Expositor: Francir Escobedo Correo: francirescobedo@gmail.com 1 Expositor: Francir Escobedo Correo: francirescobedo@gmail.com 2 Objetivos Presentar las facultades del módulos de protecciones Modelar sistemas de protección Verificar y desarrollar esquemas coordinados de protección Temas principales Relés de protección Elementos de medición Curvas de coordinación Representación de protecciones Análisis de selectividad 3 Las protecciones deben ser tan realistas como sea posible ✔ Facilita el traspaso de la información de ajustes ✔ Minimiza el tiempo de análisis ✔ Permite que los ajustes obtenidos tengan coherencia con la realidad Modelos de usuario y de librería ✔ Los modelos de protección pueden ser creados a partir de sub-modelos ya existentes ✔ Existen modelos de librería que modelan al detalle protecciones reales ✔ Puede ser modelada cualquier tipo de protección Entorno de trabajo ✔ Los ajustes de protecciones se realizan de forma simple y flexible ✔ El simulador permite visualizar la coordinación a través de múltiples diagramas ✔ En simulaciones dinámicas los modelos pueden actuar sobre interruptores ✔ No se requiere el análisis específico de cada relé en cada simulación Los Sistemas Eléctricos de Potencia están conformados por un gran número de componentes interconectados que están diseñados con el propósito de generar, transmitir y distribuir la energía eléctrica hasta los centros de consumo. Los eventos que más afectan a los sistemas eléctricos son las perturbaciones que traen como consecuencia que la frecuencia, corriente y tensión excedan sus límites nominales. 5 • En un Sistema Eléctrico Interconectado a menudo se incorporan proyectos de expansión de la red Eléctrica, tanto en el área de generación como en la de transmisión y distribución, todo ello con la finalidad de cubrir nuevos requerimientos de energía para el sector industrial y para localidades aisladas que no cuentan con suministro eléctrico. • El crecimiento de la demanda, crea la necesidad de nuevos centros de generación, nuevas líneas de transmisión, reforzamiento de líneas existentes, nuevos centros de transformación, integración de sistemas aislados, etc.; todas estas variaciones devienen inevitablemente en el cambio de la topología de la red. 6 Al producirse una perturbación, una mínima parte de la red debe ser desconectada, lo cual significa que los relés de protección tienen que detectar las fallas dentro de su zona de protección, los relés modernos permiten detectar la fase fallada y la ubicación de la falla. IEC-60909 “Cálculo de corrientes de cortocircuito en sistemas trifásicos AC” IEEE C37.91-2000Guide_for_Protective_Relay_Applications_to_Power_Transformers IEEE Std C37.230-2007 Guide for Protective Relay Applications to Distribution Lines. IEEE C37.102-2006 Guide For Ac Generator Protection NORMAS USADAS IEEE Std 242-2001Recommended Practice for Protection and Coordinartion of Industrial and Comercial Power Systems. IEEE C37.96-2000 GUIDE FOR AC MOTOR PROTECTION Std C57.109-2018 Guide For Liquid-inmersed Transformer Trough-fault-current Duration 7 Para identificar las protecciones se han estandarizado las funciones de protección para una nomenclatura que se pueda interpretar e identificar: 8 La información de las tensiones y corrientes de la red se transfiere a los relés de protección a través de los transformadores de medida, basado en esta información, los relés detectaran todas las fallas eléctricas o condiciones anormales de operación. 9 Como se conoce se realizara en DIgSILENT la verificación de protecciones graduadas o coordinables, estas a su vez se clasifican dependiendo de la función de protección que cumplen en la topología de la red, a continuación se mencionan las protecciones que serán motivo de evaluación: • • • • • • Protección no direccional de sobrecorriente de fases, toma como elemento de medida las corrientes de fase. Protección no direccional de sobrecorriente de tierra, toma como elemento de medida la corriente homopolar (3I0). Protección direccional de sobrecorriente de fases, toma como elemento de medida las corrientes y las tensiones de fase. Protección direccional de sobrecorriente de tierra, toma como elemento de medida la corriente y la tensión homopolar (3I0 y 3V0). Protección de sobrecorriente controlado por tensión, toma como elemento de medida las corrientes y las tensiones de fase. Protección de distancia de fases y tierra, toma como elemento de medida las corrientes y tensiones de fase y homopolar. 10 2 Expositor: Francir Escobedo Correo: francirescobedo@gmail.com 11 La protección de sobrecorriente es el criterio más antiguo empleado en la protección de todos los componentes de un sistema eléctrico. Es usada como protección principal en alimentadores radiales de distribución y en transformadores de baja potencia; y como protección de respaldo en equipos más importantes del sistema eléctrico como son los generadores, transformadores de grandes potencias, barras, líneas de transmisión, etc. La protección de sobrecorriente mide la corriente de cada fase y la corriente homopolar, con la finalidad de detectar sobrecorriente que se pueden producir en una falla polifásica o monofásica respectivamente. Para denominar las distintas funciones de protección de sobrecorriente, existe una codificación de uso general, de acuerdo a la norma ANSI. Los códigos que corresponden a las funciones de sobrecorriente son los siguientes: ➢ ➢ ➢ ➢ ➢ ➢ 50 → Relé instantáneo de sobreintensidad para fallas entre Fases. 50N → Relé instantáneo de sobreintensidad para fallas a Tierra. 51 → Relé temporizado de sobreintensidad para fallas entre Fases. 51N → Relé temporizado de sobreintensidad para fallas a Tierra. 67 → Relé direccional de sobreintensidad para fallas entre Fases. 67N → Relé direccional de sobreintensidad para fallas a Tierra. 12 La información de las tensiones y corrientes de la red se transfiere a los relés de protección a través de los transformadores de medida, basado en esta información, los relés detectaran todas las fallas eléctricas o condiciones anormales de operación. Generalmente Usados en: • Redes Aterradas (20kV – 22.9kV) • Con altos niveles de corriente homopolar (3I0) Generalmente Usados en: • Redes Aisladas (10kV) • Con bajos niveles de corriente homopolar (3I0) 13 Icc1 Falla Local Tiempo t (s) Icc2 Falla Remota RA (Curva) Barra A RA Barra B Línea de Transmisión Icc1 Icc2 Icc1>>Icc2 Fuente: Elaboración Francir Escobedo Curva IEC Normalmente Inversa Curva de Tiempo Definido Temporizado Curva IEC Muy Inversa Curva IEC Extremadamente Inversa Curva de Tiempo Definido Instantáneo Icc2 Icc1 I (A) Intensidad de Corriente 14 En las protecciones de sobrecorriente se pueden emplear diferentes tipos de curvas de operación, el criterio para seleccionar el tipo de curva se describe a continuación: Tiempo t (s) Icc1 Falla Local RA (Curva) Icc2 Falla Remota ➢ Curva Normalmente Inversa (NI) Es el tipo de curva más empleada en los sistemas de protección, se recomienda utilizar esta curva cuando los niveles de corriente de cortocircuito varían considerablemente entre dos puntos; por ejemplo: cuando se tiene un relé que protege una línea de transmisión larga, se empleara una curva NI si se tiene un valor de corriente en el orden de kiloamperios para fallas cercanas y amperios para fallas remotas. Barra A Barra B RA Línea de Transmisión I (Gran Variación de Corriente) Icc1 Icc2 Icc1>>Icc2 Fuente: Elaboración Francir Escobedo t (Poca variación de Tiempo) Curva IEC Normalmente Inversa I (A) Icc2 Icc1 Intensidad de Corriente 15 Tiempo t (s) Icc1 Falla Local RA (Curva) Icc2 Falla Remota ➢ Curva Muy Inversa (MI) Se recomienda emplear este tipo de curva cuando los niveles de corriente de cortocircuito varían poco entre dos puntos, esta curva permite obtener una mayor variación del tiempo de operación ante pequeñas variaciones de corriente de falla. Barra A RA Barra B Línea de Transmisión I (Mediana Variación de Corriente) Icc1 Icc2 Icc1>>Icc2 Fuente: Elaboración Francir Escobedo t (Mediana variación de Tiempo) Curva IEC Muy Inversa I (A) Icc2 Icc1 Intensidad de Corriente 16 Tiempo t (s) Icc1 Falla Local RA (Curva) Icc2 Falla Remota ➢ Curva Extremadamente Inversa (EI) Se recomienda emplear este tipo de curva cuando los niveles de corriente de cortocircuito varían muy poco entre dos puntos, esta curva permite obtener una mayor variación del tiempo de operación ante mínimas variaciones de corriente de falla, se emplea como curva para coordinar con fusibles por tener la misma característica de curva de operación. Barra A Barra B RA Línea de Transmisión I (Poca Variación de Corriente) Icc1 Icc2 Icc1>>Icc2 t (Gran variación de Tiempo) Fuente: Elaboración Francir Escobedo Curva IEC Extremadamente Inversa I (A) Icc2 Icc1 Intensidad de Corriente 17 ➢ Curvas de Tiempo Inverso IEC Las curvas de tiempo inverso tienen ecuaciones definidas que se presentan a continuación: 18 3 Expositor: Francir Escobedo Correo: francirescobedo@gmail.com 19 En todo sistema interconectado existen sectores de la red en donde se hace difícil realizar una buena coordinación empleando únicamente los elementos de sobrecorriente de fases y tierra, los cuales se basan en niveles de corriente de cortocircuito y tiempos de operación. Estas configuraciones se presentan cuando la corriente de cortocircuito no circula en un solo sentido, es decir se tienen aportes de corriente de cortocircuito por ambos sentidos, un ejemplo típico se da en los relés de protección de sobrecorriente instalados en las líneas de transmisión de las centrales eléctricas, en donde ante una falla, se tiene aporte de corriente de falla por un sentido desde la red externa y por el otro sentido desde los generadores de la central. En estos casos se recomienda considerar como variable de coordinación el sentido de flujo de corriente. En conclusión, para poder obtener una correcta coordinación se tiene que adicionar "Unidades Direccionales", las cuales detectan el sentido de la circulación de corriente, estas unidades sumadas a las unidades de sobrecorriente tradicional, anteriormente explicadas, dan lugar a las "Protecciones de Sobrecorriente Direccional". Unidad Direccional + Unidad de Sobrecorriente = Protección Direccional 20 La unidad direccional supervisa y controla la operación de la unidad de sobrecorriente de acuerdo al siguiente principio: La unidad de sobrecorriente sólo operará si el sentido del flujo de corriente coincide con el ajustado como disparo, durante un tiempo igual o superior al ajustado como tiempo operación. Cuando la unidad direccional detecte la corriente en sentido contrario al de disparo, la temporización se repondrá a cero, independientemente del valor de corriente medido. Este principio es llamado control de par. Para poder determinar el sentido de circulación de la corriente se requiere de dos elementos o magnitudes: a.- Magnitud de Operación: Es el fasor de corriente de falla que determina la operación de la unidad de sobrecorriente y cuyo sentido se trata de determinar (la, Ib, Ic, 3I0).. b.- Magnitud de Polarización: Es el fasor de tensión o corriente utilizado como referencia fija. Esta magnitud deberá permanecer invariable, independientemente del sentido de la corriente y no debe anularse en condiciones de falla. Para poder determinar el sentido de circulación de la corriente se tendrá que comparar ambas magnitudes. 21 UNIDAD DIRECCIONAL DE FASES El principio de operación de una unidad direccional de fase radica en determinar el desfasaje entre las magnitudes de operación y de polarización. En la figura anterior se está evaluando una falla en la fase A, la magnitud de operación es lA, la magnitud de polarización es VBC y el ángulo característico es MTA (ajuste propio del relé). 22 Se debe recordar que el comportamiento de los fasores puede variar dependiendo de la corriente de carga que circule por la línea y del valor de la resistencia de falla. En una falla monofásica, el ángulo (ϕ1) que existe entre la tensión y corriente de la fase fallada es similar al ángulo de secuencia positiva de la línea, por lo tanto el ángulo entre la magnitud de polarización (Vbc) y la corriente de falla (la) seria: 90°- ϕ1 El principal parámetro de ajuste de la unidad direccional de fase es el ángulo característico (α), ya que este ángulo definirá la zona de operación, lo que se busca es seleccionar un ángulo tal que permita, que en situaciones de falla, la magnitud de operación se ubique dentro de la zona de operación. Se recomienda ajustar este valor en: MTA = α = 90°- ϕ1 Donde: α : Ángulo característico ϕ1 : Ángulo de secuencia positiva de la línea 23 UNIDAD DIRECCIONAL DE TIERRA La unidad de sobrecorriente de tierra, como ya es sabido, trabaja con la medición de corriente homopolar (3I0), la unidad direccional también utilizará este vector como magnitud de operación, sin embargo para la magnitud de polarización se tienen dos alternativas: la tensión homopolar (3V0) y la intensidad de corriente que circula por la puesta a tierra. La primera se emplea en la mayoría de casos, el uso de la segunda dependerá si es que se cuenta con una puesta a tierra en el lugar de instalación de la protección. Ambas alternativas cumplen con los criterios de una magnitud de polarización ya descritos anteriormente. En esta oportunidad solo hablaremos de la polarización por tensión homopolar, ya que es la de uso común en todos los relés de protección. Cuando ocurre una falla monofásica la tensión homopolar (3V0) está desfasada aproximadamente 180° con respecto a la tensión de la fase fallada, es por esta razón, que para manejar ángulos característicos (a) menores a 90° se utiliza el fasor opuesto de la tensión homopolar ( -3V0). 24 Cuando sucede una falla monofásica el fasor de la magnitud de operación se ubicará sobre el plano, de acuerdo al desfasaje con la magnitud de polarización; si este fasor de corriente homopolar se encuentra dentro de la zona de operación, la unidad direccional permitirá la operación de la unidad de sobrecorriente a tierra, si cae dentro de la zona de bloqueo, el relé no realizará ninguna operación. 25 26 27 4 Expositor: Francir Escobedo Correo: francirescobedo@gmail.com 28 Las protecciones en DIgSILENT respetan la filosofía base del programa: ✔ Todo es un Objeto ✔ Los elementos (Elm*) son casos particulares de los tipos (Typ*) ✔ Todo está almacenado en la Base de Datos BASE DE DATOS Relé Modelado Modelo Elemento Real Tipo (Biblioteca) Relé Modelado Relé Modelado Elementos (Red) 29 ■ Crear un sistema de protección implica: Crear los tipos transformadores de corriente (TypCt) y/o voltaje (TypVt) Crear los elementos transformadores de corriente (StaCt) y/o voltaje (StaVt) Crear el tipo relé (TypRelay) Crear el elemento relé (ElmRelay) 30 Modelos de relés de sobrecorriente genéricos El soporte de DigSilent ofrece relés específicos aún más detallados El soporte de DigSilent ofrece relés específicos aún más detallados Modelos de relés de sobrecorriente específicos 31 Ubicación de elementos de medición y protección SISTEMA DE POTENCIA Creación de elementos de protección Tr2_110kV/11kV Terminal_110kV Terminal_11kV Load_A Load_B Creación de elementos de medición 32 TIPO UBICACIÓN SLOTS ● Transformador de medida ● Módulos de Protección ● Logica de protección CREACIÓN ELEMENTO DE MEDIDA 33 Importar el proyecto: “Ejercicio Protecciones I - DIgSILENT” Crear los elementos Relé y Transformador de corriente Ubicarlos en el lado de MT y BT del transformador Asignarles los tipos presentes en la librería de protecciones EQUIPOS DE PROTECCION ● Lado de Baja Tensión ● Lado de Media Tensión ● Logica de proteccion 34 Ioc> Direccionalidad Tipo de Curva Ajuste de Corriente Dial 35 Ioc>> Direccionalidad Ajuste de Corriente Ajuste de Tiempo 36 DIgS ILE NT Posibilidad de Ajuste sobre el gráfico 10 0 Curvas de daño [s] 10 1 0,1 11 ,00 kV 100 110,00 kV 10 1000 10000 100 Cub_1\Rel_T rafo_BT 10 00 Cub_1\Rel _T rafo_AT Cub_3\Rel_Load_B Tr2_110kV/11kV Cub_2\Rel_Entrada Cub_2\Rel_Load_A [pri.A] 100 000 10000 37 DIgS ILE NT Corriente de Cortocircuito I =9508,757 pri.A 100 [s] 10 1.003 s 1 Tiempos de actuación 0.420 s 0,1 11,00 kV 100 110,00 kV 10 Cub_1\Rel_Trafo_BT Cub_3\Rel_Load_B Tr2_110kV/11kV Cub_4\Rel_MD 1000 10000 100 1000 100000 10000 Cub_1\Rel_Trafo_AT Cub_2\Rel_Entrada Cub_2\Rel_Load_A [pri.A] 1000000 100000 38 Importar el proyecto: “Ejercicio Protecciones I - DIgSILENT” Crear y ajustar protecciones del nivel de 22.9kV Representar en una carta de coordinación la curva de todos los relés de protección de transformadores. Incluir curva de daño del transformador Calcular cortocircuitos trifásicos (método completo) e indicar en la curva de sobrecorriente los niveles máximos (sin impedancia) 39 External Grid REVERSE (BUSBAR) 1,020 s 1866,37 9,796 24,262 9999,9.. 9999,9.. Terminal_11kV Módulo de dirección Requiere transformador de tensión 2,233 0,203 22,827 1,708 s Tr2_110kV/11kV Terminal_110kV FORWARD (BRANCH) 9999,9.. 9999,9.. Load_A Load_B G ~ GD Ingreso Nuevo Generador 40 Mismas características que los módulos de fase Actúan según el valor de la corriente homopolar 3xI0 Pueden ser direccionales Ie> 41 SISTEMA DE POTENCIA Terminal_110kV Tr2_110kV/11kV Click derecho Terminal_11kV No requiere elementos de medición Load_A Load_B 42 Tipo de Fusible Ubicación Estado Tipo de Elemento Curva determinante del tiempo de actuación 43 DIgS ILE NT 1000 [s] 100 10 Definición de las curvas 1 Total clear curve 0,1 Minimun melt curve 0,01 33,00 kV 100 1000 Cub_2\Fuse_T1 [pri.A] 10000 44 MODELO 7SJ601 → SIEMENS → Descargado del soporte de DigSilent 45 Ventaja MMisism moossm móódduuloloss qquueeeellre relélére reaall MMóódduuloloss ddeeFF aasseeyyTTieierra ra MMooddeeloloddeelala ppro rote tecccióiónn 46 Ventajas CCuurv rvaassppre resseennte tess eenneellre relélére reaall RRaannggoossddeeaaju jusste te igiguuaalelessaallre relélére reaall RR eelalaccióiónnddirie rectca ta eenntrte h o ja d e re hoja de ddaato tossyym mooddeelolo 47 48 49 5 Expositor: Francir Escobedo Correo: francirescobedo@gmail.com 50 PROTECCION DE TRANSFORMADORES Los transformadores de distribución de baja tensión suelen estar equipados en el lado primario (por encima de 600 V) con fusibles de media tensión dimensionados para protección contra cortocircuitos. La protección de sobrecarga del transformador se puede proporcionar fusionando el secundario de bajo voltaje con fusibles apropiados dimensionados al 100% al 125% de los amperios de carga completa del secundario del transformador. Los transformadores se utilizan con frecuencia en sistemas de distribución eléctrica de bajo voltaje para transformar 480 V a 208Y / 120 V. Para estos tipos de transformadores, se deben proporcionar fusibles de retardo de tiempo apropiados, dimensionados al 100% al 125% de la corriente primaria de carga completa. Se debe considerar la corriente de irrupción magnetizante porque los transformadores sumergidos en líquido y seco tienen corrientes de inserción equivalentes a aproximadamente 12, o incluso tan altas como 18, veces la capacidad de carga completa con una duración de 0,1 s (también aproximadamente 20 a 25 veces clasificación durante 0,01 s). 51 SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO Los ajustes de los relés de sobreintensidad de fase en los transformadores implican un compromiso entre los requisitos de operación y protección. El ajuste de activación debe ser lo suficientemente alto para permitir la sobrecarga del transformador cuando sea necesario, pero cuanto mayor sea el ajuste, menor será la protección. Es común un ajuste de 125-150% de la capacidad nominal máxima de kVA en la placa de identificación de un transformador, aunque a veces se usan valores más altos. En transformadores de clasificación múltiple, puede ser necesario un ajuste más alto para utilizar la capacidad total del transformador en la clasificación de enfriamiento forzado más alto. 52 SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEO Se puede obtener una limpieza rápida de fallas internas graves mediante el uso de unidades de sobrecorriente instantáneas. Cuando se utilizan, las unidades de sobrecorriente instantánea deben configurarse para que se activen a un valor superior a la corriente de falla pasante asimétrica máxima. Esta suele ser la corriente de falla a través del transformador para una falla trifásica de lado bajo. Para las unidades instantáneas sujetas a sobrealcance transitorio, una activación del 175% (son comunes las variaciones en los ajustes de 125200%) de la corriente de falla simétrica trifásica del lado bajo máximo calculada generalmente proporciona un margen suficiente para evitar disparos falsos para un nivel bajo. falla del bus lateral, sin dejar de brindar protección para fallas internas severas. Para unidades instantáneas con sobrealcance transitorio insignificante, se puede usar un margen menor. Los ajustes en ambos casos también deben estar por encima de la corriente de entrada del transformador para evitar disparos molestos. En estos casos, se puede considerar un relé instantáneo de restricción armónica para proporcionar la protección deseada. 53 SOBRECORRIENTE DE FALLA A TIERRA La principal ventaja de los relés de tierra sobre los relés de fase es su sensibilidad. En sistemas donde la corriente de falla a tierra está deliberadamente limitada, su uso puede ser vital. Los relés de tierra normalmente se pueden aplicar con sensibilidades del 10% o menos de la corriente de carga completa. Esto se compara muy favorablemente con los relés diferenciales, cuya corriente de activación puede ser del 20 al 60% de la corriente a plena carga en las condiciones más ventajosas. Es una práctica común en el Reino Unido y otros países influenciados por el Reino Unido proteger todos los transformadores de potencia con el relé de tierra restringido. El término tierra restringida es una expresión que se refiere a un sistema de relés de tierra sensible que está diseñado para detectar fallas a tierra dentro de una zona de protección bien definido. 54 SECUENCIA NEGATIVA Dado que estos relés no responden a fallas de carga equilibrada o trifásicas, los relés de sobrecorriente de secuencia negativa pueden proporcionar la protección contra sobrecorriente deseada. Esto es particularmente aplicable a los transformadores Δ − Y puestos a tierra donde solo el 58% de la corriente de falla de fase a tierra secundaria por unidad aparece en cualquier conductor de fase primaria. La protección de respaldo puede ser particularmente difícil cuando la Y está conectada a tierra por impedancia. 55 RELE DIRECCIONAL Este relé, a diferencia de un relé de sobrecorriente direccional, responde solo al producto de la magnitud de la corriente por el coseno del ángulo entre esta corriente y una referencia de voltaje. La magnitud del voltaje no entra en la ecuación de operación, siempre que esté por encima de un límite prescrito. En esta aplicación, el relé se puede conectar para responder solo al componente reactivo de la corriente. No responderá al componente real de ninguna corriente de carga y, por lo tanto, tiene una buena capacidad de carga. El relé está configurado para la corriente de falla mínima esperada con un margen adecuado. 56 57 58 59
