ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA
MECÁNICA Y ELÉCTRICA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
“
PROTECCIONES ELÉCTRICAS EN SUBESTACIÓN
SAN FRANCISCO 85-23kV
/30 MVA”
TESIS
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
PRESENTAN
ARROYO CASTILLO JESÚS EDUARDO
GUADARRAMA RENDÓN EDGAR
ASESORES:
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN ... 1
1.1 Introducción ... 1
1.2 Objetivos específicos ... 3
1.3 Justificación ... 4
1.4 Alcances y limitaciones ... 5
CAPÍTULO 2 CORTOCIRCUITO ... 6
2.1Introducción ... 6
2.2 Definición de cortocircuito. ... 7
2.2.1 Origen y consecuencia del cortocircuito. ... 7
2.2.2 Corrientes de cortocircuito simétrica y asimétrica. ... 9
2.2.3 Efectos dinámicos de la corriente de cortocircuito ... 11
2.2.4 Efectos térmicos de la corriente de cortocircuito. ... 11
2.3. Tipos de cortocircuito... 11
2.3.1. Cortocircuito monofásico. ... 12
2.3.2. Cortocircuito bifásico. ... 12
2.3.3 Cortocircuito trifásico. ... 13
2.4 Fuentes de aportación a la corriente de cortocircuito... 13
2.4.1 Generadores ... 14
2.4.2 Motores síncronos ... 14
2.4.3 Motores de inducción ... 14
2.5 Método de las componentes Simétricas. ... 15
2.6 Métodos de cálculo de cortocircuito. ... 18
2.6.1 Método Zbus y Ybus. ... 18
2.6.2. Método de las impedancias. ... 20
2.6.3. Método convencional. ... 21
2.6.4. Método por norma IEC 60909. ... 21
CAPÍTULO 3 FILOSOFÍA DE PROTECCIÓN POR RELEVADORES ... 22
3.1. Introducción ... 22
3.2.3 Economía ... 24
3.2.4 Confiabilidad ... 24
3.2.5 Velocidad ... 25
3.3 Protecciones de transformador y alimentadores. ... 26
3.3.1 Protección diferencial de banco (87T) ... 26
. . Co pe sa ió del defasa ie to a gular de las orrie tes e u a o exió Δ/Y de un transformador de potencia. ... 28
3.3.3 Protección de sobrecorriente (50/51) ... 30
3.4. Nomenclatura de acuerdo ANSI ... 32
3.5 IDENTIFICACIÓN DE LAS SECCIONES ... 33
3.6 Especificaciones del relevador que debe cumplir según CFE... 33
3.6.1 Registro de eventos ... 34
3.6.2 Registro de fallas y oscilografía ... 34
3.6.3 Medición ... 35
3.6.4 Características de las entradas analógicas de corriente. ... 35
3.6.5 Características de las entradas analógicas de tensión ... 36
3.6.6 Número de entradas analógicas... 36
3.6.7 Salidas de disparo ... 36
3.6.8 Salidas digitales ... 36
3.6.9 Entradas digitales ... 37
3.6.10 Número de contactos para salida de disparo ... 37
3.6.11 Número de contactos de salida digitales ... 37
3.6.12 Número de entradas digitales ... 37
3.6.13 Montaje ... 38
3.6.14 Características de la caja ... 38
3.6.15 Interfaz humano-máquina (IHM) ... 39
3.6.16 Programa (Software) de aplicación ... 39
3.6.17 Niveles de acceso ... 40
3.6.22 Puertos de comunicación ... 41
3.6.23 Puertos de comunicación para acceso local ... 41
3.6.24 Puertos de comunicación para acceso remoto o para integración a un sistema de adquisición de datos ... 42
3.7. Políticas para la filosofía de protección apegadas a CFE ... 42
3.7.1 Ajustes de los relevadores 51T y 51 NT ... 43
3.7.2 Ajustes de los relevadores 50/51. ... 44
3.8. Relevador Microprocesado. ... 45
3.9. Relevador microprocesado SEL 351 ... 47
3.9 Especificaciones relevador SEL-351 ... 47
CAPÍTULO 4 ESTADO ACTUAL DE LA SUBESTACIÓN SAN FRANCISCO .... 49
4.1 Introducción ... 49
4.2 Homologación de los esquemas de protección en Subestación San Francisco de acuerdo a la especificación CFE G0000-8 ”Cara terísti as Té i as para Relevadores de Prote ió ”. ... 50
4.2.1 Sobrecorriente (50/51). ... 50
4.2.1.1 Protección de alimentador. ... 50
4.2.1.2 Protección de respaldo para transformador. ... 51
4.2.1.3 Protección de respaldo para neutro de transformador ... 51
4.2.2 Diferencial del transformador (87T)... 51
4.3 Esquemas de protección. ... 52
4.3.1 Esquema de protección de la compañía LyFC. ... 52
4.3.1. Prote ió de a os de pote ia para distri u ió 8 / kV o exió ∆/Y. ... 53
4.3.1.1.1 Relevadores que forman el esquema de protección de respaldo del transformador. ... 53
4.3.1.2 Protección de alimentadores de 23 kV. ... 54
4.3.2 Esquemas normalizados de protección de CFE. ... 55
. . . Prote ió de Tra sfor adores de Pote ia de dos deva ados o e tados e ∆/Y mayores de 10 MVA. ... 56
4.3.2.2 Protección de alimentadores de 23 kV. ... 57
4.4 Tableros de protección ... 58
4.4.4 Control supervisorio. ... 59
4.4.5 Equipamiento de secciones tipo para transformadores ... 60
4.5 Puesta a punto y puesta en servicio de los esquemas de protección de la subestación San Francisco... 62
4.5.1 Pruebas a los esquemas de protección. ... 63
4.5.1.1 Inspección visual de ajustes en el relevador ... 64
4.5.1.2 Terminales de prueba ... 64
4.5.1.3 Verificación de relevador de sobrecorriente de tiempo (51) ... 64
4.5.1.4 Verificación de relevador de sobrecorriente instantáneo (50) ... 65
4.5.2.3. Inyección de corriente al esquema. ... 67
CAPÍTULO 5 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ... 68
5.1 Introducción ... 68
5.2. Alimentadores primarios ... 69
5.2.1 Clasificación ... 69
5.3 Protección de alimentadores ... 70
5.3.1 Ajustes de las unidades de tiempo de sobrecorriente para alimentadores. ... 70
5.3.2 Ajustes de las unidades instantáneas de sobrecorriente para alimentadores. ... 71
5.4 Criterios de coordinación de protecciones de sobrecorriente. ... 71
5.4.1 Criterio de coordinación relevador-restaurador. ... 73
5.4.2 Criterio de coordinación relevador – fusible. ... 75
5.4.3 Criterio de coordinación relevador - seccionalizador. ... 77
5.4.4 Criterio de coordinación relevador-seccionalizador-fusible. ... 77
5.5 Coordinación de protecciones en subestación San Francisco ... 78
5.5.1 Cálculo de ajustes para protección del transformador y alimentadores ... 78
5.5.2 Cálculo de ajustes de protección de sobrecorriente en alimentadores y transformador. ... 80
5.5.2.1 Protecciones de sobrecorriente en el transformador ... 81
5.5.2.2.1.1 Protección de sobrecorriente instantánea de fases en alimentadores (50F)
... 84
5.5.2.2.1.2 Protección de sobrecorriente instantánea al neutro en alimentadores (50N) ... 84
5.5.2.2.2 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo en alimentadores. ... 85
5.5.2.2.2.1 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo de fases en alimentadores. ... 85
5.5.2.2.2.2 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo al neutro en alimentadores. ... 86
5.5.3 Cálculo de ajustes de protección diferencial de porcentaje del Transformador ... 93
Conclusiones ... 96
Bibliografía. ... 99
APENDICE ... 101
A1.- Esquematico de proteccion de la subestacion San Francisco ... 101
Figura 2. 1 Envolvente de corriente simétrica ... 9
Figura 2. 2 Envolvente de corriente asimétrica ... 10
Figura 2. 3 Envolvente de corriente asimétrica ... 10
Figura 2. 4 Cortocircuito monofásico ... 12
Figura 2. 5 Cortocircuito bifásico... 13
Figura 2. 6 Cortocircuito Trifásico ... 13
Figura 2. 7 Fasores de secuencia positiva ... 16
Figura 2. 8 Fasores de secuencia negativa ... 16
Figura 2. 9 Fasores de secuencia cero ... 16
Capítulo 3 Figura 3. 1 Protección diferencial de banco ... 26
Figura 3. 2 Caracteristica de operación de la proteccion diferencial... 27
Figura 3. 3 Compensacion de las corrientes del transformador ... 29
Figura 3. 4 Curvas de tiempo corriente para cada característica de operación ... 31
Figura 3. 5 Relevador microprocesado en forma esquematica ... 47
Capítulo 4 Figura 4. 1 Diagrama esquemático de protecciones de LyFC ... 55
Figura 4. 2 Diagrama esquemático de protecciones de CFE ... 58
Capítulo 5 Figura 5. 1 Esquema de proteccion de alimentador primario ... 70
Figura 5. 2 Coordinacion Relevador-Restaurador... 74
Figura 5. 3 Arreglo de alimentador primario con falla ... 75
Figura 5. 4 Coordinación relevador-fusiblen con operación selectiva de la unidad instantanea. ... 75
Figura 5. 5 Coordinacion relevador-fusible ... 76
Figura 5. 6 Coordinación de protecciones para falla trifásica en el bus de 23kV ... 89
Figura 5. 7 Coordinación de protecciones para falla monofásica en el bus de 23kV ... 90
Figura 5. 8 Coordinación de protecciones para falla trifásica al próximo elemento de protección ... 91
Tabla 3. 1 Identificación por tensiones de operación ... 32 Tabla 3. 2 Identificación por protecciones primarias para líneas y alimentadores ... 32
Capítulo 4
Tabla 4. 1 Intervalo de ajuste de la función 87T ... 52
Capítulo 5
LyFC = Luz y Fuerza del Centro
RTC = Relacion de transformación
C.D. = Corriente Directa
C.A. = Corriente Alterna
Hz = Hertz
Va1,Vb1,Vc1 = Tensiones de secuencia positiva
Va2, Vb2,Vc2 = Tensiones de secuencia negativa
Va0,Vb0,Vc0 = Tensiones de secuencia cero
a = operador 1∟120°
VA = Tension en la fase A
VB = Tension en la fase B
VC = Tension en la fase C
YBUS (+) = Matriz de admitancias de secuencia positiva
YBUS (−) = Matriz de admitancias de secuencia negativa
YBUS (0) = Matriz de admitancias de secuencia cero
ZBUS (+) = Matriz de impedancias de secuencia positiva
ZBUS (−) = Matriz de impedancias de secuencia negativa
ZBUS (0) = Matriz de impedancias de secuencia cero
1= tensión de secuencia positiva en el punto de falla
� 3� = corriente de cortocircuito trifásica
� 1� = corriente de cortocircuito monofásica
1= defasamiento angular de 30° en una conexión de transformador delta-estrella
DAB = sentido de la secuencia de fases en una conexión en delta
Pick-Up = corriente mínima de operación para relevadores de sobre corriente
Vcc = tensión de corriente directa
A = Ampere
In = corriente nominal
VA = Volt-Ampers
∆ = Conexión delta de los devanados del transformador
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN
1.1 Introducción
En la actualidad el Sistema Eléctrico de Potencia va en constante crecimiento, ya sea con la implementación de nuevas cargas, o con la puesta en servicio de nuevas plantas generadoras, dicho sistema está conformado de diferentes circuitos eléctricos.
Un circuito eléctrico cuenta con varios componentes necesarios para poder llevar a cabo su tarea que es el transporte de energía eléctrica, dichos componentes tienen una función específica la cual contribuye al transporte y distribución de energía eléctrica.
Se sabe que los elementos de un sistema de potencia, en su gran mayoría, son muy costosos, tanto en mantenimiento como en su adquisición, es por ello que se buscan proteger de todo tipo de situaciones que pueda alterar la funcionalidad o en una situación extrema dañarlo.
Para el funcionamiento correcto y eficiente de una red eléctrica es necesario contar con transformadores de corriente y de potencial (transformadores de instrumento o medición), interruptores encargados de conectar o desconectar circuitos, seccionadores, restauradores, fusibles. Los instrumentos de medición son necesarios para obtener información de las variables eléctricas, para realizar diferentes tipos de estudios, por ejemplo, la protección del sistema eléctrico de potencia.
En la nueva división Valle de México Sur de CFE, en el área de Toluca se
encuentra una subestación de nombre “San Francisco” la cual presenta diversas
deficiencias, ya sea por los equipos los cuales son ineficientes, por falta de mantenimiento o por la tecnología obsoleta del equipo, por estas razones es necesario realizar los estudios correspondientes para obtener una mejor y renovada coordinación de protecciones, la cual permitirá tener un sistema más seguro, estable y eficiente.
La coordinación protecciones tiene como finalidad contar con un sistema seguro de acuerdo a sus diferentes protecciones presentadas en dicha red eléctrica, mediante la detección de la falla y protección del sistema ante dicha falla, tratando de desconectar el equipo eléctrico en riesgo, y así proteger la instalación y tratar de minimizar la interrupción del servicio de energía eléctrica.
1.2 Objetivo.
1.2 Objetivos específicos
En la Subestación Eléctrica San Francisco que opera con 4 alimentadores en 2 módulos conectados en anillo para su coordinación de protecciones requiere:
Realizar el cambio de relevadores digitales por relevadores
microprocesados con tecnología de punta para una mejor operación de la subestación.
Determinar y analizar las corrientes de corto circuito para verificar las
capacidades de corto circuito de dispositivos de protección y tableros, con la finalidad de aplicarlo en el estudio de coordinación de protecciones.
Utilizar el software ASPEN para la simulación de fallas y así poder realizar
la coordinación correcta de protecciones.
Cumplir con la normatividad especificada por CFE para la protección de la
subestación San Francisco.
Estos puntos habrán de estar presentes a lo largo del proyecto, el cual tiene los siguientes objetivos específicos:
Elaborar el panorama del funcionamiento de la Subestación Eléctrica San
Francisco.
Diagnosticar la operación de los esquemas de protección contenidos en la
subestación.
Diseñar un plan de acción para modernizar los relevadores el sistema de
protecciones actual en la Subestación Eléctrica.
Implementar el plan de acción en la Subestación Eléctrica con la
colaboración de personal de CFE.
Valorar la mejora alcanzada en el sistema de protecciones de la
1.3 Justificación
Debido a la extinción de la compañía de Luz y Fuerza del Centro encargada de la distribución y comercialización de energía eléctrica en la zona centro del país y al hacerse cargo la Comisión Federal de Electricidad de las actividades realizadas por esta empresa es necesario que todos los componentes del sistema eléctrico entren en homologación con la CFE, con el fin de tener un sistema apegado a las normas establecidas por este organismo.
En este caso, se busca analizar y realizar un estudio en la Subestación San Francisco debido a que se presentan las siguientes situaciones:
Equipos de protección fuera de normatividad con respecto a CFE.
Fallas insipientes del esquema de protección por no cumplir con las
especificaciones.
Diferente filosofía en criterios de ajuste o coordinación de protecciones.
Operaciones incorrectas de equipos actuales por la propia lógica o
algoritmos del fabricante ARTECHE.
Implementación de tecnología de punta en el sistema de protección
Por estas situaciones se ha decidido realizar una renovación de equipos de protección y a la vez realizar un nuevo estudio de protección apegados a la normatividad de CFE.
1.4 Alcances y limitaciones
Los alcances que el proyecto presenta son los siguientes
El presente proyecto pretende relacionar criterios teóricos con prácticos
aprovechando la oportunidad del cambio de relevadores por falla de los instalados.
Mediante la colaboración de personal de Comisión Federal de Electricidad
se realizará el cambio a relevadores microprocesados para eficientizar las diferentes protecciones.
Actualización de diagramas de control y esquemático de protecciones por la
implementación de nuevos relevadores.
Realizar un estudio de la mejora alcanzada en el área de protecciones de la
subestación San Francisco a partir de la implementación de este proyecto.
Las limitaciones que el proyecto presenta son las siguientes
El presente proyecto en el tiempo solo comprende de 8 meses
Las pruebas realizadas en forma real en la subestación, serán las menos
posibles para evitar poner fuera de servicio los diferentes circuitos involucrados en esta subestación.
La visita a la subestación para la obtención de algún tipo de información
solo podrá ser con personal de CFE, debido a que el acceso está restringido externo a la empresa.
Los encargados del proyecto solo tienen acceso en los horarios
establecidos por el personal de CFE a la Subestación en estudio.
Los encargados del proyecto están limitados a la toma de decisiones en
forma individual y sin consulta de personal de CFE.
El quipo de prueba es herramienta de trabajo de CFE por lo que el uso de
CAPÍTULO 2 CORTOCIRCUITO
2.1Introducción
Todos los sistemas eléctricos de potencia son diseñados para satisfacer la demanda de energía eléctrica, la cual se debe suministrar de la más alta calidad, continuidad y con la mayor seguridad posible, lamentablemente no siempre es esto posible, puesto que el sistema está expuesto a perturbaciones que afectan su estabilidad.
Los sistemas eléctricos de potencia se diseñan para estar libres de fallas como sea posible, mediante el uso de equipo especializado y diseños cuidadosos, así como técnicas modernas de construcción y un mantenimiento apropiado [1]. Las fallas a las que este está expuesto el sistema eléctrico pueden ser de naturaleza permanente o de naturaleza transitoria. Las fallas de naturaleza permanente son aquellas donde la pérdida del aislamiento del sistema es permanente y no se puede recuperar, y las fallas de naturaleza transitoria son aquellas donde la pérdida del aislamiento del sistema es momentánea, lo cual significa que este es recuperable y no afecta de la misma forma que lo hacen las fallas permanentes.
En un sistema eléctrico trifásico la magnitud de la corriente de cortocircuito depende del tipo de falla que se produzca. La falla de mayor magnitud es la falla trifásica, es decir, la falla entre las tres fases que integra el sistema y la de menor magnitud es la falla monofásica a tierra. Siendo la falla trifásica la falla con menor probabilidad de ocurrencia y la falla monofásica a tierra con la mayor probabilidad de ocurrencia.
Es imperativo tener en cuenta la corriente de cortocircuito al momento de diseñar un sistema eléctrico de potencia, así como las protecciones eléctricas que le brindaran protección contra esta corriente de cortocircuito. Ya que esto permitirá brindar un servicio de calidad y mantener el sistema seguro ante eventualidades que puedan presentarse.
2.2 Definición de cortocircuito.
Un cortocircuito es una conexión anormal (incluido el arco eléctrico) de relativamente baja impedancia, ocasionada de forma accidental o intencional, entre dos puntos de diferente potencial [2]. Un cortocircuito ocasiona una corriente denominada corriente de cortocircuito, el máximo valor de dicha corriente está directamente relacionado con la capacidad del sistema eléctrico de potencia que suministra energía al circuito en donde se produce la falla que origina la corriente de cortocircuito, y es independiente de la corriente de carga del circuito. Los factores que determinan la magnitud y la duración de la corriente de cortocircuito son el tipo de falla, las fuentes que aportan corriente a la corriente de falla y la impedancia presente entre dichas fuentes y el punto de cortocircuito [3].
2.2.1 Origen y consecuencia del cortocircuito.
todas las precauciones, las fallas se producen en el sistema. Algunas causas probables de este tipo de fallas son [3]:
Presencia de animales en el equipo.
Equipos conectados erróneamente.
Fuentes de tensión.
Deterioro del aislamiento por envejecimiento.
Voltaje o estrés mecánico aplicado a los equipos.
Acumulación de contaminación (suciedad) y humedad.
La intrusión de objetos metálicos o conductores de la electricidad en los
equipos.
Otro tipo de causas de origen indeterminado.
Cuando ocurre un cortocircuito, se presentan diversas situaciones que se manifiestan con distintos fenómenos, como son [3]:
Las corrientes de cortocircuito suelen ser de gran magnitud por lo que
introducen una gran cantidad de energía al sistema.
En el punto de falla puede producirse un arco eléctrico, que podría dañar al
equipo adyacente e incluso provocar daño al personal que se encuentre cercano a él.
Las máquinas eléctricas rotatorias (motores y generadores) pueden
contribuir a la corriente de cortocircuito en caso de presentarse en el sistema.
Todos los componentes por los cuales fluye la corriente de cortocircuito se
ven sometidos a esfuerzos térmicos y mecánicos provocados por la magnitud de la corriente de falla.
La tensión del sistema cae en proporción a la magnitud de la corriente de
2.2.2 Corrientes de cortocircuito simétrica y asimétrica.
Los términos “corriente simétrica y asimétrica” describe la forma de onda de la corriente altera alrededor del eje cero. Si la envolvente de los picos negativos y positivos de la onda de corriente es simétrica alrededor del eje cero, se le llama
“envolvente de corriente simétrica” como se muestra en la figura 2.1. Si la envolvente de los picos positivo y negativo no es simétrica alrededor del eje cero,
[image:21.612.187.412.303.468.2]se le llama “envolvente de corriente asimétrica” como se muestra en la figura 2.2. La envolvente es una línea que se traza sobre los picos o las crestas de las ondas [3].
Figura 2. 2 Envolvente de corriente asimétrica
Las corrientes de cortocircuito generalmente son asimétricas durante los primeros ciclos después que ocurra el cortocircuito y contiene dos componentes, una componente de corriente directa (C.D.) y una de corriente alterna (C.A.). La componente de C.D. se muestra en la figura 2.3, esta componente gradualmente decae a cero después de un par de ciclos. Una onda típica asimétrica de corriente de cortocircuito se muestra en la figura 2.2.
[image:22.612.184.431.442.605.2]2.2.3 Efectos dinámicos de la corriente de cortocircuito
Los efectos dinámicos de las corrientes de cortocircuito son de doble naturaleza, ya sea porque están relacionados con la dilatación térmica de los materiales o por las fuerzas de atracción y repulsión que se manifiestan durante la perturbación. Estos esfuerzos dinámicos provocan esfuerzos de naturaleza mecánica en las partes rígidas de las instalaciones como pueden ser las barras rígidas en las subestaciones eléctricas, los tableros de fuerza, etc. [4].
En el caso de los cables de potencia, por lo general cuando tienen aislamiento de polietileno se deforman por las bruscas elevaciones de temperatura, mientras que en el caso de medios aislantes con diferentes coeficientes de dilatación se tienen deformaciones menos apreciables. Las deformaciones en los cables están por lo tanto estrechamente relacionadas con sus características constructivas [4].
2.2.4 Efectos térmicos de la corriente de cortocircuito.
Las consecuencias térmicas de las corrientes de cortocircuito sobre las instalaciones aún cuando en la primera etapa no tienen mucha importancia, después, cuando la energía térmica acumulada se difunde a todas la partes no metálicas de la instalación, puede provocar problemas severos. Lo cual puede presentarse cuando corrientes de cortocircuito muy elevadas en unos cuantos segundos, ademas cuando los medios refrigerantes y los aislamientos no tienen el tiempo suficiente para absorber la sobretemperatura que se presenta de improviso. Los puntos más delicados y fáciles de ceder son es este caso las partes metálicas mecánicamente más frágiles, donde el considerable efecto térmico se suma a las solicitaciones dinámicas producidas por las corrientes de cortocircuito [4].
2.3. Tipos de cortocircuito
capacidad de interrumpir cualquier tipo de falla que se pueda presentar, las fallas que se pueden presentar son las que se indican a continuación:
2.3.1. Cortocircuito monofásico.
Es la corriente que se presenta cuando ocurre una falla entre una línea y la tierra como se muestra en la figura 2.4, la falla sólida de fase es por lo general igual o ligeramente menor que la falla trifásica, excepto cuando se conectan los neutros a tierra a través de un valor elevado de impedancia, donde el valor de corriente es significativamente menor [1]. Un cortocircuito monofásico generalmente es del tipo más común de fallas que se presentan en un sistema eléctrico de potencia, el cual tiene una ocurrencia del 80% de los casos [5,6].
2.3.2. Cortocircuito bifásico.
[image:24.612.248.399.355.466.2]Esta tipo de falla se presenta cuando dos fases se conectan entre sí físicamente o por medio de un arco eléctrico como se muestra en la figura 2.5. En la mayoría de los sistemas trifásicos, los niveles de falla sólida de fase a fase son de aproximadamente el 87% de la corriente de falla trifásica, debido a esto, el cálculo de esta falla no siempre se requiere, ya que no representa el valor máximo [1]. Este tipo de cortocircuitos generalmente se producen en el 15% de las veces cuando ocurre una falla en un sistema eléctrico de potencia [5,6].
2.3.3 Cortocircuito trifásico.
Una falla trifásica describe la condición en que los tres conductores, es decir, las tres fases se unen físicamente con un valor muy bajo de impedancia entre ellas, mostrada en la figura 2.6. Este tipo de condiciones de falla no es el más frecuente en ocurrencia, pero por lo general, es de mayor valor que todas las otras fallas. Este tipo de falla se presenta en solo en 5% de las veces que ocurre una falla en un sistema eléctrico de potencia [5,6].
2.4 Fuentes de aportación a la corriente de cortocircuito.
[image:25.612.249.374.101.180.2]Cuando ocurre una falla en algún punto de la red eléctrica y genera una corriente de cortocircuito, la magnitud de dicha corriente está dada por la magnitud de corriente que puedan aportar los equipos eléctricos de generación de energía eléctrica cercanos al punto de falla.
Figura 2. 5 Cortocircuito bifásico
2.4.1 Generadores
Los generadores eléctricos están conectados por turbinas o primo motores, de modo que cuando ocurre un cortocircuito alimentado por el generador, este tiende a seguir produciendo voltaje debido a que la excitación del campo se mantiene y el primo motor continúa accionado al generador a la velocidad nominal. El voltaje generado produce una corriente de cortocircuito de gran magnitud que circula del generador al punto del cortocircuito. El valor de esta corriente, se encuentra limitado solo por la impedancia del generador [1].
2.4.2 Motores síncronos
Los motores síncronos son construidos de manera similar a los generadores, tienen un devanado de campo excitado por corriente directa y un devanado del estator por el cual circula la corriente alterna. Cuando se presenta un cortocircuito en el sistema, el voltaje se reduce a un valor muy bajo. En consecuencia, el motor suspende la entrega de energía a la carga mecánica e inicia su frenado lentamente. Sin embargo, debido a la inercia de la carga y del rotor, este continúa girando, esto quiere decir que la energía rotatoria de la carga y el rotor manejan al motor síncrono justamente, como el primo motor maneja al generador. En estas condiciones, el motor síncrono se convierte en generador y delibera corriente de cortocircuito por varios ciclos después de que ocurrió la falla [1]. El valor de la corriente de cortocircuito producida por el motor depende de la impedancia del mismo y del sistema al punto donde ocurre el cortocircuito [7].
2.4.3 Motores de inducción
rotor, pero existe el flujo que permanece de manera residual en el rotor después de haber cesado su operación normal.
El flujo del rotor permanece normal en la medida que el voltaje es aplicado al estator por la fuente externa. Sin embargo, si la fuente externa de voltaje fuera súbitamente removida, como ocurre cuando se presenta un cortocircuito en el sistema, el flujo en el rotor no decae instantáneamente.
Debido a que el flujo no puede decaer instantáneamente y la acción de la inercia de las partes rotatorias del motor de inducción mantienen girando al rotor, se genera una tensión en el devanado del estator inducida por el flujo del rotor, esto produce una corriente que circula hacia el punto de falla, hasta que el flujo del rotor decae a cero. Esta corriente decae casi por completo en aproximadamente 4 ciclos (para una frecuencia de 60 Hz), esto se debe a que el flujo no es suficiente para mantener la corriente por mucho tiempo [1].
La magnitud de la corriente producida por un motor de inducción, depende de la impedancia del propio motor y de la impedancia del sistema en el punto en que ocurre la falla. Dicha impedancia del motor de inducción en el momento del cortocircuito corresponde muy aproximadamente a la impedancia a rotor bloqueado. En consecuencia, el valor inicial de la corriente del motor de inducción al ocurrir un cortocircuito, es aproximadamente igual al valor de la corriente de arranque a rotor bloqueado del motor [1].
2.5 Método de las componentes Simétricas.
El método de las componentes simétricas consiste en descomponer un sistema
desbalanceado de n fasores relacionados en un sistema de n fasores balanceados
llamadas componentes simétricas. Los n fasores de casa conjunto de
Componentes de secuencia positiva (figura 2.7): consiste en tres fasores de igual magnitud y desplazados 120° uno de otro, los cuales tienen la misma secuencia que los fasores originales.
Componentes de secuencia negativa (figura 2.8): consiste en tres fasores
de igual magnitud y desplazados 120° uno de otro, los cuales tienen una secuencia de fases opuesta a los fasores originales.
Componentes de secuencia cero (figura 2.9): consiste en tres fasores de
igual magnitud y sin desplazamiento uno de otro.
[image:28.612.255.363.371.468.2]Figura 2. 7 Fasores de secuencia positiva
Figura 2. 8 Fasores de secuencia negativa
Para poder relacionar entre las componentes simétricas de distinta secuencia se
hace uso de operador a el cual es un vector de magnitud unitaria y módulo de
120°, sobre el plano complejo.
Si las relaciones de las componentes simétricas se les aplica el operador a
quedaría de la siguiente manera:
= 0+ 1+ 2 (2.1)
= 0+��( 1) +�( 2) (2.2)
= 0+�( 1) +��( 2) (2.3)
Representándolo de forma matricial:
=
1 1 1 1 �2 � 1 � �2
×
0 1 2
(2.4)
0 1 2
= 1
3
1 1 1 1 � �2 1 �� �
× (2.5)
Con lo cual se está en posibilidades de calcular cantidades de fase, conocidas las componentes simétricas y calcular las componentes simétricas en función de las cantidades de fase [8]. Las relaciones anteriores son también aplicables al análisis de las corrientes.
1. Voltajes de secuencia positiva, negativa y cero, inducen únicamente corrientes de secuencia positiva, negativa y cero, respectivamente.
2. Corrientes de determinada secuencia, solo podrán producir voltajes de esa misma secuencia.
3. Los elementos activos de la red, solo generan voltaje de secuencia positiva. 4. Los voltajes de secuencia negativa y cero se consideran generados en el punto de falla; disminuyendo en magnitud tan pronto se alejan de ese punto.
5. El voltaje de secuencia positiva es cero en el punto de falla y máximo en los puntos de generación.
6. Las corrientes de secuencia cero al estar en fase y ser del mismo tamaño, necesitan de un neutro para retornar.
2.6 Métodos de cálculo de cortocircuito.
Existen diversos métodos para determinar la magnitud de la corriente de cortocircuito, cada método se utiliza dependiendo de la red o sistema donde se pretende realizar el cálculo de dicha corriente.
2.6.1 Método Zbus y Ybus.
Para realizar este método se hacen las siguientes suposiciones:
No se toman en cuenta las cargas conectadas al sistema que no sean
motores, ni otras conexiones de fase a neutro, como las que representa la capacitancia de las líneas de transmisión o la excitación de los transformadores. Esto equivale a considerar que antes de la falla no circula ninguna corriente por la red [9].
Si no se conocen los voltajes que existen en los distintos puntos de la red
antes de que ocurra una falla, puede considerarse que su valor expresado en por unidad es igual a uno [9].
1. Construir las redes de secuencia positiva, negativa y cero, del sistema a analizar.
2. Formar las matrices +, − , 0 :
nn n n n n BUS Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y 2 1 2 22 21 1 12 11 ) ( (2.6)
El tamaño de dicha matriz dependerá del número de nodos de la red. Los elementos dentro de la diagonal principal de la matriz corresponden a la suma de las admitancias conectadas nodo correspondiente, y los elementos fuera de la diagonal corresponden al negativo de la admitancia del elemento conectado entre ambo nodos. Si no hay elemento conectado entre dos nodos, la admitancia es cero, lo cual significa que la impedancia entre los dos nodos tiende a infinito.
Las demás matrices se construyen de igual manera, con sus respectivas redes de secuencia.
3. Determinar las matrices de impedancias de red (+), (−)y (0).
(+) −1 =
(+) (2.7)
(−) −1 =
(−) (2.8)
(0) −1 =
(0) (2.9)
impedancias obtenidas en la matriz en la diagonal principal en el respectivo
nodo (elemento ). Posteriormente haciendo uso de la componentes
simétricas, para el cálculo de las corrientes de falla se obtienen las siguientes fórmulas.
Para la corriente de cortocircuito monofásica:
Icc1Φ
=
3 1(+)+ (−)+ (0)
(2.10)
Para la corriente de cortocircuito trifásico:
Icc3Φ
=
1 (+)(2.11)
2.6.2. Método de las impedancias.
El método de las impedancias permite calcular las corrientes de falla en cualquier punto de una instalación, con una precisión aceptable. Consiste en sumar separadamente las diferentes resistencias y reactancias del circuito donde ocurre la falla, añadiendo después las aportaciones del generador, hasta el punto considerado; después se calcula también la impedancia correspondiente. La corriente de cortocircuito se obtiene aplicando la ley de Ohm para la corriente de cortocircuito trifásica como lo indica la ecuación 2.12:
�
=
3 (2.12)
2.6.3. Método convencional.
Este método permite calcular las corrientes de cortocircuito mínimas y las corrientes de falla en el extremo de una red, sin conocer las impedancias o las corrientes de cortocircuito de la instalación arriba del circuito considerado.
Se basa en la hipótesis de que la tensión en el origen del circuito, durante el tiempo de cortocircuito, es igual al 80% de la tensión nominal.
Este método no tiene en cuenta la reactancia de los conductores para secciones
inferiores a 150 2. Este método se usa sobre todo para los circuitos finales
suficientemente alejados de las fuentes de alimentación. No se puede utilizar en circuitos alimentados por un alternador [5].
2.6.4. Método por norma IEC 60909.
La norma IEC 60909 se aplica a todas las redes, radiales y malladas, hasta 550 kV [5].
CAPÍTULO 3 FILOSOFÍA DE PROTECCIÓN POR RELEVADORES
3.1. Introducción
La protección de un equipo consiste en evitar el daño parcial o total del mismo, dicha protección se logra al aislar el equipo ante la existencia de alguna sobrecorriente o sobretensión.
La protección por relevadores es una característica muy importante que se implementa en los diseños de los sistemas eléctricos de potencia, dicha característica está relacionada con mantener tanto la calidad como continuidad del servicio ante eventos adversos como lo son las fallas, procurando que estas fallas se presenten mínimamente durante un tiempo corto y con esto brindar confiabilidad y seguridad al sistema.
La función de proteger por relevadores está basada en la desconexión del sistema en forma parcial o total cuando el sistema comienza a funcionar anormalmente, y esto pueda generar algún daño o interfiera de forma directa con el funcionamiento eficaz del sistema.
Esta protección actúa directamente sobre los interruptores, que son los elementos del sistema que desconectan el equipo defectuoso o en falla, los interruptores están localizados de tal manera que cada uno de los elementos pueda desconectarse totalmente del sistema.
3.2 Criterios de diseño para la protección por relevadores.
Para la implementación de un sistema de protección adecuado, se debe cubrir ciertos criterios de protección, los cuales nos permiten dividir el sistema eléctrico en diferentes zonas, teniendo en cada zona un grupo de relevadores sin dejar ninguna zona sin la cobertura por parte de la protección. Los criterios aplicados al sistema de protecciones son: simplicidad, selectividad, economía, confiabilidad y velocidad, que se definen de la siguiente manera [10]:
3.2.1 Simplicidad
Este criterio hace referencia al uso en menor cantidad de equipo y conexión del equipo para que el sistema de protecciones tenga una excelente funcionalidad, destacando que una protección o en un sistema de protección se debe evitar complejidades innecesarias, ya que éstas serían fuentes de riesgo que comprometerían el cumplimiento de las propiedades que deben caracterizar su funcionamiento.
3.2.2 Selectividad
ocurridas en su área de protección y, por tanto, la selectividad resulta ser una cualidad inherente al propio funcionamiento de la protección. En los casos en que las protecciones si son sensibles a fallas ocurridas fuera de su área de vigilancia la selectividad puede lograrse, por ejemplo, mediante un adecuado ajuste de condiciones y tiempos de actuación en coordinación con el resto de protecciones relacionadas.
3.2.3 Economía
La valoración económica no debe restringirse solamente al elemento directamente protegido, sino que debe tener en cuenta las consecuencias que implicarían el fallo o funcionamiento anómalo del mencionado elemento.
3.2.4 Confiabilidad
Una protección fiable es aquella que responde siempre correctamente. Esto significa que la protección debe responder con seguridad y efectividad ante cualquier situación que se produzca. No debe confundirse la respuesta de la protección con su actuación u operación. La protección está vigilando continuamente lo que pasa en el sistema y, por tanto, está respondiendo en cada instante en función de las condiciones que en él se producen. En consecuencia, la respuesta de la protección puede ser tanto de actuación como de no actuación. Por otra parte, cuando la protección debe actuar, es necesario que todas las etapas que componen el proceso de despeje de la falla sean cumplidas correctamente.
El fallo en cualquiera de ellas implicaría que la orden de actuación dada por la protección no podría ser cumplida con la debida obediencia por el interruptor correspondiente.
operará correctamente aunque haya transcurrido un largo periodo de tiempo desde la última ocasión en que haya realizado alguna operación.
3.2.5 Velocidad
Tras haber sido detectada, una falla debe ser despejada lo más rápidamente posible. Cuanto menos tiempo se tarde en aislar la falla, menos se extenderán sus efectos y menores daños y alteraciones se producirán al reducirse el tiempo de permanencia bajo condiciones anómalas en los diferentes elementos. Todo ello redunda en una disminución de los costes y tiempos de restablecimiento de las condiciones normales de operación, así como de reparación o reposición de equipos dañados.
La rapidez con que puede actuar una protección depende directamente de la tecnología empleada en su construcción y de la velocidad de respuesta del sistema de mando y control de los interruptores automáticos asociados a la misma.
Sin embargo, un despeje óptimo de la falla no exige que todas las protecciones que la detectan actúen de forma inmediata. En función de esta característica las protecciones se clasifican en:
Protecciones instantáneas.
Son aquellas que actúan tan rápido como es posible si es que una falla se ha producido dentro del área que vigilan directamente. En la actualidad, el tiempo usual de despeje de una falla en alta tensión mediante una protección instantánea puede situarse en el entorno de dos o tres ciclos. Si el tiempo de despeje es menor la protección se denomina de alta velocidad.
Protecciones de tiempo diferido o con retraso en tiempo.
3.3 Protecciones de transformador y alimentadores.
Los transformadores de potencia son los elementos más costosos dentro de una subestación, y es por esto que se debe tener especial cuidado para implementar una protección a estos equipos. Para la protección del transformador se utiliza el relevador de protección diferencial de porcentaje (utilizada para proteger transformadores a partir de 10 MVA) como protección primaria, como protección de respaldo se utiliza un relevador de sobrecorriente de fases en el lado de alta tensión y un relevador de sobrecorriente en el neutro de la estrella del transformador.
En el caso de los alimentadores, estos son protegidos con relevadores de sobrecorriente para fases y para neutro, en forma instantánea y con retardo de tiempo.
3.3.1 Protección diferencial de banco (87T)
[image:38.612.171.472.503.653.2]Un relevador diferencial se puede definir como aquel que opera cuando la diferencia vectorial de dos o más cantidades eléctricas similares excede una cantidad determinada [11]. En la mayoría de las aplicaciones con relevadores diferenciales su utiliza el de tipo corriente diferencial y el más extensamente usado en funciones de protección es el relevador diferencial de porcentaje. Como se muestra en la siguiente figura 3.1.
Este tipo de relevadores opera únicamente con fallas internas dentro de la zona de
protección definida por la ubicación de los TC’s. Por lo tanto, para utilizar este tipo de protección a transformadores de potencia se debe tomar en cuenta las
relaciones y las conexiones de los TC’s en los lados opuestos del transformador,
tales que compensen el cambio de magnitud y el ángulo de fase entre las corrientes del transformador.
La corriente diferencial requerida para que el relevador funcione es una magnitud variable, debido al efecto de la bobina de restricción. Siendo el número de vueltas de ambas bobinas (operación y restricción) el mismo, se establece que la
magnitud de operación es proporcional a �1− �2 y la magnitud de restricción, es
proporcional a (�1+�2)/2, ya que la bobina de operación está conectada en el
punto medio de la bobina de operación. La característica de operación diferencial de porcentaje se muestra en la siguiente figura 3.2.
La implementación de este tipo de relevadores diferenciales de porcentaje para la protección de transformadores de potencia es debido a la necesidad de
compensar además de la diferencia de relación de los TC’s de alta y baja tensión,
las diferencias en las corrientes secundarias ocasionadas por el cambio de TAP’s
[image:39.612.179.454.371.558.2]del transformador.
3.3.2 Compensación del defasamiento angular de las corrientes en una conexión Δ/Y de un transformador de potencia.
Existen diversas causas que pueden ocasionar una falsa operación en una protección diferencial de un transformador, ya sea durante la operación normal del transformador o durante una falla externa. Una de esas causas es el defasamiento angular de las corrientes de línea del transformador, que depende de la conexión de los devanados del transformador. Se debe de tener especial cuidado al momento de compensar esta diferencia angular, ya que una diferencia en las corrientes censadas por el relevador ocasionaría falsas operaciones de la protección diferencial.
En los relevadores electromecánicos la compensación angular de estas corrientes
se tenía que realizar antes de que las terminales de los secundarios de los TC’s se
conectaran a las terminales de dicho relevador, es decir, que los secundarios de
los TC’s se conectaban dependiendo de la conexión de los devanados del transformador, una regla que generalmente se utiliza es la de conectar los
secundarios de los TC’s en delta si el devanado del transformador se encuentra en
estrella y conectar en estrella los secundarios de los TC’s si el devanado del
transformador se encuentra conectado en delta. Actualmente, con la introducción de relevadores microprocesados ya no es necesario realizar esta tarea, puesto que estos relevadores microprocesados tienen la opción de compensar las corrientes del transformador mediante el software interno que poseen para dicho propósito, simplemente con indicarles el tipo de conexión del transformador mediante software el relevador compensa el defasamiento que exista en la conexión del transformador.
La conexión de este transformador que se muestra en la figura 3.3 es una delta en el lado de alta tensión y en estrella en el lado de baja tensión, el defasamiento entre corrientes es de múltiplos de 30° respecto a cada fase, para facilitar el proceso de compensación se toma cada 30° como una posición de las horas en un reloj tomando como referencia las 12 horas. Para compensar las corrientes mediante esta nomenclatura se toma como referencia el fasor de linea (se toma a las 12 en la posición del reloj) de la delta del lado de alta conectado como se indica (DAB que indica la secuencia de fases) y se compara con la posición del vector de fase de la conexión en lado de baja tensión, que en este caso tiene un desplazamiento de 30° en la dirección de las manecillas del reloj respecto al fasor de referencia del lado de alta, lo cual significa que este fasor aparecerá de acuerdo al sentido horario a la 1 en el reloj. Por lo que esta conexión
específicamente se conoce como Dy1, la letra “D” en mayúscula indica la conexión
del devanado del alta del transformador y la letra “y” en minúscula indica la conexión del transformador en el lado de baja tensión, el numero “1” indica el
defasamiento angular en múltiplos de 30° entre las corrientes del transformador.
[image:41.612.149.428.74.176.2]Para lo relevadores modernos únicamente se les indica esta conexión y el defasamiento que existe, la compensación la realiza internamente, por lo tanto la conexión de los TC´s se puede realizar en estrella en ambos lados del transformador sin importar el tipo de conexión que presente el transformador de potencia.
3.3.3 Protección de sobrecorriente (50/51)
La protección de sobrecorriente, en los sistemas de protección es de las más comúnes, debido a que una sobrecorriente es la anomalía que ocurre con mayor frecuencia y es definida de la siguiente manera [19]:
La protección de sobrecorriente es la protección que actúa al existir un aumento de corriente por arriba de los valores normales de operación.
El funcionamiento del esquema de protección depende de lo siguiente: a) El nivel mínimo de corriente establecido para su operación (Pick Up)
b) El tiempo en el cual la protección opera, es decir, la respuesta que tendrá el esquema de protección con respecto al tiempo.
La protección de sobrecorriente opera de forma instantánea (50) o con retardo de tiempo (51).
La protección de sobrecorriente instantánea es aquella que actúa, en un rango promedio de 2 a 3 ciclos al existir una corriente mayor establecida en los ajustes. Esta protección es utilizada generalmente en los sistemas radiales.
La protección de sobrecorriente con retardo de tiempo es aquella que su tiempo de operación varia en forma inversa a la corriente que circula por el relevador, es decir, a mayor corriente menor el tiempo de operación. Esta característica de operación puede ser:
De tiempo definido
De tiempo inverso
De tiempo muy inverso
De tiempo extremadamente inverso
Una vez definida la característica de operación, se buscan las curvas correspondientes, las cuales difieren por el rango en el cual el tiempo de operación decrece al aumentar el valor de la corriente.
Figura 3. 4 Curvas de tiempo corriente para cada característica de operación
Los esquemas de protección de sobrecorriente se implementan para proteger las fases o el neutro del sistema.
El esquema de fases es utilizado para que el relevador opere al existir una falla bifásica o trifásica en el sistema eléctrico, utilizado principalmente en sistemas radiales. El esquema de neutro es utilizado para que el relevador opere al existir una falla monofásica o bifásica a tierra, utilizado de igual forma en sistemas radiales pero también en transformadores.
3.4. Nomenclatura de acuerdo ANSI
[image:44.612.79.530.221.375.2]La nomenclatura utilizada en las subestaciones se da por normatividad de CFE apegada a la normatividad ANSI, descrita a continuación en la tabla 3.1 Identificación por tensiones de operación [13]:
Tabla 3. 1 Identificación por tensiones de operación
Nomenclatura Aplicación
5 Tensiones de 44 kV y menores
7 Tensiones mayores de 44 kV y hasta
161 kV
9 Tensiones mayores de 161 kV y hasta
230 kV
A Tensiones de 400 kV
[image:44.612.76.530.511.663.2]La asignación de nomenclatura que tendrá que existir en una subestación para las protecciones primarias a líneas y alimentadores se describe en la tabla 3.2 Identificación por protecciones primarias para líneas y alimentadores.
Tabla 3. 2 Identificación por protecciones primarias para líneas y alimentadores
Nomenclatura “ANSI” Protección Primaria
50 Sobrecorriente instantánea
51 Sobrecorriente temporizado
67 Sobrecorriente direccional
21 Distancia
85 Comparación direccional
3.5 IDENTIFICACIÓN DE LAS SECCIONES
Para poder dar la correcta nomenclatura de las secciones y tener una correcta
identificación se procede a ir a la especificación V6700-62 “Tableros de protección,
control y medición para subestaciones eléctricas” [14].
3.6 Especificaciones del relevador que debe cumplir según CFE
Las especificaciones y características necesarias para que el relevador que se instalara esté en norma con CFE son obtenidas de la especificación CFE G0000-81 “Caracteristicas Tecnicas para Relevadores de Proteccion” [13], de las cuales las más importantes son mencionadas a continuación.
Las funciones requeridas que debe tener el relevador son:
Todos los relevadores utilizados para las diferentes protecciones deben de ser microprocesados, y deben de contar con lo siguiente [13]:
a) Funciones principales y adicionales solicitadas en características particulares
b) Registro secuencial de eventos c) Registro de falla y oscilografía
d) Debe contar con contraseña de seguridad (password) que restrinja el acceso al relevador
e) Debe contar con memoria no volátil para que en caso de pérdida de alimentación de Vcc, no se pierdan los valores de ajuste y configuración. f) Debe contar con interfaz humano máquina (IHM).
g) Función de auto diagnóstico que supervise el funcionamiento del relevador, verificando al menos: los niveles de tensión de salida de la fuente de alimentación interna y el correcto funcionamiento de los convertidores analógico digital y de los microprocesadores.
h) Sincronización del reloj interno.
Las funciones solicitadas en esta especificación y las solicitadas en características particulares que sean habilitadas para trabajar simultáneamente, no deben interferir entre ellas, ni en sus tiempos de operación.
3.6.1 Registro de eventos
El relevador debe contar con registros de memoria no volátil del tipo circular para almacenar cuando menos los últimos 100 eventos (a menos que se especifique otro número en las características particulares [13]).
Entre los conceptos que pueden generar un reporte de evento por selección del usuario, se tienen los siguientes:
Cambios en el estado de las entradas y salidas digitales,
Activación (“pick-up”) y reposición (“drop-out”) de los elementos de
protección, medición, control y monitoreo disponibles en el propio relevador. Cada evento debe estar asociado además de su identificador de elemento, entrada o salida, con una etiqueta de tiempo que debe incluir la fecha (año, mes y día) y horario (hora, minuto, segundo y milisegundo) de ocurrencia.
3.6.2 Registro de fallas y oscilografía
El relevador debe contar con registros de memoria no volátil del tipo circular para almacenar cuando menos los registros de las últimas 6 fallas (a menos que se especifique otro número en las características particulares [13]).
Cada registro debe contener la información siguiente:
Un reporte oscilográfico de las corrientes de fase y neutro (sí el relevador
cuenta con entradas de tensión, también debe incluir las tensiones de fase a neutro) con un mínimo de 11 ciclos (para una frecuencia de 60 Hz.) de duración (2 de prefalla y 9 de falla y posfalla) y con una resolución cuando menos de 1/8 de ciclo.
Señales digitales como: arranque y reposición de los elementos internos y de las funciones operadas; estado de las entradas y salidas digitales; y protecciones operadas,
fecha (año, mes y día) y horario (hora, minuto, segundo y milisegundo) de
ocurrencia de la falla.
3.6.3 Medición
Cuando se indique en características particulares [13], el relevador debe tener la
capacidad de medir, corriente, tensión, ángulo de fase, frecuencia, potencia activa,
potencia reactiva y factor de potencia dependiendo del tipo de entradas analógicas, los valores medidos tienen que estar referidos al lado primario. Debe permitir consultar dichas mediciones.
Se requiere una clase de exactitud máxima del 5 % en todas las magnitudes.
Debe contar con una pantalla o “display”, donde pueda configurarse el despliegue
de todas aquellas magnitudes y variables medidas y/o registradas, correspondientes tanto a las funciones básicas como a las opcionales requeridas.
3.6.4 Características de las entradas analógicas de corriente.
Todas las entradas de corriente deben manejar señales independientes a través de terminales de entrada y salida externas, de tal forma que el relevador pueda ser intercalado en serie en cualquier circuito de corriente.
Las unidades de medición de corriente, deben estar diseñadas para operar bajo las siguientes condiciones mínimas:
- Corriente nominal (In): 5 A - Frecuencia nominal: 60 Hz
- Capacidad térmica: 2 x In Permanente. - 50 x In Por 1 segundo
- Las entradas de corriente deben mantener una característica lineal cuando menos hasta veinte veces la corriente nominal (5 A x 20 = 100 A).
3.6.5 Características de las entradas analógicas de tensión
Las entradas de tensión de corriente alterna, deben estar diseñadas para operar bajo las siguientes condiciones:
- Tensión de operación nominal: 115 V C.A. - Frecuencia nominal: 60 Hz
- Sobretensión permanente: 230 V C.A.
- El burden máximo debe ser de 1 VA a la tensión nominal.
3.6.6 Número de entradas analógicas
Las entradas analógicas pueden ser utilizadas por una, dos o más funciones de protección incluidas en el mismo relevador, sin que se demerite o interfiera con la operación de dichas funciones.
3.6.7 Salidas de disparo
Las salidas de disparo se utilizan para operar directamente sobre las bobinas de los interruptores y deben de ser por medio de contacto seco de un dispositivo electromecánico o mediante salidas de estado sólido. No se aceptan SCR.
La capacidad de corriente de los contactos de disparo debe ser como mínimo de 5 A permanentes y soportar 30 A por 200 ms.
La capacidad interruptiva debe ser como mínimo de 25 VA inductivos con una constante de tiempo (L/R) de 40 ms a 125 Vcc.
3.6.8 Salidas digitales
Las salidas digitales se utilizan para señalización, alarma y funciones de protección y control, deben ser programables; por lo que el relevador debe permitir la reasignación de dichas salidas a otras funciones o alarmas requeridas.
3.6.9 Entradas digitales
Las entradas deben ser optoacopladas y operar con un valor a partir del intervalo de 65 % al 80 % de la tensión nominal de operación. El tiempo para reconocer la señal de entrada binaria debe ser igual o menor de 4 ms.
3.6.10 Número de contactos para salida de disparo
Las salidas de disparo pueden ser utilizadas por una, dos o más funciones de protección incluida en el mismo relevador, sin que se demerite o interfiera con la operación de dichas funciones. La cantidad mínima, debe ser la suma de salidas requeridas para cada función solicitada.
3.6.11 Número de contactos de salida digitales
Se requieren las siguientes salidas, programables, independientes y separadas eléctricamente para las indicaciones:
Disparo de protección (contacto tipo NA), una por cada función de protección solicitada en las características particulares:
- Falla interna o falta de tensión de alimentación (contacto tipo NC), - Dos para lógicas creadas por el usuario,
- Alarma por pérdida o desbalance de tensión en las entradas analógicas. La cantidad mínima, debe ser la suma de salidas digitales indicadas en este apartado y las requeridas para cada función de protección solicitada.
Las salidas para indicación y alarma, pueden ser utilizadas por una, dos o más funciones de protección, incluido en el mismo relevador, sin que se demerite o interfiera con la señalización de dichas funciones.
3.6.12 Número de entradas digitales
Los relevadores de protección, deben contar con las siguientes entradas digitales optoacopladas:
b) Una para utilizarse en lógicas creadas por el usuario.
La cantidad mínima total requerida debe ser la suma de entradas requeridas por este apartado y para cada función de protección solicitada.
Las entradas digitales, pueden ser utilizadas por una, dos o más funciones de protección incluidas en el mismo relevador, sin que se demerite o interfiera con la operación de dichas funciones.
3.6.13 Montaje
El relevador debe ser para montaje semi-embutido en lámina o en “rack”. En todos
los casos deben ser suministrados los herrajes y soportes necesarios para el montaje de los relevadores.
3.6.14 Características de la caja
Sus dimensiones deben permitir su instalación en una sección de tablero, ajustándose a lo siguiente:
- Debe estar diseñada para soportar ambiente corrosivo. - Debe contar con una conexión directa a tierra física.
- Debe contar con una cubierta que evite la exposición de sus componentes internos a polvo, animales u otros agentes nocivos que pudieran provocar disturbios prematuros, sin que se comprometa sus condiciones normales operación y se modifiquen sus características técnicas.
El relevador puede ser de cualquiera de las siguientes formas:
a) Totalmente extraíble con puenteo automático de los transformadores de
corriente.
b) Semi-extraible en el cual es extraíble únicamente la parte electrónica del
3.6.15 Interfaz humano-máquina (IHM)
El relevador debe contar con indicadores luminosos o LED’s en la parte frontal que
indiquen al menos los siguientes estados:
a) Relevador listo y/o falla interna (encendido indica relevador listo, apagado o
cambio de color, indica falla interna).
b) Relevador operado.
El relevador debe señalizar cuando se produce su operación, ya sea disparo, cierre o alarma dependiendo de la función asociada al mismo o cuando se presente una anormalidad en el mismo.
Debe disponer de una indicación visual en la parte frontal del relevador para señalizar la operación de cada una de las funciones de protección solicitadas en características particulares, por LED o pantalla. En caso de utilizar la pantalla, las alarmas deben de mostrarse de manera consecutiva sin la intervención del usuario. Debe contar por lo menos con dos indicaciones visuales, configurables por el usuario.
Debe permitir la reposición local de todas las indicaciones.
En caso de contar con pantalla LCD, debe permitir visualizar el estado, registros de eventos, alarmas y banderas de operación de las funciones de protección; con la restricción de la clave de acceso correspondiente, poder modificar la configuración y ajustes sin que se requieran equipos externos para dicha función.
3.6.16 Programa (Software) de aplicación
Debe cumplir con lo siguiente:
a) Estar diseñado para permitir la configuración de las funciones, programación de
lógicas, ajuste de las funciones de protección y la explotación de la información adquirida o generada por el relevador de protección.
b) Operar en un ambiente gráfico de ventanas.
c) Permitir realizar la configuración, utilizando una base de datos de varios
d) Permitir la exportación e importación de archivos de oscilografía en formato
“COMTRADE” conforme con la norma IEC 60255-24 [13], de manera que puedan ser leídos por cualquier otro software de aplicación (análisis y equipo de prueba).
e) Permitir el acceso local y remoto.
f) Permitir la conexión con relevadores que cuenten con puerto Ethernet, desde
cualquier punto de la red LAN utilizando protocolo TCP/IP.
Debe incluir las licencias necesarias para utilización institucional en CFE.
3.6.17 Niveles de acceso
El relevador debe contar al menos con dos niveles de acceso. Durante una sesión de acceso abierta en el relevador, en cualquier nivel, la función de protección debe tener prioridad, permitiendo que el relevador opere al presentarse una falla, debiendo generar todas las banderas, indicaciones y registros que identifiquen el tipo de falla.
Las sesiones de acceso deben ser a través de un puerto de comunicaciones por medio de una unidad de evaluación local o remota o a través de la interfaz IHM. Las contraseñas deben poder ser asignadas y/o modificadas por el usuario.
3.6.18 Primer nivel de acceso
Permite el monitoreo del relevador la obtención y/o visualización de mediciones, registros y ajustes, sin efectuar cambios en los mismos; se debe accesar a este nivel, en forma directa o a través de una contraseña de seguridad (password). El cambio a un nivel de acceso superior debe estar restringido con contraseña (password) de seguridad.
3.6.19 Segundo nivel de acceso
3.6.20 Modos de disparo
De acuerdo con su aplicación el modo de disparo de los relevadores puede ser monopolar o tripolar.
3.6.21 Grupos de ajustes
El relevador debe contar al menos con dos grupos de ajustes, en los que se contemplen todas las variables de las funciones habilitadas en el relevador; no se requieren más de un grupo de ajustes para las funciones diferenciales. La selección del grupo de ajustes, debe ser realizada a través de la entrada binaria
correspondiente o bien desde una sesión en el “segundo nivel de acceso”, a través
del puerto de comunicación o desde la IHM.
3.6.22 Puertos de comunicación
Los relevadores de protección deben contar con puertos de comunicación para su configuración, ajuste y explotación de información; la cantidad, tipo de puertos y protocolo de comunicación de los mismos debe indicarse, los cuales pueden ser:
RS232, RS485, óptico, USB o “Ethernet” eléctrico u óptico.
Los puertos solicitados para acceso local, remoto y para integración al sistema control supervisorio a través de un protocolo de comunicación deben ser
independientes entre sí a menos que el puerto sea tipo “Ethernet” y soporte las
funcionalidades en forma simultánea.
Los servicios demandados de cada puerto pueden ser simultáneos y no deben interferir o bloquear los servicios o tareas de los otros puertos, así como con la funcionalidad de protecciones del relevador, excepto para cambio de ajustes o configuración.
3.6.23 Puertos de comunicación para acceso local
funciones del relevador. Se debe suministrar el adaptador para conectar dicho puerto a la unidad de evaluación vía puerto USB o Ethernet con conector RJ45.
3.6.24 Puertos de comunicación para acceso remoto o para integración a un sistema de adquisición de datos
Debe permitir la comunicación con el protocolo y ser del tipo indicado en las características particulares. El protocolo debe permitir conexiones con direccionamiento a una red de datos para acceso remoto o para integración a un sistema de adquisición de datos.
3.7. Políticas para la filosofía de protección apegadas a CFE
Para dar una correcta protección a los sistemas de potencia, es necesario establecer una terminología, la cual permite precisar los conceptos, esta terminología es mostrada a continuación [4,15]:
Ajuste: Es un valor dado, para que el relevador pueda operar en distintas condiciones.
Tiempo de operación (TO): Es el tiempo transcurrido, entre el instante de aplicación de la cantidad ajustada del relevador hasta alcanzar su valor de disparo, esto en conjunto con el instante en que operan sus contactos.
Dial de tiempos (TD): El dial de tiempo es definido como el control que determina el valor de la integral en el que se acciona la salida de disparo, y por lo tanto, controla la escala de tiempo de la característica tiempo-corriente producida por el
relevador.
