UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA ELÉCTRICA ZONA POZA RICA - TUXPAN

Transcripción

1 FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA ELÉCTRICA ZONA POZA RICA - TUXPAN Coordinación de protecciones para la subestación eléctrica Buenavista de la zona de distribución de PozaRica C.F.E. T E S I N A QUE PARA OBTENER EL TITULO DE: INGENIERO MECANICO ELECTRICISTA P R E S E N T A N: Edgar Romero Castellanos Poza Rica de Hidalgo, Veracruz

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3 INDICE PAG. INTRODUCCIÓN... 3 CAPITULO I ENUNCIACIÓN DEL TEMA. Justificación... 7 Metodología... 8 Enunciación y delimitación del tema... 9 Objetivos Premisas CAPITULO II MARCO CONTEXTUAL. Antecedentes Delimitación geográfica CAPITULO III MARCO TEORICO. 1.0 Teoría del cortocircuito Tipos de fallas Fuentes de aportación de cortocircuito Métodos de estudio de cortocircuito Valores de cortocircuito en la S.E. Buenavista Protección por relevadores Generalidades Clasificación de los relevadores Transformadores de instrumento Interruptores Protección del transformador Curva de daño Clasificación de los transformadores Dispositivos de protección del transformador Protección del transformador de la S.E. Buenavista

4 4.0 Propuesta de coordinación de protecciones Selección de protecciones Ventajas de la propuesta de coordinación Análisis de precios unitarios Costo de la obra CONCLUSIÓN BIBLIOGRAFIA

5 INTRODUCCIÓN 3

6 INTRODUCCION Los sistemas eléctricos de distribución, son el medio que permite que la energía eléctrica sea entregada a los centros de consumo una vez que ésta ha sido generada en las centrales o plantas eléctricas. Un sistema de distribución esta conformado por diversos tipos de instalaciones, desde las líneas de subtransmisión y subestaciones de distribución, hasta las líneas y redes de distribución primarias y secundarias. Cada una de estas instalaciones dispone a su vez de diferentes equipos o dispositivos, cuyas funciones son muy amplias. Los dispositivos de protección tienen la finalidad de mantener tanto la seguridad de los equipos e instalaciones, como de las personas que se encuentran en su entorno, garantizando la continuidad en el suministro de la energía eléctrica. Un sistema de protección se establece bajo la premisa de la existencia de fallas o disturbios originados por agentes internos o externos al sistema, y su objetivo no es evitar tales fenómenos, sino minimizar sus efectos sobre el sistema. La adecuada selección y coordinación de los dispositivos de protección, son fundamentales para el correcto funcionamiento del sistema de protección y por consecuencia para la operación confiable del sistema de distribución. En la subestación eléctrica Buenavista deben ser protegidos los equipos existentes en ella. Para lograr un óptimo nivel de protección en los equipos, que se verá reflejado en la continuidad de la energía eléctrica, se realiza una propuesta; para dicha propuesta se contempla el aspecto económico, técnico y de seguridad reflejando una buena proyección de la obra aplicando la ingeniería para realizar la protección adecuada contra el cortocircuito basado en un estudio del mismo así como la buena coordinación de protecciones para esta subestación logrando con ello una mayor eficiencia y un mejor rendimiento del equipo instalado. 4

7 Para su desarrollo, este trabajo de investigación se estructura en su parte inicial por su introducción, justificación y la metodología empleada para su elaboración. Después se divide en tres capítulos conformados de la siguiente manera: El capítulo I es conformado por la enunciación del tema ofreciendo un panorama general sobre el estudio de cortocircuito y la coordinación de protecciones para la subestación eléctrica Buenavista, así como los objetivos que se pretenden alcanzar con la elaboración de este trabajo de investigación y las premisas sobre el tema abordado. El capítulo II lo integra el marco contextual que es el espacio donde se lleva a cabo la investigación que en este caso es la subestación eléctrica Buenavista de la C.F.E. Aquí se muestran sus antecedentes, la delimitación geográfica del lugar, características, personal que labora, tiempo requerido y la relación de éste trabajo con el contexto. El capitulo III es en sí el marco teórico que es integrado por todos los temas y subtemas relacionados con el estudio de cortocircuito y la coordinación de protecciones estructurado de la manera siguiente: 1.0 TEORIA DEL CORTO CIRCUITO TIPOS DE FALLAS. 1.2 FUENTES DE APORTACIÓN DE CORTO CIRCUITO METODOS DE ESTUDIO DEL CORTO CIRCUITO VALORES DE CORTO CIRCUITO EN LA S.E. BUENAVISTA. 2.0 PROTECCIÓN POR RELEVADORES. 2.1 GENERALIDADES. 2.2 CLASIFICACIÓN DE LOS RELEVADORES. 2.3 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO. 2.4 INTERRUPTORES. 3.0 PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR. 3.1 CURVA DE DAÑO. 3.2 CLASIFICACION DE LOS TRANSFORMADORES. 3.3 DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR. 3.4 PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR DE LA S.E. BUENAVISTA. 4.0 PROPUESTA DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES. 4.1 SELECCIÓN DE PROTECCIONES. 4.2 VENTAJAS DE LA PROPUESTA DE COORDINACION. 4.3 PRECIOS UNITARIOS. 4.4 COSTO DE LA OBRA. Finalmente se presentan las conclusiones obtenidas en la elaboración de dicho trabajo y la bibliografía donde está fundamentado el mismo. 5

8 CAPITULO I ENUNCIACIÓN DEL TEMA 6

9 JUSTIFICACIÓN La explosión demográfica del país es un factor que preocupa considerablemente a la industria eléctrica, ya que la demanda de energía cada vez es más; y la comisión federal de electricidad está comprometida a llevarla a cada punto del territorio mexicano que la necesite. Debido al crecimiento de poblaciones cercanas al municipio de Tihuatlán la demanda de energía ha crecido considerablemente y la subestación eléctrica Tihuatlán uno que alimenta a este municipio se encuentra a su máxima capacidad, por lo que con el fin de reducir riesgos y suministrar energía eléctrica con un alto grado de confiabilidad, se construyó la subestación eléctrica Buenavista, que sustituirá a la subestación Tihuatlán uno. Los dispositivos con que cuenta la subestación Tihuatlán uno son obsoletos y para restablecer el servicio en caso de falla se requiere de varias maniobras que repercuten en pérdidas de tiempo y por consiguiente pérdidas de dinero. La subestación eléctrica Buenavista cuenta con una alta tecnología en cuanto a equipo y dispositivos de protección y control. El presente trabajo tiene como finalidad realizar una coordinación de protecciones para la subestación eléctrica Buenavista que asegure una mayor confiabilidad en el suministro de energía eléctrica que es el objetivo principal de la Comisión Federal de Electricidad. 7

10 METODOLOGIA. Para la elaboración de un trabajo recepcional, lo primordial es elegir un tema de interés que necesite aportaciones. Este tema se encontró e la subestación eléctrica Buenavista de la zona de distribución Poza Rica C.F.E., que por ser una subestación que está a punto de entrar en funcionamiento es conveniente que inicie su vida útil con las mejores condiciones posibles de operación, por lo que se elabora una propuesta de coordinación de protecciones que la haga confiable. Después de elegir el tema de investigación se profundizó en el tema dialogando con personas que tuvieran conocimientos acerca de protecciones a sistemas de potencia y así obtener diferentes puntos de vista para el análisis de dicho tema. Con los criterios obtenidos se realiza una investigación en el departamento de protecciones de la Comisión Federal de Electricidad donde se encontró todo lo relacionado con dicha subestación como los son, su diagrama unifilar, dispositivos de protección equipos existentes, etc. Conociendo todos los aspectos que se relacionan con el estudio de la subestación en cuestión, se realiza una propuesta que optimizará el funcionamiento de los dispositivos de protección. Teniendo en consideración todos los puntos que intervienen se lleva a cabo la investigación documental por medio de libros, manuales, folletos etc. También se hicieron recorridos sobre la subestación para inspecciones del equipo instalado en ella. Después de tener el material dividido en capítulos, se integró el trabajo haciendo las debidas revisiones en él con el fin de optimizarlo. En este trabajo se hace uso tanto de la investigación de campo como de la investigación documental, por lo que la investigación utilizada para la elaboración de este trabajo se puede considerar como mixta Las entrevistas, así como la observación no estructurada y la investigación documental, son las técnicas que se emplearon para la elaboración de este trabajo. 8

11 ENUNCIACION Y DELIMITACION DEL TEMA. En todo sistema eléctrico de potencia es necesaria la disponibilidad de tener instalaciones eficientes y seguras, y la subestación eléctrica Buenavista no es la excepción. Por todo lo anterior los diferentes tipos de fallas que pudiesen causar algún daño a las equipos, deben considerarse de una manera muy especial, a fin de realizar una adecuada selección de los dispositivos de protección para brindar confiabilidad en el sistema eléctrico. La subestación eléctrica Buenavista por el hecho de ser una subestación nueva requiere de un estudio de cortocircuito y coordinación de protecciones. Una característica principal que presenta esta subestación es que se localiza cerca de la planta termoeléctrica manantial, que si bien la alimentación de esta subestación es muy confiable debido a que no depende de enlaces con otras subestaciones, la corriente de cortocircuito que recibe es muy considerable. La subestación eléctrica Buenavista es el punto de conexión entre la planta termoeléctrica manantial y otras subestaciones al norte del estado, por lo que es parte fundamental en el sistema eléctrico de la zona Poza Rica. En esta propuesta se contemplan aspectos de gran importancia tales como el económico que es justificado con una mejor protección del equipo logrando una mayor eficiencia y un mejor rendimiento del mismo; los aspectos técnicos y de seguridad que se basan en normas ya establecidas, el factor de tiempo para realizar un adecuado mantenimiento a dicho equipo así como la disponibilidad del personal para ejecutarlo. Por lo anterior este análisis pretende determinar lo siguiente: Los diferentes aspectos que deben contemplarse para realizar una adecuada protección al sistema y en la selección de los dispositivos que realizarán dicha protección. El impacto económico que implica la adquisición de dicho equipo así como la instalación, operación y adecuado mantenimiento. El procedimiento para realizar un adecuado estudio de cortocircuito y determinar las corrientes de cortocircuito que circulan en el momento de una falla tanto en el lado de alta como de baja tensión. 9

12 OBJETIVOS 1. Conocer los diferentes tipos de fallas eléctricas así como los efectos que producen en un Sistema Eléctrico de Potencia. 2. Identificar los diferentes elementos que intervienen en un estudio de cortocircuito y los métodos existentes para realizar dicho estudio. 3. Mencionar la importancia que tienen los dispositivos auxiliares, los transformadores de instrumento y los interruptores en una protección adecuada de un sistema eléctrico. 4. Realizar un análisis de las protecciones necesarias e la subestación eléctrica Buenavista, a fin de reducir el daño en los equipos. 5. Estimar el costo de la obra en la propuesta de coordinación de protecciones para la subestación eléctrica Buenavista de la zona de distribución Poza Rica C.F.E. 10

13 PREMISAS La buena organización que exista en la instalación y el mantenimiento de las instalaciones de la comisión federal de electricidad proporcionará una mayor eficiencia en este centro de trabajo. La disponibilidad para realizar el adecuado mantenimiento a los equipos por parte del personal dará resultados positivos a mediano plazo. El no tener un tiempo determinado para el mantenimiento de los equipos, repercute en el nivel de productividad de este centro de trabajo. El proporcionar una adecuada protección a los equipos mantendrá una continuidad en el suministro de energía eléctrica. El estudio minucioso de todos los equipos e instalaciones antes de ponerlos en servicio proporcionará una seguridad en la operación de los mismos. 11

14 CAPITULO II MARCO CONTEXTUAL 12

15 ANTECEDENTES Y DELIMITACIÓN GEOGRAFICA La subestación eléctrica Buenavista es una obra nueva de transformación para distribución. La obra consistirá de: Un transformador trifásico de 20 MVA con tensiones de 115/13.8 KV. Dos alimentadores en 115 KV para las líneas de transmisión que enlazarán esta subestación con las subestaciones Tihuatlán II y Poza Rica I (manantial). Cuatro alimentadores de 13.8 KV. Un banco de capacitores de 1.2 mvar en 13.8 KV. Características importantes del sitio: Altitud Temperatura máxima extrema Temperatura mínima extrema Velocidad máxima del viento Máxima precipitación pluvial del mes en 24 horas 150msnm 45.5 C 0.5 C 180km/h mm Coeficiente sísmico de terreno firme 0.14 Coeficiente sísmico de terreno semi-firme 0.30 Coeficiente sísmico de terreno compresible

16 Las estructuras mayores de la subestación estarán conformadas por marcos rígidos ortogonales o en el mismo plano basándose en columnas y trabes metálicas de celosía con ángulos, los cuales son los encargados de soportar adecuadamente los pesos correspondientes a los equipos eléctricos, así como los esfuerzos debido a cargas permanentes como tensiones de cables y cargas accidentales como sismo y/o viento. La subestación Buenavista se ubicará al norte de la población de Poza Rica Ver. próxima al municipio de Tihuatlán sobre la carretera Poza Rica Tihuatlán, a la altura del kilómetro 20. N O E S E CAZONES GOLFO DE MEXICO S. E. BUENAVISTA TIHUATLAN VERACRUZ POZA RICA PAPANTLA COATZINTLA FIGURA 1. LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA 14

17 La subestación eléctrica Buenavista forma parte de la zona de Distribución Poza Rica y es la subestación N 17 instalada es ésta zona. Esta subestación estará encargada de suministrar energía eléctrica a las poblaciones de Tihuatlán y Metlaltoyuca, así como a las industrias cercanas a la región. La subestación eléctrica Buenavista puede clasificarse de la siguiente manera: Por su operación : de corriente alterna. Por el tipo de servicio: reductora. Por su construcción: tipo exterior. Algunas de las subestaciones eléctricas que conformaban a la zona de Distribución Poza Rica han sido desmanteladas debido a que llegaron al fin de su vida útil, dando lugar a subestaciones nuevas y modernas como es el caso de la subestación eléctrica Buenavista que entrará en remplazo de la subestación Tihuatlán uno. 15

18 La Zona de Distribución Poza Rica se encuentra estructurada en forma interna de la siguiente manera: SUPERINTENDENCIA GENERAL DEPARTAMENTO DE DISTRIBUCIÓN. DEPARTAMENTO COMERCIAL. DEPARTAMENTO DE MEDICION YSERVICIOS. DEPARTAMENTO DE TRABAJOS Y SERVICIOS ADMINISTRATIVOS. DEPARTAMENTO DE ADMINISTRACION GENERAL. DEPARTAMENTO JURIDICO. DEPARTAMENTO DE INFORMATICA. DEPARTAMENTO DE ELECTRIFICACIÓN RURAL. La subestación eléctrica Buenavista para su adecuada operación y mantenimiento pertenecerá al Departamento de Distribución y este se encuentra estructurado de la manera siguiente: DEPARTAMENTO DE DISTRIBUCIÓN PLANEACIÓN. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. SUBESTACIONES Y LINEAS. PROTECCIONES, COMUNICACIONES Y CONTROL. 16

19 CAPITULO III MARCO TEORICO 17

20 1.0 TEORIA DEL CORTO CIRCUITO Los estudios de corto circuito son necesarios en los sistemas eléctricos ya que se obtiene información importante para verificar o seleccionar la capacidad necesaria de los interruptores, seleccionar y ajustar las protecciones de sobrecorriente, verificar que los efectos térmicos y mecánicos del cortocircuito puedan ser soportados por los elementos del sistema eléctrico. En el estudio de corto circuito se determina el valor de la corriente de falla en cada uno de los nodos de instalación. Las fuentes de corriente de corto circuito son los generadores, que en el caso de sistemas de distribución están representados por la alimentación del sistema y por las máquinas de respaldo y generación complementaria. También contribuyen al corto circuito los motores síncronos y los de inducción. Los datos básicos requeridos para el cálculo son las impedancias de cada uno de los componentes del sistema de la alimentación hasta el punto en que se calcula la falla, referidas a una base común. 1.1 TIPOS DE FALLAS En los sistemas eléctricos pueden presentarse principalmente dos tipos de fallas según su naturaleza. FALLAS DE NATURALEZA TRANSITORIA Son aquellas donde la pérdida de aislamiento de los elementos del sistema sometidos a tensión eléctrica, es momentánea. Algunos tipos de fallas transitorias incluyen contactos momentáneos con ramas de árboles, flameo por contaminación o arqueo del aislamiento por descargas atmosféricas, mezclándose en este último caso las ondas de la sobretensión de forma no sostenida con la corriente de frecuencia nominal. Dado el corto tiempo de presencia de este fenómeno, en algunas ocasiones los dispositivos de protección contra sobrecorriente no llegan a operar dependiendo de la capacidad de auto-recuperación del aislamiento, por lo que podría establecerse una autoliberación de la falla sin la acción de la protección. 18

21 Otros tipos de fallas, de las cuales resultan corrientes de frecuencia nominal pueden ser de naturaleza transitoria si la tensión del elemento fallado es interrumpida rápidamente por la acción de un dispositivo de protección y luego restablecida después de que el aislamiento ha recuperado su capacidad dieléctrica. Tales fallas pueden resultar de descargas atmosféricas con flameo de aislamiento, contacto de aves o animales, movimiento de conductores cercanos, etc. FALLAS DE NATURALEZA PERMANENTE Son aquellas donde la pérdida de aislamiento del elemento fallado es permanente, en donde su capacidad dieléctrica es drásticamente reducida. Las fallas permanentes son aquellas que requieren reparación, mantenimiento o reposición del equipo antes de que la tensión eléctrica pueda ser restablecida en el punto de falla. La perdida del aislamiento es debida a contacto de elementos conductores, ya sea entre ellos o a tierra, provocados normalmente como consecuencia de fallas mecánicas o estructurales. Un sistema eléctrico a prueba de fallas no es práctico ni económico. Los sistemas eléctricos modernos que como práctico son construidos con altos niveles de aislamiento, tienen suficiente flexibilidad para que uno o mas de sus componentes puedan estar fuera de operación afectando en forma mínima la continuidad del servicio. Adicionalmente a las deficiencias de aislamiento, las fallas pueden ser resultado de problemas eléctricos, mecánicos y térmicos o de cualquier combinación de estos. Para asegurar una adecuada protección, las condiciones existentes en un sistema durante la ocurrencia de diversos tipos de fallas deben ser comprendidas claramente. Estas condiciones anormales proporcionarán los medios de discriminación para la operación de los dispositivos de protección. La mayoría de los tipos y causas de falla se encuentran listados en la tabla

22 TABLA TIPOS Y CAUSAS DE FALLA PRINCIPALES TIPOS Y CAUSAS DE FALLA TIPO AISLAMIENTO CAUSA DEFECTOS O ERRORES DE DISEÑO, FABRICACIÓN INADECUADA, INSTALACIÓN INADECUADA, AISLAMIENTO ENVEJECIDO, CONTAMINACIÓN. ELECTRICA TERMICA MECANICA DESCARGAS ATMOSFERICAS, SOBRETENSIONES TRANSITORIAS POR MANIOBRA, SOBRETENSIONES DINAMICAS. FALLA DE ENFRIAMIENTO, SOBRECORRIENTE, SOBRETENSIÓN, TEMPERATURA AMBIENTE. ESFUERZOS POR SOBRECORRIENTE, SISMO, IMPACTOSPOR OBJETOS AJENOS, NIEVE O VIENTO. Los dispositivos de protección deben operar para los siguientes tipos de falla, conocidas como fallas paralelo, (shunt), las cuales tienen una probabilidad de ocurrencia indicada en la tabla TABLA PROBABILIDAD DE OCURRENCIA PARA DIFERENTES FALLAS PRINCIPALES TIPOS DE FALLAS Y SU PROBABILIDAD DE OCURRENCIA. TIPO PROBABILIDAD (%) MONOFÁSICA (fase a tierra) 85 BIFÁSICA A TIERRA (dos fases a tierra) 8 BIFÁSICA (entre dos fases) 5 TRIFÁSICA (entre las tres fases) 5 20

23 Para fallas simultáneas en dos partes de un sistema, generalmente es imposible para un dispositivo de protección el operar adecuadamente bajo todas las condiciones. Si ambas fallas simultáneas están dentro de la zona de operación de la protección al menos uno de los elementos de detección de la misma operará adecuadamente, con la subsecuente operación secuencial de todas las protecciones que están viendo (detectando) las fallas. Cuando ambas fallas aparecen dentro y fuera de la zona de cobertura de protección, algunos equipos presentan dificultad para determinar si deben operar o no. Afortunadamente las fallas simultáneas no ocurren con frecuencia y no representa un caso significativo de operaciones incorrectas. ANGULO DE FALLA El factor de potencia, o ángulo de una corriente de falla, está determinado para las fases falladas por la naturaleza de la fuente y la topología de los circuitos conectados hasta la ubicación misma de la falla; y para fallas a tierra por el tipo de aterrizamiento del sistema, el cual puede ser de tres tipos; No aterrizado (neutro aislado) Aterrizado a través de impedancia (resistencia o reactancia) Efectivamente aterrizado (neutro sólidamente aterrizado) La corriente tendrá un ángulo de 80 a 85 atrás para una fase fallada cerca de las fuentes de generación. El ángulo será menor en el sistema dependiente de las líneas involucradas. Los ángulos de falla típicos para líneas aéreas con conductor desnudo son los siguientes: 7.2 a 23 kv. 20 a 45 atrás 23 a 69 kv. 45 a 75 atrás 69 a 230 kv. 60 a 80 atrás 230 y mayores 75 a 85 atrás 21

24 En estos niveles de tensión, las corrientes para las fases falladas tendrán los ángulos mostrados donde la impedancia de la línea es mayor. Si predomina la impedancia de transformadores o generadores, los ángulos de las fallas serán mayores. Los sistemas son cables tendrán más bajos si la impedancia del cable representa la mayor porción de la impedancia total hacia la falla. VARIACIÓN DE LOS FASORES DURANTE FALLAS Los diagramas fasoriales de la figura ilustran el efecto de las fallas tanto en las tensiones como en las corrientes del sistema. Los diagramas mostrados corresponden a sistemas efectivamente aterrizados. En todos los casos el triángulo de tensiones no colapsados indicado con la línea punteada, existe en la fuente de generación, y el máximo colapso ocurre en la ubicación de la falla. Las tensiones existentes entre ambos extremos varían dependiendo del punto de medición. 22

25 FIGURA 1.1.1DIAGRAMAS FASORIALES PARA LA OCURRENCIA DE VARIOS TIPOS DE FALLAS SÓLIDAS EN UN SISTEMA ELECTRICO TIPICO 23

26 1.2 FUENTES DE APORTACIÓN DE CORTOCIRCUITO EFECTOS TÉRMICOS DEL CORTOCIRCUITO Una protección adecuada y selectiva elimina un cortocircuito en algunas décimas de segundo, en cambio si la protección no es adecuada, las consecuencias térmicas de las corrientes de cortocircuito sobre el sistema (aún cuando en la primera etapa de cortocircuito no tiene mucha importancia), repercuten e que la energía térmica acumulada se difunde en todas las partes no metálicas y provoca daños severos. También se puede presentar que a corriente de cortocircuito muy elevadas se presentan altas temperaturas en un intervalo de tiempo tan corto que los medios refrigerantes y el aislamiento no alcanzan a absorber la temperatura que se presenta de improviso. Los puntos más fáciles de ceder son las partes metálicas mecánicamente más frágiles, donde el efecto térmico se asocia con el efecto dinámico producido por las corrientes de cortocircuito. En la figura se muestra la duración de la vida útil de los diferentes tipos de aislamientos con base a la temperatura que operan así como el material con que estos son elaborados. En la tabla se da la clase de aislamiento, el material con que se elaboran y la temperatura a la que resisten. TEMPERATURA C H F 160 E 140 A CLASE DE AISLAMIENTO VIDA ÚTIL EN HORAS FIGURA INFLUENCIA DE LA TEMPERATURA EN LA VIDA DE LOS AISLAMIENTOS 24

27 CLASE MATERIAL TEMPERATURA MAXIMA C. Y PAPEL. ALGODÓN, MADERA, SEDA, 95 GOMA. A MATERIALES ORGANICOS DE LA 105 CLASE Y PERO SUMERGIDOS EN ACEITE. E ESMALTADOS POR HILOS. 120 B FIBRA Y TEJIDOS DE VIDRIO, 130 AGLOMERADOS DE MICA. F MATERIALES DE LA CLASE B 155 IMPREGNADOS CON ELEMETOS DE ELEVADA ESTABILIDAD TERMICA (RESINAS SILICONADAS Y EPOXICAS) H IGUAL QUE LA CLASE F 165 TABLA CLASE, MATERIAL Y TEMPERATURA MAXIMA DE OPERACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS EFECTOS DINAMICOS. Los efectos dinámicos de las corrientes de cortocircuito son de doble naturaleza, porque están relacionados con la dilatación térmica de los materiales, o por las fuerzas de atracción y repulsión que actúan durante el fenómeno. Éstos esfuerzos dinámicos provocan esfuerzos de tipo mecánico en las partes rígidas del sistema como las barras, tableros de fuerza, etc. En el caso de, los cables de potencia, cuando tienen aislamiento de polietileno, sufren deformación por las bruscas elevaciones de temperatura. En el caso de los medios aislantes con diferente coeficiente de dilatación, se tienen deformaciones de menor intensidad, por lo tanto, las deformaciones en los cables están dados en función de sus características de elaboración. 25

28 ELEMENTOS NECESARIOS PARA EL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO. Es importante para cualquier instalación eléctrica hacer el estudio de cortocircuito por lo que es necesario saber en principio que elementos intervienen y en que forma. Así como el nivel requerido en cada caso. Un sistema eléctrico de potencia está constituido básicamente por fuentes productoras de energía, elementos de transformación, líneas de transmisión y redes de distribución, así como los elementos de consumo (cargas) que eléctricamente hablando se pueden dividir en elementos activos (fuentes) y elementos pasivos (en general impedancias de distintos elementos) es decir, se consideran como elementos pasivos o cargas activos o fuentes suministradoras de las corrientes de cortocircuito: Generadores. Convertidores síncronos. Motores síncronos. Motores de inducción. Son elementos pasivos o limitadores de corriente de cortocircuito: Las impedancias de las máquinas rotatorias (generadores, convertidores síncronos, motores síncronos y de inducción.) Las impedancias de las líneas de transmisión redes de distribución, transformadores y en general todo tipo de reactores y resistencias limitadoras. 26

29 1.3 METODOS DE ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO En estudios de sistemas eléctricos complejos con un elevado número de elementos se requiere el uso de elementos digitales de cálculo, pero es conveniente conocer la metodología básica para el estudio de cortocircuito a fin de poder resolver problemas mas o menos simples y poder comprender la metodología empleada en los métodos computacionales, en este trabajo se expondrán únicamente los siguientes métodos básicos. EL METODO DE LAS COMPONENTES SIMÉTRICAS. EL MÉTODO GRÁFICO. EL MÉTODO POR UNIDAD. EL MÉTODO DE LOS MVA S La selección del método que se utilizará para dicho estudio se efectúa de acuerdo al grado de aproximación que se requiera y dependiendo de la complejidad del sistema eléctrico a analizar. 27

30 METODO DE LAS COMPONENTES SIMÉTRICAS. Este método es particularmente empleado para analizar el comportamiento y la influencia de las máquinas eléctricas polifásicas en circuitos eléctricos desbalanceados, donde cualquier otro tipo de análisis que no fuera componentes simétricas o el empleo de una red modelo no podría realizarlo en forma adecuada, además de las dificultades que se presentarían para resolver los problemas y todo el trabajo que esto significaría. El método de las componentes simétricas es matemático en su totalidad por lo cual resulta ser más exacto en el análisis de circuitos. A raíz de la implantación de los grandes sistemas de potencia interconectados entre sí, surgió el problema de estabilidad y las dificultades que esta trae consigo, así como los problemas de coordinación de protecciones. Para estos casos el método de las componentes simétricas es el adecuado ya que facilita el análisis y sus resultados son adecuados. Las bases teóricas de este método son sencillas y no exigen de sofisticados conceptos matemáticos. Éste método es llamado así debido a que en fallas desbalanceadas (líneas a tierra, línea a línea, dos líneas a tierra), descompone los sistemas de vectores de corrientes o voltajes desbalanceados en sistemas equivalentes constituidos por tres vectores balanceados denominados como: de secuencia positiva, de secuencia negativa y de secuencia cero. El método de las componentes simétricas divide la falla en secuencia de fase positiva, secuencia de fase negativa y secuencia de fase cero. Sus relaciones vectoriales se muestran en la figura

31 La determinación de la corriente total de falla en un punto se obtiene con la contribución de las corrientes de cortocircuito por los elementos activos en ese punto del sistema; por lo tanto, se requiere elaborar un diagrama de impedancias de secuencia positiva, otro de secuencia negativa y uno más para secuencia cero. A partir de estos diagramas se obtienen las impedancias equivalentes en cada caso vistas del punto de falla hacia la fuente de alimentación del cortocircuito. En este método, se inicia con la elaboración de los diagramas de impedancia para el sistema, se puede realizar de la siguiente manera: a) Se parte del diagrama unifilar donde se presenta los presentan los elementos principales para el estudio como son los generadores, motores síncronos, motores de inducción, etc., los elementos pasivos como los transformadores, líneas de transmisión, reactores, etc., indicando los datos de cada elemento como son potencia nominal, tensión nominal, reactancias transitorias, subtransitorias y de secuencia cero en generadores y motores, impedancias de transformadores, líneas de transmisión, reactores y elementos limitadores de corriente. b) Se selecciona una potencia base y las tensiones base convenientes para referir todas las impedancias a un valor común de potencia y a las tensiones adecuadas. c) Se realizan los diagramas de impedancia indicando en ellos los valores de impedancia de los distintos elementos referidos a una base común. 29

32 120 I c1 I a SECUENCIA DE FASE POSITIVA I b1 120 I b2 I a SECUENCIA DE FASE POSITIVA I c2 I a0 =I b0 =I c0 SECUENCIA DE FASE CERO FIGURA RELACIONES VECTORIALES PARA CORRIENTES POSITIVAS (1), NEGATIVAS (2) Y DE SECUENCIA CERO (0) PARA UNA FALLA TRIFÁSICA DESEQUILIBRADA. 30

33 La red de secuencia positiva muestra en su diagrama los voltajes generadores, así como las reactancias de generadores, transformadores y líneas. La red de secuencia negativa generalmente es casi la misma que la red de secuencia positiva, con excepción de lo siguiente: a) No se muestran los voltajes generadores ya que ningún generador síncrono opera con un orden inverso de fase. b) La reactancia de secuencia negativa de la máquina síncrona difiere algunas veces de la reactancia de secuencia positiva. La red de secuencia cero varía respecto de la red de secuencia siguiente: negativa en lo a) Se pone más atención en la conexión de los transformadores. Los transformadores, si están conectados a tierra en Y-Y permiten el flujo de corriente de secuencia cero de un lado a otro del banco. Los bancos conectados en Estrella Delta permiten que la corriente fluya en el neutro conectado a tierra, pero bloquean la corriente de un lado a otro del banco. b) Las resistencias y los reactores conectados entre los neutros de las máquinas o transformadores y tierra se muestran al triple de su valor nominal. Después de convertir todas las reactancias a una reactancia equivalente única para los valores de las redes de secuencia positiva (X1), negativa (X2) y cero (X0), se aplican las siguientes fórmulas: Falla de línea a tierra. 3E N X1 X 2 X3 Falla de línea a línea. 3E X1 3 X 2 N Falla trifásica E N 3 31

34 Con base en todo lo anterior expuesto se deducen las siguientes reglas de cálculo de cortocircuito por componentes simétricas. 1. Las componentes de secuencia no interactuan entre ellas. a) Las Isec(+) solo dan caídas de Vsec(+) en Zsec(+). b) Las Isec(-) solo dan caídas de Vsec(-) en Zsec(-). c) Las Isec (0) solo dan caídas de Vsec(0) en Zsec(0). 2. Los generadores solo giran en un sentido y solo generan secuencia positiva. 3. La secuencia positiva es máxima en las terminales del generador y mínima en el punto de falla. 4. La secuencia negativa y la secuencia cero son máximas en el punto de falla y cero en las terminales del generador. 5. Para que exista secuencia cero es necesario un cuarto conductor, si no hay cuarto conductor, no hay corriente ni voltaje de secuencia cero. 32

35 METODO GRAFICO. Este método es utilizado cuando se requiere facilitar la selección de los dispositivos de protección contra corto circuito en circuitos de 600 Volts o menores. Se han desarrollado gráficas, tablas y curvas para su cálculo que se mencionan a continuación. El cálculo de cortocircuito para subestaciones unitarias de bajo voltaje se basa en este método donde se tienen secciones estándares de impedancias de transformador y rangos de voltaje. Por lo tanto, se puede tabular la corriente de cortocircuito en los secundarios de los transformadores como una función de la potencia del transformador (KVA), voltaje secundario y la potencia del cortocircuito disponible en el lado primario. Estas relaciones e muestran en las tablas y y en las figuras y Por medio de estas tablas y curvas se facilita la determinación de la corriente de cortocircuito en el bus principal del lado secundario para subestaciones unitarias. Las curvas son para una operación de 60 ciclos. La figura es para conductores y la figura para barras. Los resultados están dados en términos promedio de tres fases asimétricos rms del valor durante el primer ciclo correspondiente con el rango de base o fundamento para interruptores de aire de bajo voltaje. El efecto de la resistencia del circuito ambos en incremento de la impedancia y la velocidad de descomposición de la componente de corriente directa ha sido considerada. son: Los datos necesarios para utilizar las gráficas de las figuras y Voltaje de operación. 2. Corriente de cortocircuito disponible en la fuente. 3. Longitud del alimentador. 4. Carga conectada al alimentador. 33

36 34

37 . 35

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40 METODO POR UNIDAD En este método al igual que en los otros se empieza conociendo o elaborando el diagrama unifilar que es una simplificación del sistema eléctrico. Se representa con una sola línea y de símbolos normalizados a los elementos que la constituyen como generadores, líneas de transmisión, transformadores, motores, etc. La cantidad de información o elementos que se consideren en el diagrama unifilar depende del estudio por realizar, es decir, un diagrama unifilar de un sistema puede tener variantes. En el estudio de cortocircuito se expresan las cantidades eléctricas en por unidad o en por ciento de un valor base especificado: Valor en por unidad = valor dado / valor base del valor. Una ventaja del sistema por unidad es en los transformadores donde su circuito equivalente se simplifica. Otra ventaja es que las impedancias de los equipos varían poco al expresarlas en por unidad en base de la capacidad propia. Las cantidades se calculan de la manera siguiente: Cantidad en por unidad = cantidad dada / valor base de la cantidad. El valor base debe tener las mismas unidades que la cantidad dada. Los valores base seleccionados son cantidades independientes, donde se tiene valores base de voltaje y de potencia. 38

41 Por conveniencia se aplican las siguientes reglas para los valores base: a) El valor de potencia base P BASE es el mismo para todo el sistema en estudio donde los valores más adecuados son 1, 10 y 100 MVA. b) El voltaje base se selecciona para cada sección del sistema conforme al nominal. Para determinar los valores base en cantidades trifásicas se dispone de las siguientes relaciones: I BASE KVA 3KV BASE BASE Z BASE KVA MVA BASE BASE 2 Para realizar un cambio de base se parte de la consideración de que los valores en ohms de las impedancias de los elementos que intervienen en un sistema tienen el mismo valor cualquiera que sea la base de referencia, si se tiene que KV 1 y KVA 1 son las bases de voltaje y potencia las que está referida una impedancia y que KV 2 y KVA 2 son la potencia y voltaje a las que se desea referir el elemento, la impedancia en por unidad (P.U.) a la base 1 de voltaje y potencia está dada por: Z Zpu KV 1 KVA Si se desea expresar una impedancia en P.U. a una base distinta: KVA2 Zpu.. 2 Zpu. KVA 1 KV KV

42 METODO DE LOS MVA S En los sistemas de potencia de tipo industrial los estudios de cortocircuito se pueden solucionar por varios métodos pero el responsable de realizarlo elige a su criterio el método más simple, fácil de aplicar y rápido en su ejecución que le permitirá resolver el estudio con un cierto grado de aproximación aceptable. El método que reúne estas características es el método de los MVA S que es una modificación del método óhmico donde la impedancia de un circuito es la suma de las impedancias de sus componentes. Por definición, la admitancia es la recíproca de la impedancia y la recíproca de la admitancia del sistema es la suma de la recíproca de las admitancias que la componen. La admitancia de un circuito o componente es la máxima componente o KVA, a voltaje unitario que circula a través del circuito o componente a un cortocircuito cuando es alimentada de una fuente de capacidad infinita. Lo anterior es desarrollado en la figura dada a continuación. BUS INFINITO X FALLA Para la Corriente de cortocircuito: Potencia de cortocircuito: Icc V Z Pcc KVAcc 1000 KV Z 2 40

43 También Y 1/ Zohms MVAcc KV MVAcc MVA/ Zpu.. 2 Y Donde: Y = Admitancia del circuito. Zohms = Impedancia en ohms Zp.u. = Impedancia en por unidad. KV = Voltaje de línea a línea en kilovolts. KVA cc = KVA de cortocircuito. MVA cc = MVA de cortocircuito. Prácticamente el método de los MVA S separa el circuito en sus componentes y calculando cada una de ellas con su propio bus infinito. Por lo tanto, con base en el diagrama unifilar, se elabora un diagrama de impedancias y después un diagrama de MVA que resulta ser muy sencillo ya que solo es aritmética. La primera componente del sistema normalmente es la capacidad interruptiva del sistema en MVA, el resto de las componentes se obtiene dividiendo la potencia del elemento expresado en MVA entre su impedancia expresada en por unidad. Es decir, los MVA de cortocircuito de cada componente se obtienen dividiendo su potencia entre su impedancia en por unidad. Al operar con una combinación de los MVA S ya sea en serie o en paralelo se parte de la consideración de que los elementos se pueden representar como admitancia y dando como resultado las siguientes relaciones: En serie: MVA 12 MVA1 MVA1 MVA2 MVA2 En paralelo: MVA1 2 MVA1 MVA2 41

44 La combinación realizada en serie de los MVA es como combinar en paralelo resistencias y la combinación en paralelo de los MVA es como combinar resistencias en serie. siguiente: Por lo anterior el método de los MVA S se puede decir que consiste en lo 1. Se parte de un diagrama unifilar del sistema a estudiar en por unidad y se indican en cada elemento su potencia en MVA y su impedancia en por unidad referida a la base de 1 MVA. 2. Se transforman todos los componentes del sistema a su potencia de cortocircuito en MVA, para lo cual se divide en forma particular cada componente, sus MVA entre su reactancia dada en por unidad: MVAcc MVA X( p. u.) 3. Cuando este método se utiliza para sistemas industriales, se hace la consideración de que 1 HP es igual a 1 KVA. 4. Para hacer la combinación de los MVA que existan en el sistema, se tomen en cuenta las relaciones antes mencionadas ya sea en serie o en paralelo. En este procedimiento de cálculo se utiliza el símbolo Z P Donde P indica el valor de la potencia de cortocircuito en MVA y Z es la impedancia equivalente en por unidad con base de 1MVA; la flecha indica el sentido del flujo de la corriente hacia la falla. 42

45 1.4 VALORES DE CORTOCIRCUITO EN LA SUBESTACION ELECTRICA BUENAVISTA. Para obtener los valores de cortocircuito en la subestación eléctrica Buenavista, se realizará un estudio de cortocircuito, mediante el método de los MVA S anteriormente expuesto, por lo que para dicho análisis se partirá de un diagrama unifilar. El objetivo de un diagrama unifilar es suministrar de una manera concisa los datos más significativos e importantes de un sistema eléctrico. La importancia de las diferentes características de un sistema varía según el problema que se considere y la cantidad de información que se incluye en el diagrama depende del fin que se desea. Posteriormente, luego de analizar el diagrama unifilar, se procederá a realizar el cálculo de las impedancias de los elementos del sistema, para poder realizar un diagrama de impedancias. Tomando en consideración el diagrama unifilar, y el diagrama de impedancias se muestra un diagrama de cortocircuito que muestra el sentido del flujo de la corriente, los valores de impedancias y las potencias de cortocircuito en cada punto del sistema. Con todos los datos obtenidos, se realiza el cálculo con el que se obtendrán los valores de cortocircuito en la subestación eléctrica Buenavista. 43

46 S.E. PRI S.E. THD ACSR Km. ACSR Km. BUS 115 KV 52 T1-3F-12/16/20 MVA 115/13.8 KV Z= 8.71 % 52 B.P KV B.A KV FIGURA DIAGRAMA UNIFILAR DE LA S.E. BUENAVISTA. 44

47 CARACTERISTICAS ELECTRICAS DE CONDUCTORES DE ALUMINIO CON ALMA DE ACERO (ACSR) AREA DE ALUMINIO TRENZADO A1/ST CAPAS DE ALUMINIO DIAMETRO EXTERIOR RMG Ds PIES IMPEDANCIA /MILLA CMIL PULGADAS / / / / / / / / / / / / / / / TABLA CARACTERISTICAS DE CONDUCTORES ACSR. FUENTE: ALUMINIUM ELECTRICAL HANDBOOK 2ª. EDICION WASHINTON D.C

48 CALCULO DE LAS IMPEDANCIAS. Las potencias de cortocircuito que alimentan ala subestación eléctrica Buenavista son las siguientes: Pcc1= Potencia de cortocircuito suministrada por S.E: Poza Rica uno (PRI) Pcc2= Potencia de cortocircuito suministrada por S.E. Tihuatlán dos (THD) Pcc Pcc MVA 621.5MVA De acuerdo con la fórmula: Zp.u. = Potencia base /potencia de cortocircuito. Se hace la siguiente consideración para una potencia base de 1 MVA Z 1 Pcc De esta forma se obtienen las impedancias de las fuentes Z Z Las impedancias de las líneas L1 y L2 se calcularán con los siguientes datos: Calibre de la línea 1 ACSR 477 Longitud de la línea Km. Calibre de la línea 2 ACSR 477 Longitud de la línea Km. 46

49 a) IMPEDANCIA DE LA LINEA 1 De la tabla se obtiene que la impedancia para un conductor calibre ACSR 477 es de /milla. Que en /Km. resultan ser / milla 1milla 1.609Km Por lo tanto la impedancia en km de la línea será. Z Para una base de 1 MVA / Km Km KV Z BASE MVA 1 Con los dos datos anteriores se obtiene la impedancia para la línea 1 con una base de 1MVA. Z Z Z BASE b) IMPEDANCIA DE LA LÍNEA 2 Z Para una base de 1 MVA / Km 42.56Km KV Z BASE MVA 1 De la misma manera que para la línea 1, se obtiene la impedancia para la línea 2 Z Z Z BASE

50 La impedancia del transformador se obtiene de los datos de placa. Z = 8.74 % Convirtiendo a P.U. se obtiene: Z Para una base de 1MVA. Z MVA 12MVA

51 Z G1 = Z G2 = Z L1 = Z L2 = Z T = FIGURA DIAGRAMA DE IMPEDANCIAS DE LA SUBESTACION ELECTRICA BUENAVISTA 49

52

53 FIGURA DIAGRAMA DE CORTOCIRCUITO DE LA S.E. BUENAVISTA CALCULO DE CORTOCIRCUITO. De acuerdo con el diagrama de cortocircuito anterior, se tiene La potencia de cortocircuito en el lado de alta tensión (115 KV.) es MVA, la corriente de cortocircuito se obtiene con la fórmula: Icc Pcc 3 KV : La corriente de corto circuito simétrica en el bus de 115 KV. es: Icc SIM KVA KV AMP. Considerando como factor de asimetría 1.25, la corriente asimétrica es: Icc ASIM AMP La potencia de cortocircuito en el lado de baja tensión (13.8 KV.) es MVA, la corriente de cortocircuito simétrica en el bus de 13.8 KV. es: Icc SIM KVA KV AMP. Con el mismo factor de asimetría se tiene: 51

54 Icc ASIM AMP 2.0 PROTECCION POR RELEVADORES Los sistemas eléctricos de distribución, son el medio que permite que la energía eléctrica sea entregada a los centros de consumo, una vez que esta ha sido generada en las centrales o plantas eléctricas. Un sistema de distribución esta conformado por diversos tipos de instalaciones, desde las líneas de subtransmisión, subestaciones de distribución (objeto de estudio del presente trabajo), hasta las líneas y redes de distribución primarias y secundarias. Cada una de estas instalaciones dispone a su vez de diferentes equipos o dispositivos, cuyas funciones son muy amplias. Los dispositivos de protección tienen la finalidad de mantener tanto la seguridad de los equipos e instalaciones, como de las personas que se encuentran en su entorno, garantizando la continuidad en el suministro de la energía eléctrica. Un sistema de protección se establece bajo la premisa de la existencia de fallas o disturbios originados por agentes internos o externos al sistema, y su objetivo no es evitar tales fenómenos, sino minimizar sus efectos sobre el sistema. La adecuada selección y coordinación de los dispositivos de protección es fundamental para el correcto funcionamiento del sistema de protección y por consecuencia para la operación confiable del sistema de distribución. A partir de la configuración de un sistema eléctrico, se determina una adecuada protección. Para diseñar un sistema de protección basado en relevadores que protejan el sistema en forma confiable, se debe conocer lo siguiente en la configuración del sistema: 1. Estudio de fallas e impedancias en el sistema. 2. Máximas cargas posibles. 3. Localización de los transformadores de instrumento y sus relaciones de transformación. 4. Planes de expansión futura. 5. Tipos de protecciones existentes. 52

55 6. Normas que se deben aplicar. 7. Grado de protección requerida. 53

56 No existe regla alguna con la que se pueda realizar la mejor protección a un sistema eléctrico, por éste motivo la protección por relevadores es considerada no tan solo una ciencia sino también un arte. En una adecuada protección de un sistema no solo intervienen los elementos de detección de la falla, también los elementos primarios así como los dispositivos de mando y control y elementos de interrupción. Esto a elementos complementarios se les conoce como elementos auxiliares que representan un aspecto importante en la confiabilidad de operación de cualquier sistema. En los equipos auxiliares que intervienen en un sistema de protección son elementos primarios de detección en los sistemas de alta tensión, y/o alta corriente y que por sus características no permiten la conexión directa de los relevadores a las partes de las instalaciones eléctricas, estos elementos son los transformadores de instrumento (transformadores de potencial y transformadores de corriente), los elementos de interrupción de las corrientes de falla como interruptores y fusibles, otros elementos complementarios. 54

57 2.1 GENERALIDADES ZONAS DE PROTECCION Para una adecuada aplicación de los dispositivos de protección es necesario considerar los siguientes factores: Configuración del sistema. Impedancias del equipo primario y su conexión. Tensión del sistema. Procedimiento y practicas operativas. Importancia del elemento del sistema a proteger. Estudio de cortocircuito. Análisis de cargas o flujos de potencia. Conexión, localización y relación de transformadores de corriente y potencial. Tipo de falla (trifásica, de una fase a tierra, etc.) Crecimiento de la carga y del sistema. Basándose en cada uno de los factores anteriores se pueden definir las zonas de protección necesarias para cada elemento del sistema eléctrico. Las zonas de protección se definen como el área de cobertura de un dispositivo de protección, el cual protege uno o más componentes del sistema eléctrico en cualquier situación anormal o falla que se presente. Un sistema de protección por relevadores puede dividirse en varios subsistemas, uno de ellos es el sistema primario, que es la primera línea de defensa contra las fallas en el sistema. Este sistema primario de protección se puede representar como un conjunto de zonas traslapadas de protección que encierra completamente el sistema de protección, en el cual se incluyen interruptores, ya que estos son los encargados de dividir en segmentos al sistema. En la siguiente figura se indica 55

58 GENERADORES 2.-TRANSFORMADORES 3.-BARRAS 4.-LINEAS 5.-MOTORES FIG ZONAS DE PROTECCION 56

59 A continuación se mencionan los cinco aspectos básicos de la aplicación de los esquemas de protección: Confiabilidad: la certeza de que la protección va a operar correctamente. Este concepto se basa en el equilibrio de otros dos términos, dependabilidad y seguridad. Generalmente del grado de cada uno de estos se define la confiabilidad del relevador o el sistema de protección, por lo que es importante mantener un equilibrio entre ambos. Dependabilidad: la certeza de que el relevador operará correctamente. Seguridad: la certeza de que el relevador no operará incorrectamente. Selectividad: mantener la máxima continuidad del servicio con la mínima desconexión de equipo. Velocidad de operación: mínimo tiempo de falla con el consecuente mínimo daño del equipo. Simplicidad: mínimo equipo de protección y circuiteria asociada para alcanzar los objetivos del sistema de protecciones. Economía: máxima protección al mínimo costo total. 57

60 2.2 CLASIFICACIÓN DE LOS RELEVADORES Los relevadores son dispositivos de protección que actúan mediante la variación de uno o más parámetros eléctricos; su operación se manifiesta abriendo o cerrando contactos. Los relevadores se clasifican de acuerdo a diferentes conceptos, entre los cuales se distinguen los siguientes: De acuerdo a la función que desempeñan. De acuerdo con su tiempo de operación. De acuerdo al principio de operación. De acuerdo a su construcción. CLASIFICACIÓN DE LOS RELEVADORES DE ACUERDO A LA FUNCIÓN QUE DESMPEÑAN. Desde el punto de vista de la función que desempeñan los relevadores pueden dividirse en cinco categorías. Relevadores de protección. Relevadores de monitoreo. Relevadores programables Relevadores reguladores. Relevadores auxiliares. RELEVADORES DE PROTECCIÓN Los relevadores de protección detectan fallas, condiciones peligrosas o intolerables. Normalmente este tipo de relevadores inicia el ciclo de apertura de interruptores de potencia o simplemente hace actuar una alarma. RELEVADORES DE MONITOREO. Los relevadores de monitoreo verifican las condiciones de los sistemas de protección. RELEVADORES PROGRAMABLES. Los relevadores programables detectan secuencias eléctricas y se utilizan par lograr recierres y sincronizaciones. 58

61 RELEVADORES REGULADORES. Los relevadores reguladores actúan n el momento en que se presenta la variación del parámetro dentro de un límite predeterminado. La función del relevador en este caso es restablecer la cantidad a los límites predeterminados. RELEVADORES AUXILIARES. Los relevadores auxiliares operan en respuesta a la apertura o cierre de otro relevador o dispositivo de control. CLASIFICACION DE LOS RELEVADORES DEACUERDO A SU TIEMPO DE OPERACIÓN. Todos los relevadores poseen una curva de tiempo de operación. Esta curva se grafica en un sistema de ejes rectangulares; en donde el eje de las abscisas representa a la magnitud de influencia; entendiéndose como tal al tamaño del parámetro cuya variación origina la operación del relevador. Por su parte el eje de las ordenadas corresponde al tiempo de operación del dispositivo: Tiempo de operación Valor de magnitud de influencia FIG CURVA DE OPERACIÓN DE UN RELEVADOR Algunos relevadores tienen acción retardada ajustable y otros son instantáneos o de alta velocidad. El término instantáneo significa que no tienen acción retardada intencional y es aplicable a aquellos relevadores que funcionan en un tiempo mínimo de aproximadamente 0.1 seg. (10 ciclos). El término de alta velocidad se aplica a aquellos relevadores que funcionan en 0.05 segundos (3 ciclos) o menos. La acción retardada se obtiene en relevadores de tipo inducción mediante el uso de u imán de arrastre, que es un imán permanente dispuesto de tal manera que el rotor del relevador corta el flujo existente entre sus polos lo cual produce un efecto retardante en el movimiento del rotor. En otros relevadores se han utilizado diversos dispositivos mecánicos que incluyen émbolos, amortiguadores, fuelles o mecanismos de escape. 59

62 Una curva de tiempo inverso es aquella en la que el tiempo de funcionamiento resulta ser menor a medida que el valor de magnitud de influencia se incrementa. La curva de tiempo definido es aquella en la cual el tiempo de funcionamiento no se ve afectado por el valor de la magnitud de influencia como se observa en la siguiente figura: Tiempo de disparo Valor de puesta en trabajo Valor de la magnitud de influencia FIG CURVA DE TIEMPO DEFINIDO Las curvas que tienen diferente grado de inversidad reciben distinto nombre por lo que se tienen: Curvas inversas. Curvas muy inversas. Curvas extremadamente inversas. Cada tipo de curva tiene su campo de aplicación. Los relevadores con curva de tiempo inverso se utilizan donde hay grandes variaciones de corriente de falla como por ejemplo en sistemas donde sean frecuentes los disturbios por generación o maniobras. Los relevadores de curva muy inversa se utilizan en los casos en que son muy frecuentes las variaciones de corriente de fallas pequeñas y donde el tiempo de disparo sea muy importante. Por su parte, los relevadores de curvas extremadamente inversas se emplean en los casos en que se desea coordinar su operación con la de fusibles o restauradores. 60

63 La característica inversa se obtiene principalmente por el tipo de estructura del relevador, el arreglo de su resorte, el diseño de su disco, son conceptos que permiten la obtención de diferentes tipos de curva característica de operación, pero un solo tipo de curva para cada relevador. CLASIFICACIÓN DE LOS RELEVADORES POR SU PRINCIPIO DE OPERACIÓN Los relevadores actúan bajo diferentes principios de operación; por lo que desde este punto de vista se clasifican en: a) Relevadores electromecánicos b) Relevadores estáticos. c) Relevadores digitales o microprocesados. RELEVADORES ELECTROMECÁNICOS Los relevadores electromecánicos operan con fundamento en dos fenómenos electromagnéticos que son: La atracción electromagnética. La inducción electromagnética. Relevadores que operan bajo el principio de atracción electromagnética. Los relevadores que operan bajo este principio constan normalmente de un émbolo o armadura; elemento que es atraído por un solenoide o un electroimán; es común que se conecten en serie con el circuito al cual protegen (cuando se trata de sistemas de baja tensión) o al secundario de un transformador de corriente cuyo primario está conectado en serie con el circuito protegido (en sistemas de alta tensión). Este tipo de relevadores puede usarse indistintamente en sistemas que operan con corriente directa o corriente alterna. 61

64 En la siguiente figura se muestra esquemáticamente el arreglo de un relevador de este tipo. Contactos fijos Contactos móviles núcleo armadura bobina restricción Figura Relevador de atracción electromagnética. La fuerza ejercida sobre el elemento móvil del relevador, es proporcional al cuadrado del flujo en el entrehierro, es decir, al cuadrado de la corriente que circula por la bobina. En relevadores de corriente directa este fuerza es constante y cuando excede a la fuerza de atracción, el relevador opera en forma confiable; en tanto que en los relevadores accionados por corriente alterna fuerza está dada por la expresión. F = KI 2 F = K(I máx SEN wt) 2 F = ½ (I 2 máx I 2 máx COS 2wt) La expresión anterior establece que la fuerza electromagnética está constituida por dos componentes, una de las cuales es independiente del tiempo (1/2 KI 2 ) y otra que si depende del tiempo (1/2 KI 2 máx COS 2wt). 62

65 RELEVADORES QUE OPERAN BAJO EL PRINCIPIO DE LA INDUCCIÓN ELECTROMANÉTICA. Los relevadores que operan bajo el principio de la inducción electromagnética lo hacen bajo el mismo fenómeno que el motor de inducción, es decir, desarrollando un par en el rotor por los efectos de la inducción; este tipo de relevadores solo acciona con corriente alterna y al ser referidos se le denomina comúnmente como relevadores de inducción. La figura muestra esquemáticamente el relevador de inducción electromagnética. Contacto fijo Contacto móvil bobina Disco magneto joyas Figura Relevador de inducción electromagnética. Las estructuras mas comúnmente usadas en este tipo de relevadores son: Estructura de polo sombreado. Estructura de watthorímetro. Estructura de tambor (copa de inducción). Estructura de anillo de doble inducción. Estructura de anillo sencillo de inducción. 63

66 ESTRUCTURA DE POLO SOMBREADO En este tipo de estructura la circulación de una corriente a través de una bobina crea un flujo magnético que atraviesa al disco dando origen a la presencia de corrientes parásitas sobre ésta; por esta razón el disco tiende a girar en dirección opuesta al sentido ejercido por la fuerza del resorte espiral con que cuenta el relevador. En el momento en que el torque producido sobre el disco exceda al producido por la acción del espiral el disco empezará a girar, debido a este giro inducen en dos anillos de sombra una corriente con lo que se crea un segundo flujo que también es interceptado por el disco dando origen a un nuevo grupo de corrientes parásitas y por consiguiente a un nuevo torque que tiende a detener el disco. Este fenómeno resulta del movimiento del disco por lo que entre más rápido trate de girar el disco, mayor torque resistivo encontrará. Este principio se aplica sin considerar la dirección del movimiento del disco; cuando la señal de entrada desaparece, el resorte espiral regresa al disco a su posición original. El contacto móvil se encuentra en el pivote del disco y cuando este gira lo suficiente hace conexión con el contacto fijo. El tiempo que toma el relevador para cerrar su contacto es función de cuatro variables: a) La magnitud de la corriente de entrada, misma que se puede ajustar por medio de Tap s. b) La fuerza de oposición del resorte espiral. c) La fuerza ejercida por el anillo de sombra. d) La posición original del disco, misma que es ajustada por medio de la palanca. Normalmente este tipo de relevadores consta de una sección de contactos (Tap s) en donde se dispone un número determinado de orificios roscados que corresponden a diferentes derivaciones de la bobina, misma que se conecta al transformador de corriente por medio de un tornillo con el que se selecciona la corriente mínima de operación del relevador, a este concepto de ajuste del relevador se le denomina ajuste del Tap. Montado sobre el eje del disco se encuentra el contacto móvil a través de un dial numerado del 1 al 10. Este dial acerca o aleja el contacto móvil del contacto fijo que normalmente va anclado al marco del relevador. Mediante este ajuste de distancia varía el tiempo de operación del relevador. A este concepto de ajuste para la operación del relevador se le denomina ajuste de tiempo, ajuste de time-dial o simplemente ajuste de palanca y es el que permite establecer un juego de curvas llamadas familia de curvas de operación del relevador. 64

67 Los fabricantes de relevadores han normalizado estos juegos de curvas en función del Tap de ajuste; es decir, estas curvas son graficadas como tiempo contra número de veces el Tap de ajuste del relevador para determinada palanca. Normalmente los relevadores cuentan con elementos que permiten desconectarlos dejando abierto los circuitos de control y en corto circuito el de corriente. Otros utilizan una clavija general denominada peineta que es la que establece la continuidad entre la caja alambrada y e exterior. ESTRUCTURA DE WATTHORÍMETRO. Esta estructura contiene dos bobinas en circuitos magnéticos, cada una de las cuales produce uno de los dos flujos magnéticos necesarios para accionar el rotor. Figura Estructura de Watthorímetro. 65

68 ESTRUCTURA DE TAMBOR O COPA DE INDUCCIÓN. Este tipo de estructura es prácticamente un motor de inducción, excepto que el hierro del rotor está estacionario y solo la parte conductora del rotor está libre para girar; el par que produce es más eficiente que cualquiera de las de polo sombreado o de watthorímetro por lo que se utilizan en relevadores de alta velocidad. Las características de esta estructura son: Torque suave sin vibración en C.A. Alta velocidad. Puede ser diseñado para operar con una magnitud, suma o diferencia de magnitudes, o producto de dos cantidades y el seno del ángulo entre los flujos producidos por estas dos magnitudes. Puede operar continuamente en posición de arranque. Puede tener control direccional. Respuesta igual a ondas deformadas o simétricas e C.A. Características estables. Construcción sólida. No puede ser usado en C.D. El valor de operación es afectado por la frecuencia. El ajuste sensible de los contactos produce operación por impactos físicos. CUP CORE CUP CORE Figura Estructura de tambor o copa de inducción 66

69 ESTRUCTURA DE ANILLO DOBLE DE INDUCCION. Esta estructura funciona en forma similar a la anterior excepto que emplea dos anillos en ángulos rectos entre sí. NUCLEO ESTACIONARIO Figura Estructura de anillo doble de inducción ESTRUCTURA DE ANILLO SENCILLO DE INDUCCION. La estructura de anillo sencillo de inducción es la que proporciona el par más eficiente de todas las estructuras, sin embargo, tiene la desventaja de que su rotor presenta tendencia a la vibración. PIVOTE Figura Estructura de anillo sencillo. 67

70 RELEVADORES ESTÁTICOS. Un relevador estático es aquel en el que la medición o la comparación de las cantidades eléctricas se hace por medio de una red estática diseñada para dar una señal de salida en la dirección del disparo cuando se pasa una condición crítica. La señal de salida opera un dispositivo de disparo que puede ser electrónico, semiconductor o electromagnético. La base de la llamada relevación estática son los circuitos y componentes que logran la variedad de funciones y características de operación. Éstos relevadores se clasifican atendiendo el tipo de unidad medidora o de comparador y son los siguientes. Relevadores electrónicos. Relevadores de transductores. Relevadores de puente rectificador. Relevadores de transistores. Relevadores Hall. Relevadores Gauss. RELEVADORES DIGITALES O MIROPROCESADOS. Estos relevadores son los más avanzados dispositivos de protección en la actualidad están formados por componentes electrónicos, su principio de operación esta basado en las funciones lógicas OR, NOR, AND, NAND, NOT que reciben las señales eléctricas, las analizan y en caso de falla mandan una señal que hace operar el interruptor. El ajuste de los relevadores digitales se hace mediante una computadora con un software proporcionado por el fabricante. A continuación se mencionan las ventajas y desventajas que ofrecen los diferentes tipos de relevadores. 68

71 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS DIFERENTES TIPOS DE RELEVADORES ELECTROMECÁNICOS VENTAJAS MANTENIMENTO EN VIVO. TIPO INTEMPERIE DESVENTAJAS. MANTENIMIENTO TARDADO. OCUPAN MUCHO ESPACIO. NO TIENEN MEMORIA. NO SON VERSATILES. ESTÁTICOS. VENTAJAS. COMPACTOS. COMPONENTES ELECTRÓNICOS. SELECCIÓN DEL TIPO DE CURVA. DESVENTAJAS. NO TIENEN MEMORIA. MANTENIMIENTO EN MUERTO. REQUIEREN CLIMA CONTROLADO. 69

72 DIGITALES O MICROPROCESADOS VENTAJAS. COMPACTOS MANTENIMIENTO MÍNIMO. MEMORIA. SELECCIÓN DE TIPO DE CURVA SELECCIÓN DE PICK UP. SELECCIÓN DE TIME-DIAL. SELECCIÓN DE FUNCIONES LÓGICAS. DESVENTAJAS. MANTENIMIENTO EN MUERTO. REQUIEREN CLIMA CONTROLADO. 70

73 NUMEROS Y FUNCIONES DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN En la aplicación de los dispositivos de protección para un sistema eléctrico se emplean números para designar cada uno de ellos, estos números se encuentran enunciados en la norma ANSI C , éste sistema designación es utilizado en especificaciones y en diagramas unifilares. Para el estudio de protecciones de la subestación eléctrica Buenavista solo se requiere una mínima cantidad de dispositivos que se mencionan en dichas normas y s mencionan a continuación. 49 RELEVADOR TÉRMICO DE MÁQUINA O DE TRANSFORMADOR. Es un dispositivo que funciona cuando la temperatura de la armadura de una máquina de corriente alterna excede un valor predeterminado. 50 RELEVADOR INSTANTANEO DE SOBRECORRIENTE. Es un dispositivo que funciona instantáneamente cuando se presenta un valor excesivo de sobrecorriente. 51 RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE CON RETRASO INTENCIONAL. Es un relevador con una característica de retraso, ya sea definido o inverso que funciona cuando la corriente de u circuito excede un valor predeterminando. 52 INTERRRUPTOR DE CORRIENTE ALTERNA. Es un dispositivo que se usa para cerrar e interrumpir un circuito de potencia de corriente alterna en condiciones normales o para interrumpir el circuito bajo condiciones de falla. 63- RELEVADOR DE SOBRE PRESION O BUCHOOLZ. Es un elevador que actúa a un cambio de valores predeterminados de presión, flujo o nivel de gas. 86 RELEVADOR DE BLOQUEO. Es un relevador operado eléctricamente y restablecido en forma eléctrica o manual que funciona para apagar y mantener fuera de servicio un equipo al ocurrir condiciones anormales. 87 RELEVADOR DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL. Es un relevador de protección que funciona a partir del porcentaje de un ángulo de fase u otra diferencia cuantitativa de dos corrientes o de algunas otras cantidades eléctricas. 71

74 2.3 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO Los transformadores de instrumento son un medio a través del cual se interpone un aislamiento eléctrico entre los sistemas de potencia (que siempre operan en alta tensión) y los dispositivos de medición, protección y control. Pueden ser de dos clases a saber: TRANSFORMADORES DE CORRIENTE.(Tc s) TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (Tp s) TRANSFORMAD0R DE CORRIENTE. El transformador de corriente es un equipo cuya función principal es la de transformar los valores de corriente de un circuito (el circuito primario) a otro valor que permite alimentar los instrumentos de protección, medición y control. Por esta razón, su devanado primario debe conectarse en serie con el circuito en el que ha de tomarse la señal de corriente, en tanto que el devanado secundario suministra una corriente proporcional a la del primario que es con la cual han de operar los instrumentos. Lo anterior está representado esquemáticamente e la siguiente figura X1 X2 H1 H2 X1 X2 X3 X4 X5 Figura Transformador de corriente tipo bushing. Las normas internacionales establecen que todos los Tc s deberán tener una relación de transformación tal que su valor en el secundario es de 5 amperes. 72

75 SATURACION DE UN TRANSFORMADOR DE CORRIENTE Los transformadores de corriente se clasifican con base a su grado de precisión. Esta clasificación considera que un transformador de corriente tiene capacidad para suministrar hasta 20 veces su corriente nominal sin que se sature, por consiguiente, un transformador saturado es aquel que pierde su relación de transformación por efectos de sobrecarga. Al igual que los transformadores de potencia, la relación de transformación de los transformadores esta dada por la expresión. a N N 2 1 I I 1 2 La expresión que determina la magnitud de la corriente que circula en el secundario del transformador de corriente, está determinada por la ecuación: I1 I 2 a Lo anterior implica que la corriente de carga (corriente del secundario) de un Tc depende principalmente del consumo que se tenga en su devanado primario y que a su vez, es prácticamente independiente de los aparatos que tenga conectados. Esta última ecuación solamente es válida para el caso especial en que la corriente de vacío es nula (toda vez que forme parte de la corriente primaria) situación que se consigue poniendo en cortocircuito a las terminales del secundario del Tc ya que la corriente de vacío depende de la fuerza magnetomotriz inducida en los devanados, uno de los cuales tiene impedancia nula. Esta es la razón por la que los Tc s deben permanecer siempre con el secundario cortocircuitado ya que de lo contrario equivale a suprimir la fuerza magnetomotriz secundaria (N 2 I 2 ) y entonces la fuerza magnetomotriz de excitación se iguala a (N 1 I 1 ) en virtud de que I 1 no ha cambiado debido a que depende de su carga primaria; por la que la fuerza magnetomotriz de excitación crece considerablemente elevando peligrosamente la fuerza electromotriz inducida en el secundario y por consiguiente la tensión entre sus bornes. El aumento de la inducción provoca calentamiento en el núcleo y el aumento de tensión entre los bornes del secundario puede provocar la perforación de los aislamientos lo cual constituye un peligro para el personal de operación. 73

76 CLASIFICACION ASA DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE. Los transformadores de corriente trabajan de manera similar a cualquier otro tipo de transformador, por lo que la corriente del primario tiene dos componentes: la corriente del secundario (que es la transformada en razón inversa a la relación de vueltas) y la corriente de excitación que magnetiza el núcleo. Esta última no sufre transformación, lo que ocasiona errores de transformación que al ser mayores o menores establecerán el grado de precisión de los dispositivos. La ASA (American Standarization Asociation) clasifica a los transformadores de corriente utilizados en el sistema de protección con base en su grado de precisión. Esta clasificación considera que un Tc tiene capacidad para suministrar hasta 20 veces su corriente nominal sin que se sature. Esto es, que los clasifica con base en el valor máximo de la tensión eficaz que el Tc es capaz de mantener en sus terminales secundarias sin que el error de relación exceda de un margen especificado. A continuación se muestra la clasificación de precisión ASA 10H10 10L10 10H20 10L20 10H50 10L50 10H100 10L100 10H20 10L200 10H400 10L400 10H800 10I H10 2.5I10 2.5H20 2.5I20 2.5H50 2.5I50 2.5H I H I H I H I800 TABLA CLASIFICACIÓN DE PRECISIÓN ASA La letra H significa que se trata de transformadores de corriente con impedancia secundaria elevada que es una característica de los Tc s que tienen arrollamientos concentrados. La letra L significa impedancia secundaria baja, que es una característica de los Tc s tipo boquilla (bushing) y tipo ventana. 74

77 La principal utilidad de esta clasificación es que proporciona un indicador de la calidad del Tc. Cuando más elevado es el número después de la letra hoy, de mejor calidad es el Tc. Sin embargo, esta herramienta únicamente utilizable para los casos en que se hace uso de todo el arrollamiento secundario del Tc. No pudiendo utilizar con partes (Taps) del arrollamiento secundario como es el caso de cuando se usan Tc s con relación múltiple. Para mejor entendimiento de lo anterior, se utilizará un ejemplo ilustrativo. Supóngase que se tiene un Tc con clasificación 10H400 cuya relación de transformación es de 200/5 amperes. En este caso se tendrá lo siguiente. 10 Representa el máximo error de relación de transformación, expresado en % H Indica que se trata de un Tc con devanado secundario de alta impedancia. 400 Representa el voltaje máximo permitido en los bornes secundarios de Tc para el % de error especificado. La relación de transformación 200/5 amps. supone una corriente máxima de falla de: 200 x 20 = 400 amperes primarios = V máx 5 x 20 = 100 amperes secundarios = I máx Con los valores de voltaje máximo permitido en los bornes del Tc y de corriente máxima en el devanado secundario, están dadas las condiciones para determinar la carga máxima que puede conectarse al Tc; esto es: Z MAX V I MAX MAX Cuando los transformadores son de relación múltiple, la clase está dada por la relación máxima y esta sigue una proporción directa al tomar una relación menor. 75

78 Por ejemplo si se tiene un transformador de corriente de relación múltiple de 100 en 100 siendo ésta /5 amps. Clase 10L200, su corriente máxima de falla será: En el primario; 20 x 600 = amps. En el secundario; 20 x 5 =100 amps. La carga máxima que puede conectarse al Tc será 200/100 = 100 OHMS. La potencia de un transformador de instrumento solamente es precisa antes de que se sature. En estas condiciones, la potencia aparente que se le puede conectar al dispositivo, se conoce con el nombre de BURDEN. En el caso de los transformadores de corriente, la carga efectiva está constituida por los consumos efectuados en las bobinas de los dispositivos conectados a su secundario, más el consumo de los conductores que los interconectan. Luego entonces, el burden de un Tc es el máximo valor de carga en ohms (impedancia) que se puede alimentar a través de él sin que se sature. Los burden s más comunes para transformadores de corriente se relacionan en la siguiente tabla donde los primeros cinco son burden s para los cuales la precisión de la clase de medición ha sido asignada y los últimos cuatro para la precisión de relevadores. Designación del burden Resistencia (ohms) Inductancia (milihenrys) Impedancia (ohms) Volt-amperes (VA S) Factor potencia. de BURDEN ESTÁNDAR PARA MEDICIÓN B B B B B BURDEN ESTÁNDAR PARA PROTECCIÓN B B B B TABLA BURDEN PARA PROTECCION Y MEDICION EN TRANSFORMADORES DE CORRIENTE. 76

79 Transformadores de corriente de relación múltiple En los sistemas de potencia es muy común la utilización de transformadores de corriente de relación de transformación múltiple. Este tipo de dispositivo es construido con varios Taps en el devanado primario, de tal manera que es posible que se obtengan diferentes valores de relaciones de transformación permitiendo con esto flexibilidad en el sistema. De lo anterior, se puede afirmar que para el caso de transformadores de corriente los Taps cumplen un objetivo totalmente distinto del que cumplen los Taps de un transformador de potencia. TRANSFORMADOR DE POTENCIAL El transformador de potencial es utilizado para transformar los altos voltajes de los sistemas de potencia y poder realizar operaciones de protección, control o medición en niveles de tensión de 110 V. La construcción y operación de los transformadores de potencial no presenta tanta dificultad como los transformadores de corriente ya que en caso de cortocircuito no se presenta ningún incremento de tensión, además, se debe recordar que normalmente la tensión permanece constante a diferencia de corriente. El transformador de potencial deberá tener un borne de su devanado secundario siempre conectado a tierra previniendo el riesgo de un contacto accidental entre los conductores de alta tensión y la parte que opera en baja tensión. Todo transformador de potencial deberá mantener proporcionalidad de la tensión del secundario con respecto a la del primario; para ello, es preciso que las caídas de tensión debidas a resistencias y reactancias en el primario y secundario sean despreciables, lo que a su vez presupone: Que los flujos de dispersión sean muy pequeños. Que la corriente secundaria sea my pequeña, es decir, que la potencia nominal, potencia de precisión sea muy inferior a la potencia límite de calentamiento equivalente a la potencia nominal de un transformador de potencia. 77

80 TIPOS GENERALES Secundario sencillo: En general, los transformadores de potencial de rango estándar, clase 15 kv. y menores, son suministrados con un solo circuito secundario diseñado para 120 volts. Secundario con derivaciones. Hay aplicaciones donde es deseable tener dos o más valores secundarios de potencial disponibles del mismo devanado secundario. Esto se cumple particularmente donde es deseable conectar el devanado secundario en delta o estrella, para circuitos trifásicos, y obtener el mismo voltaje secundario. Para tales aplicaciones, el secundario del transformador es especificado a 120 volts con un tap a 69.3 volts. Doble secundario: A diferencia de los tc s, los tp s con secundario doble o múltiple tienen sus circuitos eléctricos secundarios individuales sobre un núcleo magnético común. Estos devanados pueden tener taps. Cada secundario es afectado por las condiciones de burden sobre los otros secundarios. Transformadores de potencial auxiliares: Cuando no haya disponible un TP con un tap secundario de 69.3 volts, un transformador auxiliar de 120/69.3 volts se puede conectar al secundario de 120 volts del TP principal. Un transformador auxiliar impone un burden sobre el transformador principal principalmente a causa de sus perdidas en el núcleo y la corriente de excitación. Los valores de estas y el efecto sobre la precisión del transformador principal únicamente pueden ser determinado por los datos de prueba del fabricante.. 78

81 2.4 INTERRUPTORES El interruptor es un dispositivo destinado al cierre y apertura de la continuidad de un circuito eléctrico; en condiciones normales esta es su principal función, bajo condiciones de falla sirve para conectar o desconectar de cualquier circuito energizado, máquinas, aparatos, líneas aéreas y subterráneas. El interruptor debe ser capaz de interrumpir corrientes eléctricas de intensidades y factores de potencia diferentes pasando de corrientes capacitivas, de varios cientos de amperes a las inductivas de varias decenas de kilo-amperes. El interruptor se puede considerar por tres partes principales: Parte activa.- Constituida por las cámaras de extinción que soportan los contactos móviles. Parte pasiva.- Esta formado por una estructura que soporta uno o tres dispositivos de aceite, si el interruptor es de aceite, en los que aloja la parte activa. En si la parte pasiva desarrolla las siguientes funciones: 1. Proteger eléctrica y mecánicamente el interruptor. 2. Ofrece puntos para el levanta miento y transporte del interruptor. Así como espacio para la instalación de los accesorios. 3. Soporta los recipientes de aceites, si los hay el gabinete de control Accesorios : en esta parte se consideran incluidas las siguientes partes: a) Boquillas terminales que en algunos casos incluyen transformadores de corriente. b) Válvulas de llenados, descarga y muestreo de fluido aislante. c) Conectores de tierra. d) Placa de datos. e) Gabinete que contiene los dispositivos de operación y control, protección, medición y accesorios como: compresora, resorte, bobina de cierre y disparo, etc. 79

82 TIPOS DE INTERRUPTORES. De acuerdo con los elementos que intervienen el la apertura del arco de las cámaras de extinción, los interruptores se pueden dividir en los siguientes grupos ordenados conforme a su aparición histórica: 1. En aceite. 2. Neumáticos. (aire comprimido) 3. Hexafluoruro de azufre. 4. Vacío. INTERRUPTORES EN ACEITE. Los interruptores de potencia e aceite se utilizan ampliamente en los sistemas de potencia. En estos se emplean las propiedades del arco de extinción del mismo. En consecuencia, usando energía del arco para romper las moléculas de aceite, puede generarse gas hidrógeno para arrastrar, enfriar y comprimir el plasma del arco y así desionizarlo en un proceso de autoextinción. Los interruptores de potencia en aceite se dividen en: a) De gran volumen en aceite. b) De pequeño volumen en aceite. Interruptor en gran volumen en aceite.- fueron de los primeros interruptores que se emplearon en alta tensión y que utilizaron el aceite para la extinción del arco, son muy utilizados todavía en los Estados Unidos. Estos interruptores reciben ese nombre debido a la gran cantidad de aceite que contienen; generalmente se construyen en tanques cilíndricos y pueden ser monofásicos o trifásicos. Los trifásicos son para operar a voltajes relativamente pequeños y sus contactos se encuentran contenidos en un recipiente común, separados entre si por separadores (aislantes). En general el tanque se construye cilíndrico debido a las fuertes presiones que se presentan durante la interrupción. 80

83 Proceso de interrupción. Cuando opera el interruptor debido a una falla, los contactos móviles se desplazan hacia abajo, separándose de los contactos fijos. Al alejarse los contactos móviles de los fijos se va creando una cierta distancia entre ellos, y en función de esta distancia se da la longitud del arco. El arco da lugar a la formación de gases, de tal manera que se crea una burbuja de gas alrededor de los contactos que desplaza una determinada cantidad de aceite. Conforme aumenta la separación de los contactos, el arco crece y la burbuja se hace mayor, de tal manera que al quedar los contactos en su separación total la presión ejercida por el aceite es considerable, por lo que e la parte superior del recipiente se instala un tubo de fuga de gases. En la figura 2.4.1se presenta un interruptor en gran volumen de aceite y sus partes fundamentales. 1. Tanque o recipiente 2. Boquillas. 3. Conectores (elementos de conexión al circuito) 4. Vástago. 5. Contactos fijos. 6. Contactos móviles 7. Aceite de refrigeración. Figura 2.4.1Interruptor en gran volumen de aceite. 81

84 Interruptor en pequeño volumen de aceite.- Este tipo, que tiene forma de columna, fue inventado en suiza por l Dr. J. Landry, por el pequeño consumo de aceite, son muy utilizados en Europa, en tensiones hasta 230 kv. En general se usan en tensiones y potencias medianas. Este interruptor utiliza aproximadamente un5% del volumen de aceite el caso anterior. Estos interruptores se construyen para diferentes capacidades y voltajes de operación y su construcción es básicamente una cámara de extinción modificada que permite mayor flexibilidad de operación. En este tipo de interruptores la cámara de extinción del arco consiste fundamentalmente de las siguientes partes (ver fig ) 1. Parte externa. 2. Cuerpo de la cámara. 3. Contacto móvil. 4. Contacto fijo. 5. Arco eléctrico. 6. Aceite. Figura partes principales de la cámara de extinción de un interruptor de potencia en pequeño volumen de aceite. 82

85 Estos tipos de interruptores son más económicos si se consideran los puntos de vista siguientes. En cuanto a su grado de confiabilidad. En cuanto a la seguridad que ofrecen. En cuanto al poco servicio que necesitan. En cuanto al número de operaciones que puede realizar sin mantenimiento. El comportamiento de los interruptores de gran volumen de aceite, es superior al de los de volumen reducido; pero los costos de adquisición del interruptor de pequeño volumen de aceite son menores en comparación con el de gran volumen de aceite. INTERRUPTORES NEUMÁTICOS. Su uso se origina ante la necesidad de eliminar el peligro de inflamación y explosión del aceite utilizado en los interruptores de los dos casos anteriores. En este tipo de interruptores el apagado del arco se efectúa por la acción violenta de un chorro de aire que barre el aire ionizado por efecto de arco. El poder de ruptura aumenta casi proporcionalmente a la presión del aire inyectado la presión del aire varía entre 8 y 13 kg/cm 2 dependiendo de la capacidad de ruptura del interruptor. La extinción del arco se efectúa en un tiempo muy corto, del orden de 3 ciclos, lo cual produce sobretensiones mayores que en los casos anteriores. El aire a presión se obtiene por un sistema de aire comprimido que incluye una o varias compresoras, u tanque principal, un tanque de reserva y un sistema de distribución en caso de ser varios interruptores. Se fabrican monofásicos y trifásicos, para uso interior o uso exterior. El proceso general se puede comprender con la ayuda de la siguiente figura. 83

86 Figura Interruptor neumático. 84

87 Cuando ocurre una falla la detecta el dispositivo de control, de tal manera que la válvula de solenoide acciona la válvula principal (2) y sigue una secuencia que puede describirse como sigue: 1. Al ser accionada la válvula principal (2), esta se abre permitiendo el acceso del aire a los aisladores huecos(1). 2. El aire a presión que entra a los aisladores huecos presiona por medio de un émbolo a los contactos(5). 3. Los contactos (5) accionan los contactos (6) que operan simultáneamente abriendo el circuito. 4. Como los aisladores huecos (1) se encuentran conectados directamente a las cámaras de extinción (3), al bajar los contactos (5) para accionar los contactos (6) el aire a presión que se encuentra en los aisladores (1) entra violentamente a la cámara de extinción (3) extinguiéndose el arco. INTERRUPTORES EN HEXAFLUORUO DE AZUFRE (SF 6 ) En vista del aumento constante de la potencia de las centrales eléctricas, los diseñadores de interruptores, se han visto en la necesidad de mejorar las características de ruptura de su disyuntores a fin de protegerlas de elevadas potencias de cortocircuito a la que están expuestas. A fin de adaptarse cada día más a las estrictas normas los disyuntores en gran cantidad de aceite han sido desplazados por los de pequeño volumen de aceite y de aire comprimido. Hace algunos años la firma WESTINGHOUSE realizó un estudio sistemático de las características de los gases adecuados para la extinción del arco eléctrico; seleccionó el Hexafluoruro de azufre, único gas con las propiedades físicas químicas y eléctricas favorables para la extinción de los arcos de los disyuntores. El Hexafluoruro de azufre (SF 6 ) es incoloro, inodoro, no tóxico y no flamable. Es uno de los compuestos químicos más estables y también uno de los gases más pesados a 20 C y presión atmosférica, su densidad es 5veces la del aire. Su coeficiente de transmisión de calor a presión atmosférica es 1.6 veces mayor con relación al aire, esta es una propiedad uy interesante pues facilita una rápida disipación del calor y reduce de esta manera el aumento de temperatura del equipo. 85

88 El Hexafluoruro de azufre es una de las sustancias más inertes conocidas. No ataca a ningún material estructural a temperaturas inferiores a 500 C y permanece estable a temperatura de las cuales el aceite se oxida y se descompone. A la temperatura del arco eléctrico se descompone en fluoruros de azufre interior, pero el grado de descomposición es muy pequeño debido a que la mayoría del producto resultante se cambia inmediatamente para formar de nuevo el Hexafluoruro de azufre, con el resultado de que este permanece intacto después de sucesivas rupturas. Las partes principales de un disyuntor de SF 6 son: 1. El tanque. 2. Las unidades interruptoras. 3. El mecanismo de operación. 4. Los casquillos. 5. El sistema de gas. 1. El tanque. Debido a que las propiedades aislantes del Hexafluoruro de azufre son mejores, se reduce mucho la distancia entre las partes que están al potencial de la línea y las partes aterrizadas. Aún a la presión atmosféricas distancias de aislamiento son suficientes para soportar casi el doble de voltaje nominal a tierra. No se originan presiones grandes debidas a la operación del SF 6, los tanques se diseñan para una presión de casi cuatro veces y se prueban a seis veces la presión. 2. Unidades interruptoras. No debe colocarse aislamiento orgánico como fibra en la trayectoria del arco, ya que se descompondría y diluiría el gas. Generalmente se emplea teflón, material que es resistente al arqueo y cuya contaminación en el gas es despreciable. 3. Mecanismo de operación. La operación del resorte de disparo acciona los contactos móviles y abre simultáneamente la válvula del recipiente a presión. El gas a presión fluye hacia las cámaras de interrupción y extingue el arco. Al término de la operación el mecanismo libera la válvula del recipiente a presión, la cual se cierra debido a la acción del grupo de resortes. 4. Los casquillos. Estos contienen SF 6 a una presión de 2 kg/cm 2 son mucho más sencillos que os casquillos del condensador. Contiene un conductor hueco, una brida de fijación, aisladores de porcelana superior e inferior y los resortes que mantiene al conjunto, el gas que hay en los casquillos se comunica con el del tanque a través de pequeños agujeros que hay en la parte superior del conductor hueco. El gas de los casquillos no es afectado por ninguna perturbación que ocurra en el tanque en el instante que se interrumpa la corriente, en el fondo del conductor hueco se coloca un filtro que contiene aluminio activado, el cual elimina toda posibilidad de contaminación del SF 6 dentro del casquillo. 86

89 5. Sistema de gas. Un compresor envía el gas de regreso, después de cada interrupción al recipiente de alta presión. Siendo n circuito cerrado no escapa el gas a la atmósfera. Debajo de cada tanque hay un recipiente auxiliar de Hexafluoruro de azufre, a 14 kg/cm 2 que contiene suficiente gas para cuatro interrupciones consecutivas sin necesidad de poner en marcha el compresor. Figura Disyuntor de hexafluoruro de azufre 87

90 INTERRUPTOR EN VACIO Esta tecnología aparece por el año de Son aparatos que en teoría abren en un ciclo debido a la pequeña inercia de sus contactos y a su pequeña distancia. Los contactos están dentro de las botellas especiales en las que se ha hecho vacío casi absoluto. El contacto fijo esta sellado con la cámara de vacío y por el otro lado entra el contacto móvil, que también está sellado al otro extremo de la cámara y que, en lugar de deslizarse, se mueve junto con la contracción de un fuelle de un material que parece ser una aleación del tipo latón. Al abrir los contactos dentro de la cámara de vacío no se produce ionización y por lo tanto no es necesario el soplado del arco ya que este se extingue prácticamente al paso por cero después del primer ciclo. Construcción de los interruptores en vacío. Es un dispositivo muy sencillo en comparación con los de aceite. En este van instalados dos contactos dentro de un alojamiento aislado y sellado al vacío. Uno está fijo y el otro puede moverse a una distancia corta. Una protección metálica rodea los contactos y protege el alojamiento del aislamiento. En la figura se muestra un conjunto típico de un interruptor al vacío, que consta de dos ensambles: a) La cámara de vacío. b) Mecanismo de operación. Cámara de vacío. Esta se fabrica de material sintético; por ejemplo: espuma de uretano, la cual se aloja en un tubo exterior de plástico, reforzado en fibra de vidrio o de porcelana; dentro de la cámara están dos contactos, una protección metálica y un fuelle metálico, estando la cámara sellada. El fuelle metálico que generalmente se hace de acero inoxidable, se emplea para mover el contacto inferior y proporciona un entrehierro del orden de 5 a 10 milímetros que depende de la aplicación del interruptor. El diseño del fuelle tiene una significación particular porque la vida del interruptor depende de la capacidad de esta parte para efectuar satisfactoriamente las operaciones repetidas. Uno de los extremos del contacto fijo se saca de la cámara y a este se hace la conexión. Con el contacto inferior también se toman provisiones similares para hacer las conexiones externas, pero éste va firmemente unido al vástago de operación del mecanismo. 88

91 Mecanismo de operación. El extremo inferior está fijo a un mecanismo accionado por resorte o por solenoide, de manera que el fuelle metálico que está dentro de la cámara se mueve hacia arriba durante las operaciones de cierre y apertura, respectivamente. Este tipo de aparatos han sido desarrollados para voltajes hasta de 15.5 kv. 250 MVA. de capacidad. Figura conjunto típico del interruptor en vacío 89

92 3.0 PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR El transformador es el elemento más importante y costoso de una subestación, se encuentra en todos los niveles de tensión. El diseño de los esquemas de protección de transformadores es un tema bastante amplio y toma en cuenta aspectos propios del equipo como son: capacidad, tensión, tipo, conexión y aplicación, así como el principio de detección de fallas eléctricas, mecánicas y térmicas. El transformador es una máquina que falla poco en comparación con otros elementos del sistema, lógicamente requiere de cuidados y atención. Por otra parte, cuando el transformador falla, generalmente se tienen consecuencias graves para el sistema, de ahí la importancia de contar con esquemas de protección rápidos y seguros. 3.1 CURVA DE DAÑO Los criterios para la selección, aplicación y ajustes de la protección por medio de relevadores deben considerar que el transformador sea protegido contra el efecto de las corrientes de falla externa que al pasar por el mismo durante un tiempo determinado pueden dañarlo. El límite teórico para las sobrecorrientes que pueden soportar los transformadores se estableció en el documento ANSI C Guía para sobrecarga de transformadores de potencia y distribución inmersos en aceite, ésta contiene información acerca de la capacidad de sobrecarga térmica de corto tiempo, la cual no consideraba los efectos mecánicos sobre los devanados de los transformadores, por lo que se decidió trabajar sobre este aspecto. El documento ANSI-IEEE C Guía para la duración de corriente de falla a través de transformadores considera tanto los efectos mecánicos como los efectos térmicos, siendo los primeros particularmente más significativos en los transformadores mientras mayor sea su capacidad. Esta guía establece las recomendaciones enfocadas esencialmente para la aplicación de protecciones de sobrecorriente para limitar el tiempo de exposición de los transformadores a las corrientes de corto circuito. Considera para su aplicación cuatro categorías de transformación dependiendo su capacidad. En la tabla 3-1 se indica dicha clasificación. 90

93 TABLA CATEGORIAS DE LOS TRANSFORMADORES CATEGORIA I II CAPACIDAD MÍNIMA EN KVA MONOFÁSICO TRIFÁSICO III IV > > Para propósitos de coordinación de los ajustes de las protecciones de acuerdo con la corriente que soportan los transformadores, se aplican las curvas de daño las cuales son una representación gráfica de las corrientes y tiempos que soportan los transformadores. En las categorías de transformadores I yiv, solamente uuna curva representa ambas consideraciones, térmica y mecánica. Para transformadores de categoría II y III se tienen dos curvas, dependiendo del número de ocurrencia de fallas en el transformador, tiempo de vida y niveles de corriente de falla. En las curvas que tienen dos partes una sólida y una porción punteada, la porción sólida representa la duración de la falla total alcanzada por daño térmico que le puede ocurrir al transformador, la porción punteada refleja efectos mecánicos. Los transformadores sujetos a fallas frecuentes deberán ser representados con la combinación de porciones de curva para la parte mecánica y térmica, mientras los transformadores sujetos a fallas no frecuentes son representados con la porción térmica solamente. La validación de estas curvas límite de daño no pueden ser demostradas por pruebas, entonces los efectos son acumulables, disminuyendo el tiempo de vida útil del transformador, basados principalmente en información de ingeniería histórica y experiencia de campo. 91

94 CATEGORÍA I. Los límites recomendados están basados en la curva de la figura 3.1.1, la cual refleja las consideraciones térmicas y mecánicas, debiendo ser aplicada como una curva de protección para fallas que ocurran ya sea frecuentemente o no. La porción punteada de la curva cubre la variación requerida de la capacidad de cortocircuito que soportan los transformadores de distribución de acuerdo a la norma IEEE Std C que considera 40 veces la corriente nominal. FIG CURVA PARA FALLAS FRECUENTES Y NO FRECUENTES CATEGORIA I 92

95 CATEGORÍA II. En esta categoría se contemplan dos curvas una para fallas frecuentes (figura 3.1.2) y otra para fallas no frecuentes (figura 3.1.3), frecuencia de falla se refiere al número de fallas con magnitud mayor al 70% de la máxima posible. Falla frecuente: Se considera falla frecuente cuando ocurren más de 10 en la vida del transformador. Curva para fallas frecuentes.- Esta curva refleja consideraciones de daño térmico y mecánico, una parte de la curva depende de la impedancia del transformador para fallas superiores al 70% de la máxima. FIG CURVA PARA FALLAS FRECUENTES CATEGORIA II 93

96 Curva para fallas no frecuentes.- Esta curva refleja principalmente el daño térmico. No depende de la impedancia del transformador, se puede usar para protección de respaldo donde el transformador es expuesto a fallas frecuentes libradas por relevadores rápidos. FIG CURVA PARA FALLAS NO FRECUENTES CATEGORIA II 94

97 CATEGORÍA III. En esta categoría también se consideran dos curvas, una para fallas frecuentes (figura 3.1.4) y otra para fallas no frecuentes (figura 3.1.5), en donde frecuencia de falla se considera la ocurrencia de mas de 5 en la vida del transformador, con una magnitud mayor al 50% de la máxima posible. La curva para fallas frecuentes refleja los daños térmicos y mecánicos, se debe considerar la impedancia del transformador, para fallas superiores al 50% de la corriente máxima posible y se obtiene esta parte de la curva con la formula I 2 t para el caso de daño mecánico. 95

98 FIG CURVA PARA FALLAS FRECUENTES CATEGORIA III La curva para fallas no frecuentes refleja solamente los daños térmicos, no depende de la impedancia del transformador. Esta curva puede usarse también para protección de respaldo donde el transformador se expone a fallas frecuentes normalmente libradas por relevadores rápidos. FIG CURVA PARA FALLAS NO FRECUENTES CATEGORIA III 96

99 CATEGORÍA IV La curva de la figura refleja ambas consideraciones, mecánicas y térmicas y deberá aplicarse tanto para fallas frecuentes como para no frecuentes, de forma similar como para la categoría III la parte de la curva mayor al 50% de la corriente máxima posible depende de la impedancia del transformador. FIG CURVA PARA FALLAS FRECUENTES Y NO FRECUENTES CATEGORIA IV 97

100 Con el objeto de facilitar la representación gráfica de la curva de daño del transformador (o curva ANSI), se han desarrollado ecuaciones que definen dicha curva; la cual puede obtenerse dependiendo de la categoría, mediante la unión de 2 o 4 puntos. En la tabla 3-2 se obtienen dichas ecuaciones con las que se obtienen las coordenadas tiempo corriente que definen cada punto. TABLA DETERMINACIÓN DE PUNTOS COORDENADOS t - I PARA DEFINIR LA CURVA ANSI DE UN TRANSFORMADOR. PUNTO CATEGORÍA TIEMPO CORRIENTE 1 I II, III, IV T I250 Z T T=2 2 I l z n t 2 II T=4.08 l z n I (0.7) t III, IV T=8.0 I z t l n z s II T 2551Z T 2 l z n I (0.7) t III, IV T 5000 Z T ZS 2 I z t l n z s I, II, III, IV T=50 I=(ln)(5) PARTE DE LA CURVA TÉRMICA I, II, III, IV T=60 T=300 I=(ln)(4.75) I=(ln)(3) T=1800 I=(ln)(2) 98

101 Cabe señalar que las variables involucradas en las expresiones matemáticas de la tabla 3-2 corresponden a lo siguiente: T I Z t Z s I n Tiempo en segundos Corriente en amperes Impedancia del transformador referida a su capacidad OA, expresada en p.u. Impedancia equivalente del sistema hasta el punto de conexión de este con el transformador, referida a la capacidad OA del transformador y expresada en p.u. Corriente nominal del transformador en su capacidad OA, expresada en amperes CORRIENTE DE MAGNETIZACIÓN (INRUSH). Adicionalmente a la curva ANSI del transformador, el punto de corriente de magnetización o inrush, es una referencia importante, sobre todo al considerar la operación de dispositivos de protección de sobrecorriente. La corriente de magnetización de un transformador depende de los siguientes factores y su duración se considera típicamente de 0.1 segundos. Capacidad del transformador. Magnetismo residual o remanente del núcleo. Punto sobre la onda de tensión cuando ocurre la energización. Ubicación del transformador dentro del sistema eléctrico. El valor máximo de esta corriente de magnetización se puede obtener de la tabla 3-3 y debe considerarse para prevenir operaciones de la protección en falso al energizar el transformador. 99

102 TABLA MAGNITUD DE LA CORRIENTE DE MAGNETIZACIÓN PARA TRANSFORMADORES CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR (KVA) CORRIENTE DE MAGNETIZACIÓN O INRUSH (rms) 5000 A 2500 (8)(I NOM ) MAYOR DE 2500 (10 12 )(I NOM ) CORRIENTE DE CARGA FRÍA. Aunque esta corriente no depende de las características del transformador, es importante tomarla en consideración con el objeto de evitar operaciones en falso de la protección, cuando se alimenta súbitamente una carga por parte del transformador. La denominada "cold load" o carga fría, depende fundamentalmente de la naturaleza y características de la carga; pudiendo considerarse para fines prácticos en la aplicación de transformadores, que varia desde 1 x Inom. para cargas puramente resistivas, hasta 6 X Inom. en cargas altamente inductivas. En cuanto al tiempo promedio de duración de esta corriente transitoria, puede tomarse con bastante exactitud un valor de 1 segundo. 100

103 3.2 CLASIFICACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES a) POR LA FORMA DEL NÚCLEO. b) POR EL NÚMERO DE FASES. c) POR EL MEDIO REFRIGERANTE. d) POR EL TIPO DE ENFRIAMIENTO. a) Por la forma del núcleo. 1. Tipo de columna. 2. Tipo acorazado. 3. Tipo radial. b) Por el número de fases. 1. Monofásico. 2. Trifásico. c) Por el medio refrigerante. 1. Aire. 2. Aceite. 3. Líquido inerte. d) Por el tipo de enfriamiento. 1. Enfriamiento AA. 2. Enfriamiento AFA. 3. Enfriamiento AA/FA. 4. Enfriamiento OA. 5. Enfriamiento OA/FA. 6. Enfriamiento OA/FOA/FOA. 7. Enfriamiento FOA. 101

104 8. Enfriamiento OW. 9. Enfriamiento FOW. 1. Tipo AA Transformadores tipo seco con enfriamiento propio, estos transformadores no contienen aceite ni otros líquidos para enfriamiento, el aire es también el medio aislante que rodea al núcleo y las bobinas, por lo general se fabrica con capacidades inferiores a 2000 kva. y voltajes menores de 25 kv. 2. Tipo AFA. Transformadores tipo seco con enfriamiento por aire forzado, se emplea para aumentar la potencia disponible de los tipos AA y su capacidad se basa en la posibilidad de disipación de calor por medio de ventiladores o sopladores. 3. Tipo AA/FA: Transformador tipo seco con enfriamiento natural o con enfriamiento por aire forzado, es básicamente un transformador tipo AA al que se le adiciona ventiladores para aumentar su capacidad de disipación de calor. 4. Tipo OA. Transformador sumergido en aceite con enfriamiento natural, en estos transformadores el aceite aislante circula por convección natural dentro de un tanque que tiene paredes lisas o corrugadas o bien provistos con tubos radiadores. Esta solución se adopta para transformadores de más de 50 kva. con voltajes superiores a 15 kv. 5. Tipo OA/FA. Transformador sumergido en líquido aislante con enfriamiento propio y con enfriamiento por, es básicamente un transformador OA con la adición de ventiladores para aumenta la capacidad de disipación de calor en las superficies de enfriamiento. 6. Tipo OA/FOA/FOA. 102

105 Transformador sumergido en líquido aislante con enfriamiento propio con aceite forzado-aire / con aceite forzado / aire forzado. Con este tipo de enfriamiento se trata de incrementar el régimen de operación (carga) del transformador tipo OA por medio del empleo combinado de bombas y ventiladores. El aumento de la capacidad se hace en dos pasos: en el primero se usan la mitad de los radiadores y la mitad de las bombas con lo que se logra aumentar en 1.33 veces la capacidad del tipo OA, con el segundo paso se hace trabajar la totalidad de los radiadores y bombas con lo que se logra un aumento de veces la capacidad de OA. Se fabrican en capacidad de kva monofásicos o kva trifásicos. 7. Tipo FOA. Transformador sumergido en líquido aislante con enfriamiento por aceite y aire forzados. Estos transformadores pueden absorber cualquier carga de pico a plena capacidad ya que se usa con los ventiladores y las bombas de aceite trabajando al mismo tiempo. 8. Tipo OW Transformador sumergido en líquido aislante con enfriamiento por agua. En estos transformadores el agua de enfriamiento es conducida por serpentines, los cuales están con el aceite del transformador y se drena por gravedad o por medio de una bomba independiente. El aceite circula alrededor de los serpentines por convección natural. 9. Tipo FOW Transformador sumergido en líquido aislante con enfriamiento de aceite forzado y con enfriadores de agua forzada. Este tipo de transformadores es prácticamente el FOA, solo que el cambiador de calor es del tipo agua-aceite y se hace el enfriamiento por agua sin tener ventiladores. 103

106 3.3 DISPOSITIVOS DE PROTECIÓN PARA EL TRANSFORMADOR Los dispositivos de protección utilizados en transformadores de potencia son los siguientes: 1. PROTECCIÓN BUCHHOLZ (63B) 2. VALVULA DE SOBREPRESIÓN (63P) 3. PROTECCIÓN CONTRA SOBRETEMPERATURA (49T) 4. EQUIPO INERTAIRE (98) 5. PROTECCION DIFERENCIAL (87T) RELEVADOR BUCHHOLZ Aunque si bien este relevador es capaz de operar con gran rapidez, su característica más sobresaliente es su sensibilidad a las fallas incipientes, esto es, fallas menores inicialmente, con desprendimiento de gases inflamables que causas daños lentos pero crecientemente. Este relevador aprovecha la circunstancia de que los aceites minerales producen gases inflamables al descomponerse a temperaturas superiores al punto de inflamación, tales como acetileno y otros hidrocarburos de molécula simple, hidrógeno y monóxido de carbono. La figura muestra que a medida que el gas se acumula en el relevador, el nivel de aceite baja y con este el flotador superior, mismo que opera con un switch de mercurio que hace sonar una alarma en esta primera etapa. Este mecanismo responde a pequeños desprendimientos de gases. Para fallas severas, la generación súbita de gases causa movimiento de aceite y gas en el tubo que interconecta al transformador con el tanque conservador y por lo tanto en el relevador Buchholz, accionándose un segundo mecanismo que a su vez opera un switch de mercurio para disparo. 104

107 .. FIGURA LOCALIZACIÓN DE UN RELEVADOR BUCHHOLZ Las siguientes reglas deberán seguirse cuando a operado un relevador Buchholz. Operación de alarma, sin operación de disparo. El transformador debe desenergizarse de inmediato y se hará análisis de gases desprendidos. Dependiendo de este análisis se podrá tener cualquiera de los tres casos siguientes: El gas no es inflamable (y/o prueba de presencia de acetileno es negativa) Presumiblemente en esta caso, los gases son restos de aire, por lo que el transformador puede entrar en operación sin mas trámite. Si el relevador continua alarmando sin detectarse gases inflamables se evidencia que hay entrada de aire al transformador la cual debe eliminarse. Los gases son inflamables ( y/o prueba de presencia de acetileno es positiva) En este caso existe falla interna incipiente que debe localizarse y eliminarse antes de volver a energizar el transformador. Hay gases en el relevador pero la presión es negativa por lo que al abrir la válvula de purga se absorbe aire y el nivel de aceite baja mas en el relevador. En este caso el nivel de aceite está muy bajo, si se tienen fugas de aceite, elimínense éstas, normalícese el nivel de aceite y energícese el transformador. Esta situación también puede presentarse con temperaturas muy bajas 105

108 La alarma opera y prácticamente al mismo tiempo el transformador se dispara ya sea inmediatamente antes o inmediatamente después de la alarma. RELEVADOR DE SOBREPRESIÓN (63P) En transformadores con sello hermético (sin tanque conservador) la unidad de disparo del relevador Bochholz no es aplicable por lo que puede utilizarse una unidad de sobrepresión. También puede utilizarse un relevador de presión súbita, el cual responda a la velocidad de cambio de la presión y no al valor mismo de ésta, consiguiéndose tiempo de operación de 1 a 6 ciclos para fallas severas. Problemas de operación con relevadores actuados por gases, sobrepresión y presión súbita. Debido a la alta sensibilidad de los mecanismos que operan contactos de mercurio, estos relevadores pueden operar erróneamente por alguno de los siguientes motivos: a) Movimientos sísmicos. b) Choque mecánico en algún punto cercano. c) Vibración o movimiento de aceite ocasionado por cortos circuitos externos al transformador. d) Vibración debida a flujos magnéticos normales o al energizar el transformador. En todo caso la ausencia de gases en el relevador después de haber operado, nos indicará una operación indeseable. 106

109 FIGURA LOCALIZACIÓN DEL RELEVADOR DE SOBREPRESIÓN RELEVADOR DE SOBRETEMPERATURA (49 T) El relevador de sobretemperatura es un dispositivo capaz de detectar condiciones anormales de temperatura, consta de un elemento bimetálico formado por dos metales que tienen propiedades de expansión proporcionales con calor, este dispositivo esta montado en el aceite caliente y lleva la corriente proporcional a la carga en el bobinado, cuando el bobinado ha alcanzado la temperatura máxima de seguridad, el elemento bimetálico se calienta y se extiende, jalando un gatillo que cierra un contacto y arranca los ventiladores para efecto de enfriamiento. Si la temperatura continua subiendo, cierra un segundo contacto y da una alarma de temperatura, y si la temperatura continua en ascenso finalmente manda un disparo de interruptor por sobretemperatura, de tal manera que permita al transformador liberar carga si esta excede de un valor máximo de seguridad, antes de que ocurra u daño severo al equipo y así mantener la carga segura en todo momento. RELEVADOR DE SOBRETEMPERATURA ARRANQUE VENTILADOR DE ES ALARMA TEMPERATUR ALTA A DISPARO TEMPERATUR ALTA A 107

110 FIGURA LOCALIZACIÓN DEL RELEVADOR DE SOBRETEMPERATURA 108

111 EQUIPO INERTAIRE. El equipo inertaire se utiliza con transformadores montados con tanques herméticos, sin tanques de expansión, el espacio sobre el aceite está lleno con un gas inerte, normalmente nitrógeno. El respirador se coloca de tal manera que cuando el transformador respira en el centro aspire nitrógeno seco en lugar de aire. Cuando la presión cae a 4lbs./in 2 por debajo de la presión atmosférica un regulador permite que el nitrógeno fluya reduciendo la válvula en el tanque del transformador, si la presión sube a 8 lbs./in 2 sobre la presión atmosférica, el regulador descarga los excesos en la atmósfera. Este rango es suficiente para cubrirla mayoría de los cambios durante el funcionamiento normal y por consiguiente el nitrógeno en el cilindro se utilizará lentamente. FIGURA EQUIPO INERTAIRE 109

112 PROTECCION DIFERENCIAL (87 T) Un relevador diferencial se puede definir como aquel que funciona cuando el vector diferencia de dos o mas magnitudes eléctricas similares excede una cantidad prefijada. Por su principio de operación casi cualquier relevador puede funcionar como diferencial si se conecta adecuadamente, es decir, lo que define a un relevador diferencial es la conexión y no la construcción del mismo. La forma más común de los relevadores diferenciales es la de relevadores de porcentajes, que básicamente es del tipo sobrecorriente de equilibrio pero conectado diferencialmente. P Exter a FIGURA REPRESENTACIÓN DE UN RELEVADOR DIFERENCIAL La parte punteada del circuito de la figura representa el elemento protegido.este componente puede ser un tramo de línea de transmisión, el inductor de un motor de inducción o los devanados de un transformador. Obsérvese que los secundarios de los transformadores de corriente se interconectan entre si y que las conexiones de los que une se conectan a la bobina de un relevador de sobrecorriente. La corriente del relevador será proporcional a la diferencia existente entre las corrientes que entran y que salen del circuito protegido, cuando esta diferencia excede el valor de puesta en trabajo del relevador, este operará. Para el caso de que el elemento protegido sea un transformador de potencia, las relaciones de transformación y las conexiones de tc s en los lados opuestos del transformador de potencia deben ser tales que compensen el cambio del la magnitud y el ángulo de fase entre las corrientes del transformador en cualquier lado. 110

113 FIGURA ZONA DE OPERACIÓN DE UN RELEVADOR DIFERENCIAL 87T 111

114 3.4 PROTECCION DEL TRANSFORMADOR DE LA S.E. BUENAVISTA El transformador de la subestación eléctrica Buenavista cuenta con todos los dispositivos y alarmas mencionados en el tema anterior, como lo son el relevador Buchholz, la protección contra sobre temperatura, el equipo inertaire, el relevador de sobrepresión y una protección diferencial marca BASLER BE1-CDS. Para el efecto de protección contra sobrecorriente el transformador de la subestación eléctrica Buenavista cuenta con relevadores marca BASLER BE1-851, para proteger tanto el lado de alta tensión del transformador, como el lado de baja tesión. El transformador de la subestación eléctrica Buenavista cuenta con dos interruptores de potencia para el lado de alta y baja tensión respectivamente, a continuación se muestran sus datos de placa. INT. ALTA TENSION MARCA: ALSTOM ALSTOM INT. BAJA TENSION TIPO: EMX15-BLV1 EMX15-BLV1 TENSION NOMINAL 15.5 KV KV. CORRIENTE NOMINAL 1250 A A. CORRIENTE INTERRUPTIVA 25 KA. 25 KA. NBAI 125 KV. 125 KV. SERVICIO NEMA 3R 3R MEDIO DE EXTINCION VACIO VACIO SECUENCIA DE OPERACION CA-15 Seg-CA CA-15 Seg-CA TIEMPO MAX. DE 60 mseg. 60 mseg. INTERRUPCION FRECUENCIA: 60 Hz. 60 Hz. CORRIENTE SOSTENIDA DE 25 KA. 25 KA. CORTA DURACION (1 Seg.) CORRIENTE DE OPOSICION DE 6.31 KA 6.31 KA FASES TENSION DE CONTROL 125 VCD 125 VCD TENSION NOMINAL DEL 127 VCA 127 VCA MOTOR. TENSION DE CIRCUITOS AUX VCA VCA ALTITUD DE OPERACION MSNM MSNM REV. DEL MOTOR DEL MEC RPM 5000 RPM MASA TOTAL 950 Kg 950 Kg RESISTENCIA DE CONTACTOS X X 10-6 A=129, B=105, A=130, B=107, C=133 C=119 INSTRUCTIVO DE REFERNCIA EMX-BLV EMX-BLV FECHA DE FABRICACION Ago.00 Ago.00 # DE SERIE 4047/ 00 / X / / 00 / X /

115 DATOS DE PLACA DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE. INT.ALTA TENSIÓN INT.BAJA TENSION MARCA ALSTHOM ALSTHOM TIPO PEDESTAL BOQUILLA AISLAMIENTO 600 V 600 V PROTECCION C-200 C-200 MEDICION 0.3 (B0.1 a B (B0.1 a B2.0 RELACION 1200/5 1200/5 NOM. RELACION CONEXIONES CONEXIONES 100/5 X2-X3 X2-X3 200/5 X1-X2 X1-X2 300/5 X1-X3 X1-X3 400/5 X4-X5 X4-X5 500/5 X3-X4 X3-X4 600/5 X2-X4 X2-X4 800/5 X1-X4 X1-X4 900/5 X3-X5 X3-X5 1000/5 X2-X5 X2-X5 1200/5 X1-X5 X1-X5 No. SERIE MF30500/19-24 MF30500/

116 DATOS DE PLACA DEL TRANSFORMADOR DE LA S.E. BUENAVISTA TRANSFORMADOR DE POTENCIA MARCA TIPO POTENCIA RELACION DE % DE SERIE UBICACION DE TC's RTC's DISPONIBLES DEL EN M.V.A. TRANSFORMACION IMPEDANCIA Y SU INSTRUCTIVO TC DE NEUTRO PROLEC GE OA/FA1/FA2 12/16/20 (115/13.8Y-7.697)KV 8.746/11.653/ G Xo (L A) X2 (L ) DEVANADO VOLTS AMPERES CAMBIADOR DE CONEXIONES 200 / 5 C-400 OA (55 C) FA1 (55 C) FA2 (55 C) POSICION CONEC. EN CADA OBSERVACIONES ALTA V a con b V b con c TENSION V c con d V d con e EN DELTA V e con f BAJA V TENSION 7679 V 114

117 4.O PROPUESTA DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES. La coordinación de protecciones es una herramienta indispensable para el análisis de sistemas de potencia, ya que una adecuada coordinación garantiza la continuidad en el suministro de energía eléctrica. Para realizar dicho estudio se debe tomar en consideración las corrientes de falla máxima en todos los puntos, se calculan las corrientes de carga máxima que determinarán cuando deben operar los dispositivos de protección. A continuación se presenta la propuesta de coordinación de protecciones para la subestación eléctrica Buenavista. DETERMINACIÓN DE LA CURVA DE DAÑO DEL TRANSFORMADOR DE LA S.E. BUENAVISTA. Para determinar la curva de daño del transformador de la S.E. Buenavista se hará uso de las fórmulas enunciadas en el tema 3.0 protección del transformador, subtema 3.1 curva de daño Los datos necesarios para este cálculo son los siguientes: Potencia = 12/16/20 MVA. Relación = 115/13.8 kv. Zt = p.u. Zs = p.u. MVA In A 3 KV

118 PUNTO 1 T = 2 seg. In I 5744A Zt PUNTO 2 T = 8 seg. In I A Zt Zs PUNTO 3 T 5000 Zt ZS 2 T seg. In I A Zt Zs PUNTO 4 T = 50 seg. I = In x 5 = x 5 = A PARTE DE LA CURVA TERMICA. T = 60 seg. I = In x 4.75 = A T = 300 seg. I = In x 3 = A T = 1800 seg. I = In x 2 = A 116

119 CALCULO DE AJUSTES PARA LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCION Al realizar una coordinación de protecciones se toman en consideración diferentes criterios de cálculo, es decir, no existe una regla fija sobre los pasos a seguir en una coordinación de protecciones, es por eso que la persona encargada de realizar el cálculo podrá utilizar los criterios que crea convenientes siempre y cuando se protejan adecuadamente los equipos. 1. CALCULO PARA EL RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE INSTANTANEO Y DE TIEMPO DE NEUTRO (50/51 N). La corriente máxima de carga que soportará un circuito alimentador derivado será de 160 amperes considerando condiciones máximas de consumo y efectos de transferencia de carga por otro circuito. Para calcular la relación de transformación de los transformadores de corriente se utilizan dos criterios, en uno se considera la corriente de cortocircuito y en otro la corriente de carga máxima. Selección de la Relación de Transformación. Según normas ANSI un TC soportará 20 veces su corriente nominal, por lo que para calcular la RTC por corto circuito se utiliza la siguiente fórmula. Icc RTC Por lo que la relación será 300/ El cálculo de la RTC por carga se realizará de la siguiente manera. RTC Por lo que la relación será 400/5 Se puede observar que con la relación 300/5 resulta insuficiente en condiciones de carga máxima por lo que se tomará la relación 400/5. 117

120 Selección del Tap. Para seleccionar el Tap de relevador se consideran la corriente del Pick up y la relación de transformación. En los relevadores de neutro para calcular la corriente del Pick up se utiliza un rango del 30 al 80% de la I máx de carga en circuitos derivados y del 30 al 80% de la corriente nominal en protección del transformador. Para el cálculo de la corriente de Pick up se utiliza el siguiente criterio. I Pick up = 50 % I máx. = 0.5 x 160 A = 80 A TAP Ipickup RTC Selección de la palanca de tiempo. (Time-Dial) Primero se calcula el múltiplo del tap con la siguiente fórmula MT Icc TAP RTC Tomando en consideración lo anterior y de acuerdo con la familia de curvas características del relevador a un tiempo de 0.3 segundos se tiene: Time-Dial = 8.5 es: El ajuste total de los relevadores 50/51N para los circuitos alimentadores derivados RTC = 400/5 TAP = 1 TIME-DIAL = 8.5 CURVA MUY INVERSA BASLER BE

121 Para observar la operación de los relevadores se realiza la siguiente tabulación Icc = MT x TAP x RTC (A) TIEMPO (SEG.) MULTIPLO DEL TAP Con los valores obtenidos de tiempo y corriente se realiza la curva de operación del relevador. NOTA; El ajuste del instantáneo (50N y 50F) en las protecciones de circuitos alimentadores, es de aproximadamente de 4000 amps, según criterios establecidos con base en la longitud de la línea, la impedancia y el calibre del conductor. En las protecciones de alta y baja tensión del transformador, el instantáneo estará fuera de servicio. 119

122 2. CALCULO PARA EL RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE INSTANTANEO Y DE TIEMPO DE FASES (50/51 F). Para este caso al igual que el anterior se considera una corriente de carga máxima de 160 A Para calcular la relación de transformación de los transformadores de corriente se utilizan dos criterios, en uno se considera la corriente de cortocircuito y en otro la corriente de carga máxima. Selección de la Relación de Transformación. Según normas ANSI un TC soportará 20 veces su corriente nominal, por lo que para calcular la RTC por corto circuito se utiliza la siguiente fórmula. RTC Icc El cálculo de la RTC por carga se realizará de la siguiente manera. RTC 200%Imax Por lo anterior la RTC adecuada será 400/5 Selección del Tap. Para seleccionar el Tap de relevador se consideran la corriente del Pick up y la relación de transformación. Para el cálculo de la corriente de Pick up se utiliza el siguiente criterio. I Pick up = 200 % I máx. = 2 x 160 A = 320 A TAP Ipickup RTC

123 Selección de la palanca de tiempo. (Time-Dial) Primero se calcula el múltiplo del tap con la siguiente fórmula MT Icc TAP RTC Tomando en consideración lo anterior y de acuerdo con la familia de curvas características del relevador a un tiempo de 0.3 segundos se tiene: Time-Dial = 3.1 es: El ajuste total de los relevadores 50/51F para los circuitos alimentadores derivados RTC = 400/5 TAP = 4 TIME-DIAL = 3.1 CURVA MUY INVERSA BASLER BE1-851 Para observar la operación de los relevadores se realiza la siguiente tabulación Icc = MT x TAP x RTC (A) TIEMPO (SEG.) MULTIPLO DEL TAP Con los valores obtenidos de tiempo y corriente se realiza la curva de operación del relevador. 121

124 3. CALCULO PARA EL RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE NEUTRO EN BAJA TENSION DEL TRANSFORMADOR. (51 NT) Cálculo de la corriente nominal. Inom POTENCIA 3 KV Para cálculos del 51 NT se utiliza el criterio de 40% de la I NOM. Selección de la Relación de Transformación. Según normas ANSI un TC soportará 20 veces su corriente nominal, por lo que para calcular la RTC por corto circuito se utiliza la siguiente fórmula. RTC Icc El cálculo de la RTC por carga se realizará de la siguiente manera. Por carga se utiliza un criterio del 40% de la Inom. RTC = 0.4 x = La relación de transformación adecuada es 300/5 pero no se encuentra disponible en los transformadores de corriente por lo que se utilizará la más cercana superior que es 400/5 Selección del Tap. Para seleccionar el Tap de relevador se consideran la corriente del Pick up y la relación de transformación. Para el cálculo de la corriente de Pick up se utiliza el siguiente criterio. I Pick up = 40 % I nom. = 0.4x A = A TAP Ipickup RTC

125 Selección de la palanca de tiempo. (Time-Dial) Primero se calcula el múltiplo del tap con la siguiente fórmula MT Icc TAP RTC Tomando en consideración lo anterior y de acuerdo con la familia de curvas características del relevador a un tiempo de 0.6 segundos se tiene: Time-Dial = 9.9 es: El ajuste total de los relevadores 51NT para los circuitos alimentadores derivados RTC = 400/5 TAP = 2.5 TIME-DIAL = 9.9 CURVA MUY INVERSA BASLER BE1-851 Para observar la operación de los relevadores se realiza la siguiente tabulación Icc = MT x TAP x RTC (A) TIEMPO (SEG.) MULTIPLO DEL TAP Con los valores obtenidos de tiempo y corriente se realiza la curva de operación del relevador. 123

126 4. CALCULO PARA EL RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE EN BAJA TENSION DEL TRANSFORMADOR. (51 T) Cálculo de la corriente nominal. Inom POTENCIA 3 KV Para cálculos del 51T se utiliza el criterio de 200% de la I NOM. Selección de la Relación de Transformación. Según normas ANSI un TC soportará 20 veces su corriente nominal, por lo que para calcular la RTC por corto circuito se utiliza la siguiente fórmula. RTC Icc El cálculo de la RTC por carga se realizará de la siguiente manera. RTC =200% Inom = 2 x = La relación de transformación será 1200/5 Selección del Tap. Para seleccionar el Tap de relevador se consideran la corriente del Pick up y la relación de transformación. Para el cálculo de la corriente de Pick up se utiliza el siguiente criterio. I Pick up = 200 % I nom. = 200 x A = A TAP Ipickup RTC

127 Selección de la palanca de tiempo. (Time-Dial) Primero se calcula el múltiplo del tap con la siguiente fórmula MT Icc TAP RTC Tomando en consideración lo anterior y de acuerdo con la familia de curvas características del relevador a un tiempo de 0.7 segundos se tiene: Time-Dial = 1.7 es: El ajuste total de los relevadores 50/51N para los circuitos alimentadores derivados RTC = 1200/5 TAP = 4 TIME-DIAL = 1.7 CURVA MUY INVERSA BASLER BE1-851 Para observar la operación de los relevadores se realiza la siguiente tabulación Icc = MT x TAP x RTC (A) TIEMPO (SEG.) MULTIPLO DEL TAP Con los valores obtenidos de tiempo y corriente se realiza la curva de operación del relevador. 125

128 5. CALCULO PARA EL RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE EN ALTA TENSION DEL TRANSFORMADOR. (51 HT) Cálculo de la corriente nominal. Inom POTENCIA 3 KV Para cálculos del 51NT se utiliza el criterio de 200% de la I NOM. Selección de la Relación de Transformación. Según normas ANSI un TC soportará 20 veces su corriente nominal, por lo que para calcular la RTC por corto circuito se utiliza la siguiente fórmula. RTC Icc El cálculo de la RTC por carga se realizará de la siguiente manera. RTC = 200% Inom = 2 x = La relación de transformación será 200/5 Selección del Tap. Para seleccionar el Tap de relevador se consideran la corriente del Pick up y la relación de transformación. Para el cálculo de la corriente de Pick up se utiliza el siguiente criterio. I Pick up = 200 % I nom. = 2 x A = A TAP Ipickup RTC

129 Selección de la palanca de tiempo. (Time-Dial) Primero se calcula el múltiplo del tap con la siguiente fórmula MT Icc TAP RTC Tomando en consideración lo anterior y de acuerdo con la familia de curvas características del relevador a un tiempo de 0.6 segundos se tiene: Time-Dial = 2.8 El ajuste total de los relevadores 51HTpara los circuitos alimentadores derivados es: RTC = 200/5 TAP = 3 TIME-DIAL = 2.8 CURVA MUY INVERSA BASLER BE1-851 Para observar la operación de los relevadores se realiza la siguiente tabulación Para calcular la magnitud de las corrientes en el lado de alta del transformador, se debe considerar el siguiente criterio de conversión. 115 FACTOR DE CONVERSIÓN = Icc = MT x TAP x RTC x 8.33 (A) TIEMPO (SEG.) MULTIPLO DEL TAP Con los valores obtenidos de tiempo y corriente se realiza la curva de operación del relevador. A continuación se muestran las curvas características del relevador Basler BE1-851 así como también se muestra la coordinación de protecciones de la subestación eléctrica Buenavista de la zona de distribución Poza Rica. 127

130 FIGURA 4.1 CURVA CARACTERISTICA DE TIEMPO-CORRIENTE MUY INVERSA PARA RELEVADORES BASLER BE

131 COORDINACION DE PROTECCIONES PARA LA SUBESTACIÓN ELECTRICA BUENAVISTA. FALLA N DESCRIPCIÓN 50/51N PROTECCION DE NEUTRO CONTRA SOBRECORRIENTE EN CIRCUITO. 50/51F PROTECCION DE FASES CONTRA SOBRECORRIENTE EN CIRCUITO. 51 NT PROTECCION DE RESPALDO DE NEUTRO CONTRA SOBECORRIENTE EN EL LADO DE BAJA TENSION DEL TRANSFORMADOR 51 T PROTECCION DE RESPALDO DE FASE CONTRA SOBRECORRIENTE EN EL LADO DE BAJA TENSION DEL TRANSFORMADOR. 51 HT PROTECCION DE RESPALDO CONTRA SOBRECORRIENTE EN EL LADO DE ALTA TENSION DEL TRANSFORMADOR. CURVA DE DAÑO DEL TRANSFORMADOR. UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA-ELECTRICA 129

132 COORDINACION DE PROTECCIONES PARA LA SUBESTACIÓN ELECTRICA BUENAVISTA. FALLA 3 N DESCRIPCIÓN 50/51 F PROTECCION CONTRA SOBRECORRIENTE DE CIRCUITO. 51 T PROTECCION DE RESPALDO CONTRA SOBRECORRIENTE EN EL LADO DE BAJA TENSION DEL TRANSFORMADOR. 51 HT PROTECCION DE RESPALDO CONTRA SOBRECORRIENTE EN EL LADO DE ALTA DEL TRANSFORMADOR. CURVA DE DAÑO DEL TRANSFORMADOR. UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA-ELECTRICA 130