Criterios Coordinacion Protecciones
GERENCIA DE LA REFINERÍA DE BARRANCABERMEJA CONSULTORÍA ESPECIALIZADA PARA LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS
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GERENCIA DE LA
REFINERÍA DE BARRANCABERMEJA
CONSULTORÍA ESPECIALIZADA PARA LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS DE LA REFINERÍA DE BARRANCABERMEJA DE ECOPETROL S.A., UBICADA EN BARRANCABERMEJA, SANTANDER PARA LA VIGENCIA 2011
CRITERIOS GENERALES PARA LA COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES ELÉCTRICAS
GERENCIA REFINERÍA DE BARRANCABERMEJA
CRITERIOS GENERALES PARA LA COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES ELÉCTRICAS VERSIÓN 8
Cali, Diciembre de 2011
Calle 3a A No. 65-118 Tel.: +(57 2) 489 70 00 Fax: +57 (2) 489 71 31 Correo-e: [email protected] http://www.gers.com.co Cali – Colombia. Archivo: [Ecopetrol GCB_criterios-Rev8.doc] Contrato: [E4-185] Elaboró
Revisó
Aprobó
JMH RDS
HQG
CAGS
GERENCIA REFINERÍA
Versión: 8
BARRANCABERMEJA
GCB-ELEC-ES-018
CRITERIOS GENERALES PARA LA COORDINACIÓN DE LAS
Fecha: Diciembre 29 - 2011 Página 3 de 119
PROTECCIONES ELECTRICAS
RELACIÓN DE VERSIONES
VERSIÓN
DESCRIPCION
FECHA
01
Versión original
Nov 20 – 03
02
Actualización del documento
Nov 28 – 03
03
Actualización del documento
Dic 7 – 03
04
Actualización de criterios, Adición de criterios para alarmas, modificación del nombre del documento
Dic 22 – 04
Actualización del documento
05
Cambio en el criterio de protección de
Jun 27 - 05
sobrecorriente de tierra en generadores.
06
Mejoras redacción y precisión de criterios.
Actualización del documento, según comentarios.
07
Actualización del documento, según comentarios.
08
Actualización del documento, según comentarios de Ecopetrol.
ELABORÓ
REVISÓ
Harold Restrepo
Harold Quintero
Ingeniero de Estudios
Ingeniero de Estudios
Mar 11 - 05
Jun 27 – 05
Nov 09 - 07
Feb 25 - 08 Dic 29 – 11
APROBÓ Cesar A. Gallego Gerente Departamento de Estudios Jun 27 - 05
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Fecha: Diciembre 29 - 2011 Página 4 de 119
PROTECCIONES ELÉCTRICAS
CONTENIDO Pág INTRODUCCIÓN.........................................................................................10 1.
2.
3.
GENERALIDADES .................................................................................. 12 1.1
SATURACIÓN EN TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC´S) .................. 12
1.2
MARGEN DE COORDINACIÓN ................................................................. 14
1.3
IDENTIFICACIÓN DE EQUIPOS................................................................. 15
1.4
ALCANCE DE INGENIERÍAS .................................................................... 15
1.5
CÁLCULOS DE CORTOCIRCUITO ............................................................. 17
PROTECCIÓN DE MOTORES................................................................. 18 2.1
SOBRECARGA (49/51) ......................................................................... 19
2.2
CORTO CIRCUITO (50) ......................................................................... 25
2.3
ATASCAMIENTO MECÁNICO ................................................................... 27
2.4
ARRANQUES POR HORA (66) ................................................................ 27
2.5
DESBALANCE (46) ............................................................................... 28
2.6
FALLA A TIERRA (50/51G) .................................................................... 29
2.7
DIFERENCIAL (87) ............................................................................... 31
2.8
BAJO/SOBRE VOLTAJE (27/59) .............................................................. 32
2.9
FRECUENCIA (81) ................................................................................ 33
2.10
FACTOR DE POTENCIA (55/78) .............................................................. 33
2.11
MOTORES DE BOMBAS DE INCENDIO ...................................................... 39
PROTECCIÓN TRANSFORMADORES ................................................... 40 3.1
SOBRE-EXCITACIÓN (24) ...................................................................... 41
3.2
BAJO Y ALTO VOLTAJE DE FASE (27/59) ................................................. 42
3.2.1
BAJO VOLTAJE (27) ...................................................................... 42
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PROTECCIONES ELÉCTRICAS
3.2.2
4.
SOBRE VOLTAJE (59) .................................................................... 42
3.3
SOBRECORRIENTE DE SECUENCIA NEGATIVA (46) ................................... 43
3.4
PROTECCIÓN TÉRMICA DE DEVANADO (49) ............................................. 44
3.5
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEO DE FASE (50) ...................................... 45
3.6
SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEO DE TIERRA (50G)................................. 47
3.7
SOBRECORRIENTE DE FASE DE TIEMPO INVERSO (51) ............................. 48
3.8
SOBRECORRIENTE RESIDUAL DE TIEMPO INVERSO (51G)......................... 51
3.9
SOBRE / BAJA FRECUENCIA (81O/U) ..................................................... 53
3.10
DIFERENCIAL DE FASE (87)................................................................... 53
3.10.1
DIFERENCIAL DE FASE SIN RESTRICCIÓN DE SOBRE CORRIENTE (87H) 54
3.10.2
DIFERENCIAL DE FASE DE SOBRE CORRIENTE RESTRINGIDA (87T) ..... 54
3.10.3
RESTRICCIÓN DE LOS ARMÓNICOS PARES ....................................... 56
3.10.4
RESTRICCIÓN DE QUINTO ARMÓNICO .............................................. 57
PROTECCIÓN DE GENERADORES ...................................................... 60 4.1
VOLTIOS / HERTZ (24) ......................................................................... 61
4.2
CHEQUEO DE SINCRONISMO (25) .......................................................... 62
4.3
MÍNIMA TENSIÓN (27) .......................................................................... 62
4.4
POTENCIA INVERSA (32) ...................................................................... 63
4.5
PÉRDIDA DE CAMPO (40) ...................................................................... 63
4.6
SECUENCIA NEGATIVA (46) ................................................................... 65
4.7
SOBRECORRIENTE CON RESTRICCIÓN DE VOLTAJE (51V) ........................ 65
4.8
SOBRECORRIENTE DE TIERRA (51G) ..................................................... 66
4.9
ENERGIZACIÓN INADVERTIDA (50/27) .................................................... 66
4.10
MÁXIMA TENSIÓN (59).......................................................................... 67
4.11
SOBRE VOLTAJE DE NEUTRO (59N) ....................................................... 67
4.12
FRECUENCIA (81) ................................................................................ 67
4.13
DIFERENCIAL (87) ............................................................................... 68
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5.
PROTECCIÓN DE CIRCUITOS ............................................................... 70 5.1
CHEQUEO DE SINCRONISMO (25) .......................................................... 71
5.2
FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DE FASE (51) ............................................. 71
5.2.1
AJUSTE DE CORRIENTE ................................................................. 71
5.2.2
AJUSTE DE TIEMPO ....................................................................... 72
5.3
6.
SOBRECORRIENTE DE TIERRA (51N/G) .................................................. 74
5.3.1
AJUSTE DE CORRIENTE ................................................................. 74
5.3.2
AJUSTE DE TIEMPO ....................................................................... 75
5.4
INSTANTÁNEO DE FASE (50).................................................................. 75
5.5
INSTANTÁNEO DE TIERRA (50N/G) ........................................................ 77
5.6
UNIDAD DIRECCIONAL (67) ................................................................... 77
5.7
SECUENCIA NEGATIVA (46) ................................................................... 82
5.8
BAJO / SOBRE VOLTAJE (27/59) ............................................................ 83
5.8.1
BAJO VOLTAJE (27) ...................................................................... 83
5.8.2
SOBRE VOLTAJE (59) .................................................................... 84
5.9
FRECUENCIA (81) ................................................................................ 84
5.10
DIFERENCIAL (87) ............................................................................... 86
BIBLIOGRAFIA ....................................................................................... 93
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ANEXOS
Anexo 1
: Información para el ajuste de las protecciones de motores
Anexo 2
: Curva de daño de un motor (suministrada por el fabricante)
Anexo 3
: Plantilla de ajustes típicos para el relé multilin SR469
Anexo 4
: Información para el ajuste de las protecciones de transformadores
Anexo 5
: Curva de daño de transformadores (norma ANSI/IEEE C57.109)
Anexo 6
: Plantilla de ajustes típicos para el relé multilin SR745
Anexo 7
: Información para el ajuste de las protecciones de generadores
Anexo 8
: Curva de daño de generadores (de acuerdo con norma ANSI C50.13)
Anexo 9
: Plantilla de ajustes típicos para el relé multilin SR489
Anexo 10 : Información para el ajuste de las protecciones de circuitos Anexo 11 : Curva de daño de conductores (suministrada por el fabricante) Anexo 12 : Plantilla de ajustes típicos para el relé multilin SR750 Anexo 13 : Tabla de tipos de aislamiento y temperaturas Anexo 14 : Ejemplo de ajuste de la función de sobrecorriente de secuencia negativa (46) en transformadores con grupo de conexión D-Y
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LISTADO DE TABLAS Pág Tabla 2.1 Ajustes para la protección contra sobrecargas en motores .................. 21 Tabla 2.2 Corriente de arranque de motor según el código NEMA....................... 24 Tabla 2.3 Ajustes típicos para las funciones de protección de motores ................ 37 Tabla 3.1 Tipo de fusible primario sugerido para transformadores de distribución 51 Tabla 3.2 Ajustes típicos para las funciones de protección de transformadores ... 58 Tabla 4.1 Potencia mínima para motorización de las unidades de generación .... 63 Tabla 4.2 Ajustes típicos para las funciones de protección de generadores ......... 69 Tabla 5.1 Corriente y tiempo de operación de los relés en configuración original 79 Tabla 5.2 Corriente y tiempo de operación considerando la nueva configuración 81 Tabla 5.3 Grados de deslastre por frecuencia ...................................................... 85 Tabla 5.4 Ajustes típicos para las funciones de protección de circuitos ............... 91
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LISTADO DE FIGURAS Pág Figura 2.1 Esquema de Protección Para Motores ................................................ 18 Figura 3.1 Esquema de Protección Para Transformadores .................................. 40 Figura 4.1 Esquema de Protección Para Generadores ........................................ 60 Figura 5.1 Esquema de Protección Para Circuitos ............................................... 70 Figura 5.2 Coordinación de relés del anillo y relés asociados a circuitos radiales 78 Figura 5.3 Corrientes detectadas por los relés para la configuración original ....... 80 Figura 5.4 Corrientes detectadas por los relés para la nueva configuración ......... 81 Figura 5.5 Definición de la operación de la protección diferencial ........................ 88 Figura 5.6 Característica de ajuste de la protección diferencial ............................ 89 Fig. A.5.1 : Curva de daño de transformadores categoría I - Anexo 5 Fig. A.5.2 : Curva de daño de transformadores categoría II - Anexo 5 Fig. A.5.3 : Curva de daño de transformadores categoría III - Anexo 5 Fig. A.5.4 : Curva de daño de transformadores categoría IV - Anexo 5 Fig. A.8.1 : Curva de capacidad térmica de corta duración para generadores Anexo 8 Fig. A.11.1 : Curva de daño para conductores de cobre - Anexo11 Fig. A.14.1: Resultados Fallas Desbalanceadas - Anexo 14 Fig. A.14.2: Diagrama de Selectividad para la protección de sobrecorriente de secuencia negativa - Anexo 14
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INTRODUCCIÓN En este documento se presentan los criterios de coordinación aplicables para realizar la coordinación de las protecciones eléctricas en ECOPETROL BARRANCABERMEJA (GRB).
En la elaboración de los criterios se consideran las normas técnicas vigentes relacionadas con el tema, las características de los procesos de producción de la GRB y la experiencia obtenida por GERS en los estudios de coordinación de protecciones
presentados
anteriormente
a
la
GRB
[1],
así
como
las
recomendaciones presentadas por los fabricantes de los equipos de protección.
Este documento tiene como objetivo, presentar las reglas y criterios generales que deben seguir todas las personas y/o empresas que efectúan labores de cálculo de ajustes de protecciones eléctricas (de motores, transformadores, generadores, conductores y bancos de condensadores) para la GRB.
Es conveniente mencionar que este documento dará las reglas más precisas posibles sobre como efectuar el cálculo de los ajustes, pero avances tecnológicos, consideraciones de producción, situaciones especiales, etc., pueden ocasionar modificaciones de dichos criterios. El responsable final del cálculo de ajustes, debe utilizar el documento como guía y no como norma y siempre que se aparte de las reglas del documento debe informar y sustentar los cambios.
Ya que los relés que se utilizan con más frecuencia en el sistema eléctrico de la GRB son los relés Multilin, adjunto se presenta el documento ¨ manual del usuario
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para relés Multilin. Sin embargo los criterios aquí presentados son generales y válidos para cualquier tipo de relé ya sea electromecánico, numérico ó de otro tipo.
Debido a la importancia de los procesos que intervienen en la mayoría de los equipos eléctricos (motores, transformadores y generadores) los criterios para coordinación se presentan de manera general, pero se realizarán salvedades especiales para Servicios Industriales, de manera tal, que se asegure la continuidad de los procesos ante eventos en el sistema que no impliquen daños en los equipos, para lo cual se insensibilizarán sus protecciones asociadas (aumentando su tiempo de operación) verificando que se garantice la adecuada protección de los equipos.
El esquema de protección de cada equipo eléctrico (motor, transformador, generador, conductor) depende de su capacidad nominal y de la función que cumpla dentro del proceso de producción del cual hace parte. La disminución de precio de las protecciones numéricas ha ocasionado que su utilización se masifique e incluso se aplique en equipos que no se consideran de gran capacidad o importancia en el proceso. Sin embargo se debe garantizar que los elementos mínimos de protección sean los indicados en la referencia [6] y en la [2] Anexos 1, 3, 5 y 9.
Las especificaciones mínimas para la adquisición de nuevos equipos de protección estarán de acuerdo con las presentadas en las referencias [6] y en la [2].
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GENERALIDADES
1.
A continuación se presentan algunas consideraciones que se deben tener en cuenta para el ajuste de las protecciones de un sistema eléctrico.
1.1
Saturación en Transformadores de Corriente (TC´s)
Debido a los altos niveles de cortocircuito existentes en la GRB, aunado al hecho que muy frecuentemente es necesario hacer uso de TC´s en baja tensión ( Menor valor entre 10% de In y 10% del valor de falla monofásica en bornes del motor.
t = 100 ms (con el fin de tener en cuenta el posible desbalances de corrientes durante el arranque del motor).
El ajuste del pickup debe ser menor que la corriente de saturación del transformador de corriente.
El tiempo de 100 ms garantiza la estabilidad en el sistema de potencia ya que los tiempos críticos para fallas monofásicas son superiores a los tiempos críticos para fallas trifásicas, los cuales son del orden de los 350 ms en barras de generación y de 1 s en circuitos de carga.
Para motores de baja tensión realizar tres (3) arranques seguidos al motor y para motores de media tensión realizar dos (2) arranques seguidos (iniciando con el motor en frío, a temperatura ambiente). Si la protección no se dispara se considera que este ajuste es correcto, de lo contrario el ajuste de corriente se debe
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incrementar en 10% de la corriente nominal del motor (hasta un máximo de un 50% de In, previo análisis de la información del evento registrada en el relé multilin e iniciar nuevamente el procedimiento de prueba (al menos una hora después), hasta que el motor no dispare cuando se realizan los arranques al motor.
Se debe verificar que con el ajuste final se logra selectividad con las protecciones existentes aguas arriba.
La temporización de 100 ms para la característica de sobrecorriente garantiza que el régimen dinámico de magnetización del motor haya sido superado para evitar falsos disparos. Aun así, en la protección Multilin 239 es posible inhibir el disparo de la unidad de tierra durante el tiempo de arranque del motor mediante la opción “Ground Trip Delay On Start”, de manera general un valor conveniente para el tiempo de inhibición es 200 ms, periodo en el cual el estado transitorio de la magnetización debe haberse superado.
2.7
Diferencial (87)
Esta unidad de protección se recomienda aplicar en motores con capacidad igual o superior a 1000 hp de acuerdo con la referencia [6, pág 383] (y que tengan transformadores de corriente en ambos extremos de cada devanado)
El relé diferencial detecta rápidamente fallas internas en el motor.
La corriente de arranque de este relé (Id) se selecciona por encima del siguiente valor:
Id > (Er + Fs)
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Dónde: Er
: Máximo error del relé, dado por el fabricante.
Fs
: Factor de seguridad (5% In).
Típicamente Id > 15% de la corriente nominal del motor.
2.8
Bajo/sobre voltaje (27/59)
Bajo voltaje (27): Este dispositivo de protección se utiliza para detectar ausencia de tensión y usualmente disparo cuando la tensión caiga por debajo de 20% de la tensión nominal del motor durante tres (3) segundos, de acuerdo a la referencia [6, pág 370]. Para los relés que poseen función de alarma como los Multilin, se recomienda activar esta función para que emita una señal de advertencia (alarma) cuando el voltaje que alimenta el motor en estado permanente o durante el arranque cae por debajo del 90 % de su valor nominal por 8 segundos. De acuerdo a los requerimientos del proceso en ECOPETROL GRB, se recomienda habilitar la función de disparo para motores de servicios industriales al mínimo permitido por los relés Multilin (60% Un) con una temporización de tres (3) segundos lo que permitirá que ante ausencia de tensión el interruptor se abra.
Para los motores asociados a las plantas, se recomienda implementar la función de disparo con los siguientes ajustes:
Pickup
= 80% Un, t = 1 segundo.
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Sobre voltaje (59): El dispositivo de protección mandará alarma para una sobre tensión del 120 % de la tensión nominal durante un (1) segundo.
2.9
Frecuencia (81)
La unidad de baja frecuencia se debe ajustar si el motor hace parte de las cargas a deslastrar, de acuerdo con el esquema de deslastre de carga por frecuencia de la GRB.
Si no se dispone de la información del esquema de deslastre de carga, se recomienda deshabilitar los disparos e implementar los siguientes ajustes, para alarma:
Sobre frecuencia pickup
: 60.5 Hz en 0.1 s
Baja frecuencia pickup
: 59.5 Hz en 0.1 s
Antes de entregar o implementar ajustes, el contratista deberá consultar e incluir dentro de sus cálculos, los puntos de deslastre que usa ECOPETROL GRB.
La coordinación de control y distribución de potencia podrá establecer algunos pasos especiales o transitorios si la estabilidad del sistema lo requiere.
2.10
Factor de potencia (55/78)
Se recomienda bloquear esta función, hasta que el motor tome su velocidad nominal y el campo sea aplicado (en el caso de los motores sincrónicos). De ahí en adelante el disparo por factor de potencia estará activo.
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Los motores sincrónicos se diseñan para operar a una velocidad constante. Si el rotor cambia a una velocidad menor que la del campo giratorio del estator, se dice que el motor desliza polos. El deslizamiento puede ocurrir por:
Un aumento gradual en la carga más allá de la capacidad del motor
Un pequeño decremento en la corriente de campo
Un repentino impacto de una elevada carga
Una falla en el sistema o una depresión (sag) de voltaje lo suficientemente largo para causar pérdida de paso.
La pérdida de sincronismo con el campo aplicado puede crear intensas pulsaciones en el torque, cada vez que un polo del estator pasa un polo del rotor, que pueden romper el eje u otro elemento mecánico. En la corriente de línea se presentan pulsaciones similares. Ambos tipos de pulsaciones son peligrosas para el motor.
Cuando el ángulo de carga del motor aumenta más allá del nominal aparecen factores de potencia en atraso. Por lo tanto la detección de factores de potencia en atraso se puede utilizar para iniciar una acción que prevenga el deslizamiento.
Las pulsaciones de torque y potencia durante los deslizamientos se pueden reducir removiendo la corriente de campo (modo resync), en este caso el motor se comportará como un motor de inducción (por la inducción en sus devanados amortiguadores).
El deslizamiento (con la corriente de campo removida) es tolerable para la carga y el sistema de potencia, pero intolerable por mucho tiempo para los devanados
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amortiguadores, ya que este se diseña con una capacidad térmica limitada y para una operación de corto tiempo.
Durante la operación como motor de inducción el factor de potencia siempre será en atraso pero mayor que en la condición de pérdida de paso con el campo excitado. Por lo tanto, el factor de potencia se puede utilizar para proteger contra la operación fuera de paso. En el modo de operación “Resync” el “Field Application Relay” (FAR) remueve la excitación del motor cuando el factor de potencia en atraso cae por debajo del ajuste programado o la corriente de línea aumenta por encima de 4 FLC.
El motor continúa operando con el campo removido, durante la temporización programada y si la resincronización no ocurre durante este tiempo se generará un disparo y se parará el motor. El “display” indicará ¨Fail to Resync¨, de acuerdo a la referencia [8].
En los motores sincrónicos se recomienda programar disparo de acuerdo a los siguientes criterios:
Para un factor de potencia de 0.80 en atraso, de acuerdo con la referencia [9, pág, 7-11] durante un segundo, de manera tal, que se detecte una condición de fuera de sincronismo.
El ajuste del factor de potencia variará dependiendo del factor de potencia nominal del motor. Típicamente seria 0.1 menos que el valor del factor de potencia nominal del motor, por ejemplo para un motor con un factor de potencia de 0.85, el ajuste sería de 0.75.
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PROTECCIONES ELÉCTRICAS
En el Anexo 3, se presenta una plantilla con los ajustes típicos asociados a los relés Multilin SR469 y SR239 y en la Tabla 2.3 se resumen los criterios típicos para el ajuste de las diferentes funciones de protección asociadas a motores.
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Tabla 2.3 Ajustes típicos para las funciones de protección de motores Código ANSI
Función
Ajustes típicos
En el caso de los relés Multilin 1.
Pickup = 1.15 para motores con f.s = 1.0 Pickup = 1.25 para motores con f.s = 1.15 curva de sobre carga = 4
2.
Start Inhibit = Si, TC use margin = 15 %
3.
Polarización por desbalance, k = 5
4.
Cooling time constant
5.
a.
Motor running = 15 minutos
b.
Motor stopped = 30 minutos
Hot motor biasing Safe stall ratio = 0.85 RTD biasing = Off
6. 49/51
RTD Temperature:
Sobrecarga
Rodamientos: 90°C Alarma y 100°C Disparo
(Overload)
Estator: 130°C Alarma y 145°C Disparo Conexión 1-4, 2-5, 3-6 (estator) y 7-8 (rodamientos) En el caso de Interruptores y relés térmicos Ajuste de corriente Pickup = 1.15 para motores con f.s = 1.0 Pickup = 1.25 para motores con f.s = 1.15 Verificando, t = 10 segundos en 6 * In Ajuste de tiempo 1.
Termomagnéticos: Banda de tiempo fija (no ajustable)
Relés térmicos: seleccionar la Clase = 10, verificando que ésta quede por encima de la curva de arranque del motor. Pickup = 13 In, para motores con código NEMA F y G. Para el resto de motores que posean código NEMA distinto, debe 50
Cortocircuito (Short circuit)
calcularse el ajuste tal como se indica en el numeral 2.2 del presente documento. Para los relés Multilin habilitar la opción Overreach Filter
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Atascamiento mecánico (Mechanical Jam)
66
Arranque por hora (Starts / hours)
Pickup = 1.5 In t = 3 segundos. Asegurarse que esta señal comande la apertura del interruptor y no del contactor asociado al motor. 3 Arranques por hora. El valor recomendado es de 20 minutos. Si se quiere más sensible se debe consultar los datos del fabricante del motor y los criterios de operación del motor. Pickup = 20 % (I2/I1)
46
t = 10 segundos
Desbalance
Alarma: Pickup= 10 % (I2 / I1) t = 5 segundos
(Current Unbalance)
Si es en función de In (I2/In) hacer el pickup en 15 %, t = 10 segundos Alarma: Pickup= 10 % (I2 / In) t = 5 segundos Pickup > Menor valor entre 10 % de In y 10 % del valor de falla
50/51 G
Falla a Tierra
monofásica en bornes del motor.
(Ground Short Circuit)
t = 100 milisegundos (con el fin de tener en cuenta el desbalance de corrientes durante el arranque del motor)
87
Diferencial (Differential)
Id = 15 % de In Alarma: Starting Pick up = 90 % , t = 8 segundos Pick up = 90 % , t = 8 segundos De acuerdo a exigencias operativas de ECOPETROL GRB, se recomienda
27
Bajo Voltaje
habilitar
la
función
de
disparo
para
motores,
discriminados de la siguiente manera.
(Under Voltage) Motores de servicios industriales: Pickup = 60 % Un, t = 3 segundos Motores de plantas: Pickup = 80 % Un, t = 1 segundo
59
55
Sobre Voltaje (Over Voltage) Factor de potencia
Pickup = 120 % de Un, t = 1 segundo (Alarma) Pickup = 0.80 en atraso, t = 1 s (aplica solo a motores sincrónicos, para detectar pérdida de paso).
Nota: Para los relés Multilin, todas las funciones enunciadas anteriormente deben enviar señal de respuesta en modo Latched, a excepción de la función de Bajo Voltaje.
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2.11
Motores de bombas de incendio
Para el caso especial de los motores de inducción de bombas de incendio, se deben tener las siguientes consideraciones.
Según recomendaciones de las normas NFPA, no se debe tener protección contra sobrecargas y solo se tendrá una protección contra rotor bloqueado, la cual desconectará el motor cuando la bomba se encuentre bloqueada. Esta protección se ajusta para la corriente de rotor bloqueado, con un ajuste mínimo de 3 veces la corriente nominal del motor, con una temporización entre 8 y 20 segundos.
Se debe de implementar protección contra cortocircuito, la cual protege el cable y el motor ante cortocircuitos. No se debe de implementar protección de falla a tierra.
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3.
PROTECCIÓN TRANSFORMADORES
En este capítulo se presentan los criterios y recomendaciones para ajustar los dispositivos de protección de los transformadores de la GRB.
En la siguiente figura se presenta el esquema estándar de protección para transformadores de potencia, utilizado en la GRB:
Figura 3.1 Esquema de Protección Para Transformadores 40
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En el Anexo 4 se relaciona la información requerida para realizar el ajuste de las protecciones de transformadores.
En cuanto a la curva de daño para transformadores de potencia inmersos en aceite, en el Anexo 5 se presenta las recomendaciones dadas en la norma ANSI/IEEE C57.109.
En el caso de los transformadores inmersos en aceite, las protecciones eléctricas se complementan con protecciones mecánicas (las cuales vienen pre-ajustadas por el fabricante). A continuación se relacionan los tipos de protecciones mecánicas que frecuentemente se presentan en este tipo de transformadores:
Relé acumulador de gas (Buchholz)
Relé de temperatura
Relé de nivel de líquido
Relé de presión de aceite
En la referencia [10, pág 28 a 31] se presenta una breve explicación de estas protecciones.
A continuación se presentan los criterios de ajustes para las diferentes funciones de protección eléctricas encontradas típicamente en las protecciones numéricas de transformador:
3.1
Sobre-excitación (24)
La función Voltios por Hertz (V/Hz) proporciona protección contra sobre excitación del transformador. Si la relación Volts/Hertz se incrementa arriba del límite del
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transformador, el flujo de dispersión se incrementa. El flujo de dispersión induce corrientes en la estructura soporte del transformador causando un calentamiento rápido localizado.
El ajuste de esta unidad depende principalmente de la información disponible de las curvas de soporte V/Hz del transformador y de la constante de tiempo de enfriamiento del mismo.
Si no se posee información, esta función se puede ajustar como alarma en los siguientes valores, de acuerdo con la referencia [10, pág 33]:
3.2
120% de Un en 12 s y 110% de Un 120 s.
Bajo y alto voltaje de fase (27/59)
A continuación se presentan los criterios para el ajuste de las unidades de bajo y alto voltaje.
3.2.1 Bajo voltaje (27) Esta función producirá alarma cuando la tensión caiga por debajo del 80% de la tensión nominal del transformador durante un (1) segundos.
3.2.2 Sobre voltaje (59) Esta función producirá alarma para una sobre tensión superior al 120 % de la tensión nominal durante un (1) segundo.
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3.3
Sobrecorriente de secuencia negativa (46)
La función de sobrecorriente de secuencia negativa proporciona protección contra posibles daños debido a fallas desbalanceadas.
Esta función producirá alarma para desbalances mayores al 20 % de la corriente nominal del transformador de potencia, durante un (1) segundo.
Con el fin de obtener un respaldo de la protección de sobrecorriente de tierra para los transformadores de potencia en puntos de carga, con grupo de conexión D-Y, se debe habilitar el disparo de la función de sobrecorriente de secuencia negativa por el devanado conexionado en delta, como se describe a continuación:
Pickup: 40% I2, donde I2 corresponde al menor valor de la corriente de secuencia negativa vista en el lado del transformador conexionado en delta para fallas asimétricas (monofásicas, bifásicas y bifásicas a tierra) en el nodo del transformador conexionado en Y.
Dial: El ajuste de dial de tiempo se selecciona de tal manera que se garanticen las siguientes condiciones:
o
Obtener como mínimo un decalaje de 400 ms con respecto a la protección de sobrecorriente de tierra del transformador existente aguas abajo, teniendo en cuenta que la función secuencia negativa se evalúa con la corriente I2 y la función de sobrecorriente de tierra se evalúa con la corriente 3I0.
o Así mismo se debe garantizar como mínimo un decalaje de 400 ms con la protección de sobrecorriente de fase ubicada aguas abajo
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(alimentador o carga) para fallas desbalanceadas, teniendo en cuenta que la función de secuencia negativa se evalúa con la corriente I2 y la función de sobrecorriente se evalúa con la mayor de las corrientes de fase (IK”). Lo anterior con el fin de evitar que ante fallas desbalanceadas en el alimentador o carga opere primero la protección de sobrecorriente de secuencia negativa por el lado de alta del transformador que la protección de sobrecorriente de fase del circuito o carga.
Instantáneo: Deshabilitado
En el caso que se disponga de registros medidos de la corriente de secuencia negativa (como mínimo una semana), el valor del pickup se continuará ajustando al 40%, pero con un valor mínimo del 300% del máximo valor de corriente de secuencia negativa obtenida en la medición.
En el anexo 14 se presenta un ejemplo para el ajuste de esta función.
3.4
Protección térmica de devanado (49)
La función de sobrecarga térmica proporciona protección contra posibles daños durante condiciones de sobrecarga.
El monitoreo de la temperatura y la
sobrecarga en transformadores sumergidos en aceite se realiza con el uso de termostatos que miden la temperatura del aceite en la parte superior del tanque y por lo tanto no puede detectar sobrecargas de corto tiempo.
Los transformadores sin termómetro en sus devanados deben tener una protección de corriente térmica con característica de operación tiempo vs corriente
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que emule la característica de sobrecarga del devanado del transformador. Para transformadores con termómetro en sus devanados, una protección de corriente térmica proporcionará una función de respaldo para estos dispositivos de monitoreo.
3.5
Sobrecorriente instantáneo de fase (50)
La función de sobrecorriente instantánea de fase (50), proporciona disparo de alta rapidez para grandes corrientes de falla. El ajuste de esta función debe ser tal que no opere para fallas o condiciones fuera de su zona de protección inmediata.
La unidad instantánea es particularmente importante cuando las impedancias de los elementos a proteger son grandes, en comparación con las impedancias de las fuentes.
Las unidades instantáneas ofrecen dos ventajas fundamentales:
Reducen el tiempo de operación de los relés para fallas severas en el sistema.
Evitan la pérdida de selectividad en un sistema de protección constituido por relés de características diferentes; esto se logra ajustando los instantáneos para que operen antes de que las características se crucen.
Para la selección del ajuste de la unidad instantánea en los relés de sobrecorriente asociados a los circuitos de media tensión, se toma la condición más crítica de operación, en la cual se consideran en servicio todas las unidades de generación.
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Para su ajuste se debe considerar la corriente simétrica de primer ciclo.
La unidad instantánea de fase de los relés de sobrecorriente asociados al lado de baja tensión de los transformadores de potencia, se ajusta por encima (50 % ) de la máxima contribución de corriente de falla (Icc aporte), ante falla en la subestación aguas abajo.
Para el caso de los transformadores de plantas, deberá ajustarse por encima (50%) de la mayor unidad instantánea existente aguas abajo, siempre y cuando se garantice el arranque del mayor motor conectado a dicho barraje y se debe temporizar como mínimo en 200 ms.
Aquellos transformadores con lado de baja tensión menor a 600 Voltios, normalmente se protegen en baja tensión por interruptores con unidad de disparo electrónica. Para evitar pérdida de selectividad de la unidad instantánea de fase de estos interruptores con respecto a las unidades instantáneas ubicadas aguas abajo (asociadas a motores de baja tensión y demás cargas), se debe anular si es posible la unidad instantánea del interruptor del transformador y en caso que no sea posible esta debe llevarse a su valor máximo de ajuste.
Para los relés de sobrecorriente de fase asociado al lado de alta tensión, se debe satisfacer la siguiente restricción: 1.5 x I APORTE F.A.A Unidad de fase Instantáneo I INRUSH
Dónde: IINR es la corriente inrush del respectivo transformador de potencia, de acuerdo a la referencia [1].
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I APORTE F.A.A es la corriente de falla que pasa por el lado de alta tensión ante falla en el barraje de baja tensión.
3.6
Sobrecorriente instantáneo de tierra (50G)
La función de sobrecorriente instantánea de tierra (50G), tiene la misma función, características y ventajas que la función instantánea de fase, sin embargo, difiere en el cálculo del ajuste.
Para la selección del ajuste de corriente de la unidad instantánea de los relés de sobrecorriente asociados a los circuitos de media tensión se toma la condición más crítica de operación, en la cual se consideran en servicio todas las unidades de generación.
Para su ajuste se debe considerar la corriente residual (3Io).
La unidad instantánea de tierra de los relés de sobrecorriente asociados al lado de baja tensión de los transformadores de potencia, se ajusta por encima (50 %) de la máxima contribución de corriente de falla (Icc
aporte),
ante falla en la subestación
aguas abajo.
En transformadores con lado de baja tensión menor a 600 Voltios protegidos por interruptores con unidad de disparo electrónica es necesario garantizar que exista selectividad entre las unidades de sobrecorriente de fase y tierra más lentas asociadas normalmente a la mayor carga ubicada aguas abajo con la unidad de sobrecorriente instantánea de tierra del interruptor. Por tal motivo, la unidad de sobrecorriente instantánea de tierra deberá anularse o en su defecto llevarse a su valor máximo.
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Debido a que típicamente la conexión de los devanados en los transformadores de la GRB es delta-estrella, los relés de sobrecorriente de tierra asociados al lado de alta tensión, se deben ajustar en 5 In, donde In es la corriente nominal del transformador y además se debe verificar que se satisfaga la siguiente restricción: Unidad de tierra Instantáneo 0.50* I INR
Dónde:
IINR es la corriente inrush del respectivo transformador de potencia, de acuerdo a la referencia [1].
3.7
Sobrecorriente de fase de tiempo inverso (51)
La función de sobrecorriente de fase de tiempo inverso 51 es utilizada para posibilitar el disparo de los circuitos selectivamente y coordinados en el tiempo con los relés de los circuitos aguas arriba y/o abajo.
Las curvas disponibles cubren un rango de 1.5 a 20 veces el pickup (tap). Para corrientes más allá de 20 veces el ajuste de pickup, el tiempo de operación del relé permanece igual que para 20 veces el ajuste de pickup.
La corriente de Pickup de esta función se tomará igual al 125 % de la corriente nominal ONAF del devanado respectivo, de acuerdo con la referencia [6, pág 418].
La selección del dial se hará de forma tal que la curva de protección del transformador este al menos un 20% por debajo de la curva de límite térmico del
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mismo, garantizando selectividad con las protecciones existentes aguas arriba y aguas abajo.
3.7.1 Protección de sobrecorriente de tiempo inverso por medio de fusible
Un fusible es un dispositivo de protección de sobrecorriente; posee un elemento que es directamente calentado por el paso de una sobrecorriente y se funde o destruye cuando ella supera un valor determinado.
Un fusible adecuadamente seleccionado debe abrir el circuito ante una corriente de falla, mediante la destrucción del elemento fusible, eliminar el arco establecido durante la fusión del elemento y mantener las condiciones de circuito abierto con la tensión nominal aplicada en sus terminales
La zona de operación está limitada por dos curvas:
El límite inferior que representa el tiempo mínimo requerido para la fundición del elemento (minimum melting time) y el límite superior (maximum clearing time) que representa el tiempo total que toma el fusible para interrumpir la corriente.
La correcta aplicación de los fusibles requiere del conocimiento de las características del sistema y del equipo a proteger. Para protección de equipos, los factores que deben considerarse son:
Capacidad de sobrecarga y tiempo del equipo Corrientes transitorias como corriente Inrush magnetizante, surgimiento de arcos y corriente Inrush capacitiva
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Importancia relativa de protección del equipo versus continuidad en suministro de servicio.
La siguiente información del sistema de distribución se requiere para seleccionar un fusible:
Tensión y nivel de aislamiento Tipo de sistema Nivel de cortocircuito máximo Corriente de carga
3.7.2 Selección del fusible para transformadores de distribución
La corriente nominal del fusible debe ser igual o mayor que la máxima corriente permanente de carga que el fusible soportará.
La capacidad de cortocircuito simétrica interruptiva del fusible debe ser igual o mayor que la corriente simétrica interruptiva calculada en el punto de ubicación del fusible.
Se presenta a continuación la siguiente tabla para selección de fusibles de transformadores de distribución basada en fusibles EEI-NEMA tipo K o T y fusibles Tipo H. Se supone conexión delta-estrella para los transformadores trifásicos con lado delta a 13.2 kV.
La tabla en mención, es sugerida por un reconocido
fabricante de fusibles y es evidente en la tabla que el fusible sugerido no pretende proteger contra sobrecargas, sino contra cortocircuitos.
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Tabla 3.1 Tipo de fusible primario sugerido para transformadores de distribución
3.8
Tamaño del
Amperios
Transformador (kVA)
Nominales
9
0.394
1H
15
0.656
1H
30
1.312
2H
45
1.97
3H
75
3.28
5H
112.5
4.92
8K-T
150
6.5
10K-T
225
9.84
20K-T
300
13.12
20K-T
500
21.8
30K-T
750
32.8
50K-T
1000
43.7
60K-T
1500
65.6
100K-T
Fusible
Sobrecorriente residual de tiempo inverso (51G)
La protección de sobre corriente residual de tiempo inverso proporciona protección contra fallas a tierra. Puesto que la sobre corriente residual típica es generalmente mucho menor que la corriente de fase, esta función puede ser ajustada con mayor sensibilidad que la protección de sobre corriente de fase.
El pickup (tap) de los relés de tierra asociados a los transformadores de potencia se ajusta con base en la corriente ONAF del transformador de potencia, de la siguiente forma:
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Transformadores con capacidad ONAF menor o igual a 1 MVA. En el menor valor entre el 10 % de la corriente de falla a tierra y el 30% de la corriente nominal. Transformadores con capacidad ONAF mayor de 1 y menor o igual a 3 MVA. En el menor valor entre el 10 % de la corriente de falla a tierra y el 20% de la corriente nominal. Transformadores con capacidad ONAF mayor de 3 MVA. En el menor valor entre el 10% de la corriente de falla a tierra y el 15% de la corriente nominal.
Para los relés de tierra asociados al lado de baja del transformador las funciones de sobrecorriente de tierra y neutro se ajustarán en el mismo valor (en el caso que se disponga de mediciones de tierra por residual y toroide), teniendo en cuenta que para el caso de los relés Multilin la función “Ground” se ajusta cuando se dispone de toroide y la función “Neutral” cuando la medición es residual. El ajuste de dial de tiempo se selecciona de tal manera que se garantice selectividad con las protecciones existentes aguas abajo.
Para los relés ubicados en el lado de alta de los transformadores de potencia con conexión D-Y, el valor del dial se ajusta al mínimo disponible en el relé, debido a que éste no detecta corrientes de secuencia cero, ante fallas en el lado secundario del transformador de potencia, de acuerdo con la referencia [1].
Para el caso de los transformadores del anillo de 34.5 kV, no es necesario ajustar la unidad de sobrecorriente residual con direccionalidad, debido a que los transformadores del anillo son de conexión YNd. Al ocurrir una falla monofásica al 52
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interior de las plantas o en las barras de media tensión de las unidades de generación no existiría aporte de secuencia cero desde el lado de 34.5 kV. En el caso de la ET006 que tiene grupo de conexión YNyn, el aporte del anillo ante una falla en la barra principal de la U2950 es pequeño debido a que el transformador está puesto a tierra a través de una impedancia en el lado de 6.3 kV.
3.9
Sobre / Baja frecuencia (81O/U)
La unidad de baja frecuencia se debe ajustar si el transformador hace parte de las cargas a deslastrar, de acuerdo con el esquema de deslastre de carga por frecuencia de la GRB.
Si no se dispone de la información del esquema de deslastre de carga, se recomienda deshabilitar los disparos e implementar los siguientes ajustes, para alarma:
Sobre frecuencia pickup
: 61 Hz en 0.1 s
Baja frecuencia pickup
: 59 Hz en 0.1 s
Antes de entregar o implementar ajustes, el contratista deberá consultar e incluir dentro de sus cálculos, los puntos de deslastre que usa ECOPETROL GRB.
3.10
Diferencial de fase (87)
Generalmente esta unidad posee las siguientes funciones:
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3.10.1 Diferencial de fase sin restricción de sobre corriente (87H) La función diferencial de fase sin restricción de sobre corriente se utiliza para detectar fallas internas en el devanado del transformador con altas corrientes.
A diferencia de la función 87T, la función 87H no se bloquea por restricción de armónicos. El valor de operación para esta función se selecciona por encima de:
El primer pico del peor caso para la corriente de Inrush. Esto previene la mala operación de la función debido a las corrientes de magnetización Inrush durante suicheos del transformador.
La máxima contribución de corriente para falla en el devanado de baja tensión.
En el caso que no se disponga de información se recomienda utilizar un ajuste de 10 veces la corriente nominal.
3.10.2 Diferencial de fase de sobre corriente restringida (87T) La función diferencial de fase de porcentaje con características de pendiente doblemente ajustable proporciona protección contra todas las fallas internas en los devanados del transformador. Esta función ofrece protección diferencial sensitiva a corrientes de falla bajas y tolera desigualdades grandes de corrientes en fallas severas externas. El ajuste de pickup mínimo se debe ajustar para evitar la operación de la función 87T debido a la corriente de excitación del transformador.
Pendiente 1 El ajuste de la Pendiente 1 se debe realizar considerando posibles errores por:
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1. Operaciones del cambiador de derivaciones en el transformador de potencia. (peor caso ± 10%).
2. Desigualdades del TC debido a errores de relación. Los errores pueden ser tan altos como ± 10%.
Un ajuste típico para la pendiente 1 es 30%.
Pendiente 2 La saturación de los TC puede ocurrir para fallas fuertes fuera de la zona diferencial, factores tales como magnetismo residual en el núcleo del TC, diferentes características de TC, diferentes cargas en TC pueden contribuir a grandes corrientes diferenciales durante esta condición.
La Pendiente 2 debe ser mayor que la pendiente 1. Esto proporciona seguridad contra la mala operación durante las corrientes de falla externas altas.
El ajuste de la Pendiente 2 se recomienda seleccionarlo en el doble del ajuste de la pendiente 1. Teniendo en cuenta la recomendación anterior, la Pendiente 2 debe ajustarse en 60% (2 x 30%). El codo o punto de transición entre las pendientes 1 y 2 se calcula en términos de la corriente de restricción y su ajuste se determina por encima de la máxima corriente de operación del transformador (entre la máxima corriente nominal del transformador en etapa forzada y el máximo nivel de sobrecarga de emergencia); Se recomienda ajustar el codo o cambio de pendiente en 2 veces la corriente nominal.
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3.10.3 Restricción de los armónicos pares Las corrientes de magnetización Inrush de los transformadores contienen una cantidad significativa de corrientes de segundo y cuarto armónico. El Inrush puede causar disparos indeseables y retardar la puesta en servicio del transformador. La restricción de armónicos pares lo mantiene en operación durante una condición de magnetización Inrush. La corriente Inrush de magnetización se distingue de la corriente de falla por sus componentes armónicas.
La cantidad de armónicos presentes en las corrientes Inrush del transformador dependen de las características de magnetización del núcleo del transformador y del magnetismo residual presente en el núcleo. Un ajuste en el rango de 10% a 15% puede proporcionar seguridad contra mala operación durante condiciones de magnetización. Los transformadores modernos tienden a tener pérdidas en el núcleo, bajas y características de magnetización muy escalonadas. Cuando el relé es aplicado a este tipo de transformadores, el ajuste de los armónicos pares debe ser alrededor del 10% (en algunos casos el ajuste puede ser menor del 10%).
Los diseños de transformadores viejos tienden a tener mayores cantidades de armónicos pares por lo que un ajuste de 15 % o mayor puede proporcionar seguridad contra mala operación durante las condiciones de magnetización Inrush. El ajuste de restricción por armónicos debe ser un valor lo suficientemente bajo para proporcionar seguridad contra la mala operación durante la corriente de magnetización Inrush del transformador y no debe ser menor que la cantidad de armónicos pares generados durante condiciones de fallas externas con saturación de TC tal que no comprometan la confiabilidad para la detección de fallas internas fuertes, de acuerdo con la referencia [11].
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3.10.4 Restricción de quinto armónico La sobre excitación del transformador produce una gran cantidad de corriente de excitación, la cual aparece como una corriente diferencial a la función 87T.
La condición de sobre excitación es detectada por la presencia de componente de quinto armónico como un porcentaje de la componente fundamental de la corriente diferencial arriba del valor ajustado.
La cantidad de quinto armónico depende de la característica de magnetización del núcleo del transformador.
Se recomienda utilizar un ajuste del 30% para discriminar la sobre excitación de otras condiciones, de acuerdo con la referencia [11].
Esta unidad se recomienda aplicar en transformadores con potencias superiores a 5 MVA.
En el Anexo 6, se presenta una plantilla con los ajustes típicos de protección asociados a los relés Multilin SR745 y en la Tabla 3.2 se resumen los criterios típicos para el ajuste de las diferentes protecciones asociadas a transformadores.
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Tabla 3.2 Ajustes típicos para las funciones de protección de transformadores Código ANSI
Función
Ajustes típicos
24
Sobre excitación
120 % Un en 12 segundos y 110% de Un en 120 segundos (alarmas)
27
Bajo Voltaje
80 % Un en 1 segundo (alarma)
59
Sobre Voltaje
120 % Un en 1 segundo (alarma) Pickup = 20 % In, curva = definite time, t = 1 segundo (alarma)
Para transformadores con grupo de Conexión DY se habilita disparo en el lado conexionado en delta como:
Pickup = 40% I2 ó Pickup =300% I2m
46
Dónde:
Sobrecorriente de
I2: Menor valor de corriente de secuencia negativa para fallas
Secuencia Negativa
monofásicas, bifásicas y bifásicas a tierra aguas abajo. I2m: Máximo valor de corriente de secuencia negativa obtenida de registros o mediciones.
Dial: Se debe garantizar decalaje mínimo de 400ms con respecto a la protección de sobrecorriente de tierra del transformador ubicada aguas abajo y con la protección de sobrecorriente de fase ubicada en el alimentador o carga (Para fallas bifasicas).
Instantáneo: Anulado o deshabilitado.
Lado de alta: Pickup = 1.5 * Icc aporte verificando que Pickup ≥ Iinrush Lado de baja: Pickup = 1.5 * Icc aporte ó Pickup = 1.5 * I mayor inst a.a, Icc aporte = Aporte de corriente al cortocircuito en la subestación aguas abajo. 50
Instantáneo de fase
I mayor inst a.a = ajuste de mayor instantáneo ubicado aguas abajo (aplica para plantas).
Para el lado de baja esta unidad se temporiza en mínimo 200 ms. En caso que no se pueda temporizar se deshabilita. Para interruptores de baja tensión se deshabilita o en su defecto se lleva al valor máximo.
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Lado de alta : Pickup = 5 In Lado de baja: Pickup = 1.5 * Icc aporte
Icc aporte = Aporte de corriente al cortocircuito en la subestación 50G
Instantáneo de tierra
aguas abajo. Para el lado de baja esta unidad se temporiza en mínimo 200 ms. En caso que no se pueda temporizar se deshabilita. Para interruptores de baja tensión se deshabilita o en su defecto se lleva al valor máximo Pickup = 125 % de In ONAF
51
Sobrecorriente temporizado de fase
La selección del dial se hará de forma tal que la curva de protección del transformador este al menos un 20 % por debajo de la curva de soporte del mismo, garantizando selectividad con las protecciones existentes aguas arriba y aguas abajo. Pickup = Mínimo (10 % I de corto circuito monofásica, x % de In) x = 30 para Sn < 1 MVA x = 20 para 1 MVA < Sn < 3 MVA x = 15 para Sn > 3 MVA Para los relés de tierra asociados al lado de baja del transformador las funciones de sobrecorriente de tierra y neutro se ajustarán en el
51G
Sobrecorriente temporizado de tierra
mismo valor, teniendo en cuenta que para el caso de los relés Multilin la función “Ground” se ajusta cuando se dispone de toroide y la función “Neutral” cuando la medición es residual. El ajuste de dial de tiempo se selecciona de tal manera que se garantice selectividad con las protecciones existentes aguas abajo.
Para los relés ubicados en el lado de alta de los transformadores de potencia con conexión D-Y, se ajusta al mínimo valor disponible en el relé, debido a que éste no detecta corrientes de secuencia cero. Aplica para transformadores con capacidad superior a 5.0 MVA Diferencial sin restricción de corriente (87H): Ajuste = 10 In 87
Diferencial
Diferencial con restricción de corriente (87T): Id = 30 % de In, m1 = 30 %, m2 = 60 %, kneepoint = 2 Restricción de armónicos pares: 15 % de la fundamental Restricción de quinto armónico: 30 % de la fundamental
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4.
PROTECCIÓN DE GENERADORES
En este numeral se presentan los criterios considerados para el cálculo de los ajustes de las funciones de protección asociadas a los generadores de la GRB.
En la siguiente figura se presenta el esquema estándar de protección para generadores, utilizado en la GRB:
Figura 4.1 Esquema de Protección Para Generadores 60
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En el Anexo 7 se relaciona la información requerida para realizar el ajuste de las protecciones de generadores.
En cuanto a la curva de daño para generadores, en el Anexo 8 se presenta las recomendaciones dadas en la norma ANSI/IEEE C50.13.
A continuación se presentan los criterios de coordinación para las funciones de protección aplicables a generadores:
4.1
Voltios / Hertz (24)
Esta función proporciona protección contra sobre excitación para el generador y los transformadores conectados. Esta función incorpora una curva de tiempo inverso la cual se puede utilizar para realizar la protección de sobre excitación, garantizando que su característica de operación quede por debajo de la curva de capacidad (Volts / Hertz) del generador y del transformador elevador asociado. Cuando se excede la curva de capacidad, ocurre saturación del núcleo magnético del
generador
y/o
del
transformador,
causando
sobrecalentamiento
y
eventualmente el vencimiento del aislamiento. De acuerdo con la referencia [12, pág 64]
Si no se posee información, esta función se puede ajustar como alarma en los siguientes valores:
120% de Un en 6 s y 110% de Un 60 s.
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4.2
Chequeo de sincronismo (25)
Esta función se utiliza para permitir el cierre de un interruptor entre dos fuentes de generación.
El cierre del interruptor se permitirá cuando ambas fuentes de generación posean señales de tensión similares (en magnitud, frecuencia y ángulo).
De acuerdo con las referencias [6, pág 144] y [9, pág 246], para el ajuste de esta función se tomarán los siguientes valores:
Ángulo 15º
Deslizamiento (0.5 Hz/segundo)
Diferencia de magnitud entre ambas señales de tensión 0.1 p.u.
4.3
Mínima tensión (27)
El regulador automático de voltaje normalmente mantiene el voltaje dentro de los límites permisibles de operación en régimen permanente. Por lo tanto una disminución sostenida de la tensión, puede indicar una condición de sobrecarga severa o la pérdida de una unidad de generación.
Esta función se utiliza para dar alarma cuando la tensión caiga por debajo de 80% de la tensión nominal del generador por más de un segundo.
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4.4
Potencia Inversa (32)
Este relé se utiliza para proteger al primo-motor más que al propio generador. Este detecta el flujo inverso de energía activa (kW) que puede ocurrir cuando por cualquier razón se pierde la energía de entrada al primo-motor sin disparar el interruptor del generador. Bajo tales condiciones el generador se comportará como un motor, tomando energía del sistema.
La magnitud de la potencia de motorización varía considerablemente dependiendo del tipo de primo-motor, como se indica en la Tabla 4.1, de la referencia [6].
Tabla 4.1 Potencia mínima para motorización de las unidades de generación Turbina Tipo
Pn necesaria para motorización
Vapor
3 % de Pn
Agua
0.2 % de Pn
Gas
50 % de Pn
Diesel
25 % de Pn
Por lo tanto el relé de potencia inversa debe tener suficiente sensibilidad de manera tal que la potencia de motorización sea 5 a 10 veces el ajuste mínimo del relé. Una temporización típica, es de 10 a 15 segundos para evitar falsos disparos durante los transitorios normales del sistema eléctrico, de acuerdo con la referencia [6, pág 457].
4.5
Pérdida de campo (40)
Este relé se utiliza para proteger el generador contra la reducción o la pérdida de excitación.
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En un generador en condiciones normales de operación la corriente retrasa a la tensión. Si la excitación se reduce o se pierde, el fasor de corriente adelantará al fasor de tensión. En esta área el generador reduce su límite de estabilidad y se puede producir pérdida de estabilidad del generador.
Los ajustes de los elementos mho offset deben ser tales que el relé detecte la condición de pérdida de campo para cualquier carga y que no opere mal durante oscilaciones de potencia y condiciones de falla.
Los dos elementos mho offset son ajustados con un offset de Xd´/2, Dónde: Xd´ es la reactancia transitoria de eje directo del generador.
El diámetro del círculo pequeño es ajustado a Xd´, sobre la base de la máquina. Este elemento mho detecta la pérdida de campo desde plena carga y hasta cerca del 30% de la carga. Un pequeño retardo de tiempo (0.5 segundos) proporciona protección rápida.
El diámetro del círculo grande se ajusta igual a Xd,
Dónde: Xd es la reactancia síncrona de eje directo de la máquina.
Este elemento mho puede detectar una condición de pérdida de campo desde muy baja carga y hasta plena carga. Un retardo de tiempo de 30 a 60 ciclos debe ser usado para prevenir una posible operación incorrecta ante oscilaciones estables, de acuerdo con la referencia [12, pág 35].
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4.6
Secuencia negativa (46)
La secuencia negativa en un generador cruza el entrehierro y aparece en el rotor como una corriente de frecuencia doble, la cual tiende a fluir en la superficie de la estructura del rotor lo que puede ocasionar sobre calentamiento del generador.
Este relé protege a los generadores contra corrientes de secuencia negativa ocasionadas por desbalance debido generalmente a las cargas. En general este relé opera sensando la corriente de secuencia negativa y está calibrado en términos de la energía I2t producida por esta corriente Este relé se debe ajustar por debajo de la característica I2t del generador, suministrada por el fabricante. En ANSI C50.13, se presentan valores típicos para este ajuste.
4.7
Sobrecorriente con restricción de voltaje (51V)
Se utiliza como una protección de respaldo tanto del generador como del sistema eléctrico.
Esta unidad consiste de un relé de sobre corriente convencional con un elemento que aplica torque de restricción proporcional al voltaje detectado.
Los ajustes recomendados, de acuerdo con la referencia [6, pág 448] son:
Pickup: 1.5 * In y el ajuste de dial de tiempo se selecciona de tal manera que se garantice selectividad con las protecciones asociadas a los circuitos alimentados desde el barraje del generador.
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El retardo recomendado es: t1 = 50 segundos en 1.2 pickup y t2 = 11 segundos en 2 pickup, sin embargo, este ajuste de tiempo debe ser revisado para cada caso en particular.
4.8
Sobrecorriente de tierra (51G)
Se utiliza como una protección de respaldo tanto del generador como del sistema eléctrico. Por lo tanto se debe ajustar de manera de garantizar selectividad con las protecciones adyacentes, además no debe operar para las corrientes de desbalance que se puedan presentar en condiciones normales de operación.
La corriente de arranque será el mayor valor entre el 120% del máximo nivel de corriente de desbalance detectado en condiciones normales de operación y el 10% de la corriente de aporte a un cortocircuito monofásico en la barra a la cual está conectado el generador.
El retardo recomendado es: t = 1 segundo en 20 veces el pickup, sin embargo, este ajuste de tiempo debe ser revisado para cada caso en particular.
4.9
Energización Inadvertida (50/27)
La función de protección de energización inadvertida del relé es una función de sobrecorriente supervisada por el voltaje de barras en terminales del generador.
El ajuste típico del pickup es 0.5 Amp, de acuerdo con la referencia [11]. No se requiere coordinación con otra protección puesto que esta función opera únicamente cuando el generador está fuera de línea.
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El propósito del detector de bajo voltaje es determinar si la unidad está conectada al sistema. El nivel de voltaje durante esta energización accidental depende de la robustez del sistema, el ajuste típico es de 50%–70% del voltaje nominal.
4.10
Máxima tensión (59)
Esta función se ajusta para dar alarma cuando la tensión este por encima de 120% de la tensión nominal del generador por más de un (1) segundo.
4.11
Sobre voltaje de neutro (59N)
Con típicas relaciones de transformador de distribución y ajuste mínimo de 5 Volts, esta protección es capaz de detectar fallas a tierra en cerca del 95% del devanado del estator visto desde sus terminales de salida, de acuerdo con la referencia [12, pág 28].
Una temporización de 2 segundos se considera suficiente para evitar pérdida de selectividad, ante fallas en otras zonas de protección, de acuerdo con la referencia [11]
4.12
Frecuencia (81)
Esta función se ajusta para dar alarma en los siguientes valores:
Sobre frecuencia
: 62.0 HZ, por más de un (1) segundo
Baja frecuencia
: 59.4 HZ, por más de un (1) segundo
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4.13
Diferencial (87)
El relé diferencial detecta rápidamente fallas internas en el generador. En relés con característica porcentual, ésta reduce la sensibilidad del relé ante fallas externas. La corriente de arranque de este relé (Id) se selecciona por encima del siguiente valor: Id > (Er + Fs) 10 % In del TC Dónde: Er
: Máximo error del relé, dado por el fabricante.
Fs
: Factor de seguridad (5 % In).
El ajuste de las pendientes del relé (m1 y m2) se selecciona, de tal manera que se garantice que el relé no opere ante fallas fuera de la zona de protección. m1 > (Er + Etc + Fs) 10 % del TC, para la primera pendiente m2 > (Er + Etc + Fs) 20 % del TC, para la segunda pendiente
Dónde: Etc
: Máximo error, en la zona lineal, de los TC’s asociados.
En el Anexo 9, se presenta una plantilla con los ajustes típicos asociados a los relés Multilin SR489 y en la Tabla 4.2 se resumen los criterios típicos para el ajuste de las diferentes protecciones asociadas a motores.
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Tabla 4.2 Ajustes típicos para las funciones de protección de generadores Código ANSI
Ajustes típicos
Función
24
Volts / Hertz
120 % Un en 6 segundos y 110 % de Un en 60 segundos (alarmas)
25
Sincronismo
ө = 15º, s = 0.5 Hertz/segundo, Δv = 0.1 p.u
27
Bajo voltaje
U = 80 % Un, t = 1 segundo (alarma) P = x % Pn, t = 15 segundos x = 0.6 % para turbinas de vapor
32
Potencia Inversa
x = 10 % para turbinas de gas x = 5 % para turbinas diesel Offset = Xd´ / 2
40
Pérdida de campo
Etapa 1: Xd´, t = 0.5 segundos Etapa 2: Xd, t = 1.0 segundos
46
Secuencia negativa
51 V
Sobrecorriente con Restricción de Voltaje
2
I t = 10, I2mín = 10 % de In Pickup = 1.5 In, t1 = 50 segundos en 1.2 pickup y t2 = 11 segundos en 2 pickup Este ajuste de tiempo debe ser revisado para cada caso en particular. Pickup = Máximo (10 % I0cc, 120 % Iorp) I0cc : Máxima contribución de corriente de secuencia cero, para falla en
51G
Sobrecorriente de tierra
sus bornes. Iorp : Máxima corriente de secuencia cero, detectada en régimen permanente. t = 1 segundo en 20 veces el pickup Este ajuste de tiempo debe ser revisado para cada caso en particular.
Energización inadvertida
I = 0.5 A, U = 50 % Un
50/27
59
Máxima tensión
U = 120 % Un, t = 1 segundo (alarma)
59 N
Máxima tensión de neutro
5 V, t = 2 segundos
81
Frecuencia
87
Diferencial
El rango permisible para esta función es 50 % – 70 % Un
Sobre frecuencia = 62 Hz, t = 1 segundo (Alarma) Baja frecuencia
= 59.4 Hz, t = 1 segundo (Alarma)
Id = 10 % In (pickup), m1 = 10 % (pendiente 1), m2 = 20 % (pendiente 2)
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5.
PROTECCIÓN DE CIRCUITOS
En este capítulo se presentan los criterios y recomendaciones para ajustar los dispositivos de protección asociados a los circuitos aéreos y subterráneos asociados a motores de la GRB.
En la siguiente figura se presenta el esquema estándar de protección para circuitos, utilizado en la GRB:
Figura 5.1 Esquema de Protección Para Circuitos 70
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En el Anexo 10 se relaciona la información requerida para realizar el ajuste de las protecciones de circuitos.
En cuanto a la curva de daño para conductores, en el Anexo 11 se presenta las curvas de daño suministradas por un fabricante. En general se deben seguir las pautas indicadas por las normas ANSI e IEC. El software NEPLAN, calcula estas curvas de límite térmico en forma automática.
A continuación se presentan los criterios de coordinación para las funciones de protección aplicables a circuitos:
5.1
Chequeo de sincronismo (25)
De acuerdo con las referencia [6, pág 144] y [9, pág 246], para el ajuste de esta función se tomarán los siguientes valores:
Ángulo 15º
Deslizamiento (0.5 Hz/segundo)
Diferencia de magnitud entre ambas señales de tensión 0.1 p.u.
5.2
Función sobrecorriente de fase (51)
Es la característica de protección contra sobrecorrientes de fase, normalmente tiene dos ajustes, uno en corriente y otro en tiempo. Los criterios recomendados son:
5.2.1 Ajuste de corriente Pickup = 1.25 *ICM
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ICM: Valor mínimo entre la corriente límite del conductor y la corriente nominal del transformador de corriente asociado, considerando un factor de sobre carga de diseño del transformador de corriente de uno (1). En caso que se tenga información sobre este dato, el factor utilizado (1.25) deberá cambiarse por el factor de sobrecarga obtenido.
Es normal que los elementos nunca operen bajo condición de sobrecarga, esto ha motivado a algunas empresas a ajustar con base en corrientes de carga o ajustar el pickup a una (1) vez la corriente nominal del conductor o del equipo protegido. No se recomienda ajustar con esta práctica ya que ha mostrado ser ineficiente debido a que cuando ocurren aumentos de carga es necesario reajustar los equipos de protección.
El objetivo de lo anteriormente expuesto no es permitir sobrecargas temporales, es evitar que sobrecargas de corta duración comiencen a dar arranque a los relés o incluso se lleguen a producir disparos indeseados. Este control entre la corriente nominal y 1.25 veces debe ser realizado por operadores o alarmas en centros de control.
En caso de ser estrictamente necesario, dada la naturaleza del proceso o del equipo protegido, el valor mínimo de ajuste del pickup, será de una (1) vez la corriente nominal.
5.2.2 Ajuste de tiempo El dial de tiempo en los relés de sobrecorriente de fase constituye una temporización intencional de la operación inversa del relé. El ajuste de tiempo de
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retardo (Delay) se debe seleccionar de manera tal, que se garantice la selectividad con las protecciones existentes aguas abajo.
Para la selección del dial de tiempo de los relés de sobre corriente asociados a los circuitos de media tensión se toma la condición más crítica de operación, en la cual se considera por fuera una unidad de generación en el barraje principal del cual se alimenta el circuito asociado al relé y todas las unidades de generación, de las restantes plantas de generación, en servicio.
Se recomienda un valor entre 200 y 300 ms, típicamente se usará un tiempo de 300 ms pero pueden utilizarse tiempos menores (150 ms) en caso que no haya perdida de servicio o cuando el relé opere interruptores de enlace de barras. En caso que así se requiera, se recomienda hacer una evaluación del último estudio de estabilidad con el fin de afinar este criterio.
Así mismo, se recomienda dejar mínimo un 20% entre la curva del equipo de protección (relé, fusible, interruptor, etc) y el límite térmico del conductor de acuerdo a le referencia [6]: “9.4.3.3 TCCs of protective devices A protective device provides maximum protection if its TCCs are suitably below (i.e., 20% in time) the TCCs of the cable short-circuit current versus the time curves shown in Figure 9-2 and Figure 9-3”
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5.3
Sobrecorriente de tierra (51N/G)
Es la característica de protección contra sobre corrientes de tierra. Normalmente tiene dos ajustes, uno en corriente y otro en tiempo. Los criterios recomendados son:
5.3.1 Ajuste de corriente El ajuste debe estar por encima de la máxima corriente de desbalance de secuencia cero que se puede presentar en condiciones normales de operación.
Así, el pickup (tap) se recomienda ajustar al menor valor entre el 10% de la corriente de falla a tierra y el 10% de la corriente nominal del circuito. Sin embargo, es factible que este ajuste pueda tomar mayores valores para garantizar selectividad con las protecciones existentes aguas abajo.
Para el caso de los relés multilin, donde se disponga de toroide para la medición de la corriente 3I0, la medición por conexión residual se utilizará para ajustar la función de sobrecorriente de neutro como respaldo en el mismo valor, es decir que se ajustarán las funciones “Ground” y “Neutral” en el mismo valor.
Para las unidades de sobrecorriente de tierra instaladas en acoples de barras puede presentarse el caso en que el ajuste de esta unidad quede menos sensible al ajuste de la unidad de tierra asociada al alimentador o incoming. Lo anterior se presenta ya que la protección asociada al alimentador posee toroide para medición de la corriente 3I0, mientras que la medición de ésta corriente para la protección del acople de barras se realiza a través de conexión residual, provocando algunas veces que este ajuste quede fuera de rango, lo cual conlleva a que se presente pérdida de selectividad para fallas a tierra aguas abajo.
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En los casos donde esto se presente, no se recomienda modificar el criterio de ajuste ya que técnicamente no es factible ni correcto insensibilizar el ajuste de esta protección. Se recomienda instalar un toroide para realizar la medición de la corriente 3I0 asociada a la función de sobrecorriente de tierra del acople de barras.
5.3.2 Ajuste de tiempo El dial de tiempo en los relés de sobre corriente de fase constituye una temporización intencional de la operación inversa del relé. El ajuste de tiempo de retardo (Delay) se debe seleccionar de tal manera que se garantice selectividad con las protecciones existentes aguas abajo.
Para la selección del dial de tiempo de los relés de sobre corriente asociados a los circuitos de media tensión se toma la condición más crítica de operación, en la cual se considera en servicio solamente una unidad de generación en el barraje principal del cual se alimenta el circuito asociado al relé y todas las unidades de generación, de las restantes plantas de generación, en servicio.
Se recomienda un valor entre 200 y 300 ms, típicamente se usará un tiempo de 300 ms pero pueden utilizarse tiempos menores (150 ms) en caso que no haya perdida de servicio.
5.4
Instantáneo de fase (50)
Las unidades instantáneas son particularmente importantes sobre todo cuando las impedancias de los elementos a proteger son grandes, en comparación con las impedancias de las fuentes. Las unidades instantáneas ofrecen dos ventajas fundamentales:
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Reducen el tiempo de operación de los relés para fallas severas en el sistema.
Evitan la pérdida de selectividad en un sistema de protección constituido por relés de características diferentes; esto se logra ajustando los instantáneos para que operen antes de que las características se crucen.
Para la selección del ajuste de corriente de la unidad instantánea de los relés de sobre corriente asociados a los circuitos de media tensión se toma la condición más crítica de operación, en la cual se consideran en servicio todas las unidades de generación. Para su ajuste se debe considerar la corriente simétrica de primer ciclo. El Pickup (en el caso de los circuitos aéreos) debe ser superior a la máxima corriente transitoria que puede fluir por el circuito (por energización de transformadores o arranque de motores).
Para los circuitos aislados se considera adicionalmente la siguiente restricción:
El ajuste de las unidad instantánea de fase se realiza tomando el 150 % del valor de corriente (de fase) detectada para el máximo nivel de falla trifásica, que existe en la subestación siguiente. Este criterio también aplica para las salidas de alimentadores a plantas o feeders.
Para el caso de las protecciones asociadas a las llegadas de alimentadores a plantas o incomings, esta unidad se puede ajustar por encima (50%) del mayor instantáneo ubicado aguas abajo, siempre y cuando se garantice el arranque del mayor motor instalado en dicho barraje (en caso que exista); se debe temporizar
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como mínimo en 200 ms. En caso que no se pueda ajustar con el criterio anterior, se deberá anular para garantizar selectividad con las protecciones aguas abajo.
En general, estas unidades (tiempo definido) se deben ajustar para operaciones instantáneas. En el caso en que deban ser ajustadas en valores mayores a 350 ms en barras de generación o de 1 s en circuitos de carga, se recomienda realizar corridas de estabilidad de comprobación.
5.5
Instantáneo de tierra (50N/G)
El Pickup (en el caso de los circuitos aéreos) debe ser superior al 50 % de la máxima corriente transitoria que puede fluir por el circuito (por energización de transformadores o arranque de motores). Para los circuitos aislados se considera adicionalmente la siguiente restricción:
El ajuste de la unidad instantánea de tierra se realiza tomando el 150 % del valor de corriente (de secuencia cero – 3Io) detectada para el máximo nivel de falla monofásica, que existe en la subestación siguiente.
Para el caso de las unidades instantáneas de tierra asociadas a los alimentadores de las plantas (feeders e incoming), aplicaría el mismo criterio recomendado para las unidades de fase.
5.6
Unidad direccional (67)
Los relés direccionales de sobrecorriente, son en esencia relés de sobrecorriente a los que se les asocia una unidad direccional para que actúen sólo si la falla ocurre al frente de su sitio de ubicación y nunca detrás. De esta manera se
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garantiza que haya coordinación en casos donde la corriente de falla que puede circular en los dos sentidos es del mismo orden de magnitud.
Típicamente se aplican en sistemas en anillo o con varias fuentes de alimentación de manera tal que ellos operen únicamente para corrientes de falla en una dirección determinada.
Los criterios utilizados para el ajuste de pickup e instantáneo, son similares a los presentados en los párrafos anteriores. Sin embargo el cálculo riguroso del ajuste del dial de tiempo, es una tarea más laboriosa en los sistemas en anillo que en los sistemas radiales, de acuerdo a la referencia [14].
El dial de tiempo de los relés direccionales de sobrecorriente asociados al anillo de 34.5 kV, se selecciona para garantizar selectividad con el relé asociado al lado de alta tensión de los transformadores de potencia de relación 34.5 / 13.8 kV, 34.5 / 6.3 kV y 34.5 / 2.4 kV y con los alimentadores radiales a 34.5 kV.
Lo anterior significa que en un sistema como el de la Figura 5.2 los relés direccionales R1 y R2, deben coordinar selectivamente con los relés R3 y R4.
Figura 5.2 Coordinación de relés del anillo y relés asociados a circuitos radiales
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Posteriormente el ajuste de dial de tiempo se modifica, de ser necesario, para garantizar selectividad con el resto de los equipos de protección asociados al anillo.
Para la selección del ajuste del dial de tiempo de estos relés, se considera la corriente que detectan los relés tanto para la configuración original del sistema, como para la nueva configuración que toma el sistema después de la operación del primer relé principal.
Así a modo de ejemplo para el sistema mostrado en la Figura 5.3 se tiene que al ocurrir una falla en la línea L1, cercana a la barra (1), la corriente que detectan los relés y sus tiempos de operación para la configuración original del sistema, serán los indicados en la Tabla 5.1. Tabla 5.1 Corriente y tiempo de operación de los relés en configuración original
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Si ante la falla indicada el primer relé en operar es R11, el resto de los relés no alcanzarán a cerrar sus contactos, pero su contacto móvil se aproximará al contacto fijo. Además éstos últimos detectarán nuevas corrientes, asociadas a la nueva configuración, tal como se indica en la Figura 5.4.
En la Tabla 5.2 se presenta la corriente detectada por los relés para la nueva configuración, así como su tiempo de operación, considerando que el contacto móvil parte desde su posición inicial.
Sin embargo como se mencionó anteriormente, los relés al detectar la corriente asociada
a
su
configuración
original
aproximarán
su
contacto
móvil
(electromecánicos) o su tiempo (numéricos) hacia su contacto fijo, por lo tanto el tiempo real de operación de los relés, considerando la configuración original y la nueva configuración del sistema después de operar el relé R11, será el indicado a continuación.
Figura 5.3 Corrientes detectadas por los relés para la configuración original
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Figura 5.4 Corrientes detectadas por los relés para la nueva configuración
Tabla 5.2 Corriente y tiempo de operación considerando la nueva configuración
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5.7
Secuencia negativa (46)
En el caso en que se disponga de relés cuyo ajuste de secuencia negativa sea en función de la secuencia positiva, esta función se ajusta para dar alarma cuando el desbalance de secuencia negativa I2/I1*100 sea superior al 15% durante más de un (1) segundo.
La función de disparo se recomienda deshabilitarla de acuerdo a exigencias operativas de ECOPETROL GRB, en caso de ser viable el ajuste de disparo instantáneo por secuencia negativa sería de 30% I2/I1*100 con un tiempo de dos (2) segundos.
Para el caso de relés Multilin y/o reconectadores ubicados en circuitos aéreos de distribución, el objetivo de ajustarla con disparo (y no alarma) es lograr disminuir tiempos de operación, ante fallas de alta impedancia, en la cual la protección de secuencia cero tenga tiempos altos. Asimismo garantizar un tiempo mínimo, de tal forma que se minimice el peligro para las personas. Este tiempo mínimo se ha ajustado para el primer relé en función de una vez la corriente nominal del conductor, y se ha seleccionado un tiempo de cinco (5) segundos. Se ajustará esta función de la siguiente forma:
Tipo de curva: IEC normalmente inversa
Pickup = 10% In, donde In es la corriente nominal del conductor, procurando que como mínimo sea el 50% de la corriente de carga en demanda mínima.
Dial: La selección de dial se hace de tal forma que se garantice un tiempo de retardo o decalaje de mínimo 500 ms entre cada protección de sobrecorriente de secuencia negativa como se describe a continuación, garantizando un tiempo 82
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mínimo de respuesta de 5 segundos para una vez la corriente nominal del conductor:
Se inicia ajustando el dial del relé o reconectador ubicado en el extremo final (cola del circuito), de tal forma que opere a un (1) segundo para la máxima corriente de secuencia negativa que aparece ante fallas desbalanceadas (Monofásica, Bifásica y Bifásica a Tierra).
Se repite el procedimiento con los reconectadores o relés hasta llegar a la cabecera del circuito realizando fallas desbalanceadas en los nodos de cada relé con el fin de obtener la máxima corriente de secuencia negativa.
Finalmente una vez se tengan los valores de secuencia negativa para cada relé o reconectador, se procede a seleccionar el dial de cada curva garantizando 500 ms entre cada relé o reconectador (teniendo en cuenta que el tiempo de operación de cada equipo se evalúa con la máxima corriente de secuencia negativa obtenida anteriormente).
Instantáneo: Deshabilitado.
5.8
Bajo / sobre voltaje (27/59)
A continuación se presentan las recomendaciones para estas funciones:
5.8.1 Bajo voltaje (27) Este dispositivo de protección mandará alarma cuando la tensión disminuya por debajo de 80% de la tensión nominal del circuito por más de un (1) segundo.
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5.8.2 Sobre voltaje (59) El dispositivo de protección mandará alarma para una sobre tensión superior al 120 % de la tensión nominal durante tres segundos.
5.9
Frecuencia (81)
La unidad de baja frecuencia se debe ajustar si la carga del circuito hace parte de las cargas a deslastrar, de acuerdo con el esquema de deslastre de carga por frecuencia de la GRB.
Si no se dispone de la información del esquema de deslastre de carga, se recomienda deshabilitar los disparos e implementar los siguientes ajustes, para alarma:
Sobre frecuencia pickup
: 60.5 Hz en un (1) segundo
Baja frecuencia pickup
: 59.5 Hz en un (1) segundo
Antes de entregar o implementar ajustes, el contratista deberá consultar e incluir dentro de sus cálculos, los puntos de deslastre que usa ECOPETROL GRB.
A continuación se enumeran los grados establecidos por ECOPETROL GRB para el deslastre de carga, por frecuencia:
A partir de lo establecido por ECOPETROL GRB, la función de frecuencia, se establece como grados de deslastre como se describe a continuación:
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Tabla 5.3 Grados de deslastre por frecuencia GRADO
GRUPO
UNDERFRECUENCY 1
UNDERFRECUENCY 2
DESLASTRE
RELÉ
DISPARO
ALARMA
Grado 0
Grupo 1
OFF
59.5 Hz, 1.0 seg
59.2 Hz, 0.1 seg Grado 1
Grupo 2
(industrial) 59.5 Hz, 0.1 seg
59.5 Hz, 1.0 seg
(residencial) Grado 2
Grupo 3
58.8 Hz, 0.1 seg
59.5 Hz, 1.0 seg
Grado 3
Grupo 4
58.2 Hz, 0.1 seg
59.5 Hz, 1.0 seg
El umbral de corriente mínima para esta función se considera como 15% del valor de la corriente de carga y el umbral de voltaje mínimo como 35% del voltaje nominal del sistema.
La coordinación de control y distribución de potencia podrá establecer algunos pasos especiales o transitorios si la estabilidad del sistema lo requiere.
Para el esquema de deslastre de carga de ECOPETROL GRB en la subestación ECP-01, es factible programar una etapa cero por frecuencia, para cuando se está operando el sistema eléctrico interconectado con el sistema de transmisión nacional (STN), como se describe a continuación:
Si se está exportando potencia: 59.7 Hz, 59 mseg para disparo.
Cuando se está importando potencia: se recomienda analizar el caso puntualmente (realizando simulaciones de estabilidad transitoria) ya que se requiere de un sistema inteligente de deslastre de carga basado en la magnitud de
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potencia que se importa, el cual debe retirar carga en el mismo instante en que se abra el enlace con el STN.
5.10
Diferencial (87)
La protección diferencial de línea se basa en comparaciones de corriente. Parte del hecho que la sección de un línea L siempre lleva la misma (aproximadamente) corriente i en ambos extremos cuando opera normalmente. Esta corriente fluye hacia un lado de la zona en consideración y sale de nuevo por el otro lado. Una diferencia en las lecturas de corriente es una clara indicación de una falla dentro de esta sección de línea. Si la relación de transformación actual es la misma, los devanados secundarios de los transformadores de corriente CT1 y CT2 en los extremos de la línea pueden conectarse de forma tal que formen un circuito cerrado por donde fluye una corriente secundaria I; Un elemento de medición el cual está conectado en el punto de balance eléctrico (la mitad de la sección de la línea) marca corriente cero cuando la línea opera en condiciones normalmente óptimas.
Cuando ocurre una falla en la zona limitada por los transformadores, una corriente I1+I2 la cual es proporcional a las corrientes de falla i1+i2 que fluyen en ambos sentidos, alimenta el medidor. Como resultado, el simple circuito que se muestra en la figura 5.5 asegura un disparo seguro de la protección si la corriente de falla que fluye a través de la zona protegida durante un cortocircuito es lo suficientemente grande para que el elemento de medición responda.
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Figura 5.5 Principio básico de la protección diferencial de línea De acuerdo a lo expuesto anteriormente, la protección diferencial de línea funciona calculando la diferencia de las corrientes que entran y salen de la zona protegida. Para ello se debe tomar en cuenta que existen diferencias que no son imputables a una falla. Estas corrientes diferenciales que corresponden a valores de la operación normal son las siguientes:
La corriente de excitación en el caso de transformadores y la corriente de vacío o capacitiva en las líneas, del elemento protegido que es una cantidad constante. Ver ∆I1 en la figura 5.5.
El error de relación en los transformadores de corriente que es una diferencia casi proporcional a los valores de la corriente. Ver ∆I2 en la figura 5.5.
El error debido a la saturación de los transformadores de corriente, el cual prácticamente no existe con pequeñas corrientes, pero que se hace mayor con elevadas corrientes. Ver ∆I3 en la figura 5.5.
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La corriente diferencial que no es falla es la suma de estas tres componentes y su cálculo permite establecer el ajuste del relé diferencial para que no efectúe una falsa operación.
IΔ/In 4 Relay Operating Characteristic
ΔItotal Total false current
3
2
ΔI3 CT false current ΔI2 Mismatch false current
1
(CT ratio)
ΔI1 Transformer magnetising 5
10
15
Itrough/In
current
Figura 5.6 Definición de la operación de la protección diferencial Tal como se muestra en la figura 5.6, el ajuste de la protección diferencial se define en tres rangos de valores que son:
La zona 1 que corresponde a una mínima corriente diferencial que es constante. Esta zona queda definida con el valor de Id.
La zona 2 que corresponde a una característica con pendiente que debe considerar las diferencias de relación de transformación, tanto de los transformadores de corriente como del equipo protegido (para el caso de
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los transformadores de potencia). Esta zona queda definida con la pendiente m1
La zona 3 que debe permitir evitar cualquier error consecuencia de una posible saturación de los transformadores de corriente. Este aspecto puede ser crítico si existe la posibilidad de un flujo remanente en los transformadores de corriente. Esta zona queda definida con la pendiente m2.
Iop
m2
m1
Zona 1
Zona 2
Zona 3
Ires
Figura 5.7 Característica de ajuste de la protección diferencial
De acuerdo a la figura anterior, la característica de ajuste de la protección diferencial de líneas se ajustará de acuerdo a los siguientes criterios:
Pickup o Corriente diferencial: Se elige el mayor de los siguientes parámetros: Dos (2) veces la corriente capacitiva de la línea (línea en vacío). El 15% de la corriente nominal de la línea.
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Pendiente m1: este ajuste determina la pendiente número uno de la curva dual de la característica diferencial de la línea, generalmente se ajusta en un 20% de la corriente nominal de la línea.
Pendiente m2: este ajuste determina la pendiente número dos de la curva dual de la característica diferencial, se ajusta en un 50% de la corriente nominal de la línea.
Breakpoint o punto de cambio: este ajuste es usado para seleccionar el punto de intersección entre las dos pendientes de la característica diferencial de la línea. Este valor se ajustará en diez (10) veces el ajuste del pickup o de la corriente diferencial.
En el Anexo 12, se presenta una plantilla con los ajustes típicos de protección asociados a los relés Multilin SR750 y en la Tabla 5.4 se resumen los criterios típicos para el ajuste de las diferentes protecciones asociadas a circuitos.
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Tabla 5.4 Ajustes típicos para las funciones de protección de circuitos Código ANSI 25
Función Sincronismo
Ajustes típicos ө = 15º, s = 0.5 Hertz/segundo, Δv = 0.1 p.u. Pickup = 1.25 *ICM ICM: Valor mínimo entre la corriente límite del conductor y la corriente nominal del transformador de corriente asociado, considerando un factor de sobre carga de diseño del transformador de corriente de uno
51
Sobrecorriente de Fase
(1). En caso que se tenga información sobre este dato, el factor utilizado (1.25) deberá cambiarse por el factor de sobrecarga obtenido. t = Se selecciona de tal manera que se garantice selectividad con las protecciones existentes aguas abajo. Pickup = Mínimo (10 % de la I de falla a tierra, 10 % In)
51G
Sobrecorriente de Tierra
t = Se selecciona de tal manera que se garantice selectividad con las protecciones existentes aguas abajo. Pickup = Máximo (Iinrush, 1.5 Icc3f) Icc3f : Corriente detectada por el relé para falla trifásica en la
50
Instantáneo de fase
subestación adyacente aguas abajo. En circuitos aéreos Pickup > Inrush Pickup = Máximo (0.5 * Iinrush, 1.5 Icc1f)
50G
Instantáneo de Tierra
Icc1f : Corriente detectada por el relé para falla monofásica en la subestación adyacente aguas abajo. En circuitos aéreos Pickup > 0.5 * Inrush Para relés Multilin y/o reconectadores de circuitos aéreos de distribución: Pickup = 10% In, donde In es la corriente nominal del conductor Dial: La selección de dial se hace de tal forma que se garantice un
46
Secuencia negativa
tiempo de retardo o decalaje de mínimo 500ms entre cada protección de sobrecorriente de secuencia negativa, garantizando un tiempo mínimo de respuesta de 5 segundos para una vez la corriente nominal del conductor.
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Tipo de curva: IEC normalmente inversa Instantáneo: Deshabilitado
U = 80 % Un, t = 1 segundos (alarma) 27
Bajo voltaje
59
Sobre voltaje
Mínimo voltaje de operación = 30 % Un U = 120 % Un, t = 1 segundo (alarma) Si no se dispone de la información del esquema de deslastre de carga Sobre frecuencia = 60.5 Hz, t = 1 segundo (Alarma) Baja frecuencia
= 59.5 Hz, t = 1 segundo (Alarma)
grados establecidos por ECOPETROL GRB para el deslastre de carga: 81
Frecuencia
Grado 1: 59.2 Hz Grado 2: 58.8 Hz (industrial) y 59.5 Hz (residencial) Grado 3: 58.2 Hz Mínimo voltaje de operación 0.65 Mínima corriente 0.15 Id: mayor valor de:
Dos (2) veces la corriente capacitiva de la línea (línea en vacío).
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El 15% de la corriente nominal de la línea.
Diferencial m1 = 20 % m2 = 50 % Breakpoint o punto de cambio: 10 x Id
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ANEXO 1 INFORMACIÓN PARA EL AJUSTE DE LAS PROTECCIONES DE MOTORES
GERS
E M P R E S A C O L O M B IA N A D E P E T R O L E O S
INGENIEROS CONSULTORES
PROYECTO : E4-23 Coordinación de Protecciones FABRICANTE :
REVISIÓN
INFORMACIÓN GENERAL DE MOTORES TIPO
1. INFORMACIÓN GENERAL DEL MOTOR Datos Capacidad nominal (hp) Voltaje nominal (V) Corriente nominal (A) Secuencia de fase Frecuencia [Hz]
UBICACIÓN:
Valor
Clase de aislamiento Tipo de RTD´s para estator Tipo de RTD´s para rodamientos
4. DATOS EN CAMPO Elaboró
Revisó
Fecha:
Fecha:
CIRCUITO:
Datos
Valor
Máx Nº de Arranques en frío Máx Nº de Arranques en caliente Cte de t de enfriamiento, parado Cte de t de enfriamiento, en servicio Curva de daño del motor Tipo de arranque Curva de arranque Corriente de arranque Tiempo de arranque
Letra código NEMA
2. INFORMACIÓN DEL SISTEMA Datos Capacidad del int o contactor (kA) Tipo de conexión de los TP´s Relación de transformación de los TP´s Sentido de giro Señales análogas a ingresar al relé Capacitor asociado (kVAr) Protecciones asociadas
0 FORMATO: RI002 TAG:
Datos
Valor
Valor
Corriente mínima por proceso (A) Motor incluído en deslastre de carga
Relación de transformación de los TC´s Salidas análogas requeridas
Señales digitales a ingresar al relé
5. COMENTARIOS DE CAMPO
6. ESTUDIO Datos
Valor
Estudios Gers
Proyecto Ecopetrol
Fecha:
Fecha:
7. COMENTARIOS ESTUDIOS
8. COMENTARIOS ECOPETROL
9. REVISIÓN FINAL Preparó
Revisó
Aprobó:
Fecha
Fecha
Fecha
http://www.gers.com.co http://www.gersusa.com
Director del proyecto
Página 1/1 FORMATO DE DATOS / datos de motores
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ANEXO 2 CURVA DE DAÑO DE UN MOTOR (SUMINISTRADA POR EL FABRICANTE)
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ANEXOS
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ANEXO 3 PLANTILLA DE AJUSTES TÍPICOS PARA EL RELÉS MULTILÍN SR 239 y SR469
239 SETPOINT FILE INFORMATION File Name: Date File Saved: Comment: Version: Product Options: Modification Numbers:
PAGE 1
TIPO.239 (Enabled Features) Thu Nov 27 17:42:24 2003 2.6X RTD and Analog Output 0
SETPOINT NAMES
SETPOINT VALUES
239 SETUP PREFERENCES Temperature Display in Default Message Time Default Messsage Brightness Block KeyPad Trip Reset Overload Pickup Display Enable
Celsius 1.0 min 60.0 % No Yes
ANALOG OUTPUT Analog Output Type Analog Output Range
Motor Load 4-20 mA
RS485 SERIAL COMMUNICATION RS485 Communication Failure Alarm
Disable
DEFAULTS Load Defaults On Next Power-up Clear Pre-Trip Data Clear Statistics Data
No No No
PROGRAMMABLE MESSAGE User Progammable Message Line 1 User Progammable Message Line 2
Pn, In, Vn, f.p, f.s Planta e Int asociad
FLASH MESSAGE Flash Message Line 1 Flash Message Line 2
Serial y fecha Persona que reviso
SYSTEM SETUP CT INPUTS Phase CT Primary Ground Sensing Type Nominal Frequency
1000 A Residual 60 Hz
MOTOR DATA Full Load Current O/L Pickup Inhibit Locked Rotor Current Safe Stall Time Cold Hot/Cold Curve Ratio Disable Starts Use O/L Pickup Inhbit On
750 A 1.15 x FLC 6.0 x FLC 10.0 s 85 % Yes Start
239 SETPOINT FILE INFORMATION File Name: Date File Saved: Comment: Version: Product Options: Modification Numbers:
PAGE 2
TIPO.239 (Enabled Features) Thu Nov 27 17:42:24 2003 2.6X RTD and Analog Output 0
SETPOINT NAMES
SETPOINT VALUES
OUTPUT RELAYS TRIP RELAY Trip Relay Operation
Non-failsafe
ALARM RELAY Alarm Relay Operation Alarm Relay Mode
Non-failsafe Unlatched
AUXILIARY RELAY Aux Relay Operation Aux Relay Mode Aux Relay Function
Non-failsafe Unlatched Normal
PHASE CURRENT PROTECTION OVERLOAD Curve Number O/C Level to Calculate Trip Time Lockout Time Auto Reset O/L Trip Once TC