logran eliminar ciertos

problemas de aplicación de los mismos.

Los relevadores son fabricados con bobinas o elementos de restricción los cuales se

oponen a la operación del relevador en un porcentaje determinado. esto es con la finalidad

de contrarrestar la acción de la corriente diferencial que resultara por no poder igualar o

acoplar las corrientes secundarias de los TC’s. A estos relevadores se les llama

relevadores diferenciales con retención o relevadores diferenciales de porcentaje.

PRINCIPIOS DE LA



CARACTERISTICAS DE LOS RELEVADORES DE

PROTECCION DIFERENCIAL

Esquema básico de un relevador de porcentaje.

En esta figura se muestra una balanza comparando las fuerzas de operación y

restricción producidas por las corrientes del relevador.

PRINCIPIOS DE LA


ESQUEMAS DE PROTECCIÓN

PARA TRANSFORMADORES DE

POTENCIA MAYORES DE 7.5 MVA


Los transformadores mayores de 7.5 MVA, disponen del esquema de protección más

completo con dispositivos de detección interna y externa.

Entre los primeros sobresale la protección BUCHHOLZ que detecta el flujo de gases

originados por fallas incipientes dentro del transformador.

En la detección externa destaca la protección diferencial, misma que por su gran velocidad

y selectividad despeja fallas tanto del transformador como de aquellos componentes o

equipos que se encuentren dentro de la zona diferencial, que se halla delimitada por la

ubicación de los transformadores de corriente.

La protección de respaldo está conformada mediante relevadores de sobrecorriente, y

debe coordinarse con la protección de los alimentadores de distribución. Sus funciones son

proteger al transformador contra fallas en las barras de baja tensión y contra fallas

externas en caso de fallar la protección de los alimentadores. Adicionalmente protege al

transformador contra condiciones de sobrecarga de cierta magnitud y duración, que

pueden provocar sobrecalentamiento en el equipo reduciendo su vida útil.




Los relevadores que se encuentran instalados en el lado de baja tensión deben ser

temporizados, por lo que normalmente no disponen o se deshabilita su unidad instantánea

(50). Lo anterior en razón de que siendo la barra de baja tensión y la salida de los

alimentadores, el mismo punto eléctrico (con los mismos niveles de falla); las unidades

instantáneas de esta protección operarían simultáneamente con los relevadores del

alimentador para fallas dentro del rango de alcance de los elementos instantáneos sobre la

red de distribución, no existiendo por tal razón coordinación.

Sin embargo con el desarrollo tecnológico actual, es posible que los relevadores del

transformador dispongan de unidades instantáneas, que pueden operar selectivamente,

solo para aquellas fallas ubicadas en las barras, aprovechando las amplias posibilidades

de comunicación y procesamiento de información disponibles en este tipo de dispositivos.




Para la protección de respaldo de fase de los transformadores mayores de 7.5 MVA, es

común seleccionar relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso; y para la protección

contra fallas de línea a tierra pueden utilizarse relevadores de tiempo inverso o de tiempo

definido, los cuales por sus características tiempo-corriente permiten superar el problema

de coordinación con los dispositivos de disparo a tierra de los restauradores instalados en

los circuitos de distribución.

El relevador 5INT para detectar fallas a tierra, debe conectarse del T.C. de neutro del

transformador de potencia ya que, al circular la corriente de falla directamente por el neutro

de transformador, su monitoreo a través de este T.C. da una mejor sensibilidad que la

obtenida en la conexión residual de una estrella. La función de este relevador es despejar

las fallas en la barra de baja tensión y respaldar la operación de los relevadores 5IN de los

alimentadores.

Al disponerse de un interruptor en alta tensión, se recomienda que este relevador actúe

sobre el mismo para eliminar las fallas de fase a tierra del devanad o de baja tensión del

transformador.




Cabe señalar que la protección de respaldo puede tener variantes dependiendo del tipo de

relevadores utilizados o de la filosofía de protecciones empleada para su diseño. Entre

dichas variantes, se pueden citar las siguientes:

- Protección de sobrecorriente de fase y neutro únicamente en el lado de Baja Tensión del

transformador.

- Protección de sobrecorriente de fase únicamente en el lado de Alta Tensión del

transformador y de neutro en el lado de Baja tensión del transformador.

- Protección de sobrecorriente de fase en el lado de Alta Tensión del transformador, y de

neutro más fase y neutro residual en el lado de Baja tensión del transformador.




Adicionalmente, el transformador de potencia cuenta con los siguientes dispositivos

internos, mismos que pueden cumplir con las funciones de protección, supervisión o

alarma dependiendo del requerimiento establecido:

- Indicador y relevador de nivel de líquido o aceite aislante (No. ANSI 71Q)

-Válvula y relevador de sobrepresión (No. ANSI 63P)

- indicador y relevador térmico de líquido o aceite aislante (No. ANSI 26Q)

- Relevador e indicador térmico de sobrecarga del devanado (No. ANSI 49T)






POTENCIA MENORES DE 7.5 MVA


Los transformadores menores de 7.5 MVA, para la detección de fallas internas no cuentan

con la protección diferencial y solo disponen de fusibles de potencia en el lado primario

para tal función, coordinados con los relevadores de sobrecorriente de fase y tierra para

fallas en las barras de baja tensión y respaldo de los alimentadores.

Las subestaciones que emplean este esquema de protección son aquellas en las cuales

por la capacidad de sus transformadores no se justifica técnica ni económicamente, el

empleo de un interruptor de potencia en el lado de alta tensión.

Para la protección externa del transformador se emplean los mismos fusibles de potencia

en el lado de alta tensión y relevadores de sobrecorriente en el lado de baja tensión. En

este arreglo los fusibles de potencia son los que realmente protegen al transformador y lo

aíslan en caso de falla, además de respaldar la función de los relevadores del interruptor

de baja tensión.

Se utilizan fusibles de potencia preferentemente de velocidad lenta (velocidades rápidas

dificultan la coordinación con las protecciones delanteras) y se pueden seleccionar

relevadores de sobrecorriente de tiempo extremadamente inverso para una correcta

coordinación con la característica tiempo-corriente del fusible.




Para la protección contra fallas de línea a tierra se utilizan relevadores de tiempo inverso o

de tiempo definido, los cuales por su característica menos inversa permiten superar el

problema de coordinación con los dispositivos de disparo a tierra de los restauradores

instalados sobre las líneas de distribución.

Los relevadores de sobrecorriente de fase operan sobre el interruptor de banco de baja

tensión protegiendo al transformador contra sobrecargas sostenidas y evitando que operen

los fusibles de potencia cuyo costo es elevado y su tiempo de reposición es considerable.

Otra de sus funciones es respaldar la operación de los relevadores de fase de los circuitos,

para el caso en que estos no operen con falla en el alimentador primario.

El relevador 5INT para detectar fallas a tierra, debe conectarse del T.C. de neutro del

transformador de potencia ya que, al circular la corriente de falla directamente por el neutro

de transformador, su monitoreo a través de este T.C. da una mejor sensibilidad que la

obtenida en la conexión residual de una estrella. La función de este relevador es despejar

las fallas en las barras de baja tensión y respaldar la operación de los relevadores 5IN de

los alimentadores. Las fallas a tierra en el devanado de baja tensión del transformador son

despejadas únicamente por los fusibles de potencia, pero con una reducción en su

sensibilidad (58 %), por el efecto de la conexión delta-estrella.




Los relevadores que se encuentran asociados para operar sobre el interruptor de banco de

baja tensión deben ser temporizados, por lo que normalmente se deshabilita su unidad

instantánea (50) ya que siendo la barra y la salida de los alimentadores el mismo punto

eléctrico, estos operarían simultáneamente con los relevadores del alimentador para fallas

para el rango de alcance de los elementos instantáneos sobre la red de distribución, no

existiendo coordinación.

Adicionalmente, el transformador de potencia puede contar con los mismos dispositivos

internos señalados en el inciso anterior, que pueden cumplir con las funciones de

protección, supervisión o alarma dependiendo del requerimiento establecido, aunque con

las limitaciones derivadas de la ausencia de un interruptor de potencia en el lado de Alta

Tensión.




Los relevadores para protección interna del transformador, al no contar con equipo de

desconexión en alta tensión pierden su utilidad, estos dispositivos pueden aprovecharse si

la Subestación cuenta con control supervisorio que permita monitorear las señales de

alarma por condiciones anormales en el transformador.

Para subestaciones que están dentro de este rango de capacidades el relevador 63P

algunas veces es substituido por un dispositivo de desfogue tipo "cuello de ganso"

obturado por un vidrio que se rompe a una presión critica, permitiendo la salida de gases

provocados por falla interna. Ocasionalmente se tienen transformadores de potencia en

estas capacidades que cuentan con tanque conservador y poseen también e l relevador de

flujo y presencia de gases (Buchholz).




CRITERIOS DE COORDINACION

DE PROTECCIONES DE

TRANSFORMADORES DE

POTENCIA


PROTECCIÓN EN ALTA TENSION DEL TRANSFORMADOR.

Se recomienda proteger al transformador en el lado de Alta Tensión, mediante relevadores

de sobrecorriente de fase 51F o fusibles de potencia según corresponda, contra

sobrecargas a partir del 200% de su capacidad en OA para equipos con clase de

enfriamiento OA/FA1/FA2, y desde el 150% de su capacidad en OA para equipos con clase

de enfriamiento OA/FA.

Estas protecciones deben tomar en cuenta la corriente de magnetización (inrush) que se

presenta al energizar un transformador, y que puede alcanzar valores hasta de 12 veces la

corriente nominal en OA en un intervalo de tiempo de 0.1 seg., debiendo prevenirse por

tanto la operación en falso de la protección instalada en el lado de Alta Tensión, sea está a

base de relevadores o de fusibles de potencia.

CRITERIOS DE COORDINACION DE

PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES

DE POTENCIA

PROTECCIÓN EN ALTA TENSION DEL TRANSFORMADOR.

De manera similar sucede con el efecto de carga fría, que es el resultado de la

combinación de cargas conectadas en el circuito y que al momento de energizar el

transformador pueden presentarse, debiendo la protección permanecer inmune a su

presencia. La experiencia ha determinado que dicho efecto puede alcanzar (dependiendo

de la naturaleza de las cargas conectadas al sistema) magnitudes de 2 a 6 veces la

corriente nominal en OA del transformador durante períodos hasta de 1 segundo.

La protección en Alta Tensión del Transformador, debe protegerlo contra fallas externas,

especialmente si ocurren en las barras colectoras del lado de Baja Tensión.

Este tipo de fallas externas pueden causar daños al transformador si no se liberan

rápidamente, pues le provocan esfuerzos térmicos y mecánicos muy severos; al

presentarse esta condición, la protección debe operar y librar al transformador en tiempos

alrededor de 1.0 segundo, evitando por otra parte alcanzar la curva de daño del

transformador protegido.



DE POTENCIA

PROTECCIÓN DE NEUTRO EN BAJA TENSION DEL TRANSFORMADOR.

Se considera conveniente proteger contra cargas desbalanceadas para un valor alrededor

del 30% de la capacidad nominal en OA utilizando un relevador de sobrecorriente 51NT de

respaldo conectado al TC del neutro del transformador.

Este relevador debido a que no se ve afectado con la corriente de carga, es posible

ajustarlo a un valor de entre el 10 y el 70% de esta, dependiendo del grado de desbalance

del sistema.

La protección de neutro en Baja Tensión del Transformador, debe protegerlo contra

algunas fallas internas a tierra como las ocurridas en ciertas porciones del devanado

secundario y contra fallas externas a tierra, especialmente si ocurren en las barras

colectoras del lado de Baja Tensión.

Este tipo de fallas pueden causar daños al transformador si no se liberan rápidamente,

pues le provocan esfuerzos térmicos y mecánicos muy severos; al presentarse esta

condición, la protección debe operar y librar al transformador en tiempos alrededor de 1.5

segundos o más si la protección de fase tiene la suficiente sensibilidad para despejar las

fallas a tierra en tiempos de aproximadamente 1.0 segundo, evitando por otra parte

alcanzar la curva de daño del transformador protegido.



DE POTENCIA

PROTECCIÓN DEL ALIMENTADOR DE DISTRIBUCIÓN

Los alimentadores de distribución en subestaciones con transformadores mayores a 7

MVA, generalmente cuentan con interruptores de potencia, asociados con relevadores de

protección por sobrecorriente (50F/51F, 50N/51N).

Los relevadores de sobrecorriente de fase se deben ajustar a una corriente de arranque

(pick-up) que permita llevar una determinada sobrecarga para efectos de crecimiento,

acciones de operación y mantenimiento, atención de situaciones emergentes, etc.; como

por ejemplo un 200% de la corriente de carga máxima (se recomienda en la mayoría de los

casos que este margen nunca sea menor al 150%).

Debe cuidarse por otra parte que la corriente secundaria en régimen permanente no sea

mayor a 5 Amperes y a la vez que la corriente secundaria de falla máxima no sobrepase

los 100 Amperes secundarios. Con esto pueden evitarse situaciones de daño o saturación

en los transformadores de corriente, así como mal funcionamiento de la protección debido

a señales de corriente con alta saturación.



DE POTENCIA


Para la selección de ajustes de las unidades 51 de fase de cada alimentador deben

considerarse los siguientes aspectos:

- Mayor que la carga máxima del circuito, considerando tanto condiciones normales

como de emergencia (enlaces con circuitos de la misma subestación o de otras).

- Menor que la capacidad de conducción (ampacidad) del conductor de la línea

troncal.

En lo relativo a la selección de ajustes de los elementos 51 de neutro o residuales, debe

tomarse en cuenta lo siguiente:

- Mayor que el máximo desbalance existente debido a condiciones de cargas no

balanceadas, que sin embargo por la naturaleza del sistema puede considerarse

como una condición "normal" o "tolerable de operación.

- Menor al 30 % del ajuste de la protección de fase, para disponer de una adecuada

sensibilidad para la detección de fallas con baja magnitud, mismas que en muchas

ocasiones pueden ser incluso menores o comparables a las corrientes de carga.



DE POTENCIA


Con referencia al criterio que puede aplicarse para el ajuste de las unidades 50 a efecto de

asegurar que no sobre alcancen a las protecciones delanteras, se estima que ajustes que

cubran máximo el 80 % de la longitud existente entre la subestación y el dispositivo de

protección más cercano sobre la línea.

Sin embargo si dicha distancia es muy cercana puede presentarse el sobre alcance entre

protecciones adyacentes.

Por tal razón se ha determinado una distancia mínima entre ambos dispositivos para

justificar el empleo de unidades instantáneas y que en términos de niveles de falla

establece que se requiere de al menos un valor de 1.6 entre el valor de falla del primer

dispositivo con respecto al valor de falla del segundo dispositivo. Si esta relación mínima

no se cumple, se recomienda bloquear la unidad instantánea.



DE POTENCIA

ESQUEMAS DE PROTECCIÓN PARA ALIMENTADORES DE CIRCUITOS

PRIMARIOS DE DISTRIBUCIÓN

Pueden distinguirse tres tipos básicos de alimentadores primarios:

a) Tipo rural.- Con dos tipos de carga, la que alimenta pequeños poblados cuya carga se

caracteriza por pequeños motores (bombas, molinos, pequeñas industrias), y alumbrado y

la que alimenta grandes sistemas de bombeo.

b) Tipo urbano.- Aquel que tiene carga de alumbrado, pequeños y grandes comercios y

pequeñas industrias,

c) Tipo Industrial.- Urbano o Rural que se caracteriza por grandes consumos de energía y

por ende grandes motores.

Los alimentadores primarios generalmente operan en forma radial y en el caso de existir

anillos, estos están normalmente abiertos operando como circuitos radiales alimentando la

carga de diferentes subestaciones.



DE POTENCIA



La forma más usual de protección para las fallas que se presentan en el alimentador

primario es la de sobrecorriente, a través de:

- Restauradores hidráulicos, electrónicos o microprocesados en subestaciones rurales

pequeñas con niveles de falla menores.

-Interruptores de potencia asociados a esquemas conformados por tres relevadores

de fase alimentados a través de igual número de TC’s cuyos secundarios se conectan

en estrella y un relevador residual que como su nombre lo indica se conecta al neutro

común de la estrella formada (o relevadores trifásicos con unidades de neutro

integradas), en subestaciones urbanas o con circuitos del tipo industrial y niveles de

falla considerables.



DE POTENCIA



Existen diversas curvas características de operación para relevadores de sobrecorriente

como ya se vio anteriormente, considerándose que la curva extremadamente inversa es la

más adecuada para una buena coordinación con fusibles, que la curva muy inversa es la

más adecuada para la coordinación con restauradores, y que las curvas inversa y de

tiempo definido lo son para coordinar con varios de los dispositivos de disparo a tierra de

restauradores.

La operación de la unidad de sobrecorriente de disparo instantáneo, dependerá de si el

siguiente dispositivo de protección sobre el alimentador es un fusible o un restaurador. Si el

siguiente dispositivo es un fusible se puede optar entre:

- Ajustar la unidad instantánea (50) para detectar fallas en la zona de protección de los

fusibles, para la primera operación de la protección; y después bloquear su operación por

medio de contactos auxiliares del relevador de recierre con el fin de que si la falla no es

librada durante esta primera ocasión, opere la unidad temporizada (51) dando tiempo a

que el fusible se queme.

- Ajustar la unidad instantánea (50) de manera que no detecte fallas en la localización del

fusible y ajustar la unidad temporizada de forma tal que permita que se funda el fusible.



DE POTENCIA

ESQUEMAS DE PROTECCIÓN PARA UNA SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

CON UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA MAYOR DE 7.5 MVA E

INTERRUPTORES DE CIRCUITO



DE POTENCIA


CON UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA MENOR DE 7.5 MVA E

INTERRUPTORES DE CIRCUITO



DE POTENCIA


CON UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA MENOR DE 7.5 MVA Y

RESTAURADORES DE CIRCUITO



DE POTENCIA

EJEMPLO DE LA APLICACIÓN DE LOS

CRITERIOS DE COORDINACIÓN EN

TRANSFORMADORES MAYORES A 7.5

MVA




TRANSFORMADORES MAYORES A 7.5 MVA

DATOS DEL TRANSFORMADOR

(Obtenidos de los datos de placa)

Capacidad: 12/16/20 MVA

Porciento de Impedancia (%Z) = 7.68/10.22/12.74 %

Relación 115/13.8 KV

Conexión. Delta - Estrella Aterrizada

T1

151F

51NT

51F

Diagrama Unifilar

B1 115

KV

1684.182568.3)0(

8334.1864488.3)(

jSec

jSec

Impedancia de Thevenin del

Sistema en Ohms:




-Las impedancias equivalentes del sistema en Ohms en el Bus de 115 Kv. (B1-115 Kv.)

son:

1684.182568.3)0(

8334.1864488.3)(

jSec

jSec

Selección de los MVA base: MVAB = 100 Voltajes base : KVB1 = 115, KVB2 = 13.8

Calculo de la impedancia base

B

Bbase

MVA

KVZ

2

1)(

25.132100

)115( 2

115baseZ

9044.1100

)8.13( 2

8.13baseZ




Obtenemos las impedancias de secuencias en p.u. del equivalente de Thevenin

del sistema.

-Para la secuencia positiva y negativa tenemos:

base

upZ

ZZ .. upjZ

jZ upup .142407.002756.0

25.132

8334.1864488.3..

-Para la secuencia cero tenemos:

..13737.02462.25.132

1684.182568.3.... upjZ

jZ upup




Obtención de las impedancias del transformador.

TTT ZZZ 021

La magnitud de la impedancia del transformador en p.u a una base de 12 MVA. es:

..0768.0100

68.7.. upZ up ..0768.0.. upjZ up

Para efectuar la conversión de la magnitud de la impedancia a la nueva base, se utiliza

la sig. Formula:

V

n

n

v

vnMVA

MVA

KV

KVZZ

2

MVAv= 12 KVv= 115 Zv= 0.0768

MVAn= 100 KVn= 115

12

100

115

1150768.0

2

..upTZ ..64.0.. upjZ upT




0 . 0 2 7 5 6 + j 0 . 1 4 2 4 0 7 p.u. j 0 . 6 4 p.u.

B1 - 13.8 Kv

T 1

B1 - 115 Kv

B U S DE R E F E R E N C I A

Red de secuencia Positiva





RED DE SECUENCIA CERO S E C ( 0 )

0 . 0 2 4 6 2 + j 0 . 1 3 7 3 7 p.u.

B1 - 13.8 Kv

j 0 . 6 4 p.u.

B1 - 115 Kv

T 1

B U S DE R E F E R E N C I A

Red de secuencia cero





-La corriente de cortocircuito en el punto B1-13.8 Kv es:

90.64 ..64.00.0Z

87.98.782892j.782407.02756 .64.142407.02756

0T

1

upj

jjZ Th

- Corriente de falla trifásica

1

3Z

VIcc Th

VTh = 1.0 0° p.u., entonces:

..98.87277315.198.87782892.

00.13

0

upIcc

.69.4183

8.133

10100 3

Ampx

xI BASE

baseAmperes

actualesAmperesupAmperes ..

BaseAmperesxupAmperesActualesAmperes ..

.98.8788.53433 AmpICC




- Corriente de falla de fase a tierra.

012

31

ZZ

VIcc Th

..56.882055.220481.205512.64.)782407.02756.0(2012 upjjjZZ

..56.883602.1.56.882055.2

)01)(3(1

0

upIcc

.69.4183 AmpIBASE

3.69)88.56)(418(1.3602I 1φ cc .56.8879.56901 AmpIcc

Resumen corto circuito bus de 13.8 Kv.

.98.8788.53433 AmpICC .56.8879.56901 AmpIcc




SELECCIÓN DE RTC´s:


SELECCIÓN DE RTC´s:

Corriente nominal máxima de carga en el lado de alta del Transformador =

Corriente nominal en el lado de baja del Transformador =

Corriente máxima de los alimentadores de media tensión =

. 40.100)115)(732.1(

000,20amp

KV

KVAI

. 73.836)8.13)(732.1(

000,20amp

KV

KVAI

. 300 ampI

SELECCIÓN DE RTC´s

Los transformadores de corriente no deberán exceder de 5 amperes de manera continua,

nunca se deberá exceder de 100 amperes secundarios, ni de 20 veces su capacidad máxima

en corto circuito.

Para el lado de alta del transformador se selecciona:

I nom.= 100.4 amp. por lo tanto se propone un TC de 200/5

RTC: 200/5 =40 y 20*200 = 4000 capacidad máxima.

Corriente nominal con una RTC de 40 = 100.4/40 = 2.51 amp. 2.51 <= 5 si cumple.

Icc máxima = 3,505.49 amp. 3505.49 < 4000 si cumple.

La corriente de corto circuito secundaria no debe exceder de 100 amperes secundarios:

3,505.49/40 = 87.63 entonces 87.63 < 100 si cumple.


Para el lado de baja del transformador se selecciona:

I nom.= 836.73 amp. por lo tanto se propone un TC de 1000/5

RTC: 1000/5 =200 y 20*1000 = 20,000 capacidad máxima.

Corriente nominal con una RTC de 200 = 836.73/200 = 4.18 amp. 4.18 <= 5 si cumple.

Icc máxima = 5,690.79 amp. 5690.79 < 20,000 si cumple.




Para el Neutro del transformador, el TC del neutro cuenta con una relación de:


Corriente de desbalance de 35% con una RTC de 120 = 836.73*0.35/120 = 2.44 amp.

2.44 <= 5 si cumple.

Icc máxima = 5,690.79 amp. 5690.79 < 12,000 si cumple.




Para los alimentadores se selecciona:

I nom. = 300 amp. por lo tanto se propone un TC de 600/5


Corriente nominal con una RTC de 120 = 300/120 = 2.5 amp. 2.5 <= 5 si cumple.

Icc máxima = 5,690.79 amp. 5690.79 < 12000 si cumple.

La corriente de corto circuito secundaria no debe exceder de 100 amperes

secundarios:

5,690.79 /120 = 47.42 entonces 47.42 < 100 si cumple.


En resumen los TC´s seleccionados son:

Para el lado de alta tensión del transformador = 200/5 clase 10P20 100 VA

Para el lado de baja tensión del transformador = 1000/5 clase 10P20 30 VA

Para el neutro del transformador = 600/5 clase 10P20 30 VA

Para los alimentadores = 600/5 clase 10P20 30 VA


CALCULO DE PICKUP´S


CALCULO DE LA CAPACIDAD OA EN ALTA Y EN BAJA TENSIÓN DEL

TRANSFORMADOR:

. 05.502)8.13)(732.1(

000,12amp

KV

KVAIXoa . 24.60

)115)(732.1(

000,12amp

KV

KVAIHoa


PROTECCIÓN DE RESPALDO LADO PRIMARIO DEL TRANSFORMADOR:

50H: Protección de sobrecorriente instantáneo de fases.

Compromisos:

a) La unidad instantánea no debe operar para ninguna falla en baja tensión,

considerando régimen de máxima generación.

Pickup.

a) El ajuste debe ser el mayor de: 14 veces la corriente nominal, es decir a la máxima

potencia del transformador, y el 200% de la corriente de aportación para falla trifásica

en bus de baja tensión.

14 * 60.24 = 843.45 amp. primarios y 843.45/RTC = 843.45/40 = 21.08 amp.

secundarios.


51H: Protección de sobrecorriente de fases en lado primario.

Compromisos:

a) Debe permitir operar primero a las protecciones primarias del banco y de los

alimentadores.

b) Debe operar con retardo de tiempo para fallas en el banco de transformadores o

en alimentadores.

c) Debe operar como protección de sobrecarga del transformador.

Pickup.

a) Se ajusta al 200% de la capacidad OA del transformador.

2 * 60.24 = 120.49 amp. primarios y 120.49/RTC = 120.49/40 = 3.01 amp. secundarios.

PROTECCIÓN DE RESPALDO LADO PRIMARIO DEL TRANSFORMADOR:


51L : Protección de sobrecorriente de fases en lado secundario

Compromisos

a)Debe permitir operar primero a las protecciones primarias del banco y las

protecciones de los alimentadores.

b)Debe operar con retardo de tiempo para fallas trifásicas o bifásicas en los

alimentadores.

Pickup 51L:

2 * 502.05 = 1004.1 amp. primarios y 1004.1/RTC = 1004.1/200 = 5.02 amp.

secundarios.

PROTECCIÓN DE RESPALDO LADO SECUNDARIO DEL TRANSFORMADOR:


51NL : Protección de sobrecorriente neutro residual en lado secundario

Compromisos:

a) Debe permitir operar primero a las protecciones de los alimentadores.

b) Debe coordinar con las protecciones de los alimentadores.

c) Debe operar como protección de desbalance a consecuencia de una falla

monofásica en el lado de baja.

Pickup.

a) Se ajusta al 30% de la capacidad OA del transformador.

0.30 * 502.05 = 150.61 amp. primarios y 150.61/RTC = 150.61/200 = 0.75 amp.

secundarios.



51NT Protección de respaldo neutro del transformador: Protección de sobrecorriente

a tierra conectado en TC del neutro del transformador

Compromisos:

a) Debe permitir operar primero a las protecciones primarias del banco y las


b) Debe coordinar con las protecciones de tierra de los alimentadores.

c) Debe operar como protección de desbalance a consecuencia de una falla monofásica

o situación de fuera de paso en cambiador de taps.

Pickup.

a) Se ajusta al 35 % de la capacidad máxima del transformador, toda vez que se tenga

habilitado el 51NL, en caso contrario ajustar al 30%.

0.35 * 502.05 = 175.71 amp. primarios y 175.71/RTC = 175.71/120 = 1.46 amp.

secundarios.



51F: Protección temporizada de sobrecorriente de fases en alimentadores.

Compromisos:

a) Debe permitir que operen primero los restauradores y cualquier otro dispositivo de

seccionamiento.

b) Debe operar con retardo de tiempo para fallas trifásicas o bifásicas en

alimentadores.

c) Debe operar como protección de sobrecarga del conductor del alimentador.

d) Debe permitir transferir la carga entre los alimentadores.

Pickup.

a) Se ajusta al 200% de la corriente de carga del alimentador.

2*300 amp. primarios y 600/RTC = 600/120 = 5.00 amp. secundarios.

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DE ALIMENTADORES:


51N Protección de sobrecorriente residual de neutro en alimentadores

Compromisos:


seccionamiento.

b) Debe operar con retardo de tiempo para fallas monofásicas o bifásicas a tierra en

alimentadores.

Pickup.

a) Se ajusta al 30% de la corriente de carga del alimentador.

0.3 * 300 = 90 amp. primarios y 90/RTC = 90/120 = 0.75 amp. secundarios.



50N : Protección instantánea de sobrecorriente residual de neutro en alimentadores.

Compromisos:


seccionamiento.

b) Debe operar en forma instantánea para fallas monofásicas o bifásicas a tierra en

alimentadores.

Pickup:

a)A efecto de asegurar que no sobrealcancen a las protecciones delanteras, se estiman

ajustes que cubran máximo el 80% de la longitud existente entre la subestación y el

dispositivo de protección más cercano sobre la línea.

b) Cuando no se tenga magnitud del alimentador ni la localizacion del primer

restaurador se ajusta al 80% del corto circuito del bus de baja tensión del transformador.

0.8 * 5690.79 = 4552.63 amp. primarios y 4552.63 /RTC = 4552.63 /120 = 37.93 amp.

secundarios.



50F Protección instantánea de sobrecorriente de fases en alimentadores.

Compromisos:


seccionamiento.

b) Debe operar en forma instantánea para fallas trifásicas o bifásicas en alimentadores.

Pickup:

a)A efecto de asegurar que no sobrealcancen a las protecciones delanteras, se

estiman ajustes que cubran máximo el 80% de la longitud existente entre la

subestación y el dispositivo de protección más cercano sobre la línea.

b) Cuando no se tenga magnitud del alimentador ni la localizacion del primer

restaurador se ajusta al 80% del corto circuito del bus de baja tensión del

transformador.

0.8 * 5343.88 = 4275.10 amp. primarios y 4275.10 /RTC = 4275.10 /120 = 35.62 amp.

secundarios.



CALCULO DE TIME DIAL O PALANCA


Con la finalidad de simplificar el uso de las curvas para el ejemplo se seleccionaron solo

curvas SEL US Moderadamente Inversa:

Primeramente se determina el múltiplo del TAP para cada elemento de protección:

.98.8788.53433 AmpICC .56.8879.56901 AmpIcc

.98.8726.6413 AmpHICC

TD: Time Dial, M: Múltiplo del tap, tp: tiempo de disparo, tr: tiempo de reset

CALCULO DE PALANCA

51H: Protección de sobrecorriente de fases en lado primario.

a) El tiempo de operación debe ser de1 segundo para una falla trifásica en el bus de baja

tensión.

34.53/)40/26.641(/)/(51 TapRTCIHMTap

Para seleccionar el Time Dial se debe aplicar la ecuación de la curva despejando el

tiempo de operación deseado. El tiempo de operación lo obtenemos de los criterios de

protección.

51H, el tiempo de operación seleccionado será de 1 segundo, entonces:

))1/(0104.00226.0/( 02.0 MtpTD

Sustituyendo:

05.3))134.5/(0104.00226.0/(1 02.0 TD

Primeramente se determina el múltiplo del TAP

CALCULO DE PALANCA

51L : Protección de sobrecorriente de fases en lado secundario

a) El tiempo de operación debe ser de 0.6 segundos para falla trifásica en el bus de

baja tensión.

b) Mantener un margen de coordinación de 200 a 300mseg más lento que las

protecciones de los alimentadores. Considerar los tiempos de operación de los

interruptores de baja tensión.

34.55/)200/88.5343(/)/(51 TapRTCILMTap

51L, el tiempo de operación seleccionado será de 0.6 segundos, entonces:

83.1))134.5/(0104.00226.0/(6.0 02.0 TD

CALCULO DE PALANCA

51NL : Protección de sobrecorriente neutro residual en lado secundario

a) El tiempo de operación debe ser de 0.6 segundos para una falla monofásica en el

bus de baja tensión.

b) Mantener un margen de coordinación de 200 a 300 mseg más lento que las


94.3775.0/)200/79.5690(/)/(51 TapRTCINLMTap

51NL, el tiempo de operación seleccionado será de 0.6 segundos, entonces:

73.3))194.37/(0104.00226.0/(6.0 02.0 TD

CALCULO DE PALANCA

51NT Protección de respaldo neutro del transformador: Protección de

sobrecorriente a tierra conectado en TC del neutro del transformador

a) El tiempo de operación debe ser de 1.5 segundos para una falla monofásica en el

bus de baja tensión.

b) Mantener un margen de coordinación de 200 a 300 mseg más lento que la

protección 51L.

48.3246.1/)120/79.5690(/)/(51 TapRTCINTMTap

51NT, el tiempo de operación seleccionado será de 1.5 segundos, entonces:

98.8))148.32/(0104.00226.0/(5.1 02.0 TD

CALCULO DE PALANCA

51F: Protección temporizada de sobrecorriente de fases en alimentadores.

Tipo de Curva.

a) Es recomendable seleccionar curva muy inversa que permita coordinar con los

tipos de curva de restauradores y fusibles.

Palanca.

a) El tiempo de operación debe estar en 0.3 segundos para una falla trifásica a la

salida del alimentador (estando fuera el instantáneo), una vez logrado este tiempo se

habilita el ajuste del instantáneo (50F).

9.85/)120/88.5343(/)/(51 TapRTCIFMTap

51F de alimentador, el tiempo de operación seleccionado será de 0.3 segundos, entonces:

CALCULO DE PALANCA

17.1))19.8/(0104.00226.0/(3.0 02.0 TD

51N Protección de sobrecorriente residual de neutro en alimentadores

Tipo de Curva.

a) Es recomendable seleccionar curva inversa que permita coordinar con los tipos de

curva de restauradores y fusibles.

Palanca.

a) El tiempo de operación debe estar en 0.3 segundos para una falla monofásica a la

salida del alimentador estando fuera el instantáneo 50N, una vez logrado el tiempo se

habilita.

23.6375.0/)120/79.5690(/)/(51 TapRTCINMTap

51N de alimentador, el tiempo de operación seleccionado será de 0.3 segundos,

entonces:

09.2))123.63/(0104.00226.0/(3.0 02.0 TD

CALCULO DE PALANCA

RESUMEN DE AJUSTES DE

SOBRECORRIENTE.


50H: RTC: 40, pickup:21.08.

51H: RTC: 40, pickup: 3, time dial: 3.05.

51L: RTC: 200, pickup: 5, time dial: 1.83.

51NL: RTC: 200, pickup: 0.75, time dial: 3.73.

51NT: RTC: 120, pickup: 1.46, time dial: 5.99.

51F: RTC: 120, pickup: 5, time dial: 1.17.

50F: RTC: 120, pickup: 35.62

51N: RTC: 120, pickup: 0.75, time dial: 2.09.

50N: RTC: 120, pickup: 37.93.

RESUMEN DE AJUSTES DE

SOBRECORRIENTE.

PROTECCIÓN PRIMARIA DE

TRANSFORMADOR:

87T PROTECCIÓN DIFERENCIAL


Compromisos:

a) Debe operar instantáneamente para falla en transformador.

b) No debe operar para fallas externas a su cobertura.

c) No debe operar durante su energización sin haber falla interna.


TRANSFORMADOR:


87T-R con restricción de pendiente.

a) Ajustar Pickup al 30% del valor de la máxima capacidad del transformador.

b) Primer pendiente ajustar al 30%, para cubrir errores de relación de TC's y por

variaciones de relación primaria por el cambiador de derivaciones.

c) Segunda pendiente ajustar al 60%, aplicada a partir de 300% del valor de la

capacidad del transformador, para cubrir los errores por saturación de los TC's a

niveles altos de corrientes.

d) Bloqueo por segunda armónica: Ajustar a 15%, para evitar operaciones incorrectas

por energización con corrientes de Inrush.

e) Bloqueo por quinta armónica: Ajustar a 35%, para evitar operaciones incorrectas

por alta corriente provocada por sobre excitación.

f) Se debe bloquear la protección de manera independiente por fase al detectar

armónicos.


TRANSFORMADOR:


Unidad diferencial sin restricción.

a) Ajustar a 10 veces la corriente nominal, es decir a la máxima potencia del

transformador, para cubrir las fallas de alta magnitud en el lado de alta.


TRANSFORMADOR:



TRANSFORMADOR:


CARACTERISTICA DE OPERACIÓN DE UNA PROTECCIÓN 87T

50FI-H PROTECCIÓN PARA FALLA DE

INTERRUPTOR EN LADO PRIMARIO


Compromisos:

a) Respaldo local para falla al disparo del interruptor por operación de las

protecciones propias de los equipos asociados.

b) Su tiempo de operación debe ser lo suficientemente rápido para

mantener la estabilidad del sistema, dándole el tiempo suficiente para que el

interruptor complete su secuencia de apertura.

c) Su tiempo de operación se debe coordinar con los tiempos de los

respaldos remotos.

d) Disparar todos los interruptores de la barra asociada para desenergizar el

elemento fallado.

50FI-H PROTECCIÓN PARA

FALLA DE INTERRUPTOR EN

LADO PRIMARIO

Pickup.

a) Se ajusta al 100% de la capacidad máxima del transformador.

Tiempo de operación.

a) Ajustar el disparo a un tiempo efectivo de 150 mseg.

b) Mantener un margen de coordinación mínimo de 50 mseg más rápido

que los respaldos remotos.

Tiempo de redisparo.

Ajustar 40 ms.

50FI-H PROTECCIÓN PARA

FALLA DE INTERRUPTOR EN

LADO PRIMARIO

LOGICAS DE PROTECCIÓN PARA

TRANSFORMADORES DE POTENCIA


DISPARO RAPIDO DE BUS

(FAST BUS TRIP)


ESQUEMA DE DISPARO RAPIDO DE BUS

En la especificación CFE G0000-62 se indica lo siguiente:


ALIM 1

A1

X

OUT 1

(+)

(-)

ALIM 2

A2

X

OUT1

(+)

(-)

ALIM 3

A3

X A2X A3X

OUT1

(+)

(-)

PT1

OUT1

IN1

A1X

(-)

(+)

Se utilizarán los mismos relevadores auxiliares (A1X….) y los mismos pick up que se utilizan

para el arreglo de fallas simultaneas.


OUT1= TRIP F.B.T. (disparo rápido de bus,

Fast Bus Trip)

A3X

PT1 IN1

PT1X

A1X A2X

OUT 1

(+)

(-)

LOGICA DE DISPARO

TIMER

PU =9

cy OR

AND

50P2 50G2

IN1

TRIP

F.B.T. NOT

50P2 será el 50% de la ICC 3F en el bus

50G2 será el 50% de la ICC 1F en el bus

DO= 0 cy


50P2 de alimentador será 1.5 veces el pickup de

fases

50G2 de alimentador será 2 veces el pickup de

neutro

50P2 Alimentador

50G2 Alimentador OR

ALIM 1

IN101

OUT 1

(+)

(-)

ALIM 2 OUT1

(+)

(-)

ALIM 3 OUT1

(+)

(-)

PT1

(-)

(+)

Se utilizarán solo salidas digitales y los mismos pick up que se utilizan para el arreglo de fallas

simultaneas.


UTILIZANDO UN MES

IN102 IN103

OUT1

IN104

OUT1= TRIP F.B.T. (disparo rápido de bus,

Fast Bus Trip)

MES

B.D.

OUT 1

(+)

(-)

LOGICA DE DISPARO

TIMER

PU =9

cy OR

AND

50P2 50G2

IN1

TRIP

F.B.T. NOT

50P2 será el 50% de la ICC 3F en el bus

50G2 será el 50% de la ICC 1F en el bus

DO= 0 cy


50P2 de alimentador será 1.5 veces el pickup de

fases

50G2 de alimentador será 2 veces el pickup de

neutro

50P2 Alimentador

50G2 Alimentador OR

LOGICA DE

DISPARO TIMER

PU =9

cy OR

AND

5OP2 50G2

IN1

TRIP

F.B.T. NOT

DO= 0 cy

Pickup de alim= 600 amp.

Pickup de 50P2= 3000 amp.

EJEMPLO CON FALLA EN ALIMENTADOR


6000 amp.

6000 amp.

t = 300 mSeg.

t = 600 mSeg.

LOGICA DE

DISPARO TIMER

PU =9

cy OR

AND

5OP2 50G2

IN1

TRIP

F.B.T. NOT

DO= 0 cy





LOGICA DE

DISPARO TIMER

PU =9

cy OR

AND

5OP2 50G2

IN1

TRIP

F.B.T. NOT

DO= 0 cy





8000 amp.

t = 600 mSeg.

LOGICA DE

DISPARO TIMER

PU =9

cy OR

AND

5OP2 50G2

IN1

TRIP

F.B.T. NOT

DO= 0 cy





8000 amp.

t = 150 mSeg.

LOGICA DE

DISPARO TIMER

PU =9

cy OR

AND

5OP2 50G2

IN1

TRIP

F.B.T. NOT

DO= 0 cy





ENTRADAS DIGITALES DEL MES PARA DRB Y FS


CIRCUITO DE DISPARO DE RESPALDO DE BAJA TENSIÓN


DISPARO SEGREGADO DE CARGA


ESQUEMA DE DISPARO SEGREGADO POR

SOBRECARGA



SOBRECARGA

T1 HLU

115/13.8 KV

12/16/20 MVA

Dyn1

Ix nominal (20 MVA) = 836 A. 100% CAP.




SOBRECARGA

T1 HLU

115/13.8 KV

12/16/20 MVA

Dyn1




4 MVA

6 MVA

5 MVA

5 MVA

20 MVA


SOBRECARGA

T1 HLU

115/13.8 KV

12/16/20 MVA

Dyn1




4 MVA

6 MVA

6 MVA

6 MVA

22 MVA


SOBRECARGA

T1 HLU

115/13.8 KV

12/16/20 MVA

Dyn1




0 MVA

6 MVA

6 MVA

6 MVA

18 MVA


SOBRECARGA

ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS


6000 amp.

6000 amp.

t = 300 mSeg.

t = 600 mSeg.


3000 amp.

3000 amp.

6000 amp.

t = 750 mSeg.

t = 600 mSeg. t = 750 mSeg.


6000 amp.

t = 600 mSeg.

3000 amp.

3000 amp.

t = 750 mSeg.

t = 750 mSeg.


ALIM 1 IN1

A1

X

A2X A3X

OUT 1

(+)

(-)

ALIM 2

A2

X

A1X A3X

OUT1

(+)

(-)

ALIM 3

A3

X

A2X A1X

OUT1

(+)

(-)

IN1 IN1


ALIM 1 IN1

A1X

A2X A3X

OUT 1

(+)

(-)

SALIDA EN LA QUE SE PROGRAMARA

ARRANQUE DE SOBRECORRIENTE 50P2,

50G2 PARA DETECTAR FALLA EN EL

CIRCUITO

RELEVADOR AUXILIAR QUE SE

ACCIONARA CON ARRANQUE DE

SOBRECORRIENTE DEL RELEVADOR 50P2,

50G2

ENTRADA QUE SE ENERGIZARA CON

CONTACTOS DE LOS RELEVADORES

AUXILIARES QUE SE ACCIONAN CON

ARRANQUES DE SOBRECORRIENTE DE

LOS DEMAS ALIMENTADORES

CONTACTOS DE RELEVADORES

AUXILIARES QUE SE ACCIONARAN CON

ARRANQUES DE SOBRECORRIENTE DEL

RELEVADOR 50P2, 50G2 DE LOS DEMAS

ALIMENTADORES

OUT1

A1X

IN1

A2X,A3X


A3X

ALIM 1 IN1

A1

X

A2X

OUT 1

(+)

(-)

OUT1= TRIP F.S. (DISPARO POR FALLAS

SIMULTANEAS)

TIMER

PU= 9

cy OR

AND

50P2 50G2

IN1

TRIP

F.S.

LOGICA DE DISPARO

50P2 SERA 1.5 VECES EL PICKUP DE FASES

50G2 SERA 2 VECES EL PICKUP DE NEUTRO

DO= 120 cy


ALIM 1

IN101

OUT 1

(+)

(-)

ALIM 2 OUT1

(+)

(-)

ALIM 3 OUT1

(+)

(-)

PT1

(-)

(+)

Se utilizarán solo salidas digitales y los mismos pick up que se utilizan para el arreglo de fallas

simultaneas.


UTILIZANDO UN MES

IN102 IN103

OUT1

IN104

MES

B.D.

OUT 2

(+)

(-)


UTILIZANDO UN MES

TIMER

PU= 9

cy OR

AND

50P2 50G2

IN1

TRIP

F.S.

LOGICA DE DISPARO

DO= 120 cy

OUT2= TRIP F.S. (DISPARO POR FALLAS

SIMULTANEAS)

50P2 SERA 1.5 VECES EL PICKUP DE FASES

50G2 SERA 2 VECES EL PICKUP DE NEUTRO

3000 amp.

3000 amp.

6000 amp.

t = 750 mSeg.

t = 600 mSeg. t = 750 mSeg.

LOGICA DE DISPARO

DO= 120 cy

TIMER

PU= 9

cy OR

AND

50P2 50G2

IN1

TRIP

F.S.


3000 amp.

3000 amp.

6000 amp.

t = 750 mSeg.

t = 600 mSeg. t = 750 mSeg.

TIMER

PU= 9

cy OR

AND

50P2 50G2

IN1

TRIP

F.S.

LOGICA DE DISPARO

DO= 120 cy


3000 amp.

3000 amp.

6000 amp.

t = 150 mSeg. = 9 ciclos.

t = 600 mSeg.

TIMER

PU= 9

cy OR

AND

50P2 50G2

IN1

TRIP

F.S.

LOGICA DE DISPARO

DO= 120 cy

t = 150 mSeg. = 9 ciclos.


ENTRADAS DIGITALES DEL MES PARA DRB Y FS


SALIDAS DIGITALES DEL MES PARA DRB Y FS


CIRCUITO DE DISPARO DE ALIMENTADOR


protección en transformadores de potencia

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