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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA
MECÁNICA Y ELÉCTRICA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
“PROTECCIONES ELÉCTRICAS EN SUBESTACIÓN SAN FRANCISCO 85-23kV/30 MVA”
TESIS
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
PRESENTAN
ARROYO CASTILLO JESÚS EDUARDO
GUADARRAMA RENDÓN EDGAR
ASESORES:
ING. WILFRIDO SÁNCHEZ GARCÍA
ING. RAIBEL UREÑA OLIVARES
DR. DAVID SEBASTIAN BALTAZAR
iii
EL ARTE Y LA CIENCIA
La belleza de las protecciones radica en conjugar ambas partes.
i
ÍNDICE
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN ............................................................................. 1
1.1 Introducción .............................................................................................................................. 1
1.2 Objetivos específicos ................................................................................................................. 3
1.3 Justificación ............................................................................................................................... 4
1.4 Alcances y limitaciones ............................................................................................................. 5
CAPÍTULO 2 CORTOCIRCUITO ............................................................................ 6
2.1Introducción ............................................................................................................................... 6
2.2 Definición de cortocircuito. ....................................................................................................... 7
2.2.1 Origen y consecuencia del cortocircuito. ........................................................................... 7
2.2.2 Corrientes de cortocircuito simétrica y asimétrica. ........................................................... 9
2.2.3 Efectos dinámicos de la corriente de cortocircuito ......................................................... 11
2.2.4 Efectos térmicos de la corriente de cortocircuito. .......................................................... 11
2.3. Tipos de cortocircuito............................................................................................................. 11
2.3.1. Cortocircuito monofásico. ............................................................................................... 12
2.3.2. Cortocircuito bifásico. ..................................................................................................... 12
2.3.3 Cortocircuito trifásico. ...................................................................................................... 13
2.4 Fuentes de aportación a la corriente de cortocircuito............................................................ 13
2.4.1 Generadores ..................................................................................................................... 14
2.4.2 Motores síncronos ........................................................................................................... 14
2.4.3 Motores de inducción ...................................................................................................... 14
2.5 Método de las componentes Simétricas. ................................................................................ 15
2.6 Métodos de cálculo de cortocircuito. ..................................................................................... 18
2.6.1 Método Zbus y Ybus. ........................................................................................................ 18
2.6.2. Método de las impedancias. ........................................................................................... 20
2.6.3. Método convencional. .................................................................................................... 21
2.6.4. Método por norma IEC 60909. ........................................................................................ 21
CAPÍTULO 3 FILOSOFÍA DE PROTECCIÓN POR RELEVADORES ................. 22
3.1. Introducción ........................................................................................................................... 22
3.2 Criterios de diseño para la protección por relevadores. ......................................................... 23
ii
3.2.1 Simplicidad ....................................................................................................................... 23
3.2.2 Selectividad ...................................................................................................................... 23
3.2.3 Economía .......................................................................................................................... 24
3.2.4 Confiabilidad .................................................................................................................... 24
3.2.5 Velocidad .......................................................................................................................... 25
3.3 Protecciones de transformador y alimentadores. .................................................................. 26
3.3.1 Protección diferencial de banco (87T) ............................................................................. 26
3.3.2 Compensación del defasamiento angular de las corrientes en una conexión Δ/Y de un
transformador de potencia. ...................................................................................................... 28
3.3.3 Protección de sobrecorriente (50/51) .............................................................................. 30
3.4. Nomenclatura de acuerdo ANSI ............................................................................................. 32
3.5 IDENTIFICACIÓN DE LAS SECCIONES ................................................................................... 33
3.6 Especificaciones del relevador que debe cumplir según CFE.................................................. 33
3.6.1 Registro de eventos .......................................................................................................... 34
3.6.2 Registro de fallas y oscilografía ........................................................................................ 34
3.6.3 Medición ........................................................................................................................... 35
3.6.4 Características de las entradas analógicas de corriente. ................................................. 35
3.6.5 Características de las entradas analógicas de tensión ..................................................... 36
3.6.6 Número de entradas analógicas....................................................................................... 36
3.6.7 Salidas de disparo ............................................................................................................. 36
3.6.8 Salidas digitales ................................................................................................................ 36
3.6.9 Entradas digitales ............................................................................................................. 37
3.6.10 Número de contactos para salida de disparo ................................................................ 37
3.6.11 Número de contactos de salida digitales ....................................................................... 37
3.6.12 Número de entradas digitales ........................................................................................ 37
3.6.13 Montaje .......................................................................................................................... 38
3.6.14 Características de la caja ................................................................................................ 38
3.6.15 Interfaz humano-máquina (IHM) ................................................................................... 39
3.6.16 Programa (Software) de aplicación ................................................................................ 39
3.6.17 Niveles de acceso ........................................................................................................... 40
3.6.18 Primer nivel de acceso ................................................................................................... 40
3.6.19 Segundo nivel de acceso ................................................................................................ 40
iii
3.6.20 Modos de disparo........................................................................................................... 41
3.6.21 Grupos de ajustes ........................................................................................................... 41
3.6.22 Puertos de comunicación ............................................................................................... 41
3.6.23 Puertos de comunicación para acceso local .................................................................. 41
3.6.24 Puertos de comunicación para acceso remoto o para integración a un sistema de
adquisición de datos ................................................................................................................. 42
3.7. Políticas para la filosofía de protección apegadas a CFE ........................................................ 42
3.7.1 Ajustes de los relevadores 51T y 51 NT ............................................................................ 43
3.7.2 Ajustes de los relevadores 50/51. .................................................................................... 44
3.8. Relevador Microprocesado. ................................................................................................... 45
3.9. Relevador microprocesado SEL 351 ....................................................................................... 47
3.9 Especificaciones relevador SEL-351 ........................................................................................ 47
CAPÍTULO 4 ESTADO ACTUAL DE LA SUBESTACIÓN SAN FRANCISCO .... 49
4.1 Introducción ............................................................................................................................ 49
4.2 Homologación de los esquemas de protección en Subestación San Francisco de acuerdo a la
especificación CFE G0000-81”Características Técnicas para Relevadores de Protección”. .......... 50
4.2.1 Sobrecorriente (50/51). .................................................................................................... 50
4.2.1.1 Protección de alimentador. ....................................................................................... 50
4.2.1.2 Protección de respaldo para transformador. ............................................................ 51
4.2.1.3 Protección de respaldo para neutro de transformador ............................................ 51
4.2.2 Diferencial del transformador (87T)................................................................................. 51
4.3 Esquemas de protección. ....................................................................................................... 52
4.3.1 Esquema de protección de la compañía LyFC. ................................................................. 52
4.3.1.1 Protección de bancos de potencia para distribución 85/23 kV conexión ∆/Y. ......... 53
4.3.1.1.1 Relevadores que forman el esquema de protección de respaldo del
transformador. .................................................................................................................. 53
4.3.1.2 Protección de alimentadores de 23 kV. .................................................................... 54
4.3.2 Esquemas normalizados de protección de CFE. ............................................................... 55
4.3.2.1 Protección de Transformadores de Potencia de dos devanados conectados en ∆/Y
mayores de 10 MVA. ............................................................................................................. 56
4.3.2.2 Protección de alimentadores de 23 kV. .................................................................... 57
4.4 Tableros de protección ............................................................................................................ 58
4.4.1 Fuente de alimentación de VCD ....................................................................................... 59
iv
4.4.2 Fuente de alimentación de VCA ....................................................................................... 59
4.4.3 Equipos primarios a los que estará asociado ................................................................... 59
4.4.4 Control supervisorio. ........................................................................................................ 59
4.4.5 Equipamiento de secciones tipo para transformadores .................................................. 60
4.5 Puesta a punto y puesta en servicio de los esquemas de protección de la subestación San
Francisco........................................................................................................................................ 62
4.5.1 Pruebas a los esquemas de protección. .......................................................................... 63
4.5.1.1 Inspección visual de ajustes en el relevador ............................................................. 64
4.5.1.2 Terminales de prueba ............................................................................................... 64
4.5.1.3 Verificación de relevador de sobrecorriente de tiempo (51) ................................... 64
4.5.1.4 Verificación de relevador de sobrecorriente instantáneo (50) ................................. 65
4.5.2.3. Inyección de corriente al esquema. ......................................................................... 67
CAPÍTULO 5 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ........................................ 68
5.1 Introducción ............................................................................................................................ 68
5.2. Alimentadores primarios ........................................................................................................ 69
5.2.1 Clasificación ...................................................................................................................... 69
5.3 Protección de alimentadores .................................................................................................. 70
5.3.1 Ajustes de las unidades de tiempo de sobrecorriente para alimentadores. ....................... 70
5.3.2 Ajustes de las unidades instantáneas de sobrecorriente para alimentadores. ............... 71
5.4 Criterios de coordinación de protecciones de sobrecorriente. .............................................. 71
5.4.1 Criterio de coordinación relevador-restaurador. ............................................................. 73
5.4.2 Criterio de coordinación relevador – fusible. ................................................................... 75
5.4.3 Criterio de coordinación relevador - seccionalizador. ..................................................... 77
5.4.4 Criterio de coordinación relevador-seccionalizador-fusible. ........................................... 77
5.5 Coordinación de protecciones en subestación San Francisco ................................................ 78
5.5.1 Cálculo de ajustes para protección del transformador y alimentadores ......................... 78
5.5.2 Cálculo de ajustes de protección de sobrecorriente en alimentadores y transformador.
................................................................................................................................................... 80
5.5.2.1 Protecciones de sobrecorriente en el transformador ............................................... 81
5.5.2.1.1 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo en el lado de alta tensión.
........................................................................................................................................... 81
5.5.2.1.2 Protección de sobrecorriente al neutro del transformador en el lado de baja
tensión ............................................................................................................................... 82
v
5.5.2.2. Protecciones de sobrecorriente en alimentadores .................................................. 83
5.5.2.2.1. Protección de sobrecorriente instantánea en alimentadores (50F). ................ 83
5.5.2.2.1.1 Protección de sobrecorriente instantánea de fases en alimentadores (50F)
....................................................................................................................................... 84
5.5.2.2.1.2 Protección de sobrecorriente instantánea al neutro en alimentadores (50N)
....................................................................................................................................... 84
5.5.2.2.2 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo en alimentadores. ......... 85
5.5.2.2.2.1 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo de fases en
alimentadores. .............................................................................................................. 85
5.5.2.2.2.2 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo al neutro en
alimentadores. .............................................................................................................. 86
5.5.3 Cálculo de ajustes de protección diferencial de porcentaje del Transformador ............. 93
Conclusiones ....................................................................................................... 96
Bibliografía. .......................................................................................................... 99
APENDICE .......................................................................................................... 101
A1.- Esquematico de proteccion de la subestacion San Francisco ......................................... 101
A2.- Diagrama unifilar con zonas de proteccion. .................................................................... 101
vi
ÍNDICE DE FIGURAS
Capítulo 2
Figura 2. 1 Envolvente de corriente simétrica .............................................................................. 9
Figura 2. 2 Envolvente de corriente asimétrica ......................................................................... 10
Figura 2. 3 Envolvente de corriente asimétrica ......................................................................... 10
Figura 2. 4 Cortocircuito monofásico ........................................................................................... 12
Figura 2. 5 Cortocircuito bifásico.................................................................................................. 13
Figura 2. 6 Cortocircuito Trifásico ............................................................................................... 13
Figura 2. 7 Fasores de secuencia positiva ................................................................................ 16
Figura 2. 8 Fasores de secuencia negativa .............................................................................. 16
Figura 2. 9 Fasores de secuencia cero ...................................................................................... 16
Capítulo 3
Figura 3. 1 Protección diferencial de banco ............................................................................... 26
Figura 3. 2 Caracteristica de operación de la proteccion diferencial...................................... 27
Figura 3. 3 Compensacion de las corrientes del transformador ............................................. 29
Figura 3. 4 Curvas de tiempo corriente para cada característica de operación ................... 31
Figura 3. 5 Relevador microprocesado en forma esquematica .............................................. 47
Capítulo 4
Figura 4. 1 Diagrama esquemático de protecciones de LyFC ................................................ 55
Figura 4. 2 Diagrama esquemático de protecciones de CFE .................................................. 58
Capítulo 5
Figura 5. 1 Esquema de proteccion de alimentador primario .................................................. 70
Figura 5. 2 Coordinacion Relevador-Restaurador..................................................................... 74
Figura 5. 3 Arreglo de alimentador primario con falla ............................................................... 75
Figura 5. 4 Coordinación relevador-fusiblen con operación selectiva de la unidad
instantanea. ..................................................................................................................................... 75
Figura 5. 5 Coordinacion relevador-fusible ................................................................................ 76
Figura 5. 6 Coordinación de protecciones para falla trifásica en el bus de 23kV ................ 89
Figura 5. 7 Coordinación de protecciones para falla monofásica en el bus de 23kV .......... 90
Figura 5. 8 Coordinación de protecciones para falla trifásica al próximo elemento de
protección ........................................................................................................................................ 91
Figura 5. 9 Coordinación de protecciones para falla monofásica al próximo elemento de
protección ........................................................................................................................................ 92
vii
INDICÉ DE TABLAS
Capítulo 3
Tabla 3. 1 Identificación por tensiones de operación ............................................................... 32
Tabla 3. 2 Identificación por protecciones primarias para líneas y alimentadores .............. 32
Capítulo 4
Tabla 4. 1 Intervalo de ajuste de la función 87T ........................................................................ 52
Capítulo 5
Tabla 5. 1 Criterios utilizados en el transformador .................................................................... 79
Tabla 5. 2 Criterios utilizados en alimentadores........................................................................ 79
viii
GLOSARIO DE TÉRMINOS Y VARIABLES UTILIZADAS
CFE = Comisión Federal de Electricidad
LyFC = Luz y Fuerza del Centro
RTC = Relacion de transformación
C.D. = Corriente Directa
C.A. = Corriente Alterna
Hz = Hertz
Va1,Vb1,Vc1 = Tensiones de secuencia positiva
Va2, Vb2,Vc2 = Tensiones de secuencia negativa
Va0,Vb0,Vc0 = Tensiones de secuencia cero
a = operador 1∟120°
VA = Tension en la fase A
VB = Tension en la fase B
VC = Tension en la fase C
YBUS (+) = Matriz de admitancias de secuencia positiva
YBUS (−) = Matriz de admitancias de secuencia negativa
YBUS (0) = Matriz de admitancias de secuencia cero
ZBUS (+) = Matriz de impedancias de secuencia positiva
ZBUS (−) = Matriz de impedancias de secuencia negativa
ZBUS (0) = Matriz de impedancias de secuencia cero
𝐸1= tensión de secuencia positiva en el punto de falla
𝐼𝑐𝑐3𝛷 = corriente de cortocircuito trifásica
𝐼𝑐𝑐1𝛷 = corriente de cortocircuito monofásica
TC = Transformador de Corriente
𝑍 = suma de las impedancias de una red eléctrica
ix
𝑚𝑚2 = milímetros cuadrados
kV = tensión en kilovolts
𝐷𝑦1= defasamiento angular de 30° en una conexión de transformador delta-estrella
DAB = sentido de la secuencia de fases en una conexión en delta
Pick-Up = corriente mínima de operación para relevadores de sobre corriente
Vcc = tensión de corriente directa
A = Ampere
In = corriente nominal
VA = Volt-Ampers
∆ = Conexión delta de los devanados del transformador
Y = Conexión estrella de los devanados del transformador
1
IPN
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CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN
1.1 Introducción
En la actualidad el Sistema Eléctrico de Potencia va en constante crecimiento, ya
sea con la implementación de nuevas cargas, o con la puesta en servicio de
nuevas plantas generadoras, dicho sistema está conformado de diferentes
circuitos eléctricos.
Un circuito eléctrico cuenta con varios componentes necesarios para poder llevar
a cabo su tarea que es el transporte de energía eléctrica, dichos componentes
tienen una función específica la cual contribuye al transporte y distribución de
energía eléctrica.
Se sabe que los elementos de un sistema de potencia, en su gran mayoría, son
muy costosos, tanto en mantenimiento como en su adquisición, es por ello que se
buscan proteger de todo tipo de situaciones que pueda alterar la funcionalidad o
en una situación extrema dañarlo.
Para el funcionamiento correcto y eficiente de una red eléctrica es necesario
contar con transformadores de corriente y de potencial (transformadores de
instrumento o medición), interruptores encargados de conectar o desconectar
circuitos, seccionadores, restauradores, fusibles. Los instrumentos de medición
son necesarios para obtener información de las variables eléctricas, para realizar
diferentes tipos de estudios, por ejemplo, la protección del sistema eléctrico de
potencia.
Debido a la incorporación de nuevas cargas y centrales es necesario tener una red
que se adecue a la evolución del sistema eléctrico de potencia, ya sea con la
creación de nuevas subestaciones o con la modernización de las subestaciones
existentes.
2
IPN
ESIME-ZAC
En la nueva división Valle de México Sur de CFE, en el área de Toluca se
encuentra una subestación de nombre “San Francisco” la cual presenta diversas
deficiencias, ya sea por los equipos los cuales son ineficientes, por falta de
mantenimiento o por la tecnología obsoleta del equipo, por estas razones es
necesario realizar los estudios correspondientes para obtener una mejor y
renovada coordinación de protecciones, la cual permitirá tener un sistema más
seguro, estable y eficiente.
La coordinación protecciones tiene como finalidad contar con un sistema seguro
de acuerdo a sus diferentes protecciones presentadas en dicha red eléctrica,
mediante la detección de la falla y protección del sistema ante dicha falla, tratando
de desconectar el equipo eléctrico en riesgo, y así proteger la instalación y tratar
de minimizar la interrupción del servicio de energía eléctrica.
1.2 Objetivo.
Analizar los esquemas de protección ubicadas en la subestación “San Francisco
85/23 kV 30 MVA” con la finalidad de proponer la renovación de equipos y la
aplicación vigente de la normatividad de la CFE, en cuanto a los criterios de ajuste
y coordinación de protecciones.
3
IPN
ESIME-ZAC
1.2 Objetivos específicos
En la Subestación Eléctrica San Francisco que opera con 4 alimentadores en 2
módulos conectados en anillo para su coordinación de protecciones requiere:
Realizar el cambio de relevadores digitales por relevadores
microprocesados con tecnología de punta para una mejor operación de la
subestación.
Determinar y analizar las corrientes de corto circuito para verificar las
capacidades de corto circuito de dispositivos de protección y tableros, con
la finalidad de aplicarlo en el estudio de coordinación de protecciones.
Utilizar el software ASPEN para la simulación de fallas y así poder realizar
la coordinación correcta de protecciones.
Cumplir con la normatividad especificada por CFE para la protección de la
subestación San Francisco.
Estos puntos habrán de estar presentes a lo largo del proyecto, el cual tiene los
siguientes objetivos específicos:
Elaborar el panorama del funcionamiento de la Subestación Eléctrica San
Francisco.
Diagnosticar la operación de los esquemas de protección contenidos en la
subestación.
Diseñar un plan de acción para modernizar los relevadores el sistema de
protecciones actual en la Subestación Eléctrica.
Implementar el plan de acción en la Subestación Eléctrica con la
colaboración de personal de CFE.
Valorar la mejora alcanzada en el sistema de protecciones de la
Subestación San Francisco a partir de la implementación de actividades
encaminadas a la modernización del sistema protecciones.
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1.3 Justificación
Debido a la extinción de la compañía de Luz y Fuerza del Centro encargada de la
distribución y comercialización de energía eléctrica en la zona centro del país y al
hacerse cargo la Comisión Federal de Electricidad de las actividades realizadas
por esta empresa es necesario que todos los componentes del sistema eléctrico
entren en homologación con la CFE, con el fin de tener un sistema apegado a las
normas establecidas por este organismo.
En este caso, se busca analizar y realizar un estudio en la Subestación San
Francisco debido a que se presentan las siguientes situaciones:
Equipos de protección fuera de normatividad con respecto a CFE.
Fallas insipientes del esquema de protección por no cumplir con las
especificaciones.
Diferente filosofía en criterios de ajuste o coordinación de protecciones.
Operaciones incorrectas de equipos actuales por la propia lógica o
algoritmos del fabricante ARTECHE.
Implementación de tecnología de punta en el sistema de protección
Por estas situaciones se ha decidido realizar una renovación de equipos de
protección y a la vez realizar un nuevo estudio de protección apegados a la
normatividad de CFE.
De esta forma se busca llegar a un sistema más eficiente para tener un servicio lo
menos interrumpible de energía eléctrica y a la vez evitar el daño de equipos e
instrumentos necesarios para la operación de la subestación.
5
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ESIME-ZAC
1.4 Alcances y limitaciones
Los alcances que el proyecto presenta son los siguientes
El presente proyecto pretende relacionar criterios teóricos con prácticos
aprovechando la oportunidad del cambio de relevadores por falla de los
instalados.
Mediante la colaboración de personal de Comisión Federal de Electricidad
se realizará el cambio a relevadores microprocesados para eficientizar las
diferentes protecciones.
Actualización de diagramas de control y esquemático de protecciones por la
implementación de nuevos relevadores.
Realizar un estudio de la mejora alcanzada en el área de protecciones de la
subestación San Francisco a partir de la implementación de este proyecto.
Las limitaciones que el proyecto presenta son las siguientes
El presente proyecto en el tiempo solo comprende de 8 meses
Las pruebas realizadas en forma real en la subestación, serán las menos
posibles para evitar poner fuera de servicio los diferentes circuitos
involucrados en esta subestación.
La visita a la subestación para la obtención de algún tipo de información
solo podrá ser con personal de CFE, debido a que el acceso está
restringido externo a la empresa.
Los encargados del proyecto solo tienen acceso en los horarios
establecidos por el personal de CFE a la Subestación en estudio.
Los encargados del proyecto están limitados a la toma de decisiones en
forma individual y sin consulta de personal de CFE.
El quipo de prueba es herramienta de trabajo de CFE por lo que el uso de
este es de forma limitada.
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ESIME-ZAC
CAPÍTULO 2 CORTOCIRCUITO
2.1Introducción
Todos los sistemas eléctricos de potencia son diseñados para satisfacer la
demanda de energía eléctrica, la cual se debe suministrar de la más alta calidad,
continuidad y con la mayor seguridad posible, lamentablemente no siempre es
esto posible, puesto que el sistema está expuesto a perturbaciones que afectan su
estabilidad.
Los sistemas eléctricos de potencia se diseñan para estar libres de fallas como
sea posible, mediante el uso de equipo especializado y diseños cuidadosos, así
como técnicas modernas de construcción y un mantenimiento apropiado [1]. Las
fallas a las que este está expuesto el sistema eléctrico pueden ser de naturaleza
permanente o de naturaleza transitoria. Las fallas de naturaleza permanente son
aquellas donde la pérdida del aislamiento del sistema es permanente y no se
puede recuperar, y las fallas de naturaleza transitoria son aquellas donde la
pérdida del aislamiento del sistema es momentánea, lo cual significa que este es
recuperable y no afecta de la misma forma que lo hacen las fallas permanentes.
Una de las principales y la más común perturbación que afecta al sistema eléctrico
de potencia es el cortocircuito, un cortocircuito es comúnmente causado por fallas
en el aislamiento del circuito en donde se produce, y en algunos casos
dependiendo de las condiciones y de la magnitud del cortocircuito se produce un
arco eléctrico. Dependiendo de la magnitud, duración y los esfuerzos térmicos y
mecánicos al que el cortocircuito exige al equipo en que se produce, puede dañar
otros equipos y partes aledañas del sistema eléctrico. Por lo tanto es muy
importante que este tipo de fallas sean aisladas lo más rápido posible del sistema
eléctrico, lo cual es función de las protecciones que se encargan de librar estas
fallas.
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IPN
ESIME-ZAC
En un sistema eléctrico trifásico la magnitud de la corriente de cortocircuito
depende del tipo de falla que se produzca. La falla de mayor magnitud es la falla
trifásica, es decir, la falla entre las tres fases que integra el sistema y la de menor
magnitud es la falla monofásica a tierra. Siendo la falla trifásica la falla con menor
probabilidad de ocurrencia y la falla monofásica a tierra con la mayor probabilidad
de ocurrencia.
Es imperativo tener en cuenta la corriente de cortocircuito al momento de diseñar
un sistema eléctrico de potencia, así como las protecciones eléctricas que le
brindaran protección contra esta corriente de cortocircuito. Ya que esto permitirá
brindar un servicio de calidad y mantener el sistema seguro ante eventualidades
que puedan presentarse.
2.2 Definición de cortocircuito.
Un cortocircuito es una conexión anormal (incluido el arco eléctrico) de
relativamente baja impedancia, ocasionada de forma accidental o intencional,
entre dos puntos de diferente potencial [2]. Un cortocircuito ocasiona una corriente
denominada corriente de cortocircuito, el máximo valor de dicha corriente está
directamente relacionado con la capacidad del sistema eléctrico de potencia que
suministra energía al circuito en donde se produce la falla que origina la corriente
de cortocircuito, y es independiente de la corriente de carga del circuito. Los
factores que determinan la magnitud y la duración de la corriente de cortocircuito
son el tipo de falla, las fuentes que aportan corriente a la corriente de falla y la
impedancia presente entre dichas fuentes y el punto de cortocircuito [3].
2.2.1 Origen y consecuencia del cortocircuito.
Los sistemas eléctricos de potencia están diseñados para estar libre de fallas tanto
como sea posible a través de un cuidadoso diseño del sistema y utilizando el
equipo apropiado para proteger al sistema de posibles perturbaciones, además de
un continuo mantenimiento de este mismo equipo. Sin embargo, a pesar de tomar
8
IPN
ESIME-ZAC
todas las precauciones, las fallas se producen en el sistema. Algunas causas
probables de este tipo de fallas son [3]:
Presencia de animales en el equipo.
Equipos conectados erróneamente.
Fuentes de tensión.
Deterioro del aislamiento por envejecimiento.
Voltaje o estrés mecánico aplicado a los equipos.
Acumulación de contaminación (suciedad) y humedad.
La intrusión de objetos metálicos o conductores de la electricidad en los
equipos.
Otro tipo de causas de origen indeterminado.
Cuando ocurre un cortocircuito, se presentan diversas situaciones que se
manifiestan con distintos fenómenos, como son [3]:
Las corrientes de cortocircuito suelen ser de gran magnitud por lo que
introducen una gran cantidad de energía al sistema.
En el punto de falla puede producirse un arco eléctrico, que podría dañar al
equipo adyacente e incluso provocar daño al personal que se encuentre
cercano a él.
Las máquinas eléctricas rotatorias (motores y generadores) pueden
contribuir a la corriente de cortocircuito en caso de presentarse en el
sistema.
Todos los componentes por los cuales fluye la corriente de cortocircuito se
ven sometidos a esfuerzos térmicos y mecánicos provocados por la
magnitud de la corriente de falla.
La tensión del sistema cae en proporción a la magnitud de la corriente de
cortocircuito. La máxima caída de tensión ocurre en el punto de la falla
(cero para una falla con arco eléctrico), pero en todo el sistema se ve sujeto
a caídas de tensión.
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2.2.2 Corrientes de cortocircuito simétrica y asimétrica.
Los términos “corriente simétrica y asimétrica” describe la forma de onda de la
corriente altera alrededor del eje cero. Si la envolvente de los picos negativos y
positivos de la onda de corriente es simétrica alrededor del eje cero, se le llama
“envolvente de corriente simétrica” como se muestra en la figura 2.1. Si la
envolvente de los picos positivo y negativo no es simétrica alrededor del eje cero,
se le llama “envolvente de corriente asimétrica” como se muestra en la figura 2.2.
La envolvente es una línea que se traza sobre los picos o las crestas de las ondas
[3].
Figura 2. 1 Envolvente de corriente simétrica
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Figura 2. 2 Envolvente de corriente asimétrica
Las corrientes de cortocircuito generalmente son asimétricas durante los primeros
ciclos después que ocurra el cortocircuito y contiene dos componentes, una
componente de corriente directa (C.D.) y una de corriente alterna (C.A.). La
componente de C.D. se muestra en la figura 2.3, esta componente gradualmente
decae a cero después de un par de ciclos. Una onda típica asimétrica de corriente
de cortocircuito se muestra en la figura 2.2.
Figura 2. 3 Envolvente de corriente asimétrica
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2.2.3 Efectos dinámicos de la corriente de cortocircuito
Los efectos dinámicos de las corrientes de cortocircuito son de doble naturaleza,
ya sea porque están relacionados con la dilatación térmica de los materiales o por
las fuerzas de atracción y repulsión que se manifiestan durante la perturbación.
Estos esfuerzos dinámicos provocan esfuerzos de naturaleza mecánica en las
partes rígidas de las instalaciones como pueden ser las barras rígidas en las
subestaciones eléctricas, los tableros de fuerza, etc. [4].
En el caso de los cables de potencia, por lo general cuando tienen aislamiento de
polietileno se deforman por las bruscas elevaciones de temperatura, mientras que
en el caso de medios aislantes con diferentes coeficientes de dilatación se tienen
deformaciones menos apreciables. Las deformaciones en los cables están por lo
tanto estrechamente relacionadas con sus características constructivas [4].
2.2.4 Efectos térmicos de la corriente de cortocircuito.
Las consecuencias térmicas de las corrientes de cortocircuito sobre las
instalaciones aún cuando en la primera etapa no tienen mucha importancia,
después, cuando la energía térmica acumulada se difunde a todas la partes no
metálicas de la instalación, puede provocar problemas severos. Lo cual puede
presentarse cuando corrientes de cortocircuito muy elevadas en unos cuantos
segundos, ademas cuando los medios refrigerantes y los aislamientos no tienen el
tiempo suficiente para absorber la sobretemperatura que se presenta de
improviso. Los puntos más delicados y fáciles de ceder son es este caso las
partes metálicas mecánicamente más frágiles, donde el considerable efecto
térmico se suma a las solicitaciones dinámicas producidas por las corrientes de
cortocircuito [4].
2.3. Tipos de cortocircuito
Los cortocircuitos o fallas, pueden ocurrir en un sistema eléctrico de potencia
trifásico en distintas formas. El dispositivo de protección encargado de
desconectar el circuito en caso de que se presente alguna falla, debe tener la
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capacidad de interrumpir cualquier tipo de falla que se pueda presentar, las fallas
que se pueden presentar son las que se indican a continuación:
2.3.1. Cortocircuito monofásico.
Es la corriente que se presenta cuando ocurre una falla entre una línea y la tierra
como se muestra en la figura 2.4, la falla sólida de fase es por lo general igual o
ligeramente menor que la falla trifásica, excepto cuando se conectan los neutros a
tierra a través de un valor elevado de impedancia, donde el valor de corriente es
significativamente menor [1]. Un cortocircuito monofásico generalmente es del
tipo más común de fallas que se presentan en un sistema eléctrico de potencia, el
cual tiene una ocurrencia del 80% de los casos [5,6].
2.3.2. Cortocircuito bifásico.
Esta tipo de falla se presenta cuando dos fases se conectan entre sí físicamente o
por medio de un arco eléctrico como se muestra en la figura 2.5. En la mayoría de
los sistemas trifásicos, los niveles de falla sólida de fase a fase son de
aproximadamente el 87% de la corriente de falla trifásica, debido a esto, el cálculo
de esta falla no siempre se requiere, ya que no representa el valor máximo [1].
Este tipo de cortocircuitos generalmente se producen en el 15% de las veces
cuando ocurre una falla en un sistema eléctrico de potencia [5,6].
Figura 2. 4 Cortocircuito monofásico
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2.3.3 Cortocircuito trifásico.
Una falla trifásica describe la condición en que los tres conductores, es decir, las
tres fases se unen físicamente con un valor muy bajo de impedancia entre ellas,
mostrada en la figura 2.6. Este tipo de condiciones de falla no es el más frecuente
en ocurrencia, pero por lo general, es de mayor valor que todas las otras fallas.
Este tipo de falla se presenta en solo en 5% de las veces que ocurre una falla en
un sistema eléctrico de potencia [5,6].
2.4 Fuentes de aportación a la corriente de cortocircuito.
Cuando ocurre una falla en algún punto de la red eléctrica y genera una corriente
de cortocircuito, la magnitud de dicha corriente está dada por la magnitud de
corriente que puedan aportar los equipos eléctricos de generación de energía
eléctrica cercanos al punto de falla.
Figura 2. 5 Cortocircuito bifásico
Figura 2. 6 Cortocircuito Trifásico
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2.4.1 Generadores
Los generadores eléctricos están conectados por turbinas o primo motores, de
modo que cuando ocurre un cortocircuito alimentado por el generador, este tiende
a seguir produciendo voltaje debido a que la excitación del campo se mantiene y
el primo motor continúa accionado al generador a la velocidad nominal. El voltaje
generado produce una corriente de cortocircuito de gran magnitud que circula del
generador al punto del cortocircuito. El valor de esta corriente, se encuentra
limitado solo por la impedancia del generador [1].
2.4.2 Motores síncronos
Los motores síncronos son construidos de manera similar a los generadores,
tienen un devanado de campo excitado por corriente directa y un devanado del
estator por el cual circula la corriente alterna. Cuando se presenta un cortocircuito
en el sistema, el voltaje se reduce a un valor muy bajo. En consecuencia, el motor
suspende la entrega de energía a la carga mecánica e inicia su frenado
lentamente. Sin embargo, debido a la inercia de la carga y del rotor, este continúa
girando, esto quiere decir que la energía rotatoria de la carga y el rotor manejan al
motor síncrono justamente, como el primo motor maneja al generador. En estas
condiciones, el motor síncrono se convierte en generador y delibera corriente de
cortocircuito por varios ciclos después de que ocurrió la falla [1]. El valor de la
corriente de cortocircuito producida por el motor depende de la impedancia del
mismo y del sistema al punto donde ocurre el cortocircuito [7].
2.4.3 Motores de inducción
La inercia de la carga y el rotor de un motor de inducción, tiene el mismo efecto
sobre un motor de inducción que en un motor síncrono, es decir, que el motor se
mantiene funcionando después de que ocurre el cortocircuito en el sistema [1]. La
diferencia entre el motor de inducción y el motor síncrono radica en que el motor
de inducción no posee un devanado de excitación de corriente continua en su
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rotor, pero existe el flujo que permanece de manera residual en el rotor después
de haber cesado su operación normal.
El flujo del rotor permanece normal en la medida que el voltaje es aplicado al
estator por la fuente externa. Sin embargo, si la fuente externa de voltaje fuera
súbitamente removida, como ocurre cuando se presenta un cortocircuito en el
sistema, el flujo en el rotor no decae instantáneamente.
Debido a que el flujo no puede decaer instantáneamente y la acción de la inercia
de las partes rotatorias del motor de inducción mantienen girando al rotor, se
genera una tensión en el devanado del estator inducida por el flujo del rotor, esto
produce una corriente que circula hacia el punto de falla, hasta que el flujo del
rotor decae a cero. Esta corriente decae casi por completo en aproximadamente 4
ciclos (para una frecuencia de 60 Hz), esto se debe a que el flujo no es suficiente
para mantener la corriente por mucho tiempo [1].
La magnitud de la corriente producida por un motor de inducción, depende de la
impedancia del propio motor y de la impedancia del sistema en el punto en que
ocurre la falla. Dicha impedancia del motor de inducción en el momento del
cortocircuito corresponde muy aproximadamente a la impedancia a rotor
bloqueado. En consecuencia, el valor inicial de la corriente del motor de inducción
al ocurrir un cortocircuito, es aproximadamente igual al valor de la corriente de
arranque a rotor bloqueado del motor [1].
2.5 Método de las componentes Simétricas.
El método de las componentes simétricas consiste en descomponer un sistema
desbalanceado de n fasores relacionados en un sistema de n fasores balanceados
llamadas componentes simétricas. Los n fasores de casa conjunto de
componentes son iguales en longitud, y los ángulos entre fasores adyacentes de
un conjunto son iguales [6]. Los conjuntos balanceados de componentes son:
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Componentes de secuencia positiva (figura 2.7): consiste en tres fasores de
igual magnitud y desplazados 120° uno de otro, los cuales tienen la misma
secuencia que los fasores originales.
Componentes de secuencia negativa (figura 2.8): consiste en tres fasores
de igual magnitud y desplazados 120° uno de otro, los cuales tienen una
secuencia de fases opuesta a los fasores originales.
Componentes de secuencia cero (figura 2.9): consiste en tres fasores de
igual magnitud y sin desplazamiento uno de otro.
Figura 2. 7 Fasores de secuencia positiva
Figura 2. 8 Fasores de secuencia negativa
Figura 2. 9 Fasores de secuencia cero
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Para poder relacionar entre las componentes simétricas de distinta secuencia se
hace uso de operador a el cual es un vector de magnitud unitaria y módulo de
120°, sobre el plano complejo.
Si las relaciones de las componentes simétricas se les aplica el operador a
quedaría de la siguiente manera:
𝑉𝐴 = 𝑉𝑎0 + 𝑉𝑎1 + 𝑉𝑎2 (2.1)
𝑉𝐵 = 𝑉𝑎0 + 𝒂𝟐(𝑉𝑎1) + 𝒂(𝑉𝑎2) (2.2)
𝑉𝐶 = 𝑉𝑎0 + 𝒂(𝑉𝑎1) + 𝒂𝟐(𝑉𝑎2) (2.3)
Representándolo de forma matricial:
𝑉𝐴
𝑉𝐵
𝑉𝐶
= 1 1 11 𝒂2 𝒂1 𝒂 𝒂2
× 𝑉𝑎0
𝑉𝑎1
𝑉𝑎2
(2.4)
𝑉𝑎0
𝑉𝑎1
𝑉𝑎2
= 1
3 1 1 11 𝒂 𝒂2
1 𝒂𝟐 𝒂 ×
𝑉𝐴
𝑉𝐵
𝑉𝐶
(2.5)
Con lo cual se está en posibilidades de calcular cantidades de fase, conocidas las
componentes simétricas y calcular las componentes simétricas en función de las
cantidades de fase [8]. Las relaciones anteriores son también aplicables al análisis
de las corrientes.
Lo anterior es válido siempre y cuando se respeten estrictamente las reglas que
limitan el uso de las componentes simétricas [8] que son:
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1. Voltajes de secuencia positiva, negativa y cero, inducen únicamente
corrientes de secuencia positiva, negativa y cero, respectivamente.
2. Corrientes de determinada secuencia, solo podrán producir voltajes de esa
misma secuencia.
3. Los elementos activos de la red, solo generan voltaje de secuencia positiva.
4. Los voltajes de secuencia negativa y cero se consideran generados en el
punto de falla; disminuyendo en magnitud tan pronto se alejan de ese
punto.
5. El voltaje de secuencia positiva es cero en el punto de falla y máximo en los
puntos de generación.
6. Las corrientes de secuencia cero al estar en fase y ser del mismo tamaño,
necesitan de un neutro para retornar.
2.6 Métodos de cálculo de cortocircuito.
Existen diversos métodos para determinar la magnitud de la corriente de
cortocircuito, cada método se utiliza dependiendo de la red o sistema donde se
pretende realizar el cálculo de dicha corriente.
2.6.1 Método Zbus y Ybus.
Para realizar este método se hacen las siguientes suposiciones:
No se toman en cuenta las cargas conectadas al sistema que no sean
motores, ni otras conexiones de fase a neutro, como las que representa la
capacitancia de las líneas de transmisión o la excitación de los
transformadores. Esto equivale a considerar que antes de la falla no circula
ninguna corriente por la red [9].
Si no se conocen los voltajes que existen en los distintos puntos de la red
antes de que ocurra una falla, puede considerarse que su valor expresado
en por unidad es igual a uno [9].
Este método requiere de los siguientes pasos:
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1. Construir las redes de secuencia positiva, negativa y cero, del sistema a
analizar.
2. Formar las matrices 𝑌𝐵𝑈𝑆 + , 𝑌𝐵𝑈𝑆 − , 𝑌𝐵𝑈𝑆 0 :
nnnn
n
n
BUS
YYY
YYY
YYY
Y
21
22221
11211
)( (2.6)
El tamaño de dicha matriz dependerá del número de nodos de la red. Los
elementos dentro de la diagonal principal de la matriz corresponden a la suma de
las admitancias conectadas nodo correspondiente, y los elementos fuera de la
diagonal corresponden al negativo de la admitancia del elemento conectado entre
ambo nodos. Si no hay elemento conectado entre dos nodos, la admitancia es
cero, lo cual significa que la impedancia entre los dos nodos tiende a infinito.
Las demás matrices se construyen de igual manera, con sus respectivas redes de
secuencia.
3. Determinar las matrices de impedancias de red 𝑍𝐵𝑈𝑆(+), 𝑍𝐵𝑈𝑆(−) y 𝑍𝐵𝑈𝑆(0).
𝑌𝐵𝑈𝑆(+)−1 = 𝑍𝐵𝑈𝑆(+) (2.7)
𝑌𝐵𝑈𝑆(−)−1 = 𝑍𝐵𝑈𝑆(−) (2.8)
𝑌𝐵𝑈𝑆(0)−1 = 𝑍𝐵𝑈𝑆(0) (2.9)
4. Al haber obtenido las matrices de impedancia de red de las respectivas
secuencias, se procede a aplicar las fórmulas para el cálculo de
cortocircuito trifásico y monofásico en el nodo respectivo que se desee
calcular, es decir, que se tienen que realizar los cálculos con las
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impedancias obtenidas en la matriz en la diagonal principal en el respectivo
nodo (elemento 𝑍𝑛𝑛 ). Posteriormente haciendo uso de la componentes
simétricas, para el cálculo de las corrientes de falla se obtienen las
siguientes fórmulas.
Para la corriente de cortocircuito monofásica:
Icc1Φ= 3𝐸1
𝑍𝑛𝑛 (+)+𝑍𝑛𝑛 (−)+𝑍𝑛𝑛 (0) (2.10)
Para la corriente de cortocircuito trifásico:
Icc3Φ= 𝐸1
𝑍𝑛𝑛 (+) (2.11)
2.6.2. Método de las impedancias.
El método de las impedancias permite calcular las corrientes de falla en cualquier
punto de una instalación, con una precisión aceptable. Consiste en sumar
separadamente las diferentes resistencias y reactancias del circuito donde ocurre
la falla, añadiendo después las aportaciones del generador, hasta el punto
considerado; después se calcula también la impedancia correspondiente. La
corriente de cortocircuito se obtiene aplicando la ley de Ohm para la corriente de
cortocircuito trifásica como lo indica la ecuación 2.12:
𝐼𝑐𝑐 = 𝑉𝐿𝐿
3 𝑍 (2.12)
Para aplicar este método es imprescindible conocer todas las características de
los diferentes elementos del circuito donde ocurre la falla [5].
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2.6.3. Método convencional.
Este método permite calcular las corrientes de cortocircuito mínimas y las
corrientes de falla en el extremo de una red, sin conocer las impedancias o las
corrientes de cortocircuito de la instalación arriba del circuito considerado.
Se basa en la hipótesis de que la tensión en el origen del circuito, durante el
tiempo de cortocircuito, es igual al 80% de la tensión nominal.
Este método no tiene en cuenta la reactancia de los conductores para secciones
inferiores a 150 𝑚𝑚2. Este método se usa sobre todo para los circuitos finales
suficientemente alejados de las fuentes de alimentación. No se puede utilizar en
circuitos alimentados por un alternador [5].
2.6.4. Método por norma IEC 60909.
La norma IEC 60909 se aplica a todas las redes, radiales y malladas, hasta 550
kV [5].
Se basa en el teorema de Thevenin, consiste en calcular una fuente de tensión
equivalente en el punto de cortocircuito para, posteriormente, determinar la
corriente en ese mismo punto. Todas las alimentaciones de la red y las máquinas
síncronas y asíncronas se sustituyen por sus impedancias (secuencia positiva,
secuencia negativa y secuencia cero). Con este método se desprecian todas las
capacidades de línea y las admitancias en paralelo de las cargas no rotativas,
salvo las de secuencia cero [5].
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CAPÍTULO 3 FILOSOFÍA DE PROTECCIÓN POR RELEVADORES
3.1. Introducción
La protección de un equipo consiste en evitar el daño parcial o total del mismo,
dicha protección se logra al aislar el equipo ante la existencia de alguna
sobrecorriente o sobretensión.
La protección por relevadores es una característica muy importante que se
implementa en los diseños de los sistemas eléctricos de potencia, dicha
característica está relacionada con mantener tanto la calidad como continuidad del
servicio ante eventos adversos como lo son las fallas, procurando que estas fallas
se presenten mínimamente durante un tiempo corto y con esto brindar
confiabilidad y seguridad al sistema.
La función de proteger por relevadores está basada en la desconexión del sistema
en forma parcial o total cuando el sistema comienza a funcionar anormalmente, y
esto pueda generar algún daño o interfiera de forma directa con el funcionamiento
eficaz del sistema.
Esta protección actúa directamente sobre los interruptores, que son los elementos
del sistema que desconectan el equipo defectuoso o en falla, los interruptores
están localizados de tal manera que cada uno de los elementos pueda
desconectarse totalmente del sistema.
Un aspecto muy importante es la selección correcta de los interruptores, los cuales
deben tener la capacidad suficiente para que puedan soportar momentáneamente
la corriente de cortocircuito que pueda llegar a ellos y poder interrumpir esa
corriente.
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3.2 Criterios de diseño para la protección por relevadores.
Para la implementación de un sistema de protección adecuado, se debe cubrir
ciertos criterios de protección, los cuales nos permiten dividir el sistema eléctrico
en diferentes zonas, teniendo en cada zona un grupo de relevadores sin dejar
ninguna zona sin la cobertura por parte de la protección. Los criterios aplicados al
sistema de protecciones son: simplicidad, selectividad, economía, confiabilidad y
velocidad, que se definen de la siguiente manera [10]:
3.2.1 Simplicidad
Este criterio hace referencia al uso en menor cantidad de equipo y conexión del
equipo para que el sistema de protecciones tenga una excelente funcionalidad,
destacando que una protección o en un sistema de protección se debe evitar
complejidades innecesarias, ya que éstas serían fuentes de riesgo que
comprometerían el cumplimiento de las propiedades que deben caracterizar su
funcionamiento.
3.2.2 Selectividad
La selectividad es la capacidad que debe tener la protección para, una vez
detectada la existencia de falla, discernir si la misma se ha producido dentro o
fuera de su área de vigilancia y dar orden de disparar los interruptores aledaños al
sitio de falla que controla, cuando así sea necesario para despejar la falla. Si la
falla se ha producido dentro del área vigilada por la protección ésta debe dar la
orden de abrir los interruptores que aíslen el circuito en falla. Si, por el contrario, la
falla se ha producido fuera de su área de vigilancia, la protección debe dejar que
sean otras protecciones las que actúen para despejarla, ya que su actuación en
caso de no ser necesaria dejaría fuera de servicio un número de circuitos más
elevado que el estrictamente necesario para aislar la falla y, consecuentemente,
implicaría un innecesario debilitamiento del sistema. Existen diversas formas de
dotar a las protecciones de la característica de selectividad. En algunos casos, la
propia configuración de la protección hace que solamente sea sensible ante fallas
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ocurridas en su área de protección y, por tanto, la selectividad resulta ser una
cualidad inherente al propio funcionamiento de la protección. En los casos en que
las protecciones si son sensibles a fallas ocurridas fuera de su área de vigilancia la
selectividad puede lograrse, por ejemplo, mediante un adecuado ajuste de
condiciones y tiempos de actuación en coordinación con el resto de protecciones
relacionadas.
3.2.3 Economía
La valoración económica no debe restringirse solamente al elemento directamente
protegido, sino que debe tener en cuenta las consecuencias que implicarían el
fallo o funcionamiento anómalo del mencionado elemento.
3.2.4 Confiabilidad
Una protección fiable es aquella que responde siempre correctamente. Esto
significa que la protección debe responder con seguridad y efectividad ante
cualquier situación que se produzca. No debe confundirse la respuesta de la
protección con su actuación u operación. La protección está vigilando
continuamente lo que pasa en el sistema y, por tanto, está respondiendo en cada
instante en función de las condiciones que en él se producen. En consecuencia, la
respuesta de la protección puede ser tanto de actuación como de no actuación.
Por otra parte, cuando la protección debe actuar, es necesario que todas las
etapas que componen el proceso de despeje de la falla sean cumplidas
correctamente.
El fallo en cualquiera de ellas implicaría que la orden de actuación dada por la
protección no podría ser cumplida con la debida obediencia por el interruptor
correspondiente.
Se debe tener en cuenta que una protección solamente actúa en condiciones de
falla y que estas condiciones son escasas y excepcionales en cualquier sistema
eléctrico de potencia moderno. Por tanto, aunque una protección a lo largo de su
vida útil va a operar en escasas ocasiones, se debe tener la seguridad de que
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operará correctamente aunque haya transcurrido un largo periodo de tiempo
desde la última ocasión en que haya realizado alguna operación.
3.2.5 Velocidad
Tras haber sido detectada, una falla debe ser despejada lo más rápidamente
posible. Cuanto menos tiempo se tarde en aislar la falla, menos se extenderán sus
efectos y menores daños y alteraciones se producirán al reducirse el tiempo de
permanencia bajo condiciones anómalas en los diferentes elementos. Todo ello
redunda en una disminución de los costes y tiempos de restablecimiento de las
condiciones normales de operación, así como de reparación o reposición de
equipos dañados.
La rapidez con que puede actuar una protección depende directamente de la
tecnología empleada en su construcción y de la velocidad de respuesta del
sistema de mando y control de los interruptores automáticos asociados a la
misma.
Sin embargo, un despeje óptimo de la falla no exige que todas las protecciones
que la detectan actúen de forma inmediata. En función de esta característica las
protecciones se clasifican en:
Protecciones instantáneas.
Son aquellas que actúan tan rápido como es posible si es que una falla se ha
producido dentro del área que vigilan directamente. En la actualidad, el tiempo
usual de despeje de una falla en alta tensión mediante una protección
instantánea puede situarse en el entorno de dos o tres ciclos. Si el tiempo de
despeje es menor la protección se denomina de alta velocidad.
Protecciones de tiempo diferido o con retraso en tiempo.
Son aquellas en las que de manera intencionada se introduce un tiempo de
espera que retrasa su operación, es decir, que retrasa el inicio de la maniobra
de apertura de interruptores una vez que ha sido tomada la decisión de operar.
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3.3 Protecciones de transformador y alimentadores.
Los transformadores de potencia son los elementos más costosos dentro de una
subestación, y es por esto que se debe tener especial cuidado para implementar
una protección a estos equipos. Para la protección del transformador se utiliza el
relevador de protección diferencial de porcentaje (utilizada para proteger
transformadores a partir de 10 MVA) como protección primaria, como protección
de respaldo se utiliza un relevador de sobrecorriente de fases en el lado de alta
tensión y un relevador de sobrecorriente en el neutro de la estrella del
transformador.
En el caso de los alimentadores, estos son protegidos con relevadores de
sobrecorriente para fases y para neutro, en forma instantánea y con retardo de
tiempo.
3.3.1 Protección diferencial de banco (87T)
Un relevador diferencial se puede definir como aquel que opera cuando la
diferencia vectorial de dos o más cantidades eléctricas similares excede una
cantidad determinada [11]. En la mayoría de las aplicaciones con relevadores
diferenciales su utiliza el de tipo corriente diferencial y el más extensamente usado
en funciones de protección es el relevador diferencial de porcentaje. Como se
muestra en la siguiente figura 3.1.
Figura 3. 1 Protección diferencial de banco
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Este tipo de relevadores opera únicamente con fallas internas dentro de la zona de
protección definida por la ubicación de los TC’s. Por lo tanto, para utilizar este tipo
de protección a transformadores de potencia se debe tomar en cuenta las
relaciones y las conexiones de los TC’s en los lados opuestos del transformador,
tales que compensen el cambio de magnitud y el ángulo de fase entre las
corrientes del transformador.
La corriente diferencial requerida para que el relevador funcione es una magnitud
variable, debido al efecto de la bobina de restricción. Siendo el número de vueltas
de ambas bobinas (operación y restricción) el mismo, se establece que la
magnitud de operación es proporcional a 𝑖1 − 𝑖2 y la magnitud de restricción, es
proporcional a (𝑖1 + 𝑖2)/2, ya que la bobina de operación está conectada en el
punto medio de la bobina de operación. La característica de operación diferencial
de porcentaje se muestra en la siguiente figura 3.2.
La implementación de este tipo de relevadores diferenciales de porcentaje para la
protección de transformadores de potencia es debido a la necesidad de
compensar además de la diferencia de relación de los TC’s de alta y baja tensión,
las diferencias en las corrientes secundarias ocasionadas por el cambio de TAP’s
del transformador.
Figura 3. 2 Caracteristica de operación de la proteccion diferencial
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3.3.2 Compensación del defasamiento angular de las corrientes en una
conexión Δ/Y de un transformador de potencia.
Existen diversas causas que pueden ocasionar una falsa operación en una
protección diferencial de un transformador, ya sea durante la operación normal del
transformador o durante una falla externa. Una de esas causas es el defasamiento
angular de las corrientes de línea del transformador, que depende de la conexión
de los devanados del transformador. Se debe de tener especial cuidado al
momento de compensar esta diferencia angular, ya que una diferencia en las
corrientes censadas por el relevador ocasionaría falsas operaciones de la
protección diferencial.
En los relevadores electromecánicos la compensación angular de estas corrientes
se tenía que realizar antes de que las terminales de los secundarios de los TC’s se
conectaran a las terminales de dicho relevador, es decir, que los secundarios de
los TC’s se conectaban dependiendo de la conexión de los devanados del
transformador, una regla que generalmente se utiliza es la de conectar los
secundarios de los TC’s en delta si el devanado del transformador se encuentra en
estrella y conectar en estrella los secundarios de los TC’s si el devanado del
transformador se encuentra conectado en delta. Actualmente, con la introducción
de relevadores microprocesados ya no es necesario realizar esta tarea, puesto
que estos relevadores microprocesados tienen la opción de compensar las
corrientes del transformador mediante el software interno que poseen para dicho
propósito, simplemente con indicarles el tipo de conexión del transformador
mediante software el relevador compensa el defasamiento que exista en la
conexión del transformador.
En la figura 3.3 se muestra la compensación de las corrientes en un transformador
29
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La conexión de este transformador que se muestra en la figura 3.3 es una delta en
el lado de alta tensión y en estrella en el lado de baja tensión, el defasamiento
entre corrientes es de múltiplos de 30° respecto a cada fase, para facilitar el
proceso de compensación se toma cada 30° como una posición de las horas en
un reloj tomando como referencia las 12 horas. Para compensar las corrientes
mediante esta nomenclatura se toma como referencia el fasor de linea (se toma a
las 12 en la posición del reloj) de la delta del lado de alta conectado como se
indica (DAB que indica la secuencia de fases) y se compara con la posición del
vector de fase de la conexión en lado de baja tensión, que en este caso tiene un
desplazamiento de 30° en la dirección de las manecillas del reloj respecto al fasor
de referencia del lado de alta, lo cual significa que este fasor aparecerá de
acuerdo al sentido horario a la 1 en el reloj. Por lo que esta conexión
específicamente se conoce como Dy1, la letra “D” en mayúscula indica la conexión
del devanado del alta del transformador y la letra “y” en minúscula indica la
conexión del transformador en el lado de baja tensión, el numero “1” indica el
defasamiento angular en múltiplos de 30° entre las corrientes del transformador.
Para lo relevadores modernos únicamente se les indica esta conexión y el
defasamiento que existe, la compensación la realiza internamente, por lo tanto la
conexión de los TC´s se puede realizar en estrella en ambos lados del
transformador sin importar el tipo de conexión que presente el transformador de
potencia.
Figura 3. 3 Compensacion de las corrientes del transformador
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3.3.3 Protección de sobrecorriente (50/51)
La protección de sobrecorriente, en los sistemas de protección es de las más
comúnes, debido a que una sobrecorriente es la anomalía que ocurre con mayor
frecuencia y es definida de la siguiente manera [19]:
La protección de sobrecorriente es la protección que actúa al existir un aumento
de corriente por arriba de los valores normales de operación.
El funcionamiento del esquema de protección depende de lo siguiente:
a) El nivel mínimo de corriente establecido para su operación (Pick Up)
b) El tiempo en el cual la protección opera, es decir, la respuesta que tendrá el
esquema de protección con respecto al tiempo.
La protección de sobrecorriente opera de forma instantánea (50) o con retardo de
tiempo (51).
La protección de sobrecorriente instantánea es aquella que actúa, en un rango
promedio de 2 a 3 ciclos al existir una corriente mayor establecida en los ajustes.
Esta protección es utilizada generalmente en los sistemas radiales.
La protección de sobrecorriente con retardo de tiempo es aquella que su tiempo
de operación varia en forma inversa a la corriente que circula por el relevador, es
decir, a mayor corriente menor el tiempo de operación. Esta característica de
operación puede ser:
De tiempo definido
De tiempo inverso
De tiempo muy inverso
De tiempo extremadamente inverso
Una vez definida la característica de operación, se buscan las curvas
correspondientes, las cuales difieren por el rango en el cual el tiempo de
operación decrece al aumentar el valor de la corriente.
En la figura 3.4 se muestran los tipos de curvas para cada característica de
operación existentes para la protección con retardo de tiempo.
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Figura 3. 4 Curvas de tiempo corriente para cada característica de operación
Los esquemas de protección de sobrecorriente se implementan para proteger las
fases o el neutro del sistema.
El esquema de fases es utilizado para que el relevador opere al existir una falla
bifásica o trifásica en el sistema eléctrico, utilizado principalmente en sistemas
radiales. El esquema de neutro es utilizado para que el relevador opere al existir
una falla monofásica o bifásica a tierra, utilizado de igual forma en sistemas
radiales pero también en transformadores.
Cada esquema contempla su protección instantánea y su protección con retardo
de tiempo.
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3.4. Nomenclatura de acuerdo ANSI
La nomenclatura utilizada en las subestaciones se da por normatividad de CFE
apegada a la normatividad ANSI, descrita a continuación en la tabla 3.1
Identificación por tensiones de operación [13]:
Tabla 3. 1 Identificación por tensiones de operación
Nomenclatura Aplicación
5 Tensiones de 44 kV y menores
7 Tensiones mayores de 44 kV y hasta
161 kV
9 Tensiones mayores de 161 kV y hasta
230 kV
A Tensiones de 400 kV
La asignación de nomenclatura que tendrá que existir en una subestación para las
protecciones primarias a líneas y alimentadores se describe en la tabla 3.2
Identificación por protecciones primarias para líneas y alimentadores.
Tabla 3. 2 Identificación por protecciones primarias para líneas y alimentadores
Nomenclatura “ANSI” Protección Primaria
50 Sobrecorriente instantánea
51 Sobrecorriente temporizado
67 Sobrecorriente direccional
21 Distancia
85 Comparación direccional
87L Diferencial de línea
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IPN
ESIME-ZAC
3.5 IDENTIFICACIÓN DE LAS SECCIONES
Para poder dar la correcta nomenclatura de las secciones y tener una correcta
identificación se procede a ir a la especificación V6700-62 “Tableros de protección,
control y medición para subestaciones eléctricas” [14].
3.6 Especificaciones del relevador que debe cumplir según CFE
Las especificaciones y características necesarias para que el relevador que se
instalara esté en norma con CFE son obtenidas de la especificación CFE G0000-
81 “Caracteristicas Tecnicas para Relevadores de Proteccion” [13], de las cuales
las más importantes son mencionadas a continuación.
Las funciones requeridas que debe tener el relevador son:
Todos los relevadores utilizados para las diferentes protecciones deben de ser
microprocesados, y deben de contar con lo siguiente [13]:
a) Funciones principales y adicionales solicitadas en características
particulares
b) Registro secuencial de eventos
c) Registro de falla y oscilografía
d) Debe contar con contraseña de seguridad (password) que restrinja el
acceso al relevador
e) Debe contar con memoria no volátil para que en caso de pérdida de
alimentación de Vcc, no se pierdan los valores de ajuste y configuración.
f) Debe contar con interfaz humano máquina (IHM).
g) Función de auto diagnóstico que supervise el funcionamiento del relevador,
verificando al menos: los niveles de tensión de salida de la fuente de
alimentación interna y el correcto funcionamiento de los convertidores
analógico digital y de los microprocesadores.
h) Sincronización del reloj interno.
i) Debe mostrar las magnitudes medidas en las entradas analógicas con las
que cuente el relevador
34
IPN
ESIME-ZAC
Las funciones solicitadas en esta especificación y las solicitadas en características
particulares que sean habilitadas para trabajar simultáneamente, no deben
interferir entre ellas, ni en sus tiempos de operación.
3.6.1 Registro de eventos
El relevador debe contar con registros de memoria no volátil del tipo circular para
almacenar cuando menos los últimos 100 eventos (a menos que se especifique
otro número en las características particulares [13]).
Entre los conceptos que pueden generar un reporte de evento por selección del
usuario, se tienen los siguientes:
Cambios en el estado de las entradas y salidas digitales,
Activación (“pick-up”) y reposición (“drop-out”) de los elementos de
protección, medición, control y monitoreo disponibles en el propio relevador.
Cada evento debe estar asociado además de su identificador de elemento,
entrada o salida, con una etiqueta de tiempo que debe incluir la fecha (año, mes y
día) y horario (hora, minuto, segundo y milisegundo) de ocurrencia.
3.6.2 Registro de fallas y oscilografía
El relevador debe contar con registros de memoria no volátil del tipo circular para
almacenar cuando menos los registros de las últimas 6 fallas (a menos que se
especifique otro número en las características particulares [13]).
Cada registro debe contener la información siguiente:
Un reporte oscilográfico de las corrientes de fase y neutro (sí el relevador
cuenta con entradas de tensión, también debe incluir las tensiones de fase
a neutro) con un mínimo de 11 ciclos (para una frecuencia de 60 Hz.) de
duración (2 de prefalla y 9 de falla y posfalla) y con una resolución cuando
menos de 1/8 de ciclo.
La magnitud de la(s) corriente(s) de falla.
35
IPN
ESIME-ZAC
Señales digitales como: arranque y reposición de los elementos internos y
de las funciones operadas; estado de las entradas y salidas digitales; y
protecciones operadas,
fecha (año, mes y día) y horario (hora, minuto, segundo y milisegundo) de
ocurrencia de la falla.
3.6.3 Medición
Cuando se indique en características particulares [13], el relevador debe tener la
capacidad de medir, corriente, tensión, ángulo de fase, frecuencia, potencia activa,
potencia reactiva y factor de potencia dependiendo del tipo de entradas
analógicas, los valores medidos tienen que estar referidos al lado primario. Debe
permitir consultar dichas mediciones.
Se requiere una clase de exactitud máxima del 5 % en todas las magnitudes.
Debe contar con una pantalla o “display”, donde pueda configurarse el despliegue
de todas aquellas magnitudes y variables medidas y/o registradas,
correspondientes tanto a las funciones básicas como a las opcionales requeridas.
3.6.4 Características de las entradas analógicas de corriente.
Todas las entradas de corriente deben manejar señales independientes a través
de terminales de entrada y salida externas, de tal forma que el relevador pueda
ser intercalado en serie en cualquier circuito de corriente.
Las unidades de medición de corriente, deben estar diseñadas para operar bajo
las siguientes condiciones mínimas:
- Corriente nominal (In): 5 A
- Frecuencia nominal: 60 Hz
- Capacidad térmica: 2 x In Permanente.
- 50 x In Por 1 segundo
- Las entradas de corriente deben mantener una característica lineal cuando
menos hasta veinte veces la corriente nominal (5 A x 20 = 100 A).
- El burden máximo debe ser de 1 VA a la corriente nominal.
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IPN
ESIME-ZAC
3.6.5 Características de las entradas analógicas de tensión
Las entradas de tensión de corriente alterna, deben estar diseñadas para operar
bajo las siguientes condiciones:
- Tensión de operación nominal: 115 V C.A.
- Frecuencia nominal: 60 Hz
- Sobretensión permanente: 230 V C.A.
- El burden máximo debe ser de 1 VA a la tensión nominal.
3.6.6 Número de entradas analógicas
Las entradas analógicas pueden ser utilizadas por una, dos o más funciones de
protección incluidas en el mismo relevador, sin que se demerite o interfiera con la
operación de dichas funciones.
3.6.7 Salidas de disparo
Las salidas de disparo se utilizan para operar directamente sobre las bobinas de
los interruptores y deben de ser por medio de contacto seco de un dispositivo
electromecánico o mediante salidas de estado sólido. No se aceptan SCR.
La capacidad de corriente de los contactos de disparo debe ser como mínimo de 5
A permanentes y soportar 30 A por 200 ms.
La capacidad interruptiva debe ser como mínimo de 25 VA inductivos con una
constante de tiempo (L/R) de 40 ms a 125 Vcc.
3.6.8 Salidas digitales
Las salidas digitales se utilizan para señalización, alarma y funciones de
protección y control, deben ser programables; por lo que el relevador debe permitir
la reasignación de dichas salidas a otras funciones o alarmas requeridas.
La capacidad de corriente de los contactos debe ser como mínimo de 5 A
permanentes.
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IPN
ESIME-ZAC
3.6.9 Entradas digitales
Las entradas deben ser optoacopladas y operar con un valor a partir del intervalo
de 65 % al 80 % de la tensión nominal de operación. El tiempo para reconocer la
señal de entrada binaria debe ser igual o menor de 4 ms.
3.6.10 Número de contactos para salida de disparo
Las salidas de disparo pueden ser utilizadas por una, dos o más funciones de
protección incluida en el mismo relevador, sin que se demerite o interfiera con la
operación de dichas funciones. La cantidad mínima, debe ser la suma de salidas
requeridas para cada función solicitada.
3.6.11 Número de contactos de salida digitales
Se requieren las siguientes salidas, programables, independientes y separadas
eléctricamente para las indicaciones:
Disparo de protección (contacto tipo NA), una por cada función de protección
solicitada en las características particulares:
- Falla interna o falta de tensión de alimentación (contacto tipo NC),
- Dos para lógicas creadas por el usuario,
- Alarma por pérdida o desbalance de tensión en las entradas analógicas.
La cantidad mínima, debe ser la suma de salidas digitales indicadas en este
apartado y las requeridas para cada función de protección solicitada.
Las salidas para indicación y alarma, pueden ser utilizadas por una, dos o más
funciones de protección, incluido en el mismo relevador, sin que se demerite o
interfiera con la señalización de dichas funciones.
3.6.12 Número de entradas digitales
Los relevadores de protección, deben contar con las siguientes entradas digitales
optoacopladas:
a) Cambio de grupo de ajuste; no se requiere para funciones de protección
diferenciales.
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IPN
ESIME-ZAC
b) Una para utilizarse en lógicas creadas por el usuario.
La cantidad mínima total requerida debe ser la suma de entradas requeridas por
este apartado y para cada función de protección solicitada.
Las entradas digitales, pueden ser utilizadas por una, dos o más funciones de
protección incluidas en el mismo relevador, sin que se demerite o interfiera con la
operación de dichas funciones.
3.6.13 Montaje
El relevador debe ser para montaje semi-embutido en lámina o en “rack”. En todos
los casos deben ser suministrados los herrajes y soportes necesarios para el
montaje de los relevadores.
3.6.14 Características de la caja
Sus dimensiones deben permitir su instalación en una sección de tablero,
ajustándose a lo siguiente:
- Debe estar diseñada para soportar ambiente corrosivo.
- Debe contar con una conexión directa a tierra física.
- Debe contar con una cubierta que evite la exposición de sus componentes
internos a polvo, animales u otros agentes nocivos que pudieran provocar
disturbios prematuros, sin que se comprometa sus condiciones normales
operación y se modifiquen sus características técnicas.
El relevador puede ser de cualquiera de las siguientes formas:
a) Totalmente extraíble con puenteo automático de los transformadores de
corriente.
b) Semi-extraible en el cual es extraíble únicamente la parte electrónica del
relevador, los transductores de corriente no lo son y deben quedar
integrados a la caja.
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IPN
ESIME-ZAC
3.6.15 Interfaz humano-máquina (IHM)
El relevador debe contar con indicadores luminosos o LED’s en la parte frontal que
indiquen al menos los siguientes estados:
a) Relevador listo y/o falla interna (encendido indica relevador listo, apagado o
cambio de color, indica falla interna).
b) Relevador operado.
El relevador debe señalizar cuando se produce su operación, ya sea disparo,
cierre o alarma dependiendo de la función asociada al mismo o cuando se
presente una anormalidad en el mismo.
Debe disponer de una indicación visual en la parte frontal del relevador para
señalizar la operación de cada una de las funciones de protección solicitadas en
características particulares, por LED o pantalla. En caso de utilizar la pantalla, las
alarmas deben de mostrarse de manera consecutiva sin la intervención del
usuario. Debe contar por lo menos con dos indicaciones visuales, configurables
por el usuario.
Debe permitir la reposición local de todas las indicaciones.
En caso de contar con pantalla LCD, debe permitir visualizar el estado, registros
de eventos, alarmas y banderas de operación de las funciones de protección; con
la restricción de la clave de acceso correspondiente, poder modificar la
configuración y ajustes sin que se requieran equipos externos para dicha función.
3.6.16 Programa (Software) de aplicación
Debe cumplir con lo siguiente:
a) Estar diseñado para permitir la configuración de las funciones, programación de
lógicas, ajuste de las funciones de protección y la explotación de la información
adquirida o generada por el relevador de protección.
b) Operar en un ambiente gráfico de ventanas.
c) Permitir realizar la configuración, utilizando una base de datos de varios
relevadores configurable para distintas subestaciones y tipos de relevador.
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IPN
ESIME-ZAC
d) Permitir la exportación e importación de archivos de oscilografía en formato
“COMTRADE” conforme con la norma IEC 60255-24 [13], de manera que puedan
ser leídos por cualquier otro software de aplicación (análisis y equipo de prueba).
e) Permitir el acceso local y remoto.
f) Permitir la conexión con relevadores que cuenten con puerto Ethernet, desde
cualquier punto de la red LAN utilizando protocolo TCP/IP.
Debe incluir las licencias necesarias para utilización institucional en CFE.
3.6.17 Niveles de acceso
El relevador debe contar al menos con dos niveles de acceso. Durante una sesión
de acceso abierta en el relevador, en cualquier nivel, la función de protección debe
tener prioridad, permitiendo que el relevador opere al presentarse una falla,
debiendo generar todas las banderas, indicaciones y registros que identifiquen el
tipo de falla.
Las sesiones de acceso deben ser a través de un puerto de comunicaciones por
medio de una unidad de evaluación local o remota o a través de la interfaz IHM.
Las contraseñas deben poder ser asignadas y/o modificadas por el usuario.
3.6.18 Primer nivel de acceso
Permite el monitoreo del relevador la obtención y/o visualización de mediciones,
registros y ajustes, sin efectuar cambios en los mismos; se debe accesar a este
nivel, en forma directa o a través de una contraseña de seguridad (password).
El cambio a un nivel de acceso superior debe estar restringido con contraseña
(password) de seguridad.
3.6.19 Segundo nivel de acceso
Este nivel permite el acceso además de lo contenido en el modo de monitoreo a la
configuración, modificación de ajustes, curvas, constantes, secuencias,
configuración de entradas y salidas digitales, entre otros.
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ESIME-ZAC
3.6.20 Modos de disparo
De acuerdo con su aplicación el modo de disparo de los relevadores puede ser
monopolar o tripolar.
3.6.21 Grupos de ajustes
El relevador debe contar al menos con dos grupos de ajustes, en los que se
contemplen todas las variables de las funciones habilitadas en el relevador; no se
requieren más de un grupo de ajustes para las funciones diferenciales. La
selección del grupo de ajustes, debe ser realizada a través de la entrada binaria
correspondiente o bien desde una sesión en el “segundo nivel de acceso”, a través
del puerto de comunicación o desde la IHM.
3.6.22 Puertos de comunicación
Los relevadores de protección deben contar con puertos de comunicación para su
configuración, ajuste y explotación de información; la cantidad, tipo de puertos y
protocolo de comunicación de los mismos debe indicarse, los cuales pueden ser:
RS232, RS485, óptico, USB o “Ethernet” eléctrico u óptico.
Los puertos solicitados para acceso local, remoto y para integración al sistema
control supervisorio a través de un protocolo de comunicación deben ser
independientes entre sí a menos que el puerto sea tipo “Ethernet” y soporte las
funcionalidades en forma simultánea.
Los servicios demandados de cada puerto pueden ser simultáneos y no deben
interferir o bloquear los servicios o tareas de los otros puertos, así como con la
funcionalidad de protecciones del relevador, excepto para cambio de ajustes o
configuración.
3.6.23 Puertos de comunicación para acceso local
Debe estar localizado en la parte frontal del relevador y debe permitir realizar la
configuración, ajustes, obtención de registros y la explotación de todas las
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IPN
ESIME-ZAC
funciones del relevador. Se debe suministrar el adaptador para conectar dicho
puerto a la unidad de evaluación vía puerto USB o Ethernet con conector RJ45.
3.6.24 Puertos de comunicación para acceso remoto o para integración a un
sistema de adquisición de datos
Debe permitir la comunicación con el protocolo y ser del tipo indicado en las
características particulares. El protocolo debe permitir conexiones con
direccionamiento a una red de datos para acceso remoto o para integración a un
sistema de adquisición de datos.
3.7. Políticas para la filosofía de protección apegadas a CFE
Para dar una correcta protección a los sistemas de potencia, es necesario
establecer una terminología, la cual permite precisar los conceptos, esta
terminología es mostrada a continuación [4,15]:
Ajuste: Es un valor dado, para que el relevador pueda operar en distintas
condiciones.
Tiempo de operación (TO): Es el tiempo transcurrido, entre el instante de
aplicación de la cantidad ajustada del relevador hasta alcanzar su valor de
disparo, esto en conjunto con el instante en que operan sus contactos.
Dial de tiempos (TD): El dial de tiempo es definido como el control que determina
el valor de la integral en el que se acciona la salida de disparo, y por lo tanto,
controla la escala de tiempo de la característica tiempo-corriente producida por el
relevador.
TAP: En los relevadores electromecánicos se utilizaban transformadores
auxiliares internos para reducir la corriente a valores aceptables para la bobina de
operación del relevador. En los relevadores microprocesados modernos, se
conserva la utilización del TAP.
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ESIME-ZAC
Pick-Up: nivel de corriente mínima de operación, es aquel valor de corriente en
donde el relevador inicia su operación.
Relación del transformador de corriente (RTC): La relación de transformación
se define como el aumento o decremento que presenta la señal de salida del
transformador respecto a la señal de entrada.
Los ajustes necesarios para poder tener una correcta protección se obtienen de la
filosofía de protección de la Comisión Federal de Electricidad, los cuales se
muestran a continuación [8].
3.7.1 Ajustes de los relevadores 51T y 51 NT
Para la poder obtener estos ajustes es necesario realizar los siguientes cálculos:
a) Calculo de Pick-Up
El pick-up se fija aproximadamente al 200% de la corriente nominal del
transformador.
b) Selección de la relación de transformación (RTC). Se emplea una conexión
estrella para los secundarios de los TC’s lo que implica que la corriente
secundaria que recibe cada relevador de fase es un reflejo fiel de la
corriente primaria que circula a su vez por el primario del TC. Se deben las
siguientes condiciones:
Se requiere que a corriente máxima de carga, la corriente secundaria no
sea mayor de 5 Ampers.
Se requiere que a corriente máxima de falla, la corriente secundaria no sea
mayor de 100 Ampers.
c) Selección del TAP.
Con la corriente de Pick-Up y RTC se sustituyen en la ecuación 3.1 y se
tendrá:
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ESIME-ZAC
𝑇𝐴𝑃 =𝐼𝑃𝑖𝑐𝑘 −𝑈𝑝
𝑅𝑇𝐶 (3.1)
De esta fórmula se puede obtener un valor más exacto del Pick-Up,
sustituyéndolo y obteniendo la ecuación 3.2.
𝐼𝑝𝑖𝑐𝑘𝑢𝑝 = 𝑇𝑎𝑝 𝑅𝑇𝐶 (3.2)
d) Determinación de la palanca.
Puesto que es necesario respaldar la operación de los dispositivos de
protección para fallas en el bus de baja tensión que estén fuera de la
protección diferencial, se debe librar una falla de este tipo en un tiempo
máximo de 1 segundo, para coordinar con los dispositivos mencionados. La
determinación de la palanca o dial de tiempo se encuentra estrechamente
relacionado con el tiempo en que se debe librar la falla. Para calcular dicho
dial se debe de seleccionar el tipo de curva a utilizar y a partir de esa curva
se obtiene la fórmula característica para la obtención del dial.
3.7.2 Ajustes de los relevadores 50/51.
a) Pick-up:
El pick-up se fija aproximadamente al 200% de la corriente nominal del
transformador.
b) Se selecciona la relación de transformación (RTC).
c) Selección del TAP.
Con la corriente de Pick-Up y RTC y sustituyendo estos valores en la
ecuación 3.3 se obtiene así el TAP correspondiente:
𝑇𝑎𝑝 =𝐼𝑝𝑖𝑐𝑘𝑢𝑝
𝑅𝑇𝐶 (3.3)
d) Selección de la palanca:
El dial de tiempo se selecciona de igual manera para los relevadores con
retardo de tiempo, haciendo uso de las curvas características de operación
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IPN
ESIME-ZAC
deseadas y con el tiempo de operación esperado es como se determina el
dial.
3.7.3 Ajustes de los relevadores 50N/51N.
a) Pick-Up:
Se debe de fijar el valor del Pick-Up al valor al cual el opera el relevador.
b) Se selecciona la relación de transformación (RTC).
c) Selección del TAP.
El TAP es calculado con la corriente de Pick-Up y RTC, mostrado en la ecuación
3.4.
𝑇𝐴𝑃 =𝐼𝑃𝑖𝑐𝑘 −𝑈𝑝
𝑅𝑇𝐶 (3.4)
d) Selección de la palanca:
El dial de tiempo se selecciona de igual manera para los relevadores con
retardo de tiempo, haciendo uso de las curvas características de operación
deseadas y con el tiempo de operación esperado es como se determina el
dial.
3.8. Relevador 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.
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ESIME-ZAC
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 [16].
Los relevadores microprocesados están constituidos básicamente de la siguiente
manera:
- Unidades de entrada analógicas: corriente.
- Unidades de entrada digitales: contactos del interruptor, etc.
- Filtro pasa bajas.
- Fuente de alimentación.
- Microprocesador para funciones de protección.
- Microprocesador para funciones de medición.
- Memoria RAM para registro de eventos.
- Memoria EEPROM para grabar ajustes.
- Unidades de salida: contactos de disparo y alarma.
- Puertos de comunicación.
- Display y teclado.
- LED’s para señalización de banderas y piloto de encendido.
- Unidad de autodiagnóstico y monitoreo.
En la figura 3.5 se muestra un relevador microprocesado en forma esquemática.
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3.9. Relevador microprocesado SEL 351
Las ventajas observadas al instalar un relevador SEL 351 son las siguientes:
La especificación actual CFE V670041 “Tableros de protección, control y medición
para subestaciones eléctricas” [14], que norma la Construcción de Tableros de
Protección, Control y Medición (TPCM) para la Comisión Federal de Electricidad,
establece en la mayoría de los casos el empleo de un relevador por cada función
de protección.
Los tableros de protección normalizados para transformadores deben contener
diversas funciones de protección, dependiendo del nivel de tensión del
transformador.
3.9 Especificaciones relevador SEL-351
Las especificaciones que tiene el relevador SEL-351 son:
Figura 3. 5 Relevador microprocesado en forma esquematica
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ESIME-ZAC
Entradas de voltaje C.A.
entradas de corriente C.A.
Fuente de poder
Frecuencia y rotación
Contactos de salida
Rango de operación entradas optoaisladas
Entrada codificada de tiempo
Comunicaciones seriales
Dimensiones y peso
Rutinas de ensayos dieléctricos
Temperatura de operación
Medio ambiente
RFL y pruebas de interferencia
Pruebas de impulso
Pruebas de vibración e impacto
Pruebas ESD
Certificaciones
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ESIME-ZAC
CAPÍTULO 4 ESTADO ACTUAL DE LA SUBESTACIÓN SAN
FRANCISCO
4.1 Introducción
La estandarización de una subestación y de su sistema de protección es muy
importante para que esta preste un servicio dentro de los parámetros para los
cuales fue diseñada. La implementación de una normatividad se realiza con el
objetivo de que la subestación y del equipo contenido en ella opere en
determinados límites para que esta funcione con seguridad para con el personal y
con el servicio que presta.
En este capítulo se hará mención de los tipos de esquemas que utilizaba la
compañía LyFC para implementar las protecciones en las subestaciones de
distribución y como estos cambian con respecto a la normatividad que utiliza
actualmente la compañía CFE encargada ahora del servicio y operación de la
subestación. Si bien es muy similar la forma en que se utilizan los tipos de
protección para cada función, la filosofía de protección si cambia
significativamente respecto una de la otra. Así mismo se hace mención de las
especificaciones que deben de tener las protecciones eléctricas que se
implementen en los esquemas de protección.
Además de la normatividad a seguir y sus especificaciones se hace también
mención de cómo es que se realizará la puesta en servicio de la subestación y la
forma en que esto se realizará, dentro de la cual se incluyen las pruebas que se le
deben realizar a los esquemas de protección, que se realizan con el objetivo de
verificar el funcionamiento correcto de los mismos. Con la finalidad de dar
seguridad a la protección.
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IPN
ESIME-ZAC
4.2 Homologación de los esquemas de protección en Subestación San
Francisco de acuerdo a la especificación CFE G0000-81”Características
Técnicas para Relevadores de Protección”.
El objetivo de esta especificación es definir las características técnicas que deben
de poseer los relevadores de protección del tipo microprocesado que esta
empresa utiliza en la protección de sus equipos.
4.2.1 Sobrecorriente (50/51).
Las funciones de protección de sobrecorriente deben detectar valores de
sobrecorriente y pueden ser de tipo instantánea, o temporizadas.
Las funciones de sobrecorriente temporizadas por sus características de
operación pueden ser de tiempo definido o tiempo inverso.
Los elementos de sobrecorriente pueden ser:
De fase.
De neutro.
De secuencia negativa.
Cada unidad del relevador de sobrecorriente debe contar con ajustes
independientes.
4.2.1.1 Protección de alimentador.
Esta protección no requiere ser direccional. Debe contar al menos con las
unidades de sobrecorriente siguientes:
Tres instantáneas de fase (una por fase).
Tres temporizadas de fase (una por fase).
Una instantánea de neutro (50N).
Una temporizada de neutro (51N).
Debe contar con las siguientes funciones complementarias de carácter obligatorio:
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Frecuencia en dos pasos ajustables en forma independiente.
Localización de fallas.
Recierre automático (79) con cuatro pasos ajustables en forma
independiente.
4.2.1.2 Protección de respaldo para transformador.
Debe contar al menos con las unidades de sobrecorriente siguientes:
Tres instantáneas de fase (una por fase).
Tres temporizadas de fase (una por fase).
Una instantánea de neutro (50N).
Una temporizada de neutro (51N).
4.2.1.3 Protección de respaldo para neutro de transformador
Debe contar con una unidad de sobrecorriente temporizada (51N).
4.2.2 Diferencial del transformador (87T).
Las funciones de protección deben detectar fallas balanceadas y desbalanceadas.
La función diferencial de restricción (87T) debe utilizar las corrientes de fase de
frecuencia fundamentalmente con la capacidad de bloqueo por contenido de
armónicas de segundo y quinto orden. Debe filtrar la componente de secuencia
cero. Debe contar con dos pendientes, con ajustes independientes. Debe tener
incorporada la compensación de ángulo de fase por las diferentes conexiones que
se puedan presentar en los transformadores de corriente con respecto a la
conexión del transformador de potencia. La compensación se debe realizar a
través de grupos vectorial configurable por el usuario. Debe contar con una
función de corriente diferencial de alta velocidad.
La tabla 4.1 muestra los ajustes de las pendientes para la curva de operación y
restricción de la función diferencial.
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Tabla 4. 1 Intervalo de ajuste de la función 87T
Intervalo (igual o mas amplio)
Paso de ajuste
El intervalo de ajuste de la pendiente 1
(15 a 40)% < 1%
El intervalo de ajuste de la pendiente 2
(40 a 80)% < 1%
4.3 Esquemas de protección.
El esquema de protección es un grupo o arreglo de dispositivos que se
interconectan o interrelacionan para proteger a los equipos eléctricos primarios,
detectando condiciones anormales de operación para evitar o reducir daños
mayores al elemento primario.
4.3.1 Esquema de protección de la compañía LyFC.
Los sistemas de protección que se utilizaban en la compañía LyFC para los
diferentes elementos de las subestaciones, se realizaban para satisfacer las
condiciones impuestas por los sistemas de potencia, los sistemas de protección
que se desarrollaban debían cumplir con las tres siguientes funciones principales:
Aislar todo tipo de fallas con alta rapidez, tanto con el sistema de protección
primaria como con el de respaldo.
Aislar una mínima porción del sistema en condiciones de falla.
Proporcionar una máxima confiabilidad en todos los componentes de cada
sistema de protección (relevadores de protección, transformadores de
instrumento, baterías, cables de control e interruptores).
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4.3.1.1 Protección de bancos de potencia para distribución 85/23 kV
conexión ∆/Y.
Para transformadores de distribución trifásicos de dos devanados con relación de
85/23 kV, con capacidad nominal de 30 MVA y conexión ∆/Y.
El esquema de protección primaria para este tipo de bancos está formado por los
siguientes relevadores:
Relevador de presión de gas (63)
Relevador diferencial de porcentaje con bloqueo y restricción de armónicas
(87T), su zona de protección abarca desde el interruptor propio de banco de
85 kV, hasta los interruptores propios de 23 kV.
Relevador de sobrecorriente instantáneo (50), se conecta en cada una de
las fases de la estrella formada por los secundarios de los TC´s del lado
primario del banco, se utiliza como protección primaria redundante para
fallas entre fases en el banco.
Relevador de sobrecorriente instantáneo (50N) conectado en el neutro de
los TC´s de 85 kV, utilizados para la protección de sobrecorriente (50) del
banco. Se emplea para detectar fallas de fase en el lado de 85 kV del
banco.
4.3.1.1.1 Relevadores que forman el esquema de protección de respaldo del
transformador.
El esquema de protección de respaldo se forma por los siguientes relevadores:
Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso (51), se conecta en cada
una de las fases de la estrella formada por los secundarios de los TC´s del
lado primario del banco. Esta unidad se utiliza como protección de respaldo
para fallas entre las fases en los alimentadores de 23 kV.
Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso conectado en el neutro de
los TC´s para 85 kV, utilizados para la protección de sobrecorriente (51) del
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ESIME-ZAC
banco. Se emplea como protección de respaldo para detectar fallas de fase
a tierra en el lado de 85 kV del banco.
Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso (51T) conectado en el
neutro de la estrella del devanado de 23 kV del banco. Se emplea como
protección de respaldo para detectar fallas de fase a tierra en el lado de 23
kV del banco y de los alimentadores.
4.3.1.2 Protección de alimentadores de 23 kV.
En los alimentadores de distribución la protección que se utilizaba era la
protección de sobrecorriente por ser económica y sencilla. Los relevadores no
necesitan ser del tipo direccional, debido a que los alimentadores solo tienen un
punto de alimentación.
La protección de sobrecorriente para alimentadores de distribución de 23 kV se
realizaba únicamente con dos relevadores para prever fallas entre fases,
conectados en las fases A y C de la estrella formada por los secundarios de los
TC’s asignados para esta protección y un relevador para fallas de fase a tierra
conectado en el neutro de la misma estrella. La protección de los alimentadores de
23 kV se constituía por los siguientes relevadores:
Relevador de sobrecorriente con unidad instantánea y de tiempo inverso
(50/51) para protección de fallas entre fases. La unidad instantánea (50) se
utilizaba para la protección del alimentador contra fallas francas entre fases
de alta magnitud y cercanas a la subestación. La unidad de sobrecorriente
de tiempo inverso (51) se utilizaba para la protección del alimentador de
fallas entre fases, cubriendo hasta el extremo remoto de la subestación.
Relevador de sobrecorriente y de tiempo inverso (50/51) para fallas de fase
a tierra. La unidad instantánea (50N) se utilizaba para la protección del
alimentador contra fallas francas de alta magnitud y cercanas a la
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subestación. La unidad de sobrecorriente de tiempo inverso (51N) se
utilizaba para la protección del alimentador de fallas de fase a tierra,
cubriendo hasta el extremo remoto de la subestación.
Las protecciones anteriormente mencionadas son mostradas en la figura 4.1
mostrada a continuación.
4.3.2 Esquemas normalizados de protección de CFE.
Los esquemas normalizados de protección de la Comisión Federal de Electricidad
presentan las protecciones mostradas a continuación.
Figura 4. 1 Diagrama esquemático de protecciones de LyFC
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4.3.2.1 Protección de Transformadores de Potencia de dos devanados
conectados en ∆/Y mayores de 10 MVA.
El esquema de protección de transformadores de potencia de acuerdo a la
especificación CFE G0000-62 “Esquemas Normalizados de Protecciones para
Transformadores de Potencia” se compone por las siguientes protecciones:
Protección diferencial:
Las características que debe cumplir esta protección son la siguientes:
cumplir con la especificación CFE G0000-81 “Características Técnicas de
Relevadores de Protección” [13], La compensación debe ser mediante
software para diferentes relaciones y conexiones de TC’s, la operación
debe ser tripolar, tener una función de autodiagóstico y un registro
oscilográfico de fallas y de eventos.
Protecciones propias contenidas en el transformador:
Estas protecciones son relevador Buchholz (63T) y un dispositivo de
sobrepresión (63P).
Protección de imagen térmica contra sobrecarga (49T).
Protección de sobrecorriente de fases en lado primario:
Cumplir con la especificación CFE G0000-81 [13], la operación debe ser
tripolar, realizar función de autodiagnóstico y registro oscilográfico de fallas
y eventos.
Protección de sobrecorriente a tierra conectada en TC del neutro del
transformador:
Cumplir con la especificación CFE G0000-81, la operación debe ser tripolar,
realizar función de autodiagnóstico y registro oscilográfico de fallas y
eventos.
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Protección de sobrecorriente de fases y neutro residual en el lado
secundario:
Cumplir con la especificación CFE G0000-81, la operación debe ser tripolar,
realizar función de autodiagnóstico y registro oscilográfico de fallas y
eventos.
Protección para falla de interruptor (50FI) para lado primario:
Debe cumplir con la especificación CFE G0000-81, realizar operación
tripolar y tener una salida de re-disparo, debe tener temporizadores
independientes para la función de re-disparo y disparo, tener una función de
autodiagnóstico y tener un registro oscilográfico de fallas y eventos,
además de un relevador auxiliar de disparo con bloqueo de cierre y
reposición manual.
4.3.2.2 Protección de alimentadores de 23 kV.
De acuerdo con la especificación CFE G0000-65 “Esquemas Normalizados de
Protecciones para Líneas de Transmisión, Subtransmisión y Distribución” la
protección de alimentadores consiste en una protección de sobrecorriente de
fases (50/51) y de neutro residual (50N/51N) y debe apegarse a lo siguiente:
Debe cumplir con la especificación CFE G0000-81 “Características
Técnicas para Relevadores de Protección”.
Tener tres unidades de medición de corriente para fallas entre fases y una
unidad de medición de corriente para fallas de fase a tierra, con curvas
características de operación corriente vs. tiempo seleccionable que
cumplan con las normas IEC y ANSI.
Tener tres unidades de medición de corriente para fallas entre fases y una
unidad de medición de corriente para fallas de fase a tierra, con operación
instantánea.
Debe contar con salidas de disparo independientes para unidades de
tiempo instantáneas.
Función de recierre integrada (79).
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Registro oscilográfico de fallas y eventos, además de una función de
autodiagnóstico.
Las protecciones descritas anteriormente son mostradas en la figura 4.2.
Figura 4. 2 Diagrama esquemático de protecciones de CFE
4.4 Tableros de protección
Un tablero de protección, control y medición (PCM) de una subestación tiene por
objeto soportar los aparatos y accesorios de control, medición y protección.
Para la puesta en servicio de un tablero PCM, es necesario considerar lo
siguiente:
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4.4.1 Fuente de alimentación de VCD
Circuito de protección.
Circuito de control.
Circuito de medición.
Circuito de alarmas locales.
4.4.2 Fuente de alimentación de VCA
Circuito de calefacción
Circuito de iluminación
4.4.3 Equipos primarios a los que estará asociado
Interruptores de Potencia
Controles
Indicaciones
Alarmas/bloqueos
Alimentaciones
Transformadores de Corriente
Señales de corriente para los esquemas de protección y medición
Transformadores de Potencial
Señales de voltaje para los esquemas de protección y medición
4.4.4 Control supervisorio.
Indicaciones del estado de los equipos primarios y/o relevadores
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Alarmas
Bloqueos
La interconexión entre los diferentes equipos ubicados en el campo y la caseta se
lleva a cabo mediante cables de control, los cuales pueden ser de la siguiente
forma:
2 hilos
3 hilos
4 hilos
7 hilos
8 hilos
Siendo los colores de los cables Negro, blanco, rojo, verde, azul, naranja, blanco-
negro, rojo-rayado.
4.4.5 Equipamiento de secciones tipo para transformadores
En todas las secciones tipo para protección y control de transformadores, el
diseño debe contemplar un banco de transformación por cada sección tipo.
Deben incluir transductores para medición de tensión y frecuencia de cada una de
las barras cuando se indique.
Esquemas de protección los relevadores contenidos en la sección tipo deben
trabajar en conjunto para realizar sus tareas de protección y control, con la
redundancia adecuada, para lograr el mayor grado de confiabilidad. Se requiere
que estos equipos interactúen y envíen sus disparos mediante cables y contactos
directamente hasta los interruptores.
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Los esquemas de protección deben contar con relevadores auxiliares, la cantidad
de relevadores auxiliares debe minimizarse, sin demeritar la confiabilidad del
esquema de protección.
a) Detectar fallas en líneas de transmisión, líneas de distribución en alta y
media tensión, barras, equipo primario y alguna otra condición peligrosa o
intolerable.
b) Deben iniciar o permitir acciones de apertura de interruptores y proveer las
señales de alarma para aislar o prevenir fallas en los equipos.
c) Debe supervisar cada una de las bobinas de disparo de los interruptores
proporcionando una alarma en caso de que la bobina se encuentre abierta.
d) Supervisar el desbalance de tensión en las barras y entregar una alarma
local y remota.
e) Supervisar la alimentación de cada circuito de disparo, de cierre y de casa
relevador de protección, mediante un relevador de baja tensión (27).
f) Señalizar local y remotamente como alarma los siguientes eventos:
operación de los relevadores de protección; falla de tensión en los circuitos
de alimentación; operación de las protecciones mecánicas del equipo
primario.
g) Permitir aislar los disparos locales y remotos, y salidas de control de cada
uno de los equipos que conforman la sección tipo, con el fin de supervisar
su comportamiento mediante terminales de “block” de pruebas en el frente
de la sección tipo.
h) Permitir la medición e inyección de tensiones y corrientes, a los equipos
que conforman la sección tipo que cuenten con entradas para estas
señales, mediante “blocks” de prueba.
i) Estos “blocks” deben, como medida de seguridad, al insertar la peineta y en
forma automática sin necesidad de puentes externos, realizar lo siguiente:
Abrir los circuitos de potencial,
Cortocircuitar automáticamente los circuitos de corriente,
Permitir los disparos, locales y remotos relacionados al equipo
asociado a la peineta,
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Permitir aislar los comandos de cierre y apertura.
4.5 Puesta a punto y puesta en servicio de los esquemas de protección de la
subestación San Francisco
Para poder tener confiabilidad y seguridad del esquema de protección a instalar se
requiere realizar una puesta a punto antes de la puesta en servicio.
La puesta a punto de los esquemas de protección consiste en la preparación y
verificación de los esquemas a instalar en la puesta en servicio; dichos esquemas,
deben haber sido utilizados con anterioridad para así tener una experiencia en su
eficiencia y calidad, a la vez, respetando los criterios de protecciones, establecidos
por la empresa (CFE).
Para la puesta a punto del esquema de protección, se requiere se cumplan los
siguientes puntos [18]:
a) Se haga entrega al personal operativo responsable la información
correspondiente del esquema de protección.
b) La instalación del relevador sea la correcta en la sección correspondiente.
c) Las conexiones de todos los puntos en el relevador deben estar firmes, bien
apretadas y bien identificadas.
d) Los diagramas de conexión deben coincidir en identificación y conexiones
con lo realmente instalado en campo.
El cumplimiento de los puntos anteriores origina una confianza en la instalación de
nuestro esquema de protección, debido al conocimiento previo del área en donde
se trabajará.
Para este caso, se realizará una puesta a punto a las protecciones 50 y 51 para
alimentadores y banco, tanto de fase como de neutro, así como la protección
diferencial, utilizando relevadores SEL-351, SEL-787 y SEL-551.
Una vez realizada esta puesta a punto de cada protección, se programará una
puesta en servicio. La puesta en servicio consiste en la colocación definitiva de los
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esquemas y equipos de protección, incluyendo las pruebas que esto implica para
el funcionamiento correcto del mismo en el sistema eléctrico.
Para la puesta en servicio del esquema de protección se requiere que cumpla con
los siguientes puntos [18]:
a) Se determine y se ajuste el relevador de acuerdo a los estudios técnicos
correspondientes en el punto de instalación.
b) Se realice medición y faseo de señales de tensión y corriente.
c) Se realicen las pruebas eléctricas especificadas en este procedimiento de
pruebas.
d) Se revisen las pruebas realizadas a los transformadores de potencial (TP) y
transformadores de corriente (TC)
e) Se revise las pruebas realizadas al cable de control.
f) Se revise las pruebas realizadas al esquema de control del interruptor
(positivas y negativas)
g) Se realicen disparos por relevador a los interruptores asociados.
h) Se verifique la operación de las alarmas locales y remotas.
i) Se energice el equipo primario correspondiente bajo licencia del área o
subárea de control.
j) Se de aviso al área o subárea de control de la puesta en servicio del
esquema de protección.
k) Se registre en el SIAD para el control del inventario, libramiento de Eventos
y programa de mantenimiento.
4.5.1 Pruebas a los esquemas de protección.
Para la realización de las pruebas a los esquemas de protección, es necesario,
que con anterioridad, se conozca el equipo al que se realizarán las pruebas,
debido a que, cada instrumento y equipo tiene sus características y ajustes
propios de operación.
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Para el relevador de sobrecorriente es necesario realizar lo siguiente [18]:
4.5.1.1 Inspección visual de ajustes en el relevador
Se realizará una inspección visual o verificación externa del relevador, tomando en
cuenta principalmente el apriete de conexiones externas.
4.5.1.2 Terminales de prueba
Para la realización de las pruebas a las unidades de sobrecorriente instantánea
(50) y retardo de tiempo (51) es necesario identificar las terminales de aplicación
de corriente y salidas de contactos de disparos de acuerdo a la marca y modelo
del relevador a utilizar.
4.5.1.3 Verificación de relevador de sobrecorriente de tiempo (51)
Para la verificación de las curvas de operación del relevador de sobrecorriente de
tiempo (51) es necesario considerar lo siguiente [18]:
a) Verificación de Pick-Up
Para una correcta verificación de este ajuste, es necesario aplicar un valor de
corriente igual al valor del TAP, hasta que se encienda el LED que indique el
arranque de la unidad de sobrecorriente de tiempo (51), esta prueba se tiene que
realizar a cada una de las unidades de fase y neutro. Este valor puede ser con una
tolerancia de ± 2% del ajuste del TAP (valor de arranque).
b) Verificación de las curvas tiempo corriente.
Para esta verificación es necesario aplicar corriente al relevador de 1.5, 2, 3, 5 y 7
veces el valor del TAP, con estos múltiplos, se obtienen valores teóricos de tiempo
de acuerdo a la palanca y curva a probar indicados en el instructivo de los
fabricantes del relevador.
Estos tiempos de operación deben de estar dentro de la tolerancia del ± 5%.
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4.5.1.4 Verificación de relevador de sobrecorriente instantáneo (50)
Para la verificación de este ajuste se debe inyectar corrientes al relevador en las
terminales correspondientes, la magnitud de dichas corrientes estará en función
de los ajustes del relevador, esta prueba debe realizarse para cada una de las
unidades instantáneas de fase y neutro. En la aplicación de corrientes altas, no es
recomendable mantenerla por periodos largos.
Para la verificación de autodiagnóstico y elementos de supervisión es necesario
[18]:
a) Verificar la función de autodiagnóstico, la cual debe ser capaz de detectar el
correcto funcionamiento de todos sus circuitos electrónicos indicado por
contactos de salida y/o LED’s, que pueden ser de la forma siguiente:
Revisión de contactos de alarma de falla interna del relevador, mismas
que en condiciones normales debe estar abierto.
Revisión de “LED’s” de falla “Fail”
Revisión de mensajes en el Display
b) Verificar la indicación visual en la parte frontal para disparo fase A, fase B,
disparo fase C, disparo por unidad residual, disparo por unidad instantánea.
Verificar la reposición manual de estas indicaciones.
c) Verificar la operación de los contactos para las alarmas locales y remotas
d) Verificar la operación de los indicadores que muestren los arranques de la
protección, el estado de entradas digitales, de salidas auxiliares y salidas
de disparo.
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e) El elemento de disparo generalmente se conecta a través de un relevador
electromecánico de alta velocidad, verificar que el relevador se encuentre
en buenas condiciones de operación.
f) Para los relevadores que incluyen la función de medición, se verifica los
parámetros medidos en base a lo especificado por el fabricante.
Registro oscilográfico de fallas
Si el relevador cuenta con funciones de registro de oscilografia, verificar la
magnitud de corrientes, tensiones y tiempo de operación del relevador, de acuerdo
a los valores de prueba que se aplicaron al relevador.
Registro de eventos
Si el relevador cuenta con funciones de registros de eventos, verificar que la
secuencia de eventos, sea congruente con las simulaciones realizadas en las
pruebas funcionales.
Verificación del Localizador de Fallas
Los relevadores que cuentan con localizador de fallas, se deberá verificar su
operación, para lo cual se realizará una simulación de falla mediante un software
con los parámetros de la línea o circuito de distribución, generando una falla en un
punto específico, donde muestre los niveles de corrientes y tensiones que serán
aplicados mediante el equipo de prueba.
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4.5.2.3. Inyección de corriente al esquema.
Para realizar una inyección correcta de corriente al esquema de protección es
necesario considerar lo siguiente:
a) Verificación de ajustes finales y cableado en general.
Realizar inyección de corriente en el lado primario de los TC´s con valor inferior al
Pick-Up de la protección, tomar la medición en el lado secundario y comprobar
que la relación de transformación es la correcta. Para el relevador
microprocesado, verificar la medición en su display y/o a través del software.
Realizar esta prueba a cada fase.
b) Verificación del circuito de disparo y recierre
Para esta verificación se necesita aumentar la inyección de corriente primaria con
un valor superior al Pick-Up y mantener la corriente hasta su disparo, en caso que
se desee probar el recierre, mantener la inyección de corriente para poder verificar
si secuencia completa. Esta prueba se debe realizar en conjunto con el interruptor
de potencia cerrado y las cuchillas asociadas abiertas.
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CAPÍTULO 5 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
5.1 Introducción
Los sistemas eléctricos en la actualidad cuentan con la modernidad de las
protecciones, las cuales dan cumplimiento a las características de protección, sin
olvidar que la finalidad del esquema de protección es mantener la continuidad del
servicio de energía eléctrica y la seguridad del equipo.
Cabe señalar que la coordinación de protecciones depende de los criterios que
establezca la zona en donde se aplican o el ingeniero encargado de este
departamento, pero existen ciertos límites que se mencionaran más adelante y
que no deben de ser sobrepasados para lograr una coordinación correcta y
eficiente con los demás elementos del sistema.
Los elementos considerados a coordinar en la Subestación Eléctrica San
Francisco son:
1. RELEVADOR-RESTAURADOR
2. RELEVADOR-FUSIBLE
3. RELEVADOR-SECCIONALIZADOR
4. RELEVADOR-SECCIONALIZADOR-FUSIBLE
Dichas coordinaciones se realizaron en el software de simulación de coordinación
de protección y cortocircuito ASPEN OneLiner, para observar su comportamiento y
eficiencia para así aplicarlas en los relevadores correspondientes de la
subestación eléctrica San Francisco y, así posteriormente efectuar las pruebas
correspondientes para su puesta en servicio.
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5.2. Alimentadores primarios
Los alimentadores primarios son la fuente de contribución de energía de las
cargas que tienen la subestación.
5.2.1 Clasificación
Se puede hacer distinción entre los alimentadores primarios, los cuales son:
Tipo rural: alimentador con dos tipos de carga; aquel que alimenta
pequeños poblados cuya carga se caracteriza por motores de pequeña
capacidad (bombas, molinos, pequeñas industrias) y alumbrado, y los
alimentadores que alimentan grandes sistemas de bombeo.
Tipo urbano: alimentador que tiene como tipo de carga el alumbrado,
pequeños y grandes comercios y pequeñas industrias.
Tipo industrial: alimentador que es caracterizado 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. La forma en que se protege un
alimentador primario se encuentra normalizada en la especificación CFE G0000-
65 “Esquemas Normalizados de Protecciones para Líneas de Transmisión,
Subtransmisión y Distribución” [12]. En este documento se indica que la protección
debe ser proporcionada relevadores de sobrecorriente de fase conectados en la
estrella formada por los secundarios de los TC’s y uno de neutro residual
conectado al neutro de estrella formada por los TC’s, además debe existir una
función de recierre automático tripolar que permita recerrar el interruptor cuando
este abra por acción de los relevadores de sobrecorriente por una falla transitoria,
si la falla es permanente el relevador debe tener la habilidad de quedar bloqueado
y abierto si después de un número predeterminado de operación para las cuales
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fue programado no se despeja esta falla. El esquema de protección es como se
muestra en la figura 5.1.
5.3 Protección de alimentadores
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 deben ser ajustados 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. Así
mismo debe cuidarse que la corriente secundaria de los TC’s no sea mayor a 5
Ampers y que la corriente de falla máxima o supere los 100 Ampers secundarios,
esto con la finalidad de evitar daños y/o saturación en los TC’s.
5.3.1 Ajustes de las unidades de tiempo de sobrecorriente para
alimentadores.
Para la selección de ajustes de las unidades de tiempo de fases de los
alimentadores se deben de considerar 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 subestaciones).
Figura 5. 1 Esquema de proteccion de alimentador primario
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Menor que la capacidad de conducción (ampacidad) del conductor de la
línea troncal.
Para la selección de ajustes de la unidad de tiempo de neutro y residuales, se
deben tener en cuenta los siguientes aspectos:
Mayor que el máximo desbalance existente debido a condiciones de cargas
no balanceadas, que por la naturaleza del sistema puede considerarse
como una condición normal o tolerable de operación.
Menor al 40% 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 menores o comparables a
las corrientes de carga.
5.3.2 Ajustes de las unidades instantáneas de sobrecorriente para
alimentadores.
Para la selección de ajustes de las unidades instantáneas se debe de asegurar
que no sobrealcance a las protecciones que tenga delante de ella, se estima que
ajustes que cubran máximo el 80% de la longitud existente entre subestaciones y
el dispositivo de protección más cercano sobre la línea. Sin embargo, si la
distancia de la línea es muy corta puede presentarse sobrealcance entre
protecciones adyacentes. Por esta razón se debe determinar 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 como minimo un valor de
1.6 veces entre el valor de falla del primer dispositivo con respecto al valor de falla
del segundo dispositivo. Si esta relación mínima no se llega a cumplir se
recomienda bloquear la unidad instantánea.
5.4 Criterios de coordinación de protecciones de sobrecorriente.
En una subestación prácticamente la totalidad de las fallas son de naturaleza
permanente, en las redes de distribución un alto porcentaje de los disturbios que
se presentan son de naturaleza transitoria [11]. Bajo estas condiciones y
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considerando las características de los equipos de protección utilizados en
sistemas de distribución, se puede establecer que existen dos tipos de de
dispositivos de protección para sistemas de distribución, en función de la
naturaleza de la falla.
Dispositivos de protección contra fallas permanentes: son aquellos que por
sus características de operación, requieren ser reemplazados o
restablecidos para re-energizar un elemento del sistema que se ha visto
sometido a una falla. Los equipos típicos para esta aplicación son fusibles y
seccionalizadores.
Dispositivos de protección contra fallas transitorias: son aquellos que por
sus características de operación, disponen de la función de auto-
restablecimiento o recierre automático y no requiere ser reemplazado o
restablecido para re-energizar un elemento del sistema que se ha visto
sometido a una falla de naturaleza transitoria. Los equipos típicos para esta
aplicación son restauradores e interruptores con relevadores de protección
y recierre automático.
En base a lo anterior se afirma que dependiendo del tipo de fallas que pueden
presentarse en un sistema, podrían aplicarse distintos tipos de dispositivos de
protección. Si la red está sujeta únicamente a fallas de naturaleza permanente
como es el caso de circuitos, redes o transiciones subterráneas, basta con ubicar
por cada elemento identificable, un dispositivo de protección contra fallas
permanentes a través de un fusible o un seccionalizador. Si la red estuviera sujeta
únicamente a fallas de naturaleza transitoria, bastaría con ubicar estratégicamente
en función de sus zonas de protección, un interruptor o restaurador al inicio del
alimentador y tantos restauradores como fuera necesario para cubrir la totalidad
del circuito. Sin embargo, en las redes de distribución aéreas, no se puede
asegurar bajo ninguna circunstancia que estarán ajenas a una falla de naturaleza
permanente, dadas sus características de vulnerabilidad hacia agentes externos al
sistema [11]. Por estas razones una red de distribución aérea debe de contemplar
la aplicación de dispositivos para protegerla tanto para fallas de naturaleza
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transitoria, como para fallas de naturaleza permanente. Lo anterior significa que
deben coexistir de manera coordinada ambos tipos de dispositivos, siendo
mediante una aplicación adecuada de los criterios de coordinación se puede lograr
una selectividad optima del sistema de protección, para que de esta forma, en
caso de que ocurriese una falla, el equipo de protección correspondiente opere de
acuerdo con la naturaleza de la falla presentada.
Para una correcta aplicación de los dispositivos tanto para fallas transitorias como
para fallas permanentes se deben seguir algunos criterios [8,11] para que estos
operen de forma adecuada dependiendo del tipo de falla que se presente y así
mantener la mayor selectividad posible en el esquema de protección.
Dichos criterios son producto del análisis de las características particulares de
operación de cada uno de los dispositivos y de cómo deben interactuar esas
características entre dos o más dispositivos adyacentes. Los criterios establecen
las reglas para definir la coordinación adecuada entre dichos dispositivos. Es
importante señalar que las prácticas y políticas empleadas en cuanto a la
protección de sobrecorriente en sistemas de distribución, tienden a variar
sustancialmente entre unas compañías eléctricas y otras.
Los siguientes criterios y filosofías de coordinación de protección de
sobrecorriente, corresponde a los que comúnmente aplica la Comisión Federal de
Electricidad [8,11].
5.4.1 Criterio de coordinación relevador-restaurador.
La aplicación de este tipo de arreglo se presenta generalmente de dos maneras
dentro de un sistema de distribución.
Entre dispositivos ubicados en una misma subestación (protección de
banco en baja tensión – protección de alimentador).
Entre dispositivos instalados en ubicaciones remotas (protección de
alimentador – protección sobre la línea de distribución).
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Este criterio establece que debe existir un margen mínimo de coordinación de 0.3
a 0.4 segundos [8,11] entre las curvas características tiempo-corriente de los dos
dispositivos de protección, para la máxima corriente de cortocircuito común a
ambos equipos.
La aplicación de este criterio en el primero punto se vuelve crítica, debido a que no
se deben presentar disparos simultáneos de ambos dispositivos, ya que el equipo
de respaldo (relevador) además de ser la protección general de la subestación,
carece de la función de recierre automático, por lo que una operación del mismo
representa una interrupción prolongada a todos los alimentadores asociados a esa
barra.
Para el segundo punto, la aplicación del criterio es más flexible, donde para ciertas
aplicaciones se permite un disparo simultáneo durante la última operación del
restaurador. Tal flexibilidad corresponde a que el dispositivo de respaldo en este
caso corresponde al alimentador de distribución y al disponer de la función de
recierre automático, no origina una interrupción prolongada sobre la totalidad del
circuito. En la figura 5.2 se muestra la aplicación de este criterio.
Figura 5. 2 Coordinacion Relevador-Restaurador
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5.4.2 Criterio de coordinación relevador – fusible.
La aplicación de este tipo de arreglo se da fundamentalmente entre dispositivos
ubicados en diferente localidad, el relevador en una subestación como protección
de un ramal sobre la línea de distribución.
El criterio establece que debe existir un margen mínimo en tiempo de coordinación
cuando menos 0.3 segundos entre la curva MCT del fusible y la característica del
relevador para la máxima corriente de cortocircuito común a ambos dispositivos.
Tomando como base el arreglo de la figura 5.3 es posible realizar la coordinación
de protecciones de diferentes maneras, observando las siguientes
consideraciones:
Si el ramal B-C es muy importante, puede emplearse un restaurador. Sin embargo,
si por diversas razones no se justifica el empleo de tal dispositivo se recomienda la
aplicación del siguiente criterio, mostrado en la figura 5.4.
Figura 5. 3 Arreglo de alimentador primario con falla
Figura 5. 4 Coordinación relevador-fusiblen con operación selectiva de la unidad instantanea.
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Con la operación selectiva de la unidad instantánea del relevador de
sobrecorriente, para cualquier falla en ese ramal, el primer disparo lo efectúa el
propio relevador, re-energizando el circuito a través del relevador de recierre o de
la función de recierre. Posteriormente al cerrar el interruptor es inhibida o
bloqueada la acción de la unidad instantánea del relevador, de tal forma que si la
falla persiste, se fundirá el fusible debido al margen de coordinación de 0.3
segundos.
Las ventajas de este esquema corresponden a que el 85% de las fallas son
eliminadas en el primer disparo, y de esta forma al primer recierre del interruptor
ya no sea necesario reponer el fusible.
Las desventajas derivan en que afecta a un mayor número de usuarios por falla en
un ramal en el caso de que esta sea transitoria, por lo tanto no es conveniente
sensibilizar la operación por instantáneo en el relevador para todos los ramales
con fusible.
Como alternativa al criterio anterior, se puede recortar el ajuste de la unidad
instantánea del relevador, aumentando el ajuste de su corriente de operación,
para que de esta forma no detecte fallas en la zona de cobertura del fusible.
Además se hace necesario eliminar el arreglo selectivo de operación de la unidad
instantánea, con lo cual esta solo será solo función de la magnitud y por lo tanto
de la ubicación de la falla. Este arreglo se muestre en la figura 5.5.
Figura 5. 5 Coordinacion relevador-fusible
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5.4.3 Criterio de coordinación relevador - seccionalizador.
Un seccionalizador es un equipo de seccionamiento de línea, es decir, que solo
desconecta la línea, este equipo no tiene la capacidad interruptiva para corrientes
de falla, su capacidad es solo para carga nominal del circuito al cual está
instalado. Si la corriente que circula a través del seccionalizador es mayor a 160%
de la capacidad nominal de su bobina y el dispositivo de protección interrumpe la
falla, el seccionalizador realiza una cuenta, si la falla persiste el proceso anterior
se repite hasta que se llega a la cantidad preseleccionada de recuentos en el
seccionalizador, abriendo este sus contactos de manera que desconecta el circuito
al cual está conectado y debiéndose reponer de forma manual [11]. La operación
del seccionalizador la realiza cuando el circuito se encuentra desenergizado.
Puesto que los seccionalizadores no poseen característica de operación tiempo-
corriente, la coordinación con un relevador no requiere de un criterio donde se
definan márgenes de tiempo entre curvas. Por lo tanto para estos dos dispositivos
es necesario cumplir con los siguientes aspectos para cumplir con su criterio:
1. El número máximo de conteos ajustados en el seccionalizador debe ser
menor o igual al número de recierres ajustados en el relevador.
2. La corriente mínima de falla en la zona de cobertura del seccionalizador sea
superior al 160% de la capacidad nominal de su bobina o su corriente
mínima de conteo.
3. Se debe asegurar que cualquier falla en la zona de cobertura del
seccionalizador, sea detectada por el relevador.
4. La curva de daño del seccionalizador debe estar por encima de la
característica tiempo-corriente del relevador.
5.4.4 Criterio de coordinación relevador-seccionalizador-fusible.
La aplicación de este tipo de arreglo se da entre dispositivos ubicados en
diferentes puntos en un alimentador, el relevador en una subestación como
protección de un alimentador, el seccionalizador como equipo de seccionamiento
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de un ramal sobre el mismo circuito de alimentación y el fusible como protección
de un subramal derivado del ramal donde se ubica el seccionalizador.
Para realizar la coordinación en la operación de estos tres dispositivos se siguen
los siguientes pasos:
1. El relevador y el fusible se coordinan de acuerdo al criterio de coordinación
relevador-fusible, con la opción de disparo selectivo de la unidad
instantánea (50) del relevador.
2. El relevador de recierre automático debe ajustarse a un mínimo de 3
intentos de recierre, y con una secuencia de operación para el interruptor
de un disparo instantáneo (50) y tres disparos retardados (51).
3. El relevador y el seccionalizador se coordinan de acuerdo al criterio del
relevador seccionalizador. Con un ajuste único de 3 conteos para el
seccionalizador.
5.5 Coordinación de protecciones en subestación San Francisco
La coordinación de protecciones en la subestación San Francisco se dará por las
protecciones en el alimentador, transformador y el restaurador más cercano a
esta.
5.5.1 Cálculo de ajustes para protección del transformador y alimentadores
Para la coordinación de protecciones en la subestación San Francisco se requiere
el cálculo de ajustes para cada relevador tomando en cuenta todos los criterios de
la Comisión Federal de Electricidad.
Estos criterios utilizados se muestran en las tablas siguientes:
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Tabla 5. 1 Criterios utilizados en el transformador
Ajuste 51 FASES 51 NEUTRO
Pick-Up 200 % de la corriente nominal del transformador
40% de la corriente nominal del transformador
TAP Pick-up / RTC Pick-up / RTC
Palanca 1 segundo como máximo 1 segundo como máximo
RTC La corriente a 20 veces la nominal no debe ser máxima a 100 A
La corriente a 20 veces la nominal no debe ser máxima a 100 A
Los criterios anteriores son utilizados para la protección de sobrecorriente
existente en el neutro por el lado de baja tensión y una protección de
sobrecorriente de fases utilizada en el lado de alta tensión.
Tabla 5. 2 Criterios utilizados en alimentadores.
Ajuste 50 FASES S1 FASES 50 NEUTRO 51 NEUTRO
Pick-Up Falla trifásica al 80 % de la longitud entre el relevador y el próximo restaurador.
200% de la carga máxima del circuito.
Falla monofásica al 80% de la longitud entre el relevador y el próximo restaurador
40% de la carga máxima del circuito.
TAP Pick-up / RTC Pick-up / RTC
Palanca Tiempo de operación no mayor a 0.7 segundos para poder coordinar con interruptores de alta tensión.
Tiempo de operación no mayor a 0.7 segundos.
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5.5.2 Cálculo de ajustes de protección de sobrecorriente en alimentadores y
transformador.
Los ajustes correspondientes a las protecciones de sobrecorriente de la
subestación, se realizan utilizando los criterios mostrados en la tabla 5.2 “Criterios
utilizados en alimentadores” y serán para librar fallas en los siguientes casos:
Los ajustes que se calcularan, serán para librar fallas en los siguientes casos:
a) Fallas existentes en el transformador en un tiempo máximo de operación de
1 segundo
b) Fallas existentes entre el transformador y el alimentador en un tiempo
máximo de operación de 0.7 segundos.
c) Fallas existentes entre el restaurador más cercano a la subestación y el
alimentador, en un tiempo de operación máximo de 0.4 segundos.
Los datos iníciales con los cuales se comenzará el cálculo de ajustes para las
protecciones de sobrecorriente en la subestación son los siguientes:
Capacidad de transformador: 30MVA
Tensión del transformador en el lado de alta (Vp): 85 kV
Tensión del transformador en el lado de baja (Vs): 23 kV
Relación de transformación 85kV (𝑅𝑇𝐶85𝑘𝑉)= 800/5 = 160
Relación de transformación 23kV (𝑅𝑇𝐶23𝑘𝑉)= 600/5 = 120
Las corrientes de cortocircuito trifásicas como monofásicas en el bus de 23 kV
son:
Icc3Φ= 4463 A, Icc1Φ= 4085 A (Corrientes generadas en ASPEN)
Con estos valores se comienza el cálculo de la corriente en ambos devanados del
transformador, los cuales se muestran a continuación:
La corriente en el lado de baja tensión es:
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𝐼𝑛𝑜𝑚 23𝑘𝑉 = (𝑀𝑉𝐴
3 (𝑘𝑉𝐿−𝐿 𝑠𝑒𝑐 )) = (
30𝑀𝑉𝐴
3 (23𝑘𝑉))= 753.065 (5.1)
La corriente en el lado de alta tensión es:
𝐼𝑛𝑜𝑚 85 𝑘𝑉= (𝐼𝑛𝑜𝑚 23𝑘𝑉 ) (𝑉𝑠
𝑉𝑝) = (753.065)(
85
23) =203.77 (5.2)
Las corrientes de sobrecarga se calculan de la siguiente manera
La corriente de sobrecarga en el lado de baja, por criterio de la Comisión Federal
de Electricidad es el 200% de la corriente nominal, esto es:
I𝑠𝑜𝑏𝑟𝑒𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎23𝑘𝑉 = (𝐼𝑛𝑜𝑚 23𝑘𝑉)(2)=1506.131 (5.3)
La corriente de sobrecarga en el lado de alta tensión es el 200% de la corriente
nominal esto es:
I𝑠𝑜𝑏𝑟𝑒𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎85𝑘𝑉 = (𝐼𝑛𝑜𝑚 85𝑘𝑉)(2)=407.541 (5.4)
Con los datos anteriores se realiza el cálculo de los ajustes que se utilizarán para
poner en servicio el relevador 351 en la subestación San Francisco, los cuales se
presentan a continuación:
5.5.2.1 Protecciones de sobrecorriente en el transformador
Las protecciones de sobrecorriente correspondientes en el transformador son:
Protección con retardo de tiempo de fases en el lado de alta tensión
Protección con retardo de tiempo al neutro en el lado de baja tensión.
Para cada protección es necesario el cálculo de su TAP, múltiplo de TAP (MT) y
su dial de tiempos (TD).
5.5.2.1.1 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo en el lado de
alta tensión.
Se tiene una corriente de cortocircuito trifásica en el bus de 23 kV de:
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Icc3Φ = 4463 A.
TAP 51= I𝑠𝑜𝑏𝑟𝑒𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 85𝑘𝑉
𝑅𝑇𝐶85𝑘𝑉 =
407.541
160= 2.547 A (5.5)
Debido a que la falla en el bus de 23 kV es vista en el lado de 85 kV se tiene que
referenciar en el lado de alta tensión, para lo cual se realiza lo siguiente:
Icc3Φ A.T.= (Icc3Φ B.T.) (𝑉𝑠
𝑉𝑝) = (4463) (
23𝐾𝑉
85𝐾𝑉) = 1207.63 A (5.6)
El múltiplo de tap para el ajuste de la palanca será de:
MT=(Icc 3Φ A.T.
𝑇𝐴𝑃 (𝑅𝑇𝐶85𝑘𝑉))=
1207 .63
2.547 (160) = 2.963 A (5.7)
La fórmula para seleccionar la palanca (TD) es obtenida del manual del relevador
351 mostrada a continuación:
Tp= TD*(0.0226 + 0.0104
𝑀𝑇0.02−1) (5.8)
Donde: Tp: Tiempo de operación del relevador en segundos
TD: ajuste del dial de tiempos
MT: corriente aplicada en múltiplos de la corriente de operación
Con la formula anterior, se proce a calcular el ajuste del dial de tiempos (TD),
despejándolo y con un tiempo de operación de 1 segundo tenemos:
TD= 𝑇𝑂
(0.0226 + 0.0104
𝑀𝑇 0.02−1) =
1
(0.0226 + 0.0104
2.963 0.02−1)= 2.015 (5.9)
5.5.2.1.2 Protección de sobrecorriente al neutro del transformador en el lado
de baja tensión
La protección de sobrecorriente con retardo de tiempo en el neutro del
transformador es calculada de la siguiente manera:
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El TAP es calculado con el 40% de la corriente nominal del transformador entre la
relación de transformación (RTC), esto es:
𝑇𝑎𝑝51𝑁𝑇= (0.4)(𝐼𝑛𝑜𝑚 23𝐾𝑉
𝑅𝑇𝐶23𝐾𝑉)= (0.4)(
753.06
120)=2.51 (5.10)
Se tiene una corriente monofásica de:
Icc1Φ = 4085 A
Posteriormente, se realiza el cálculo del múltiplo de TAP (MT).
MT= Icc 1Φ
Tap (𝑅𝑇𝐶23𝑘𝑉)=
4085
2.51 (120) = 13.5612 (5.11)
Aplicando de igual forma la fórmula para obtener el dial de tiempos y con un
tiempo de operación de 1 segundo se tiene:
TD= 𝑇𝑂
(0.0226 + 0.0104
𝑀𝑇 0.02−1) =
1
(0.0226 + 0.0104
13.5612 0.02−1)= 4.61 (5.12)
5.5.2.2. Protecciones de sobrecorriente en alimentadores
En los alimentadores de la Subestación es necesario tener una protección de
sobrecorriente instantánea y una protección de sobrecorriente con retardo de
tiempo, capaces de detectar fallas monofásicas, bifásicas, bifásicas a tierra y
trifásicas.
Los cálculos de las protecciones de sobrecorriente en los alimentadores solo se
realizaran en un solo alimentador, debido a que, todos los alimentadores
presentan las mismas características y con este cálculo pueden ser configurados
los otros alimentadores.
5.5.2.2.1. Protección de sobrecorriente instantánea en alimentadores (50F).
Este tipo de protección de sobrecorriente en el alimentador tiene 2 tipos los cuales
son:
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1. Protección de sobrecorriente instantánea de fases (50F), realizada para
fallas trifásicas o bifásicas.
2. Protección de sobrecorriente instantánea al neutro (50F), realizada para
fallas monofásicas o bifásicas aterrizadas.
5.5.2.2.1.1 Protección de sobrecorriente instantánea de fases en
alimentadores (50F)
Para este tipo de protección en los alimentadores se tienen los siguientes datos:
a) Corriente de cortocircuito trifásica al 80% de la línea.
Icc3Φ80%= 3106
b) Relación de transformación del Transformador de corriente
RTC= 120
Con los datos anteriores se procede al cálculo del Pick-Up instantáneo, el cual
será de:
50F= Icc 3Φ80%
120= 25.8833 A (5.13)
5.5.2.2.1.2 Protección de sobrecorriente instantánea al neutro en
alimentadores (50N)
Para este tipo de protección en los alimentadores, se tienen los siguientes datos:
a) Corriente de cortocircuito monofásica al 80% de la línea.
Icc1Φ80%= 2158 A
b) Relación de transformación del Transformador de corriente
RTC= 120
Con los datos anteriores procedemos al cálculo del Pick-Up instantáneo, el cual
será de:
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50NAlim-Neutro= Icc 1Φ80%
120= 17.9833 A (5.14)
5.5.2.2.2 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo en
alimentadores.
La protección con retardo de tiempo en alimentadores, es utilizada como
protección de respaldo y esta es coordinada con las protecciones de retardo de
tiempo del transformador.
La protección de sobrecorriente con retardo de tiempo en alimentadores puede ser
de 2 tipos:
1. Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo de fases, realizada para
librar fallas trifásicas o bifásicas.
2. Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo al neutro, realizada
para librar fallas monofásicas o bifásicas aterrizadas.
Para cada protección con retardo de tiempo es necesario el cálculo de TAP,
múltiplo de TAP (MT) y el dial de tiempos (TD).
5.5.2.2.2.1 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo de fases en
alimentadores.
Para el cálculo del TAP para la protección de sobrecorriente de retardo de tiempo
se tienen los siguientes datos:
La capacidad del banco es 30MVA, teniendo 4 alimentadores, la potencia es
dividida y para cada alimentador es de 7.5 MVA.
Para 7.5 MVA en cada alimentador se tiene una corriente nominal de:
𝐼𝑛𝑜𝑚 𝐴𝑙𝑖𝑚 = (𝑀𝑉𝐴𝐴𝑙𝑖𝑚
3 (𝑘𝑉𝐿−𝐿 𝑠𝑒𝑐 )) = (
7.5 𝑀𝑉𝐴
3 (23𝑘𝑉))= 188.266 A (5.15)
Esta corriente nominal es utilizada al 200% para el cálculo de corriente de
sobrecarga, teniendo así:
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𝐼𝑆𝑜𝑏𝑟𝑒𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝐴𝑙𝑖𝑚 −𝐹= (2)( 𝐼𝑛𝑜𝑚 𝐴𝑙𝑖𝑚 )= 376.532 A
La corriente de cortocircuito trifásica al 100% del alimentador y el próximo
restaurador es de:
Icc3Φ-Alim= 2882 A
Con la corriente de sobrecarga al 200% se calcula el TAP correspondiente a la
protección con retardo de tiempo, obteniendo lo siguiente:
𝑇𝐴𝑃51−𝐴𝑙𝑖𝑚 =(𝐼𝑆𝑜𝑏𝑟𝑒𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝐴𝑙𝑖𝑚 −𝐹
𝑅𝑇𝐶23𝑘𝑉)= (
376.532
120)=3.137 A (5.16)
Una vez obtenido el TAP se procede a calcular el múltiplo de TAP (MT).
MT= Icc 3Φ
Tap (𝑅𝑇𝐶23𝑘𝑉)=
2882
3.137 (120) = 7.654 (5.17)
Aplicando la fórmula para obtener el dial de tiempos y con un tiempo de operación
de 0.7 segundo se tiene:
TD= 𝑇𝑂
(0.0226 + 0.0104
𝑀𝑇 0.02−1) =
0.7
(0.0226 + 0.0104
7.654 0.02−1)= 2.564
5.5.2.2.2.2 Protección de sobrecorriente con retardo de tiempo al neutro en
alimentadores.
Para esta protección se tienen los siguientes datos:
Cada alimentador tiene 7.5 MVA.
La corriente nominal es de 188.266 A
Esta corriente nominal es utilizada al 40% para el cálculo de corriente de
sobrecarga, teniendo así:
𝐼𝑆𝑜𝑏𝑟𝑒𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝐴𝑙𝑖𝑚 −𝑁= (0.4)( 𝐼𝑛𝑜𝑚 𝐴𝑙𝑖𝑚 )= 75.306 A (5.18)
La corriente de cortocircuito monofásica al 100% del alimentador y el próximo
restaurador es de:
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Icc1Φ-Alim= 1929 A
Con la corriente de sobrecarga anterior se calcula el TAP correspondiente a la
protección de sobrecorriente con retardo de tiempo, obteniendo lo siguiente:
Tap=(𝐼𝑆𝑜𝑏𝑟𝑒𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝐴𝑙𝑖𝑚 −𝑁
𝑅𝑇𝐶23𝑘𝑉)= (
75.306
120)=0.6275 A (5.19)
Una vez obtenido el TAP se procede a calcular el múltiplo de TAP (MT).
MT= Icc 1Φ
Tap (𝑅𝑇𝐶23𝑘𝑉)=
1929
0.6275 (120) = 25.6152 (5.20)
Aplicando la fórmula para obtener el dial de tiempos y con un tiempo de operación
de 0.7 segundo se tiene:
TD= 𝑇𝑂
(0.0226 + 0.0104
𝑀𝑇 0.02−1) =
0.7
(0.0226 + 0.0104
25.6152 0.02−1)= 3.9371 (5.21)
Una vez obtenidos los ajustes de sobrecorriente para las protecciones de
alimentadores y de transformador, se utiliza el software ASPEN para realizar la
coordinación de estas protecciones, esta coordinación se realiza de la siguiente
manera:
1. Introducción de los ajustes de las protecciones a coordinar en la red
eléctrica simulada.
2. Generación de fallas monofásicas y trifásicas en el bus de 23 kV, así como
en el alimentador al 100% entre el relevador y la próxima protección, de la
subestación San Francisco.
3. Visualización de las curvas de tiempo corriente obtenidas a partir de los
ajustes de cada protección, estas curvas se analizan para las fallas
anteriormente generadas, observando que, las curvas de protección de
sobrecorriente de fases y las de neutro respondan a los tiempos
establecidos por el criterio de coordinación.
A continuación se visualiza la coordinación mediante las curvas de operación:
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La falla entre fases en el bus de 23 kV es detectada por la protección 51F del
transformador. Esto se observa en la figura 5.6, donde la curva de la protección
51F del transformador está desplazada horizontalmente por un factor igual a la
relación de transformación, debido a que la falla del bus de 23 kV es vista en el
lado de alta tensión del transformador, con una corriente menor.
Para una falla de fase a tierra en el bus de 23 kV la protección que la detecta es la
protección 51NT del transformador. Esto se observa en la figura 5.7, donde la
curva de la protección 51NT del transformador opera en un tiempo de 1 segundo.
Para una falla entre fases en el punto donde se encuentra el próximo elemento de
protección, la protección que la detecta es la 51F del alimentador en un tiempo de
0.7 segundos, posteriormente la protección el 51F de banco detacta en primera
instancia esta falla es la protección que primero actúa es la protección de fases
del alimentador, su protección de respaldo es el 51F del transformador, esto se
observa en la figura 5.8.
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.
Figura 5. 6 Coordinación de protecciones para falla trifásica en
el bus de 23kV
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Figura 5. 7 Coordinación de protecciones para falla monofásica en el bus de
23kV
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Para una falla entre fases en el punto donde se encuentra el próximo elemento de
protección, la protección que detecta esta falla es la 51F del alimentador en un
tiempo de 0.7 segundos, la protección que respalda es el 51F del transformador,
esto se observa en la figura 5.8.
Figura 5. 8 Coordinación de protecciones para falla trifásica al próximo
elemento de protección
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Para una falla entre fase y neutro, ocurrida en el lugar donde se encuentra el
próximo elemento de protección, la protección que detecta esta falla primero, es la
51N del alimentador, en un tiempo de 0.7 segundos. La protección que respalda
es el 51NT. Esto se observa en la figura 5.9
Figura 5. 9 Coordinación de protecciones para falla monofásica al próximo
elemento de protección
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5.5.3 Cálculo de ajustes de protección diferencial de porcentaje del
Transformador
La protección diferencial de porcentaje del transformador es una protección
primaria, es decir, en caso de falla esta protección es la que primero actúa
librando la falla dentro de su zona de protección y así proteger de cualquier daño
el transformador. Actualmente con el uso de relevadores microprocesados la
implementación de esta protección es relativamente sencilla, es suficiente con
calcular las corrientes nominales secundarias en tanto en alta como en baja
tensión y proporcionárselas al relevador, además información relacionada con su
potencia, conexión de sus devanados, defasamiento entre corrientes y la tensión
de operación, como se muestra a continuación:
Para obtener la corriente en lado primario y secundario del transformador se hace
uso de la siguiente fórmula:
𝐼 = 𝑀𝑉𝐴 𝑥 1000
3𝑘𝑉𝐿−𝐿 (5.22)
Con lo cual se obtienen las corrientes a ambos lados del transformador:
𝐼𝑝𝑟𝑖𝑚85𝑘𝑉 =
30 𝑥 1000
3 𝑥 85= 203.77 𝐴 (5.22)
𝐼𝑠𝑒𝑐23𝑘𝑉 =
30 𝑥 1000
3 𝑥 23= 753.06 𝐴 (5.22)
La relación de transformación de los transformadores de corriente son 800:5 y
1200:5 de lado de alta tensión y baja tensión respectivamente. Para calcular el
TAP en para estas dos corrientes se hace uso de la siguiente fórmula:
𝑇𝐴𝑃 = 𝑀𝑉𝐴 𝑥 1000 𝑥 𝐶
3 𝑘𝑉𝐿−𝐿 𝑥 𝑅𝑇𝐶 (5.22)
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Donde “C” un factor igual a “1” para una conexión en estrella de los secundarios
de los TC’s y “ 3 “para una conexión en delta de los secundarios de los TC’s.
Puesto que la conexión de los TC’s en ambos lados del trasformador es en estrella
el factor “C” es igual a 1, y por lo tanto el TAP para cada lado del transformador
es:
𝑇𝐴𝑃1 = 30 𝑥 1000 𝑥 1
3 𝑥 85 𝑥 160= 1.27 (5.22)
𝑇𝐴𝑃2 = 30 𝑥 1000 𝑥 1
3 𝑥 23 𝑥 240= 3.13 (5.22)
Posteriormente se procede a determinar el defasamiento angular entre las
corrientes de alta tensión y baja tensión, con lo que se determinara el grupo
vectorial al que pertenece la conexión del trasformador.
La secuencia de fases que se conecta al transformador del lado de alta tensión es
de la forma ACB, por lo tanto la secuencia que se obtiene a la salida del
transformador es también ACB. Tomando como referencia la corriente de línea del
lado de alta tensión del transformador se compara con la corriente de fase del lado
de baja tensión y de esta forma se obtiene el defasamiento angular entre ambas
tensiones, debido a la secuencia de fases que se presenta en el transformador el
defasamiento angular entre ambas corrientes es de 30º, puesto que la corriente de
línea del lado de alta tensión se toma como la referencia al momento de realizar la
compensación y la corriente del lado de baja tensión está adelantada respecto de
esta tensión, el grupo vectorial al que pertenece esta conexión es el grupo Dy11.
De esta forma se compensan las corrientes y estos ajustes se introducen en el
relevador para que este realice la compensación internamente.
Una vez obtenido el defasamiento angular de las corrientes, se procede a
determinar el ajuste de las pendientes de la característica de operación de la
protección diferencial.
Para la primera pendiente se elige un ajuste del 25%
Para la segunda pendiente se elige un ajuste del 50%
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Para la restricción de armónicas, se utilizan las principales armónicas presentes
durante la energización que son la segunda y cuarta armónica y las que se
presentan durante la sobre excitación del transformador que es la quinta armónica.
Para la restricción de la segunda armónica se elige un ajuste del 15%.
Para la restricción de la cuarta armónica se elige un ajuste del 15%.
Para la restricción de la quinta armónica se elige un ajuste del 30%.
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Conclusiones
Durante el proyecto realizado con la temática de “Protecciones Eléctricas en la
Subestación San Francisco”, ubicada en la ciudad de Toluca, Estado de México,
Subgerencia de Distribución Zona Valle de México Sur de la Comisión Federal de
Electricidad, se generaron experiencias de trabajo, a través de las cuales se pudo
vincular la teoría con la práctica, generando una variedad de aprendizajes
significativos, que muestran la formación alcanzada en la carrera de ingeniería
eléctrica. Lo aprendido en razón a lo proyectado permite expresar lo siguiente:
La instalación de relevadores microprocesados permitió generarnos criterios
personales para el uso e implementación de relevadores en sistemas de
protección. Estos criterios son sustentados con las mejoras y ventajas que estos
proporcionan en el sistema, entre las que destacan, la reducción de personal en la
subestación y el número de funciones que cada relevador microprocesado puede
cubrir.
El uso del software ASPEN-OneLiner para el estudio de cortocircuito y
coordinación de protecciones, represento para nosotros una significativa y
poderosa herramienta de trabajo, con la cual logramos realizar un estudio
completo y certero de las capacidades de cortocircuito y una adecuada
coordinación de protecciones de la subestación San Francisco, acorde con el
“Procedimiento para la Coordinación de Protecciones de Sobrecorriente en
Sistemas de Distribución”. Siendo de vital importancia para el uso de este
software, el conocimiento de la teoría básica de la protección de sistemas
eléctricos.
Para conocer y comprender el funcionamiento de los esquemas de protección, se
realizo un detallado seguimiento presencial del equipo de protección en conjunto
con el personal de CFE en la Subestación, utilizando la información disponible que
existía al momento de iniciar este proyecto, con el objetivo de generáramos una
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visión global de la operación de los esquemas de protección. Con esto se pudo
concretar un diagnostico final de la operación y la problemática que existía.
Habiendo determinado la operación del sistema y diagnosticando el problema en
la incorrecta operación de los relevadores instalados se decidió en conjunto con el
personal de CFE atender el problema, con la decisión final de cambiar dichos
relevadores.
Con la solución a la problemática explícitamente determinada, se dispuso a
realizar la actividad donde nosotros, como parte del equipo de trabajo y
supervisados por el personal de CFE, auxiliamos en la sustitución de los
relevadores marca ARTECHE y la instalación de los nuevos relevadores marca
SEL, donde finalmente con el conocimiento adquirido en nuestros cursos
escolares universitarios, el proporcionado por nuestros asesores técnicos y el
adquirido de forma autodidacta se logro realizar esa tarea. Haciendo notar que se
nos presentaron dificultades de índole técnica durante el cambio y puesta en
servicio de los relevadores, entre los que destacan la conexión de los relevadores
de protección con las señales eléctricas provenientes de los TC’s de protección,
es decir, el identificar las terminales y puntos de conexión para cada una de dichas
señales eléctricas en el relevador y, las pruebas al esquema de protección debido
a nuestra poca experiencia en dicha actividad, salvándose la dificultad con el
oportuno apoyo y asesoramiento de los asesores técnicos.
Una vez realizadas las tareas de cambio de relevadores y las pruebas pertinentes
a los esquemas de protección utilizando un equipo simulador de fallas, apegados
a la normatividad especificada por la CFE, se pudo afirmar que el uso de los
relevadores microprocesados instalados en la subestación San Francisco,
mejoraron la operación del sistema de protección en el sentido de mayor
confiabilidad en las operaciones del relevador ante fallas, la posibilidad de
implementar la automatización de la subestación, una comunicación con el
relevador de fácil interpretación y rapidez en cuanto al software que se utiliza para
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la realización de las tareas de comunicación, visualización y/o cambio de ajustes,
interpretación fiable de los resultados ante fallas y el apego a la normatividad de
CFE en cuanto a los relevadores de protección aprobados por el listado
actualizado LAPEM-05L.
Finalmente, con el cumulo de experiencia adquirida durante tan importante y
estimulante trabajo para nuestra formación profesional, consideramos que
después de esta ardua labor poseemos las habilidades practicas para realizar este
tipo de trabajo y, sin demeritar el trabajo técnico realizado, pensamos que es de
vital importancia poseer el conocimiento básico necesario para coordinación de
protecciones en sistemas eléctricos de potencia, razón por la cual, en base a la
experiencia adquirida durante la realización de este trabajo y con la ayuda y
asesoría de los ingenieros a cargo, podemos afirmar que adquirimos y contamos
con los conocimientos y habilidades necesarias para realizar un correcto estudio
de coordinación de protecciones, entendiéndose por correcto lo que a juicio y
criterio de un ingeniero en protecciones resulte necesario para el estudio y
coordinación de protecciones, y para esta tesis en particular, en la “Subestación
San Francisco 30 MVA 85/23 kV” con 4 alimentadores conectados en anillo
normalmente abiertos, operando como circuitos radiales. Apegándonos y
aplicando los criterios de coordinación que dictamina el “Procedimiento para la
Coordinación de Protecciones de Sobrecorriente en Sistemas de Distribución” de
la CFE, resaltando que los criterios fueron utilizados como una guía y reafirmando
que son las observaciones y el criterio propio del ingeniero de protecciones el que
prevalece al momento de diseñar e implementar la respectiva coordinación de
protecciones.
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Bibliografía.
[1] Enriquez Harper, Gilberto, (2005) Protección de Instalaciones Eléctricas
Industriales y Comerciales, LIMUSA.
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[8] Procedimiento para Coordinación de Protecciones de Sobrecorriente en
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[12] Especificación CFE G0000-65 “Esquemas Normalizados de Protecciones para
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[13] Especificación CFE G0000-81 “Características Técnicas para Relevadores de
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[14] Especificación CFE V6700-62 “Tableros de protección, control y medición
para subestaciones eléctricas”
[15] IEEE Std C37.112-1996 Standard Inverse-Time Characteristic Equations for
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[16] Procedimiento para Coordinación de Protecciones de Sobrecorriente en
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[17] Sánchez Escobedo, David. Ventura Santana, César Augusto. Altuve Ferrer,
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[18] Especificación CFE G0000-62
[19] CFE, Dirección de Operación Subdirección de Distribución, (2007) Procedimiento de pruebas a esquemas de protección (SOM-3532).
[20] Electricity Training Association, IET, (1995) Power System Protection:
System and Methods.
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IPN
ESIME-ZAC
APENDICE
A1.- Esquematico de proteccion de la subestacion San Francisco
A2.- Diagrama unifilar con zonas de proteccion.
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