instituto politÉcnico nacional...contenido instituto politécnico nacional. iii capítulo iv...

IINNSSTTIITTUUTTOO PPOOLLIITTÉÉCCNNIICCOO NNAACCIIOONNAALL

EESSCCUUEELLAA SSUUPPEERRIIOORR DDEE IINNGGEENNIIEERRÍÍAA MMEECCÁÁNNIICCAA YY EELLÉÉCCTTRRIICCAA

PPRROOPPUUEESSTTAA DDEE PPRROOTTEECCCCIIÓÓNN DDIIFFEERREENNCCIIAALL DDUUAALL PPAARRAA UUNN

TT222211 EENN SSUUBBEESSTTAACCIIOONNEESS MMÓÓVVIILLEESS

TESIS QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA

PRESENTA:

CUREÑO RAMOS ISMAEL. HERNÁNDEZ ARROYO MOISÉS.

LOZANO VINALAY MARCO ANTONIO.

ASESOR:

ING. RAIBEL UREÑA OLIVARES. ING. ERIKA VIRGINIA DE LUCIO RODRÍGUEZ

MEXICO D.F. 2008

» CONTENIDO «

Instituto Politécnico Nacional. i

Contenido Índice de figuras Objetivos Introducción Capítulo I SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA. 1.1 Características de la red 1.1.1 Generación 1.1.2 Elevación 1.1.3 Transmisión 1.1.4 Distribución 1.2 Subestación Eléctricas 1.2.1 Clasificación de las Subestaciones 1.2.2 Arreglos de conexiones típicas y sus características 1.3 Tecnología de las subestaciones Eléctricas 1.3.1 Subestación aislada en aire 1.3.2 Subestaciones aisladas en Hexafloruro de Azufre 1.3.3 Subestaciones Compactas 1.4 Elementos de una Subestación 1.4.1 Elementos Primarios 1.4.2 Elementos secundarios 1.5 Aislamiento de subestaciones Capítulo II SISTEMA DE PROTECCIÓN 2.1 Protección 2.1.1 Transductores 2.1.2 Baterías 2.1.3 Interruptores 2.1.4 Sensores 2.2 Tipos de Protecciones 2.2.1 Protección primaria 2.2.2 Protección secundaria o de respaldo 2.2.3 Protección de respaldo remota 2.3 Características de una protección

2.3.1 Sensibilidad 2.3.2 Selectividad 2.3.3 Velocidad 2.3.4 Confiabilidad 2.3.5 Precio

i iv v vi

1

1 1 2 2 5

5 5 7

10 10 11 11

12 12 17

18

19

19 19 19 20 20

20 21 21 21

21 21 21 22 22 22

Contenido

Instituto Politécnico Nacional. ii

2.4 El Relevador 2.4.1 Relevadores de estado sólido 2.4.2 Relevadores digitales o microprocesados 2.5 Tipo de Operación del Relevador 2.5.1 Instantáneo 2.5.2 Con retardo de tiempo 2.6 Clasificación de los relevadores de acuerdo a su función 2.6.1 Relevador de sobrecorriente 2.6.2 Relevador diferencial 2.6.3 Relevador de distancia 2.6.4 Relevador direccional 2.6.5 Relevador de hilo piloto 2.7 Elementos a proteger en una subestación de potencia 2.7.1 Protección a transformador de potencia 2.8 Equipo de protección local para una subestación convencional Capítulo III Características de Subestaciones Móviles y del relevador

SEL-387 3.1 Subestación móvil 3.1.1 Características de los equipos de la subestación móvil 3.1.2 Características del remolque 3.1.3 Equipo de protección, medición, monitoreo y comunicación 3.2 SEL-387 (Relevador diferencial de sobrecorriente) 3.2.1 Comunicación del relevador con la PC 3.3 Relevador de protección diferencial de acuerdo a LFC-ING-001(87 T) 3.4 Instrucciones para el manejo del SEL-387 3.4.1 Características de operación del relevador 3.5 Ajustes para la operación del relevador 3.6 Sistemas de protección aplicados a Luz y Fuerza del Centro 3.7 Protección de bancos de potencia 3.7.1 Protección de bancos de potencia para distribución 230/23 kV 3.8 Sistema de medición 3.8.1 Equipos de medición

22 22 22

23 24 24

25 25 25 26 26 27

27 27

28

29

29 31 33 34

35 37

37

38 39

39

39

40 40 41 41

Contenido

Instituto Politécnico Nacional. iii

Capítulo IV Propuesta y Aplicación de la Protección Dual 4.1 Protección Dual 4.2 Propuesta de protección diferencial dual 4.3 Ajustes para la prueba diferencial del relevador SEL-387 4.3.1 Característica de operación del relevador 4.4 Lógica de LED´s de señalización 4.5 Aplicación del ajuste del relevador SEL-387 para un T221 4.6 Resultados obtenidos de la prueba Conclusión Planos 1.- Diagrama Unifilar de la Subestación Móvil 2.- Modulo Móvil 1 - 2 3.- Modulo Móvil 3 4.- Modulo Móvil 4 5.- Modulo Móvil 5 6.- Diagrama de Protecciones Original 7.- Aplicación de la Propuesta Dual (SEL - 387) Anexos Bibliografía

43

43

45

48 52

53

55

61

64

66 67 68 69 70 71 72 73

74 77

Contenido

Instituto Politécnico Nacional. iv

» ÍNDICE DE FIGURAS «

Figura

Título

pagina

1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8

2.1 2.2 2.3 2.4

3.1 3.2 3.3 3.4

4.1 4.2 4.3 4.4

4.5 4.6 4.7

4.8 4.9

4.10 4.11 4.12 4.13 4.14 4.15

Capítulo I. Diagrama del suministro eléctrico Datos Estadísticos del Sistema Eléctrico Nacional 2008. Generación por fuente. Datos Básicos de Líneas de Transmisión 2008. Red Troncal del Sistema Eléctrico Nacional Diagrama en planta y corte para una subestación eléctrica Clasificación de subestaciones por su construcción Arreglos típico de barras en subestaciones eléctricas Capítulo II Elementos de un sistema de protección Diagrama básico de un Relevador microprocesado Característica tiempo – corriente de tiempo inverso. Esquema de la protección diferencial Capítulo III Subestación móvil Componentes de una subestación móvil Tipos de cuchillas desconectadoras Descripción funcional del relevador. Capítulo IV Protección de una línea de transmisión Funcionamiento de los relevadores electromecánicos Implementación del relevador diferencial SEL – 387. Implementación del relevador diferencial como una protección dual SEL – 387. Características diferencial con porcentaje de retención Relevador SEL-387. LED´s del panel frontal. Descripción de las funciones de señalización básicas, asociadas a cada uno de los 16 LED´s Configuración de los ajustes. Datos generales. Ajuste de los elementos diferenciales. Lógica de disparo del relevador. Contactos lógicos de salida Señalizaciones del panel frontal Comportamiento fasorial de las corrientes. Elementos diferenciales instantáneos.

1 2 2 3 4 5 7

10

20 23 24 26

29 30 31 37

44 46 47

48 53 54

54 57 58 59 60 61 62 62 63

Instituto Politécnico Nacional. v

» OBJETIVOS «

General. Desarrollar y describir en subestaciones móviles el proceso de una protección diferencial dual para un banco T221 de 45MVA, con relevadores microprocesados.

Específicos.

Implementar el relevador SEL-387 para la sustitución de relevadores electromecánicos (87, 50, 51, 51T, y 67N). Habilitar las funciones del relevador SEL-387 para la protección de un banco T221 de 45MVA en subestaciones móviles.

Instituto Politécnico Nacional. vi

» INTRODUCCIÓN «

En la actualidad el sistema eléctrico de potencia va creciendo por el consumo de energía, tanto en generación, transmisión y distribución, esto requiere que se instalen equipos más sofisticados para distribuir la energía eléctrica de una manera segura y confiable hacia los usuarios, debido a esto los equipos requieren de protecciones adecuadas para que realicen sus funciones correctamente. Las protecciones en subestaciones, desempeñan un papel de gran relevancia para garantizar la continuidad del servicio, la seguridad de los equipos y el personal. Es por esto que nos planteamos la pregunta de ¿Qué tan eficiente puede ser una protección primaria y de respaldo por medio de relevadores microprocesados?, en el presente trabajo proponemos algunas de las posibles condiciones de operación al implementar el relevador SEL-387 como una protección dual propuesta, debido, a la tendencia actual de remplazar las protecciones de respaldo. Este trabajo servirá como propuesta para futuras aplicaciones al implementar protecciones duales, no solo en bancos para subestaciones móviles, ya que también puede ser implementado para líneas de transmisión, alimentadores, barras, generadores, transformadores, motores. Basándonos en datos reales de Luz y Fuerza del Centro y de Comisión Federal de Electricidad, al considerar su normatividad de aplicación y ajuste.

Capítulo I

Instituto Politécnico Nacional. 1

SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA.

1.1 CARACTERISTICAS DE LA RED.

El Sistema Eléctrico de Potencia comprende un conjunto de medios y elementos útiles para la

generación, el transporte y la distribución de la energía eléctrica como se muestra en la figura 1.1; estos elementos están dotados de mecanismos de control, seguridad y protección. En México el Sistema Eléctrico de Potencia es controlado principalmente por dos compañías paraestatales que son:

Comisión Federal de Electricidad (CFE): Empresa que genera, transmite, distribuye y comercializa aproximadamente el 95% de energía eléctrica que se consume en el país.

Luz y Fuerza del Centro (LyFC): Es la empresa que se encarga de Generar, transmitir,

transformar, distribuir y comercializar la energía eléctrica en la zona centro del país, comprendida por el Distrito Federal, y los Estados de México, Morelos, Hidalgo y Puebla. Genera aproximadamente el 5% de energía consumida en México.

GENERACIÓN

SUBESTACIÓN DE TRANSFORMACIÓN

TRANSMISIÓN

SUBESTACIÓN DE TRANSFORMACIÓN

CONSUMO

DISTRIBUCIÓN

Fig. 1.1.- Diagrama del suministro eléctrico 1.1.1 Generación

La energía se genera en las Plantas Generadoras (termoeléctrica, hidroeléctrica, eólica, nuclear, etc.) que utilizan una fuente de energía primaria como carbón, gas natural o combustóleo etc. para hacer girar una turbina que acciona un generador que produce energía en corriente alterna sinusoidal.

Capítulo I


Actualmente CFE cuenta con una capacidad efectiva que se muestra en los siguientes datos estadísticos, tabla (1.2). En la gráficas (1.3) representan los porcentajes de generación de CFE así como las fuentes que utilizan.

SISTEMA ELECTRICO NACIONAL Usuarios 31,212,771 Poblaciones con Servicio 134,617 Capacidad Efectiva Instalada (CFE + LyFC) MW 39,571.60 Demanda Máxima Sistema Interconectado Nal.(MWh/h) 32,577 Energía Bruta Producida por CFE Y LFC (GWh) 159,945 Autoabastecimiento y Cogeneración (GWh) 10,692.40 Importación de Energía (GWh) 277.40 Exportación DE Energía (GWh) 1,451.40 Energía Entregada por Productores Externos a CFE (GWh) 70,981.70 Habitantes con Servicio (%) 97.3

Fig. 1.2. Datos Estadísticos del Sistema Eléctrico Nacional 2008.

PLANTAS GENERADORAS

TIPO PLANTAS U`s CAPACIDAD (MW) GEN. BRUTA(GWH)Vapor 27 91 12,865.10 49,482.40Ciclo Combinado 12 54 5,416.50 30,066.90Turbogas 43 99 2,620.20 2,664.60Diesel y Combustion Int. 9 75 216.70 1,140.10Carboelectrica 2 8 2,600.00 18,100.70Dual 1 6 2,100.00 13,375.00Nucleoelectrica 1 2 1,364.90 10,420.70Geotermoelectrica 7 37 959.50 7,403.90Hidroelectrica 79 219 11,343.30 27,042.20Eoloelectrica 2 106 85.50 248.40

TOTAL 183 697 39,571.70 159,944.90 Productores Externos 21 69 11,456.90 70,981.70

GRAN TOTAL 204 766 51,028.60 230,926.60

Fig. 1.3. Generación por Fuente.

CAPACIDAD (MW)

Capítulo I


1.1.2 Elevación

Proceso que permite cambiar las características de la electricidad (voltaje y corriente), por medio de subestaciones eléctricas facilitando la transmisión. 1.1.3 Transmisión

La energía se transporta frecuentemente a grandes distancias desde su centro de generación, a través de la Red de Transmisión, encargada de enlazar las centrales con los puntos de utilización de energía eléctrica; estas redes están integradas por las líneas de conducción de alta tensión, tales líneas están generalmente construidas sobre grandes torres metálicas. En la siguiente tabla 1.4, muestra el tipo de líneas y los kilómetros que tiene CFE en toda la república Mexicana, y en el mapa 1.5 se observa la distribución de las líneas de transmisión así como su entronque de subestaciones.

LINEAS DE TRANSMISION VOLTAJE KV No. DE LINEAS KM

LINEAS EN 400 168 19,855 LINEAS EN 230 465 28,164 LINEAS EN 161 24 547 LINEAS EN 138 7 156 LINEAS EN 115 126 5,104 LINEAS EN 69 5 27

LINEAS DE LyFC 83 1,529 TOTAL 878 55,382

Fig. 1.4 Datos Básicos de Líneas de Transmisión 2008.

Capítulo I


CTS

MID

CBD

REC

CHD

HCP

FVL

AVL

MCZ

SYC

VJZ

REA

CUN

NGC

C.PL

PKP

(U.S

.A.)

(U.S

.A.)

C.PL

(U.S

.A.)

AZCA

RATE

.(U

.S.A

.)DI

ABLO

CDD

KLV

ESA

CNR

CTE

LRA

CNC

PCN

TZM

KOP

CEK

KBL

PYU

XUL

TIU

INS

NCM

SUR

CRE

CMO

SBY

MDA

MAX

IZL

VDD

PTE

NTE

PJU

BNP

HAA

HBK

MPSPE

A

MM

T

ANG

KNP

VAD

NIZ

TIC

SAM

KAL

VHN

LCF

CNN CO

TPG

D

HLI

HLT

SCN

NRI

STA

CDY

LCD

ICA

PAPTJ

I

CRO CP

UPJ

Z CIP

CPT

CPD

MXI

APDOZA

CTY TE

KST

B RZC

HG

O

CHQ

WIS

RIN

NZI

SVE

SAF

SQN

KO

NTR

I

SMN

PLDSS

A HLC

U.S.

A.(M

IGUE

L)(IM

PERI

AL V

.)U.

S.A.

ROA

JUI

OJP

ALT

PBD

APT

AGM

DOG

ANP

GUE

LAJ

CAL

SAU

SPA

VDR

DAÑ

LNT

CHR

CNI

HRC

SLD

AGS

SLP

ZCD

JOM

TCL

TMD

TMT

LAV

PRD

TUV

ZAP

CRL

QM

D

MZL

LAT

JUD

OXP

ZOC

JAL

VRD

JDN

DBC

ATD

TMU

MZT

ELC

PRI

MIA

TPC

ZMN

MAN

LRP

AGT

ALD

TAM

SA

MZD

HUI

LAM ES

C

JEP

VDG

VDG

SGD

CGD

HBL

DGD

APC

NIC

ADC

ATP

NUL

MTP

LVI

TEC

FAM

CUT

GM

D

LMD

HTS

SCP

CID

C.PL

(U.S

.A.)

ENO

MDP

ATN

TED

ATQ

SLM

TSN

QRP

MTA

CRP

ATE

CGM

OCN

MRP

CYA

QRO

IRA

LNU

VTP

ABA

GDO

GDU

APR

GUN

ALS

ZPP

UPT

SIP

MAM

MND

LCP

TAP

SID

COLCM

D

INF

VIL

NKSCP

T

CBN

APZ

FTM

LNC

RUM

CSC

LPI CE

L

RAP

THP

MCD

REYCU

M

CUF

KDA

TMO

HAE

FEH

ERB

NEP

EBR

DDN

HCL

TTE

CHM

YTP

YCP

BAJ

CZA

GUD

BELI

CE

CBR

IGN

SUC

BLM

COZU

MEL

PIC

ITP

CPY

PAE

PZA

DETA

LLE

DEL

AREA

MET

ROPO

LITA

NA

HRC

PRD

PBD

NOP

ZOC

AYO

MZL

TCL

QRP

DOG

ATE

ZAP

TUV

NEC

VAE

750

MW

ZONA

MET

ROPO

LITA

NA

DE L

A CI

UDAD

DE

MEX

ICO

(ARE

A DE

CO

BERT

URA

DE L

yFC)

VIC

TEX

DOG

BRN

MAN

CRU

TOP

TIZ

EST

ATE

NOC

JRB

FNL

ECR

MO

R CMU

LAP

EVD

CRG

REM AG

U

CENT

RAL

GENE

RADO

RASU

BEST

ACIÓ

NLÍ

NEA

DE 4

00 K

V LÍ

NEA

DE 2

30 K

V

LÍNE

A DE

115

KV

LÍNE

A DE

138

KV

SIM

BOLO

GÍA

PMM

TTH

TTE

EFR

RIB

ATC

EAA

EPS

SLC

CTS

MID

CBD

CHD

HCP

FVL

AVL

MCZ

TRN

REA

CUN

NGC

AMI AU

A

C.PL

NAV

PKP

(U.S

.A.)

(U.S

.A.)

C.PL

PNE

(U.S

.A.)

AZCA

RATE

.(U

.S.A

.)DI

ABLO

CDD

KLV

ESA

CNR

CTE

LRA

CNC

PCN

TZM

KOP

CEK

KBL

PYU

XUL

TIU

INS

NCM

SUR

CRE

CMO

SBY

MDA

MAX

IZL

VDD

PTE

NTE

PJU

BNP

HAA

HBK

MPSPE

A

MM

T

ANG

KNP

VAD

NIZ

TIC

SAM

KAL

VHN

LCF

CNN CO

TPG

D

HLI

HLT

SCN

STA

CDY

LCD

ICA

PAPTJ

I

CRO CP

UPJ

Z CIP

CPT

CPD

MXI

APDOZA

CTY TE

KST

B RZC

HG

O

CHQ

WIS

RIN

NZI

SVE

SAF

SQN

KO

NTR

I

SMN

PLDSS

A HLC

U.S.

A.(M

IGUE

L)(IM

PERI

AL V

.)U.

S.A.

ROA

JUI

OJP

ALT

PBD

APT

AGM

DOG

ANP

GUE

LAJ

CAL

SAU

SPA

VDR

DAÑ

LNT

CHR

CNI

HRC

SLD

SLP

ZCD

VGR

JOM

TCL

TMD

TMT

LAV

PRD

TUV

ZAP

CRL

QM

D

MZL

LAT

JUD

OXP

ZOC

JAL

VRD

JDN

DBC

ATD

TMU

MZT

ELC

PRI

MIA

TPC

ZMN

MAN

LRP

AGT

ALD

TAM

SA

MZD

HUI

LAM

MO

N

FRO

ESC

JEP

VDG

VDG

CED

GPL

LED

SGD

CGD

PEL

HBL

DGD

TRSAN

D

SAL

APC

NIC

ADC

NUR

AER

CPR

OJCNU

L

MTP

MTM

INV

TEC

CCL

FAM

CUT

GM

D

LMD

HTS

C.PL

(U.S

.A.)

SCP

CID

C.PL

(U.S

.A.)

ENO

MDP

ATN

TED

ATQ

SLM

TSN

QRP

MTA

CRP

ATE

CGM

OCN

MRP

CYA

QRO

IRA

LNU

VTP

ABA

GDO

GDU

APR

GUN

ALS

ZPP

UPT

SIP

MAM

MND

LCP

TAP

SID

COLCM

D

INF

VIL

NKSCP

T

CBN

APZ

FTM

LNC

RUM

CSC

LPI CE

L

RAP

THP

MCD

KDA

TMO

HAE

FEH

ERB

NEP

EBR

DDN

HCL

MM

P

TTE

CHM

YTP

YCP

BAJ

CZA

GUD

BELI

CE

CBR

IGN

SUC

BLM

COZU

MEL

PIC

ITP

CPY

PAE

PZA

DETA

LLE

DEL

AREA

MET

ROPO

LITA

NA

PRD

PBD

NOP

ZOC

AYO

MZL

TCL

TUL

APA

QRP

DOG

ATE

ZAP

TUV

NEC

VAE

750

MW

ZONA

MET

ROPO

LITA

NA

DE L

A CI

UDAD

DE

MEX

ICO

(ARE

A DE

CO

BERT

URA

DE L

yFC)

VIC

TEX

DOG

BRN

MAN

CRU

TOP

TIZ

EST

ATE

NOC

JRB

FNL

ECR

MO

R CMU

LAP

EVD

CRG

REM AG

U

CENT

RAL

GENE

RADO

RASU

BEST

ACIÓ

NLÍ

NEA

DE 4

00 K

V LÍ

NEA

DE 2

30 K

V

LÍNE

A DE

115

KV

LÍNE

A DE

138

KV

SIM

BOLO

GÍA

PMM

TTH

TTE

EFR

ATC

EAA

EPS

SLC

COC TP

O

PNO

LRO

VIO

GAODO

MIN

S

PES

LMI

BLE

LPZ

PUP

ETR

CAD

TDS

TCB

PAA

CRE

SNT PM

LSJ

C

CAB

COC TP

O

PNO

LRO

VIO

GAODO

MIN

S

PES

LMI

BLE

LPZ

PUP

ETR

CAD

TDS

TCB

PAA

CRE

SNT PM

LSJ

C

CAB

PDN

CAH

RBT SE

NRY

CJU

Z

Fig

. 1.

5 R

ED

TR

ON

CA

L D

EL

SIS

TE

MA

ELÉ

CT

RIC

O N

AC

ION

AL

Capítulo I


1.1.4 Distribución

Las redes de distribución de energía se encuentran en áreas urbanas y rurales, pueden ser aéreas o subterráneas. La red de distribución esta integrada por las líneas de media y baja tensión que llega actualmente a todos los usuarios. 1.2 Subestaciones Eléctricas

Conjunto de elementos o dispositivos localizados en un mismo lugar que nos permiten cambiar las características de la energía eléctrica

Transformación de la tensión. Rectificación. Compensación del factor de potencia. Conexión o enlace de dos o más circuitos.

En la Fig. 1.6 se muestra el diagrama de una subestación tipo intemperie o exterior aislada en aire.

CELDA DE LLEGADA CELDA DE TRANSFORMACION CELDA DE TRANSFORMACION

Fig. 1.6 Diagrama de una subestación eléctrica.

1.2.1 Clasificación de las Subestaciones

La bibliografía actual propone la clasificación de las diferentes subestaciones eléctricas por su operación o funcionamiento lo que da un amplio panorama sobre estas instalaciones como se muestra en el siguiente listado:

a) Por su operación:

De corriente alterna. De corriente continua.

Capítulo I


b) Por la función que desempeña dentro del sistema eléctrico:

Luz y Fuerza del Centro y Comisión Federal de Electricidad, ha clasificado a las diferentes subestaciones eléctricas adaptándolas a las necesidades propias del crecimiento y a las exigencias de la calidad y confiabilidad del servicio, estas subestaciones son:

Subestación de transformación. Conjunto de elementos eléctricos, que incluye transformadores, localizados en un mismo lugar y con las edificaciones necesarias para la conversión o transformación de la energía eléctrica y para el enlace entre circuitos.

La subestaciones de transformación que alimentan a la red de distribución de 23kV puede ser alimentada por la red de subtransmisión de 85 kV o del sistema de transmisión de 230 kV.

Subestación de Interconexión. Subestación a la que concurren una o varias Iíneas y que sirve

para unir dos o más redes.

Subestación elevadora o subestación transformadora primaria. Se ubican en lugares cercanos a las centrales generadoras. Tienen por misión elevar la tensión de generación.

Subestación reductora primaria. Esta subestación recibe las líneas de transmisión provenientes

de las centrales generadoras, por lo que una de sus misiones es la interconexión y reducir la tensión a valores de 132 ó 66kV. Otra misión es la de reparto.

Subestación reductora secundaria. Son alimentadas por una o varias líneas de 132 ó 66kV

reducen la tensión a 23kV, tienen como misión la interconexión y el reparto.

Subestaciones de enlace. En los sistemas eléctricos se requiere tener mayor flexibilidad de operación para incrementar la continuidad del servicio y como consecuencia la confiabilidad, por lo que conviene el uso de las subestaciones de enlace en un sistema de potencia.

Subestaciones radiales. Estas subestación tiene un solo punto de alimentación y no se

interconecta con otras, por eso se denomina radial.

Subestación switcheo. En esta subestación no se tienen transformadores de potencia, ya que no requiere modificar el nivel de voltaje de las fuentes de alimentación y solo se hacen operaciones de conexión y desconexión (maniobra o switcheo).

Subestación en anillo. Estas subestaciones se usan con frecuencia en los sistemas de

distribución, para interconectar subestaciones que están interconectadas a su vez con otras.

Subestaciones de potencia. En LYFC la subestaciones de potencia forman parte del anillo de 400 kV del Área de Control Central, que está interconectado con líneas de transmisión formadas por dos circuitos trifásicos que operan en paralelo, en este tipo de subestación se emplean autotransformadores monofásicos de 110MVA.

Subestaciones de subtransmisión. Las subestaciones de subtransmisión (230/85 kV) tienen la

función de transformar la energía para suministrarla a la red de 85 kV de LFC. En forma similar que la red de potencia, la red de subtransmisión (85 kV) está formada con líneas de dos circuitos trifásicos que también operan normalmente en paralelo y cada circuito tiene la capacidad para transmitir la carga de los dos en caso necesario.

Capítulo I


En las subestaciones de subtransmisión la capacidad instalada permite la desconexión de un transformador trifásico o el reemplazo de un transformador monofásico por el de reserva, Por lo que la desconexión de uno de los circuitos de una línea de subtransmisión o un transformador de potencia no causa daños al sistema.

En la figura 1.7 se muestran algunos arreglos de subestaciones que se usan actualmente en el sistema eléctrico de potencia para transportar la energía eléctrica.

SUBESTACIÓNDE ENLACE

SUBESTACIÓN RADIAL

SUBASTACIÓN EN ANILLO

SUBESTACIÓN ELEVADORA

SUBESTACIÓN REDUCTORA

SUBESTACIÓN DE MANIOBRA O SWITCHEO

Fig. 1.7. Clasificación de subestaciones por su construcción

1.2.2 Arreglos de conexiones típicas y sus características

En el sector eléctrico se ha empleado una diversidad de diagramas o arreglos de conexiones, basándose en los requerimientos que deben cubrir con las expectativas y condiciones propias de las subestaciones eléctricas. Los arreglos deben ser seleccionados de acuerdo con lo siguiente:

Los niveles de tensión existentes en la subestación de referencia. La importancia de la subestación de referencia como nodo eléctrico, dentro del sistema integrado. El grado de confiabilidad en el servicio, desde el punto de vista de disposición del equipo. El nivel de contaminación existente en la zona. El aspecto económico y las facilidades de operación. Facilidades para diseño, mantenimiento, construcción y necesidad de ampliación. El número de alimentadores en alta y en baja tensión.

Algunos arreglos típicos en general, utilizados en las subestaciones del sector son los siguientes:

a) Barra radial Es el arreglo más simple y el que utiliza menor cantidad de equipo, siendo el más económico, en condiciones normales de operación todos los elementos de la subestación (líneas de transmisión y bancos de transformadores) están conectados a un solo juego de barras colectoras a través de sus propios interruptores y de sus cuchillas seccionadoras.

Capítulo I


No se tiene flexibilidad ya que se pierde la continuidad del servicio al operar la protección diferencial de barras para librar una falla, ya que se envía el disparo a todos los interruptores, desconectando todas las líneas y los bancos, quedando totalmente fuera de servicio la subestación.

b) Doble barra con interruptor comodín En condiciones normales de operación todos los elementos de la subestación se encuentran conectados a un juego de barras principales. Este arreglo permite dar mantenimiento a cualquier interruptor por medio del propio interruptor comodín y barras auxiliares (transferencia), sin necesidad de dejar fuera de servicio la línea de transmisión o los bancos de transformadores asociados. Se puede realizar la transferencia de todos los elementos de la subestación a las barras auxiliares, utilizando el interruptor comodín como amarre, para dar mantenimiento a las barras principales, pero se requiere que las barras auxiliares cuenten también con protección diferencial de barras propia.

c) Barra en anillo En el esquema de barra de anillo el número de interruptores es igual al número de líneas que terminan en la subestación. Este arreglo es un diseño más económico que el arreglo de interruptor y medio, pero también ofrece menor confiabilidad y flexibilidad de operación. El nombre de barra o bus en anillo, se da por que los interruptores y el bus de trabajo forman un anillo eléctricamente.

d) Barra seccionada con interruptor de enlace El arreglo está constituido por dos barras principales, con posibilidad de acoplamiento entre sí mediante un interruptor y sus seccionadores asociados, algunas de las ventajas de la barra seccionada con un interruptor de enlace son:

Mayor continuidad del servicio Fácil mantenimiento de los sectores conectados a la barra Requiere poco espacio físico para su construcción. Para fallas en barra queda fuera de servicio el tramo de la sección de barra afectada

e) Barra simple con seccionadores en derivación

Este tipo de arreglo es similar al esquema de barra simple, pero permite realizar labores de mantenimiento sin interrumpir el servicio, a través del seccionador en derivación (By-Pass) y requiere poco espacio físico para su construcción.

Si ocurre una falla en la barra se interrumpe totalmente el suministro de energía y la subestación queda fuera en su totalidad.

f) Barra doble (mixta)

Está constituido por dos barras principales, las cuales se acoplan entre sí mediante un interruptor y sus seccionadores asociados, el mantenimiento del arreglo se pueden realizar sin interrumpir el servicio.

Capítulo I


El mantenimiento en un interruptor de un tramo, requiere la salida del tramo correspondiente y requiere de gran espacio físico para su construcción.

g) Barra principal y de transferencia El arreglo está constituido por una barra principal y una de transferencia, que permite el acoplamiento de otras barras, así como la transferencia de carga de un tramo, durante el mantenimiento del disyuntor o interruptor y facilita el mantenimiento de seccionadores de línea y transferencia, afectando únicamente el tramo involucrado, el arreglo requiere de poco espacio físico para su construcción. Para la realización del mantenimiento de la barra y los seccionadores involucrados es necesario desenergizar totalmente la barra.

h) Barra doble con interruptor y medio de salida Esta constituido por dos barras principales interconectadas a través de dos sectores del interruptor y medio a los cuales las salidas están conectadas.

Para la realización del mantenimiento de los seccionadores conectados directamente al tramo, es necesario dejar fuera de servicio el tramo correspondiente. La barra es el elemento principal que se compone por conductor eléctrico, cada juego de barras consta de tantos conductores como fases. Los tipos normalmente usados son los siguientes:

Cables. El cable es un conductor formado por un haz de alambres trenzados en forma helicoidal, es el tipo de barra más comúnmente usado. También se han usado conductores de un solo alambre en subestaciones de pequeña capacidad.

Tubos. Las barras colectoras tubulares se usan principalmente para llevar grandes cantidades de

corriente, especialmente en subestaciones de bajo perfil como las instaladas en zonas urbanas. El uso del tubo en subestaciones compactas resulta más económico que el uso de otro tipo de barra. En subestaciones con tensiones muy altas, reduce el área necesaria para su instalación además de que requiere estructuras más ligeras.

Solera. La forma más comúnmente usada para llevar grandes cantidades de corriente

(especialmente en interiores), es la solera de cobre o de aluminio, La posición vertical de las soleras es la forma más eficiente para la conducción de corrientes tanto alterna como directa debido a su mejor ventilación, ya sea que se use una sola o un grupo de soleras separadas entre sí, cierto espacio es para dejar circular el aire y mejorar la ventilación.

En la figura 1.8, se muestra algunos tipos de arreglos de barras en subestaciones eléctricas.

Capítulo I


ARREGLO DE BARRA SENCILLA

ARREGLO DE BARRA RADIAL

ARREGLO DE BARRA EN ANILLO

Figura 1.8 Arreglos típico de barras en subestaciones eléctricas.

1.3. Tecnología de las Subestaciones Eléctricas

Hoy en día existen diferentes tipos de tecnologías de subestaciones eléctricas algunas de estas son: 1.3.1. Subestación aislada en aire

En este tipo de subestaciones, el aire sirve como medio aislante y, por lo tanto, se usan principalmente en exteriores. En el caso de subestaciones de alta y extra alta tensión se tienen el inconveniente de que ocupan un amplio espacio para su construcción, por lo que su aplicación en áreas urbanas densamente pobladas está restringida a la disponibilidad de terrenos. De hecho, las subestaciones aisladas en aire tienen dos variaciones constructivas:

a) Subestaciones tipo intemperie Estas subestaciones se construyen en áreas expuestas al medio ambiente (intemperie) por lo tanto requieren de diseño, aparatos y máquinas que sean capaces de soportar el funcionamiento en condiciones atmosféricas adversas (lluvia, viento, contaminación aérea, nieve, descargas atmosféricas, etc.), este tipo de subestaciones normalmente son usadas para alta y extra alta tensión.

b) Subestaciones tipo interior En este tipo de subestaciones, los equipos y máquinas usadas están diseñados para operar en interiores, esta es una solución que ha caído en desuso para las subestaciones aisladas en hexafloruro de azufre; sin embargo, como diseño sigue siendo una opción en ciertos casos de subestaciones localizadas en áreas urbanas.

Capítulo I


1.3.2. Subestaciones aisladas en Hexafloruro de Azufre.

En México, este tipo de subestaciones generalmente se diseña en el rango de 115 a 400 kV y tensiones superiores en otros países. Se aplica en aquellos casos en que por problemas de espacio o de impacto de medio ambiente, existen restricciones para construir las subestaciones convencionales con aislamiento en aire. Las subestaciones en SF6 ocupan aproximadamente ¼ del espacio ocupado en subestaciones aisladas en aire, pueden estar diseñadas para operar en exterior o interior, para exteriores (intemperie) operan en rangos de temperatura de -25°C a + 40°C, en tanto que para interiores el rango va de -5°C a + 40°C. En la actualidad la información que existe para las subestaciones aisladas en gas es bastante extensiva y proporciona un excelente punto de partida para iniciar el estudio de esta tecnología, que en sus inicios partió de la base de establecer una comparación con las subestaciones aisladas en aire que eran consideradas como de diseño convencional, tomando en cuenta aspectos como:

Espacio requerido de construcción Confiabilidad Tiempos de construcción Costos

Considerando que las subestaciones aisladas en aire y las subestaciones aisladas en gas deben cumplir con las mismas funciones, se pone énfasis en las diferencias en construcción, prácticas de mantenimiento, impacto en los sistemas de potencia, diseños especiales en las subestaciones aisladas en gas, arreglos de subestaciones aisladas en gas, arreglos de barras y niveles de tensión. 1.3.3. Subestaciones Compactas.

A estas subestaciones también se les conoce como subestaciones unitarias y son muy usadas en instalaciones industriales y comerciales, en el caso de grandes industrias estas reciben la energía de subestaciones primarias para ser distribuida a distintos puntos de las instalaciones. Generalmente están cerradas completamente por medio de placas metálicas, de manera que no tienen partes vivas o energizadas expuestas al contacto de las personas.

Capítulo I


1.4. Elementos de una Subestación

A continuación se describen cada uno de los elementos que forman a las subestaciones eléctricas, estos se clasificados en primarios y secundarios. 1.4.1. Elementos Primarios.

Los elementos primarios de una subestación son de gran importancia porque con ellos se garantiza el funcionamiento de las subestaciones y a su vez se puede controlar mejor la energía eléctrica, los elementos primarios son:

a) Transformador Sin duda los trasformadores de potencia son las maquinas mas empleadas en una subestación, son equipos grandes, pesados, complejos y más costosos en comparación con otros equipos usados, son capaces de trasformar la tensión, además de que permiten transmitir energía eléctrica a grandes distancias (desde las centrales generadoras, subestaciones a los centros de consumo) y distribuirla en forma segura a hogares y fábricas. El transformador es una de las maquinas mas perfectas que el hombre ha inventado, ya que con un óptimo funcionamiento, operación y mantenimiento se logra una eficiencia del 99% y su vida de operación es de 30 años o más. El transformador consta en su forma más simple de bobinas (devanados) estacionarias que se acoplan por medio de un flujo magnético mutuo el cual se desplaza por medio de un núcleo.

A. Principio de funcionamiento del transformador El principio de operación se basa en el concepto de tensión inducida en una bobina, derivado de la Ley de Faraday. Considerando en forma muy elemental una de las bobinas que se encuentra rodeada por un flujo magnético variables (Φ). Este flujo debe ser del tipo senoidal alterno a una frecuencia (f) que alcanza periódicamente picos positivos y negativos (Φmáx).

Capítulo I


El flujo alterno induce una tensión senoidal de corriente alterna en la bobina de valor E.

Una tensión E se induce con una bobina cuando ésta se eslabona con un flujo magnético.

Un flujo senoidal Φ induce una tensión senoidal E.

El valor de esta tensión inducida está dado por la expresión: E =4.44 fNΦmáx

B. Clasificación de los transformadores

1. Tipo de núcleo.

Columnas. Acorazado. Envolvente. Radial.

3. Por el número de devanados.

De dos devanados. De tres devanados.

5. Por su regulación.

Fija. Variable con o sin carga.

7. Tipo de enfriamiento.

Sumergidos en líquido aislante, aislados en aire.

(ONAN). Autoenfriado (ONAN/ONAF). Autoenfriado y enfriado por aire forzado (ONAN/ONAF/ONAF). Autoenfriado y con dos pasos de enfriamiento por aire forzado

Sumergidos en líquido aislante, enfriado por aire y por líquido aislante forzado.

(ONAN/OFAF/OFAF). Autoenfriado, enfriado por aire forzado y enfriado por aire y líquido aislante forzado

(ONAN/OFAF/OFAF). Autoenfriado y con dos pasos de enfriamiento por aire y liquido aislante forzado

Donde:

E = Tensión inducida [V] f = Frecuencia [Hz] N = Número de espiras Φmáx = Valor pico del flujo [Wb]

2. Por el número de fases.

Monofásicos. Trifásicos.

4. Por el medio refrigerante.

Aire. Aceite. Liquido inerte.

6. Por su operación.

Potencia. Distribución. Instrumento.

Capítulo I


Sumergidos en líquido aislante, enfriados por agua (ONWN). Enfriados por agua (ONWN/ONAN). Enfriado por agua, autoenfriado

Sumergidos en líquido aislante, enfriados por aire o agua y líquido aislante forzado. (OFAF).

Enfriado por aire y liquido aislante forzados enfriado por agua y liquido aislante forzado

8. Por su operación

Autotransformador

Un auto transformador consta de un solo embobinado, se emplea cuando se requiere una relación de transformación alrededor de 1.5 y máxima de 2. Una instalación trifásica puede consistir de tres unidades monofásicas formando un banco trifásico o solo una unidad trifásica. La decisión de qué tipo de transformador usar depende de el costo inicial, los costos de operación, la confiabilidad, etc. Las unidades trifásicas tienen por lo general mayor eficiencia, menor tamaño y costo iníciales menores, por lo tanto son mas económicas.

b) Interruptores Un interruptor es un dispositivo cuya función es interrumpir y restablecer la continuidad en un circuito eléctrico. Si la operación se efectúa sin carga (corriente), el interruptor recibe el nombre de desconectador o cuchilla desconectadora. Sin embargo la operación de apertura o de cierre la efectúa con carga (corriente nominal), o con corriente de corto circuito (en caso de alguna perturbación), el interruptor recibe el nombre de disyuntor o interruptor de potencia. Los interruptores en caso de apertura, deben asegurar el aislamiento eléctrico del circuito, inicialmente los interruptores de potencia se consideran como uno de los elementos básicos de las subestaciones eléctricas.

c) Restaurador. Dispositivo electromecánico habilitado para sensibilizar e interrumpir en determinado tiempo sobre corrientes en un circuito debido a una posible falla así como efectuar recierres automáticamente re-energizando el circuito.

d) Cuchillas fusibles. Es un elemento de conexión y desconexión de circuitos eléctricos. Tiene dos funciones: Como cuchilla y como elemento de protección.

Capítulo I


e) Cuchillas desconectadoras y cuchillas de prueba. Se aplican para dar aislamiento físico a los elementos en desconexión, operan sin carga y se aplican desde baja tensión hasta alta tensión.

f) Apartarrayos. Es un dispositivo que nos permite proteger las instalaciones contra sobretensiones de origen atmosférico.

g) Transformadores de instrumento Se denominan transformadores de instrumento o de medición a aquellos que se emplean para alimentar con señales de tensión y corriente a los sistemas de medición y/o protección. El empleo de estos transformadores se hace necesario en redes de alta tensión en donde se requiere reducir los valores de tensión y corrientes a valores admisibles para los instrumentos. Algunos fines específicos para los que sirven los transformadores de instrumento son entre otros:

Aislar a los instrumentos de medición y protección del circuito primario o de alta tensión, permitiendo así medir altas tensiones y altas corrientes con instrumentos de bajo alcance.

Dar mayor seguridad al personal, al no tener contacto con partes en alta tensión. Permite la normalización de las características de los instrumentos.

Existen básicamente dos tipos de transformadores de instrumento:

a. Transformadores de corriente (TC’s) Un transformador de corriente es aquel en el cual el devanado primario se encuentra en serie con el circuito donde se quiere medir la corriente (circuito de alta tensión) y sobre el devanado secundario son conectados los instrumentos de medición y/o protección, que deben ser alimentados con señales bajas de corriente, estos deben tener un valor de impedancia muy bajo. Su función básica es reducir la magnitud de la corriente en función de su relación de transformación sin alterar la frecuencia, la forma de onda ni el ángulo de fase. Los transformadores de corriente para su selección, se deben tomar en consideración algunas características importantes como las siguientes:

1. Tipo de servicio.

Servicio interior. Servicio intemperie.

2. Tipo de aislamiento.

Aire (baja tensión) Resina epóxica (media tensión en tableros y aplicaciones industriales). En aceite (tipo sumergido en aceite para aplicaciones en alta tensión, 69 kV o mayores). Aislados en gas.

Capítulo I


3. Condiciones de operación.

Temperaturas máximas y mínimas. Elevación de temperatura de los devanados. Altura de operación sobre el nivel del mar.

4. Frecuencia nominal.

Se debe especificar la frecuencia nominal del sistema en que se instalarán, por ejemplo, 60 Hz en

México ó 50 Hz en otros países.

5. Carga nominal secundaria (Burden).

Se define como aquella propiedad del circuito conectado al devanado secundario que determina las potencias activa y reactiva en las terminales secundarias.

6. Clase de precisión.

Se designa como clase de precisión al máximo error permitido que se puede tener cuando opera bajo condiciones nominales.

7. Voltaje de clase.

El voltaje en las terminales del secundario o voltaje de clase es el voltaje que el transformador

entregara a una carga normalizada con 20 veces la corriente nominal secundaria sin exceder el 10% de error de relación.

b. Transformadores de potencial (TP’s) Un transformador de potencial son equipos que permiten que los instrumentos de medición y protección funcionen en forma adecuada, sin que sea necesario que tengan un nivel de aislamiento de acuerdo al de la red que están conectados. En su forma mas simple, los transformadores de potencial tienen un devanado primerio de muchas espiras y un devanado secundario a través del cual se obtiene la tensión deseada, que normalmente es un valor normalizado de 115 V o 115/√3 o bien 120V o 120/√3, de esta forma los instrumentos de protección y medición están dimensionados en tamaño de aislamiento reducidos con bobinas y además componentes. Los transformadores de potencial normalmente alimentan equipos que tienen elevada impedancia, tales como: vóltmetros, relevadores de voltaje, bobinas de voltaje de medidores de energía, etc. Se emplean en forma indirecta para alimentar sistemas de protección y medición de energía eléctrica. Los transformadores de potencial se dividen en dos tipos:

1. Transformadores de potencial tipo inductivo. Estos equipos se construyen normalmente para aplicaciones en tensiones hasta 138 kV, están dotados de un devanado primerio sobre un núcleo de fierro-silicio que también es común al devanado secundario.

Capítulo I


Los transformadores de potencial funcionan en base a la conversión electromagnética entre los devanados primarios y secundarios, de igual modo, para una determinada tensión aplicada en los devanados primarios, obteniéndose en los secundarios una tensión reducida dada por el valor de la relación de tensión, de tal forma que si se aplica una tensión dada en el secundario, se obtiene en el primario una tensión entre los bornes de valor dado por la relación de transformación considerada.

2. Transformadores de potencial tipo capacitivo. Los transformadores de potencial de este tipo se construyen básicamente con la utilización de dos conjuntos de capacitores que sirven para alimentar a un divisor de tensión y permiten la comunicación a través de un sistema carrier. Se construyen normalmente para tensiones mayores o iguales a 115 kV. El transformador de potencial capacitivo está constituido de un divisor capacitivo en donde las celdas que forman al capacitor están conectadas en serie y en conjunto se encuentra inmerso en el interior de un recipiente de porcelana. El divisor capacitivo está conectado de fase a tierra y una derivación interna alimentada un grupo de medida de media tensión que comprende los siguientes elementos:

Un transformador de potencial conectado en derivación intermedia a través de un punto de conexión y suministrando las tensiones secundarias deseadas.

Un reactor de compensación ajustable para controlar las caídas de tensión y el defasamiento en el divisor capacitivo, la frecuencia nominal, en forma independiente de la carga, dentro de los límites previstos por la clase de precisión considerada.

Un dispositivo de amortiguamiento de los fenómenos de ferroresonancia.

A no ser por la clase de precisión, los transformadores de potencial no se diferencian entre los destinados a medición y protección, de cualquier manera se clasifican de acuerdo con el error que introducen en los valores medidos en el secundario.

1.4.2. Elementos secundarios.

Los elementos secundarios de las subestaciones son todos aquellos que se ocupan para realizar las conexiones en todos los equipos principales y también para los servicios propios de la misma.

Cables de potencia Cables de control Alumbrado Estructura Herrajes Equipo contra incendio Equipo filtrado de aceite Sistema de tierras Intercomunicación Trincheras, Ductos, conducto y drenajes

Capítulo I


1.5. Aislamiento de subestaciones

Los aislamientos utilizados en las subestaciones pueden clasificarse básicamente en dos grupos:

Aislamiento externo: Comprende las superficies externas del equipo, como el ambiente que lo rodea y las distancias en aire. Este tipo de aislamiento depende de las condiciones atmosféricas y de la intemperie. En los aislamientos externos quedan incluidas las boquillas de los transformadores e interruptores, cadenas de aisladores, aisladores soporte, etc. Estos son generalmente de tipo autorrecuperables.

Aislamiento interno: El aislamiento interno comprende las partes sólidas, liquidas o gaseosas del

equipo (aislamiento de los devanados de un transformador, etc.), que están protegidas de las condiciones de la atmósfera y de la intemperie, por lo tanto, sus características son independientes de la altitud de operación. Los aislamientos internos son generalmente, del tipo no autorrecuperables.

Capítulo II


SISTEMA DE PROTECCIÓN.

2.1 PROTECCIÓN

Se define como un conjunto de sistemas que mantienen en constante monitoreo las corrientes elevadas que se pueden presentar por diversos tipos de fallas. Un aspecto importante de los sistemas eléctricos lo constituye la protección ya que por perfecto que sea un diseño siempre esta expuesto a distintos tipos de fallas que ponen en peligro al personal y a los equipos de la instalación. Estas averías se deben aislar en un tiempo mínimo por lo tanto requiere de medios automáticos para detectar las corrientes anormales que se puedan presentar en el sistema, la selección de tipo de protección que se utiliza en una subestación será más elaborado cuanto mayor sea la complejidad de la instalación y también dependerá de las características de los equipos utilizados, debiéndose tener cuidado en la selección adecuada del área que se va a proteger. Los objetivos de un sistema de protección son:

Protección y seguridad para el personal. Protección y seguridad en la operación electromecánica y electrónica. Continuidad de operación y cumplimiento puntual con los programas de aseguramiento de

la calidad. Compatibilidad electromagnética (mínimos niveles de interferencia y contaminación entre

equipos, aparatos, componentes, accesorios y seres humanos). Alta eficiencia eléctrica. (Disminución del factor de pérdidas, minimizando las pérdidas de

energía eléctrica, lo cual se traduce en ahorro de energía).

Entonces, el término de protección no indica prevención sino más bien minimizar la duración de la falla, de daños y del tiempo en que este fuera de servicio el elemento del sistema involucrado.

Generalmente el sistema de protección esta auxiliado por: 2.1.1 Transductores

Son dispositivo que en su entrada hay una variable cualquiera de un sistema y que produce una salida con valor proporcional al de la entrada. En la mayor parte de los casos, el valor de la salida es directamente proporcional al valor de la entrada. En los sistemas eléctricos de potencia a los transductores se les conoce como transformadores de instrumento. 2.1.2 Baterías

Tienen la función de proporcionar alimentación al circuito de disparo, enviando a través de los contactos de los relevadores la señal de disparo a la bobina de los interruptores. La batería está conectada permanentemente a través de un cargador-rectificador al servicio de estación de corriente alterna. El cargador tiene capacidad suficiente de potencia aparente (VA) para proporcionar toda la carga en estado estable suministrada por la batería.

Capítulo II


2.1.3 Interruptores

El interruptor es el equipo que recibe la señal de disparo de los relevadores de protección, para seccionar al elemento donde se encuentra la falla, de tal manera que al quedar este elemento aislado, el resto del sistema puede continuar en operación normal. Los interruptores deben tener la capacidad suficiente para poder conducir momentáneamente la máxima corriente de cortocircuito, que circule a través de ellos y adicionalmente interrumpir esta corriente. Este equipo además de desconectar a un elemento del sistema en cortocircuito, tiene la función de cerrar o abrir un circuito de potencia en condiciones normales de operación o en vació. 2.1.4 Sensores

Los sensores detectan un cambio de estado de un sistema, en los sistemas eléctricos se les conoce como relevadores. Cuando la señal excede un valor predeterminado el relevador opera mandando una señal para la desconexión de la parte del sistema donde ocurrió la condición de falla. En la figura 2.1 se muestran los subsistemas que forman el sistema de protección.

TRANSDUCTORTC`s

RELEVADOR87T

BATERIA

INTERRUPTOR52

Figura 2.1.- Elementos de un sistema de protección.

2.2 Tipos de Protecciones

Los sistemas de protecciones se basan en diferentes diagramas esquemáticos, con relevadores

que protegen un conjunto de zonas, cada zona debe estar protegida por dos protecciones que deben ser lo más independiente posible. Comúnmente denominadas como:

Protección primaria Protección de respaldo Protección de respaldo remota

Capítulo II


2.2.1 Protección primaria

Esta protección debe operar con la mayor rapidez posible y en primer lugar, con la misión de proteger los principales componentes del sistema de potencia cuando se presenta una falla. Para aislar correctamente la falla el equipo debe encontrarse en buenas condiciones, a continuación se mencionan las posibles causas que pueden impedir que la falla no sea liberada:

Falla del interruptor (mecanismo de operación o del circuito de disparo) Falla de alimentación (C.D. en circuitos de disparo) Falla de algún relevador (Mala selección o desperfecto) Falla de los transformadores de instrumento

2.2.2 Protección secundaria o de respaldo

Protección que debe operar cuando la protección primaria falla o está fuera de servicio, la protección de respaldo desconecta generalmente una porción mayor del sistema que la primaria, los relevadores de la protección de respaldo arrancan al mismo tiempo que las protecciones primarias, pero no deben de operar simultáneamente, por lo cual es necesario retrasar su ajuste; para dar tiempo a la protección primaria a que efectué su ciclo completo de operación. 2.2.3 Protección de respaldo remota

La protección se activa cuando ha fallado la protección primaria y de respaldo propia de la subestación. Se considera como una tercera protección, que opera por medio de las protecciones primarias de las subestaciones alimentadoras y libera los interruptores que alimentan la falla de la subestación. 2.3 Características de una Protección

Existen criterios a nivel internacional que se han acordado para poder brindar un margen de protección confiable, estos son:

Sensibilidad Selectividad Velocidad Confiabilidad Precio

2.3.1 Sensibilidad

Este criterio, es para determinar que relevador debe detectar y operar con señales dentro de los

parámetros preestablecidos como los límites permisibles de operación del sistema. 2.3.2 Selectividad

Haciendo referencia a que bajo condiciones de falla en el sistema, debe operar la protección más cercana a la falla, sin cortar la energía que alimenta otras áreas del sistema, desconectando el menor número de elementos.

Capítulo II


2.3.3 Velocidad

La característica de velocidad es fundamental para disminuir al máximo los daños en la zona de falla y además para evitar que el sistema salga de sincronismo. La velocidad depende de la magnitud de la falla y de la coordinación con otras protecciones. 2.3.4 Confiabilidad

La confiabilidad junto con la velocidad es muy importante, pues un relevador puede ser muy

rápido y en un momento crítico puede fallar.

Para evaluar la confiabilidad de la protección esta se divide en dos aspectos: la dependabilidad y la seguridad. La dependabilidad se define como “el grado de certeza de que un relevador o el sistema de protección operará correctamente para todas las fallas para las cuales fue diseñado”. La seguridad se define como “el grado de certeza de que un relevador o el sistema de protección no operará para una condición anormal para la cual no fue diseñado”.

2.3.5 Precio

El precio es un factor relativamente poco importante, si se compara con el costo del resto del equipo de la instalación, por lo que debe tratarse de adquirir la mejor calidad posible. 2.4 El Relevador

En la actualidad, los relevadores son dispositivos electrónicos de estado sólido o microprocesado,

que protegen los equipos de una instalación eléctrica de los efectos destructivos de una falla, estos actúan en combinación con otros equipos (transformadores de instrumento, interruptores y baterías) que se encargan de reducir el daño, debido a la rápida desconexión del equipo que ha fallado. Los relevadores envían a los interruptores una señal de apertura, y funcionan cuando se energiza su bobina de disparo y cierran sus contactos propios o auxiliares, disparando a los interruptores. Los relevadores se dividen en dos grupos: 2.4.1 Relevadores de estado sólido

Estos dispositivos son de dimensiones pequeñas, rápidos, con un burden bajo, formados por 3 partes:

Fuente de tensión de corriente directa, con regulador. Rectificador de onda completa o fuente de señal de disparo, que suministra una corriente. Bobina que actúa sobre el contacto de disparo instantáneo y de la bandera.

2.4.2 Relevadores digitales o microprocesados

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.

Capítulo II


Lo anterior se realiza mediante el muestreo y manipulación de los parámetros eléctricos, los cuales son utilizados en forma numérica para resolver cada uno de los algoritmos que calcula el microprocesador para cumplir con las tareas anteriormente descritas. Estos relevadores son trifásicos y en un solo modulo esta contenidas las unidades de fase y de neutro, reduciendo considerablemente sus dimensiones y el espacio ocupado en los tableros de control medición y protección (CMP) Los relevadores microprocesados están compuestos 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 alarmas Puertos de comunicación Display y teclado Leds para señalización de banderas y piloto de encendido Unidad de auto diagnostico y monitoreo

La figura 2.2 muestra el diagrama básico de un relevador microprocesado.

Fig. 2.2.- Diagrama básico de un Relevador microprocesado

2.5 Tipo de Operación del Relevador

La rapidez de operación de los relevadores se pueden agrupar en:

Instantáneo Con retardo de tiempo

Capítulo II


2.5.1 Instantáneo

Son los dispositivos que operan pronto cuando han tomado una decisión de disparo, y su rapidez varía dependiendo de la función. 2.5.2. Con retardo de tiempo

Son aquellos dispositivos en los que se introducen un retraso de tiempo entre el momento en que se toma la decisión de disparo y la acción efectiva de la desconexión. Estos a su vez se pueden clasificar por su comportamiento, con respecto al tiempo y su magnitud de operación, generalmente de tiempo inverso, en otras palabras el tiempo es inversamente proporcional a la magnitud de trabajo.

A) Tiempo inverso. Se usa en sistemas con amplias variaciones en la corriente de cortocircuito, su curva de tiempo-corriente es relativamente lineal y su operación es rápida.

B) Tiempo muy inverso. Su tipo de curva es muy pronunciada lo cual los hace lentos para las

corrientes bajas y rápidos para las corrientes altas.

C) Tiempo extremadamente inverso. Este tiempo tiene una curva con una pendiente aun más pronunciada que los anteriores, se utiliza en donde permiten altas corrientes iníciales producidas por los recierres.

La figura 2.3, ejemplifica las características tiempos - corriente de los relevadores con retraso de tiempo en la operación.

Figura 2.3.- Característica tiempo – corriente de tiempo inverso.

Capítulo II


2.6 Clasificación de los relevadores de acuerdo a su función

Generalmente los relevadores se clasifican de acuerdo a su función elemental que desempeñan dentro del esquema de protección en el sistema eléctrico, una clasificación de los relevadores más importantes son los siguientes:

Relevador de sobrecorriente Relevador diferencial Relevador de distancia Relevador direccional Relevador piloto

2.6.1 Relevador de sobrecorriente

El relevador de protección de sobrecorriente es el que responde con selectividad relativa a la corriente que circula por el elemento protegido y que opera cuando esa corriente excede un valor preestablecido. Los relevadores de sobrecorriente por su característica de tiempo de operación se clasifican en instantáneos y con retardo de tiempo. 2.6.2 Relevador diferencial

La protección diferencial es uno de los métodos más efectivos para proporcionar protección contra fallas por cortocircuito, esta compara la corriente que entra al elemento protegido con la corriente que sale, si las dos corrientes son iguales el elemento se encuentra en condiciones normales de operación, si las corrientes son diferentes el elemento presenta falla. Basándose en esta comparación, la protección diferencial discrimina entre los cortocircuitos en la zona protegida y con los cortocircuitos externos. Es decir la corriente en la unidad de operación del relevador diferencial es proporcional a la diferencia vectorial entre la corriente que entra y la que sale del elemento protegido y si la corriente diferencial excede el valor de la corriente de arranque, el relevador opera. En los extremos del elemento protegido se instalan transformadores de corriente con múltiple relaciones de transformación, los secundarios de los TC’s se interconectan en la forma mostrada en la Fig. 2.4 y entre los conductores de unión se conecta un relevador de sobrecorriente. En la Fig. 2.4 se indican los sentidos de las corrientes secundarias de los TC’s en condiciones normales de operación, oscilaciones de potencia o cortocircuitos externos a la protección. En este caso la protección no opera debido a que no existe diferencia entre las corrientes secundarias y no circula corriente en el elemento de operación. Aplicando la ley de corrientes de Kirchhoff tenemos:

i1 = i2 i1 - i2=0 o sea iop= 0

Capítulo II


i1

i1

i1 i2

i2

i2

I2I1

Iop = 0F

ELEMENTO PROTEGIDO

Fig. 2.4.- Esquema de la protección diferencial

2.6.3 Relevador de distancia

Un relevador de distancia responde a la relación de tensión medida entre corriente medida, dada por la siguiente expresión:

La impedancia Z medida por el relevador, también conocida como impedancia aparente, es la distancia a lo largo del elemento protegido, o sea, está impedancia es proporcional a la distancia eléctrica desde el sitio donde se localiza el relevador hasta el punto en donde se presenta la falla, por lo que el relevador es conocido como relevador de distancia. Al ocurrir un cortocircuito la corriente aumenta y la tensión disminuye, por lo que la impedancia aparente Z, o medida por el relevador tiende a disminuir y si esta llega a ser menor que la impedancia de operación o característica del relevador de distancia, este opera. 2.6.4 Relevador direccional

Es aquella que responde al valor de la corriente de falla y a la dirección de la potencia de cortocircuito en el punto de su ubicación. La protección opera si la corriente sobrepasa el valor de arranque y la dirección de la potencia coincide con la correspondiente a un cortocircuito en la zona protegida. Esta protección se compone de una unidad de sobrecorriente con selectividad relativa, en combinación con una unidad de medición de dos señales de entrada que responde al sentido de circulación de la potencia aparente y que opera cuando esa potencia fluye hacia el elemento protegido por efecto de un cortocircuito, a esta unidad se le denomina direccional. El relevador direccional trabaja con señales de corriente y de tensión las cuales interactúan entre sí proporcionando un torque positivo o negativo dependiendo del ángulo de fase entre la corriente y la tensión.

Capítulo II


2.6.5 Relevador de hilo piloto

La protección piloto utiliza relevadores de protección en ambas terminales de la línea de transmisión y un canal de comunicación entre ellas, para lograr disparos simultáneos de alta velocidad en los interruptores de ambos extremos de la línea protegida. Los relevadores de este tipo de protección determinan si una falla es interna o externa a la línea protegida y el canal de comunicaciones, llamado piloto, se usa para transportar esta información entre ambas terminales de la línea. La ubicación de la falla es indicada por la presencia o ausencia de la señal piloto. Si la presencia de una señal bloquea el disparo, indicando una falla externa, recibe el nombre de protección piloto de bloqueo. Si la presencia de una señal es requerida para causar disparo, indicando falla interna se le llama protección piloto de disparo. Existen diferentes canales de comunicación siendo los más usuales los siguientes:

Hilo piloto Fibra óptica Onda portadora por línea de alta tensión (OPLAT).

2.7 Elementos a proteger en subestaciones de potencia.

Para una correcta selectividad en las protecciones primarias y de respaldo se ha determinado realizar

inicialmente las denominadas zonas de protección que permiten visualizar perfectamente que elementos se involucran bajo condiciones de falla, en las subestación de potencia, los principales elementos que se protegen son los siguientes:

Transformadores de potencia Líneas Barras colectoras o buses Respaldo local contra falla de interruptores Alimentadores Banco de capacitores Bancos de tierra

El equipo más impórtate de la subestación de potencia, es sin lugar a dudas el transformador de potencia, no solo por ser el equipo más caro al representar mas 45% del costo total de la subestación, sino porque es el corazón fundamental e indispensable para que exista la subestación, razón por la cual el enfoque del presente trabajo es exclusivo a estudiar y mejorar las protecciones de este equipo. 2.7.1 Protección a transformador de potencia.

Los transformadores de potencia constituyen uno de los elementos más importantes en las subestaciones, es necesario que se dispongan de elementos de protección contra las posibles fallas que se presenten, las principales causas de fallas o defectos que ocurren en un transformador se puede clasificar en tres grupos:

A) Fallas en el equipo auxiliar. Las fallas en estos elementos se pueden manifestar en el mismo transformador como por ejemplo los cortos circuitos entre espiras de una misma fase o entre devanados de alta y baja tensión o bien entre devanados de dos fases distintas, se consideran equipos auxiliares a:

Capítulo II


Aceite para el transformador Colchón de gas Bomba de aceite y ventiladores de aire forzado Aislamiento del núcleo y bobinas

B) Fallas en la parte interior (Devanados y conexiones).

Las fallas que se ocasionan son entre espiras adyacentes de un mismo devanado, de fase a fase en la parte exterior de los devanados, fallas a tierra a través de todo el devanado y a tierra en las terminales externas de alta y baja tensión.

C) Sobrecarga y corto circuito externo. Los transformadores pueden estar sometidos a sobrecargas durante largos periodos de tiempo sin embargo ocasionan fallas en los aislamientos, los cortos circuitos externos en los transformadores ocasionan esfuerzos mecánicos debido a los esfuerzos magnéticos que origina la falla en las conexiones. Los transformadores de potencia se protegen por las protecciones siguientes:

a. Diferencial: Se utiliza en los bancos como protección primaria con una protección de respaldo de sobrecorriente.

b. Sobrecorriente: Se utiliza como protección de respaldo para fallas externas, los relevadores son de tipo instantáneo (50) y de tiempo inverso (51).

c. Trafoscopio (gas): Se utiliza como una protección primaria

2.8 Equipo de protección local para una subestación convencional:

El equipo de protección local esta comprendido por:

Protecciones del transformador (análogas) y protecciones de la subestación (digitales).

Tablero de protección, control y medición, con el quipo necesario para proteger, controlar y enviar señales de estado y alarmas del alimentador correspondiente hacia el sistema supervisorio de control de la subestación.

Relevadores para servicio en interiores, diseñados para condiciones ambientales extremas,

equipados con display, alarmas (LED’s) y botones de control.

Protección diferencial: relevadores de distancia para fase y tierra, relevadores de sobrecorriente direccional y relevadores de protección diferencial. La subestación debe incluir un banco de baterías para garantizar la energía eléctrica para el equipo de control y adquisición de datos.

Equipo de protección local

Capítulo III


CARACTERÍSTICAS DE SUBESTACIONES MÓVILES Y DEL RELEVADOR MICROPROCESADO SEL-387.

3.1 Subestación móvil.

Una subestación móvil está montada en una o más plataformas figura 3.1. Con el fin de resolver situaciones de emergencias, estas subestaciones se utilizan para suministrar energía eléctrica en zonas donde la capacidad instalada de las subestaciones fijas es superada por la demanda de energía eléctrica de usuarios industriales o residenciales, también se utiliza para sustituir temporalmente equipos de potencia dañados y asegurar el servicio continuo durante condiciones de mantenimiento en subestaciones fijas.

Las subestaciones móviles cuentan con solo un transformador de 45MVA para 230/23 kV y uno de 112.5MVA para 23 kV/220-127v lo que implica un requerimiento menor del área para su instalación temporal, se instalan bajo el derecho de vía de las líneas de transmisión por lo que no se requiere adquirir un terreno para su instalación. La figura 3.2 se observa un claro ejemplo de una subestación móvil de baja capacidad y como su equipo está distribuido en toda la plataforma. Los beneficios de las subestaciones móviles son:

Menores costos de mantenimiento Continuidad del servicio Máxima movilidad Rapidez en la puesta en servicio

Fig. 3.1.- Subestación móvil

Capítulo III


Sube

stac

ión

Móv

il 20

MVA

, (O

NA

N/O

FAF/

OFA

F), 3

4.5/

13.8

Kv,

Con

exió

n D

elta

– E

stre

lla.

Secc

ión

de A

lta T

ensi

ón.

1.

Para

rrayo

s

2.

Cuc

hilla

s de

scon

ecto

ras

3.

Inte

rrup

tor d

e al

ta te

nsió

n. Se

cció

n de

l Tra

nsfo

rmad

or.

4.

Boq

uilla

s de

alta

tens

ión

5.

Tran

sfor

mad

or ti

po c

olum

nas

6.

Enf

riam

ient

o fo

rzad

o de

ace

ite y

aire

7.

Cam

biad

or s

in c

arga

8.

Boq

uilla

s de

baj

a te

nsió

n

Secc

ión

de B

aja

Tens

ión.

9.

Sub

esta

ción

com

pact

a co

n co

rta-c

ircui

to fu

sibl

e.

10. T

rans

form

ador

aux

iliar

11. I

nter

rupt

or d

e ba

ja te

nsió

n

12. P

arar

rayo

s

13. F

usib

les

de p

rote

cció

n

14. G

abin

ete

de s

ervi

cios

de

med

ició

n, c

ontro

l y p

rote

cció

n de

la s

ubes

taci

ón.

15. P

lata

form

a m

óvil.

16. C

arre

te p

ara

cabl

e.

Fig.

3.2

.- C

ompo

nent

es d

e un

a S

ubes

taci

ón M

óvil.

Capítulo III


3.1.1 Características de los equipos de la subestación móvil.

La subestación móvil está dividida por 5 módulos y cada módulo es una plataforma con diferentes equipos que se muestran en el diagrama unifilar del plano “A” y que se describen a continuación.

A) Módulo móvil No. 1 y 2. Estos módulos están formados por cuchillas desconectadoras y cuchillas de puesta a tierra trifásicas de 230KV a 2000A, su localización se muestra en el plano “A” en el punto1, su corriente de corto circuito es de 3 seg que es igual a 63KV, con capacidad para interrumpir la corriente de magnetización. Pueden ser operadas de manera local o remota, las cuchillas desconectadoras pueden ser de apertura y cierre vertical (Tipo A), apertura y cierre horizontal (Tipo b) como se observa en la figura 3.3. Todas las partes conductoras de corriente de las cuchillas desconectadoras, deben ser de aluminio o de una aleación de alta conductividad y de alta resistencia mecánica que sea capaz de conducir la corriente nominal de forma continua, a tensión y frecuencia nominales, sin sufrir deterioro ni deformaciones.

Fig. 3.3.- Tipos de cuchillas desconectadoras También está conformado por un interruptor trifásico de potencia en SF6, como se observa en el plano “A” en el punto 2, el interruptor es de 230KV, de tanque muerto, de 2000A y 63KA (3 seg) de corriente de corto circuito, son comúnmente usados, con un mecanismo de funcionamiento accionado por resorte, capaces de operar aun sin energía auxiliar. Además debe incluir transformadores de corriente tipo bushing con relación múltiple de corriente 1000/1200/1600/2000:5//5//5 A, con dos devanados de protección de 30 VA 10P20 y un devanado de medición con clase 0.2 30VA, para cada lado del interruptor, el núcleo de estos transformadores de medición deben de estar diseñados para que no se sature con 63 KA (1 seg), los trasformadores de corriente mencionados se encuentran en el punto 3 del plano “A”. En el plano “B” se muestra la estructura del módulo móvil 1y 2.

Capítulo III


B) Módulo móvil No. 3 y 4 El módulo 3 está unido con los módulos 1 y 2 por medio de un bus de 230KV, 200A y esta conformado por cuchillas desconectadoras y cuchillas de puesta a tierra trifásicas, por un interruptor trifásico de potencia en SF6, de 230KV, de tanque muerto con transformadores de corriente tipo bushing explicados anteriormente en el módulo 1 y 2, este modulo se observa en el plano “C”. En el módulo móvil 4 se tiene el transformador de potencia de 45MVA, 230/23 KV como se observa en el punto 4 del plano “A”, que pueden ser de tipo Acorazado, el diseño debe ser compacto para optimizar el volumen del transformador y reducir su peso total, deben de estar diseñados para manejar elevaciones de temperatura promedio en los devanados de 95°C, la elevación de temperatura del punto más caliente no debe exceder de 105ºC, el tipo de servicio debe ser intemperie sumergido en liquido aislante. Todos los equipos deben ser trifásicos, y operar con un cambiador de derivaciones sin carga de 5 posiciones (2 pasos arriba y 2 pasos abajo) en el lado de alta tensión así mismo un cambiador de derivación automático con carga de 33 posiciones (16 pasos arriba y 16 pasos abajo) en el lado de baja tensión, la conexión del transformadores en alta tensión y baja tensión es estrella con neutro a tierra y delta en el terciario con capacidad de 20MVA, en el neutro de la estrella en baja tensión tendrá un reactor a tierra instalado en forma externa del transformador y aislado en la estructura de la plataforma punto 5 del plano “A”. El transformador debe contar con un número suficiente de unidades de enfriamiento de aceite y aire forzado, con el objeto de que el transformador no exceda las temperaturas máximas permisibles, el sistema de enfriamiento se compone por el radiadores, ventiladores ò extractores y bombas. En el plano “D” se tiene la estructura principal del módulo 4

C) Módulo móvil No. 5 El módulo 5 es un gabinete metálico blindado de media tensión en 23KV, punto 6 del plano “A”, que está unido con el módulo 4 por medio de líneas subterráneas y esta divido por 6 celdas, en el interior del gabinete se encuentra la primer celda del alimentador principal con interruptor de potencia removible en vacio de 23 KV de 2000A y corriente de corto circuito 25 KV (3seg), además debe incluir transformadores de corriente tipo bushing con relación múltiple de transformación 600/1000/1200/2000:5//5//5 A, tipo interior con dos devanados para protección 30VA 10P20, y un devanado para medición clase 0.2 30 VA, montados en las barras lado bus del interruptor, con terminales tipo interior para recibir 3 cables tipo TC 1x507 mm2 provenientes del banco de potencia T221, también hay un conmutador para operación local del interruptor con un selector de operación local o remota, señalización de posición “cerrado - abierto””conectado – prueba - desconectado”. La sección de los alimentadores está dividido por 4 celdas cada una con un interruptor removible en vacio, con tres transformadores de corriente tipo ventana montados en la barra del lado del bus del interruptor para protección, con terminales tipo enchufables, para recibir 3 cables tipo TC 1x240 mm2 de 23KV para cada celda conectada al interruptor.

Capítulo III


Cada interruptor removible se muestra en los puntos 7 del plano “A”.

La sección de servicios propios es una celda con un corta circuito fusible de 23KV, con fusible de de potencia de 2A con capacidad interruptiva de 31.5 KA, punto 8 del plano “A”, un transformador para servicio estación tipo ONAN (Autoenfriado) de 112.5 KVA, de 23000/220-127 Volts, conexión delta-estrella aterrizada y una impedancia de 4 %, punto 9 del plano “A” una unidad de transferencia automática, un cargador rectificador de baterías estático de tiristores con alimentación de 220V CA, 3 fases, 3 hilos, 60 Hz y salida de 130 VCD y 50A CD, 31.5A CA, un banco de baterías de 165 A-H de capacidad, con un voltaje de salida en flotación de 130V CD, con régimen de descarga de 8 horas (con 1.14 volts por celda), punto 10 y 11 del plano “A”. También contiene unos compartimientos principales donde se encuentra el tablero de protecciones, el gabinete de conexión de los cables de control, el equipo terminal óptico, centralizador alarmas y telecontrol y el tablero de alumbrado. En el plano “E” se tiene al gabinete de media tensión. 3.1.2 Características del remolque.

El remolque es una plataforma totalmente plana y horizontal, diseñada con perfiles en doble “T” y propia para soportar y transportar el transformador, el equipo de la subestación y los componentes propios del remolque. Todo el equipo de la subestación móvil se debe colocar sobre la plataforma, y su construcción debe considerar su propio peso y el peso del equipo de la subestación, incluido el transformador, su equipo auxiliar y sus accesorios, la suspensión deberá ser independiente en cada eje y en cada extremo de éste. Para pesos de 40 toneladas o mayores. Las dimensiones del remolque y la carga sobre la plataforma definen el número de ejes y número de llantas que debe tener el remolque, para lo cual se deben considerar las regulaciones de tránsito dentro de las áreas urbanas y las carreteras enmarcadas dentro del ámbito de influencia de Luz y Fuerza del Centro, así como las limitaciones impuestas por la Secretaría de Comunicaciones y Transportes. Deberá contar con gatos hidráulicos, tipo pesado, con la capacidad suficiente para nivelar la carga y liberar el peso a las ruedas cuando el remolque se encuentre estacionado. También deberá tener dos soportes verticales tipo patín telescópico con base plana, articulada para soportar el espacio libre de la plataforma que llevará el equipo auxiliar. La pintura se deberá aplicar con un primario anticorrosivo y acabado final similar al utilizado en el tanque del transformador, el sistema de tierras será con conectores y cable alrededor de todo el contorno, el detector de impactos estará provisto con indicación de desplazamiento sobre ambos ejes cartesianos. El detector debe ser fijado sobre la cubierta del tanque del transformador, ubicado dentro de un gabinete metálico, de construcción hermética, tipo intemperie.

Capítulo III


Para aliviar la carga sobre el sistema de suspensión cuando la subestación móvil esté energizada, el remolque dispone de 4 pies de apoyo mecánicos. La carga sobre la plataforma del remolque en condiciones de trabajo, debe evitar los riesgos de vibración, inclinación o posibles desplazamientos en cualquier sentido, por lo tanto se justifica incluir más de 4 pies de apoyo de algún otro aditamento que evite derrape o inclinación de la plataforma. En los diferentes planos mencionados se muestra la plataforma en el punto P. 3.1.3 Equipo de protección, medición, monitoreo y comunicación

La protección y operación de una subestación móvil puede incluir tecnologías de monitoreo remoto y comunicaciones para aumentar la seguridad y garantizar la continuidad del servicio, la confiabilidad y la integridad del equipo eléctrico.

El equipo de comunicación se necesita cuando una subestación móvil está conectada en anillo y comparte información con otras subestaciones.

La nomenclatura de las protecciones microprocesadas y equipos de potencia que se utilizan en el diagrama esquemático de protecciones, plano “F” de la subestación móvil se describen a continuación: NNoo.. RREELLEEVVAADDOORR DESCRIPCIÓN

Protección de las líneas

8877FFOO Relevador de protección diferencial de línea por fibra óptica 5500FFII Relevador de sobrecorriente instantáneo por falla del interruptor 67 Relevador de sobrecorriente direccional de C.A. EETTOO Equipo terminal óptico a 2.048 Mbps con protección, voz y datos a

64 Kbps

21 Relevador de distancia de fase 2211NN Relevador de distancia de neutro 53 Interruptor de potencia de 230 kV. de C.A. 9933 ss Cuchilla seccionadora de 230 kV. 9933 TT Cuchilla seccionadora de puesta a tierra de 230 kV. 52 Interruptor de potencia de 23 kV de C.A. 8877BB Relevador Diferencial de Barras

Protección de alimentadores

5500 Relevador de sobrecorriente instantáneo de fase. 5500NN Relevador de sobrecorriente instantáneo de neutro 5511 Relevador de sobrecorriente de tiempo de fase. 5511NN Relevador de sobrecorriente de tiempo de neutro 7799 Relevador de recierre 8811 Relevador de baja frecuencia 5522 Interruptor de potencia de 23 kV de C.A.

Capítulo III


Protección diferencial del banco

8877TT Relevador de protección diferencial del transformador de 45 MVA y 230/23 kV, para 2 devanados con restricción de armónicas.

5500FFII Relevador de falla del interruptor 5511 //11,, 22,,33 Relevador de sobrecorriente de tiempo de fase. 5500 //11,, 22,,33 Relevador de sobrecorriente instantáneo de fase. 6677NN Relevador de sobrecorriente direccional del neutro 5500TTTT Relevador de sobrecorriente instantáneo con retardo 5511TT Relevador de sobrecorriente de tiempo para protección de fallas de

fase a tierra. De acuerdo a los puntos 4 y 4.7.3 de la especificación LFC-ING-001 Rev. Enero 2001. Relevadores y equipo de medición basados en microprocesadores.

3300//6633 Relevador auxiliar de disparo y señalización operación grafoscopio. 8866XX Relevador auxiliar de operación y reposición eléctrica, para

125v.c.d., con 14 contactos de capacidad de 20 A continuos.

3.2 SEL-387 (Relevador diferencial de sobrecorriente)

La aplicación del SEL-387 es la protección y supervisión de transformadores, barras, reactores, generadores, motores u otros aparatos de potencia multiterminal. Las aplicaciones a tres o cuatro terminales permiten la conexión separada de transformadores de corriente provenientes de dos interruptores conectados al mismo devanado del transformador, tales como barras en anillo. Las funciones del relevador microprocesado SEL-387 son:

Se aplica para la protección de transformadores de dos a cuatro devanados

Los ajustes del relevador permiten el uso de transformadores de corriente conectados en estrella o delta y virtualmente cualquier tipo de conexión de los devanados del transformador.

Provee seguridad por saturación de TC´s asociado a fallas externas de alto valor.

Reporte y archivo secuencial de eventos, medición de fase, tierra, secuencia negativa, diferencial

y armónicos: Provee un monitoreo de eventos contra estos casos para fijar los niveles de corriente de falla, duración, fecha y hora. Se usan estos datos para hacer un horario de mantenimiento de cada uno de los transformadores para ayudar a justificar posibles desencadenamientos de fallas en el sistema.

Bloqueos de segunda y quinta armónica con ajustes independientes.

Compensación de conexión de TC´s.

Elemento diferencial sin restricción provee una liberación rápida para fallas de altas magnitudes.

Protecciones térmicas como: alta temperatura del aceite, alta temperatura de devanados.

Capítulo III


Protección diferencial de sobrecorriente de fase, residual, secuencia negativa y medición de armónicos.

Contactos de entrada y salida opto-aislados programables: El SEL-387 esta equipado con un

control de ecuaciones SELogic que permite diseñar una forma de disparo o de control. Esta función de control de ecuaciones incluye timers independientes, evento de reportes de disparo, y contactos de control de salida del relevador.

El relevador SEL-387 puede suministrar diferentes funciones de protección como son:

• Protección diferencial (87).

• Sobrecorriente de secuencia negativa: Instantánea, de tiempo definido y tiempo inverso.

• Sobrecorriente de fase: Tres niveles instantáneos, de tiempo definido y tiempo inverso.

• Sobrecorriente residual: Instantánea, de tiempo definido y tiempo inverso.

• Sobrecorriente combinada (tiempo inverso, fase y tierra) para las corrientes sumadas de los

devanados 1 y 2 y devanados 3 y 4

Control de ecuaciones SELogic.

Puerto switch distribuido de comunicaciones ASCII y Binario.

Control de switches locales y remotos.

Elementos de bloqueo para DC y quinta armónica. En la figura 3.4 se muestra el diagrama de la conexión del relevador al equipo a proteger, de acuerdo con el manual del relevador SEL – 387.

Capítulo III


∑

v

Figura: 3.4. Descripción funcional del relevador.

3.2.1 Comunicación del relevador con la PC

Para la comunicación del relevador hay dos formas:

Hiperterminal

AC SELERATOR (software QuickSet): Programa de control de ecuaciones y análisis de eventos que permite realizar intercambio de datos como mediciones, eventos y parámetros de protección.

3.3 Relevador de protección diferencial de acuerdo con la especificación de LFC-ING-001 (87 T). El relevador SEL-387 cumple con la especificación ING-001 según lo mencionado anteriormente por lo que se estableceran algunas funciones que proporciona la especificación para poder detallar más el entendimiento del relevador. a) Protección.

Relevador de protección trifásico con pendiente de porcentaje ajustable y restricción de armónicas, con corrección interna de ángulo de fase para protección de bancos de potencia de 2 ó 4 devanados.

Estable con fallas externas. Protección de sobrecarga térmica (réplica térmica) con pasos para alarma y disparo ajustables. Debe ser insensible a la saturación de los transformadores que lo alimentan. Entrada para enviar disparos a los interruptores mediante el relevador 87 por operación del

relevador Buchholz (63).

Capítulo III


b) Control Los contactos de salida y entradas lógicas con las cuales debe contar el relevador son:

Contactos de salida

Cantidad

Tipo

Alarma de falla del relevador

1

nc

Alarma de la operación de la protección diferencial

1

na

Alarma de la operación de la protección de réplica térmica

1

na

Alarma de la operación del relevador Buchholz

1

na

Auxiliar para el arranque del registrador de disturbios

1

na

De disparo por protección

2

na

Entradas optoaisladas Cantidad. Para disparo por protección Buchholz 1 Para disparo externo 1

c) Procesamiento de datos.

Registro de datos y fallas de valores instantáneos de las corrientes de cada una de las fases. Medición de los valores de las corrientes de fase. Medición del contenido de 2a y 5a armónica.

d) Valores.

Rango del tap de cada fase (2.5 a 8.7 A en pasos de 0.2 A) Rango del ajuste del porcentaje de pendiente (15 a 40 A en pendiente, pasos de 5A) Restricción Armónica (Restringe la segunda y mayores)

e) Protección de Sobrecarga.

Factor K de acuerdo con IEC 255-8 (0.5 a 99 minutos en pasos de 0.1min.) Constante de tiempo (0.5 a 99 minutos en pasos de 0.1 min.) Temperatura de alarma (70 al 100% referida a la temperatura de disparo en pasos de 1%) Corriente de alarma (Ialarma Imáx=kIn).

3.4 Instrucciones para el manejo del SEL-387

Para la aplicación adecuada del SEL-387 se sugiere que se sigan las siguientes indicaciones de acuerdo al manual:

1. Introducción, especificación y descripción funcional del relevador.

2. Instalación configuración y alambrado del relevador.

3. Identificar el puerto serial para la comunicación con el relevador.

Capítulo III


4. Interface del panel frontal para una descripción de cómo opera el comando del puerto serial del panel frontal.

5. Identificar los parámetros asociados al relevador.

6. Comprender las entradas y salidas del relevador para la implementación lógica.

7. Pruebas y problemas de disparo para probar la operación del relevador.

8. Generación e implementación de reportes o formatos de eventos secuenciales.

9. Medición y monitoreo de como reparar datos de operación de baterías de DC, interruptores y

relevadores. 3.4.1 Características de operación del relevador.

El usuario puede ajustar la característica del relevador ya sea como simple pendiente o como pendiente dual.

El disparo ocurre si la cantidad de operación es mayor que el valor de la curva, para un valor de retención determinado.

La cantidad de operación también debe de satisfacer un valor mínimo de pick up.

3.5 Ajustes para la operación del relevador

Los datos del transformador son requeridos para el funcionamiento del relevador, y son los siguientes: Capacidad aparente en MVA

Voltaje primario, secundario y terciario en kV

Relación de TC`s para cada devanados

Conexión (Delta o Estrella)

Se define el primer devanado como referencia

Polaridad de los TC`s

3.6 Sistemas de protección aplicados en Luz y Fuerza del Centro

Los sistemas de protección utilizados para los diferentes elementos de las subestaciones de LFC,

son seleccionados para satisfacer las condiciones que los sistemas eléctricos de potencia requieren, como son: alta complejidad del sistema, márgenes de estabilidad, confiabilidad en la continuidad de servicio. LFC ha normalizado el uso de sistemas de protección primaria y uno de respaldo en bancos de potencia de subestaciones de transmisión, subtransmisión y distribución.

Capítulo III


La independencia de cada uno de los sistemas de protección se logra mediante el uso de:

Transformador de corriente (TC). Bobinas de disparo de cada interruptor. Relevadores de protección.

Para satisfacer las condiciones impuestas por los sistemas de potencia, los sistemas de protección deben cumplir con las tres siguientes funciones principales:

Aislar todo tipo de fallas con alta rapidez. 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).

3.7 Protección de bancos de potencia

Para la protección de bancos de potencia se aplican diferentes esquemas de protección

dependiendo si son para transmisión, subtransmisión o distribución. El tipo de esquema de protección varía por el nivel de tensión, por la capacidad y por el tipo de conexión de los transformadores. 3.7.1 Protección de bancos de potencia para distribución 230/23 KV

Los bancos de potencia utilizados para distribución están formados por transformadores trifásicos de tres devanados (230/23/10 KV), con capacidad nominal de 60 MVA y conexión Y/Y/Δ.1 El sistema de protección es el siguiente: a) Protección Primaria

Relevador de presión de gas (63). Esta protección se conoce como Buchholz o también como trafoscopio.

Relevador diferencial de porcentaje con restricción de armónicas (87T).

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 direccional (67N), su unidad de sobrecorriente se conecta en el

neutro de los TC’s utilizados para la protección de sobrecorriente instantánea (50), se emplea para detectar fallas de fase a tierra en los devanados del lado primario del banco.

b) Protección de Respaldo

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, se utiliza como protección de respaldo para fallas entre fases en los alimentadores de 23 KV.

1 Para el caso de Subestaciones Móviles la capacidad del banco instalado es de 45MVA, respetando las conexiones de los bancos de 60MVA, de igual modo es con el equipo para realizar las protecciones.

Capítulo III


Relevador de sobrecorriente instantáneo (50TT) es utilizado como protección por falla de interruptor. Este tipo de protección se recomienda usarse cuando no se cuenta con la protección por falla de interruptor (50FI). Como se requiere coordinar con otras protecciones se usa junto con un relevador de tiempo (62), con lo que se tiene una protección de sobrecorriente de tiempo definido. Esta protección se conecta en el neutro de la estrella del devanado de 230 KV.

Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso (51T) conectado en el neutro de la estrella del

devanado de 23 KV. Se emplea como protección de respaldo para detectar fallas de fase a tierra en el lado de 23 KV del banco y en los alimentadores.

3.8 Sistemas de medición

Los sistemas de medición en una subestación se definen como el conjunto de aparatos de medición conectados en baja tensión a través de los transformadores de instrumento, los cuales indican los parámetros eléctricos de las instalaciones de distribución, subtransmisión y transmisión. Los requerimientos de medición normalizados en LFC consisten en indicaciones de voltaje, corriente, frecuencia, potencia activa y reactiva, así como de energía para cada uno de los bancos de transformación. Los sistemas de medición en LFC, se clasifican en sistemas con medición local y sistemas con medición remota (telemedición). El sistema de medición local implica la medición de las variables eléctricas en los propios tableros de la subestación, para instalaciones de transmisión, subtransmisión y distribución de LFC. En transformadores trifásicos y bancos trifásicos formados por transformadores monofásicos, se realiza la medición de potencia real y potencia reactiva. En bancos de distribución en el lado de baja tensión, adicionalmente se instalan medidores de energía real (kWh). 3.8.1 Equipos de medición

La medición de los parámetros eléctricos que cuantifican las fluctuaciones de potencia y tensión del sistema eléctrico, ocasionadas por fallas en el sistema, sobrecargas, sobretensiones, variaciones en la demanda de energía, etc., requiere contar con transformadores de instrumento y equipos de medición normalizados, que contemplen indicaciones de tensión, corriente, frecuencia, potencia activa y reactiva así como de la energía consumida en los elementos del sistema eléctrico. Descripción de las funciones de los aparatos de medición, transformadores de instrumento y equipo auxiliar necesario para realizar las mediciones descritas.

Amperímetros: Estos aparatos permiten medir los valores de corriente eléctrica que circulan en los componentes del sistema eléctrico de potencia.

Voltímetros: Estos aparatos se utilizan para medir la tensión en los diversos circuitos de sistema

eléctrico.

Wáttmetros: Se utilizan para medir la potencia activa ó real, requieren una señal de corriente y otra de tensión.

Vármetros: Miden la potencia reactiva de la instalación.

Watthorímetro: Estos aparatos integran la energía real ó activa consumida por la instalación eléctrica, es decir la energía eléctrica desarrollada durante un período de tiempo, para lo cual se requieren las señales de corriente y tensión.

Varhorímetros: Estos aparatos integran la energía reactiva de la instalación consumida en un período de tiempo.

Capítulo III


Frecuencímetros: Son aparatos que se utilizan para medir la frecuencia de la energía que se recibe en la subestación. Este aparato al someterse a una tensión de corriente alterna, produce una imagen cuya frecuencia natural coincide con la frecuencia de la señal de tensión del sistema.

Multimedidor: Este aparato permite medir los siguientes parámetros:

• Tensión en cada fase (Va, Vb, Vc) • Corriente en cada fase (la, lb, lc) • Corriente del neutro (In) • Tensiones de línea a línea (Vab, Vbc, Vca) • Frecuencia • Factor de potencia (cos Ø) • Potencia aparente (S) • Potencia real (P) • Potencia reactiva (R) • Demanda de potencia activa • Demanda de corriente • Energía real (MWh) • Energía reactiva (Mvarh)

Transformadores de corriente Transformadores de potencial Transductores para telemedición: Elemento que recibe una variable cualquiera (tensión, corriente)

y produce una salida cuyo valor se relaciona con el valor de entrada, de acuerdo a una regla específica de conversión.

Capítulo IV


PROPUESTA Y APLICACIÓN DE LA PROTECCIÓN DUAL.

4.1 Protección Dual

Desde hace años y en la actualidad los esquemas de protección proporcionan una perfecta selectividad por medio de protecciones primarias y de respaldo en el momento que se presentan una falla en algún punto del sistema. La función de una protección primaria, como anteriormente se ha planteado se basa primordialmente en que al presentarse una falla su tiempo de respuesta es de manera instantánea con tiempos inferiores a ¼ de ciclo (4ms), mas el tiempo de apertura del interruptor. Las protecciones de respaldo actúan cuando las protecciones primarias no liberan la falla operando esta con tiempos de retardo de 300ms después de la protección primaria, mandando la orden de disparo a los elementos que interactúan en el sistema. Sin embargo este tipo de filosofías ha empezado a evolucionar gracias a los crecientes cambios a nivel mundial referentes al consumo de energía y con ello los requerimientos de continuidad demandados por las grandes urbes como es el caso de la Ciudad de México, obligando a mirar nuevos horizontes en cuestión de protecciones. Es por esto que el termino Protección Dual consiste en la aplicación de dos protecciones primarias con similares características de operación, las cuales ven las mismas condiciones del sistema al mismo tiempo, al presentarse la falla las dos protecciones actuaran instantáneamente y si por alguna razón una de ellas llega a fallar, la segunda protección primaria actuara liberando la falla, sin la necesidad de dar un respaldo en el tiempo. Es por esto que la Protección Dual, es el resultado de una propuesta muy innovadora a la situación actual, como su nombre lo indica Dualidad en las protecciones primarias de los elementos que protegen los equipos del Sistema Eléctrico Nacional. Un concepto que no puede quedar sin mencionar es el de dependabilidad, relacionado a que no se puede dejar toda la responsabilidad a un equipo para que el solo proteja a un elemento activo del SEP, es por esto que se plantea el utilizar más de una protección por lo que se a estilizado a nivel mundial que la función que desempeñe cada relevador de protección sea de manera independiente y con una o dos protecciones primarias y hasta con cuatro protecciones de respaldo, dependiendo del equipo a proteger, recordando que el valor económico de la protección debe ser menor al del equipo a proteger. Hace no más de 15 años, los relevadores que se utilizaban para realizar la protección del SEP, basaban su principio de funcionamiento en efectos de campo e inducción sobre imanes permanentes, los llamados relevadores electromecánicos, este tipo de relevadores presentan diversos problemas referentes a la aplicación, calibración, operación y mantenimiento, ya que para realizar la conexión de los mismos se hacía indispensable el uso de un relevador por fase.

Capítulo IV


Cabe reiterar que los relevadores microprocesados pueden realizar diversas funciones debido a que no es necesario que cada relevador piense y analice por separado el comportamiento del sistema, por lo que un solo relevador puede realizar de tres a cuatro funciones de protección distintas. Por ejemplo si se necesita realizar la protección de una línea de transmisión con una protección primaria y una de respaldo, (87HP, 21/21N, 67/67N, 50-51/50-51N) la cantidad mínima necesaria de relevadores a utilizar en este esquema de protección se muestra en la tabla 4.1:

Protección Tipo No. de Relevadores de Protección

Electromecánicos

No. de Relevadores de Protección

Microprocesados

Observaciones

87HP PP 3 1 Instantáneo 21/21N PP 3 1 Instantáneo 67/67N PR 3 1 Con retardo de

tiempo 50-51

50-51N PR 3 1 Con retardo de

tiempo TOTAL 12 4

Tabla 4.1.- Protección de una línea de transmisión.

Actualmente LFC se encuentra en un proceso de modernizar sus esquemas de protección en niveles de tensión de 85 y 230Kv, ya que más de 95% del equipo instalado para este fin es electromecánico con más de 30 años de servicio. La modernización consiste en remplazar estos relevadores por relevadores microprocesados que tienen la versatilidad de comunicarse entre ellos o por un medio de comunicación hombre-máquina. Teniendo en cuenta que los relevadores microprocesados son versátiles, la propuesta del presente trabajo es implementar un relevador microprocesado para la sustitución de relevadores electromecánicos, es decir que un solo relevador realice las funciones de otros relevadores (51T, 51, 50, 67N, 87). La propuesta de aplicación es que de los esquemas mostrados, en el diagrama esquemático de protección normalizado, se emplee un relevador que cumpla con una o varias de las protecciones requeridas, sin embargo como no podemos dejar fuera los principios básicos de protección, se propone que se utilicen dos relevadores en paralelo, censando los mismos elementos y enviando la misma respuesta a los interruptores bajo condiciones de falla. El relevador SEL – 387, se adapta a los requerimientos normativos, por lo que se presenta la modificación de las entradas y salidas del esquema de protección mostrado en el plano “G”, donde se substituye el uso de relevadores de protección primaria y de respaldo. Esto sin modificar las protecciones mínimas necesarias solicitadas por norma.

Capítulo IV


4.2 Propuesta de protección diferencial dual

El diagrama esquemático de protección de la subestación móvil de 45MVA, 230/23KV del plano ”F” muestra la operación de cada relevador en caso de una falla en cualquier punto del sistema, para la aplicación de cualquier relevador se debe conocer su funcionamiento con exactitud, en la figura 4.2, se explica el funcionamiento de los relevadores electromecánicos que se sustituirán por un relevador microprocesado con estas mismas funciones (87, 50, 51, 51T, y 67N). La función del relevador diferencial 87 es proteger al transformador de potencia en un área relativamente grande que se conoce como protección diferencial larga, esta zona de protección abarca desde los TC’s del interruptor de potencia (53 – No 3) del lado de alta tensión (230KV) hasta los TC’s de los interruptores de potencia (52 – No 2, 3, 4, 5) de cada uno de los alimentadores del lado de baja tensión (23KV). En condiciones normales de operación el relevador diferencial 87 compara la información de entrada con la de salida que le mandan los TC’s de esa zona, si por alguna razón ocurre una falla en cualquier punto de la zona protegida, el relevador 87 observa una diferencia de corriente, entonces detecta falla, el relevador manda una señal al relevador de respaldo 86X haciendo que este mande una señal de disparo a cada uno de los interruptores de potencia existentes en esa zona de protección. El relevador de sobrecorriente instantáneo 50 y el de sobrecorriente direccional 67N se utiliza como protecciones primarias, el 50 se conecta en las fases de la conexión estrella de los transformadores de corriente y se utiliza para detectar fallas entre fases en el transformador de potencia, el 67N se conecta en el neutro de los TC’s para detectar posibles fallas de fase a tierra en los devanados de lado primario del transformador. El relevador de sobrecorriente de tiempo inverso 51, 51T se utilizan como relevadores de respaldo, el 51 se conecta en cada una de las fases de la conexión estrella de los transformadores de corriente y se utiliza para detectar fallas entre fases de los alimentadores de 230KV, el 51T se conecta en el neutro de la estrella del devanado de 23KV y detecta fallas de fase a tierra del lado de 23KV, si cada uno de estos relevadores detecta falla, el 50 y 67N envían la señal al 86X y este envía el disparo de protección primaria a los interruptores, el 51 y 51T mandan una señal al relevador 86R y este envía la señal de disparo de protección de respaldo a los interruptores.

Capítulo IV


Fig.4.2.- Funcionamiento de los relevadores electromecánicos.

Conociendo el funcionamiento de los relevadores electromecánicos aplicados en el diagrama esquemático de protecciones plano “F” y el relevador SEL-387 microprocesado se observa que el relevador contiene los elementos antes mencionados como parte de sus funciones, lo único que se tiene que hacer es habilitar estas funciones para que todos los relevadores trabajen en grupo y no individualmente durante una falla.

Capítulo IV


En la figura 4.3 se muestra los elementos que se deben de habilitar para sustituir a los relevadores electromecánicos 87, 50, 51, 51T y 67N del plano “F” por un relevador microprocesado SEL – 387 , este relevador se utiliza en los devanados del transformador con una conexión estrella –estrella.

Fig.4.3.- Implementación del relevador diferencial SEL – 387.

La propuesta de protección dual es aplicar dos relevadores microprocesados SEL-387 con las mismas funciones como protecciones primarias, conectados en paralelo, como se ilustra en la figura 4.4, la función de los dos relevadores microprocesados SEL– 387 en condiciones de falla es que los dos registran la misma información de los TC´s y envían la misma respuesta a los interruptores para que actúen al mismo tiempo liberando la falla, la protección dual fue implementada en el diagrama esquemático de protecciones de la subestación móvil de 45MVA, 230/23 kV, la modificación se pueden visualizar en el plano “G” y al mismo tiempo se pueden ver los cambios con la protección original que se muestra en el plano “F”. Si por alguna razón un relevador llega a fallar el otro puede realizar las mismas funciones de operación, cumpliendo al mismo tiempo con las características de una protección primaria. Todas las líneas de disparo de los relevadores del esquema de protección original fueron reubicadas resaltando que todas llegan al punto original del esquema, que son los relevadores auxiliares diferenciales del transformador (86X y 86R) y al mismo tiempo aclarando que este tipo de modificación no va a perjudicar de ninguna forma en el funcionamiento del sistema de protección original ya que todas las modificaciones realizadas fueron hechas bajo el principio original de funcionamiento.

RELEVADOR DIFERENCIAL MICROPROCESADO

SEL ‐ 387

Capítulo IV


Como resultado de lo descrito anteriormente se va a tener una mayor rapidez al momento de liberar la falla logrando así la minimización de daños al sistema y como consecuencia la simplificación, reducción de costos y espacio en la implementación del esquema de protección.

Fig.4.4.- Implementación del relevador diferencial como una protección dual SEL – 387.

4.3 Ajustes para la prueba diferencial del relevador SEL-387.

Para la prueba del relevador es necesario conocer los parámetros siguientes

RID Y TID: Los ajustes para Identificador el Relevador (RID) e Identificar la terminal (TID) se usan para localizar el equipo protegido por el relevador. Esto permite al usuario distinguir el reporte generado por un interruptor y una subestación específica. El ajuste RID está limitado a 39 caracteres y el ajuste TID a 59 caracteres.

E87W1 a E87W4 Habilitación de elementos diferenciales:

Rango: Yes\No, El Relevador tiene cuatro entradas de corriente trifásicas, no necesariamente se utilizan todas las entradas esto depende de la aplicación que se utilice para configurar la zona de protección diferencial.

Capítulo IV


El usuario puede configurar cualquier terminal no usada, sólo para protección de sobrecorriente. El ajuste E87Wn especifica cual de las terminales del relevador será incluido en los cálculos diferenciales.

W1CT A W4CT Conexión de TC´s

Rango: Delta (D), Estrella (Y) El relevador usa información de los TC´s conectados en delta (D) o estrella (Y) en cada devanado para desarrollar los cálculos de los TAPn.

CTR1 A CTR4 Relación de TC´s

Rango: 1–50000 En estos parámetros se ingresan las relaciones de transformación de los TC´s del lado de AT, BT que el usuario determina haciendo los cálculos correspondientes, dividiendo la corriente nominal primaria del TC por su corriente secundaria.

MVA trifásicos Capacidad máxima del Transformador

Rango: OFF, 0.2–5000 MVA, en pasos de 0.1 MVA En este comando se agrega la máxima capacidad del transformador que se este utilizando.

VWDG1 a VWDG4 Voltaje línea-línea

Rango: 1–1000 kV, en pasos de 0.01 kV Se ingresan los voltajes nominales línea-línea en terminales del transformador. Si la zona diferencial del transformador incluye un cambiador de taps bajo carga, se debe de asumir que éste está en posición neutral. Las unidades de ajuste son kilovolts.

TAP1 a TAP4 TAP de corriente

Rango: 5 A: 0.5–155 A, secundario, en pasos de 0.01 A Nota: TAPMAX/TAPMIN debe ser menor o igual a 7.5

Cuando se ingresa un valor en MVA´s, el relevador usa los ajustes para calcular automáticamente los valores de los “TAPn” con la siguiente formula.

O87P Pickup de corriente de Operación de los elementos con retención

Rango: 0.10–1.0 • TAP Nota: 5 A: TAPMIN • O87P ≥ 0.1 • In

Capítulo IV


Ajuste el pickup de la corriente de Operación a un valor mínimo tal que incremente la sensibilidad, pero suficientemente alto como para evitar la operación debido al error de régimen permanente de los TC´s y a la corriente de excitación del transformador.

SLP1, SLP2 Porcentaje de slope de retención

Rango: SLP1: 5–100%, en pasos de 1%; SLP2: OFF, 25–200% Utilizar el ajuste de porcentaje de slope de retención para discriminar fallas internas y externas. Ajustar SLP1 ó SLP2 para acomodar las diferencias de corriente debido al cambiador de taps del transformador, la saturación de TC´s los errores de TC´s y los errores del relevador. Para poder entender el parámetro slope se da un ejemplo de un transformador: El error de un transformador de corriente “e”, es igual a ±10%. En por unidad:

e = 0.1

La razón de variación de voltaje del cambiador de tap’s del transformador, LTC, es de 90 a 110%. En por unidad:

a = 0.1 En condición de falla externa, el peor caso teórico de corriente diferencial ocurre cuando todas las entradas de corriente se miden con máximo error positivo y todas las salidas de corriente se miden con máximo error negativo de los TC´s, al mismo tiempo que el LTC está desplazado para variación de voltaje máxima. En consecuencia, la máxima corriente diferencial esperada para condición de falla externa es:

Donde la sumatoria de términos corresponde a las corrientes secundarias totales de entrada y salida, después de la compensación de taps. Dado que esa sumatoria debe ser igual para fallas externas y corrientes de carga, podemos expresar la máxima corriente diferencial como porcentaje de la corriente del devanado:

Además del error antes calculado, debemos considerar errores adicionales por corriente de excitación del transformador (≈3 por ciento) y errores de medida del relé (≤5%). El error total máximo llega a 36 %. De este modo, si usamos sólo un slope, para SLP1 es del orden de 40%. Este representa un porcentaje fijo de corriente diferencial aplicada y es un buen promedio para cubrir el rango completo de corriente.

Capítulo IV


Un slope dual, o aplicación diferencial de porcentaje variable, mejora la sensibilidad en la región en la cual el error de los TC’s es menor e incrementa la seguridad en la región en que el error de TC´s es mayor. Se debe definir ambos slopes, así como el límite del slope 1 o punto de cruce IRS1. Si asumimos que el error del TC’s es sólo de 1%, se puede ajustar SLP1 en torno a 25%. Una buena elección de IRS1 es en torno a 3 en por unidad del tap, mientras el ajuste SLP2 estaría en el rango de 50 a 60%, para evitar problemas vinculados a la saturación de los TC’s para altas corrientes. Un 60% para el ajuste SLP2 cubre errores de los TC´s de hasta 20%.

IRS1 Límite de slope de retención 1 Rango: 1.0–20.0, in 0.1 steps • TAP Nota: 5 A: TAPMAX • IRS1 ≤ 155.0

Una aplicación de dos slopes o de porcentaje diferencial variable, mejora la sensibilidad en la región en que los errores de los TC’s son menores e incrementa la seguridad en la zona en que son mayores. Se debe definir ambos slopes, así como el límite del slope 1 o punto IRS1, donde SLP1 y SLP2 se intersectan.

U87P Pickup de corriente de elementos sin retención Rango: 1.0–20.0, en pasos de 0.1 pasos • TAP

El objetivo de los elementos instantáneos de corriente sin retención en este caso U87P es reaccionar rápidamente para niveles de corriente muy altos, que indiquen claramente una falla interna. Se debe de ajustar el nivel de pickup (U87P) cerca de 10 veces el tap. Los elementos sin retención sólo responden a la componente de frecuencia fundamental de la corriente de operación diferencial. Esta no es afectada por los ajustes SLP1, SLP2, IRS1, PCT2, PCT5 ó IHBL. En consecuencia, el ajuste debe ser suficientemente alto como para no reaccionar con grandes corrientes de inrush.

PCT2 Porcentaje de bloqueo por segunda armónica Rango: OFF, 5–100%, en pasos de 1%

La energización de un transformador provoca un gran flujo temporal de corriente inrush de magnetización en una terminal del transformador, sin que esta corriente sea vista en las otras terminales. De este modo, aparece como una corriente diferencial y podría causar una operación inapropiada del relevador. Las corrientes inrush de magnetización contienen mayor cantidad de corriente de segunda armónica que las corrientes de falla. Esta corriente de segunda armónica puede ser usada para identificar el fenómeno inrush y evitar una operación errónea del relevador. El relevador mide la cantidad de corriente de segunda armónica que fluye por el transformador. El usuario puede ajustar el relé para bloquear el elemento diferencial de porcentaje con retención, si la razón de corriente de segunda armónica a corriente fundamental (IF2/IF1) es mayor que el ajuste PCT2.

PCT5 Porcentaje de bloqueo por quinta armónica Rango: OFF, 5–100%, en pasos de 1%

Capítulo IV


De acuerdo a normas industriales (ANSI/IEEE C37.91, C37.102), la sobreexcitación ocurre cuando la relación de voltaje a frecuencia (V/Hz) aplicada a los terminales de un transformador excede 1.05 en por unidad a carga plena ó 1.1 en por unidad en vacío. La relación es una medida de la densidad de flujo en el núcleo. La sobreexcitación de transformadores produce armónicas de orden impar, que pueden aparecer como corrientes diferenciales en un relé diferencial de transformador.

Unidades generador-transformador de subida de las plantas de generación son los principales bloqueos de quinta armónica. El voltaje del transformador y la frecuencia en el generador pueden variar durante la partida, sobreexcitando al transformador.

(87R, 87R1, 87R2, 87R3) Elementos diferenciales con retención.

Son elementos diferenciales de retención que determinan si la cantidad de operación IOP es mayor que la cantidad de retención.

(87U, 87U1, 87U2, 87U3) Elementos diferenciales sin retención.

Los elementos sin retención (87U1, 87U2 y 87U3) comparan la cantidad IOP con el valor de ajuste (U87P), típicamente en torno de 10 veces el TAP, y disparan si ese nivel es excedido. Los elementos 87U1, 87U2 y 87U3 son combinados para formar el elemento 87U.

Lógica de disparo y cierre Estas funciones junto con las del área de la lógica de contactos de salida, deben ser programadas en orden, para permitir la adecuada operación del relevador. Los ajustes de estas tres áreas son ecuaciones de control SELOGIC. Existen cinco variables de disparo, para definir condiciones bajo las cuales debe emitirse un disparo. Estas se denominan TR1 a TR5, estos proveen condiciones de disparo para cuatro interruptores separados, además de una condición adicional para el disparo general de todos los interruptores. En general, la definición de las variables TR1 a TR5 debe incluir sólo relevadores que permanezcan firmemente activados durante una falla, pero que no se activen por otras causas. Para las cinco variables de disparo del área de ajustes de la Lógica de disparo, se dispone de cinco variables de desellado. Las variables ULTR1 a ULTR5 definen las condiciones para habilitar el sello propio de la lógica de disparo, que se produce cuando TRn toma valor lógico uno. Ellas detectan el momento en que resulta apropiado desenergizar el circuito de disparo. Las cuatro variables de cierre CL1 a CL4 se ajustan para definir las condiciones bajo las cuales se producirá el cierre.

OCn Habilita el comando de apertura del interruptor.

LB3 Habilita un disparo manual desde el panel frontal del relevador.

4.3.1 Característica de operación del relevador

El relevador tiene tres elementos diferenciales (87R-1, 87R-2 y 87R-3). Estos elementos emplean cantidades de operación (IOP) y de retención (IRT) que el relé calcula a partir de las corrientes de entrada. La Figura 4.5 muestra las características del relevador. El usuario puede ajustar esta característica ya sea como simple slope, (característica diferencial de porcentaje), o como de slope dual

Capítulo IV


(característica diferencial de porcentaje variable). El disparo ocurre si la cantidad de operación es mayor que el valor de la curva, para un valor de retención determinado. La cantidad de operación también debe satisfacer un valor mínimo de pickup. Los cuatro ajustes que definen la característica son:

O87P = mínimo nivel de IOP requerido para operación

SLP1 = Slope inicial, se inicia en el origen e intersectan a O87P en IRT = O87P · 100/SLP1

IRS1 = límite de IRT para la característica de operación SLP1; intersección en el punto de inicio de SLP2

SLP2 = segundo slope. Si se usa, debe ser mayor o igual que SLP1

La selección cuidadosa de estos ajustes, permite homologar muy cercanamente las características de los relevadores diferenciales que se han usado por mucho tiempo.

Fig.4.5.- Características diferencial con porcentaje de retención

4.4 Lógica de LED´s de señalización

El relevador tiene 16 LED´s en su panel frontal de la figura 4.6. Uno de ellos (EN) indica la condición operacional del relevador. 12 led´s funcionan como señalización específicas. Los tres restantes (LEDA, LEDB y LEDC) poseen lógica de señalización por defecto, pero pueden ser completamente programados por el usuario. El estado de los 12 LED’s (todos, excepto EN, A, B, C) es almacenado en memoria no volátil. Si se pierde la alimentación del relevador, estas 12 señalizaciones serán restauradas a su último estado, cuando se recupere la alimentación. El LED EN responde solamente a rutinas internas de autocomprobación, mientras A, B y C responden al estado actual de los Ajustes Globales de las respectivas ecuaciones de control SELOGIC. La disposición de los LED’s se muestra en la Tabla 4.7.

Capítulo IV


Fig. 4.6.- Relevador SEL-387. LED´s del panel frontal.

Asignación de LED’s

LED Leyenda Descripción 1 EN Relé habilitado 2 TRIP* Disparo del relé 3 INST* Dispar instantáneo

4 87‐1* Elemento diferencial 1 activado, al instante, o un ciclo después, de un flanco de subida de disparo



7 50* Elemento de sobrecorriente instantáneo o de tiempo definido activado, al instante, o un ciclo después, de un flanco de subida de disparo

8 51* Elemento de sobrecorriente temporizado activado, al instante, o un ciclo después, de un flanco de subida de disparo

9 A Fase A comprometida en la falla (LEDA, programable) 10 B Fase B comprometida en la falla (LEDB, programable) 11 C Fase C comprometida en la falla (LEDC, programable)

12 N* Elemento residual activado al instante, o ciclo después, de un flanco de subida de disparo

13 W1* Elemento de sobrecorriente enrollado 1 activado al instante, o un ciclo después, de un flanco de subida de disparo



16 W4* Elemento de sobrecorriente activado al instante, o un ciclo después, de un flanco de subida de disparo

*Indica señalización no valida

Tabla 4.7.- Descripción de las funciones de señalización básicas, asociadas a cada uno de los 16 LED´s

Capítulo IV


4.5 Aplicación del ajuste del relevador SEL-387 para un T221

Se desea aplicar un relevador SEL-387 a un transformador trifásico (T221), cuya relación de transformación es de 230/23KV, conexión estrella – estrella, el primario y secundario del transformador tienen una potencia máxima nominal de 45 MVA, los devanados tienen TC´s conectados en estrella, con una relación de transformación de 600/5 y 1200/5 (A) del lado de alta y baja respectivamente. De la figura (4.8) a la figura (4.10), se pueden visualizar los ajustes introducidos al software AcSELEerator.

DATOS

Conexión: Estrella-Estrella Potencia: 45 MVA Tensión: 230/23 KV. TC’s disponibles: AT 600/5, BT 1200/5 Calculo de corrientes nominales: Lado AT de donde

Lado BT de donde

Pasos a seguir:

1. El primer paso a realizar es establecer la identificación del relevador.

RID= PRUEBA

2. Selección de identificación de terminal.

TID= Subestación Sta. Fe

3. Se ajustan solo dos terminales para la zona diferencial, los ajustes son los siguientes:

E87W1 = Y E87W2 = Y

Estos ajustes habilitan los devanados 1 y 2 dejando los devanados 3 y 4 disponible para fines de sobrecorriente.

4. Se selecciona los ajustes de conexión de los TC´s y la relación de cada devanado, todos ellos conectados en estrella. Los ajustes son los siguientes:

230 kV 23 kV W1CT = Y W2CT = Y

CTR1 = 120 CTR2 = 240

Capítulo IV


5. Se ajuste la potencia nominal máxima del transformador. Usaremos este valor para todos los cálculos de tap que siguen:

MVA = 45

6. Se ingresaron los voltajes línea – línea, el relevador necesita estos voltajes para el cálculo de tap. Los voltajes están en unidades de kV. Para este ejemplo, ingresamos los siguientes valores:

VWDG1 = 230 VWDG2 =23

El relevador ahora calcula cada tap de corriente, usando la siguiente fórmula:

En consecuencia tenemos lo siguiente:

El relevador calcula estos tap’s automáticamente si es ingresada la potencia del transformador, si esta es ajustada en OFF, el usuario debe calcular los taps e ingresarlos individualmente. El relevador verificará si existe un error de la máxima razón de tap’s y notificará al usuario. Esto es, dividirá el mayor valor TAP2, en este caso 4.7, por el menor TAP1, correspondiente a 0.94, para obtener la razón de 5. Dado que es menor que 7.5, no es necesario modificar la razón de los TC´s.

7. Posteriormente se ajustan las características de los elementos diferenciales, para este ejemplo se seleccionaron característica de doble slope o diferencial de porcentaje variable, para maximizar la sensibilidad en corrientes bajas y tener una tolerancia mayor para saturación de los TC´s en el caso de fallas externas. Los ajustes son los siguientes:

8. O87P = 0.6 (Pickup de la corriente de Operación, en múltiplos de tap).

9. SLP1 = 25 (slope inicial 25%).

10. SLP2 = 60 (segundo slope de 60%).

11. IRS1 = 3.0 (límite del slope 1, corriente de retención en múltiplos de tap).

12. U87P = 10 (corriente de Operación diferencial sin retención, en múltiplos de tap).

13. PCT2 = 15 (bloqueo de operación, si la segunda armónica está sobre el 15%).

14. PCT5 = 35 (bloqueo de operación, si la quinta armónica está sobre el 35%).

15. TH5P = OFF (no hay alarma por quinta armónica).

Capítulo IV


16. DCRB = N (bloqueo por razón dc deshabilitado).

17. HRSTR = N (retención armónica deshabilitada).

18. IHBL = N (bloqueo de elementos no independiente; cualquier unidad que detecte segunda o quinta armónica sobre PCT2 ó PCT5 bloqueará todas las unidades).

Recuerde que el ajuste O87P debe permitir un valor de corriente de operación de al menos 0.1 • IN, para el menor tap. En este caso:

Por lo tanto el ajuste O87P = 0.6 es válido. Los ajustes de la unidad diferencial están completos, para esta aplicación.

Fig. 4.8.- Configuración de los ajustes.

Capítulo IV


Fig. 4.9.- Datos generales.

Capítulo IV


Fig. 4.10.- Ajuste de los elementos diferenciales.

Capítulo IV


Lógica de disparo y cierre En la figura (4.11), se puede apreciar la ecuación que fue habilitada para al ejecución de la prueba en la que se utiliza TR4= 87R + 87U + OC4 + LB4. Cuando tiene lugar una falla de tipo diferencial ya sea con retención o sin retención, este provoca una salida de disparo hacia un relevador de enclavamiento 86 externo, el cual dispara a los tres interruptores mediante contactos separados, para que esto ocurra es asignado el contacto de salida OUT104 = TRIP4 ilustrado en la figura (4.12), el cual manda la señal a la bobina de operación del relevador 86, OC4 habilita el comando de apertura del interruptor y LB3 Habilita un disparo manual desde el panel frontal del relevador. La variable ULTR4= 87R + 87U, definen la condición para desellar el sello de la lógica de disparo que se produce cuando TR4 toma un valor lógico uno, por lo que detecta el momento apropiado para desenergizar el circuito de disparo.

Fig. 4.11.- Lógica de disparo del relevador.

Capítulo IV


Fig. 4.12.- Contactos lógicos de salida 4.6 Resultados obtenidos de la prueba

a) Falla trifásica

Una falla trifasica interna se presenta cuando hay un aumento de corriente en las fases A,B,C, del transformador, en la figura (4.13) se ilustra el paneal frontal del relevador en el que se observa la operación de los elementos diferenciales de alta velocidad (87U y 87R), que se encargan de disparar a los interruptores, en nuestro ejemplo son asignados a la variable de disparo TR4, esta activa al TRIP4 el cual controla el contacto OUT104, conectado a un dispositivo de enclavamiento 86, que dispara todos los interruptores por medio de sus contactos. De igual modo se lleva a cabo la operación para una falla monofásica o bifásica con la diferencia de que solo operaran los elementos de cada fase. Así mismo se puede ver el aumento de las corrientes de los devanados de alta tensión con sus respectivos fasores, ilustrados es la figura (4.14).

Capítulo IV


Fig.4.13.- Señalizaciones del panel frontal

Fig.4.14.- Comportamiento fasorial de las corrientes.

Capítulo IV


b) Medidas diferenciales

El relevador tiene tres elementos diferenciales, uno por fase, denominados 87-1, 87-2 y 87-3. Las corrientes de “Fase A” de cada devanado son compensadas para las conexiones de los TC´s y del propio devanado, divididas por el valor del tap de cada devanado, estas se ingresan en los cálculos como el valor adimensional “múltiplo de tap”. Estos valores se suman en 87-1 en términos fasoriales, para determinar la corriente de operación (IOPk) y en términos escalares para el cálculo de la corriente de retención (IRTk) (k = 1, 2, 3, 4). Los valores de fase B y fase C son conducidos a 87-2 y 87-3 respectivamente. En la figura (4.15) se observa el despliegue de las corrientes a la frecuencia fundamental de operación y retención de cada elemento diferencial, en múltiplos de tap. Las corrientes de segunda y quinta armónica de cada elemento también se muestran, en múltiplos de tap. Estas son calculadas de la misma forma que las corrientes de operación usando las corrientes armónicas de cada devanado en una suma fasorial. Las magnitudes I1F2/IOP1, I2F2/IOP2, I3F2/IOP3 e I1F5/IOP1, etc., forman las bases de las características de bloqueo armónico. Para determinar si el bloqueo debe aplicarse, estas razones de armónicas a corriente fundamental de operación son comparadas con los ajustes de umbral de bloqueo seleccionados por los usuarios, PCT2 y PCT5.

Fig. 4.15.- Elementos diferenciales instantáneos.


» CONCLUSIÓN «

Debido a la creciente demanda de energía eléctrica, el sistema eléctrico de potencia debe ser incrementado en generación, transmisión y distribución, dando como resultado una mayor eficiencia y continuidad en el servicio. Para poder transportar dicha energía es necesario instalar subestaciones que nos permitan cambiar las características de la energía eléctrica, es por esto que se ha planteado la solución de implementar subestaciones móviles sobre derecho de vía, su instalación es relativamente rápida y puede ser transportada a cualquier lugar donde se necesite mayor capacidad de energía.

Las subestaciones móviles requieren de un buen sistema de protección para resguardar cada uno de sus elementos instalados y sobre todo proteger al elemento mas importante que es el transformador de potencia ante cualquier falla que se presente en la zona de protección, por lo que se presenta la necesidad de implementar nuevas tecnologías como es el caso de relevadores microprocesados, nuestra propuesta consiste en la sustitución de relevadores electromecánicos (87, 50, 51, 51T, y 67N) por un relevador microprocesado SEL-387 como una protección diferencial a un T221 de 45MVA. Cabe mencionar que este relevador cuenta con muchas otras funciones (Medición y reporte secuencial de eventos, compensación de conexión de TC´s, protección térmica, etc.), que contribuyen a un mejor funcionamiento de la protección, sin descartar los criterios a nivel internacional que se han acordado para poder brindar un mayor margen de protección (Sensibilidad, Selectividad, Velocidad, Confiabilidad, Precio), bajos la normalización de CFE y LFC, compañías paraestatales dedicadas al suministro de la energía eléctrica en la ciudad de México.


También se ha propuesto la implementación de una Protección Dual (dos relevadores en paralelo) la cual consiste en instalar dos relevadores SEL-387 con las mismas características de operación y bajo los mismos ajustes, durante una falla las dos protecciones operaran instantáneamente aislando al equipo, la aplicación de esta tecnología da como resultado minimizar espacio en los tableros de control y los diagrama esquemático de protecciones será más simple. Finalmente se concluye que las propuestas anteriormente descritas tienen el fin de garantizar la continuidad del servicio, la seguridad de los equipos y el personal, y como consecuencia una mayor eficiencia en el sistema eléctrico de potencia (SEP).

Anexo


NÚMEROS DE FUNCIÓN PARA DISPOSITIVOS DE SISTEMAS DE POTENCIA Y DESIGNACIÓN DE CONTACTOS

1 - Elemento maestro 2 - Relevador de arranque o de cierre, con retardo 3 - Relevador de comprobación o de enclavamiento (bloqueo condicionado) 4 - Contacto maestro 5 - Dispositivo de paro 6 - Interruptor o contactor de arranque 7 - Interruptor del ánodo 8 - Interruptor del circuito de control 9 - Dispositivo inversor 10 - Interruptor de secuencia de unidad 11 - Dispositivo multifunción 12 - Dispositivo de sobrevelocidad 13 - Dispositivo de velocidad sincrónica 14 - Dispositivo de baja velocidad 15 - Dispositivo igualador de velocidad o frecuencia 16 - Reservado para aplicaciones futuras 17 - Interruptor o contactor de descarga 18 - Dispositivo acelerador o desacelerador 19 - Contactor o relevador de transición de arranque a marcha 20 - Válvula de operación eléctrica 21 - Relevador de distancia 22 - Interruptor o contactor igualador 23 - Dispositivo de control de temperatura 24 - Relevador de voltaje/frecuencia 25 - Dispositivo de sincronización o de comprobación de sincronismo 26 - Dispositivo térmico de aparatos o máquinas 27 - Relevador de bajo voltaje 28 - Detector de flama 29 - Interruptor o contactor de aislamiento (separación) 30 - Relevador indicador 31 - Dispositivo para excitación separada 32 - Relevador direccional de potencia 33 - Contacto de posición 34 - Dispositivo maestro de secuencia 35 - Dispositivo para operar escobillas o para poner en corto circuito anillos colectores 36 - Dispositivo de polaridad o de polarización de voltaje 37 - Relevador de baja potencia o baja corriente 38 - Dispositivo de protección de chumacera 39 - Monitor de condiciones mecánicas 40 - Relevador de campo 41 - Interruptor del campo 42 - Interruptor de marcha 43 - Dispositivo manual de transferencia o selección 44 - Relevador de iniciación de secuencia de la unidad 45 - Monitor de condiciones atmosféricas 46 - Relevador de corriente de fases invertidas o desbalance de fases en corriente 47 - Relevador de voltaje de fases invertidas o desbalance de fases en tensión 48 - Relevador de secuencia incompleta 49 - Relevador térmico de máquinas o transformadores 50 - Relevador instantáneo de sobrecorriente o detector de gradiente de corriente

Anexo


51 - Relevador de sobrecorriente de corriente alterna, de tiempo inverso o definido 52 - Interruptor de corriente alterna 53 - Relevador de excitador o de generador de corriente directa 54 - Dispositivo de giro de rotor 55 - Relevador de factor de potencia 56 - Relevador de aplicación del campo 57 - Dispositivo para poner en corto circuito o a tierra 58 - Relevador de falla de rectificación 59 - Relevador de sobrevoltaje 60 - Relevador de desequilibrio de voltajes o corrientes 61 - Relevador para monitoreo de densidad 62 - Relevador de paro o apertura, con retardo 63 - Relevador de presión 64 - Relevador para protección a tierra que no está conectado al secundario de los transformadores de corriente 65 - Gobernador o regulador de velocidad 66 - Dispositivo limitador de operaciones o de ajuste fino de posición 67 - Relevador direccional de sobrecorriente para corriente alterna 68 - Relevador de bloqueo 69 - Dispositivo de control condicionado 70 - Reóstato 71 - Relevador de nivel 72 - Interruptor o contactor de corriente directa 73 - Contactor de resistencia de carga 74 - Relevador de alarma 75 - Mecanismo cambiador de posiciones 76 - Relevador de sobrecorriente de corriente directa 77 - Dispositivo de telemedición 78 - Relevador de protección que mide desplazamientos angulares entre corrientes, entre voltajes o entre ambos 79 - Relevador de recierre de corriente alterna 80 - Relevador de flujo de líquido o gas 81 - Relevador de frecuencia 82 - Relevador de recierre de corriente directa 83 - Relevador automático de transferencia, o de control selectivo 84 - Mecanismo de operación 85 - Relevador receptor para onda portadora o para hilo piloto 86 - Relevador de bloqueo definitivo 87 - Relevador de protección diferencial 88 - Motor o motor-generador auxiliar 89 - Interruptor de línea 90 - Dispositivo de regulación 91 - Relevador direccional de voltaje 92 - Relevador direccional de voltaje y de potencia 93 - Contactor cambiador de campo 94 - Relevador de disparo o de disparo libre 95-99 Se usarán únicamente para aplicaciones específicas en instalaciones donde ninguno de los números asignados del 1 al 94 resulten adecuados. Los números anteriores se usan para designar las funciones de los dispositivos en todos los tipos de mecanismos de control manuales o automáticos. Las letras se usan como sufijos con números de función de dispositivos o la cantidad como:

Anexo


C Bobina de cierre Y Relevador o contactor auxiliar O Relevador o contactor de apertura C Relevador o contactor de cierre PB Botón de operación AM Ampérmetro VM Vóltmetro WM Wáttmetro VARM Vármetro WHM Watthorímetro VARHM Varhorímetro FM Frecuencímetro MM Multimedidor CA Conmutador de ampérmetro CV Conmutador de vóltmetro TA Transductor de corriente TV Transductor de tensión TW Transductor de potencia activa TVAR Transductor de potencia reactiva TWH Transductor de energía activa TVAR Transductor de energía reactiva TF Transductor de frecuencia Para indicar en los dispositivos principales los contactos auxiliares que se mueven como parte del mismo dispositivo y no son actuados por medios externos, se designan como sigue: “a” Abierto cuando el dispositivo principal está desenergizado o en posición no operada. “b” Cerrado cuando el dispositivo principal está desenergizado o en posición no operada.

» BIBLIOGRAFÍA «


[1]. B M. Weedy. México (1982). Sistemas Eléctricos de Gran Potencia. Edición 2a. Editorial REVERTE. Páginas 525. [2]. Enríquez Harper, Gilberto. México (2005). Fundamentos de Instalaciones Eléctricas de Media y Alta Tensión. Edición 2a. Editorial LIMUSA. Páginas 509. [3]. Enríquez Harper, Gilberto. México (2006). Elementos de Diseño de Subestaciones Eléctricas. Edición 2a. Editorial LIMUSA. Paginas 626. [4]. Enríquez Harper, Gilberto. México (1983). Elementos de Centrales Eléctricas II. Pre edición 1a. Editorial LIMUSA. Páginas 780. [5]. Enríquez Harper, Gilberto. México (1996). Fundamentos de Protección de Sistemas Eléctricos por Relevadores. Edición 2a. Editorial LIMUSA. [6]. Especificación CFE VY50O-16. México. Marzo 1982. Criterios Generales de Diseño Eléctrico para los Servicios Propios de Subestaciones de Potencia. Esta especificación ha sido elaborada por la Gerencia de Proyectos de Transmisión y Transformación perteneciente a la Subdirección de Construcción. [7]. Especificación provisional CFE VY200–47. México. Diciembre 1993. Subestaciones Móviles de Potencia. Esta especificación ha sido elaborada por la Subdirección de Distribución y Gerencia de Laboratorio. [8]. Especificación LFC–ING–141. México. Mayo 2001. Subestaciones Móviles de Potencia de 30MVA de 85KV a 23KV. Esta especificación ha sido elaborada por la Subdirección de Plantación Estratégica, Gerencia de Ingeniería. [9]. Especificación LFC-ING-001. México. Mayo 2001. Relevadores y Equipo de Medición Basados en Microprocesadores. Gerencia de Ingeniería. [10]. Especificación LFC-ING-178. México. Febrero 2008. Subestaciones Móviles de potencia de 45 MVA de 230 KV a 23 KV. Gerencia de Ingeniería. [11]. Especificación NMX – J – 284 – ANCE – 1998. Productos Eléctricos – Transformadores de Potencia. La presente norma fue emitida por la Asociación Nacional de Normalización y Certificación del Sector Eléctrico, "ANCE", en fecha 03-05-99, y aprobada por el Comité de Normalización de la ANCE, "CONANCE", y por el Consejo Directivo de la ANCE. [12]. GUÍA CFE 00200-02. México. Marzo 1995. Diagramas Unifilares de Arreglos Para Subestaciones. Esta guía ha sido elaborada de acuerdo con las bases generales para la normalización en CFE. La propuesta de revisión fue preparada por la coordinación de proyectos termoeléctricos.

BIBLIOGRAFÍA.


[13]. José Raúl Martin. México (1992). Diseño de Subestaciones Eléctricas. Edición 1a. Editorial Mc GRAW HILL. Páginas 510. [14]. (Luz y Fuerza del Centro). Manual de Diseño de Subestaciones. Subdirección de Planeación Estratégica, Gerencia de Ingeniería, Subgerencia de Desarrollo Tecnológico México 1903 – 2003. Página 706. [15] Manual de Instrucciones, Relevador diferencial de corriente SEL-387. Schweitzaer Engineering Laboratories, ING. [16] Manual, Informe Anual 2008 (Subestaciones y líneas de Transmisión). Subdirección de Transmisión, Coordinación de Transmisión (CFE). [17]. http://www.lfc.gob.mx [18]. http://www.cfe.gob.mx [19]. http://www.iem.com.mx/Productos/Subestaciones.

instituto politÉcnico nacional...contenido instituto politécnico nacional. iii capítulo iv...

Documents