Prot transf-potencia-rev

3.2 PROTECCIÓN DIFERENCIAL

La protección diferencial es una protección estrictamente selectiva de un elemento y se realiza comparando las intensidades de corrientes a la entrada del primario y a la salida del secundario de cada fase. Distinguir entre fallas internas o externas a una zona de protección es el propósito principal de la protección diferencial.Sin embargo, en los transformadores se presentan una serie de dificultades como pueden ser:

•Intensidades de distinta magnitud.

•Desfases entre tensiones de primario y secundario.

•Ubicación de los transformadores de intensidad que alimentan la protección diferencial.

•Si existe regulación de tensión.

87T

51/51N

51/51N

4963B63P

87T

51/51N

51/51N

4963B63P

87T

51/51N

51/51N

4963B63P

51/51N

87T

51/51N

51/51N

4963B63P

51/51N

87T

51/51N

51/51N

4963B63P

51/51N

87T

51/51N

51/51N

4963B63P

51/51N

Protección de transformadores de dos devanados

Protección de transformadores de tres devanados

Protección de autotransformadores

Detecta las fallas que se producen tanto en el interior de la zona protegida como en sus conexiones externas hasta los transformadores de corriente asociados con esta protección.

Es una protección con selectividad absoluta.Las protecciones diferenciales comparan por lo general los valores instantáneos de las corrientes, sus módulos y fases.

SSDif III 21

rrr+=

Equipo sin Falla

021

rvvv≈⇒−≅ DifSS III

Equipo con Falla

0.21

rvvv≠⇒−≠ DifSS III

RELE

EQUIPO

ID

I1P I2P

I1S I2SRELERELE

EQUIPOEQUIPO

ID

I1P I2P

I1S I2S

CARACTERÍSTICAS DE LOS RELES DIFERENCIALES.

Protección Diferencial usando relés diferenciales porcentuales El relé de porcentaje diferencial es aquel cuya corriente de arranque crece automáticamente con el incremento de la corriente que circula a través del transformador. De esta forma es posible garantizar que no opere incorrectamente para grandes corrientes fluyendo al exterior, sin perder la sensibilidad de operar para fallas internas.

La cantidad de restricción es establecida como un porcentaje entre la corriente de operación (Iop) y la corriente de restricción (Iret. o Ibias).

RELE

EQUIPO

ID

I1P I2P

I1S I2SRELERELE

EQUIPOEQUIPO

ID

I1P I2P

I1S I2S

CORRIENTE DE OPERACION

SSOP III 21rrr

+=

CORRIENTE DE RESTRICCION

221

.ReSS

st

III

vvv +

=

RELES DIFERENCIALES PORCENTUALES.

+

Valor Mínimo de Operación % TAP

alno

op

I

Ig

min

r

r

=

n= < 25% ; 35%>

Valor del porcentaje de polarización (slope %)

.rest

op

I

Ir

r

=υ

IOP

IRET

g

n

CORRIENTE DE RESTRICCION

221

.ReSS

st

III

vvv +

=

CORRIENTE DE OPERACION

SSOP III 21

rrr+=

CARACTERÍSTICA DE OPERACIÓN DE UN RELÉ DIFERENCIAL.

ESQUEMADELRELÉ

Compensaciónde modulo

Compensaciónde desfasaje

TRANSFORMADORDE

POTENCIA

PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR (87T).

La corriente inicial de magnetización o corriente de INRUSHEsta corriente puede ser vista por el relé como corriente de falla interna y causar la desconexión del transformador.

La corriente de inrush contiene armónicos de 2º y 4º orden, se pueden usar estos para desensibilizar momentáneamente el relé durante la energización.

Iinrush es del orden de ocho (8) a doce (12) veces la corriente nominal, con un tiempo de duración de 100 ms.

Avalancha de corrientesde magnetizaciónen transformador

FACTORES A CONSIDERAR EN EL AJUSTE DE LA PROTECCÍON DIFERENCIAL (1).

Diferencia en la magnitud de la corriente en cada lado del transformadorDebido a los diferentes niveles de voltaje, incluidas los diferentes posiciones de los taps, las corrientes en uno o en otro lado del transformador son de diferente magnitud.

Esto se compensa con una adecuada relación de los transformadores de corriente asociados con la protección diferencial.Diferencia de fase por grupo de conexión del transformador.El grupo de conexión del transformador introduce un desfase entre las corrientes primaria y secundaria.

Un transformador de potencia conectado en DY5, la corriente estará desfasada 150º en atraso.

Los transformadores de corriente en el lado Y de un banco deben conectarse en delta y los del lado delta deben conectarse en Y. Así se compensara el desfasaje de 30º.


COMPENSACION DE DESFASAJE

87

Yy0

0

Yd11

+30

Dy1 (-30º )

Yy0, Yd1, Yd5, Yy6, Yd7, Yd11, Ydy0 …… etc.0°, -30°, -150°, 180°, +150°, +30°, 0° …. etc.

87

1 A 1 A


Realizar la compensación de módulo y del desfaje del siguiente esquema:

Dy1120 MVA 60/10 KV

Yy? Yd?

300/1 1500/1

Elemento Diferencial

Relé KBCH

ia ib

COMPENSACIÓN DE MODULOS Y COMPENSACIÓN DE DESFASAJE

(1).

Compensación de módulos

Cálculo de corrientes de carga Máximas

En el lado de Alta En el lado de Baja

En el lado secundario de los TC

AxxIL 70,1154

1031020 3

==AxxIH 45,192

6031020 3

==

Axi 64,0300145,1921 == Axi 77,0

1500170,11542 ==

Cálculo de la relación de los transformadores auxiliares:

En el lado de Alta En el lado de Baja

164.0.... =TAACT 77.0

577.077.0

3/1.... ==TBACT

COMPENSACIÓN DE MODULOS Y COMPENSACIÓN DE DESFASAJE (2).


Compensación del Desfasaje

Dy1120 MVA 60/10 KV

300/1 1500/1


Relé KBCH

0º + 30º

Yy0

0

Yd1- 30

Resultado FinalDy11

20 MVA 60/10 KV300/1 1500/1


Relé KBCH

1A 1A

Yy0

0

Yd1

- 30

192,4A 1154,7A

Factores de CorrecciónDe Modulo De Desfasaje

T.C.A.A.T= 0.64/1

T.A.A.B.T= 0.577/0.77

HV = Yy0

LV = Yd1


A EA E

A EA E

A EA E

E AE AUU

VV

WW

E AE A

E AE A

uu

vv

ww

60 kV60 kV

OO

E AE A

E AE A

E AE AA EA E

A EA E

A EA E

A EA E

A EA E

A EA E

E AE A

E AE A

E AE A

RR RR

OO OO OO

RR

RR

RR

RR

E AE A

A EA E

E AE A

A EA E

E AE A

A EA E


10 kV10 kV

YNy0YNy0

Dyn11Dyn11

RR

SS

TT

rr

ss

tt

YNd1YNd1A EA E

A EA E

A EA E

E AE A

E AE A

E AE A

9991.077.0

3*577.0*1500

1*10*3

20000

0023.164.01*

3001*

60*300020

==

==

ib

ia

YNd1YNd1Yyn0Yyn0

RR RR

OO

60 kV60 kV 10kV10kV

iaia

ii11 ii22

Dyn11Dyn1120 MVA

60 / 10 kV

ibib

300/1300/11500/11500/1

II6060 II1010

CCáálculo de porcentaje de polarizacilculo de porcentaje de polarizacióón v% :n v% :

( )( )

%100**

21

ba

ba

ii

iiv+

−=

( ) %32.0%100*)9991.00023.1(*

21

9991.00023.1=

+

−=v

•• V V MAGNITUDMAGNITUD & TAP : 0.32%& TAP : 0.32%•• VVCTCT : 5%: 5%•• V V RELAY RELAY : 3%: 3%•• V V SEGURIDADSEGURIDAD : 5%: 5%

Σv =13.32% Entonces: v = 25%

AJUSTE DEL VALOR MINIMO DE OPERACIÓN g% :

• Corriente de magnetización: 1% de IN• GMAGNETIZACION = 1%• Errores de los TCs: gTC = 5% , para

TC 5P20• Error de la medida del relè: gRELE =

3%• Factor de seguridad: gSEG = 5%

Σg =14% Entonces: g = 20%

HV LVDd0 Yy0 - Dz0 0º Y(d)y0 Y(d)y0Dy1 - 30º Yy0 Yd11Yd1 Yz1 - 30º Yd1 Y(d)y0Dd2 Dz2 - 60º Yd1 Yd11Dd4 Dz4 - 120º Yd11 Yd7Dy5 - 150º Yy0 Yd7Yd5 Yz5 - 150º Yd5 Y(d)y0Dd6 Yy6 - Dz6 180º Y(d)y0 Y(d)y6Dy7 + 150º Yy0 Yd5Yd7 Yz7 + 150º Yd7 Y(d)y0Dd8 Dz8 + 120º Yd7 Yd11Yd9 + 90º Yd9 Y(d)0

Dd10 Dz10 + 60º Yd11 Yd1Dy11 + 30º Yy0 Yd1Yd11 Yz11 + 30º Yd11 Y(d)y0

DesfasajesEntre HV Y LV

CONEXIÓN DE

TRANSFORMADOR

Factores de Compensaciónde Desfasaje

FACTORES DE COMPENSACIÓN DE DESFASAJE PARA EL RELE KBCH

120/130/140 -ALSTOM

PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE TRANSFORMADORES DE TRES

DEVANADOS.

YNd1YNd1

Dd4Dd4

Yyn0Yyn0

YNd1d5YNd1d5

RR

RR

RR

OO

20/ 15/ 10 MVA

58 ± 12 x 0.916 % / 22.9 / 10 kV

60 kV60 kV

22.9 kV22.9 kV

10 kV10 kV


300/1300/1400/5400/5

600/5600/5

In=5 AIn=5 A

TAPmax = 58*(1 + 0.12*0.916)= 64.375

TAPmin = 58*(1 - 0.12*0.916) = 51.625

TAPmg =(TAPmax * TAPmin)^0.5 =(64.375 * 51.625)^0.5 =57.649

Cálculo de la relación de los transformadores de corriente:

YNd1d5YNd1d5

20/ 15/ 10 MVA

58 ± 12 x 0.916 % / 22.9 / 10 kV

TCABTI

TCAMTI

TCAATI

5/600350.57710*3

00010

5/400170.3789.22*3

00015

1/300680.223624.51*3

00020

10

9.22

60

==

==

==

Z<ó I>

ZZ

Z

Z

DIF

1

23

1

2

1

2

3

4

12

3

12

1 2

34

Z<ó I>

Esquema ideal de coordinación de protecciones

3.3 PROTECCIONESCOMPLEMENTARIAS

Protección de sobreexcitación o sobreflujo

Sobretensiones y/o subfrecuencia

Operación en vacío

Pérdidas de carga

Más probable en las vecindades de generadores

SOBREEXCITACION

AJUSTE DE PROTECCIONES DE TRANSFORMADOR.


• Los transformadores están más expuestos a condiciones de sobreexcitación cuando operan en vacío ó luego de una pérdida de la carga.

• Este problema es mucho más importante en transformadores conectados a generadores debido al amplio rango de frecuencias al que el mismo estásujeto ante las aceleraciones y desaceleraciones del generador.



• Dado que el incremento de la densidad de flujo puede acontecer por sobretensión y/o subfrecuencia de operación, no resulta selectiva la detección por cada una de esas variables en forma independiente.



• La detección debe hacerse en consecuencia por el nivel que asume la relación V/f, dado que Ф = f(E/f), siguiendo la función fundamental del transformador:

E = 4.44 f.N.Bmax A

Bmax = E / 4.44 f N A



• La existencia del término N (número de espiras) implica que la protección contra sobreexcitación no debe instalarse en aquellos bobinados que tengan tomas para el regulador bajo carga, dadas las dificultades que plantearía el ajuste en esas condiciones.



• La relación V/f se expresa normalmente como V[pu]/f[pu], donde V[pu] es la tensión por unidad aplicada al transformador considerando como base la tensión nominal del mismo y f[pu] es la frecuencia por unidad aplicada al transformador considerando como base la frecuencia nominal del sistema.



• Si el nivel V/f supera un valor predeterminado, la protección debe producir una alarma.

• Se recomienda la no-habilitación del disparo sobre los interruptores, dado que las consecuencias de la sobreexcitación resultarán detectadas por otros medios: una sobretemperatura por la protección de imagen térmica y una sobrecorriente de excitación (en caso de saturación), por la protección por sobrecorriente.


Protección de sobreexcitación o sobreflujo• Si se presume la existencia de ferroresonancia, a

través de los estudios, entonces se deberá habilitar la función de disparo como medio de anticipar el mismo a la posible sobrecorriente derivada del fenómeno y evitar así posibles efectos destructivos al transformador.


Protección de sobreexcitación o sobreflujo• Dado que la sobreexcitación es básicamente un

fenómeno térmico para el transformador, es conveniente que la protección disponga de una imagen térmica del núcleo, ya que el tiempo que puede soportar el transformador una determinada condición de sobreexcitación será menor si dicha condición retorna antes de que el núcleo se haya enfriado.


Protección de sobreexcitación o sobreflujo• Normalmente se ajusta una

curva f/t, limitada por un tiempo máximo y un valor máximo para la sobreexcitación.

• El valor Tmax limita una condición de sobreexcitación leve pero sostenida en el tiempo.

• El valor Smax limita la sobreexcitación al valor máximo tolerado por la máquina.

T[seg]

f(Sobreexcitación)

Tmax

Smax

Tmin


T[seg]

f(Sobreexcitación)

Tmax

Smax

Tmin


Sobreexcitación ⇒ Relación V/f Bmax = E / 4.44 f N A

No utilizar en arrollamientos con cambiadores bajo carga

Sólo alarma

(recom.)

!


Protección de acometidas al transformador

• En las acometidas al transformador normalmente se instalan protecciones por sobrecorriente direccionales o no direccionales, aunque pueden también utilizarse protecciones de impedancia.

• Estas protecciones deben cumplir la función de separar los aportes del transformador ante cortocircuitos en las barras y ante cortocircuitos no despejados en las redes de AT y BT por las protecciones de líneas y a la vez brindar respaldo ante fallas en el transformador.



• En el ajuste de estas protecciones debe contemplarse la máxima corriente de carga (sobrecarga) del transformador, criterio que impone una restricción al grado de cubrimiento ante fallas entre fases.



Precauciones a tomar:

• Tipo de filtrado de las protecciones.

• Existencia de “inrush”. Bloqueo.

• Márgenes más amplios para protecciones instantáneas (p.ej.: 35% para sobrecorriente instantánea).



• La función básica de estas protecciones es la de proveer protección principal ante fallas en la acometida y respaldo local ante no actuaciones de las protecciones del transformador ópasantes, evitando el disparo de las líneas convergentes a la estación.



• La etapa que brinda protección contra fallas en la acometida necesita ser ajustada a tiempos cortos, aunque los mismos deberán estar coordinados con los tiempos de segundo escalón de las líneas de transmisión. Esto generalmente es dificultoso por las necesidades de coordinación con las demás protecciones y porque debe evitarse la actuación ante una energización del transformador (“inrush”). Esta etapa debería cubrir la acometida y una porción del bobinado del transformador (la mayor posible hasta el 50%).



• En el caso de las protecciones por sobrecorriente, ante la presencia de la corriente de magnetización (“inrush”), existen dos posibilidades para este ajuste:

1. Si la corriente de cortocircuito no es lo suficientemente elevada, no queda otra opción que temporizar esta etapa.

2. Cuando la corriente de cortocircuito es elevada y/o la corriente de inrush es baja, puede ubicarse el umbral de actuación por encima del nivel de inrush y reducir la temporización al nivel mínimo (50-100 ms).



• Para brindar respaldo ante fallas internas normalmente se opta por disponer una etapa adicional que abarque todo el transformador, ajustada a un tiempo elevado, coordinado con las protecciones de las líneas conectadas a la barra del otro nivel de tensión al que está conectado el equipo de protección.


Protecciones de la acometida al terciario

• Aquí se ubica generalmente una protección por sobrecorriente direccional con una etapa instantánea y una temporizada.


FUNCIONES PARA LA PROTECCIÓN DE

TRANSFORMADORES

Las protecciones principales de los transformadores de potencia serán las siguientes:

Protecciones Mecánicas:Las protecciones propias del transformador son suministradas por el fabricante, se recomienda que un transformador tenga como mínimo las siguientes protecciones propias:

•Relé Buccholz para la cuba principal•Relé de sobrepresión súbita, para la cuba principal y la cuba del conmutador•Relé de imagen térmica.•Detectores de nivel de aceite.•Detectores de Temperatura.•Protección de la puesta a tierra del punto neutro.•Protección contra defectos a la masa de la cuba de un transformador•Adicionalmente el transformador puede contar con mas protecciones propias.

PROTECCIONES MECÁNICAS

3.4 PROTECCIÓN DE IMAGEN TÉRMICA

MIFII – PROTECCION DIGITAL DE ALIMENTADOR CON REENGANCHADOR

GEK – 106238K

RELE DE PROTECCION DE SOBREINTENSIDAD DE CORRIENTE E IMAGEN TERMICA

DESCRIPCION DEL MIFIIEl MIFII es un relé basado en microprocesador que puede ser

utilizado en lassiguientes aplicaciones:

• Protección Principal de alimentadores de Media y Baja tensión• Protección principal de motores de tamaño medio• Protección principal de transformadores de media y baja

potencia (menos de 10MVA).• Protección Diferencial de Motores, si el motor dispone de

puertos de conexión diferencial.• Protección de apoyo de transformadores de Potencia (sin límite

de tamaño)• Protección de apoyo de Generadores• Protección de apoyo de líneas de transmisión• Protección de apoyo de barras en Subestaciones• Protección y Supervisión del estado térmico de Cables,

Transformadores de Potencia, Resistencias de puesta a tierra y Grupos Generadores.

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