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TECNOLÓGICO NACIONAL DE MÉXICO INSTITUTO TECNOLÓGICO DE TAPACHULA Ing. Electromecánica Materia: Subestaciones eléctricas Ing. Adrián González Martínez Tarea: Actividad complementaria unidad 2 Integrantes: ● Hernández Mejía Erick ● Héctor Miguel Sánchez Aguirre ● Bryan Eduardo Sánchez Hernández
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
UNIDAD 2
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ÍNDICE TEMA
PAGINA
INTRODUCCIÓN
2
CLASIFICAR Y DESCRIBIR LAS PROTECCIONES PROPIAS DE UN TRANSFORMADOR
3
PROTECCIONES ESPECIALES DEL TRASFORMADOR
6
MECANISMO DE OPERACIÓN DE CADA PROTECCIÓN
7
LÓGICA DE UN ESQUEMA DE PROTECCIÓN
15
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES DE PROTECCIÓN
20
COORDINACIÓN DE DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN
22
CONCLUSIÓN
26
BIBLIOGRAFÍA
27
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Introducción La energía eléctrica es la base de la tecnología modera, gracias a esto podemos satisfacer necesidades básicas de nuestra vida cotidiana, como lo es el sistema de iluminación de nuestros hogares, la alimentación de nuestros equipos de comunicación, la cocción de nuestros alimentos, entre otros utilizando estufas eléctricas o microondas, entre otros equipos. Lo anterior nos lleva a la industria eléctrica a nivel mundial, y esta ha tenido un desarrollo importante desde el invento de la lámpara eléctrica hasta la invención de la computadora, y todas las variantes que se han desarrollado hasta la era moderna. En el año de 1882 se puede decir que se dio inicio a la conformación de los sistemas eléctricos, Thomas Alva Edison la primera central eléctrica en Lower, Manhattan, mientras que en ese mismo año en Londres, Inglaterra se puso en marcha el primer sistema de suministro de energía eléctrica público. Ambos sistemas anteriormente mencionados eran en corriente directa, y debido a que se tenía un voltaje limitado, la central generadora debería estar cerca de la carga, por lo que el problema de transmisión a distancia no se podía resolver, esto ocurrió hasta 1888, cuando se inició la aplicación de la corriente alterna, lo que permitió el inicio de la fabricación de “transformadores Stanley”, que fue realmente el principio de los sistemas de transmisión y distribución de energía eléctrica y la aparición de lo que se conoce como las subestaciones eléctricas. Dependiendo del nivel de voltaje, potencia que manejan, objetivo y tipo de servicios que prestan se pueden clasificar como: •
Subestaciones elevadoras
•
Subestaciones reductoras
•
Subestaciones de enlace
•
Subestaciones en anillo
•
Subestaciones radiales
•
Subestaciones de switcheo
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1.- CLASIFICAR Y DESCRIBIR LAS PROTECCIONES PROPIAS DE UN TRANSFORMADOR A) PROTECCIONES MECÁNICAS: BUCHHOLTZ, SOBREPRESIÓN, PRESIÓN SÚBITA Y TEMPERATURA. B) PROTECCIONES ELÉCTRICAS: DE SOBRECORRIENTE, DE DISTANCIA, DE FALLA A TIERRA Y DIFERENCIALES El sistema de protección para un transformador de potencia es una combinación de funciones de manera de: proteger el sistema de potencia de las fallas en el transformador, proteger el transformador debido a las perturbaciones que ocurren en el sistema de potencia, proteger al transformador de fallas incipientes dentro del mismo.
A) PROTECCIONES MECÁNICAS
Buchholtz: Este dispositivo también es conocido como relevador de gases, su función principal es proteger al transformador ante la emisión de gases de forma gradual por fallas incipientes; así también cuando se producen gases de manera súbita al ocurrir cortocircuito interno, ocasionando flujo súbito de aceite a través de la tubería entre el tanque principal y el tanque conservador. Está diseñado con dos flotadores a distinto nivel; el flotador superior activa un contacto tipo “a” para alarma. El flotador inferior activa un contacto tipo “c” para la señal de disparo. En la actualidad algunos transformadores aun cuentan con contacto tipo “a”; para este caso se deberá aplicar la lógica alternativa indicada, no obstante, se deberá hacer las gestiones de reemplazo al tipo “c”.
Válvula de sobrepresión: La válvula de sobrepresión de diafragma es un dispositivo que va colocado en la tapa superior del transformador. Consta de un recipiente tubular y una membrana que resiste una presión determinada y que se fractura cuando la presión interior del tanque se torna peligrosa. Esto ocurre por ejemplo cuando se presenta un cortocircuito en el lado primario o bien cruzamiento entre devanados lo que provoca una elevación de temperatura, provocando un aumento de presión y
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Válvula de presión súbita: Dispositivo mecánico patentado para la detección de eventos de presión repentinos basados en la tasa de aumento de presión y los límites de seguridad establecidos por los fabricantes de transformadores. Cuando se detecta un aumento de presión peligroso, el relé de subida de presión rápida cambiará de estado. Esto puede usarse como una señal de alarma o disparo, para minimizar el potencial de daño al tanque del transformador.
Temperatura: -Indicador de temperatura de devanados Debe suministrarse un indicador de temperatura de los devanados para cualquiera de los tipos de enfriamiento forzado. Este indicador de temperatura de los devanados o de imagen térmica, debe incluir un termo pozo que aloje una resistencia por la cual circula una corriente secundaria y un transformador de corriente, con objeto de obtener una indicación de la temperatura de los devanados. Entre el transformador de corriente y la resistencia calefactora debe intercalarse un dispositivo de ajuste alojado en el gabinete de control. Este debe ser claramente indicado en la propuesta y aprobado por el área usuaria, además de ser indicado en los planos entregados para aprobación. -Indicador de temperatura de aceite Este dispositivo se utiliza para conocer la temperatura del aceite y con ella poder determinar, si el transformador se encuentra trabajando en condiciones normales. Normalmente los termómetros traen consigo una aguja de arrastre la cual indica la temperatura máxima alcanzada en un cierto período, en ocasiones también cuenta con terminales que se conectan a una alarma que indicará temperaturas anormales de operación. Los transformadores deben de constar con un indicador de aceite de tipo carátula
B) PROTECCIONES ELÉCTRICAS:
Protección de sobrecorriente: las funciones de protección de sobrecorriente deben detectar valores sobrecorriente y pueden ser de tipo instantánea, o temporizadas. Las funciones de sobrecorriente temporizadas por sus características de operación pueden ser de tiempo inverso. Los elementos de sobrecorriente pueden ser: -De fase. -De neutro. -De secuencia negativa.
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Protección de distancia: Funciona cuando la admitancia, impedancia o reactancia de un circuito, aumenta o disminuye más allá de los límites predeterminados. Comprenden una familia de relevadores que miden voltaje y corriente, y la relación de ambos se expresa en términos de impedancia. Por lo regular, esta impedancia es una medida eléctrica de la distancia en líneas, desde la localización del relevador hasta el punto de falla. El elemento de medida es usualmente de acción instantánea, con un elemento temporizador de retardo de tiempo, tal que el retardo es constante, después de la operación de un elemento de medida determinado.
Protección de falla a tierra -Protección conectada residualmente. Cuando se tiene un devanado en estrella aterrizada las corrientes de falla a tierra puede fluir en los conductores, pueden utilizarse relevadores de tierra para alcanzar una óptima protección. Esto se logra con un relevador de sobrecorriente conectado en el cable común de los secundarios conectados en estrella de tres transformadores de corriente de línea. El relevador de tierra puede ajustarse para una corriente mínima mucho menor que los relevadores de fase debido a que no hay corriente de neutro con corriente de carga normalmente balanceada. -Relevadores de secuencia cero. Se puede obtener un mejor tipo de protección de falla a tierra con un esquema de relevador de secuencia cero, en el cual un sólo transformador de corriente tipo "ventana" se instala encerrando los tres conductores de fase. En sistemas de cuatro hilos con posibles desbalances por cargas monofásicas, el conductor del neutro también debe pasarse a través del transformador de corriente tipo "ventana". Una falla a tierra produce corriente de secuencia cero en el secundario del transformador de corriente, la cual opera a un relevador de sobrecorriente que dispara el interruptor.
Protección diferencial: La protección diferencial está basada en la medida de las intensidades antes y después del transformador, adaptándolas en magnitud y ángulo de fase y comparándolas en el relé. Cuando se sobrepasa una relación ajustable entre la intensidad de “paso” y la diferencial, el relé actúa. La protección diferencial de transformador protege contra cortocircuitos entre arrollamientos que corresponden a cortocircuitos bifásicos o trifásicos, también detecta cortocircuitos entre espiras de una misma fase.
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2.- PROTECCIONES ESPECIALES DEL TRASFORMADOR A) DE FRECUENCIA, LIMITADOR DE CORRIENTE (LIMITADOR DE CARGA). B) COMBINACIÓN DE PROTECCIÓN.
A) DE FRECUENCIA, LIMITADOR DE CORRIENTE (LIMITADOR DE CARGA).
Protección de frecuencia: La variación de la Frecuencia en un Sistema Eléctrico de Potencia, es permisible dentro de ciertos límites, pero valores fuera de estos límites son indicativos de un desequilibrio entre la generación y la carga; y por lo tanto condiciones anormales de operación. La Protección contra variaciones de frecuencia, puede ser contra baja frecuencia o alta frecuencia.
Protección limitador de corriente (limitador de carga): La protección limitadora de corriente se da por medio de fusibles para el transformador. La función de los fusibles para transformadores es la de interrumpir corrientes de sobre carga y corto circuito, aislar la carga y reducir esfuerzos mecánicos y térmicos en aisladores, conductores, soportes metálicos, barras conductoras y equipo eléctrico durante la falla. La corriente de impacto de corto circuito nunca es alcanzada debido a la rapidez con que opera el fusible.
B) COMBINACIÓN DE PROTECCIÓN.
El sistema eléctrico (y la red eléctrica) están formados por centrales eléctricas y cargas, que en algunas contingencias pueden quedar separadas, la demanda puede exceder la generación, y la frecuencia cae, o la generación puede quedar aislada y la frecuencia sube, haciéndose necesario en el primer caso reducir la carga, se utilizan relés de frecuencia que al notar la perdida ordena la salida de cargas tratando de contener la perdida de todo el servicio, al igual que los fusibles limitadores de corriente protegen la carga aislando la carga del sistema e interruptor la corrientes de sobrecarga para proteger el transformador.
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3.- MECANISMO DE OPERACIÓN DE CADA PROTECCIÓN
RELEVADOR BUCHHOLTZ
El relé tiene dos formas de detección: 1. En caso de fallas internas con pequeñas corrientes, por fallas cercanas al neutro; chisporroteo por cortocircuitos entre espiras, falsos contactos, etc., que inician la generación de gases inflamables de manera paulatina que puede ser de larga duración. El gas producido por la descomposición química del aceite se acumula en la parte de arriba del relé y provoca que el nivel de aceite baje. En consecuencia, el flotador superior o de alarma baja y el switch interno cierra el contacto utilizado para la señal de alarma. Este mismo switch también cierra cuando el nivel de aceite es bajo, lo que pudiese originarse por pequeña fugas. La detección oportuna y atención de la “alarma” es la mejor manera de contrarrestar los efectos adversos, por las condiciones descritas. La acción más efectiva y conveniente es la desconexión por maniobra del transformador o reactor, en cuestión. 2. En caso de sobrecorriente por cortocircuito interno, el arco produce acumulación de gas de manera repentina, en consecuencia el aceite es impulsado rápidamente hacia el tanque conservador. Este flujo súbito de aceite provoca el desplazamiento del flotador inferior con la función para disparo dado que se encuentra en la trayectoria del aceite en movimiento. Con este movimiento el contacto tipo “c” del switch cambia de la posición cerrada a la posición abierto. Ante esta condición el disparo hacia los interruptores se produce con una supervisión de corriente sin ningún retardo antes de que la falla cause un daño adicional.
VÁLVULA DE SOBREPRESIÓN
Protege al transformador de sobrepresiones internas en el tanque. Su función principal es aliviar la sobrepresión interna en el tanque de los transformadores o reactores, mediante el drenaje de aceite a través de esta válvula; no obstante, con el fin de prevenir daños severos, se tiene considerado producir disparo para desconectar al EPP de la red eléctrica. Se encuentra montado sobre la tapa superior del tanque o en el extremo de una tubería superior. Cuenta con bandera mecánica para señalizar de manera visual que ha operado, así también tiene un micro-switch con contacto tipo “c”, montado en la tapa el cual se activa al desplazamiento de la válvula al drenar el aceite en una sobrepresión. El contacto tipo “c”, nos da la certeza que el microswitch operó y producir el disparo SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
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confiablemente. Esto se logra al sensar las terminales de salida “”NA y “NC”, de manera independiente y producir el disparo al detectarse que ha cerrado la terminal “NA”, si y solo, ha abierto la terminal “NC”.
RELÉ DE PRESIÓN SÚBITA
El relé de presión es utilizado para proteger el transformador de fallas internas mediante la detección de cambios súbitos de presión debidos a la formación de arcos internos en él que obligan a un micro interruptor a cambiar temporalmente de estado. Tal aumento de presión puede producir daños severos en el equipo y presentar peligro al personal de funcionamiento externo (operadores). El relé de presión súbita se instala en el transformador, aminorando la posibilidad de tal ocurrencia discerniendo las tasas del aumento de la presión por encima de los límites seguros establecidos por el fabricante de transformador. Cuando tales condiciones se experimentan se iniciará una señal eléctrica para la operación del micro interruptor instantáneo para indicar un disparo del relé que desenergiza el transformador e instituye una alarma si es deseada. Para mantener la señal de este relé puede utilizarse un relé de sello ubicado en un gabinete el cual mantiene la señal. El relé serie 900 se calibra para ser usado en aceite, la serie 910 para el uso en el espacio de gas. En el diseño de ambos relés se considera la no actuación de ellos bajo las siguientes circunstancias variaciones normales de presión causadas por el cambio de la temperatura, por la vibración, por el golpe mecánico, ni por oleadas de una bomba (refrigeración con aceite forzado). El relé puede ser montado en el transformador, ya que puede soportar pleno vacío o 20 psi de presión positiva sin sufrir daño.
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INDICADOR DE TEMPERATURA DEL ACEITE (26Q)
Este dispositivo denominado TRO-26Q, nos indica la temperatura más elevada del aceite. La medición lo efectúa a través de los sensores de temperatura (RTD), los cuales están instalados en termopozos sobre la parte superior del transformador, toda vez que es el punto donde el aceite alcanza su mayor temperatura. Su escala es tipo circular y cuenta con dos contactos secos tipo “a” aislados uno del otro y con ajustes de temperatura independientes, uno para alarma y otro para disparo. Dispone además de una aguja indicadora de la máxima temperatura alcanzada.
INDICADOR DE TÉRMICA (49T)
TEMPERATURA DE
DEVANADOS
O
IMAGEN
Este indicador calcula la temperatura del punto más caliente a partir de la temperatura del aceite obtenida desde de un sensor de temperatura (RTD), instalados en termopozos sobre la parte superior del transformador compensándola con la corriente de carga, la que es medida desde un TC especial para la lograr la mejor compensación. La medición temperatura es visualizada en la escala circular del TRO-49T. Este dispositivo TRO-49T cuenta con una salida de 4 a 20 mA para medición analógica, la que se conectará a entradas de este tipo de señal del MES 1 de transformadores. Cuenta con dos contactos secos tipo “a” ajustables a diferentes niveles de temperatura de manera independiente, el primero para la alarma y el segundo disparo. Estas señales se monitorearan en entradas binarias del MES 2. De manera adicional cuenta con contactos secos que se utilizan para arrancar el sistema de enfriamiento, cada uno ajustable de manera independiente a los niveles de temperatura deseados.
PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE
La protección de sobrecorriente en transformadores de potencia, se utiliza como protección de respaldo de la protección diferencial y para fallas externas. Los relés de sobrecorriente sólo se utilizan como protecciones principales en los transformadores cuando el costo de la protección diferencial no se justifica. PROTECCIÓN 50/51 También conocida como protección de sobre corriente, es decir, para un nivel de corriente excesivamente alto el relé "cuenta" cierto tiempo y luego envía una señal de disparo o alarma para proteger el sistema. Esta es la protección más elemental y básica, ciertas características: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
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Tiempo inverso (51) Tolera la falla durante determinado tiempo El tiempo depende del tipo de curva Existe una ecuación que describe el tiempo de operación. La curva puede ser modificada mediante ciertos parámetros Parámetros: Ip: corriente de enganche, si la corriente vista por el rele es mayor a este valor comienza el conteo para emitir la señal de disparo Td: dial de tiempo, factor de aceleración o frenado de la curva Curva: tipo de curva utilizada. cambiando el tipo de curva se puede ajustar la velocidad del disparo td e Ip también ajustan la velocidad de disparo, pero lo hacen de manera más fina. Varios tipos, ANSI, IEC, IAC, etc. Incluso hay ciertos equipos que permiten ajustar una curva punto a punto. Son curvas normalizadas Ciertos fabricantes añaden un factor, para verificar este factor debe revisarse el manual del rele utilizado.
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Instantánea (50)
-no tolera falla -es la más rápida -Parámetros: -Iins: enganche de instantánea, si el rele ve una corriente mayor a este comienza el coneto para emitir la señal de disparo -tins: tiempo operativo. NOTA: tins es un tiempo de operación, td es un factor multiplicador
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En la figura Iins es 2.5 pu y tins es 100ms, Ip es 1 pu td es 1. Es decir si la corriente vista por el rele es superior a 2.5 pu, el tiempo de operación es 100ms aproximadamente, pero si es mayor a 1 pu el tiempo de operación NO es 1 segundo. CRITERIOS DE CALIBRACIÓN:
Para calibrar la protección 50/51 se necesita cierta información: 1. nivel máximo de carga (debe ser dado según un estudio de carga). -
si el máximo nivel de carga es 6.25 MVA a 13.8 KV, la corriente de carga será 262 Amp mi nivel de enganche debe ser calibrado según una planificación, es decir si se estima que la carga no pasara de los 6.25 MVA (que es el caso de muchas fábricas) se podría ajustar el enganche a 1.1 o 1.15 veces la corriente de carga.
2. estudio de cortocircuito (nos dará el nivel mínimo y máximo de falla) 3. curva de daño del equipo a proteger (nos da una referencia para saber qué tan "sensible" es nuestra protección) -
En caso de no tener la curva de daño del equipo, se puede usar la curva de daño del cable.
4. para dar un mayor respaldo a la protección de fase, se usa la curva de neutro. P.E. Un transformador nunca es cargado a su capacidad nominal, normalmente se los carga a un 70 u 80%. Por lo tanto el ajuste de la curva 50/51 se puede hacer a la capacidad nominal del trafo en el lado de alta. Para un trafo de 5/6.25 MVA 69/13.8 KV La Ip se ajusta a 6.25 MVA a 69 KV son 42 Amp, Ip=42 Amp El dial de tiempo y el tipo de curva se ajusta según la curva de daño y la curva de protección aguas arriba.
PROTECCIÓN DE DISTANCIA.
Es una protección más selectiva y por lo mismo puede ser rápida o lenta dependiendo según la longitud de la línea, la carga que se prevé transportar y para lo cual se tener en cuenta algunas razones principales: Su independencia con respecto a enlaces de comunicación entre los extremos de la línea, SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
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ya que para su operación, utiliza información sobre las corrientes y tensiones. La protección de distancia constituye un sistema de protección relativamente selectivo en la red de potencia. Esto significa que puede operar también como una protección de apoyo para otros elementos primarios en la red. Normalmente la protección de distancia comprende de tres a cinco zonas de protección y medición independiente cada una de ellas. a) Zona 1. Se utiliza para detectar fallas ajustadas aproximadamente 80 a 85% de la línea protegida, utilizándose la detección para provocar disparó instantáneo. b) Zona 2. Su objetivo es proteger el tramo restante de la línea el cual no está cubierto por la zona 1. Se escoge como criterio inicial el alcance del 100% de la línea protegida más el 50% de la línea adyacente. c) Zona 3. Proporciona protección de respaldo, cuyo ajuste deberá ser tal que cubra no sólo la línea protegida, para lo cual se debe considerar lo siguiente: Escoger como criterio inicial al alcance del 100% de la línea protegida más el 120% de la línea adyacente más larga que salga de la subestación. El tiempo de la zona 3 deberá permitir que primeramente que dispare la protección primaria
PROTECCIÓN DE FALLA A TIERRA
El valor de arranque de los relés de sobrecorriente de tierra se recomienda en un valor del 40% de la corriente nominal del transformador, dado que los niveles de desbalance esperados en el sistema son inferiores este valor. El dial y la curva se determinan de acuerdo con el estudio de corto circuito. Para el ajuste de los relés de sobrecorriente de tierra, se simulan fallas monofásicas y de alta impedancia en varios puntos del sistema (varios niveles de voltaje del transformador), se registran las corrientes residuales y a partir de estos resultados se escogen los ajustes más adecuados haciendo las verificaciones del caso y cuidando de que estos relés queden con un alto grado de sensibilidad, manteniendo una selectividad apropiada.
PROTECCIÓN DIFERENCIAL.
El relé diferencial de corriente es el tipo de protección usada más comúnmente para transformadores de 10 MVA en adelante. La protección diferencial es muy adecuada para detectar las fallas que se producen tanto en el interior del transformador como en sus conexiones externas hasta los transformadores de corriente asociados con esta protección. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
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Tipos de Relés Diferenciales para Protección. A continuación se describe los diferentes tipos de protección diferencial aplicables al transformador de potencia. - Protección diferencial usando relés de sobrecorriente temporizados. Estos relés de sobrecorriente sin restricción, son poco usados en aplicaciones actuales debido a que son susceptibles a operar mal por causas tales como corriente de magnetización “inrush” cuando se energiza el transformador y errores de saturación o errores de disparidad de los transformadores de corriente. - Protección diferencial usando relés diferenciales porcentuales. Ésta es una protección que dispone de una restricción para evitar disparos indeseados ante fallas externas debido a la disparidad en los transformadores de corriente. Esto permite incrementar la velocidad y seguridad de la protección con una sensibilidad razonable para corrientes de falla bajas. -
Protección diferencial usando relés diferenciales porcentuales con restricción de armónicos. Algunos relés diferenciales incorporan en su diseño una restricción de armónicos para evitar disparos indeseados debidos a corrientes de “inrush”. En la práctica es recomendable utilizar la protección diferencial de porcentaje para protección contra fallas de cortocircuitos para todos los bancos de transformadores de potencia para cuya capacidad supere los 10MVA, por lo tanto se utilizara dicha protección.
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4.- LÓGICA DE UN ESQUEMA DE PROTECCIÓN
Lógica de disparo del Relé Buchholz (63T).
La lógica de disparo está fundamentada en el principio de detección de fallas por este dispositivo, con alto grado de confiabilidad, toda vez que previene disparos indeseados por fallas en alambrado, humedad, sulfatación de terminales, fallas a tierra de la tensión de alimentación de Vcc y cortocircuito de terminales por insectos, entre otras causas. Se definen dos lógicas de disparo que se aplicarán dependiendo del tipo de contacto de disparo con que cuente el relé: la primera para el tipo “c” y la segunda para tipo “a”. No obstante que se provee la segunda lógica, deberá de gestionarse por los especialistas de subestaciones la sustitución del relé Buchholz en operación con contactos tipo “a” para migrar a contacto tipo “c”. Lógica 1. Disparo del relé Buchholz con contacto de disparo tipo “c”.
Lógica 2. Disparo del relé Buchholz con contacto de disparo tipo “a” y con supervisión de corriente. (Situación actual).
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Criterios del supervisor de corriente: Utilizar el parámetro de corriente residual calculada desde las corrientes de fase tanto de alta como de baja tensión, en una lógica “OR”. Esta señal deberá medirse en el MES 1, sin embargo, en caso de esquemas actuales que aún no se han modernizado, se aplicará la supervisión a través de los relevadores del esquema del transformador o reactor, que nos provean esta función. Ajustar el detector igual al valor de pickup de la función 51NL y 51NH, respectivamente. Sin ningún retardo de tiempo intencional.
Lógica de disparo de la válvula o dispositivo de sobrepresión (63P)
Esta la lógica garantiza que el disparo se produzca, solamente si el contacto tipo “c” del micro-switch realiza la carrera desde la posición cerrada a la posición abierta, mediante el monitoreo de cada una de estas terminales en entradas binarias independientes de los ambos sistemas MES 1 y MES 2 del transformador.
Lógica de disparo por el dispositivo indicador de temperatura del aceite (26Q).
La lógica de disparo de esta función está fundamentada en el comportamiento de la temperatura del aceite la cual se incrementa en forma gradual. Se provee redundancia con alto grado de confiabilidad al implementar la detección de los niveles de alarma y disparo mediante señal discreta y señal analógica, con lo que se garantiza el disparo con sobretemperaturas reales del aceite. El disparo por se aplica con los siguientes criterios: Disparo mediante lógica 1. Medición desde RTD y señal analógica de 4 a 20 mA desde el TRO-26Q; fijando los niveles de alarmas a los mismos valores relativos ajustados en el TROSUBESTACIONES ELÉCTRICAS
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26Q, lo que debe obtenerse por comparación directa versus la medición en la escala del mismo, con pruebas en campo. Esto se aplica en el sistema MES 1. Disparo mediante lógica 2. Detección de sobretemperatura mediante contactos de alarma y disparo del TRO-26Q. Esto se aplica en el sistema MES 2. En Ambas lógicas el disparo se produce, si y solo si, está presente la señal de alarma. Los ajustes para niveles de alarmas y disparos deberán de apegarse a los lineamientos emitidos por la CTT-ST en documento: Lógica 1. Disparo por medición analógica. Esta lógica se implementa en el MES del sistema 1.
Lógica 2. Disparo mediante contactos del TRO; esta lógica se implementa en el MES del sistema 2.
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LÓGICA DE DISPARO POR EL DISPOSITIVO INDICADOR DE TEMPERATURA DE DEVANADO O IMAGEN TÉRMICA (49T).
La señal de disparo se produce de manera redundante. Las lógicas de disparos proveen redundancia con alto grado de confiabilidad al implementar la detección de los niveles de alarma y disparo mediante señal analógica y señal discreta, con lo que se garantiza el disparo desde dos lógicas independientes en caso de presentarse sobretemperaturas reales del devanado. Cada tipo de señal se aplica conforme a la lógica 1 y lógica 2, respectivamente. El disparo se aplica con los siguientes criterios: Disparo mediante lógica 1. Medición analógica de 4 a 20 mA desde el TRO-49T de manera directa o Medición desde RTD con compensación de corriente de carga aplicando algoritmo de cálculo de la temperatura de imagen térmica del devanado en el MES, para ambos casos, los niveles de alarmas y disparo deben efectuarse a los mismos valores relativos ajustados en el TRO-49T, lo que debe obtenerse por comparación directa versus la medición en la escala del mismo, con pruebas en campo. Esto se aplica en el sistema MES 1. Disparo mediante lógica 2. Detección de sobretemperatura mediante contactos de alarma y disparo del TRO-49T. Esto se aplica en el sistema MES 2. En Ambas lógicas el disparo se produce, si y solo si, está presente la señal de alarma. Los ajustes para niveles de alarmas y disparos por 49T deberán de apegarse a los lineamientos emitidos por la CTT-ST en documento: Lógica 1, opción 1. Disparo por mediciones analógicas desde la salida de 4 a 20 mA del TRO.
Lógica 1, opción 2. Disparo por mediciones analógicas desde RTD.
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Lógica 2. Disparo por contactos desde el TRO-49T.
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5.- PRINCIPIOS FUNDAMENTALES DE PROTECCIÓN A) PROTECCIÓN PRIMARIA B) PROTECCIÓN DE RESPALDO C) ZONAS DE PROTECCIÓN PROTECCIÓN PRIMARIA La primera protección proporciona la primera línea de seguridad. La protección primaria debe desconectar únicamente el elemento dañado. Al ocurrir una falla dentro de la zona de protección, solo se deben abrir los interruptores dentro de esa zona. Es evidente que para fallas dentro de una región donde las zonas se traslapan serán abiertos más interruptores que el mínimo necesario para desconectar el elemento dañado. PROTECCIÓN DE RESPALDO El respaldo se define como la protección que opera independientemente de un componente específico en el sistema de protección primaria, quizás duplique la protección Primaria o solo opere si la protección primaria falla o está temporalmente. Tanto los esquemas de protección como el equipo asociado a ellos están sujetos a fallas, y esto provoca que todos los elementos de potencia cuenten con protección de respaldo. Algunas de las causas que contribuyen a la falla de los esquemas de protección son: • Falla de alimentación de corriente de voltaje a los relevadores debido a la falla en los transformadores de corriente o potencial y/o los circuitos asociados a ellos. •
Falla de alimentación de disparo de CD.
•
Falla en el propio relevador.
•
Falla en el circuito de disparo del propio interruptor o en el mecanismo de apertura.
•
Falla en el propio interruptor.
Al ocurrir un cortocircuito, las protecciones primarias y de respaldo detectan la falla; en caso de no operar la protección primaria, la de respaldo, con retraso de tiempo, sacará de operación la zona que presenta dicha falla. ZONAS DE PROTECCIÓN Se definen como el área de cobertura de un dispositivo de protección, el cual protege uno o más componentes del sistema eléctrico en cualquier situación anormal o falla que se presente, a) Líneas de alta tensión SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
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b) Barras de alta tensión c) Transformadores de potencia d) Barras y circuito de media tensión e) Circuitos de distribución f) Transformadores de distribución, circuitos g) secundarios y acometidas. Las zonas de protección se disponen de manera que se traslapen para que ninguna parte del sistema quede sin protección. La protección primaria es la primera línea de defensa, mientras que la protección de respaldo solo actúa cuando falla la protección primaria.
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6.- COORDINACIÓN DE DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN A) ESQUEMAS DE PROTECCIÓN B) CRITERIOS DE COORDINACIÓN ESQUEMAS DE PROTECCIÓN Los esquemas de protección y medición son arreglos diseñados para la apertura y/o cierre de interruptores y cuchillas en condiciones normales o de disturbios a través de esquemas de relevadores. Los sistemas de protección no protegen al equipo para evitar que fallen, sino que evitan que puedan sufrir daños severos cuando ciertas magnitudes eléctricas están fuera del rango de operación normal. Para apreciar las magnitudes eléctricas se dispone de instrumentos e indicadores que, basados en varios principios, indican el valor de la magnitud medida.
CRITERIO DE COORDINACIÓN La coordinación de protecciones de sobrecorriente consiste en un estudio organizado tiempocorriente de todos los dispositivos en serie desde la carga hasta la fuente. Este estudio es una comparación del tiempo que toma cada uno de los dispositivos individuales para operar cuando ciertos niveles de corriente normal o anormal pasa a través de los dispositivos de protección
Interruptor – Interruptor
Debe existir una coordinación mínima de 0.3 a 0.4 segundos entre ambas protecciones para la máxima corriente de corto circuito.
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Relevador - Restaurador
Debe existir una coordinación mínima de 0.3 a 0.4 segundos entre ambas protecciones para la máxima corriente de corto circuito común a ambos equipos.
Relevador - Fusible
Debe existir un margen mínimo en tiempo de coordinación de cuando menos 0.3 y 0.4 segundos entre la curva MCT del fusible y la característica del relevador para la máxima corriente de cortocircuito.
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Restaurador - Restaurador
Se requiere un margen de tiempo mayor de 0.2 segundos entre sus curvas características tiempo-corriente para la máxima corriente de falla común a ambos dispositivos.
Restaurador - Fusible
El punto máximo de coordinación para una corriente de cortocircuito común a ambos dispositivos se tiene en la intersección de la curva rápida del restaurador (corregida por un factor K1) con la característica MMT del fusible. El punto mínimo de coordinación para una corriente de cortocircuito común a ambos dispositivos se tiene en la intersección de la característica MCT del fusible con la curva lenta del restaurador.
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El factor K1 para compensar el efecto calentamiento-enfriamiento sufrido por el fusible debido a las operaciones rápidas de disparo y re cierre del restaurador.
Fusible-Fusible
Debe existir un margen mínimo en tiempo de coordinación del 25 % del tiempo de la MMT del fusible de respaldo, entre esta y la MCT del fusible delantero o primario.
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CONCLUSIÓN Las subestaciones forman parte indispensable de los sistemas eléctricos de potencia pues son centros de transformación de energía que enlazan las líneas eléctricas de alta tensión con las líneas de media tensión o viceversa dependiendo del tipo de subestación que se esté analizando, ya que una subestación es un conjunto de aparatos de maniobra y circuitos instalados en un lugar determinado que tienen la función de modificar los parámetros de potencia eléctrica (tensión y corriente).De ahí la importancia que tiene la protección en la subestación ya que cada elemento está sujeto a una falla o corto circuito y otro tipos de eventos que afectarán a la subestación, para lo cual se utiliza relés numéricos que detectaran las fallas, e iniciarán la operación de los dispositivos de interrupción en los circuitos y aislar los equipos o aparatos con falla, de manera que se minimice el efecto de la falla y se mantenga la continuidad del servicio en el resto del sistema.
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BIBLIOGRAFÍA
NORMATIVA DE COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD OBTENIDA DE: https://lapem.cfe.gob.mx/normas/
https://www.monografias.com/trabajos106/coordinacion-protecciones-en-redesdistribucion/coordinacion-protecciones-en-redes-distribucion2.shtml
https://es.pdfcoke.com/doc/56290416/Sistemas-de-Protecciones-en-LasSubestaciones
https://es.wikipedia.org/wiki/Protecciones_de_sistemas_de_potencia
http://ingenieriaelectricaexplicada.blogspot.com/2011/12/principio-fundamental-dela-proteccion.html
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