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ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA
TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES
DE POTENCIA
ESPECIFICACIÓN
CFE G0000-62
JUNIO 2013
REVISA Y SUSTITUYE A LA
EDICIÓN DE SEPTIEMBRE 2002
MÉXICO
ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA
TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE
POTENCIA
ESPECIFICACIÓN
CFE G0000-62
PREFACIO
Esta especificación ha sido elaborada de acuerdo con las Bases Generales para la Normalización en CFE. La
propuesta de revisión fue preparada por la Subdirección de Transmisión .
Revisaron y aprobaron la presente especificación las áreas siguientes:
SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN
GERENCIA DE LAPEM
SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN
COORDINACIÓN DE PROYECTOS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN
El presente documento normalizado entra en vigor a partir de la fecha abajo indicada y será actualizado y revisado
tomando como base las observaciones que se deriven de la aplicación del mismo. Dichas observaciones deben
enviarse a la Gerencia de LAPEM, cuyo Departamento de Normalización coordinará la revisión.
Esta especificación revisa y sustituye a la edición de septiembre de 2002, y a todos los documentos normalizados de
CFE relacionados con esquemas normalizados de protecciones para transformadores de potencia que se hayan
publicado.
~
ING. LUIS JAV
REYRE RIZO
GERENT.::;uu·I1L.-LAPEM
NOTA: Entra en vigor a partir de:
940819
Rev
950612
130625
020906
130408
ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA
TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE
POTENCIA
ESPECIFICACIÓN
CFE G0000-62
CONTENIDO
1
OBJETIVO _________________________________________________________________________ 1
2
CAMPO DE APLICACIÓN _____________________________________________________________ 1
3
NORMAS QUE APLICAN _____________________________________________________________ 1
4
DEFINICIONES ______________________________________________________________________ 1
4.1
Esquemas de Protección _____________________________________________________________ 1
4.2
Pruebas Prototipo ___________________________________________________________________ 1
4.3
Pruebas Dinámicas Funcionales _______________________________________________________ 1
4.4
Transformador ______________________________________________________________________ 1
4.5
Autotransformador __________________________________________________________________ 1
4.6
Reactor ___________________________________________________________________________ 1
5
SIMBOLOS Y ABREVIATURAS ________________________________________________________ 2
6
CARACTERISTICAS Y CONDICIONES GENERALES ______________________________________ 3
6.1
Esquemas Normalizados de Protección _________________________________________________ 3
6.2
Características de los Esquemas de Protección __________________________________________ 3
6.3
Características Específicas de las Funciones de Protección _______________________________ 4
6.4
Esquema de Protección de Transformadores de Potencia _________________________________ 4
6.5
Lógica de Disparo para Bancos de Transformadores y Autotransformadores ________________ 12
6.6
Lógica de Disparo para Bancos de Reactores Monofásicos en Aceite Conectores en Paralelo
a las Barras y Líneas de Transmisión con y sin Reactor de Neutro _________________________ 13
6.7
Lógica de Disparo para Reactores Trifásicos en Aceite Conectados en Delta del Terciario
del Transformador__________________________________________________________________ 13
6.8
Lógica de Disparo Rápido de Bus _____________________________________________________ 13
6.9
Disparo Segregado de Alimentadores por Sobrecarga de Bancos __________________________ 14
6.10
Lógica de Disparo para Fallas Simultáneas en Circuitos de Media Tensión __________________ 14
7
BIBLIOGRAFIA ____________________________________________________________________ 14
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ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA
TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE
POTENCIA
ESPECIFICACIÓN
CFE G0000-62
1 de 14
1
OBJETIVO
Definir los esquemas normalizados de protección para transformadores, autotransformadores y reactores de potencia.
2
CAMPO DE APLICACIÓN
Transformadores, autotransformadores y reactores con tensiones primarias desde 34,5 kV hasta 400 kV que utiliza la
Comisión Federal de Electricidad (CFE).
3
NORMAS QUE APLICAN
NMX- J-284-ANCE-2006
Transformadores y Autotransformadores de Potencia-Especificaciones.
IEC-61850-SER-2012
Communication Networks and Systems in Substations –All PARTS.
CFE G0000-81-2008
Características Técnicas para Relevadores de Protección.
PE K3000-02
Procedimiento para la Operación y Mantenimiento del “Listado de
Reveladores de Protección y Registradores de Disturbios Aprobados por
CFE”.
NOTA:
En caso de que los documentos anteriores sean revisados o modificados debe tomarse en cuenta la edición en vigor o la
última edición en la fecha de apertura de la convocatoria de la licitación, salvo que la Comisión indique otra cosa.
4
DEFINICIONES
4.1
Esquemas de Protección
Es un grupo o arreglo de dispositivos que se interconectan o interrelacionan para proteger a los equipos eléctricos
primarios, detectando condiciones anormales de operación para evitar o reducir daños mayores al elemento primario.
4.2
Pruebas de Prototipo
Referirse de acuerdo al procedimiento PE K3000-02.
4.3
Pruebas Dinámicas Funcionales
Referirse de acuerdo al procedimiento PE K3000-02.
4.4
Transformador
Referirse a la norma de acuerdo a la NMX- J-284-ANCE.
4.5
Autotransformador
Referirse a la norma de acuerdo a la NMX- J-284-ANCE.
4.6
Reactor
Referirse a la norma de acuerdo a la NMX- J-284-ANCE.
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ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA
TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE
POTENCIA
ESPECIFICACIÓN
CFE G0000-62
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SIMBOLOS Y ABREVIATURAS
Dispositivo
Dispositivo
FUNCION
Físico
Lógico
ANSI
DESCRIPCIÓN
PT1
Relevador Multifunción para protección de bancos de transformación
PT2
Relevador Multifunción para protección de bancos de transformación
PDFT
87T
Protección diferencial de transformador
RBRF
50FI
Protección de falla de interruptor
PORN
51NR
Protección de sobrecorriente temporizada de neutro de reactor
POR
POCR
51R
PVT
POVT
59NT
PBF
MMF
Relevador
de Sobretensión por corrimiento del neutro de terciario del
transformador o autotransformador
86T
Relevador auxiliar de disparo y bloqueo sostenido de transformador
86R
Relevador auxiliar de disparo y bloqueo sostenido de reactor
86FI
Relevador auxiliar de disparo y bloqueo sostenido por falla de interruptor
PDFR
87R
Relevador diferencial de reactor
PDRN
87RN
Relevador diferencial de reactor de neutro
MPQM
MM
Medidor Multifunción
POTP
51H
Protección de respaldo del lado primario del transformador
POTS
51L
Protección de respaldo lado secundario del transformador
51NT
POTT
PONT
POSP
PSP
Protección de sobrecorriente de reactor
51T
51NT-H
51NT-L
51SP
Protección de respaldo de autotransformador
Protección de respaldo lado terciario del transformador
Protección de Neutro de Transformador
Relevador de sobrecorriente de servicios propios
Protecciones propias contenidas en transformador, autotransformador,
reactor de fase y reactor de neutro.
PCT
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Rev
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49T
Relevador térmico de sobrecarga (Imagen Térmica o TRO).
63T
Relevador Buchholz tanque principal.
63P
26 Q
63PC
63F
Dispositivo de sobrepresión tanque principal.
Disparo por sobretemperatura de aceite.
Disparo por sobrepresión en cambiador.
Disparo por flujo de aceite en el cambiador.
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ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA
TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE
POTENCIA
ESPECIFICACIÓN
CFE G0000-62
3 de 14
6
CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES
6.1
Esquemas Normalizados de Protección
6.1.1
Transformadores de potencia
Los esquemas de protección se clasifican de la siguiente manera:
6.2
a)
Transformadores de Potencia de dos devanados de 1 a menos de 7.5 MVA.
b)
Transformadores de potencia de dos devanados ≥ 7.5 MVA.
c)
Transformadores de potencia de tres devanados ≥ 10 MVA.
d)
Autotransformadores ≥ 10 MVA.
e)
Reactores Monofásicos con reactor de Neutro ≥ 5 MVA.
f)
Reactores Trifásicos < 5 MVA.
Características de los Esquemas de Protección
Todos los relevadores que forman parte de los esquemas normalizados de protección para transformadores de
potencia, deben cumplir con lo establecido en la especificación CFE G0000-81.
El procedimiento de aprobación de los relevadores consiste en pruebas prototipo y dinámicas funcionales de acuerdo
con lo establecido en el procedimiento PE-K3000-02.
6.2.1
Protección diferencial para transformador (PT1, PT2)
a)
Operación tripolar.
b)
Debe de contar con una función de sobrecorriente en cada una de las entradas de corriente
(restricción) para realizar lo siguiente.
c)
6.2.2
protecciones de sobrecorriente del lado de alta del transformador ( 51H),
-
protección de sobrecorriente del lado de baja del transformador (51L),
-
protección de sobrecorriente del terciario del transformador (ver aplicaciones con
servicios propios, para transformadores de tres devanados) (51T),
-
protección de sobrecorriente del neutro, debe proteger de forma independiente cada
punto de aterrizamiento con lo que cuente el transformador. (51NTH, 51NTL),
Debe contar con una restricción por cada entrada de corriente para cada devanado. Para los
devanados en alta y baja tensión debe haber una restricción por cada interruptor, conforme al
arreglo de barras.
En caso de requerirse restricciones adicionales se debe especificar en
características particulares.
Protección de Sobrecorriente para el Terciario (51T)
a)
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-
Rev
Operación tripolar.
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ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA
TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE
POTENCIA
ESPECIFICACIÓN
CFE G0000-62
4 de 14
6.2.3
6.2.4
6.3
Protección de Falla de Interruptor (50FI)
a)
Operación tripolar.
b)
Función de detección de arqueo interno o externo del interruptor (flashover) solo para tensiones
del lado primario de 230 V a 400 kV. En caso de requerirse se debe especificar en
CARACTERISTICAS PARTICULARES.
c)
Relevador auxiliar de disparo con bloqueo de cierre y reposición manual (86FI). Se acepta como
función adicional del relevador 50FI.
Protección de Tensión (59NT) contra Aterrizamiento del Devanado Terciario
a)
Operación solo como alarma.
b)
La señal de tensión se debe obtener de una conexión delta abierta en los TP´s conectados al
terciario.
Características Específicas de las Funciones de Protección
Todas las funciones de protección de los relevadores PT1 y PT2 deben cumplir con lo establecido en la
especificación CFE G0000-81 Características Técnicas para Relevadores de Protección.
El procedimiento de aprobación de los funciones de protección de los relevadores PT1 y PT2 consiste en pruebas
prototipo y dinámicas funcionales de acuerdo con lo establecido en el procedimiento PE K3000-02.
Las funciones de protección diferencial de transformador (87T) de los relevadores PT1 y PT2 deben tener diferente
algoritmo.
Los relevadores PT1 y PT2 deben contener la función de protección disparo y bloqueo sostenido (86T), en caso de
que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador biestable independiente tipo “LATCH”.
Los disparos de la PT1 y PT2, deben operar directamente al equipo primario y al 86T; mientras que las protecciones
propias del banco deben operar directamente sobre la función 86T. La función de protección 86T, deben realizar el
bloqueo y disparo sostenido sobre los interruptores propio, medio del banco y del lado de baja tensión. El arranque de
Los relevadores 50FI se deben obtener directamente de los relevadores PT1 y PT2, incluyendo las protecciones
propias del banco.
Debe contar con señalización de operación y alarma por disparo de las protecciones propias del transformador. En
transformadores con unidades monofásicas se debe contar con señalizaciones de alarma por fase.
La función de protección de falla interruptor 50FI se acepta como función adicional de la protección PT1 Y PT2 y/o
diferencial de barras para niveles de tensión ≤ 161 kV, en caso que no la contenga se debe proporcionar un relevador
independiente. Para niveles de tensión 400 kV y 230 kV debe ser un relevador independiente.
6.4
Esquema de Protección de Transformadores de Potencia
6.4.1
Esquema de protección de transformadores de potencia de 1 a menos de 7.5 MVA con dos
devanados
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a)
Fusible de potencia del lado primario del transformador.
b)
Protección de sobrecorriente del lado de baja del transformador (51L).
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ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA
TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE
POTENCIA
ESPECIFICACIÓN
CFE G0000-62
5 de 14
c)
Protección de sobrecorriente de neutro del transformador (51NT).
d)
Cuando se solicite en Características Particulares, para transformadores de dos devanados de 1 a
menos de 7.5 MVA, se debe suministrar un esquema de protección de la figura 1.
e)
Todos los transformadores de potencia mayores a 7.5 MVA cuentan con PCT.
4
PP
X
PR
P
R
FIGURA 1 - Esquema de protección para transformadores de potencia de 1 MVA a 10 MVA de dos devanados
con conexión delta-estrella
6.4.2
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Esquema de protección de transformadores de potencia de 7.5 MVA y mayores con dos
devanados conexión delta-estrella
a)
Protección Diferencial de Transformador PT1, relevador independiente.
b)
Protección Diferencial de Transformador PT2, relevador independiente.
c)
La PT1 y la PT2 deben contar con las funciones adicionales 51H, 51L y 51NTL.
d)
Se acepta como función adicional de la PT1 o PT2 o 87B el 50FI, solo para tensiones 161 kV y
menores.
e)
Protecciones propias contenidas en el transformador (63T, 63P, 49T) PCT.
f)
El número de relevadores 50FI depende del arreglo de la subestación.
g)
Para tensiones menores o iguales a 34.5 kV no se requiere la función 50FI, véase figura 2.
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ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA
TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE
POTENCIA
ESPECIFICACIÓN
CFE G0000-62
6 de 14
PCT
H1
RD
50FI
X1
87B
87B
50FI
RD
MED
X0
51H
87T
51L
51NTL
PT2
51H
87T
51L
51NTL
PT1
FIGURA 2- Esquema de protección para transformadores de potencia iguales o mayores a 7.5 MVA y de dos
devanados con conexión delta-estrella
6.4.3
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Esquema de Protección de Transformadores de Potencia de 7.5 MVA y mayores con tres
Devanados Conexión Estrella-Estrella-Delta con servicios propios
a)
Protección Diferencial de Transformador PT1, relevador independiente.
b)
Protección Diferencial de Transformador PT2, relevador independiente.
c)
La PT1 y la PT2 deben contar con las funciones adicionales 51H, 51L, 51NT-H y 51NT-L.
d)
Protección de sobre corriente de Terciario 51T, esta protección debe incluir la función 59 NT.
e)
Se acepta como función adicional de la PT1 o PT2 o 87B el 50FI, solo para tensiones 161 kV y
menores.
f)
Protecciones propias contenidas en el transformador (63T, 63P, 49T) PCT.
g)
El número de relevadores 50FI depende del arreglo de la subestación, véase figura 3.
h)
Para tensiones menores o iguales a 34.5 kV no se requiere la función 50FI.
i)
Protección de sobrecorriente de fases y neutro residual para el alimentador de servicios propios,
relevador independiente.
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ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA
TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE
POTENCIA
j)
ESPECIFICACIÓN
CFE G0000-62
7 de 14
Cuando no existan servicios propios conectados al terciario, la protección PPA 51SP y la
restricción de la 87T de la PT1 y PT2, se deben dejar disponibles a tablillas para su conexión
futura a los TCs faltantes.
PCT
59NT
H1
Y1
3 TP´s
51T
RD
50FI
Y2
87B
51T
51SP
X1
87B
50FI
H0
51H
RD
MED
X0
87T
51L
51NTH
51NTL
PT2
51H
87T
51L
51NTH
PT1
51NTL
FIGURA 3 - Esquemas de protección para transformadores de potencia de 7.5 MVA y mayores
con tres devanados con conexión estrella- estrella-delta
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ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA
TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE
POTENCIA
ESPECIFICACIÓN
CFE G0000-62
8 de 14
Esquema de protección de autotransformadores de potencia de 10 MVA y mayores con tres
devanados conexión estrella-estrella-delta con servicios propios
6.4.4
a)
Debe de cumplir con el esquema de protección establecido en el punto 6.4.3.
b)
En este esquema de protección solo se cuenta con una protección 51NTL conforme a la figura 4.
PCT
59NT
H1
Y1
3 TP´s
RD
50F1
Y2
87B
51T
PPA
X1
87B
50FI
RD
MED
H0-X0
51H
87T
PT2
51NT
51H
51L
87T
51L
51NT
PT1
FIGURA 4 - Esquemas de protección para autotransformadores de potencia de 10 MVA y mayores
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ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA
TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE
POTENCIA
ESPECIFICACIÓN
CFE G0000-62
9 de 14
6.4.5
Esquema de protección para reactores en aceite de línea monofásicos y con reactor de neutro
a)
Protección Diferencial de alta impedancia para reactor de fase 87RZ, relevador independiente.
b)
Protección Diferencial de alta impedancia para reactor de neutro 87RZN, relevador independiente.
c)
Protección de sobrecorriente de fases en el lado primario 51R.
d)
Protección de sobrecorriente de neutro del reactor 51NR.
e)
El número de relevadores 50FI depende del arreglo de la subestación. Para tensiones mayores a
161 kV debe ser un relevador independiente.
f)
En tensiones iguales o menores a 161 kV, se acepta como función adicional de 87R, en caso de
que dicho relevador no cuente con esta función se deberá suministrar un relevador independiente.
g)
Relevador de bloqueo sostenido, 86FI. Se acepta como función adicional de los relevadores 50FI,
87R o 87RN, véase figura 5.
REACTOR DE NEUTRO
REACTOR MONOFÁSICO
PCT
PCT
H0
H1
MED
51R
H0
HT
51NR
87R
50FI
87NR
RD
FIGURA 5 – Esquemas de protección para reactores de línea monofásicos con reactor de neutro
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ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA
TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE
POTENCIA
6.4.6
ESPECIFICACIÓN
CFE G0000-62
10 de 14
Esquema de protección para reactores trifásicos en aceite para conexión a barra y para reactores
de línea sin reactor de neutro
a)
Protección Diferencial de alta impedancia para reactor de fase 87RZ, relevador independiente.
b)
Protección de sobrecorriente de fases en el lado primario 51R. Se acepta como función adicional
de 87R, en caso de el relevador no cuente con esta función se debe suministrar un relevador
independiente.
c)
Protección de sobrecorriente de neutro del reactor 51NR. Se acepta como función adicional de
87RN, en caso de el relevador no cuente con esta función se debe suministrar un relevador
independiente.
d)
El número de relevadores 50FI depende del arreglo de la subestación. Debe estar contenida en el
relevador PRP como función adicional.
e)
Relevador de bloqueo sostenido, 86FI. Se acepta como función adicional de los relevadores 50FI,
87R.
PCT
H0
H1
MED
87B
51R
51NR
RD
87R
50FI
FIGURA 6 – Esquemas de protección para reactores trifásicos para conexión a barras y para reactores de
línea sin reactor de neutro
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ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA
TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE
POTENCIA
6.4.7
ESPECIFICACIÓN
CFE G0000-62
11 de 14
Esquema de protección para reactores en aire conectados en el terciario de los bancos de
transformación
a)
Protección de sobrecorriente de fases en el lado primario 51R, véase figura 7.
PCT
H1
H0
51R
FIGURA 7 – Esquemas de protección para reactores en aire conectados en el terciario
de los bancos de transformación
6.4.8
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Esquema de protección para reactores en aceite conectados en el terciario de los bancos de
transformación
a)
Protección Diferencial de alta impedancia para reactor de fase 87RZ, relevador independiente.
b)
Protección de sobrecorriente de fases en el lado primario 51R. Se acepta como función adicional
de 87R, en caso de el relevador no cuente con esta función se debe suministrar un relevador
independiente.
c)
Protección de sobrecorriente de neutro del reactor 51NR. Se acepta como función adicional de
87RN, en caso del relevador no cuente con esta función se debe suministrar un relevador
independiente y conectarse de forma separada, véase figura 8.
Rev
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ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA
TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE
POTENCIA
ESPECIFICACIÓN
CFE G0000-62
12 de 14
PCT
H0
H1
MED
51R
87R
FIGURA 8 – Esquemas de protección para reactores en aceite conectados en el terciario
de los bancos de transformación
6.5
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Lógicas de Disparo para Bancos de Transformadores y Autotransformadores
a)
La operación de las protecciones PT1 y PT2 deben disparar bobina 1 y bobina 2 de los
interruptores 52H, 52L y 52T.
b)
La operación de las funciones de protección 87T1, 87T2, 51T, 59NT, 63P, 63PC, 63T y 63F, deben
disparar al 86T1 y 86T2. Y a su vez deben enviar señal para arranque de las funciones 50FI-H y
50FI-L.
c)
La operación de las protecciones 86T1 y/o 86T2, deben bloquear el cierre de los interruptores
52H, 52L y 52T, con desbloqueo local incluido.
d)
La operación de las protecciones 51H (51GH*), 51NH y 51 NL. Deben disparar los interruptores
52H, 52L y 52T y enviar señal para arranque de las funciones 50FI-H y 50FI-L.
e)
La operación de la protección 51L (51GL**) debe disparar el interruptor 52L y enviar señal para
arranque de las función 50FI-L.
f)
La operación de las protecciones 49T y 26Q deben disparar el interruptor 52L y enviar señal para
arranque de las función 50FI-L. Y debe incluir el esquema de disparo segregado de alimentadores
por sobrecarga en caso de que se solicite en CARACTERISTICAS PARTICULARES.
g)
La señalización de alarmas y operación de las protecciones propias del banco deben señalizar su
operación a las protecciones PT1 y PT2.
h)
La operación de las protecciones 50FI lado alta y baja tensión; deben disparar todos los
interruptores asociados (propio ó transferencia) del lado opuesto del transformador.
Rev
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ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA
TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE
POTENCIA
6.6
6.7
a)
La operación de las protecciones 87R, 87RN, 51NR y 51R deben disparar bobina 1 y bobina 2 del
interruptor 52R.
b)
La operación de 87R, 87RN, 51R, 51NR, 63Pf, 63Tf, 63Pn, 63Tn debe disparar el 86R y su vez
enviar señal para arranque de la función 50FI-R.
c)
La operación de la protección 86R debe bloquear el cierre del interruptor 52R.
d)
La operación de las protecciones 49Tf, 49Tn, 26Qf, 26Qn deben disparar el interruptor 52R y
enviar señal de arranque del 50FI-R.
e)
La señalización de alarmas y operación de las protecciones propias del banco deben señalizar su
operación a la protección 87R y 87RN respectivamente.
f)
Los relevadores 87R y 87RN deben contener la función de protección disparo y bloqueo sostenido
( 86R), en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador
biestable independiente tipo “LATCH”.
g)
La operación de los 86FIR debe realizar el bloqueo y disparo sostenido de los interruptores
asociados al reactor; para el caso de reactores asociados a barras debe operar además sobre el
relevador 86BU y para el caso de líneas de transmisión debe disparar el interruptor de línea y
enviar el disparo transferido directo DTD al extremo remoto.
Lógica de Disparo para Reactores Trifásicos en Aceite Conectados en Delta del Terciario del
Transformador
a)
La operación de las protecciones 87R y 51R deben disparar bobina 1 y bobina 2 del interruptor
52R.
b)
La operación de 87R, 51R, 63P y 63T debe disparar el 86R y su vez enviar señal para arranque de
la función 50FI-R.
c)
La operación de la protección 86R debe bloquear el cierre del interruptor 52R.
d)
La operación de las protecciones 49T y 26Q, deben disparar el interruptor 52R y enviar señal de
arranque del 50FI-R.
e)
La señalización de alarmas y operación de las protecciones propias del banco deben señalizar su
operación a la protección 87R.
g)
El relevador 87R debe contener la función de protección disparo y bloqueo sostenido (86R), en
caso de que no cuente con esta función se debe suministrar un relevador biestable independiente
tipo “LATCH”.
La operación de los 86FIR debe realizar el disparo y bloqueo sostenido de cierre sobre el
interruptor 52R, además debe enviar disparo sobre el relevador 86T del transformador asociado.
Lógica de Disparo Rápido de Bus
a)
940819
CFE G0000-62
13 de 14
Lógica de Disparo para Bancos de Reactores Monofásicos en Aceite Conectados en Paralelo a las
Barras y Líneas de Transmisión con y sin Reactor de Neutro
.
f)
6.8
ESPECIFICACIÓN
Rev
Esta lógica es aplicable a esquemas de protección en tensiones de 34.5 kV o menores, y
contenida en los relevadores PT1 y PT2.
950612
020906
130607
ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA
TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE
POTENCIA
ESPECIFICACIÓN
CFE G0000-62
14 de 14
6.9
6.10
b)
El objetivo de esta lógica es liberar una falla en la barra de baja tensión, en un tiempo menor a las
protecciones de respaldo 51H, 51NT y 51NL.
c)
El disparo rápido de BUS debe ejecutarse cuando no existan aportaciones a la falla de los
alimentadores conectados a la misma barra mediante el disparo del interruptor 52L, con un tiempo
mínimo de operación de 4 a 6 ciclos.
d)
El disparo rápido de BUS debe inhibirse cuando se trate de una falla en un circuito conectado a la
misma barra.
e)
La lógica de bloqueo se debe enviar mediante una señal binaria cableada o mensaje “GOOSE”
desde los relevadores de alimentadores cuando detecten una corriente de falla, propiciada por
falla de alimentador. Es decir el disparo del interruptor de baja tensión del transformador por
operación de la lógica de disparo rápido de BUS está condicionado a que ninguna de las
protecciones de los alimentadores 50/51 haya emitido un bloqueo.
f)
Esta función debe poder deshabilitarse por el usuario en los relevadores PT1 y PT2 mediante una
tecla de función.
Disparo Segregado de Alimentadores por Sobrecarga de Bancos
a)
Esta lógica se aplica para realizar el disparo por sobrecarga del transformador, disparando los
alimentadores de baja tensión, previamente seleccionados, que permitan aliviar la sobrecarga.
b)
El disparo será enviado a los relevadores 50/51 de los alimentadores de baja tensión, lo realiza las
protecciones PT1 y PT2, cuando se arranca el elemento de sobrecorriente de tiempo ajustado para
disparar por sobrecarga.
Lógica de Disparo para Fallas Simultáneas en Circuitos de Media Tensión
a)
Esta lógica es aplicable a esquemas de protección en tensiones de 34.5 kV o menores, y
contenida en los relevadores PT1 y PT2.
b)
Esta lógica se aplica para evitar la perdida de la coordinación de protecciones de sobre corriente
ante fallas simultáneas que se presentan en dos o más circuitos de distribución.
c)
Esta lógica se debe implementar en los relevadores PT1 y PT2 y la comunicación con los
relevadores de alimentadores, debe ser a través de cobre o mensajes GOOSE de acuerdo a la
especificación IEC-61850.
7
BIBLIOGRAFÍA
[1]
PE-K3000-03
Procedimiento Técnico para Realizar la Inspección y Aceptación de
Bienes.
[2]
IAP-G0000-81-2008
Instructivo para la Aceptación de Prototipos de Reveladores de
Protección.
940819
Rev
950612
020906
130607
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