Falla fusible y el relé de sincronismo

Cuando uno desea interconectar sistemas excitados por fuentes distintas se debe tener en cuenta las condiciones de sincronismo.

Esto es, magnitudes , fase y frecuencias aproximadamente iguales.

Ocurre así para el caso del generador de poder y para la energízacion de líneas.

La interconexión se supervisa mediante el relé de sincronismo (25 por su número ansi), básicamente el compara las variables ya descritas en ambos lados del sistema y según eso da permisivo para el cierre.

El 25 hace esto comparando señales de tensión en ambos lados del sistema, se usa tensión y no corriente.

Las condiciones para cierre dependen de la ingeniería del proyecto, asumamos que la condición de cierre es de barra viva y línea muerta.

Ahora bien, suponiendo que quiero energizar una línea nueva (es decir línea muerta)¿qué ocurre si se vuela el fusible de una de las fases al secundario del transformador de potencial que da señal para el 25 en el lado de la barra?

Recordemos que la magnitud fase y frecuencia deben estar dentro de una banda.

Pues bien, sin entrar en muchos detalles, el voltaje que llega a la fase donde fallo el fusible no será el nominal.

El problema esta en que tampoco será 0, si el relé de sincronismo está programado para declarar la barra muerta cuando el voltaje es menor a un umbral (14 voltios por ejemplo) y la tensión que llega al relé de sincronismo bajo la condición de falla fusible es mayor a este umbral (30 voltios por ejemplo) el relé declara que la barra  esta viva pero no apta para la interconexión, impidiendo del todo la energízacion de la línea.

Hay soluciones, una es cambiar el fusible en caliente, mucho cuidado con esta opción !

SECUENCIA DE GIRO Y EL RELE DE SINCRONISMO

Cuando uno energiza un transformador de poder se debe tener en cuenta como están rotulados los bushing del lado donde se va a energizar, si esta secuencia no se respeta lo que ocurrirá sera que en el lado del transformador donde se conectara la carga la secuencia de giro sera inversa.

Si le transformador fuera un DY1, al energizar en secuencia inversa (o negativa) se volvería un DY11.

Este fenómeno es de particular importancia en las centrales de generación, debido a que la secuencia de giro debe ser igual para la tensión del sistema y la tensión en borneras de la maquina.

Si se diera este caso en el que no se toma en cuenta la secuencia de giro en el transformador al conectarlo al sistema el rele de sincronismo nunca permitirá que la maquina entre.

Que soluciones hay:

1. Revisar bien el diseño antes de construir, suena evidente y hasta tonto sin embargo es la solución mas lógica. Cuando diseñe no se cargue todo usted solo, pida ayuda y revisiones a otros profesionales. 
2. Ya cometido el error no desespere, hay mas soluciones. Todas implican hacer un cambio en las conexiones del transformador o de la maquina. La primera es tratar de acomodar la secuencia en el lado del transformador que mira hacia el sistema, corrigiendo así la secuencia de giro.
3. Otra posible solución es acomodar las conexiones del transformador en el lado que ve hacia la maquina.
4. Finalmente se podría cambiar la conexión en los terminales de la maquina. 
5. Otra solución podría ser mover la turbina en sentido inverso.

El factor que determina que solución tomar es decidido en sitio, puede pasar que los operadores no estén de acuerdo con las soluciones 4 y 5, puede ser que no se permita cambiar el barraje en el lado del transformador que mira al sistema, 

En fin estas son algunas de las soluciones posibles, cual es la mejor queda a criterio del ingeniero a cargo. 

L/ST , EL DISPARO POR INRUSH

Recientemente energice una linea de sub-transmision , al momento de energizar la linea desde la posición de salida no hubo problema alguno.

Una semana después fui enviado a energizar la carga conectada al final de dicha linea (una subestación 69/13.8 KV que alimenta unas bombas).

Poco antes de mi llegada otra persona energizo ya la subestación por corto tiempo, para hacer una revisión del cableado de los PT's , sin presentarse problema alguno. Una vez revisado que las señales de tensión eran las adecuadas la subestación fue sacada.

El problema vino a mi llegada, pues al cerrar el interruptor de poder que energizaba la subestación no se escuchaba ninguna vibración en el transformador.

Quien ya ha energizado, bien sabe que debe haber una vibración en el transformador, causada por la magnetización del núcleo.

De forma instantánea supe que la linea había disparado.

Por que hubo el disparo?

Pues si, fue un disparo por inrush (o al menos eso sospeche).

Sali de la subestacion hacia la posicicion de salida ,donde se ubica el interruptor de poder que energiza la linea (misma que se encuentra a 5km de la subestacion) para confirmar mi sospecha.

Adjunto foto de lo que halle.

Efectivamente un disparo por 50-51 en las fases b y c.

Luego de descargar el evento y ver las oscilografias

De la primera oscilografia determinamos que efectivamente hubo un disparo por 50 y que este duro por 2.5 ciclos.

De la segunda vemos que hay un alto porcentaje de 2do armonico, casi un 40%.

Este porcentaje es característico de la corriente de inrush.

Entonces, hablemos de soluciones. 

Por un lado se puede aumentar el enganche de sobrecorriente para que la protección no vea el inrush como falla.

Por otro lado se puede aprovechar la naturaleza transitoria del inrush, dado que dura muy poco tiempo podemos temporizar el disparo de tal modo que la inrush se extinga antes de que el temporizador expire.

Sí hubiera como filtrar armónicos en el relé sería útil también. El relé con el que trabaje no tenía esta capacidad.

Opte por aumentar en el enganche de forma provisional. Solo para poder energizar una hora, luego de la hora saqué la subestacion y regrese al ajuste original.

El ct abierto y el pt en corto

ECuando empece a poner subestsciones en marcha la primera advertencia que me hicieron fue la de siempre revisar los secundarios de los ct y pt.

El secundario del ct jamás debía estar en circuito abierto , mientras que el pt jamás debía estar en cortocircuito.

Esta verdad contundente tiene una razón de ser, pero en un principio no me fue clara.

El objetivo de esta entrada es dar una explicación simple a esta advertencia.

Para empezar hay que tener en cuenta para que están diseñados los equipos, un interruptor de 13,8KV será más grande que uno de 4,2KV, un cable para transmitir 200 amperios será más grueso que uno para transmitir 50.

En ese sentido hay que tener en cuenta que el transformador de corriente esta diseñado para soportar altas corrientes y bajos voltajes.

El transformador de potencial esta diseñado para soportar altos voltajes y bajas corrientes.

El transformador de poder esta diseñado para soportar altas corrientes y voltajes, de ahí el nombre.

Así mismo hay que considerar como se conectan estos equipos a la red principal, los ct en serie a la carga o fuente y los pt en paralelo a la carga o fuente.

Como ultima consideración debo detallar que para este análisis uso el modelo del transformador ideal.

Consideremos el transformador conectado en serie con el sistema, en el secundario de dicho transformador se conecta una carga de impedancia variable.

Si esa impedancia se refleja al primario y se asume una corriente primaria constante se ve con claridad que la tensión en los terminales secundarios del transformador es proporcional a dicha impedancia.

Si reducimos esta impedancia hasta alcanzar un valor de 0, veremos que no habrá tensión en los terminales secundarios, PERO si ,por el contrario ,elevamos la impedancia  hasta alcanzar un valor muy grande (por no decir infinito) la tensión desarrollada en los terminales secundarios tiende , proporcionalmente, a un valor muy grande.

Esta tensión supera el nivel de tensión de diseño y rompe el aislamiento del transformador causando una explosión.

De aquí que los ct nunca deben llevar fusibles o interruptores en su secundario.

Para el análisis del pt consideremos el transformador conectado en paralelo con el sistema, en el secundario de dicho transformador se muestra una carga de impedancia variable.

Si esa impedancia se refleja al primario y se asume una tension primaria constante se ve con claridad que la corriente en los terminales secundarios del transformador es proporcional a la inversa de dicha impedancia.

Si variamos esta impedancia hasta un valor muy grande vemos que la corriente que circula por el devanado secundario es muy pequeña PERO si reducimos el valor de dicha impedancia hasta alcanzar un valor cercano a 0 veremos que la corriente en el secundario se eleva hasta superar la corriente de diseño, esta corriente supera la capacidad de conducción de los (valga la redundancia) conductores causando una explosión.

De aquí que los pt siempre deben llevar fusibles o interruptores en sus terminales secundarios, si no los tienen deben ser instalados en el tablero de control. 

Una observación que ojalá resulte útil a algún compañero es la siguiente, al energizar una subestacion por primera vez si los pt están mal conectados la explosión es casi inmediata, usted solo tiene un par de segundos para aislar los pt al sistema, usted puede darse cuenta de la mala conexión de dos formas

1 el medidor marca señales de voltaje incoherentes, el voltaje del sistema siempre debe ser simétrico 

2 el pt empieza a zumbar, un sonido terrible en verdad.

En el caso de los ct es una historia parecida al tomar carga por primera vez y los métodos de detección son los mismos.

DYN1 o DYN5?

Esta quizás, debió ser mi primera entrada pues fue mi primera subestación. Fue donde aprendí como analizar el defase entre las señales de corriente primaria y secundaria. 

Aclaro que, en adelante, hago referencia a una subestación RADIAL 69/13.8KV, con transformadores de corriente conectados en Y en ambos lados del transformador. En esta entrada particular quiero que el lector DIBUJE los vectores en su mente. 

Pues bien el problema a resolver fue el siguiente, una vez terminada la construcción y liberadas las observaciones de la empresa distribuidora era el día de poner en marcha la subestación, el transformador de poder era de grupo vectorial DYN5 el problema vino a la hora de configurar el rele de protección pues este solo tenia 2 grupos vectoriales DY disponibles, o bien DYN1 o DYN11. 

Una posible solución es cambiar la conexión de los transformadores de corriente de tal modo que las corrientes que llegan al rele de protección lleguen en fase, así se "miente" al rele diciéndole que el trafo es de grupo vectorial YY o DD.

Si bien esta opción es una solución correcta y valedera no es la ideal pues significa volver a hacer las pruebas a las conexiones y también se pierde la ventaja de tener un rele digital. 

Esto sin mencionar que al conectar los secundarios de los ct en Y o D aumenta la posibilidad de error en el cableado. 

La solucion por la que yo opte se basa en lo siguiente:

Usualmente los secundarios de los ct's estan conectados en Y y la señal de corriente se toma desde el terminal con marca de polaridad y el neutro de la Y se hace en el terminal SIN polaridad. 

Pues bien, en la Y del lado de 13.8 KV hice lo contrario, puse el terminal con polaridad como neutro y el terminal sin polaridad como fase. 

Es decir, lo que antes lucia como DYN5 ahora luce como DY11, es asi que se configura al rele de protección un grupo vectorial DY11. 

El cargador de baterías

Usualmente este blog trata sobre las fallas que ocurren en los sistemas de potencia y sobre su despeje, en esta ocasión hablare sobre un disparo pequeño pero crítico.

Ayer puse en marcha una s/e junto con sus servicios auxiliares, al entrar este último empece a energizar los circuitos derivados.

Iluminación interna, iluminación perimetral y cargador de baterías.

La primera falla ocurre al tener una alarma de alimentación en el cargador, el cual estaba configurado para recibir 220Vac, pero en su entrada solo había 120Vac.

Luego de configurar correctamente el cargador hubo otro problema.

Dado que las baterías no habían sido cargadas en largo tiempo, era normal que el cargador demandé una corriente relativamente alta, un minuto luego de encendido el cargador saltaron los interruptores.

Esto era una falla terrible, pues sí no podía cargar las baterías estas iban a apagarse eventualmente y perdería control de mi subestacion.

Al revisar el cargador halle el problema:

El interruptor de bajá tensión era de muy baja capacidad (30 Aac). Estando las baterías descargadas la corriente demandada bordeaba esos 30 amperios, de modo que el interruptor actuaba poco tiempo después de cerrado.

Quizás alguien piense en cambiar el interruptor por uno un poco más grande y así saltar el problema.

De pronto habría funcionado pero no tenía un interruptor a la mano y creo que sería riesgoso aumentar esa capacidad.

En su lugar , regrese la configuración del cargador a 220Vac y cambie los cables de alimentación a un interruptor libre de 220 y la misma capacidad del anterior.

Mi lógica fue la siguiente, al ser la misma potencia que las baterías me demandaban sí aumento voltaje de alimentación baja la corriente, de modo que el mismo la misma capacidad era útil .

Efectivamente,funcionó el cargador quedo operando. 

PROTECCIONES 101 87-PARTE 2

En la entrada anterior http://proteccioneselectricas101.blogspot.com/2013/10/protecciones-101-87.html introduje ciertos conceptos básicos de la protección diferencial, en esta entrada hablare sobre la característica de operación.

El rele opera comparando 2 cantidades, una de operación y una de restricción, siendo la cantidad de operación la corriente diferencial Idiff y la cantidad de restricción la corriente de polarización Ipol.

No todos los fabricantes calculan estas cantidades igual, estas son las ecuaciones mas comunes, para verificación VÉASE EL MANUAL DEL EQUIPO.

Usualmente estas cantidades se calculan como sigue:

Idiff=(I1+I2)/2

Ipol=([I1]+[I2])/2

Donde las corrientes I1 e I2 son las definidas en la figura 1

FIGURA1

Es decir, I1 es la corriente vista por el CT1 reflejada al secundario p.e. un CT de 200/5 ve una corriente de 200 A en el primario refleja 5 A en el secundario, esos 5 A son mi corriente I1. De igual modo el CT2.

Para el ajuste de la protección se debe tener en cuenta ciertos puntos (ademas de los mencionados en la parte 1 de esta entrada):

1. La relación de transformación en los CT no son perfectas, hay un porcentaje de error, al calcular Idiff en condiciones de carga, esta tendrá un valor aproximadamente 0, para compensar este error de precisión se usa una Idiff mínima, es decir todo valor de Idiff menor a este valor mínimo se discrimina como error de medición y no envía disparo. (Idiff min)
2. Se debe establecer una cierta proporcionalidad entre la corriente diferencial y la de restricción (Idiff=XIr), este factor de proporción se conoce como la pendiente (SLP1), este factor determina que tan sensible es la protección. Para corrientes de falla dentro de la zona de protección es conveniente una pendiente mínima, mientras que para corrientes de falla de gran magnitud fuera de la zona de protección (que podrían causar saturacion de los ct's que a su vez provocaría un falso disparo) es conveniente una pendiente de máxima.
3. Para lograr el punto 2 los reles modernos usan una característica diferencial doble, con una pendiente mínima para las fallas dentro de la zona de protección y una pendiente máxima (usualmente el doble) para la fallas fuera de la zona de protección.  (SLP1,SLP2)
4. Dependiendo de la marca y modelo de su rele, el algoritmo de selección de pendiente sera distinto.
5. En ciertas marcas, el rele debe saber en que punto debe hacer el salto de pendiente mínima a pendiente máxima, este punto sera llamado como IRS.
6. La protección compara Idiff con Ir, a partir de cierto valor critico de Idiff el rele ya no compara con Ir y solo envía disparo, este valor critico se podría entender 

FIGURA1