ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE POTENCIA ESPECIFICACIÓN CFE G

Transcripción

1 TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE JUNIO 2013 REVISA Y SUSTITUYE A LA EDICIÓN DE SEPTIEMBRE 2002 MÉXICO

2 PREFACIO Esta especificación ha sido elaborada de acuerdo con las Bases Generales para la Normalización en CFE. La propuesta de revisión fue preparada por la Subdirección de Transmisión. Revisaron y aprobaron la presente especificación las áreas siguientes: SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN GERENCIA DE LAPEM SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN COORDINACIÓN DE PROYECTOS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN El presente documento normalizado entra en vigor a partir de la fecha abajo indicada y será actualizado y revisado tomando como base las observaciones que se deriven de la aplicación del mismo. Dichas observaciones deben enviarse a la Gerencia de LAPEM, cuyo Departamento de Normalización coordinará la revisión. Esta especificación revisa y sustituye a la edición de septiembre de 2002, y a todos los documentos normalizados de CFE relacionados con esquemas normalizados de protecciones para transformadores de potencia que se hayan publicado. ~ ING. LUIS JAV REYRE RIZO GERENT.::;uu I1L.-LAPEM NOTA: Entra en vigor a partir de: Rev

3 C O N T E N I D O 1 OBJETIVO 1 2 CAMPO DE APLICACIÓN 1 3 NORMAS QUE APLICAN 1 4 DEFINICIONES Esquemas de Protección Pruebas Prototipo Pruebas Dinámicas Funcionales Transformador Autotransformador Reactor 1 5 SIMBOLOS Y ABREVIATURAS 2 6 CARACTERISTICAS Y CONDICIONES GENERALES Esquemas Normalizados de Protección Características de los Esquemas de Protección Características Específicas de las Funciones de Protección Esquema de Protección de Transformadores de Potencia Lógica de Disparo para Bancos de Transformadores y Autotransformadores Lógica de Disparo para Bancos de Reactores Monofásicos en Aceite Conectores en Paralelo a las Barras y Líneas de Transmisión con y sin Reactor de Neutro Lógica de Disparo para Reactores Trifásicos en Aceite Conectados en Delta del Terciario del Transformador Lógica de Disparo Rápido de Bus Disparo Segregado de Alimentadores por Sobrecarga de Bancos Lógica de Disparo para Fallas Simultáneas en Circuitos de Media Tensión 14 7 BIBLIOGRAFIA 14

4 1 OBJETIVO 1 de 14 Definir los esquemas normalizados de protección para transformadores, autotransformadores y reactores de potencia. 2 CAMPO DE APLICACIÓN Transformadores, autotransformadores y reactores con tensiones primarias desde 34,5 kv hasta 400 kv que utiliza la Comisión Federal de Electricidad (CFE). 3 NORMAS QUE APLICAN NMX- J-284-ANCE-2006 IEC SER-2012 CFE G PE K Transformadores y Autotransformadores de Potencia-Especificaciones. Communication Networks and Systems in Substations All PARTS. Características Técnicas para Relevadores de Protección. Procedimiento para la Operación y Mantenimiento del Listado de Reveladores de Protección y Registradores de Disturbios Aprobados por CFE. NOTA: En caso de que los documentos anteriores sean revisados o modificados debe tomarse en cuenta la edición en vigor o la última edición en la fecha de apertura de la convocatoria de la licitación, salvo que la Comisión indique otra cosa. 4 DEFINICIONES 4.1 Esquemas de Protección Es un grupo o arreglo de dispositivos que se interconectan o interrelacionan para proteger a los equipos eléctricos primarios, detectando condiciones anormales de operación para evitar o reducir daños mayores al elemento primario. 4.2 Pruebas de Prototipo Referirse de acuerdo al procedimiento PE K Pruebas Dinámicas Funcionales Referirse de acuerdo al procedimiento PE K Transformador Referirse a la norma de acuerdo a la NMX- J-284-ANCE. 4.5 Autotransformador Referirse a la norma de acuerdo a la NMX- J-284-ANCE. 4.6 Reactor Referirse a la norma de acuerdo a la NMX- J-284-ANCE.

5 2 de 14 5 SIMBOLOS Y ABREVIATURAS Dispositivo Dispositivo FUNCION Físico Lógico ANSI DESCRIPCIÓN PT1 Relevador Multifunción para protección de bancos de transformación PT2 Relevador Multifunción para protección de bancos de transformación PDFT 87T Protección diferencial de transformador PBF RBRF 50FI Protección de falla de interruptor PORN 51NR Protección de sobrecorriente temporizada de neutro de reactor POR POCR 51R Protección de sobrecorriente de reactor PVT POVT 59NT Relevador de Sobretensión por corrimiento del neutro de terciario del transformador o autotransformador 86T Relevador auxiliar de disparo y bloqueo sostenido de transformador 86R Relevador auxiliar de disparo y bloqueo sostenido de reactor 86FI Relevador auxiliar de disparo y bloqueo sostenido por falla de interruptor PDFR 87R Relevador diferencial de reactor PDRN 87RN Relevador diferencial de reactor de neutro MMF MPQM MM Medidor Multifunción POTP 51H Protección de respaldo del lado primario del transformador POTS 51L Protección de respaldo lado secundario del transformador 51NT Protección de respaldo de autotransformador POTT 51T Protección de respaldo lado terciario del transformador PONT 51NT-H 51NT-L Protección de Neutro de Transformador PSP POSP 51SP Relevador de sobrecorriente de servicios propios Protecciones propias contenidas en transformador, autotransformador, reactor de fase y reactor de neutro. 49T Relevador térmico de sobrecarga (Imagen Térmica o TRO). 63T Relevador Buchholz tanque principal. 63P Dispositivo de sobrepresión tanque principal. 26 Q Disparo por sobretemperatura de aceite. 63PC Disparo por sobrepresión en cambiador. 63F Disparo por flujo de aceite en el cambiador.

6 3 de 14 6 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES 6.1 Esquemas Normalizados de Protección Transformadores de potencia Los esquemas de protección se clasifican de la siguiente manera: a) Transformadores de Potencia de dos devanados de 1 a menos de 7.5 MVA. b) Transformadores de potencia de dos devanados 7.5 MVA. c) Transformadores de potencia de tres devanados 10 MVA. d) Autotransformadores 10 MVA. e) Reactores Monofásicos con reactor de Neutro 5 MVA. f) Reactores Trifásicos < 5 MVA. 6.2 Características de los Esquemas de Protección Todos los relevadores que forman parte de los esquemas normalizados de protección para transformadores de potencia, deben cumplir con lo establecido en la especificación CFE G El procedimiento de aprobación de los relevadores consiste en pruebas prototipo y dinámicas funcionales de acuerdo con lo establecido en el procedimiento PE-K Protección diferencial para transformador (PT1, PT2) a) Operación tripolar. b) Debe de contar con una función de sobrecorriente en cada una de las entradas de corriente (restricción) para realizar lo siguiente. - protecciones de sobrecorriente del lado de alta del transformador ( 51H), - protección de sobrecorriente del lado de baja del transformador (51L), - protección de sobrecorriente del terciario del transformador (ver aplicaciones con servicios propios, para transformadores de tres devanados) (51T), - protección de sobrecorriente del neutro, debe proteger de forma independiente cada punto de aterrizamiento con lo que cuente el transformador. (51NTH, 51NTL), c) Debe contar con una restricción por cada entrada de corriente para cada devanado. Para los devanados en alta y baja tensión debe haber una restricción por cada interruptor, conforme al arreglo de barras. En caso de requerirse restricciones adicionales se debe especificar en características particulares Protección de Sobrecorriente para el Terciario (51T) a) Operación tripolar.

7 4 de Protección de Falla de Interruptor (50FI) a) Operación tripolar. b) Función de detección de arqueo interno o externo del interruptor (flashover) solo para tensiones del lado primario de 230 V a 400 kv. En caso de requerirse se debe especificar en CARACTERISTICAS PARTICULARES. c) Relevador auxiliar de disparo con bloqueo de cierre y reposición manual (86FI). Se acepta como función adicional del relevador 50FI Protección de Tensión (59NT) contra Aterrizamiento del Devanado Terciario a) Operación solo como alarma. b) La señal de tensión se debe obtener de una conexión delta abierta en los TP s conectados al terciario. 6.3 Características Específicas de las Funciones de Protección Todas las funciones de protección de los relevadores PT1 y PT2 deben cumplir con lo establecido en la especificación CFE G Características Técnicas para Relevadores de Protección. El procedimiento de aprobación de los funciones de protección de los relevadores PT1 y PT2 consiste en pruebas prototipo y dinámicas funcionales de acuerdo con lo establecido en el procedimiento PE K Las funciones de protección diferencial de transformador (87T) de los relevadores PT1 y PT2 deben tener diferente algoritmo. Los relevadores PT1 y PT2 deben contener la función de protección disparo y bloqueo sostenido (86T), en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador biestable independiente tipo LATCH. Los disparos de la PT1 y PT2, deben operar directamente al equipo primario y al 86T; mientras que las protecciones propias del banco deben operar directamente sobre la función 86T. La función de protección 86T, deben realizar el bloqueo y disparo sostenido sobre los interruptores propio, medio del banco y del lado de baja tensión. El arranque de Los relevadores 50FI se deben obtener directamente de los relevadores PT1 y PT2, incluyendo las protecciones propias del banco. Debe contar con señalización de operación y alarma por disparo de las protecciones propias del transformador. En transformadores con unidades monofásicas se debe contar con señalizaciones de alarma por fase. La función de protección de falla interruptor 50FI se acepta como función adicional de la protección PT1 Y PT2 y/o diferencial de barras para niveles de tensión 161 kv, en caso que no la contenga se debe proporcionar un relevador independiente. Para niveles de tensión 400 kv y 230 kv debe ser un relevador independiente. 6.4 Esquema de Protección de Transformadores de Potencia Esquema de protección de transformadores de potencia de 1 a menos de 7.5 MVA con dos devanados a) Fusible de potencia del lado primario del transformador. b) Protección de sobrecorriente del lado de baja del transformador (51L).

8 c) Protección de sobrecorriente de neutro del transformador (51NT). 5 de 14 d) Cuando se solicite en Características Particulares, para transformadores de dos devanados de 1 a menos de 7.5 MVA, se debe suministrar un esquema de protección de la figura 1. e) Todos los transformadores de potencia mayores a 7.5 MVA cuentan con. 4 PP X PR P R FIGURA 1 - Esquema de protección para transformadores de potencia de 1 MVA a 10 MVA de dos devanados con conexión delta-estrella Esquema de protección de transformadores de potencia de 7.5 MVA y mayores con dos devanados conexión delta-estrella a) Protección Diferencial de Transformador PT1, relevador independiente. b) Protección Diferencial de Transformador PT2, relevador independiente. c) La PT1 y la PT2 deben contar con las funciones adicionales 51H, 51L y 51NTL. d) Se acepta como función adicional de la PT1 o PT2 o 87B el 50FI, solo para tensiones 161 kv y menores. e) Protecciones propias contenidas en el transformador (63T, 63P, 49T). f) El número de relevadores 50FI depende del arreglo de la subestación. g) Para tensiones menores o iguales a 34.5 kv no se requiere la función 50FI, véase figura 2.

9 6 de 14 H1 X1 RD 50FI 87B 87B 50FI RD MED X0 51H 87T 51L PT2 51NTL 51H 87T 51L PT1 51NTL FIGURA 2- Esquema de protección para transformadores de potencia iguales o mayores a 7.5 MVA y de dos devanados con conexión delta-estrella Esquema de Protección de Transformadores de Potencia de 7.5 MVA y mayores con tres Devanados Conexión Estrella-Estrella-Delta con servicios propios a) Protección Diferencial de Transformador PT1, relevador independiente. b) Protección Diferencial de Transformador PT2, relevador independiente. c) La PT1 y la PT2 deben contar con las funciones adicionales 51H, 51L, 51NT-H y 51NT-L. d) Protección de sobre corriente de Terciario 51T, esta protección debe incluir la función 59 NT. e) Se acepta como función adicional de la PT1 o PT2 o 87B el 50FI, solo para tensiones 161 kv y menores. f) Protecciones propias contenidas en el transformador (63T, 63P, 49T). g) El número de relevadores 50FI depende del arreglo de la subestación, véase figura 3. h) Para tensiones menores o iguales a 34.5 kv no se requiere la función 50FI. i) Protección de sobrecorriente de fases y neutro residual para el alimentador de servicios propios, relevador independiente.

10 7 de 14 j) Cuando no existan servicios propios conectados al terciario, la protección PPA 51SP y la restricción de la 87T de la PT1 y PT2, se deben dejar disponibles a tablillas para su conexión futura a los TCs faltantes. H1 Y1 59NT RD 50FI 87B Y2 51T 3 TP s X1 51T 51SP 87B 50FI RD MED H0 X0 51H 87T 51L 51NTH PT2 51NTL 51H 87T 51L 51NTH PT1 51NTL FIGURA 3 - Esquemas de protección para transformadores de potencia de 7.5 MVA y mayores con tres devanados con conexión estrella- estrella-delta

11 8 de Esquema de protección de autotransformadores de potencia de 10 MVA y mayores con tres devanados conexión estrella-estrella-delta con servicios propios a) Debe de cumplir con el esquema de protección establecido en el punto b) En este esquema de protección solo se cuenta con una protección 51NTL conforme a la figura 4. H1 Y1 59NT RD 50F1 87B Y2 3 TP s X1 51T PPA 87B 50FI RD MED H0-X0 51H 87T 51L 51NT PT2 51H 87T 51L 51NT PT1 FIGURA 4 - Esquemas de protección para autotransformadores de potencia de 10 MVA y mayores

12 9 de Esquema de protección para reactores en aceite de línea monofásicos y con reactor de neutro a) Protección Diferencial de alta impedancia para reactor de fase 87RZ, relevador independiente. b) Protección Diferencial de alta impedancia para reactor de neutro 87RZN, relevador independiente. c) Protección de sobrecorriente de fases en el lado primario 51R. d) Protección de sobrecorriente de neutro del reactor 51NR. e) El número de relevadores 50FI depende del arreglo de la subestación. Para tensiones mayores a 161 kv debe ser un relevador independiente. f) En tensiones iguales o menores a 161 kv, se acepta como función adicional de 87R, en caso de que dicho relevador no cuente con esta función se deberá suministrar un relevador independiente. g) Relevador de bloqueo sostenido, 86FI. Se acepta como función adicional de los relevadores 50FI, 87R o 87RN, véase figura 5. REACTOR MONOFÁSICO REACTOR DE NEUTRO H1 H0 HT H0 MED 51R 51NR 50FI 87R 87NR RD FIGURA 5 Esquemas de protección para reactores de línea monofásicos con reactor de neutro

13 10 de Esquema de protección para reactores trifásicos en aceite para conexión a barra y para reactores de línea sin reactor de neutro a) Protección Diferencial de alta impedancia para reactor de fase 87RZ, relevador independiente. b) Protección de sobrecorriente de fases en el lado primario 51R. Se acepta como función adicional de 87R, en caso de el relevador no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente. c) Protección de sobrecorriente de neutro del reactor 51NR. Se acepta como función adicional de 87RN, en caso de el relevador no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente. d) El número de relevadores 50FI depende del arreglo de la subestación. Debe estar contenida en el relevador PRP como función adicional. e) Relevador de bloqueo sostenido, 86FI. Se acepta como función adicional de los relevadores 50FI, 87R. H1 H0 MED 51R 87B 51NR RD 50FI 87R FIGURA 6 Esquemas de protección para reactores trifásicos para conexión a barras y para reactores de línea sin reactor de neutro

14 11 de Esquema de protección para reactores en aire conectados en el terciario de los bancos de transformación a) Protección de sobrecorriente de fases en el lado primario 51R, véase figura 7. H1 H0 51R FIGURA 7 Esquemas de protección para reactores en aire conectados en el terciario de los bancos de transformación Esquema de protección para reactores en aceite conectados en el terciario de los bancos de transformación a) Protección Diferencial de alta impedancia para reactor de fase 87RZ, relevador independiente. b) Protección de sobrecorriente de fases en el lado primario 51R. Se acepta como función adicional de 87R, en caso de el relevador no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente. c) Protección de sobrecorriente de neutro del reactor 51NR. Se acepta como función adicional de 87RN, en caso del relevador no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente y conectarse de forma separada, véase figura 8.

15 12 de 14 H1 H0 MED 51R 87R FIGURA 8 Esquemas de protección para reactores en aceite conectados en el terciario de los bancos de transformación 6.5 Lógicas de Disparo para Bancos de Transformadores y Autotransformadores a) La operación de las protecciones PT1 y PT2 deben disparar bobina 1 y bobina 2 de los interruptores 52H, 52L y 52T. b) La operación de las funciones de protección 87T1, 87T2, 51T, 59NT, 63P, 63PC, 63T y 63F, deben disparar al 86T1 y 86T2. Y a su vez deben enviar señal para arranque de las funciones 50FI-H y 50FI-L. c) La operación de las protecciones 86T1 y/o 86T2, deben bloquear el cierre de los interruptores 52H, 52L y 52T, con desbloqueo local incluido. d) La operación de las protecciones 51H (51GH*), 51NH y 51 NL. Deben disparar los interruptores 52H, 52L y 52T y enviar señal para arranque de las funciones 50FI-H y 50FI-L. e) La operación de la protección 51L (51GL**) debe disparar el interruptor 52L y enviar señal para arranque de las función 50FI-L. f) La operación de las protecciones 49T y 26Q deben disparar el interruptor 52L y enviar señal para arranque de las función 50FI-L. Y debe incluir el esquema de disparo segregado de alimentadores por sobrecarga en caso de que se solicite en CARACTERISTICAS PARTICULARES. g) La señalización de alarmas y operación de las protecciones propias del banco deben señalizar su operación a las protecciones PT1 y PT2. h) La operación de las protecciones 50FI lado alta y baja tensión; deben disparar todos los interruptores asociados (propio ó transferencia) del lado opuesto del transformador.

16 13 de Lógica de Disparo para Bancos de Reactores Monofásicos en Aceite Conectados en Paralelo a las Barras y Líneas de Transmisión con y sin Reactor de Neutro a) La operación de las protecciones 87R, 87RN, 51NR y 51R deben disparar bobina 1 y bobina 2 del interruptor 52R. b) La operación de 87R, 87RN, 51R, 51NR, 63Pf, 63Tf, 63Pn, 63Tn debe disparar el 86R y su vez enviar señal para arranque de la función 50FI-R. c) La operación de la protección 86R debe bloquear el cierre del interruptor 52R. d) La operación de las protecciones 49Tf, 49Tn, 26Qf, 26Qn deben disparar el interruptor 52R y enviar señal de arranque del 50FI-R. e) La señalización de alarmas y operación de las protecciones propias del banco deben señalizar su operación a la protección 87R y 87RN respectivamente. f) Los relevadores 87R y 87RN deben contener la función de protección disparo y bloqueo sostenido ( 86R), en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador biestable independiente tipo LATCH. g) La operación de los 86FIR debe realizar el bloqueo y disparo sostenido de los interruptores asociados al reactor; para el caso de reactores asociados a barras debe operar además sobre el relevador 86BU y para el caso de líneas de transmisión debe disparar el interruptor de línea y enviar el disparo transferido directo DTD al extremo remoto. 6.7 Lógica de Disparo para Reactores Trifásicos en Aceite Conectados en Delta del Terciario del Transformador a) La operación de las protecciones 87R y 51R deben disparar bobina 1 y bobina 2 del interruptor 52R. b) La operación de 87R, 51R, 63P y 63T debe disparar el 86R y su vez enviar señal para arranque de la función 50FI-R. c) La operación de la protección 86R debe bloquear el cierre del interruptor 52R. d) La operación de las protecciones 49T y 26Q, deben disparar el interruptor 52R y enviar señal de arranque del 50FI-R. e) La señalización de alarmas y operación de las protecciones propias del banco deben señalizar su operación a la protección 87R.. f) El relevador 87R debe contener la función de protección disparo y bloqueo sostenido (86R), en caso de que no cuente con esta función se debe suministrar un relevador biestable independiente tipo LATCH. g) La operación de los 86FIR debe realizar el disparo y bloqueo sostenido de cierre sobre el interruptor 52R, además debe enviar disparo sobre el relevador 86T del transformador asociado. 6.8 Lógica de Disparo Rápido de Bus a) Esta lógica es aplicable a esquemas de protección en tensiones de 34.5 kv o menores, y contenida en los relevadores PT1 y PT2.

17 14 de 14 b) El objetivo de esta lógica es liberar una falla en la barra de baja tensión, en un tiempo menor a las protecciones de respaldo 51H, 51NT y 51NL. c) El disparo rápido de BUS debe ejecutarse cuando no existan aportaciones a la falla de los alimentadores conectados a la misma barra mediante el disparo del interruptor 52L, con un tiempo mínimo de operación de 4 a 6 ciclos. d) El disparo rápido de BUS debe inhibirse cuando se trate de una falla en un circuito conectado a la misma barra. e) La lógica de bloqueo se debe enviar mediante una señal binaria cableada o mensaje GOOSE desde los relevadores de alimentadores cuando detecten una corriente de falla, propiciada por falla de alimentador. Es decir el disparo del interruptor de baja tensión del transformador por operación de la lógica de disparo rápido de BUS está condicionado a que ninguna de las protecciones de los alimentadores 50/51 haya emitido un bloqueo. f) Esta función debe poder deshabilitarse por el usuario en los relevadores PT1 y PT2 mediante una tecla de función. 6.9 Disparo Segregado de Alimentadores por Sobrecarga de Bancos a) Esta lógica se aplica para realizar el disparo por sobrecarga del transformador, disparando los alimentadores de baja tensión, previamente seleccionados, que permitan aliviar la sobrecarga. b) El disparo será enviado a los relevadores 50/51 de los alimentadores de baja tensión, lo realiza las protecciones PT1 y PT2, cuando se arranca el elemento de sobrecorriente de tiempo ajustado para disparar por sobrecarga Lógica de Disparo para Fallas Simultáneas en Circuitos de Media Tensión a) Esta lógica es aplicable a esquemas de protección en tensiones de 34.5 kv o menores, y contenida en los relevadores PT1 y PT2. b) Esta lógica se aplica para evitar la perdida de la coordinación de protecciones de sobre corriente ante fallas simultáneas que se presentan en dos o más circuitos de distribución. c) Esta lógica se debe implementar en los relevadores PT1 y PT2 y la comunicación con los relevadores de alimentadores, debe ser a través de cobre o mensajes GOOSE de acuerdo a la especificación IEC BIBLIOGRAFÍA [1] PE-K Procedimiento Técnico para Realizar la Inspección y Aceptación de Bienes. [2] IAP-G Instructivo para la Aceptación de Prototipos de Reveladores de Protección.