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

Disparo por inrush

Esta entrada será breve dado que fue un problema pequeño pero de interesante análisis.

Un breve antecedente 

Esto ocurrió en una central de generación, como es usual el generador es conectado a un transformador elevador para transmitir potencia al SNI (sistema nacional interconectado aquí en Ecuador).

La maniobra consiste el energízar al transformador por el lado de alta (para alimentar los sistemas auxiliares) para luego sincronizar la unidad.

El problema

Según reportes del departamento de operación al energízar el transformador se accionaba el disparo 27 (de bajo voltaje).

La explicación 

Como es sabido al energízar el transformador puede haber una corriente  de inrush (consecuencia del flujo residual en el núcleo).

Esta corriente , sumamente alta y de muy corta duración, produce una caída de tensión en la barra a la que se conecta la máquina.

De aquí el disparo por 27.

Aclarando  

Alguien podría preguntar (yo sí me pregunte) "¿por qué la señal de tensión para el generador se toma del trafo y no de los terminales de la máquina?".

Pues bien, nadie en la central me dio respuesta , si alguien sabe ayúdeme pues respondiendo.

La solución(es)

Bien, esta es la parte más importante y de hecho hay varias soluciones posibles que podrían ser aplicadas según las posibilidades de cada relé.

1,- Porcentaje armónico, la corriente de inrush tiene alto contenido de 2do y4to armónico, este puede ser un criterio para inhibir el disparo por voltaje.

2.- Tiempo de operación, la caída de voltaje por inrush en la barra es muy breve , con la temporizacion adecuada se podría librar el problema ( aquí se requiere información real del caso de estudio)

3,- Cambiar de donde se toma la señal de tensión, esta solución si bien correcta y posible es un poco más trabajosa pues implica parar la unidad , lo que implica perder generación lo que disminuye la estabilidad del sistema que a su vez repercute en costos... (Así podríamos seguir mencionando razones, pero ya me hice entender).

4.- bloqueo lógico, esta fue la solución que yo use, la maniobra tiene un orden primero entra el transformador y luego la máquina, es decir al energízar el trafo el interruptor de máquina esta abierto.

En mi caso particular, yo sí conté con un contacto de estado de dicho interruptor de máquina, por lo que use un permisivo para bloquear los disparos.

La idea es que sí el interruptor de máquina esta abierto la máquina está fuera de servicio y no hay nada que proteger. 

Es decir que al energízar El trafo no hay disparos habilitados.

Con esto se sortea el problema de manera rápida y vía software.

Error de coordinación ?

Hace poco tuve que hacer el monitoreo de las protecciones de una subestacion durante la toma de carga (coloquialmente metiendo carga).

Una vez estabilizado el diferencial se declara que la protección es estable y se da por concluido el trabajo.

Esta ocasión particular , hubo disparo luego de dar por concluido el trabajo, el sistema es tipo radial 69/13,8, la salida de 13,8 alimenta la barra de 13,8 que a su vez suministra a varios alimentadores.

Al aumentar carga en uno de dichos alimentadores se dio el disparo.

El disparo se dio en la barra y no en el alimentador.

Por qué? Hay 2 opciones (aparentemente).

1.- Hubo una falla real en la barra

2.- Error en la coordinación de protecciones.

Luego de descargar la oscilografia se constato que , efectivamente , el trafo vio una corriente (130 amperios) mayor a su enganche de 51 (104 amperios), esto fue en la fase A.

Al revisar el rele del alimentador en cuestión este tenía un enganche 51 de 80 amperios.

Es decir, la curva del alimentador debió ver la falla ANTES de la barra.

Sin embargo, no había evento grabado en el rele del alimentador.

Hubo falla real en la barra entonces?

Aparentemente, pero esto no era muy probable, una falla así dejaría algo quemado, tipo un animal muerto, pero no había nada.

Entonces ?

Finalmente se consulto con el cliente por la máxima carga de la subestacion, este declaró que no debía pasar de 100 amperios.

Ahí estaba la falla! 

El cliente no conocía su sistema, el ajuste de 104 amperios se dio pensando en carga balanceada. Pero el sistema estaba desbalanceado , la fase A cargaba con casi toda la carga del sistema.

El cliente tuvo que redistribuir su carga para poder alimentar su sistema.