MANTENIMIENTO DE SISTEMAS DE PROTECCION PARA SUBESTACIONES DE MT y AT

CURSO PRESENCIAL MANTENIMIENTO DE SISTEMAS DE PROTECIÓN PARA SUBESTACIONES DE MT Y AT

CARLOS CAMARENA CAMARENA

Noviembre, 2015

PRIMERA PARTE

MANTENIMIENTO DE SISTEMAS DE PROTECCION PARA SUBESTACIONES DE MT y AT

CONTENIDO 1.

INTRODUCCIÓN. Sistemas de Protección. Clasificación del Sistema de Protección. Análisis del Mantenimiento Predictivo en Sistemas de Protección.

2.

3. 4.

5. 6.

PRUEBAS APLICABLES PARA EL MANTENIMIENTO PREDICTIVO EN SUBESTACIONES DE AT. 2.1 Pruebas a Relés de Protección 2.1.1 Pruebas a Relés de Transformador de Potencia 2.1.2 Pruebas a Relés de Línea (Distancia y Diferencial) 2.1.3 Pruebas a Relés de Barra (Diferencial) 2.2 Pruebas a Interruptores de Potencial 2.2.1 Resistencia de Contactos. 2.2.2 Tiempo de apertura y cierre 2.2.3 Medición de corriente en bobina 2.2.4 Medición de corriente motor 2.2.5 Medición de la discordancia entre polos 2.2.6 Medición de tiempo de carga del resorte 2.3 Pruebas a Transformadores de Corriente. 2.3.1 Pruebas de relación y polaridad 2.3.2 Curvas de saturación y excitación. 2.3.3 Pruebas de impedancia lazo. 2.3.4 Pruebas de resistencia de devanados. 2.3.5 Prueba de carga al secundario. 2.3.6 Prueba de aislamiento. PRUEBAS FUNCIONALES DEL SISTEMA DE PROTECCION DE AT PRUEBAS APLICABLES PARA EL MANTENIMIENTO PREDICTIVO EN SUBESTACIONES DE MT 4.1. Para la Relés de Protección 4.1.1. Pruebas a relés de alimentador (Sobrecorriente). 4.1.2. Pruebas a relés de Tensión. 4.1.3. Pruebas a relés de Frecuencia 4.1.4. Pruebas a relés de Motores 4.2. Pruebas a Interruptores de Media Potencia 4.2.1. Resistencia de Contactos 4.2.2. Tiempo de apertura y cierre 4.2.3. Medición de corriente en bobina 4.2.4. Medición de la discordancia entre polos 4.2.5. Medición de tiempo de carga del resorte 4.3. Pruebas a Transformadores de Corriente. 4.3.1. Pruebas de relación y polaridad 4.3.2. Curvas de saturación y excitación 4.3.3. Pruebas de Impedancia lazo. 4.3.4. Pruebas de resistencia de devanados 4.3.5. Prueba de carga al secundario 4.3.6. Prueba de aislamiento 4.4. Prueba a Transformadores de Tensión 4.4.1. Pruebas de relación y polaridad 4.4.2. Pruebas de impedancia lazo 4.4.3. Prueba de carga al secundario 4.4.4. Prueba de aislamiento PRUEBAS FUNCIONALES DEL SISTEMA DE PROTECCION DE MT. NORMAS APLICABLES.

Energía & Mantenimiento Eléctrico

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1. GENERALIDADES

1.1. OBJETIVO GENERAL

Este manual se desarrolla con el propósito de estandarizar los procedimientos para realizar un correcto mantenimiento de los equipos que conforman el sistema de protección.

1.2. OBJETIVO ESPECIFICO

Conocer el método para las pruebas de mantenimiento de los siguientes equipos del sistema de protección:

-

Pruebas a relés de protección.

-

Pruebas a un interruptor de potencia.

-

Pruebas a transformador de corriente.

-

Pruebas a transformador de tensión.

1.3. SISTEMA DE PROTECCION

Está conformado por los equipos e instalaciones dedicados a la medición de los parámetros eléctricos (corriente, tensión, frecuencia), al monitoreo y la interrupción de circuitos de potencia.


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1.4. CLASIFICACION DEL SISTEMA DE PROTECCION

Los sistemas de protección depende mucho del equipo a ser protegido por ende podemos clasificarlo en los siguientes:

-

Sistema de protección de transformador de potencia.

-

Sistema de protección de líneas de transmisión.

-

Sistema de protección de generadores.

-

Sistema de protección de motores.

-

Sistema de protección de bancos de condensadores.

-

etc.

1.5. ANALISIS DEL MANTENIMIENTO A SISTEMAS DE PROTECCION

En los últimos años el sistema de protección, se ha visto influenciado por el avance

de

la

electrónica,

la

automática,

programación

y

las

telecomunicaciones, exigiendo mayor preparación del personal, no solo desde el punto de vista de la operación, si no desde el punto de vista del mantenimiento.

El mantenimiento de protecciones tiene por objeto lograr disponibilidad de la protección, en condiciones de buen funcionamiento. Los mantenimientos según manual de mantenimiento de protecciones de Transener S.A., se pueden clasificar en:

 Mantenimiento preventivo.- revisión periódica que procura la detección de una avería acontecida en la protección, antes de que la misma ocasione una pérdida de selectividad o funcionamiento no previsto de la protección, con la consiguiente afectación no deseada del


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sistema eléctrico de potencia. Se refiere fundamentalmente al ensayo de verificación funcional y acondicionamiento de componentes.

Según Ministerio de Energía y Minas, en su Guía de Mantenimiento de relés, recomienda realizar los ensayos con una periocidad definida según la tecnología de fabricación del relé:

 Mantenimiento predictivo.- revisión periódica de la protección, o de alguna de sus partes componentes, para anticipar el conocimiento de una avería potencial, antes que la misma se produzca. Incluye las acciones para evitar la avería.

 Mantenimiento adaptativo.- trabajo no periódica, necesario para adecuar funciones de la protección a nuevos requerimientos sobre la misma. Frecuentemente se trata de una modificación de ajuste o de conexionado.

 Mantenimiento correctivo.- acción no periódica, ejercida para la reparación de la avería, por reemplazo o reconstitución de las partes dañadas de la protección.


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2. PRUEBAS APLICABLES PARA EL MANTENIMIENTO PREDICTIVO EN SUBESTACIONES DE ALTA TENSION.

2.1. PRUEBAS A RELES DE PROTECCION

2.2.1 . RELÉS DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA

a) TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Los transformadores de potencia constituyen la parte más importante de una subestación eléctrica, una falla en estos puede producir una pérdida de alimentación a centros de cargas importantes, por esta razón, aun cuando se trata de una maquina estática que tiene un numero de fallas mucho menor que un generador, se pone mucho atención a su sistema de protección. El grado de protección que se le asigne depende mucho del tamaño de transformador.

Las protecciones más importantes son:

 Protección diferencial del transformador (87T).  Protección contra presencia de gases (Buchholz).  Protección contra falla a tierra.

b) CLASIFICACION DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Los transformadores de potencia a proteger, las clasificaremos según su ubicación en él sistema de potencia, los cuales las agrupamos en:



Transformadores de generadores (step-up).



Transformadores de transmisión.


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

Transformadores de distribución.

También puede clasificarse como: bancos monofásicos o unidades trifásicas de dos (2) devanados, tres (3) devanados o cuatro (4) devanados.

Las protecciones numéricas, no son afectadas por las variaciones del sistema eléctrico de los transformadores de potencia, solo la cantidad de devanados afecta el costo del relé y las pruebas de este. c) TASA DE FALLAS

Algunas bibliografías indican que la tasa anual de un transformador de potencia oscila entre 1% y 4%. La tasa de fallas de un transformador dirigido al ciclo de vida del transformador, registra según la curva bath.

Donde: 1 - Es la etapa infantil del transformador, después que la maquina salió de fabrica. 2 - Es la etapa en donde presenta un funcionamiento normal, con un aumento muy lento durante muchos años de servicio (Zona de fallos aleatorios). 3 - Es la etapa de desgaste o degradación o envejecimiento, donde la tasa de fallas se incrementa rápidamente ante un transformador envejecido.


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d) TIPOS DE FALLAS

Según información extraída del IEEE, las estadísticas hasta el año 1982, en un universo de 1127 transformadores, presenta la siguiente distribución de fallas:



Fallas en los devanados

:

51%



Fallas en el cambiador de tomas

:

19%



Fallas en los bujes

:

9%



Fallas en las cajas de conexión

:

6%



Fallas en el núcleo

:

2%



Fallas misceláneos

:

13%

e) ENSAYOS TIPICOS

Según información extraído de INDUCOR, la siguiente figura muestra los diferentes métodos de ensayos más comunes que se efectúan para detectar fallas en los transformadores de potencia, los cuales se detallan por tipo de ensayos y porcentaje de efectividad.

Fig. 05.- Tipo de ensayos y % de efectividad


8


Entre los ensayos detallados se encuentran:



Pruebas de relés de protección.



Relación de transformación (TTR).



Análisis de gases disueltos (DGA).



Resistencia de bobinados, gases totales combustibles (TCG).



Prueba de corriente.



Factor de potencia.



Mediciones de temperatura.



Prueba de capacitancia.

f) ESQUEMAS DE PROTECCIÓN

Fig. 02.- Protección de Transformadores de generador (Step-up)


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Fig. 03.- Protección de transformadores de Transmisión

Fig. 04.- Protección de transformadores de distribución


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g) PROTECCION DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR (87T)

Un esquema típico se ilustra en la siguiente figura:

Fig. 01.- Esquema típico de protección del transformador



La zona de protección cubre hasta los transformadores de corriente que alimentan al relé.



Disparo suficientemente rápido (< 3 ciclos = 50 milisegundos), que minimiza los problemas de estabilidad.



Protección confiable, los disparos generalmente corresponden a fallas del propio del transformador, excepto cuando ha sido mal ajustado o conectado.



No detecta cortocircuitos internos de baja corriente (Cercanos al neutro).



El relé dispone de bloqueos con presencia de segunda armónica en el momento de energización del transformador de potencia y así evita un disparo indeseado.



No protege contra elevaciones de temperatura, ni ruptura del tanque ni fallas del interruptor.


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

Se debe combinar con protecciones mecánicas (Propias del transformador) y otras protecciones eléctricas (Sobrecorriente de fases y tierra).



Protecciones propias del transformador, como la térmica (49) para sobrecargas, la Buchholz (63B), presión (63P) para fallas internas, el nivel de aceite (71) para detectar perdidas de aceite.



El relé de disparo y bloqueo (86), está relacionado directamente a esta protección, y como su nombre lo indica, dispara los interruptores bloqueándolos, evitando que sean cerrados nuevamente hasta que no haya una reposición intencional.

Normalmente los relés diferenciales porcentuales (87T), tienen una pendiente ajustable entre el 20% y el 50%. Para la selección de la pendiente es necesario tener en cuenta el rango de variación del cambiador de tomas, siendo necesario en la mayoría de casos, ajustar la pendiente por encima del 30%.


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h) PROTECCION DE SOBRECORRIENTE (50/51, 50N/51N)

La protección de corriente mide permanentemente la corriente de cada fase con la finalidad de detectar las sobrecorrientes que se pueden presentar ante un cortocircuito. El tiempo de actuación esta en función del valor de la corriente y puede ser:



De tiempo definido, cuando se supera el umbral previamente calibrado. En este caso su operación puede ser instantáneo (función 50) o temporizado (función 51).



De tiempo de inverso, cuya operación depende del tiempo según una función exponencial, establecida por la siguiente expresión:


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Ajustes de sobrecorriente de tiempo inverso (51), los criterios de ajustes son básicamente:



El ajuste de corriente de los relés de sobrecorriente normalmente se definen entre 130% y el 150% de la corriente asignada.



La curva de tiempo en el lado fuente (Desde donde se energiza el transformador) debe coordinarse con la corriente de magnetización inicial.



Para fallas en AT del transformador, el relé medirá corriente de falla proveniente del sistema y debe actuar en un tiempo máximo de 250 milisegundos.



La protección de AT vera una falla en barras de BT y debe actuar en un tiempo máximo de 500 milisegundos.



En el lado de baja tensión o de la carga, la curva del relé debe coordinar con los relés de la carga.



Para fallas en BT, el relé debe actuar en tiempo máximo de 500 milisegundos.

Ajustes de sobrecorriente residual (51N), los criterios de ajustes son básicamente:



Ya

que

todos

los

transformadores

de

potencia

son

cargados

balanceadamente, el relé de corriente residual se puede ajustar entre el 20% y 40% de la corriente asignada. 

En el lado de alta tensión la curva de tiempo puede ser la mínima cuando existe independencia entre las secuencias cero del lado de alto y baja (ejemplo conexión estrella, delta).



Mientras que en el lado de baja tensión se debe coordinar con los relés residuales de la carga.


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Ajustes de sobrecorriente instantáneo (50), los criterios de ajustes son básicamente:



Muchos no los habilitan por la cantidad de falsos disparos que han producido.



Si se ajustan, se debe ajustar 25% por encima del valor pico de la corriente máxima instantánea de falla que circula a través del transformador, es decir, por una falla en bujes del lado opuesto.



Este ajuste debe estar por encima de la corriente de magnetización inicial del transformador.


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i) CALCULOS DE AJUSTES DE LA PROTECCION



ESQUEMA DEL CIRCUITO EN ANALISIS


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

AJUSTES DE LA PROTECCION DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR (T60)

DATOS DEL RELE EJEMPLO Marca Modelo

: :

GENERAL ELECTRIC T60

DATOS DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA Descripción KV nominales Máximo MVA nominales Relación de TC Tipo de conexión Conexión de TC Resistencia de PAT (A) Falla trifásica (kA)

Primario Devanado #1 22.9 7.50 200:5 DELTA WYE N/A 6.35

Secundario Devanado #2 4.16 7.50 1200:5 WYE WYE 200 12.12

POLARIDAD DEL CONEXIONADO DE TCs Y CARACTERISTICA DE OPERACION

Para que el relé opere correctamente los transformadores de corriente se deben instalar con sus puntos de polaridades indicando hacia fuera de la zona protegida.


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La característica de este y otros relés, se ajusta según parámetros definidos por un estudio de protecciones.

CALCULO DE LOS PARAMETROS DE LA CARACTERISTICA DE OPERACION

Para definir la curva característica de la función diferencial, se determinara para este relé los siguientes parámetros:

Pickup

:

?

Breakpoint 1 :

?

Breakpoint 2 :

?

Slope 1

:

?

Slope 2

:

?

A continuación se detalla los cálculos:



Corriente nominales


18


Inom HV  Inom MV 



MVAx1000 3xVWDG1 MVAx1000



3xVWDG1



7.5 x 1000 3 x 22.9 7.5 x 1000 3 x 4.16

 189.1  1040.9

Corrientes marginales

CT  HV 200   1.058 Inom HV 189.1 CT  MV 1200 I magin2   1.153 Inom MV 1040.9 I magin1

El devanado 1, se considera como referencia (Menor valor). 

Factores de compensación

CT V HV HV  40  22.9  1.00 M  1 CT V 40  22.9 re f re f CT V MV MV  240  4.16  1.09 M  2 CT V 40  22.9 re f re f



Determinación de la corriente diferencial (Id) y restricción (Ir)

189.1  1040.9 I  I1( SEC) (pu) I2( SEC) (pu)  x1.00  x1.09  0.00 d 200 1200 I  ma x(I1( SEC) (pu), I2( SEC) (pu))  ma x(0.946 , - 0.946)  0.946 r 

Determinación de la mínima corriente de operación

Pickup = 0.20

(Esta corriente es mayor a la corriente en vacio del

transformador de potencia)


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-

Corriente en vacio

:

5%

-

Error del relé

:

5%

-

Error de los TC

:

5%

-

Tolerancia de cálculo :

5%

TOTAL = 20 %

Slope 1 = 25% (Depende de los transformadores de corriente y variación de taps de los transformadores de potencia)

%Sl ope (Id/Ir)x100%  (0.2/0.946)x100  21.1%

Se elige el inmediato mayor.

Slope 2 = 90%

(Depende de las corrientes diferenciales altas como

resultado de la saturación del transformador de corriente, normalmente esta en el orden del 80 a 100%)

Se elije típicamente 90%

Breakpoint 1 = 2 p.u. (Este valor está por encima del nivel operativo máximo de corriente del transformador de potencia, este punto define el fin de la primera pendiente y el principio de la región de transición).

Breakpoi nt 1  1.5x0.946  1.419  2.0

Breakpoint 2 = 8 p.u. (Este valor debe se ajusta para el nivel en el cual cualquiera de los TCs comenzara a saturarse, este punto define el fin de la región de transición y el comienzo de la segunda pendiente).


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Breakpoi nt 2  (12120/1200)x1.09x80%  8.807  8.0

Instantaneous = 10 p.u. (Usa los mismo cálculos diferenciales como en el elemento porcentual, pero su propósito es la operación instantáneo bajo la magnitud de corrientes internas altas de falla).

Instantane ous  (12120/1200)x1.09x100%  11.009  10.0

Los parámetros importantes de bloqueo por armónicos serán:

Inrush Inhibit level = 12% (Evita que el relé opere en el proceso de energización del transformador de potencia, midiendo el contenido de 2da armónica presente en la corriente).

Overexcitation inhibit level = 30% (Evita que el relé opere por sobreexcitaciones intencionales del sistema, midiendo el contenido de 5th armónica presente en la corriente)



AJUSTES DE LA PROTECCION DE SOBRECORRIENTE (50/51; 50N/51N)

DATOS DE RELE EJEMPLO Marca Modelo

: :

GENERAL ELECTRIC T60

DATOS DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA


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MANTENIMIENTO DE SISTEMAS DE PROTECCION PARA SUBESTACIONES DE MT y AT Descripción KV nominales Máximo MVA nominales Relación de TC Tipo de conexión Conexión de TC Resistencia de PAT (A) Falla trifásica (kA)

Primario Devanado #1 22.9 7.50 200:5 DELTA WYE N/A 6.35

Secundario Devanado #2 4.16 7.50 1200:5 WYE WYE 200 12.12

AJUSTES DE SOBRECORRIENTE DEL DEVANADO 1 Corriente - Potencia nominal

:

189.3 A-prim (7.50 MVA)

El arranque de la función de sobrecorriente de fases se determina como el 130% de la corriente nominal de la potencia instalada, y para fallas a tierra como el 5% de la corriente nominal de la potencia instalada.

I> = 240 A-prim; IEC-B; 0.13 (130% x 189.3 = 246.1 ≈ 240 A) I>> = 3 600 A-prim; 0.00 seg

Io> = 12 A-prim; Definite Time; 0.20 (5% x 246.1 = 12.3 ≈ 12 A) Io>> = 200 A-prim; 0.05 seg


22

DIgSILENT


100

[s]

T60_IN20714A_WELL8.23->T01 C2 - IEC Class B (Very Inverse) 240.00 pri.A 0.13

10

1 T60_IN20714A_WELL8.23->T01 Definite time 12.00 pri.A 0.20

T60_IN20714A_WELL8.23->T01 3600.00 pri.A 0.00 s

0.1

T60_IN20714A_WELL8.23->T01 200.00 pri.A 0.05 s 0.01 22.90 kV 10

100 Terminal(15)\Cub_4\T60_IN20714A_WELL8.23->T01

1000

10000 Transformer Damage Curve_7.5MVA

[pri.A]

100000

Time-Overcurrent Plot(1) Date: 11/26/2015 Annex:

AJUSTES DE SOBRECORRIENTE DEL DEVANADO 2 Corriente - Potencia nominal

:

1042.1 A-prim (7.50 MVA)

El arranque de la función de sobrecorriente de fases se determina como el 130% de la corriente nominal de la potencia instalada, y para fallas a tierra como el 10% de la corriente nominal del primario del transformador de corriente.

I> = 1320 A-prim; IEC-B; 0.13 (130% x 1042.1 = 1354.7 A ≈ 1320 A) I>> = 19 800 A-prim; 0.00 seg

Ig> = 5 A-prim; Definite Time; 0.40 (10% x 50 = 5 A) Ig>> = 150 A-prim; 0.25 seg


23

DIgSILENT


100

[s]

10 T60_IN20714B_WELL8.4.2->T01 C2 - IEC Class B (Very Inverse) 1320.00 pri.A 0.13 T60_IN20714B_WELL8.4.2->T01 Definite time 5.00 pri.A 0.40 1

T60_IN20714B_WELL8.4.2->T01 19800.00 pri.A 0.00 s 0.1 T60_IN20714B_WELL8.4.2->T01 150.00 pri.A 0.25 s

0.01 4.16 kV 1

100 Terminal(125)\Cub_1\T60_IN20714B_WELL8.4.2->T01

10000

[pri.A]

1000000

Time-Overcurrent Plot(1) Date: 11/26/2015 Annex:

j) PARAMETRIZACION DE LOS AJUSTES DEL RELE

Parámetros generales del transformador de potencia y transformadores de corriente


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MANTENIMIENTO DE SISTEMAS DE PROTECCION PARA SUBESTACIONES DE MT y AT Parámetros de la función diferencial de transformador (87T)

Parámetros de la función sobrecorriente de fases (50/51), para devanado 1 y devanado 2


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MANTENIMIENTO DE SISTEMAS DE PROTECCION PARA SUBESTACIONES DE MT y AT Parámetros de la función sobrecorriente a tierra (50N/51N), para devanado 1

Parámetros de la función sobrecorriente a tierra (50G/51G), para devanado 2


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k) INGENIERIA DEL RELE Bornera a través del cual se inyectara corriente del devanado 1

Bornera a través del cual se inyectara corriente del devanado 2


27


Contacto de disparo


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l) CONFIGURACION DEL EQUIPO DE PRUEBAS

CONFIGURACION DEL HARDWARE

Las conexiones físicas en el equipo serán como se detalla en la figura

Se activan las fuentes de corriente trifásicas


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CONFIGURACION DEL OBJETO

Se direccionan las fuentes de corriente (Lado A y lado B)

Se direccionan las entradas (Disparos y arranques)

Se ingresan los parámetros generales del relé a probar


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Se ingresan los datos del transformador de potencia

Se ingresan los datos de los transformadores de corriente


31


Se ingresan los ajustes de protección de la función diferencial (87T)

Se ingresa la curva característica de la función diferencial (87T)


32


Se ingresan los ajustes de bloqueo de 2da armónica

Se ingresan los ajustes de bloqueo de 5ta armónica


33


Se ingresan los ajustes de sobrecorriente de fases devanado 1 y 2 (50/51)

Se ingresan los ajustes de sobrecorriente de fases devanado 1 y 2 (50N/51N, 50G/51G)


34


m) MODULOS DE PRUEBAS

Estabilidad ante fallas externas de la función diferencial de transformador (87T) Modulo: OMICRON Diff Configuration

Curva característica de la función diferencial de transformador (87T) Modulo: OMICRON Diff Operating Characteristic


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Tiempo de operación de la función diferencial de transformador (87T) Modulo: OMICRON Diff Trip Time Characteristic

Bloqueo por 2da armónica de la función diferencial de transformador (87T) Modulo: OMICRON Diff Harmonic Restraint


36


Bloqueo por 5ta armónica de la función diferencial de transformador (87T) Modulo: OMICRON Diff Harmonic Restraint

Arranque de la función sobrecorriente de fases (50/51 - Devanado 1) Modulo: OMICRON Overcurrent


37


Tiempo de operación de la función sobrecorriente de fases (50/51 - Devanado 1) Modulo: OMICRON Overcurrent

n) TUTORIALES DE PRUEBAS DE RELES DE PROTECCION DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA

En la siguiente pagina se detalla algunos tutoriales que servirán de referencia para ampliar vuestro conocimiento de pruebas de relés de protección de otras marcas:



Tutorial de pruebas para relés de marca ABB/RET670.



Tutorial de pruebas para relés de marca SEL/SEL487E.



Tutorial de pruebas para relés de marca SIEMENS/7UT.


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