Protección en
Transformadores de
Potencia
Oficina de protecciones.
TRANSFORMADORES
Este equipo es el elemento más importante y costoso de una Subestación, se encuentra
en todos los niveles de tensión. El diseño de los esquemas de protección de
transformadores es un tema bastante amplio y toma en cuenta aspectos propios del
equipo como son: capacidad, tensión, tipo, conexión y aplicación, así como el principio de
detección de fallas eléctricas, mecánicas y térmicas.
CURVA DE DAÑO
Los criterios para la selección, aplicación y ajustes de la protección por medio de fusibles o
relevadores debe de considerar que el transformador sea protegido contra el efecto de las
corrientes de falla externas que al pasar por el mismo durante un tiempo determinado
pueden dañarlo.
El limite teórico para las sobrecorrientes que pueden soportar los transformadores se
estableció en el documento ANSI C57.92-1962 "Guía para sobrecarga de transformadores
de potencia y distribución inmersos en aceite", ésta contiene información acerca de la
capacidad de sobrecarga térmica de corto tiempo, la cual no consideraba los efectos
mecánicos sobre los devanados de los transformadores, por lo que se decidió trabajar
sobre este aspecto.
El documento ANSI-IEEE C57.109-1993 "Guía para la duración de corriente de falla a
través de transformadores" considera tanto los efectos mecánicos como los térmicos,
siendo los primeros particularmente más significativos en los transformadores mientras
mayor sea su capacidad.
Esta guía establece las recomendaciones enfocadas esencialmente para la aplicación de
protecciones de sobrecorriente para limitar el tiempo de exposición de los transformadores
a las corrientes de corto circuito. Considera para su aplicación 4 categorías de
transformadores dependiendo de su capacidad.
CLASIFICACIÓN DE LOS
TRANSFORMADORES
Para propósitos de coordinación y selección de los ajustes de las protecciones antes
mencionadas, de acuerdo con la corriente que soportan los transformadores, se aplican las
"curvas de daño" las cuales son una representación gráfica de las corrientes y tiempos que
soportan los transformadores.
En las categorías de transformadores I y IV, solamente una curva representa ambas
consideraciones térmica y mecánica.
Para transformadores de categoría II y III se tienen dos curvas, dependiendo del número
de ocurrencias de fallas en el transformador, tiempo de vida y niveles de corriente de falla.
En las curvas que tienen dos partes una sólida y una porción punteada, la porción sólida
representa la duración de la falla total alcanzada por daño térmico que le puede ocurrir al
transformador, la porción punteada refleja los efectos mecánicos.
Los transformadores sujetos a fallas frecuentes deberán ser representados con la
combinación de porciones de curva para la parte mecánica y térmica, mientras los
transformadores sujetos a fallas no frecuentes son representados con la porción térmica
solamente.
La validación de estas curvas limite de daño no pueden ser demostradas por pruebas,
entonces los efectos son acumulables, disminuyendo el tiempo de vida útil del
transformador, basados principalmente en información de ingeniería histórica y
experiencia de campo.
CLASIFICACIÓN DE LOS
TRANSFORMADORES
CATEGORÍA I
Los límites recomendados están basados en la curva de daño, la cual refleja las
consideraciones térmicas y mecánicas, debiendo ser aplicada como una curva de
protección para fallas que ocurran ya sea frecuentemente o no.
La porción punteada de la curva cubre la variación requerida de la capacidad de
cortocircuito que soportan los transformadores de distribución de acuerdo a la norma
IEEE Std C57.12.00-1993 que considera 40 veces la corriente nominal.
CATEGORÍA II
En esta categoría se contemplan dos curvas una para fallas frecuentes y otra para fallas
no frecuentes, frecuencia de falla se refiere al número de fallas con magnitud mayor al
70% de la máxima posible. Falla frecuente: Se considera falla frecuente cuando ocurren
más de 10 en la vida del transformador.
Curva para fallas frecuentes.- Esta curva refleja consideraciones de daño térmico y
mecánico, una parte de la curva depende de la impedancia del transformador para fallas
superiores al 70% de la máxima.
CLASIFICACIÓN DE LOS
TRANSFORMADORES
CATEGORÍA III
En esta categoría también se consideran dos curvas, una para fallas frecuentes y otra
para fallas no frecuentes, en donde frecuencia de falla se considera la ocurrencia de
mas de 5 en la vida del transformador, con una magnitud mayor al 50% de la máxima
posible. La curva para fallas frecuentes refleja los daños térmicos y mecánicos, se debe
considerar la impedancia del transformador, para fallas superiores al 50% de la corriente
máxima posible y se obtiene esta parte de la curva con la formula I2 t para el caso de
daño mecánico.
La curva para fallas no frecuentes refleja solamente los daños térmicos, no depende de
la impedancia del transformador. Esta curva puede usarse también para protección de
respaldo donde el transformador se expone a fallas frecuentes normalmente libradas por
relevadores rápidos.
CATEGORÍA IV
La curva, refleja ambas consideraciones mecánicas y térmicas y deberá aplicarse tanto
para fallas frecuentes como para no frecuentes, de forma similar como para la categoría
III la parte de la curva mayor al 50% de la corriente máxima posible depende de la
impedancia del transformador.
CLASIFICACIÓN DE LOS
TRANSFORMADORES
DETERMINACIÓN DE PUNTOS
COORDENADOS T-I PARA DEFINIR LA
CURVA ANSI DE UN TRANSFORMADOR
Cabe señalar que las variables involucradas en las expresiones matemáticas de la
tabla anterior, corresponden a lo siguiente:
T tiempo en segundos
I corriente en amperes
Zt impedancia del transformador referida a su capacidad OA, expresada en p.u.
Zs impedancia equivalente del sistema hasta el punto de conexión de este con el
transformador, referida a la capacidad OA del transformador y expresada en p.u.
In corriente nominal del transformador en su capacidad OA, expresada en amperes.
DETERMINACIÓN DE PUNTOS
COORDENADOS T-I PARA DEFINIR LA
CURVA ANSI DE UN TRANSFORMADOR
DETERMINACIÓN DE PUNTOS
COORDENADOS T-I PARA DEFINIR LA
CURVA ANSI DE UN TRANSFORMADOR
CORRIENTE DE
MAGNETIZACIÓN
Adicionalmente a la curva ANSI del transformador, el punto de corriente de magnetización
o inrush, es una referencia importante, sobre todo al considerar la operación de
dispositivos de protección de sobrecorriente como son fusibles o relevadores.
La corriente de magnetización de un transformador depende de los siguientes factores y su
duración se considera típicamente de 0.1 segundos.
- Capacidad del transformador
- Magnetismo residual o remanente del núcleo.
- Punto sobre la onda de tensión cuando ocurre la energización
- Ubicación del transformador dentro del sistema eléctrico
El valor máximo de esta corriente de magnetización se puede obtener de la siguiente tabla
y debe considerarse para prevenir operaciones de la protección en falso al energizar el
transformador.
CONEXIONES DE
TRANSFORMADORES
Cuando se realiza un estudio de coordinación es necesario considerar la conexión de los
transformadores para analizar el comportamiento de las corrientes en el lado primario para
fallas secundarias, sobre todo si se cuenta con elementos de protección en el lado de alta
tensión del transformador.
Como ejemplo se considera la conexión Delta-Estrella para falla de fase a tierra
(monofásica), cuando se presenta una falla en el devanado secundario fluye una corriente
de 1.0 p.u., en tanto que por las fases involucradas de alta tensión circula el 0,58 p.u.
De igual manera se deben hacer las consideraciones para los diferentes tipos de fallas, en
función de la conexión del transformador.
En la figura siguiente se muestran los valores de corriente en p.u. en el lado primario para
los diferentes tipos de fallas secundarias.
CONEXIONES DE
TRANSFORMADORES
PRINCIPIOS DE LA
PROTECCIÓN POR
SOBRECORRIENTE
Oficina de protecciones.
CLASIFICACION DE RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE
Por su principio de operación:
Electromecánicos
Electrónicos analógicos
A base de microprocesador
Por su funcionamiento:
Relevadores de corriente de acción instantánea (50)
Relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso (51)
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
RELEVADOR ELECTROMECANICO DE SOBRECORRIENTE DEL TIPO DE ATRACCIÓN
ELECTROMAGNÉTICA
Se utiliza básicamente en la construcción de relevadores de sobrecorriente instantáneos.
Generalmente es un electroimán cuya bobina es alimentada por un transformador de
corriente. El émbolo construido de material ferromagnético, es atraído por el flujo en el
entrehierro ó mantenido en reposo (restricción) por la acción de un resorte ó gravedad,
como lo indica la siguiente figura.
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
RELEVADOR ELECTROMECANICO DE SOBRECORRIENTE DEL TIPO DE DISCO DE
INDUCCIÓN
Este tipo de relevadores tienen disponible un rango de Tap’s o derivaciones de la bobina de
corriente. La regleta de Tap’s alojada en la parte superior del relevador, tiene un número
determinado de orificios con rosca. Uno para cada derivación de la bobina que es
conectada al TC, por medio de un tornillo se selecciona el Tap del relevador, y el valor de
éste representa la corriente mínima de operación. Es decir, el Tap seleccionado
corresponde a la corriente secundaria capaz de "arrancar" al relevador. Un resorte en
forma de espiral, cuyos extremos se encuentran fijados a la flecha ó disco y a una sección
estática del relevador, proporciona al disco un par de reposición ó antagónico. Cuando el
par de reposición del disco es ligeramente menor al par producido por la corriente que
alimenta al relevador, el disco "arranca". Al valor de ésta corriente expresada en amperes
es conocido como el "pick-up" del relevador.
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
RELEVADOR ELECTROMECANICO DE SOBRECORRIENTE DEL TIPO DE DISCO DE
INDUCCIÓN
Aunque la mayoría de los relevadores dispone de un amplio rango de Taps, se recomienda
hasta donde sea posible no ajustar al relevador en un tap mayor de 5 amperes, en razón
de proteger el circuito secundario del TC, al prevenir su saturación evitando la circulación
de corrientes superiores a la nominal secundaria durante períodos prolongados de tiempo.
De esta manera el TC queda protegido por el propio relevador. Montado sobre el eje del
disco se encuentra el contacto móvil. En la parte superior del eje, se tiene fijado un dial
numerado de 0 a 10 (dependiendo del fabricante la numeración también puede ser de 0 a
11, o de 0 a 1.0). La posición del dial determina la separación entre los contactos (fijo y
móvil) del relevador. A este ajuste se le conoce como "PALANCA" y permite establecer un
juego de curvas tiempo-corriente similares.
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
RELEVADORES DE INDUCCIÓN
ELECTROMAGNÉTICA
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE ESTÁTICO
Los primeros diseños de relevadores estáticos se desarrollaron en la década de los 70's,
fueron basados en la alta confiabilidad del transistor planar de silicio, esto marcó el inicio
para el desarrollo de los circuitos integrados, compuertas digitales y circuitos lógicos; le
siguieron circuitos digitales y más tarde memorias y microprocesadores.
Con estos componentes se mejoraron las características de velocidad, sensibilidad,
inmunidad a vibraciones, reducción en sus dimensiones y libre de mantenimiento.
Las funciones de estos relevadores son semejantes a las obtenidas con los del tipo
electromecánico, a pesar de que los relevadores estáticos carecen de partes móviles, la
terminología relativa al ajuste y operación es similar a la empleada en los relevadores
electromecánicos.
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE MICROPROCESADO
Con la aplicación de microprocesadores se han desarrollado relevadores que además de
cumplir con las funciones de protección, efectúan otras adicionales como son; medición,
registro de eventos, localización de fallas y oscilografía.
Lo anterior se realiza mediante el muestreo y manipulación de los parámetros eléctricos,
los cuales son utilizados en forma numérica para resolver cada uno de los algoritmos que
calcula el microprocesador para cumplir con las tareas anteriormente descritas. Estos
relevadores son trifásicos y en un solo módulo están contenidas las unidades de fase y de
neutro, reduciendo considerablemente sus dimensiones y el espacio ocupado por ellos en
los tableros de control, medición y protección.
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE DE ACCION INSTANTANEA (50)
En su forma más simple, estos relevadores operan al sobrepasar un límite corriente
preestablecido. Los electromecánicos funcionan por medio de atracción magnética ya sea
de embolo o de armadura móvil. Los electrónicos analógicos funcionan a base de
comparadores (amplificadores operacionales).
COMPARADOR - AMPLIFICADOR OPERACIONAL
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE DE ACCION INSTANTANEA (50)
Para el caso de los 50 a base de microprocesador el valor de corriente es comparado en
forma numérica mediante un programa de computadora. Cualquiera que sea el tipo de 50
siempre deberá de tener una respuesta en la escala de tiempo corriente como lo muestra
la siguiente figura.
RELACIÓN TIEMPO-CORRIENTE
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO (51)
Es un relevador que funciona con características tiempo corriente, se puede ajustar para
controlar su corriente mínima de operación (pick-up), como también se puede ajustar para
controlar su tiempo de operación en función de la corriente que circula por el mismo
(palanca).
RELACIÓN TIEMPO-CORRIENTE (INVERSO-51)
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
CURVAS DE UN RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO
(51)
TIEMPO DEFINIDO.-Este tipo de curva puede aplicarse donde no hay necesidad de
coordinar con otros dispositivos, además de que la corriente de falla no varía para
coordinaciones para generación máxima y mínima, así como para el bus local y remoto.
TIEMPO MODERADAMENTE INVERSO.-Es muy semejante a la curva de tiempo definido,
su aplicación no e s muy recomendable en alimentadores; pero si en cargas específicas de
motores.
TIEMPO INVERSO.- Donde hay grandes variaciones en la corriente de falla por cambios
de generación o por switcheo de línea, generalmente permite una adecuada coordinación
en sistemas muy grandes.
TIEMPO MUY INVERSO.- Pueden utilizarse para coordinar con fusibles aun cuando es
menos deseable que el extremadamente inverso.
TIEMPO EXTREMADAMNTE INVERSO.- Es el que mejor coordina con fusibles y
restauradores sobre el mismo circuito, como podrá observarse en la coordinación de los
dispositivos de protección.
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7
10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7CURRENT (A)
SECONDS
2
3
45
7
10
20
30
4050
70
100
200
300
400500
700
1000
2
3
45
7
10
20
30
4050
70
100
200
300
400500
700
1000
.01
.02
.03
.04
.05
.07
.1
.2
.3
.4
.5
.7
1
.01
.02
.03
.04
.05
.07
.1
.2
.3
.4
.5
.7
1
TIME-CURRENT CURVES @ Voltage By
For No.
Comment Date
1
1. 4010 MI SEL3xx/5xxMI TD=1.000CTR=120 Pickup=0.5A No inst. TP@5=0.3405s
2
2. 4010 I SEL-I TD=1.000CTR=120 Pickup=1.A No inst. TP@5=0.4279s
3
3. 4010 VI SEL-VI TD=2.000CTR=120 Pickup=1.5A No inst. TP@5=0.5159s
4
4. 4010 EI SEL-EI TD=3.000CTR=120 Pickup=2.A No inst. TP@5=0.8144s
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
Oficina de Protecciones División de Distribución Noroeste
Los ajustes de tiempo y corriente pueden ser determinados en las gráficas tiempo-múltiplo
tap (corriente). Estas gráficas son familias de curvas proporcionados por el fabricante del
relevador, indican el tiempo requerido en cerrar sus contactos para cada posición del dial o
palanca, cuando la corriente es referida como múltiplo del tap seleccionado.
El múltiplo de tap es obtenido de la siguiente relación
I / RTC
MTap = ____________
Tap relevador
Siendo:
I: Corriente primaria ó de falla en amperes .
RTC : Relación de transformación de corrientes.
Tap : Ajuste de corriente secundaria del relevador.
Palanca o DIAL: Ajuste dónde se determina el tiempo de operación del relevador de
acuerdo al valor de aportación de corriente.
Las curvas características de operación de los relevadores digitales son seleccionables y
responden a ecuaciones matemáticas, las cuales han sido estandarizadas
internacionalmente.
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
Oficina de Protecciones División de Distribución Noroeste
Curvas fabricante SEL
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
Oficina de Protecciones División de Distribución Noroeste
Curva SEL: U.S.
Moderadamente
Inversa U1
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
Oficina de Protecciones División de Distribución Noroeste
Fusibles.
Tomando en consideración la tensión de diseño los fusibles están clasificados
según la (IEEE) en fusibles para baja tensión de 125 a 2300 volts y fusibles
para alta tensión de 2300 a 161,000 volts, esta última categoría incluye a los
fusibles con rango de tensión intermedia, a su vez estos fusibles están
subdivididos en fusibles para distribución y fusibles de potencia.
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
Por ser los fusibles dispositivos de protección contra sobrecorrientes, estos tienen
una curva de operación característica con respecto al tiempo, basicamente su
respuesta en el tiempo es inversamente proporcional a la magnitud de la corriente
que se le aplique. Todos los fabricantes de fusibles proporcionan dos curvas
características de operación, una de ellas grafica el "tiempo mínimo de fusión"
(MMT) y la otra el "tiempo máximo de limpieza“ (MCT), ver figura 5-2 de acuerdo a
las normas ANSI C37.41-1981 y su complemento ANSI C37.46-1981.
La curva del tiempo mínimo de fusión o MMT (minimum melting time) es la
representación grafica para el tiempo en el cual el fusible comenzará a fundirse por
la acción de una corriente determinada. Dicha curva se usa para coordinar con
dispositivos de protección que se encuentran después del fusible en el sentido de
circulación de la corriente de falla. Usualmente los fabricantes trazan esta curva,
considerando una temperatura ambiente de 25°C y operando el fusible sin carga
inicial.
Oficina de Protecciones División de Distribución Noroeste
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
La curva del tiempo máximo de limpieza o MCT (Maximum clearing time) es la
representación gráfica para el tiempo total en que el fusible interrumpe la circulación de
corriente hacia la falla, es decir toma en cuenta el tiempo desde el principio de la fusión y
el desarrollo del arco eléctrico hasta que este se extingue totalmente. Esta curva se usa
para coordinar con dispositivos de protección que se encuentran antes del fusible, en el
sentido de circulación de la corriente hacia la falla. Esta curva al igual que la (MMT) se
gráfica a 25°C y sin carga inicial.
Los fabricantes ofrecen una amplia gama de curvas características de operación las
cuales tienen diversas denominaciones tales como "K", "T", "153-1","119-1",etc.
En la siguiente figura se muestran a manera de ilustración las características MMT y MCT
para un fusible de potencia de 50 amperes , velocidad lenta ( SMD-2B, curvas 119-1 y
119-1-9, S&C).
Oficina de Protecciones División de Distribución Noroeste
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
Oficina de Protecciones División de Distribución Noroeste
CARACTERÍSTICAS
DE OPERACIÓN
MMT Y MCT PARA
UN FUSIBLE
PRINCIPIOS DE LA PROTECCIÓN
POR SOBRECORRIENTE
PRINCIPIOS DE LA
PROTECCIÓN
DIFERENCIAL
Oficina de protecciones.
PROTECCIÓN DIFERENCIAL DEL TRANSFORMADOR (87T)
La diferencial es una de las protecciones que pueden ser de alta velocidad usándose como
protección primaria en transformadores, generadores, reactores, barras, líneas, etc.
Principio de funcionamiento: El principio del funcionamiento de la protección diferencial
se puede asumir que se basa en la primera ley de Kirchhoff; “La suma de las corrientes
que entran a un nodo es igual a la suma de las corrientes que salen de dicho nodo”.
PRINCIPIOS DE LA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL
PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LA PROTECCION DIFERENCIAL
En la siguiente figura se muestran los tres devanados de un generador trifásico conectado
en estrella , en los cuales, al devanado de la fase “a” le entra la corriente “ia” y le sale la
corriente “iA”, estas corrientes son iguales tanto en magnitud como en ángulo. Esto es
valido para las corrientes para las fases b y c .
PRINCIPIOS DE LA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL
PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LA PROTECCION DIFERENCIAL
•Por ser los generadores trifásicos y las magnitudes de voltaje se encuentran desfasados
entre si 120° eléctricos.
•La corriente total que circula por el conductor a tierra será la suma vectorial de las
corrientes de cada fase; y si las magnitudes de estas corrientes son iguales la corriente en
el conductor a tierra será igual a cero.
•En la siguiente figura se muestra el diagrama fasorial de las corrientes que aquí se
explican.
PRINCIPIOS DE LA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL
PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LA PROTECCION DIFERENCIAL
Después de haber observado las figuras anteriores, supóngase que se pueden medir las
magnitudes de las corrientes que entran a un elemento y los que salen de él, dichas
magnitudes deben ser exactamente iguales en condiciones normales de operación.
Volviendo a la figura del devanado de un generador trifásico conectado en estrella,
supóngase que existe una falla en el aislamiento del devanado y esto provoca una fuga de
corriente en este punto, provocando con ello que la corriente “ia” sea diferente a “iA” tanto
en magnitud como en ángulo, esto se observa en la siguiente figura y debido a que “ia” es
normalmente pequeña comparado con “if”, ya que “if” no tiene ninguna restricción en su
trayectoria hacia tierra, “ia” será excesivamente alta comparada con “ia” por lo que la
diferencia de las corrientes “ia” e “ iA” es muy marcada y esta diferencia es precisamente
“if”. De aquí proviene el nombre de esta protección.
PRINCIPIOS DE LA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL
PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LA PROTECCION DIFERENCIAL
Trayectoria del flujo de corriente al producirse una falla en el devanado de un generador.
PRINCIPIOS DE LA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL
PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LA PROTECCION DIFERENCIAL
La teoría antes expuesta se puede aplicar a un transformador monofásico de relación 1:1
como el de la sig. Figura. Despreciando las perdidas en el transformador podemos afirmar
que v1=v2 y por lo tanto i1=i2.
Diagrama de un transformador de
relación 1 : 1
I1 = I2
V1 = V2
N1 = N2
PRINCIPIOS DE LA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL
PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LA PROTECCION DIFERENCIAL
Para simplificar lo anterior se utiliza el diagrama unifilar del mismo transformador de la
figura anterior. Haciendo uso de transformadores de corriente ( TC’s ) se puede medir la
corriente que esta circulando a través del mismo, como se muestra en la siguiente figura
los transformadores de corriente tienen la función de aislar el circuito de medición del
voltaje pleno del primario y reducir la corriente primaria a un valor proporcional menor, fácil
de manejarse.
Medición de corrientes de entrada y salida de un transformador
de relación 1:1.
PRINCIPIOS DE LA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL
PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LA PROTECCION DIFERENCIAL
En la figura siguiente se observa que las corrientes se pueden “arreglar” para que la “i1”
se oponga a la “i2”, en este caso se esta despreciando el desfasamiento entre “i1” e “i2”
por lo tanto se consideran desplazados 180° entre si, de tal manera que si se conectan
como en la figura 2a ambas corrientes se anulan, y al colocar un amperímetro “ar” en ese
punto marca una lectura cero.
Comparación de las mismas corrientes disponiendo los flujos de la
corriente de ambos lados en la misma dirección
PRINCIPIOS DE LA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL
PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LA PROTECCION DIFERENCIAL
En condiciones normales de operación siempre habrá igualdad de magnitudes de
corrientes; por lo tanto el amperímetro “ar” siempre estará registrando una lectura de cero
amperes.
Conexión de amperímetros para supervisar los flujos de corriente.
Nótese que en condiciones normales por el amperímetro ar no circula ninguna
corriente.
PRINCIPIOS DE LA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL
PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LA PROTECCION DIFERENCIAL
En condiciones de falla del devanado secundario y/o primario, lógicamente esta igualdad
de corrientes desaparece provocándose un flujo de corrientes como en la siguiente figura.
Comportamiento de las corrientes secundarias al producirse una falla dentro del
área de la protección diferencial en un transformador simple.
PRINCIPIOS DE LA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL
PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LA PROTECCION DIFERENCIAL
El valor de la corriente primaria dependerá de la impedancia equivalente del sistema y de
que en el punto del devanado se produzca la falla; pero siempre será de mayor magnitud
que la corriente nominal del transformador. La corriente secundaria por otra parte puede
tener cierto valor (por lo general mínimo) dependiendo del punto de la falla o puede ser de
magnitud cero para el caso de los transformadores que solamente tengan una fuente de un
lado y carga del otro lado.
Para transformadores que enlazan carga (generación por ambos lados del transformador)
entonces habrá aportaciones al punto de la falla tanto del lado primario como del lado
secundario, incrementándose aún más la corriente diferencial, eso se puede apreciar en la
siguiente figura.
PRINCIPIOS DE LA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL
Cuando hay fuentes de generación por ambos lados del transformador, la
respuesta de una protección diferencial es mas eficaz ya que por el
amperímetro que mide la corriente resultante pasan las 2 corrientes i1 e i2 en
la misma dirección.
PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LA PROTECCION DIFERENCIAL
Si se sustituye el amperímetro “ar” por una bobina que cierre un contacto al circular
cualquier corriente que circule por el, se obtiene entonces un relevador de protección
diferencial, el mas simple por supuesto.
PRINCIPIOS DE LA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL
PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LA PROTECCION DIFERENCIAL
CARACTERISTICAS DE LOS RELEVADORES DE
PROTECCION DIFERENCIAL
Para poder discriminar adecuadamente las fallas internas de las externas, se han
adicionado al relevador elemental algunos dispositivos que logran eliminar ciertos
problemas de aplicación de los mismos.
Los relevadores son fabricados con bobinas o elementos de restricción los cuales se
oponen a la operación del relevador en un porcentaje determinado. esto es con la finalidad
de contrarrestar la acción de la corriente diferencial que resultara por no poder igualar o
acoplar las corrientes secundarias de los TC’s. A estos relevadores se les llama
relevadores diferenciales con retención o relevadores diferenciales de porcentaje.
PRINCIPIOS DE LA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL
PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LA PROTECCION DIFERENCIAL
CARACTERISTICAS DE LOS RELEVADORES DE
PROTECCION DIFERENCIAL
Esquema básico de un relevador de porcentaje.
En esta figura se muestra una balanza comparando las fuerzas de operación y
restricción producidas por las corrientes del relevador.
PRINCIPIOS DE LA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN
PARA TRANSFORMADORES DE
POTENCIA MAYORES DE 7.5 MVA
Oficina de protecciones.
Los transformadores mayores de 7.5 MVA, disponen del esquema de protección más
completo con dispositivos de detección interna y externa.
Entre los primeros sobresale la protección BUCHHOLZ que detecta el flujo de gases
originados por fallas incipientes dentro del transformador.
En la detección externa destaca la protección diferencial, misma que por su gran velocidad
y selectividad despeja fallas tanto del transformador como de aquellos componentes o
equipos que se encuentren dentro de la zona diferencial, que se halla delimitada por la
ubicación de los transformadores de corriente.
La protección de respaldo está conformada mediante relevadores de sobrecorriente, y
debe coordinarse con la protección de los alimentadores de distribución. Sus funciones son
proteger al transformador contra fallas en las barras de baja tensión y contra fallas
externas en caso de fallar la protección de los alimentadores. Adicionalmente protege al
transformador contra condiciones de sobrecarga de cierta magnitud y duración, que
pueden provocar sobrecalentamiento en el equipo reduciendo su vida útil.
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN
PARA TRANSFORMADORES DE
POTENCIA MAYORES DE 7.5 MVA
Los relevadores que se encuentran instalados en el lado de baja tensión deben ser
temporizados, por lo que normalmente no disponen o se deshabilita su unidad instantánea
(50). Lo anterior en razón de que siendo la barra de baja tensión y la salida de los
alimentadores, el mismo punto eléctrico (con los mismos niveles de falla); las unidades
instantáneas de esta protección operarían simultáneamente con los relevadores del
alimentador para fallas dentro del rango de alcance de los elementos instantáneos sobre la
red de distribución, no existiendo por tal razón coordinación.
Sin embargo con el desarrollo tecnológico actual, es posible que los relevadores del
transformador dispongan de unidades instantáneas, que pueden operar selectivamente,
solo para aquellas fallas ubicadas en las barras, aprovechando las amplias posibilidades
de comunicación y procesamiento de información disponibles en este tipo de dispositivos.
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN
PARA TRANSFORMADORES DE
POTENCIA MAYORES DE 7.5 MVA
Para la protección de respaldo de fase de los transformadores mayores de 7.5 MVA, es
común seleccionar relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso; y para la protección
contra fallas de línea a tierra pueden utilizarse relevadores de tiempo inverso o de tiempo
definido, los cuales por sus características tiempo-corriente permiten superar el problema
de coordinación con los dispositivos de disparo a tierra de los restauradores instalados en
los circuitos de distribución.
El relevador 5INT para detectar fallas a tierra, debe conectarse del T.C. de neutro del
transformador de potencia ya que, al circular la corriente de falla directamente por el neutro
de transformador, su monitoreo a través de este T.C. da una mejor sensibilidad que la
obtenida en la conexión residual de una estrella. La función de este relevador es despejar
las fallas en la barra de baja tensión y respaldar la operación de los relevadores 5IN de los
alimentadores.
Al disponerse de un interruptor en alta tensión, se recomienda que este relevador actúe
sobre el mismo para eliminar las fallas de fase a tierra del devanad o de baja tensión del
transformador.
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN
PARA TRANSFORMADORES DE
POTENCIA MAYORES DE 7.5 MVA
Cabe señalar que la protección de respaldo puede tener variantes dependiendo del tipo de
relevadores utilizados o de la filosofía de protecciones empleada para su diseño. Entre
dichas variantes, se pueden citar las siguientes:
- Protección de sobrecorriente de fase y neutro únicamente en el lado de Baja Tensión del
transformador.
- Protección de sobrecorriente de fase únicamente en el lado de Alta Tensión del
transformador y de neutro en el lado de Baja tensión del transformador.
- Protección de sobrecorriente de fase en el lado de Alta Tensión del transformador, y de
neutro más fase y neutro residual en el lado de Baja tensión del transformador.
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN
PARA TRANSFORMADORES DE
POTENCIA MAYORES DE 7.5 MVA
Adicionalmente, el transformador de potencia cuenta con los siguientes dispositivos
internos, mismos que pueden cumplir con las funciones de protección, supervisión o
alarma dependiendo del requerimiento establecido:
- Indicador y relevador de nivel de líquido o aceite aislante (No. ANSI 71Q)
-Válvula y relevador de sobrepresión (No. ANSI 63P)
- indicador y relevador térmico de líquido o aceite aislante (No. ANSI 26Q)
- Relevador e indicador térmico de sobrecarga del devanado (No. ANSI 49T)
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN
PARA TRANSFORMADORES DE
POTENCIA MAYORES DE 7.5 MVA
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN
PARA TRANSFORMADORES DE
POTENCIA MENORES DE 7.5 MVA
Oficina de protecciones.
Los transformadores menores de 7.5 MVA, para la detección de fallas internas no cuentan
con la protección diferencial y solo disponen de fusibles de potencia en el lado primario
para tal función, coordinados con los relevadores de sobrecorriente de fase y tierra para
fallas en las barras de baja tensión y respaldo de los alimentadores.
Las subestaciones que emplean este esquema de protección son aquellas en las cuales
por la capacidad de sus transformadores no se justifica técnica ni económicamente, el
empleo de un interruptor de potencia en el lado de alta tensión.
Para la protección externa del transformador se emplean los mismos fusibles de potencia
en el lado de alta tensión y relevadores de sobrecorriente en el lado de baja tensión. En
este arreglo los fusibles de potencia son los que realmente protegen al transformador y lo
aíslan en caso de falla, además de respaldar la función de los relevadores del interruptor
de baja tensión.
Se utilizan fusibles de potencia preferentemente de velocidad lenta (velocidades rápidas
dificultan la coordinación con las protecciones delanteras) y se pueden seleccionar
relevadores de sobrecorriente de tiempo extremadamente inverso para una correcta
coordinación con la característica tiempo-corriente del fusible.
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN
PARA TRANSFORMADORES DE
POTENCIA MENORES DE 7.5 MVA
Para la protección contra fallas de línea a tierra se utilizan relevadores de tiempo inverso o
de tiempo definido, los cuales por su característica menos inversa permiten superar el
problema de coordinación con los dispositivos de disparo a tierra de los restauradores
instalados sobre las líneas de distribución.
Los relevadores de sobrecorriente de fase operan sobre el interruptor de banco de baja
tensión protegiendo al transformador contra sobrecargas sostenidas y evitando que operen
los fusibles de potencia cuyo costo es elevado y su tiempo de reposición es considerable.
Otra de sus funciones es respaldar la operación de los relevadores de fase de los circuitos,
para el caso en que estos no operen con falla en el alimentador primario.
El relevador 5INT para detectar fallas a tierra, debe conectarse del T.C. de neutro del
transformador de potencia ya que, al circular la corriente de falla directamente por el neutro
de transformador, su monitoreo a través de este T.C. da una mejor sensibilidad que la
obtenida en la conexión residual de una estrella. La función de este relevador es despejar
las fallas en las barras de baja tensión y respaldar la operación de los relevadores 5IN de
los alimentadores. Las fallas a tierra en el devanado de baja tensión del transformador son
despejadas únicamente por los fusibles de potencia, pero con una reducción en su
sensibilidad (58 %), por el efecto de la conexión delta-estrella.
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN
PARA TRANSFORMADORES DE
POTENCIA MENORES DE 7.5 MVA
Los relevadores que se encuentran asociados para operar sobre el interruptor de banco de
baja tensión deben ser temporizados, por lo que normalmente se deshabilita su unidad
instantánea (50) ya que siendo la barra y la salida de los alimentadores el mismo punto
eléctrico, estos operarían simultáneamente con los relevadores del alimentador para fallas
para el rango de alcance de los elementos instantáneos sobre la red de distribución, no
existiendo coordinación.
Adicionalmente, el transformador de potencia puede contar con los mismos dispositivos
internos señalados en el inciso anterior, que pueden cumplir con las funciones de
protección, supervisión o alarma dependiendo del requerimiento establecido, aunque con
las limitaciones derivadas de la ausencia de un interruptor de potencia en el lado de Alta
Tensión.
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN
PARA TRANSFORMADORES DE
POTENCIA MENORES DE 7.5 MVA
Los relevadores para protección interna del transformador, al no contar con equipo de
desconexión en alta tensión pierden su utilidad, estos dispositivos pueden aprovecharse si
la Subestación cuenta con control supervisorio que permita monitorear las señales de
alarma por condiciones anormales en el transformador.
Para subestaciones que están dentro de este rango de capacidades el relevador 63P
algunas veces es substituido por un dispositivo de desfogue tipo "cuello de ganso"
obturado por un vidrio que se rompe a una presión critica, permitiendo la salida de gases
provocados por falla interna. Ocasionalmente se tienen transformadores de potencia en
estas capacidades que cuentan con tanque conservador y poseen también e l relevador de
flujo y presencia de gases (Buchholz).
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN
PARA TRANSFORMADORES DE
POTENCIA MENORES DE 7.5 MVA
CRITERIOS DE COORDINACION
DE PROTECCIONES DE
TRANSFORMADORES DE
POTENCIA
Oficina de protecciones.
PROTECCIÓN EN ALTA TENSION DEL TRANSFORMADOR.
Se recomienda proteger al transformador en el lado de Alta Tensión, mediante relevadores
de sobrecorriente de fase 51F o fusibles de potencia según corresponda, contra
sobrecargas a partir del 200% de su capacidad en OA para equipos con clase de
enfriamiento OA/FA1/FA2, y desde el 150% de su capacidad en OA para equipos con clase
de enfriamiento OA/FA.
Estas protecciones deben tomar en cuenta la corriente de magnetización (inrush) que se
presenta al energizar un transformador, y que puede alcanzar valores hasta de 12 veces la
corriente nominal en OA en un intervalo de tiempo de 0.1 seg., debiendo prevenirse por
tanto la operación en falso de la protección instalada en el lado de Alta Tensión, sea está a
base de relevadores o de fusibles de potencia.
CRITERIOS DE COORDINACION DE
PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES
DE POTENCIA
PROTECCIÓN EN ALTA TENSION DEL TRANSFORMADOR.
De manera similar sucede con el efecto de carga fría, que es el resultado de la
combinación de cargas conectadas en el circuito y que al momento de energizar el
transformador pueden presentarse, debiendo la protección permanecer inmune a su
presencia. La experiencia ha determinado que dicho efecto puede alcanzar (dependiendo
de la naturaleza de las cargas conectadas al sistema) magnitudes de 2 a 6 veces la
corriente nominal en OA del transformador durante períodos hasta de 1 segundo.
La protección en Alta Tensión del Transformador, debe protegerlo contra fallas externas,
especialmente si ocurren en las barras colectoras del lado de Baja Tensión.
Este tipo de fallas externas pueden causar daños al transformador si no se liberan
rápidamente, pues le provocan esfuerzos térmicos y mecánicos muy severos; al
presentarse esta condición, la protección debe operar y librar al transformador en tiempos
alrededor de 1.0 segundo, evitando por otra parte alcanzar la curva de daño del
transformador protegido.
CRITERIOS DE COORDINACION DE
PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES
DE POTENCIA
PROTECCIÓN DE NEUTRO EN BAJA TENSION DEL TRANSFORMADOR.
Se considera conveniente proteger contra cargas desbalanceadas para un valor alrededor
del 30% de la capacidad nominal en OA utilizando un relevador de sobrecorriente 51NT de
respaldo conectado al TC del neutro del transformador.
Este relevador debido a que no se ve afectado con la corriente de carga, es posible
ajustarlo a un valor de entre el 10 y el 70% de esta, dependiendo del grado de desbalance
del sistema.
La protección de neutro en Baja Tensión del Transformador, debe protegerlo contra
algunas fallas internas a tierra como las ocurridas en ciertas porciones del devanado
secundario y contra fallas externas a tierra, especialmente si ocurren en las barras
colectoras del lado de Baja Tensión.
Este tipo de fallas pueden causar daños al transformador si no se liberan rápidamente,
pues le provocan esfuerzos térmicos y mecánicos muy severos; al presentarse esta
condición, la protección debe operar y librar al transformador en tiempos alrededor de 1.5
segundos o más si la protección de fase tiene la suficiente sensibilidad para despejar las
fallas a tierra en tiempos de aproximadamente 1.0 segundo, evitando por otra parte
alcanzar la curva de daño del transformador protegido.
CRITERIOS DE COORDINACION DE
PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES
DE POTENCIA
PROTECCIÓN DEL ALIMENTADOR DE DISTRIBUCIÓN
Los alimentadores de distribución en subestaciones con transformadores mayores a 7
MVA, generalmente cuentan con interruptores de potencia, asociados con relevadores de
protección por sobrecorriente (50F/51F, 50N/51N).
Los relevadores de sobrecorriente de fase se deben ajustar a una corriente de arranque
(pick-up) que permita llevar una determinada sobrecarga para efectos de crecimiento,
acciones de operación y mantenimiento, atención de situaciones emergentes, etc.; como
por ejemplo un 200% de la corriente de carga máxima (se recomienda en la mayoría de los
casos que este margen nunca sea menor al 150%).
Debe cuidarse por otra parte que la corriente secundaria en régimen permanente no sea
mayor a 5 Amperes y a la vez que la corriente secundaria de falla máxima no sobrepase
los 100 Amperes secundarios. Con esto pueden evitarse situaciones de daño o saturación
en los transformadores de corriente, así como mal funcionamiento de la protección debido
a señales de corriente con alta saturación.
CRITERIOS DE COORDINACION DE
PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES
DE POTENCIA
PROTECCIÓN DEL ALIMENTADOR DE DISTRIBUCIÓN
Para la selección de ajustes de las unidades 51 de fase de cada alimentador deben
considerarse los siguientes aspectos:
- Mayor que la carga máxima del circuito, considerando tanto condiciones normales
como de emergencia (enlaces con circuitos de la misma subestación o de otras).
- Menor que la capacidad de conducción (ampacidad) del conductor de la línea
troncal.
En lo relativo a la selección de ajustes de los elementos 51 de neutro o residuales, debe
tomarse en cuenta lo siguiente:
- Mayor que el máximo desbalance existente debido a condiciones de cargas no
balanceadas, que sin embargo por la naturaleza del sistema puede considerarse
como una condición "normal" o "tolerable de operación.
- Menor al 30 % del ajuste de la protección de fase, para disponer de una adecuada
sensibilidad para la detección de fallas con baja magnitud, mismas que en muchas
ocasiones pueden ser incluso menores o comparables a las corrientes de carga.
CRITERIOS DE COORDINACION DE
PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES
DE POTENCIA
PROTECCIÓN DEL ALIMENTADOR DE DISTRIBUCIÓN
Con referencia al criterio que puede aplicarse para el ajuste de las unidades 50 a efecto de
asegurar que no sobre alcancen a las protecciones delanteras, se estima que ajustes que
cubran máximo el 80 % de la longitud existente entre la subestación y el dispositivo de
protección más cercano sobre la línea.
Sin embargo si dicha distancia es muy cercana puede presentarse el sobre alcance entre
protecciones adyacentes.
Por tal razón se ha determinado una distancia mínima entre ambos dispositivos para
justificar el empleo de unidades instantáneas y que en términos de niveles de falla
establece que se requiere de al menos un valor de 1.6 entre el valor de falla del primer
dispositivo con respecto al valor de falla del segundo dispositivo. Si esta relación mínima
no se cumple, se recomienda bloquear la unidad instantánea.
CRITERIOS DE COORDINACION DE
PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES
DE POTENCIA
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN PARA ALIMENTADORES DE CIRCUITOS
PRIMARIOS DE DISTRIBUCIÓN
Pueden distinguirse tres tipos básicos de alimentadores primarios:
a) Tipo rural.- Con dos tipos de carga, la que alimenta pequeños poblados cuya carga se
caracteriza por pequeños motores (bombas, molinos, pequeñas industrias), y alumbrado y
la que alimenta grandes sistemas de bombeo.
b) Tipo urbano.- Aquel que tiene carga de alumbrado, pequeños y grandes comercios y
pequeñas industrias,
c) Tipo Industrial.- Urbano o Rural que se caracteriza por grandes consumos de energía y
por ende grandes motores.
Los alimentadores primarios generalmente operan en forma radial y en el caso de existir
anillos, estos están normalmente abiertos operando como circuitos radiales alimentando la
carga de diferentes subestaciones.
CRITERIOS DE COORDINACION DE
PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES
DE POTENCIA
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN PARA ALIMENTADORES DE CIRCUITOS
PRIMARIOS DE DISTRIBUCIÓN
La forma más usual de protección para las fallas que se presentan en el alimentador
primario es la de sobrecorriente, a través de:
- Restauradores hidráulicos, electrónicos o microprocesados en subestaciones rurales
pequeñas con niveles de falla menores.
-Interruptores de potencia asociados a esquemas conformados por tres relevadores
de fase alimentados a través de igual número de TC’s cuyos secundarios se conectan
en estrella y un relevador residual que como su nombre lo indica se conecta al neutro
común de la estrella formada (o relevadores trifásicos con unidades de neutro
integradas), en subestaciones urbanas o con circuitos del tipo industrial y niveles de
falla considerables.
CRITERIOS DE COORDINACION DE
PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES
DE POTENCIA
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN PARA ALIMENTADORES DE CIRCUITOS
PRIMARIOS DE DISTRIBUCIÓN
Existen diversas curvas características de operación para relevadores de sobrecorriente
como ya se vio anteriormente, considerándose que la curva extremadamente inversa es la
más adecuada para una buena coordinación con fusibles, que la curva muy inversa es la
más adecuada para la coordinación con restauradores, y que las curvas inversa y de
tiempo definido lo son para coordinar con varios de los dispositivos de disparo a tierra de
restauradores.
La operación de la unidad de sobrecorriente de disparo instantáneo, dependerá de si el
siguiente dispositivo de protección sobre el alimentador es un fusible o un restaurador. Si el
siguiente dispositivo es un fusible se puede optar entre:
- Ajustar la unidad instantánea (50) para detectar fallas en la zona de protección de los
fusibles, para la primera operación de la protección; y después bloquear su operación por
medio de contactos auxiliares del relevador de recierre con el fin de que si la falla no es
librada durante esta primera ocasión, opere la unidad temporizada (51) dando tiempo a
que el fusible se queme.
- Ajustar la unidad instantánea (50) de manera que no detecte fallas en la localización del
fusible y ajustar la unidad temporizada de forma tal que permita que se funda el fusible.
CRITERIOS DE COORDINACION DE
PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES
DE POTENCIA
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN PARA UNA SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN
CON UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA MAYOR DE 7.5 MVA E
INTERRUPTORES DE CIRCUITO
CRITERIOS DE COORDINACION DE
PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES
DE POTENCIA
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN PARA UNA SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN
CON UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA MENOR DE 7.5 MVA E
INTERRUPTORES DE CIRCUITO
CRITERIOS DE COORDINACION DE
PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES
DE POTENCIA
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN PARA UNA SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN
CON UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA MENOR DE 7.5 MVA Y
RESTAURADORES DE CIRCUITO
CRITERIOS DE COORDINACION DE
PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES
DE POTENCIA
EJEMPLO DE LA APLICACIÓN DE LOS
CRITERIOS DE COORDINACIÓN EN
TRANSFORMADORES MAYORES A 7.5
MVA
Oficina de protecciones.
EJEMPLO DE LA APLICACIÓN DE LOS
CRITERIOS DE COORDINACIÓN EN
TRANSFORMADORES MAYORES A 7.5 MVA
DATOS DEL TRANSFORMADOR
(Obtenidos de los datos de placa)
Capacidad: 12/16/20 MVA
Porciento de Impedancia (%Z) = 7.68/10.22/12.74 %
Relación 115/13.8 KV
Conexión. Delta - Estrella Aterrizada
T1
151F
51NT
51F
Diagrama Unifilar
B1 115
KV
1684.182568.3)0(
8334.1864488.3)(
jSec
jSec
Impedancia de Thevenin del
Sistema en Ohms:
EJEMPLO DE LA APLICACIÓN DE LOS
CRITERIOS DE COORDINACIÓN EN
TRANSFORMADORES MAYORES A 7.5 MVA
-Las impedancias equivalentes del sistema en Ohms en el Bus de 115 Kv. (B1-115 Kv.)
son:
1684.182568.3)0(
8334.1864488.3)(
jSec
jSec
Selección de los MVA base: MVAB = 100 Voltajes base : KVB1 = 115, KVB2 = 13.8
Calculo de la impedancia base
B
Bbase
MVA
KVZ
2
1)(
25.132100
)115( 2
115baseZ
9044.1100
)8.13( 2
8.13baseZ
EJEMPLO DE LA APLICACIÓN DE LOS
CRITERIOS DE COORDINACIÓN EN
TRANSFORMADORES MAYORES A 7.5 MVA
Obtenemos las impedancias de secuencias en p.u. del equivalente de Thevenin
del sistema.
-Para la secuencia positiva y negativa tenemos:
base
upZ
ZZ .. upjZ
jZ upup .142407.002756.0
25.132
8334.1864488.3..
-Para la secuencia cero tenemos:
..13737.02462.25.132
1684.182568.3.... upjZ
jZ upup
EJEMPLO DE LA APLICACIÓN DE LOS
CRITERIOS DE COORDINACIÓN EN
TRANSFORMADORES MAYORES A 7.5 MVA
Obtención de las impedancias del transformador.
TTT ZZZ 021
La magnitud de la impedancia del transformador en p.u a una base de 12 MVA. es:
..0768.0100
68.7.. upZ up ..0768.0.. upjZ up
Para efectuar la conversión de la magnitud de la impedancia a la nueva base, se utiliza
la sig. Formula:
V
n
n
v
vnMVA
MVA
KV
KVZZ
2
MVAv= 12 KVv= 115 Zv= 0.0768
MVAn= 100 KVn= 115
12
100
115
1150768.0
2
..upTZ ..64.0.. upjZ upT
EJEMPLO DE LA APLICACIÓN DE LOS
CRITERIOS DE COORDINACIÓN EN
TRANSFORMADORES MAYORES A 7.5 MVA
0 . 0 2 7 5 6 + j 0 . 1 4 2 4 0 7 p.u. j 0 . 6 4 p.u.
B1 - 13.8 Kv
T 1
B1 - 115 Kv
B U S DE R E F E R E N C I A
Red de secuencia Positiva
Oficina de Protecciones División de Distribución Noroeste
EJEMPLO DE LA APLICACIÓN DE LOS
CRITERIOS DE COORDINACIÓN EN
TRANSFORMADORES MAYORES A 7.5 MVA
RED DE SECUENCIA CERO S E C ( 0 )
0 . 0 2 4 6 2 + j 0 . 1 3 7 3 7 p.u.
B1 - 13.8 Kv
j 0 . 6 4 p.u.
B1 - 115 Kv
T 1
B U S DE R E F E R E N C I A
Red de secuencia cero
Oficina de Protecciones División de Distribución Noroeste
EJEMPLO DE LA APLICACIÓN DE LOS
CRITERIOS DE COORDINACIÓN EN
TRANSFORMADORES MAYORES A 7.5 MVA
-La corriente de cortocircuito en el punto B1-13.8 Kv es:
90.64 ..64.00.0Z
87.98.782892j.782407.02756 .64.142407.02756
0T
1
upj
jjZ Th
- Corriente de falla trifásica
1
3Z
VIcc Th
VTh = 1.0 0° p.u., entonces:
..98.87277315.198.87782892.
00.13
0
upIcc
.69.4183
8.133
10100 3
Ampx
xI BASE
baseAmperes
actualesAmperesupAmperes ..
BaseAmperesxupAmperesActualesAmperes ..
.98.8788.53433 AmpICC
EJEMPLO DE LA APLICACIÓN DE LOS
CRITERIOS DE COORDINACIÓN EN
TRANSFORMADORES MAYORES A 7.5 MVA
- Corriente de falla de fase a tierra.
012
31
ZZ
VIcc Th
..56.882055.220481.205512.64.)782407.02756.0(2012 upjjjZZ
..56.883602.1.56.882055.2
)01)(3(1
0
upIcc
.69.4183 AmpIBASE
3.69)88.56)(418(1.3602I 1φ cc .56.8879.56901 AmpIcc
Resumen corto circuito bus de 13.8 Kv.
.98.8788.53433 AmpICC .56.8879.56901 AmpIcc
EJEMPLO DE LA APLICACIÓN DE LOS
CRITERIOS DE COORDINACIÓN EN
TRANSFORMADORES MAYORES A 7.5 MVA
SELECCIÓN DE RTC´s:
Oficina de protecciones.
SELECCIÓN DE RTC´s:
Corriente nominal máxima de carga en el lado de alta del Transformador =
Corriente nominal en el lado de baja del Transformador =
Corriente máxima de los alimentadores de media tensión =
. 40.100)115)(732.1(
000,20amp
KV
KVAI
. 73.836)8.13)(732.1(
000,20amp
KV
KVAI
. 300 ampI
SELECCIÓN DE RTC´s
Los transformadores de corriente no deberán exceder de 5 amperes de manera continua,
nunca se deberá exceder de 100 amperes secundarios, ni de 20 veces su capacidad máxima
en corto circuito.
Para el lado de alta del transformador se selecciona:
I nom.= 100.4 amp. por lo tanto se propone un TC de 200/5
RTC: 200/5 =40 y 20*200 = 4000 capacidad máxima.
Corriente nominal con una RTC de 40 = 100.4/40 = 2.51 amp. 2.51 <= 5 si cumple.
Icc máxima = 3,505.49 amp. 3505.49 < 4000 si cumple.
La corriente de corto circuito secundaria no debe exceder de 100 amperes secundarios:
3,505.49/40 = 87.63 entonces 87.63 < 100 si cumple.
SELECCIÓN DE RTC´s
Para el lado de baja del transformador se selecciona:
I nom.= 836.73 amp. por lo tanto se propone un TC de 1000/5
RTC: 1000/5 =200 y 20*1000 = 20,000 capacidad máxima.
Corriente nominal con una RTC de 200 = 836.73/200 = 4.18 amp. 4.18 <= 5 si cumple.
Icc máxima = 5,690.79 amp. 5690.79 < 20,000 si cumple.
La corriente de corto circuito secundaria no debe exceder de 100 amperes secundarios:
5,690.79/200 = 28.45 entonces 28.45 < 100 si cumple.
SELECCIÓN DE RTC´s
Para el Neutro del transformador, el TC del neutro cuenta con una relación de:
RTC: 600/5 =120 y 20*600 = 12,000 capacidad máxima.
Corriente de desbalance de 35% con una RTC de 120 = 836.73*0.35/120 = 2.44 amp.
2.44 <= 5 si cumple.
Icc máxima = 5,690.79 amp. 5690.79 < 12,000 si cumple.
La corriente de corto circuito secundaria no debe exceder de 100 amperes secundarios:
5,690.79/120 = 47.42 entonces 47.42 < 100 si cumple.
SELECCIÓN DE RTC´s
Para los alimentadores se selecciona:
I nom. = 300 amp. por lo tanto se propone un TC de 600/5
RTC: 600/5 =120 y 20*600 = 12,000 capacidad máxima.
Corriente nominal con una RTC de 120 = 300/120 = 2.5 amp. 2.5 <= 5 si cumple.
Icc máxima = 5,690.79 amp. 5690.79 < 12000 si cumple.
La corriente de corto circuito secundaria no debe exceder de 100 amperes
secundarios:
5,690.79 /120 = 47.42 entonces 47.42 < 100 si cumple.
SELECCIÓN DE RTC´s
En resumen los TC´s seleccionados son:
Para el lado de alta tensión del transformador = 200/5 clase 10P20 100 VA
Para el lado de baja tensión del transformador = 1000/5 clase 10P20 30 VA
Para el neutro del transformador = 600/5 clase 10P20 30 VA
Para los alimentadores = 600/5 clase 10P20 30 VA
SELECCIÓN DE RTC´s
CALCULO DE PICKUP´S
Oficina de protecciones.
CALCULO DE LA CAPACIDAD OA EN ALTA Y EN BAJA TENSIÓN DEL
TRANSFORMADOR:
. 05.502)8.13)(732.1(
000,12amp
KV
KVAIXoa . 24.60
)115)(732.1(
000,12amp
KV
KVAIHoa
CALCULO DE PICKUP´S
PROTECCIÓN DE RESPALDO LADO PRIMARIO DEL TRANSFORMADOR:
50H: Protección de sobrecorriente instantáneo de fases.
Compromisos:
a) La unidad instantánea no debe operar para ninguna falla en baja tensión,
considerando régimen de máxima generación.
Pickup.
a) El ajuste debe ser el mayor de: 14 veces la corriente nominal, es decir a la máxima
potencia del transformador, y el 200% de la corriente de aportación para falla trifásica
en bus de baja tensión.
14 * 60.24 = 843.45 amp. primarios y 843.45/RTC = 843.45/40 = 21.08 amp.
secundarios.
CALCULO DE PICKUP´S
51H: Protección de sobrecorriente de fases en lado primario.
Compromisos:
a) Debe permitir operar primero a las protecciones primarias del banco y de los
alimentadores.
b) Debe operar con retardo de tiempo para fallas en el banco de transformadores o
en alimentadores.
c) Debe operar como protección de sobrecarga del transformador.
Pickup.
a) Se ajusta al 200% de la capacidad OA del transformador.
2 * 60.24 = 120.49 amp. primarios y 120.49/RTC = 120.49/40 = 3.01 amp. secundarios.
PROTECCIÓN DE RESPALDO LADO PRIMARIO DEL TRANSFORMADOR:
CALCULO DE PICKUP´S
51L : Protección de sobrecorriente de fases en lado secundario
Compromisos
a)Debe permitir operar primero a las protecciones primarias del banco y las
protecciones de los alimentadores.
b)Debe operar con retardo de tiempo para fallas trifásicas o bifásicas en los
alimentadores.
Pickup 51L:
2 * 502.05 = 1004.1 amp. primarios y 1004.1/RTC = 1004.1/200 = 5.02 amp.
secundarios.
PROTECCIÓN DE RESPALDO LADO SECUNDARIO DEL TRANSFORMADOR:
CALCULO DE PICKUP´S
51NL : Protección de sobrecorriente neutro residual en lado secundario
Compromisos:
a) Debe permitir operar primero a las protecciones de los alimentadores.
b) Debe coordinar con las protecciones de los alimentadores.
c) Debe operar como protección de desbalance a consecuencia de una falla
monofásica en el lado de baja.
Pickup.
a) Se ajusta al 30% de la capacidad OA del transformador.
0.30 * 502.05 = 150.61 amp. primarios y 150.61/RTC = 150.61/200 = 0.75 amp.
secundarios.
PROTECCIÓN DE RESPALDO LADO SECUNDARIO DEL TRANSFORMADOR:
CALCULO DE PICKUP´S
51NT Protección de respaldo neutro del transformador: Protección de sobrecorriente
a tierra conectado en TC del neutro del transformador
Compromisos:
a) Debe permitir operar primero a las protecciones primarias del banco y las
protecciones de los alimentadores.
b) Debe coordinar con las protecciones de tierra de los alimentadores.
c) Debe operar como protección de desbalance a consecuencia de una falla monofásica
o situación de fuera de paso en cambiador de taps.
Pickup.
a) Se ajusta al 35 % de la capacidad máxima del transformador, toda vez que se tenga
habilitado el 51NL, en caso contrario ajustar al 30%.
0.35 * 502.05 = 175.71 amp. primarios y 175.71/RTC = 175.71/120 = 1.46 amp.
secundarios.
PROTECCIÓN DE RESPALDO LADO SECUNDARIO DEL TRANSFORMADOR:
CALCULO DE PICKUP´S
51F: Protección temporizada de sobrecorriente de fases en alimentadores.
Compromisos:
a) Debe permitir que operen primero los restauradores y cualquier otro dispositivo de
seccionamiento.
b) Debe operar con retardo de tiempo para fallas trifásicas o bifásicas en
alimentadores.
c) Debe operar como protección de sobrecarga del conductor del alimentador.
d) Debe permitir transferir la carga entre los alimentadores.
Pickup.
a) Se ajusta al 200% de la corriente de carga del alimentador.
2*300 amp. primarios y 600/RTC = 600/120 = 5.00 amp. secundarios.
PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DE ALIMENTADORES:
CALCULO DE PICKUP´S
51N Protección de sobrecorriente residual de neutro en alimentadores
Compromisos:
a) Debe permitir que operen primero los restauradores y cualquier otro dispositivo de
seccionamiento.
b) Debe operar con retardo de tiempo para fallas monofásicas o bifásicas a tierra en
alimentadores.
Pickup.
a) Se ajusta al 30% de la corriente de carga del alimentador.
0.3 * 300 = 90 amp. primarios y 90/RTC = 90/120 = 0.75 amp. secundarios.
PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DE ALIMENTADORES:
CALCULO DE PICKUP´S
50N : Protección instantánea de sobrecorriente residual de neutro en alimentadores.
Compromisos:
a) Debe permitir que operen primero los restauradores y cualquier otro dispositivo de
seccionamiento.
b) Debe operar en forma instantánea para fallas monofásicas o bifásicas a tierra en
alimentadores.
Pickup:
a)A efecto de asegurar que no sobrealcancen a las protecciones delanteras, se estiman
ajustes que cubran máximo el 80% de la longitud existente entre la subestación y el
dispositivo de protección más cercano sobre la línea.
b) Cuando no se tenga magnitud del alimentador ni la localizacion del primer
restaurador se ajusta al 80% del corto circuito del bus de baja tensión del transformador.
0.8 * 5690.79 = 4552.63 amp. primarios y 4552.63 /RTC = 4552.63 /120 = 37.93 amp.
secundarios.
PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DE ALIMENTADORES:
CALCULO DE PICKUP´S
50F Protección instantánea de sobrecorriente de fases en alimentadores.
Compromisos:
a) Debe permitir que operen primero los restauradores y cualquier otro dispositivo de
seccionamiento.
b) Debe operar en forma instantánea para fallas trifásicas o bifásicas en alimentadores.
Pickup:
a)A efecto de asegurar que no sobrealcancen a las protecciones delanteras, se
estiman ajustes que cubran máximo el 80% de la longitud existente entre la
subestación y el dispositivo de protección más cercano sobre la línea.
b) Cuando no se tenga magnitud del alimentador ni la localizacion del primer
restaurador se ajusta al 80% del corto circuito del bus de baja tensión del
transformador.
0.8 * 5343.88 = 4275.10 amp. primarios y 4275.10 /RTC = 4275.10 /120 = 35.62 amp.
secundarios.
PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DE ALIMENTADORES:
CALCULO DE PICKUP´S
CALCULO DE TIME DIAL O PALANCA
Oficina de protecciones.
Con la finalidad de simplificar el uso de las curvas para el ejemplo se seleccionaron solo
curvas SEL US Moderadamente Inversa:
Primeramente se determina el múltiplo del TAP para cada elemento de protección:
.98.8788.53433 AmpICC .56.8879.56901 AmpIcc
.98.8726.6413 AmpHICC
TD: Time Dial, M: Múltiplo del tap, tp: tiempo de disparo, tr: tiempo de reset
CALCULO DE PALANCA
51H: Protección de sobrecorriente de fases en lado primario.
a) El tiempo de operación debe ser de1 segundo para una falla trifásica en el bus de baja
tensión.
34.53/)40/26.641(/)/(51 TapRTCIHMTap
Para seleccionar el Time Dial se debe aplicar la ecuación de la curva despejando el
tiempo de operación deseado. El tiempo de operación lo obtenemos de los criterios de
protección.
51H, el tiempo de operación seleccionado será de 1 segundo, entonces:
))1/(0104.00226.0/( 02.0 MtpTD
Sustituyendo:
05.3))134.5/(0104.00226.0/(1 02.0 TD
Primeramente se determina el múltiplo del TAP
CALCULO DE PALANCA
51L : Protección de sobrecorriente de fases en lado secundario
a) El tiempo de operación debe ser de 0.6 segundos para falla trifásica en el bus de
baja tensión.
b) Mantener un margen de coordinación de 200 a 300mseg más lento que las
protecciones de los alimentadores. Considerar los tiempos de operación de los
interruptores de baja tensión.
34.55/)200/88.5343(/)/(51 TapRTCILMTap
51L, el tiempo de operación seleccionado será de 0.6 segundos, entonces:
83.1))134.5/(0104.00226.0/(6.0 02.0 TD
CALCULO DE PALANCA
51NL : Protección de sobrecorriente neutro residual en lado secundario
a) El tiempo de operación debe ser de 0.6 segundos para una falla monofásica en el
bus de baja tensión.
b) Mantener un margen de coordinación de 200 a 300 mseg más lento que las
protecciones de los alimentadores.
94.3775.0/)200/79.5690(/)/(51 TapRTCINLMTap
51NL, el tiempo de operación seleccionado será de 0.6 segundos, entonces:
73.3))194.37/(0104.00226.0/(6.0 02.0 TD
CALCULO DE PALANCA
51NT Protección de respaldo neutro del transformador: Protección de
sobrecorriente a tierra conectado en TC del neutro del transformador
a) El tiempo de operación debe ser de 1.5 segundos para una falla monofásica en el
bus de baja tensión.
b) Mantener un margen de coordinación de 200 a 300 mseg más lento que la
protección 51L.
48.3246.1/)120/79.5690(/)/(51 TapRTCINTMTap
51NT, el tiempo de operación seleccionado será de 1.5 segundos, entonces:
98.8))148.32/(0104.00226.0/(5.1 02.0 TD
CALCULO DE PALANCA
51F: Protección temporizada de sobrecorriente de fases en alimentadores.
Tipo de Curva.
a) Es recomendable seleccionar curva muy inversa que permita coordinar con los
tipos de curva de restauradores y fusibles.
Palanca.
a) El tiempo de operación debe estar en 0.3 segundos para una falla trifásica a la
salida del alimentador (estando fuera el instantáneo), una vez logrado este tiempo se
habilita el ajuste del instantáneo (50F).
9.85/)120/88.5343(/)/(51 TapRTCIFMTap
51F de alimentador, el tiempo de operación seleccionado será de 0.3 segundos, entonces:
CALCULO DE PALANCA
17.1))19.8/(0104.00226.0/(3.0 02.0 TD
51N Protección de sobrecorriente residual de neutro en alimentadores
Tipo de Curva.
a) Es recomendable seleccionar curva inversa que permita coordinar con los tipos de
curva de restauradores y fusibles.
Palanca.
a) El tiempo de operación debe estar en 0.3 segundos para una falla monofásica a la
salida del alimentador estando fuera el instantáneo 50N, una vez logrado el tiempo se
habilita.
23.6375.0/)120/79.5690(/)/(51 TapRTCINMTap
51N de alimentador, el tiempo de operación seleccionado será de 0.3 segundos,
entonces:
09.2))123.63/(0104.00226.0/(3.0 02.0 TD
CALCULO DE PALANCA
RESUMEN DE AJUSTES DE
SOBRECORRIENTE.
Oficina de protecciones.
50H: RTC: 40, pickup:21.08.
51H: RTC: 40, pickup: 3, time dial: 3.05.
51L: RTC: 200, pickup: 5, time dial: 1.83.
51NL: RTC: 200, pickup: 0.75, time dial: 3.73.
51NT: RTC: 120, pickup: 1.46, time dial: 5.99.
51F: RTC: 120, pickup: 5, time dial: 1.17.
50F: RTC: 120, pickup: 35.62
51N: RTC: 120, pickup: 0.75, time dial: 2.09.
50N: RTC: 120, pickup: 37.93.
RESUMEN DE AJUSTES DE
SOBRECORRIENTE.
PROTECCIÓN PRIMARIA DE
TRANSFORMADOR:
87T PROTECCIÓN DIFERENCIAL
Oficina de protecciones.
Compromisos:
a) Debe operar instantáneamente para falla en transformador.
b) No debe operar para fallas externas a su cobertura.
c) No debe operar durante su energización sin haber falla interna.
PROTECCIÓN PRIMARIA DE
TRANSFORMADOR:
87T PROTECCIÓN DIFERENCIAL
87T-R con restricción de pendiente.
a) Ajustar Pickup al 30% del valor de la máxima capacidad del transformador.
b) Primer pendiente ajustar al 30%, para cubrir errores de relación de TC's y por
variaciones de relación primaria por el cambiador de derivaciones.
c) Segunda pendiente ajustar al 60%, aplicada a partir de 300% del valor de la
capacidad del transformador, para cubrir los errores por saturación de los TC's a
niveles altos de corrientes.
d) Bloqueo por segunda armónica: Ajustar a 15%, para evitar operaciones incorrectas
por energización con corrientes de Inrush.
e) Bloqueo por quinta armónica: Ajustar a 35%, para evitar operaciones incorrectas
por alta corriente provocada por sobre excitación.
f) Se debe bloquear la protección de manera independiente por fase al detectar
armónicos.
PROTECCIÓN PRIMARIA DE
TRANSFORMADOR:
87T PROTECCIÓN DIFERENCIAL
Unidad diferencial sin restricción.
a) Ajustar a 10 veces la corriente nominal, es decir a la máxima potencia del
transformador, para cubrir las fallas de alta magnitud en el lado de alta.
PROTECCIÓN PRIMARIA DE
TRANSFORMADOR:
87T PROTECCIÓN DIFERENCIAL
PROTECCIÓN PRIMARIA DE
TRANSFORMADOR:
87T PROTECCIÓN DIFERENCIAL
CARACTERISTICA DE OPERACIÓN DE UNA PROTECCIÓN 87T
50FI-H PROTECCIÓN PARA FALLA DE
INTERRUPTOR EN LADO PRIMARIO
Oficina de protecciones.
Compromisos:
a) Respaldo local para falla al disparo del interruptor por operación de las
protecciones propias de los equipos asociados.
b) Su tiempo de operación debe ser lo suficientemente rápido para
mantener la estabilidad del sistema, dándole el tiempo suficiente para que el
interruptor complete su secuencia de apertura.
c) Su tiempo de operación se debe coordinar con los tiempos de los
respaldos remotos.
d) Disparar todos los interruptores de la barra asociada para desenergizar el
elemento fallado.
50FI-H PROTECCIÓN PARA
FALLA DE INTERRUPTOR EN
LADO PRIMARIO
Pickup.
a) Se ajusta al 100% de la capacidad máxima del transformador.
Tiempo de operación.
a) Ajustar el disparo a un tiempo efectivo de 150 mseg.
b) Mantener un margen de coordinación mínimo de 50 mseg más rápido
que los respaldos remotos.
Tiempo de redisparo.
Ajustar 40 ms.
50FI-H PROTECCIÓN PARA
FALLA DE INTERRUPTOR EN
LADO PRIMARIO
LOGICAS DE PROTECCIÓN PARA
TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Oficina de protecciones.
DISPARO RAPIDO DE BUS
(FAST BUS TRIP)
Oficina de protecciones.
ESQUEMA DE DISPARO RAPIDO DE BUS
En la especificación CFE G0000-62 se indica lo siguiente:
ESQUEMA DE DISPARO RAPIDO DE BUS
ALIM 1
A1
X
OUT 1
(+)
(-)
ALIM 2
A2
X
OUT1
(+)
(-)
ALIM 3
A3
X A2X A3X
OUT1
(+)
(-)
PT1
OUT1
IN1
A1X
(-)
(+)
Se utilizarán los mismos relevadores auxiliares (A1X….) y los mismos pick up que se utilizan
para el arreglo de fallas simultaneas.
ESQUEMA DE DISPARO RAPIDO DE BUS
OUT1= TRIP F.B.T. (disparo rápido de bus,
Fast Bus Trip)
A3X
PT1 IN1
PT1X
A1X A2X
OUT 1
(+)
(-)
LOGICA DE DISPARO
TIMER
PU =9
cy OR
AND
50P2 50G2
IN1
TRIP
F.B.T. NOT
50P2 será el 50% de la ICC 3F en el bus
50G2 será el 50% de la ICC 1F en el bus
DO= 0 cy
ESQUEMA DE DISPARO RAPIDO DE BUS
50P2 de alimentador será 1.5 veces el pickup de
fases
50G2 de alimentador será 2 veces el pickup de
neutro
50P2 Alimentador
50G2 Alimentador OR
ALIM 1
IN101
OUT 1
(+)
(-)
ALIM 2 OUT1
(+)
(-)
ALIM 3 OUT1
(+)
(-)
PT1
(-)
(+)
Se utilizarán solo salidas digitales y los mismos pick up que se utilizan para el arreglo de fallas
simultaneas.
ESQUEMA DE DISPARO RAPIDO DE BUS
UTILIZANDO UN MES
IN102 IN103
OUT1
IN104
OUT1= TRIP F.B.T. (disparo rápido de bus,
Fast Bus Trip)
MES
B.D.
OUT 1
(+)
(-)
LOGICA DE DISPARO
TIMER
PU =9
cy OR
AND
50P2 50G2
IN1
TRIP
F.B.T. NOT
50P2 será el 50% de la ICC 3F en el bus
50G2 será el 50% de la ICC 1F en el bus
DO= 0 cy
ESQUEMA DE DISPARO RAPIDO DE BUS
50P2 de alimentador será 1.5 veces el pickup de
fases
50G2 de alimentador será 2 veces el pickup de
neutro
50P2 Alimentador
50G2 Alimentador OR
LOGICA DE
DISPARO TIMER
PU =9
cy OR
AND
5OP2 50G2
IN1
TRIP
F.B.T. NOT
DO= 0 cy
Pickup de alim= 600 amp.
Pickup de 50P2= 3000 amp.
EJEMPLO CON FALLA EN ALIMENTADOR
ESQUEMA DE DISPARO RAPIDO DE BUS
6000 amp.
6000 amp.
t = 300 mSeg.
t = 600 mSeg.
LOGICA DE
DISPARO TIMER
PU =9
cy OR
AND
5OP2 50G2
IN1
TRIP
F.B.T. NOT
DO= 0 cy
Pickup de alim= 600 amp.
Pickup de 50P2= 3000 amp.
EJEMPLO CON FALLA EN ALIMENTADOR
ESQUEMA DE DISPARO RAPIDO DE BUS
6000 amp.
6000 amp.
t = 300 mSeg.
t = 600 mSeg.
LOGICA DE
DISPARO TIMER
PU =9
cy OR
AND
5OP2 50G2
IN1
TRIP
F.B.T. NOT
DO= 0 cy
Pickup de alim= 600 amp.
Pickup de 50P2= 3000 amp.
EJEMPLO CON FALLA EN ALIMENTADOR
ESQUEMA DE DISPARO RAPIDO DE BUS
LOGICA DE
DISPARO TIMER
PU =9
cy OR
AND
5OP2 50G2
IN1
TRIP
F.B.T. NOT
DO= 0 cy
Pickup de alim= 600 amp.
Pickup de 50P2= 3000 amp.
EJEMPLO CON FALLA EN ALIMENTADOR
ESQUEMA DE DISPARO RAPIDO DE BUS
8000 amp.
t = 600 mSeg.
LOGICA DE
DISPARO TIMER
PU =9
cy OR
AND
5OP2 50G2
IN1
TRIP
F.B.T. NOT
DO= 0 cy
Pickup de alim= 600 amp.
Pickup de 50P2= 3000 amp.
EJEMPLO CON FALLA EN ALIMENTADOR
ESQUEMA DE DISPARO RAPIDO DE BUS
8000 amp.
t = 150 mSeg.
LOGICA DE
DISPARO TIMER
PU =9
cy OR
AND
5OP2 50G2
IN1
TRIP
F.B.T. NOT
DO= 0 cy
Pickup de alim= 600 amp.
Pickup de 50P2= 3000 amp.
EJEMPLO CON FALLA EN ALIMENTADOR
ESQUEMA DE DISPARO RAPIDO DE BUS
ENTRADAS DIGITALES DEL MES PARA DRB Y FS
ESQUEMA DE DISPARO RAPIDO DE BUS
CIRCUITO DE DISPARO DE RESPALDO DE BAJA TENSIÓN
ESQUEMA DE DISPARO RAPIDO DE BUS
DISPARO SEGREGADO DE CARGA
Oficina de protecciones.
ESQUEMA DE DISPARO SEGREGADO POR
SOBRECARGA
En la especificación CFE G0000-62 se indica lo siguiente:
ESQUEMA DE DISPARO SEGREGADO POR
SOBRECARGA
T1 HLU
115/13.8 KV
12/16/20 MVA
Dyn1
Ix nominal (20 MVA) = 836 A. 100% CAP.
Ix nominal (22 MVA) = 920 A. 110% CAP.
Ix nominal (24 MVA) = 1004 A. 120% CAP.
ESQUEMA DE DISPARO SEGREGADO POR
SOBRECARGA
T1 HLU
115/13.8 KV
12/16/20 MVA
Dyn1
Ix nominal (20 MVA) = 836 A. 100% CAP.
Ix nominal (22 MVA) = 920 A. 110% CAP.
Ix nominal (24 MVA) = 1004 A. 120% CAP.
4 MVA
6 MVA
5 MVA
5 MVA
20 MVA
ESQUEMA DE DISPARO SEGREGADO POR
SOBRECARGA
T1 HLU
115/13.8 KV
12/16/20 MVA
Dyn1
Ix nominal (20 MVA) = 836 A. 100% CAP.
Ix nominal (22 MVA) = 920 A. 110% CAP.
Ix nominal (24 MVA) = 1004 A. 120% CAP.
4 MVA
6 MVA
6 MVA
6 MVA
22 MVA
ESQUEMA DE DISPARO SEGREGADO POR
SOBRECARGA
T1 HLU
115/13.8 KV
12/16/20 MVA
Dyn1
Ix nominal (20 MVA) = 836 A. 100% CAP.
Ix nominal (22 MVA) = 920 A. 110% CAP.
Ix nominal (24 MVA) = 1004 A. 120% CAP.
0 MVA
6 MVA
6 MVA
6 MVA
18 MVA
ESQUEMA DE DISPARO SEGREGADO POR
SOBRECARGA
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
Oficina de protecciones.
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
En la especificación CFE G0000-62 se indica lo siguiente:
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
6000 amp.
6000 amp.
t = 300 mSeg.
t = 600 mSeg.
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
6000 amp.
6000 amp.
t = 300 mSeg.
t = 600 mSeg.
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
3000 amp.
3000 amp.
6000 amp.
t = 750 mSeg.
t = 600 mSeg. t = 750 mSeg.
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
6000 amp.
t = 600 mSeg.
3000 amp.
3000 amp.
t = 750 mSeg.
t = 750 mSeg.
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
ALIM 1 IN1
A1
X
A2X A3X
OUT 1
(+)
(-)
ALIM 2
A2
X
A1X A3X
OUT1
(+)
(-)
ALIM 3
A3
X
A2X A1X
OUT1
(+)
(-)
IN1 IN1
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
ALIM 1 IN1
A1X
A2X A3X
OUT 1
(+)
(-)
SALIDA EN LA QUE SE PROGRAMARA
ARRANQUE DE SOBRECORRIENTE 50P2,
50G2 PARA DETECTAR FALLA EN EL
CIRCUITO
RELEVADOR AUXILIAR QUE SE
ACCIONARA CON ARRANQUE DE
SOBRECORRIENTE DEL RELEVADOR 50P2,
50G2
ENTRADA QUE SE ENERGIZARA CON
CONTACTOS DE LOS RELEVADORES
AUXILIARES QUE SE ACCIONAN CON
ARRANQUES DE SOBRECORRIENTE DE
LOS DEMAS ALIMENTADORES
CONTACTOS DE RELEVADORES
AUXILIARES QUE SE ACCIONARAN CON
ARRANQUES DE SOBRECORRIENTE DEL
RELEVADOR 50P2, 50G2 DE LOS DEMAS
ALIMENTADORES
OUT1
A1X
IN1
A2X,A3X
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
A3X
ALIM 1 IN1
A1
X
A2X
OUT 1
(+)
(-)
OUT1= TRIP F.S. (DISPARO POR FALLAS
SIMULTANEAS)
TIMER
PU= 9
cy OR
AND
50P2 50G2
IN1
TRIP
F.S.
LOGICA DE DISPARO
50P2 SERA 1.5 VECES EL PICKUP DE FASES
50G2 SERA 2 VECES EL PICKUP DE NEUTRO
DO= 120 cy
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
ALIM 1
IN101
OUT 1
(+)
(-)
ALIM 2 OUT1
(+)
(-)
ALIM 3 OUT1
(+)
(-)
PT1
(-)
(+)
Se utilizarán solo salidas digitales y los mismos pick up que se utilizan para el arreglo de fallas
simultaneas.
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
UTILIZANDO UN MES
IN102 IN103
OUT1
IN104
MES
B.D.
OUT 2
(+)
(-)
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
UTILIZANDO UN MES
TIMER
PU= 9
cy OR
AND
50P2 50G2
IN1
TRIP
F.S.
LOGICA DE DISPARO
DO= 120 cy
OUT2= TRIP F.S. (DISPARO POR FALLAS
SIMULTANEAS)
50P2 SERA 1.5 VECES EL PICKUP DE FASES
50G2 SERA 2 VECES EL PICKUP DE NEUTRO
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
3000 amp.
3000 amp.
6000 amp.
t = 750 mSeg.
t = 600 mSeg. t = 750 mSeg.
LOGICA DE DISPARO
DO= 120 cy
TIMER
PU= 9
cy OR
AND
50P2 50G2
IN1
TRIP
F.S.
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
3000 amp.
3000 amp.
6000 amp.
t = 750 mSeg.
t = 600 mSeg. t = 750 mSeg.
TIMER
PU= 9
cy OR
AND
50P2 50G2
IN1
TRIP
F.S.
LOGICA DE DISPARO
DO= 120 cy
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
3000 amp.
3000 amp.
6000 amp.
t = 150 mSeg. = 9 ciclos.
t = 600 mSeg.
TIMER
PU= 9
cy OR
AND
50P2 50G2
IN1
TRIP
F.S.
LOGICA DE DISPARO
DO= 120 cy
t = 150 mSeg. = 9 ciclos.
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
ENTRADAS DIGITALES DEL MES PARA DRB Y FS
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
SALIDAS DIGITALES DEL MES PARA DRB Y FS
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS
CIRCUITO DE DISPARO DE ALIMENTADOR
ESQUEMA DE FALLAS SIMULTANEAS