COORDINACIÓN RELÉ DISTANCIA Y CONEXIÓN DE EQUIPOS PROTECCIONES ELECTRICAS
GRUPO # 14 LUIS CARLOS RAMIRES RODRIGUEZ – RODRIGUEZ – COD: COD: 2070163 OSCAR ANDRES RAMIRES RODRIGUEZ – RODRIGUEZ – COD: COD: 2032544 JOAN GERARDO ORTEGA GARZÓN – GARZÓN – COD: COD: 2073511
JORGE ANTONIO JAIMES BÁEZ
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD DE INGENIERÍAS FISICO-MECÁNICAS ESCUELA DE INGENIERÍAS ELÉCTRICA, ELECTRÓNICA Y DE TELECOMUNICACIONES – TELECOMUNICACIONES – E3T E3T BUCARAMANGA, ABRIL 12 2014
INTRODUCCIÓN Los sistemas de potencia son sin duda alguna de vital importancia para el desarrollo social e industrial del país. Éstos están conformados por agentes de generación, consumo, transmisión y distribución y comercialización. comercialización. Para llevar a cabo la correcta operación y continuidad del servicio de suministro de energía eléctrica, es necesario implementar sistemas de protección y comunicación entre los diferentes componentes del sistema, que operen de forma coordinada y permitan salvaguardar la vida de las personas y los equipos que conforman el sistema. OBJETIVOS: Objetivo general:
Coordinar las protecciones eléctricas de sistema dado.
Objetivos específicos
Realizar las conexiones de los equipos de protección y medida (CTs, PTs, Relés y registrador de fallas), para la configuración de subestación en anillo, representándola en un diagrama unifilar. Coordinar los alcances y tiempos de la protección distancia (21) para la línea conectada entre las subestaciones de Medellín y Cali del sistema dado. Ajustar las funciones de sincronismo y re-cierre monofásico y trifásico para la línea conectada entre las subestaciones de Medellín y Cali del sistema dado. MARCO TEORICO
Protec ción líneas (21 dis tanc ia)
Para proteger una línea con la protección distancia se tiene en cuenta 4 zonas, la zona1, zona 2, zona 3 y la zona de reversa; para cada zona se define un alcance y sobre este se hace la coordinación de la protección distancia. Zona 1
La zona 1 de la protección distancia es generalmente una protección instantánea y tiene por finalidad proveer un despeje rápido de fallas que ocurren a lo largo de la línea. Ésta normalmente se ajusta entre un 80% y 90% de la impedancia de la línea para evitar operaciones innecesarias cuando se presente una falla más allá de la barra remota. La zona 1 se calcula a partir de la siguiente fórmula: = Ajuste de la zona 1. = Constante de ajuste – Como criterio un factor de 85% = Impedancia de secuencia positiva de la línea.
Zona 2
El objetivo principal de esta zona es proteger completamente la línea en consideración y actuar como zona de respaldo ante la no operación de la zona 1 de las líneas ubicadas en la subestación remota. Para la selección del alcance de la zona 2 se tienen en cuenta el menor valor de los siguientes criterios: Valor mínimo: Se escoge el 120% de la impedancia de la línea a proteger.
Si por criterios de coordinación se desea ajustar esta zona a una impedancia mayor, se debe tener en cuenta que este valor a ajustar cumpla con los siguientes criterios: 1. La zona 2 no debe operar para fallas en los niveles secundarios de los transformadores existentes en la subestación remota. El ajuste de la zona 2 sería como máximo igual a la suma de la impedancia total de la línea a proteger y el 80% de la impedancia equivalente de los transformadores existentes en la subestación remota. = Impedancia equivalente del transformador en la subestación remota.
2. La zona 2 no debe sobre-alcanzar la zona 1 de los relés de la subestación remota. Por lo que su ajuste como máximo es hasta el 50% de la impedancia de la línea adyacente más corta más la impedancia total de la línea a proteger. = Impedancia de la línea adyacente remota más corta.
3. El valor del reajuste de la zona 2 de la línea a proteger no debe sobrepasar el alcance de la zona 2 de la línea adyacente.
Zona 3
El objetivo de esta zona es proveer respaldo a las protecciones de las líneas adyacentes. Su ajuste se extiende hasta el extremo opuesto de la línea adyacente con mayor impedancia, se debe garantizar que este alcance no detecte fallas en los niveles secundarios de la subestación remota. El ajuste de la zona 3 se calcula de acuerdo al menor valor de los siguientes criterios: 1. La impedancia de ajuste de la zona 3 se calcula sumando la impedancia de la línea a proteger más el 80% de la impedancia equivalente de los transformadores en la barra remota. = Impedancia equivalente del transformador en la subestación remota.
2. La impedancia de ajuste de la zona 3 se calcula sumando la impedancia de la línea a proteger más el valor de impedancia de la línea adyacente con mayor impedancia, multiplicando esta suma por un factor de seguridad del 120%. = Línea adyacente con mayor impedancia
Ajus te zona reversa
El objetivo de esta zona es proveer un respaldo a la protección diferencial de barras de la subestación local. Otro ajuste de zona reversa puede ser requerido como entrada para algunas lógicas adicionales que traen los relés multifuncionales tales como: lógica de terminal débil, eco y bloqueo por inversión de corriente. El ajuste de la zona tres se hace de acuerdo al menor valor de los siguientes criterios: 1. La impedancia de la zona reversa se calcula como el 20% de la impedancia de la línea reversa con menor impedancia conectada la subestación donde se coloca la protección. = Línea reversa con menor impedancia
2. La impedancia de la zona reversa se calcula como el 20% de la impedancia equivalente del transformador de menor impedancia en la subestación donde se coloca la protección.
= impedancia equivalente menor del transformador local
DESARROLLO DEL TRABAJO Para el sistema dado abajo, elaboren las siguientes actividades: 2. Para todas las subestaciones del sistema dado, elabore un diagrama unifilar indicando las conexiones de los relés y los respectivos CTs (relación 800/1) y PTs (Relación 230000/115), suponiendo que cada bahía de línea tiene un controlador para la medida y el control, un registrador de fallas, un relé falla interruptor para cada interruptor, dos protecciones multifuncionales con las funciones distancia, 67NCD, supervisión circuito de disparo (74), recierre (79), sincronismo (25), sobre y baja tensión (59/27). Para el transformador, se cuenta con diferencial del transformador (87T) y sobrecorrientes en cada devanado. Cada subestación cuenta con su diferencial de barras y la configuración de la subestación es así:
Grupo 1, 6 y 11: Configuración barra principal. Grupo 2, 7 y 12: Configuración barra principal más transferencia. Grupo 3, 8 y 13: Configuración doble barra principal más transferencia. Grupo 4, 9 y 14: Configuración en anillo Grupo 5, 10 y 15: Configuración interruptor y medio
Hacer este detalle de conexión para las subestaciones Medellín y Cali. El Grupo 1 es el del anterior trabajo tomó como base los 100 MVA y así sucesivamente para los otros grupos (de 20 en 20 MVA).
Calcular el alcance de las zonas de protección de los relés distancia 21 indicados (flechas, relés 1, 2, 3 y 4) con el respectivo tiempo de operación y los esquemas de teleprotección que utilizaría para cada relé. Los datos de los alcances se deben entregar en ohmios primarios y secundarios. Los datos dados de impedancias están en valores primarios. Para los grupos que se repiten el primer punto, tomar la impedancia de la línea a ajustar una diferencia de 10 ohmios. Es decir, los grupos 1, 2, 3, 4 y 5 trabajan con 49.02 ohm, los grupos 6, 7, 8, 9 y 10 tomar la impedancia de 59.02 ohm y los grupos 11, 12, 13, 14 y 15 tomar 69.02 ohm para el caso de los relés 3 y 4 y de la misma manera lo aplican para los relés 1 y 2 (37.6 ohm).
DESARROLLO AJUSTES DEL RELÉ DE DISTANCIA PARA LA LÍNEA CALDAS- MEDELLÍN (Calculo zonas de protección para el relé 1) Zona 1
Se calcula a partir de la siguiente ecuación: = Impedancia de secuencia positiva de la línea.
La del lado de alta tensión, impedancia del lado primario de los Ct´s y Pt’s.
La secundaria se calcula de la siguiente manera:
= Relación del trafo corriente. = Relación del trafo de potencial.
Tiempo de la zona 1: El tiempo para la zona 1 es 0 [ms], porque la protección es instantánea.
Zona 2
Se calculan los siguientes criterios: 1. Se calcula para el 120% de la impedancia de la línea a proteger.
2. La zona 2 no debe operar para fallas en los niveles secundarios del transformador de la subestación remota (no aplica para este caso porque no hay transformadores conectados a esta barra).
3. La zona 2 no debe sobre-alcanzar la zona 1 de los relés de la subestación remota más corta = Impedancia de la línea adyacente remota más corta.
Como no se cumple que 69.12<62.695 se recurre a otro parámetro de selección 4.
Podemos ver 69.12>67.79 si cumple, debido a esto se procede al siguiente paso 5.
Al cumplir 69.12<72.885 ajustamos el valor de al mínimo permitido el cual es el el cual es
A continuación se realiza el cálculo de impedancia secundaria:
Tiempo de la zona 2: Como la zona dos se traslapa con la zona 2 de la línea adyacente, se escoge un tiempo de operación de 300 ms, con la coordinación que el tiempo de operación de la zona 2 de la subestación remota será de 200 ms. Zona 3
Para el ajuste de esta zona se calculan 2 criterios. 1. La impedancia de la zona 3 se ajusta de tal manera que no opere para fallas en los niveles secundarios del transformador de la subestación remota (No aplica para este caso porque no hay transformadores conectados a esta barra).
2. La impedancia de la zona 3 se ajusta de para que sirva de respaldo a las líneas adyacentes. = Línea adyacente con mayor impedancia
A continuación se realiza el cálculo de impedancia secundaria:
Tiempo de la zona 3: Se ajusta el tiempo de la zona 3 a 800 [ms] teniendo en cuenta que el tiempo máximo de apertura del interruptor de las líneas adyacentes a la subestación remota de la línea a proteger más el tiempo de operación de la protección de sobre corriente para el mínimo nivel de falla de los circuitos adyacentes a la subestación remota de la línea a proteger es menor a 800 [ms].
Zona reversa
La impedancia de zona de reversa se calcula los siguientes criterios. 1. La impedancia de la zona reversa se calcula como el 20% de la impedancia de la línea reversa con menor impedancia conectada a la subestación donde se coloca la protección. = Línea reversa con menor impedancia
2. La impedancia de la zona reversa se calcula como el 20% de la impedancia equivalente del transformador de menor impedancia en la subestación donde se coloca la protección (No aplica para este caso porque no hay transformadores conectados a esta barra).
La impedancia seleccionada es la menor de los dos anteriores criterios revisados con el fin de que cumpla cada uno de ellos. A continuación se realiza el cálculo de impedancia secundaria:
Ajuste del tiempo de la zona reversa: Se selecciona un tiempo de ajuste para esta zona de 1500 [ms], con el fin de permitir la actuación de las zonas de respaldos de las barras remotas.
En la siguiente tabla 1 se aprecian los ajustes de la protección distancia para el relé 1.
RELE 1 Ajustes
Zona 1
Zona 2
Secundarios [z ohms] Tiempo [ms]
Primarios [z ohms]
Zona 3
Zona R
0.818
0.3272
0
300
800
1500
Tabla 1 Ajustes protección distancia relé 1
AJUSTES DEL RELÉ DE DISTANCIA PARA LA LÍNEA CALDAS- MEDELLÍN (Calculo zonas de protección para relé 2)
Zona 1
Se calcula a partir de la siguiente ecuación: = Impedancia de secuencia positiva de la línea.
La del lado de alta tensión, impedancia del lado primario de los Ct´s y Pt’s.
La secundaria se calcula de la siguiente manera:
= Relación del trafo corriente. = Relación del trafo de potencial.
Tiempo de la zona 1: El tiempo para la zona 1 es 0 [ms], porque la protección es instantánea.
Zona 2
Se calculan los siguientes criterios: 1. Se calcula para el 120% de la impedancia de la línea a proteger.
2. La zona 2 no debe operar para fallas en los niveles secundarios del transformador de la subestación remota (no aplica para este caso porque no hay transformadores conectados a esta barra). 3. La zona 2 no debe sobre-alcanzar la zona 1 de los relés de la subestación remota más corta. = Impedancia de la línea adyacente remota más corta.
Como 69.12<59.45 no cumple seguimos con el análisis
4. Para escoger el porcentaje de línea a proteger utilizamos el siguente parámetro
Al cumplirse la desigualdad 69.12>61.69 seguimos con el siguiente paso 5.
Al cumplir 69.12<80.405 ajustamos el valor de al mínimo permitido el cual es el el cual es
A continuación se realiza el cálculo de impedancia secundaria:
Tiempo de la zona 2: Se ajusta el tiempo de la zona 2 de la línea dos (4.09*Ω+) disminuyendo el tiempo de operación de esta a 200 ms con respecto a la zona dos de la línea uno (57.6 *Ω+) el cual es 300 *ms+.
Zona 3
Para el ajuste de esta zona se calculan 2 criterios. 1. La impedancia de la zona 3 se ajusta de tal manera que no opere para fallas en los niveles secundarios del trafo de la subestación remota (no aplica para este caso porque no hay transformadores conectados a esta barra).
2. La impedancia de la zona 3 se ajusta de para que sirva de respaldo a las líneas adyacentes. = Línea adyacente con mayor impedancia
La impedancia seleccionada es la menor de los dos anteriores criterios revisados con el fin de que cumpla cada uno de ellos. A continuación se realiza el cálculo de impedancia secundaria:
Tiempo de la zona 3: Se ajusta el tiempo de la zona 3 a 800 [ms] teniendo en cuenta que el tiempo máximo de apertura del interruptor de las líneas adyacentes a la subestación remota de la línea a proteger más el tiempo de operación de la protección de sobre corriente para el mínimo nivel de falla de los circuitos adyacentes a la subestación remota de la línea a proteger es menor a 800 [ms].
Zona reversa
La impedancia de zona de reversa se calcula los siguientes criterios. 1. La impedancia de la zona reversa se calcula como el 20% de la impedancia de la línea reversa con menor impedancia conectada a la subestación donde se coloca la protección. = Línea reversa con menor impedancia
2. La impedancia de la zona reversa se calcula como el 20% de la impedancia equivalente del transformador de menor impedancia en la subestación donde se coloca la protección. No aplica para este caso porque no hay transformadores conectados a esta barra.. La impedancia seleccionada es la menor de los dos anteriores criterios revisados con el fin de que cumpla cada uno de ellos. A continuación se realiza el cálculo de impedancia secundaria:
Ajuste del tiempo de la zona reversa: Se selecciona un tiempo de ajuste para esta zona de 1500 [ms], con el fin de permitir la actuación de las zonas de respaldos de las barras remotas.
En la siguiente tabla 2 se aprecian los ajustes de la protección distancia para el relé 2.
RELE 2 Ajustes
Zona 1
Zona 2
Zona 3
Zona R
2.038
Secundarios [z ohms]
0.815
Tiempo [ms]
0
300
800
1500
Primarios [z ohms]
Tabla 2 Ajustes protección distancia relé 2
AJUSTES DEL RELÉ DE DISTANCIA PARA LA LÍNEA DE LAS SUBESTACIONES MEDELLÍNCALI(Calculo zonas de protección para el relé 3 )
Zona 1
Se calcula a partir de la siguiente ecuación: = Impedancia de secuencia positiva de la línea.
La del lado de alta tensión, impedancia del lado primario de los Ct´s y Pt’s.
La secundario se calcula de la siguiente manera:
= Relación del trafo corriente. = Relación del trafo de potencial.
Tiempo de la zona 1: El tiempo para la zona 1 es 0 [ms], porque la protección es instantánea.
Zona 2
Se calculan los siguientes criterios: 1. Se calcula para el 120% de la impedancia de la línea a proteger.
2. La zona 2 no debe operar para fallas en los niveles secundarios del transformador de la subestación remota. = Impedancia equivalente del transformador en la subestación remota.
3. La zona 2 no debe sobre-alcanzar la zona 1 de los relés de la subestación remota más corta = Impedancia de la línea adyacente remota más corta.
Como 82.824<74.115 no cumple seguimos con el análisis
4. Para escoger el porcentaje de línea a proteger utilizamos el siguente parámetro
Al no cumplirse la desigualdad 82.824>101538 seguimos con el siguiente paso 5.
82.824>99.5 como sigue sin cumplir la condición ajusto =82.824 como lo recomienda el diagrama de bloques dado por el profesor
A continuación se realiza el cálculo de impedancia secundaria:
Tiempo de la zona 2: Se ajusta el tiempo de la zona 2 a 400 [ms] .
Zona 3
Para el ajuste de esta zona se calculan 2 criterios. 1. La impedancia de la zona 3 se ajusta de tal manera que no opere para fallas en los niveles secundarios del transformador de la subestación remota. = Impedancia equivalente del transformador en la subestación remota.
2. La impedancia de la zona 3 se ajusta de para que sirva de respaldo a las líneas adyacentes. = Línea adyacente con mayor impedancia
La impedancia seleccionada es la menor de los dos anteriores criterios revisados con el fin de que cumpla cada uno de ellos. A continuación se realiza el cálculo de impedancia secundaria:
Tiempo de la zona 3: Se ajusta el tiempo de la zona 3 a 800 [ms] teniendo en cuenta que el tiempo máximo de apertura del interruptor de las líneas adyacentes a la subestación remota de la línea a proteger más el
tiempo de operación de la protección de sobre corriente para el mínimo nivel de falla de los circuitos adyacentes a la subestación remota de la línea a proteger es menor a 800 [ms].
Zona reversa: La impedancia de zona de reversa se calcula los siguientes criterios. 1. La impedancia de la zona reversa se calcula como el 20% de la impedancia de la línea reversa con menor impedancia conectada a la subestación donde se coloca la protección. = Línea reversa con menor impedancia
2. La impedancia de la zona reversa se calcula como el 20% de la impedancia equivalente del transformador de menor impedancia en la subestación donde se coloca la protección. No aplica para este caso porque no hay transformadores conectados a esta barra. La impedancia seleccionada es la menor de los dos anteriores criterios revisados con el fin de que cumpla cada uno de ellos. A continuación se realiza el cálculo de impedancia secundaria:
Ajuste del tiempo de la zona reversa: Se selecciona un tiempo de ajuste para esta zona de 1500 [ms], con el fin de permitir la actuación de las zonas de respaldos de las barras remotas.
En la siguiente tabla 3 se aprecian los ajustes de la protección distancia para el relé 3.
RELE 3 ajustes
Zona 1
Zona 2
Zona 3
Zona R
0.82
Secundarios [z ohms]
0.33
Tiempo [ms]
0
400
800
1500
Primarios [z ohms]
Tabla 3 Ajustes protección distancia relé 3
AJUSTES DEL RELÉ DE DISTANCIA PARA LA LÍNEA CALI-MEDELLÍN (Calculo zonas de protección para relé 4)
Zona 1
Se calcula a partir de la siguiente ecuación: = Impedancia de secuencia positiva de la línea.
La del lado de alta tensión, impedancia del lado primario de los Ct´s y Pt’s.
La secundaria se calcula de la siguiente manera:
= Relación del trafo corriente. = Relación del trafo de potencial.
Tiempo de la zona 1: El tiempo para la zona 1 es 0 [ms], porque la protección es instantánea.
Zona 2
Se calculan los siguientes criterios: 1. Se calcula para el 120% de la impedancia de la línea a proteger.
La zona 2 no debe operar para fallas en los niveles secundarios del transformador de la subestación remota (Este criterio no aplica para la subestación Cali ya que en el extremo remoto de la línea a proteger no hay transformadores conectados). 2. La zona 2 no debe sobre-alcanzar la zona 1 de los relés de la subestación remota = Impedancia de la línea adyacente remota más corta.
Como 82.824<71.06 no cumple seguimos con el análisis
3. Para escoger el porcentaje de línea a proteger utilizamos el siguente parámetro
Al cumplirse la desigualdad 82.824>73.11 seguimos con el siguiente paso 1.
Al cumplir 69.12<91.825 ajustamos el valor de al mínimo permitido el cual es el el cual es
A continuación se realiza el cálculo de impedancia secundaria:
Tiempo de la zona 2: Se ajusta el tiempo de la zona 2 de la línea dos (4.82[ Ω+) disminuyendo el tiempo de operación de esta a 200 ms con respecto a la zona dos de la línea uno (69.02 *Ω+) el cual es 300 *ms+.
Se ajusta el tiempo de la zona 2 a 400 [ms] asumiendo que el tiempo de la zona 2 de la línea de 4.09 *Ω+ sea inferior a 400 [ms], para evitar el disparo de la zona 2 del relé 1 cuando se presenta falla en la zona 2 de la línea de 4.09 *Ω+.
Zona 3
Para el ajuste de esta zona se calculan 2 criterios. La impedancia de la zona 3 se ajusta de tal manera que no opere para fallas en los niveles secundarios del transformador de la subestación remota. (Este criterio no aplica para la subestación Cali ya que en el extremo remoto de la línea a proteger no hay transformadores conectados).
1. La impedancia de la zona 3 se ajusta de para que sirva de respaldo a las líneas adyacentes. = Línea adyacente con mayor impedancia
La impedancia seleccionada es la menor de los dos anteriores criterios revisados con el fin de que cumpla cada uno de ellos. A continuación se realiza el cálculo de impedancia secundaria:
Tiempo de la zona 3: Se ajusta el tiempo de la zona 3 a 800 [ms] teniendo en cuenta que el tiempo máximo de apertura del interruptor de las líneas adyacentes a la subestación remota de la línea a proteger más el
tiempo de operación de la protección de sobre corriente para el mínimo nivel de falla de los circuitos adyacentes a la subestación remota de la línea a proteger es menor a 800 [ms].
Zona reversa: La impedancia de zona de reversa se calcula los siguientes criterios. 1. La impedancia de la zona reversa se calcula como el 20% de la impedancia de la línea reversa con menor impedancia conectada a la subestación donde se coloca la protección. = Línea reversa con menor impedancia
2. La impedancia de la zona reversa se calcula como el 20% de la impedancia equivalente del transformador de menor impedancia en la subestación donde se coloca la protección. = impedancia equivalente menor del transformador local
La impedancia seleccionada es la menor de los dos anteriores criterios revisados con el fin de que cumpla cada uno de ellos. A continuación se realiza el cálculo de impedancia secundaria:
Ajuste del tiempo de la zona reversa: Se selecciona un tiempo de ajuste para esta zona de 1500 [ms], con el fin de permitir la actuación de las zonas de respaldos de las barras remotas.
En la siguiente tabla 4 se aprecian los ajustes de la protección distancia para el relé 4.
RELE 4
Ajustes Primarios [z ohms]
Zona 1
Zona 2
Zona 3
Zona R
2.04
Secundarios [z ohms]
0.82
Tiempo [ms]
0
300
800
1500
Tabla 4 Ajustes protección distancia relé 4
Nota: No fue posible calcular el efecto infeed ni el alcance resistivo para las diferentes zonas de cada subestación, ya que no se conocían los valores de corriente necesarios para dichos cálculos.
3.
De los ajustes de las funciones sincronismo (25) y recierre monofásico y trifásico para los relés ubicados en cada uno de los extremos de la línea Medellín – Cali
AJUSTE DE SINCRONISMO La función de verificación de sincronismo, permite que los recierres del interruptor después de una operación de apertura por falla no se hagan en condiciones que podrían comprometer la estabilidad del sistema o provocar esfuerzos excesivos para las unidades generadoras. Por tal motivo antes de ocurrir el recierre de una barra viva-linea viva se debe verificar algunas condiciones especiales que se deben cumplir. Los criterios que se manejarán en los relés de las subestaciones son los siguientes: Máxima diferencia de Tensión: 10% Vn= 23 Kv. Diferencia ángulo de fase: 25° Deslizamiento de frecuencia: Dado que nuestro sistema requiere tiempos muertos del interruptor cortos, se estable un delta de frecuencia de 150mH.
AJUSTE DE RECIERRE Normalmente cuando ocurre una falla en la línea, los interruptores de cada extremo se disparan de tal forma que la línea quede desconectada del sistema y poder aclarar la falla sin ningún tipo de daño. Como la mayoría de las fallas son instantáneas, los sistemas de protección son equipados con funciones que realizan intentos de cierre o recierres de los interruptores acabados de operar
por falla, con el fin de establecer de nuevo el servicio y por ende asegurar el suministro de energía eléctrica. Cuando ocurre estos recierres es normal cerrar un extremo de la línea y luego el otro; el primer extremo a cerrar corresponde al más débil y posteriormente de la verificación de sincronismo se cierra el otro extremo. Para sincronizar los recierres de la línea Medellín y Cali, se establece que el extremo apropiado a sincronizar (Barra viva-línea viva) es el de la subestación Medellín, por su cercanía a los generadores, por tanto el extremo Cali recierra con el esquema Barra viva-Línea muerta.
Recierre automático tripolar: Se realiza el recierre tripolar cuando ocurre fallas trifásicas o en el caso de que una falla monofásica evolucione.
Recierre Barra viva-Línea muerta en Subestación Cali. Tiempo muerto: 400 ms Recierre Barra viva-Línea viva en Subestación Medellin, después de verificación de sincronismo. Tiempo muerto: 500 ms
Recierre automático monopolar: Se realiza el recierre monopolar cuando ocurre fallas monofásicas, como solo sale de servicio la fase fallada, las dos fases sanas mantienen el sincronismo durante el tiempo de interrupción; por lo tanto no se requiere previa verificación de sincronismo en el recierre Barra viva-Línea viva.
Recierre Barra viva-Línea muerta en Subestación Cali. Tiempo muerto: 500 ms Recierre Barra viva-Línea viva en Subestación Medellin, después de verificación de sincronismo. Tiempo muerto: 600 ms.
Nota: -En los sistemas de alta tensión el tiempo muerto debe ser mayor en los recierres monofásicos que para los recierres trifásicos, debido al acople capacitivo de las fases sanas. -Para la utilización de estos relés en subestaciones con configuración de múltiples interruptores, como la subestación Medellín y Cali (anillo); los relés de recierre se debe suministrar con una función de prioridad secuencial de recierre para determinar el orden de reconexión de los interruptores.
4.
Indique como operaría la función falla interruptor por etapa 1 y etapa 2 de los interruptores donde se encuentra los relés a ajustar y de acuerdo a la configuración de la subestación dada.
OPERACIÓN FALLA INTERRUPTOR La función falla interruptor es una protección local, que opera cuando un interruptor no ejecuta la orden de disparo de las protecciones principales cuando estas ven una falla. El principio de operación de esta protección inicia con la energización de un relé de tiempo, que lo provoca la protección principal conjuntamente con la orden de apertura del interruptor; el relé de tiempo al terminar su cuenta comprueba si la orden de disparo fue ejecutada; este tiempo es base al tiempo de operación de los interruptores más un margen; si no se realiza la interrupción, el relé falla interruptor vuelve a operar sobre el mismo interruptor – retrip- (Etapa 1), al no conseguir el disparo se da la orden de un nuevo disparo pero a los interruptores asociados para despejar la falla(Etapa 2). Para determinar los tiempos de coordinación de las etapas hay que tener en cuenta tiempos inminentes de la operación de los interruptores como son la operación de apertura y reposición. Determinación de las etapas
Etapa 1: La etapa 1 es la cual el relé 50BF espera los tiempos de operación y de reposición del interruptor para aclarar la falla, con lo que después de un margen vuelve a dar la orden al mismo interruptor de apertura. Si se considera los tiempos de operación del interruptor en 60 ms más los de su reposición 30 ms y se considera un margen de 60 ms de identificación y procesamiento de la falla, se establece el tiempo total de la Etapa 1 en 150 ms. Etapa 2: La etapa dos consiste en el tiempo en que el relé da la orden de apertura de los interruptores asociados por causa del fallido redisparo intentado en la zona 1. El tiempo de esta etapa es el tiempo de la Etapa 1 más la posible operación y reposición del interruptor fallado. Por lo tanto este tiempo es el de la etapa 1 más el tiempo de la posible operación, 60 ms, y su respectiva reposición 30 ms; por lo tanto es de 240 ms.
Nota: Se debe considerar el tiempo en la operación de la protección principal en el momento de la falla, 40 ms. Tiempo total de despeje de falla En el caso de que se presente la falla en el interruptor y el redisparo no tenga éxito el tiempo total del despeje de falla seria la suma del tiempo de operación de la protección 40 ms más el tiempo de la Etapa 2 (240ms) , ya que la Etapa 1 está inmerso en esta, más el tiempo de operación de los interruptores asociados a la falla 60 ms. Por lo tanto se tiene un tiempo total de despeje de falla de 340 ms
Subestación en anillo. Como en la subestación en anillo, cada línea la protege dos interruptores y cada uno de estos cuenta con una protección falla interruptor. La etapa 1 de la protección 50BF (150ms) operaria sobre el mismo interruptor; si esta operación de apertura no se lleva a cabo, entra a operar la zona 2 en 240 ms que daría la orden de apertura del interruptor adyacente, en el extremo contrario de l de la línea.
CONCLUSIONES - En el criterio de la zona dos tanto de la línea a proteger como de la adyacente, es muy importante coordinar los tiempos de operación para evitar que dispare primero protecciones que se encuentran más lejanas a la falla. - En líneas adyacentes cortas, de la línea a proteger, se puede presentar que el alcance mínimo alcance de la zona 2, sobrepase la zona 1 de la línea adyacente, presentando un traslape de las zonas 2 de ambas líneas, para coordinar esta situación, se disminuye el tiempo de la zona 2 de la línea adyacente y se aumenta el tiempo de la zona 2 de la línea a proteger. -
En los sistemas de alta tensión el tiempo muerto debe ser mayor en los recierres monofásicos que para los recierres trifásicos, debido al acople capacitivo de las fases sanas.
- Una falla del interruptor en una configuración en anillo, puede presentar grandes problemas de selectividad, ya que por cada interruptor está asociadas dos líneas, por lo tanto en la Etapa 2 del relé falla interruptor dispararía interruptores distintos a los dos de falla provocando que las líneas por estos salgan de servicio. - La función de verificación de sincronismo es muy importante en el momento de los recierres en los esquemas barra viva-línea viva, ya que se por dicho recierre se podría generar grandes inconvenientes al sistema, como apagones y daños a generadores.
BIBLIOGRAFÍA: 1. Subestaciones de Alta y extra Alta tensión. Mejia y Villegas. Segunda edición. 2. Elementos de diseño de subestaciones. Heniquez Harper. 3. Curso teórico práctico de Protecciones eléctrica. Prada Sanchez, Luis Eduardo.
