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.

87 o 50?

Este es el análisis de un evento ocurrido en una subestación de Guayaquil-Ecuador, esta es una subestación de 12MVA a 69/13.8 KV, una iguana subió al transformador de potencia e hizo contacto con uno de los bushing del transformador.

Como es de esperarse, la iguana se carbonizo, cayo al cubeto del transformador y se arrastro hasta morir. La corriente de falla causo el disparo de los interruptores de alta y baja respectivamente.

Al encontrar los interruptores de alta y baja disparados, se espera encontrar una falla diferencial (87) pero al revisar el rele de protección los led's encendidos son la fase C, y los led 50 y 87

FIGURA1 RELE DE PROTECCIÓN 

De aquí la pregunta, por que estan encendidos los 2 led's 50 y 87? QUIEN CAUSO EL DISPARO ? EL 87 O EL 50?

Lo primero que se concluye es que la falla se dio en la fase C, para analizar en mas detalle se debe acceder a la información del rele.

FIGURA3 

En la figura 3 vemos la corriente de la fase en falla (fase C) en el lado de 69 (ICW1MAG) junto con los estados de los bit digitales de disparo.

La corriente en el lado de 13,8 es despreciable, por medio de esto concluimos que la falla se dio en el lado de 69KV.

Al analizar esta gráfica hay que tener en cuenta que, pese a que el software nos muestra una curva continua el rele solamente ve los puntos marcados, NO ve los valores entre los puntos.

Los puntos de interés son aquellos en que se activan los bits de disparo del rele.

• PUNTO1: 47.53A, enganche del bit 51P

• notar la diferencia entre enganche y disparo. (OUT4, alarma). 

• PUNTO2: 114.25A, disparo del bit 50P

• Este bit comanda el disparo del 52 de 69KV (OUT1)

• PUNTO3: 120.78A, disparo del bit 87U

• Este bit comanda el disapro de los 52 de alta y baja. (OUT3)

De manera paralela se debe tener en cuenta los ajustes de la curva de sobrecorriente, donde la Ip es 4.2 A y la Iins es 60 A.

FIGURA4

1. PUNTO 1

• Se acciona el 51P1, el enganche de tiempo inverso, nominalmente el tiempo de disparo es 422ms ( 253 ciclos ), la falla es despejada mucho antes de este tiempo. 

1. PUNTO 2

• Se acciona el 50P1, el enganche de instantáneo, dado que para este rele particular la instantánea no tiene temporizador el disparo es inmediato. 

• Este disparo digital acciona el contacto OUT1 del rele de protección. 

• Este contacto acciona el disparo del interruptor de alta. 

• El contacto opera a los 3 ciclos de iniciado el evento. 

1. PUNTO 3

• Se acciona el 87U, el disparo no restringido de diferencial, la corriente diferencial calculada supera el umbral de operacion. 

• Este disparo digital acciona el contacto OUT3 del rele de protección.

• Este contacto energiza el rele de bloqueo 86, que a su vez acciona el disparo de los interruptores de alta y baja. 

• este disparo ocurre a los 3.25 ciclos

Es decir a los 3 ciclos de iniciado el evento dispara el interruptor de alta, a los 3.25 ciclos dispara el rele de bloqueo 86 provocando el disparo de alta y baja.

El primero en disparar es el 50 y 0.25 ciclos después el 87, es decir el 50 es mas rápido que el 87.

CONCLUSIÓN: Para esta falla hubo 2 disparos seguidos, uno de sobrecorriente y un diferencial, esto constituye un error de coordinación, para una falla en los bushing del transformador solo debe haber disparo 87, no 50/51.

RECOMENDACIÓN: El bit de disparo 50P debe ser temporizado, se sugiere un valor de 0.6 ciclos (10 ms), esto garantiza que primero dispare el diferencial conservando la sensibilidad de la protección. 

PROTECCIONES 101 87

Para mayor referencia véase :

IEEE C37.91 (PROTECCION DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA)
IEEE C57.91 (VIDA UTIL DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA)
IEEE C37.110 (SELECCION DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE)
MANUAL SEL 587

PROTECCIÓN DIFERENCIAL 87 (Baja impedancia)

El principio de operación de la protección diferencial (87) se basa en la ley de corriente de Kirchoff, en donde la corriente que entra a un nodo es igual a la corriente que sale del nodo.

De haber una falla en el nodo protegido la corriente entrante sera diferente de la corriente saliente, de ahí el termino diferencial.

FIGURA1 

En el sistema mostrado en la figura 1 se muestra un elemento de red cualquiera (un transformador, una barra, un alimentador, etc),  a los extremos de dicho elemento hay transformadores de corriente conectados como se muestra.

La señal de corriente de estos CT's se envía a un rele de protección, que calcula la diferencia entre la corriente entrante y la saliente, si dicho valor es mayor a una cierta tolerancia se declara condición de falla y se ordena el disparo del sistema.

Para que el rele pueda hacer una comparación correcta de las corriente entrantes y salientes, I1 e I2, estas deben tener la misma magnitud y el mismo angulo de fase. 

La condición de magnitud se logra ajustando una RTC igual para ambos CT's, mientras que la condición de fase se logra con la conexión de los CT's.

La zona entre los transformadores de corriente se denomina "zona de protección". La suma de las corrientes I1+I2 es la corriente diferencial, Idiff

Esta es la condición de carga normal, el diagrama fasorial se muestra en la figura 2

FIGURA2

Bajo este estado del sistema, la suma de las corrientes I1+I2 da 0 (suma fasorial). La condición I1+I2=0 se sostiene incluso para fallas fuera de la zona de protección. 

A continuacion se muestra el sistema en condicion de falla junto con su diagrama fasorial.

FIGURA3

FIGURA4

Al calcular la Idiff esta sera un valor distinto a 0, provocando la señal de disparo. 

PROTECCIÓN DIFERENCIAL PARA TRANSFORMADOR DE POTENCIA

Como se indico previamente para que el rele pueda calcular la corriente diferencial correctamente las señales I1 e I2 deben cumplir 2 condicines:

1.- Ser de igual magnitud

• Al variar el nivel de tension cambia la escala de corriente, en un transformador 69/13.8 KV 1A en el lado 69KV son 5A en el lado de 13.8

• Antiguamente se calculaba manualmente el TAP al que se debia ajustar el rele para compensar la magnitud de corriente.

2.- Tener el mismo angulo de fase. 

• En un transformador de potencia hay un defase entre la señal primaria y secundaria, expresado como el grupo vectorial.

• Antes de la era digital, se jugaba con las conexiones de los CTs y bobinas del rele para lograr la compensación de fase.

Hoy en día es practica común conectar en Y tanto las bobinas del rele como los CTs de donde se toma la señal de corriente, esto se hace asi para no introducir un defase adicional entre la señal del primario y secundario.