miércoles, 31 de octubre de 2012

Parrarayo


Pararrayos.

Un pararrayos es un instrumento cuyo objetivo es atraer un rayo ionizando el aire para excitar, llamar y conducir la descarga hacia tierra, de tal modo que no cause daños a las personas o construcciones. Fue inventado en 1753 por Benjamín Franklin. El primer modelo se conoce como «pararrayos Franklin», en homenaje a su inventor.


Clasificación de los pararrayos
Los pararrayos se pueden clasificar de la siguiente manera:

Pararrayos tipo subestación de 3  a 678 kV.
Pararrayos de tipo intermedio o de línea de 3 a 120 kV.
Pararrayos de tipo distribución de 3 a 37 kV.
Pararrayo de baja tensión de 175 a 650 V.

Necesidad de los pararrayos

El rayo es un fenómeno meteorológico que genera severos efectos térmicos, eléctricos y mecánicos, en función de su energía durante la descarga. Se conocen rayos con trayectoria ascendente y descendente, que varían de valor en función de la actividad tormentosa y su situación geográfica. Los valores de corriente que pueden aparecer en un solo rayo oscilan entre 5.000 y 350.000 amperios, con una media de 50.000 amperios. Las temporadas de tormentas son cada vez más amplias durante el año y aparecen incluso en invierno; su distribución geográfica es muy variable, y puede haber variaciones importantes en los mapas ceráunicos de la actividad de tormentas y la densidad de rayos.

La elevada intensidad de un rayo puede provocar paro cardíaco o respiratorio por electrocución de un ser vivo, debido al paso de la corriente de descarga. El impacto directo de un rayo provoca daños en las estructuras (edificios, antenas telecomunicaciones, industrias, etc.). El impacto de un rayo disipa calor por el efecto Joule y, por tanto, puede llegar a provocar incendios.

El cambio climático es uno de los mayores causantes del aumento de la actividad de tormentas y del aumento de la densidad de rayos, y por defecto de la aparición de tantos accidentes en instalaciones protegidas con pararrayos en punta.

El aumento de la actividad solar incrementa la actividad eléctrica de la atmósfera, y genera inesperadas tormentas electromagnéticas y termodinámicas que no aparecen en los modelos climáticos ni en las previsiones. Esta actividad eléctrica es, entre otros fenómenos meteorológicos conocidos, otro detonante del aumento de la actividad de rayos nube-tierra o tierra-nube.

lunes, 22 de octubre de 2012

Criterios de ajuste generalmente recomendadospara la protección de distancia

Criterios de ajuste generalmente recomendados para la protección de distancia

Para el ajuste de las zonas en los relés de distancia se debe tener en cuenta no sólo la impedancia de la línea a proteger sino también las de las líneas adyacentes, dado que el ajuste de algunas de las zonas del reléde distancia cubre una parte o la totalidad de la línea adyacente




Ajuste de la Zona 1.

La primera zona de la protección distancia es de operación instantánea y su función es el despeje rápido de fallas a lo largo de la línea. Se ajusta entre el 80 y 90% de la impedancia de la línea, para evitar operaciones no selectivas por las imperfecciones en el cálculo de los parámetros, errores de los transformadores de medida y a condiciones dinámicas del sistema que podrían ocasionar sobrealcance. Para calcular su ajuste, se usa la expresión:

                                              Z1=K*ZL

Donde: Z1 = Ajuste de Zona 1, K = Constante, ZL = Impedancia de secuencia positiva de la línea. Como criterio se adopta un factor K del 85% de la impedancia de la línea.


Ajuste de la Zona 2.

Esta zona es protege el resto de la línea y brinda respaldo a la barra de la subestación remota y a las líneas que salen de ella. Como valor mínimo de ajuste se escoge el 120% de la impedancia de la línea propia óel 100% más el 50% de la línea adyacente más corta. Estos ajustes pueden modificarse con el análisis del efecto infeed. No debe sobrealcanzar la Zona 1 de los relés de las líneas adyacentes ni operar para fallas en los niveles secundarios de los transformadores de la subestación remota ajustándola como máximo en la suma de la impedancia total de la línea a proteger más el 80% de la impedancia equivalente de dichos transformadores.

Análisis del efecto infeeden Zona 2.

Se presenta debido a la existencia de fuentes intermedias que alimentan la falla por lo que es necesario introducir un ajuste a la impedancia que ve el relé, denominada Impedancia aparente.

Para la selección del tiempo de disparo de la Zona 2 se debe tener en cuenta la existencia o no de un esquema de teleprotección en la línea. Si lo tiene, se selecciona un tiempo de 400 ms; si no, este tiempo se determina mediante un análisis de estabilidad del sistema ante contingencias en el circuito. Este tiempo (tiempocrítico de despeje de fallas ubicadas en Zona 2) puede oscilar entre 150 ms y 250 ms, dependiendo de la longitud de la línea y de las condiciones de estabilidad del sistema.

Ajuste de la Zona 3.

El criterio de ajuste es la impedancia de la línea a proteger más un 80% del valor de Z de la línea adyacente más larga, teniendo en cuenta que no sobrepase el 80% de la impedancia equivalente de los transformadores en la barra remota. También debe limitarse si su valor se acerca al punto de carga de la línea. Tiempo de Zona 3: 800 ms.

Alcance resistivo.

El criterio general es seleccionar un único valor para las diferentes zonas, permitiendo establecer la coordinación a través de los tiempos de disparo de cada zona. Los valores típicos resistivos son calculados como el 45% de la impedancia mínima de carga o de máxima transferencia del circuito en cuestión.

Donde: VL: Tensión nominal mínima línea -línea.MCC: Máxima Corriente de Carga

Esquemas de disparo telecontrolados

Ee disparo de interruptor de telecontrolados, cuan se presenta una falla, estas se pueden clasificar de la siguiente manera:

1.-PUTT (Permissive Underreaching Transfer Trip): Disparo transferido en subalcance permisivo.
2.-POTT (Permissive Overreaching Transfer Trip): Disparo transferido en sobre alcance permisivo
3.-CD: Disparo permisivo transferido por Comparación Direccional
4.- Aceleración de Zona
5.- DUTT (Direct Underreaching Transfer Trip): Disparo Directo Transferido en subalcance

1.-PUTT (Esquema de teledisparo en subalcance permisivo).
El PUTT requiere de una función de subalcance (zona 1) que dispara el interruptor local y envía una señal al extremo remoto, y de una función de  sobrealcance (zona 2). El interruptor del extremo remoto abrirá cuando  reciba la señal si su elemento de zona 2 está detectando una falla. El  PUTT no enviará señal para fallas por fuera de la sección de la línea. Este  esquema  no requiere de lógica para inversiones de corriente en líneas  paralelas. El esquema de teleprotección en subalcance permisivo, PUTT, es reconocido como seguro, dado que no ocasiona falsos disparos.


+
Esquema del disparo transferido en subalcance permisivo (PUTT).

2.-POTT (Esquema de teledisparo en sobrealcance permisivo). 

El POTT usa un elemento de zona 2 en sobrealcance (también se puede usar la zona 1 a más del 100% de la línea) para enviar una señal al extremo remoto. El interruptor abre cuando recibe la señal si su elemento de zona 2 (o el de zona 1 en sobrealcance) está detectando una falla. Con fallas  externas solamente operará una de las unidades de sobrealcance, por lo  que no se efectuará disparo en ninguno de los terminales. El esquema es  seguro ya que no dispara para falla externa, pero es menos fiable por los posibles problemas en el canal de comunicaciones, caso en el que no 
habría disparo ante fallas internas. Este esquema necesita lógica de  inversión de corriente en líneas paralelas.

3.-Esquema de Disparo Permisivo Transferido por Comparación Direccional. 

En este esquema sólo se compara la dirección de la corriente, es decir, si hay una falla dentro de la línea, los dos relés asociados verán la falla hacia delante y cada uno envía una señal  permisiva al otro extremo produciéndose el disparo. Normalmente, este  esquema se implementa con relés de sobrecorriente de tierra direccionales, muy sensibles para la detección de fallas de alta impedancia. También necesita una función de inversión de flujo en líneas paralelas.

3.-CD: Disparo permisivo transferido por Comparación Direccional.

Es el esquema mas comun como se muestra en la figura siguiente:



En cada Terminal se tienen dos relés, uno mirando hacia la línea (sentidode disparo) y uno con un alcance mayor que la línea (sobrealcance), y otro mirando hacia fuera de la línea(AS) arranca la señal de bloqueo cuando la falla e extrema.

Estos relés arrancadores de señal no necesitan ser direccionales ya que los relés de disparo bloquean la portadora para una falla interna.

Para obtener una señal de disparo, es necesario que el relé D, vea la falla y no llegue señal de bloqueo del terminal remoto.

Una protección típica de comparación direccional (por terminal) consistede relés de fase y distancia o de sobre corrientes direccionales de tierra con los correspondientes accesorios de portadora, respalda los por relés dedistancia de fase escalonados y un relé direccional de sobre corriente de
tierra.

Para la protección piloto por comparación direccional (85L), la Norma de Referencia NRF-041-CFE-2005 establece que debe contar  con lógica programable de Disparo Transferido Permisivo de Sobrealcance (POTT, por sus siglas en inglés) o de Disparo Transferido Permisivo de Subalcance (PUTT)

5.- DUTT (Direct Underreaching Transfer Trip): Disparo Directo Transferido en subalcance

requiere un receptor y un transmisor por terminal sintonizados a diferentes frecuencias para evitar interacción entre ellos.

En este esquema, los relés de sobrealcance sirven dos funciones. Son dispositivos de disparo transferido porque envían la señal de disparo y son dispositivos permisivos porque tienen que operar para que la recepción de una señal transferida de disparo reaccione al interruptor



Diagrama funcional de un esquema de disparo transferido permisivo de subalcance

domingo, 21 de octubre de 2012

BANCOS DE BATERÍAS


BANCOS DE BATERÍAS. 

Son bancos de baterías estacionarios con capacidad para suministrar potencia en  corriente directa a los esquemas de protección, control, señalización y todo lo que  requiera de corriente directa a través de centros de carga. como se muestra en la siguiente figura.


 Banco de Baterías   (imagen de del blogger  Ingeniería Eléctrica Explicada)

El sistema de banco baterías se utiliza para energizar los siguientes equipos :
1.-Protecciones
2.-Lámparas piloto
3.-Cuadro de Alamrmas
4.-Registrador de eventos
5.-Circuito de transferencia de potenciales
6.-Sistemas contra incendio
7.-Equipo de onda portadoran (OPLAT)
8.-equipos de micro onda
9.-Control de Disparo de los interruptores de alta tensión y baja tensión
10.-Control de Apertura de los interruptores de alta tensión y baja tensión
11.-Control de los seccionadores
12.-Sistemas de iluminación de emergencia
13.-Sistemas ininterrumpido de energía (UPS)


Estos bancos de baterías deben estar alimentados por su cargador - rectificador  que convierte la corriente alterna en corriente directa para la carga de los mismos.

Las baterías, que se utilizan en las subestaciones son del tipo de electrolito pueden ser ácidas o alcalinas. 

BATERÍA DE TIPO ÁCIDO


Cada celda está formada por las siguientes partes:

Recipiente. Es un envase que puede ser poliestireno transparente. O de vidrio,  que ofrece la ventaja de permitir la inspección  visual de los elementos interiores.  Dentro del recipiente se localizan las placas activas, el electrolito y los  separadores.


Placas. Las placas positivas están formadas por dióxido de plomo (PbO2) y  pueden estar fabricadas en dos formas:

a) Placa plana empastada de una masa de dióxido de plomo. Este tipo se utiliza en la industria automotriz por ser  más barata, pero es de menor  duración, ya que con el uso y la vibración  se va disgregando la pasta.

b) Placa multitubular. Formada por una hilera de tubos fabricados con malla  de fibra de vidrio trenzada, dentro de los cuales se introduce una varilla de  aleación de plomo. Al unir todos los tubos en su parte superior queda  formada la placa. Este método tiene la ventaja  de producir mayor energía  por unidad de peso y además evita la sedimentación del material activo,  por lo que llega a tener una duración de hasta 20 años. Las placas negativas son planas en ambos casos, y están formadas por plomo puro.

Separadores. Son los elementos aislantes que mantienen separadas las placas  positivas de las negativas. Son  láminas ranuradas. Fabricadas de hule  microporoso para permitir la circulación  del electrolito, sin que este afecte  químicamente.

Electrolito. Está formado por ácido sulfúrico diluido en agua. Cuando la celda tiene  carga eléctrica completa, la densidad del electrolito es de  1.21.

En las siguientes figuras se muestra los componentes que integran a la bateria de tipo acido,

 

Partes que componen a una bacteria del tipo ácido ( cortesía TECHNO SUN)


Operación de una celda de tipo ácido.

Cuando una celda está completamente  cargada, en la placa positiva hay dióxido de plomo y en la negativa solamente  plomo. Ambas placas están bañadas por el electrolito.

Al cerrarse el circuito exterior dela batería, comienza la liberación  de la energía  eléctrica almacenada, y el radical sulfato (SO4) del electrolito, se combina con el  plomo contenido en las placas, transformándose en sulfato de plomo y  diluyéndose el electrolito.




Ventajas:
Bajo costo.

Fácil fabricación.

Desventajas:
No admiten sobrecargas ni descargas profundas, viendo seriamente disminuida su vida útil.
Altamente contaminantes.
Baja densidad de energía: 30 Wh/kg
Peso excesivo, al estar compuesta principalmente de plomo; por esta razón su uso en automóviles eléctricos se considera poco lógico por los técnicos electrónicos con experiencia. Su uso se restringe por esta razón a aplicaciones estacionarias, además de para automóviles, para el arranque, también como fuentes de alimentación ininterrumpidas para equipos médicos.
Voltaje proporcionado: 2 V Densidad de energía: 30 Wh/kg



Por lo tanto en los cuartos en donde se instalan las baterías del tipo ácido, deben estar provisto de un extractor de gases, que deberá ponerse en funcionamiento antes de la apertura de la puerta de entrada del personal, con el fin de eliminar la posibilidad acumulación de hidrógeno que se desprende durante la descarga intensa de las baterías que, en presencia de alguna chispa originada en la ropa de la personal (electricidad estática) que entra, puede provocar una explosión. 

Los locales destinados a baterías deben ser secos, bien ventilados y sin vibraciones que puedan originar desprendimientos excesivos de gases y desgaste prematuro de las placas. La temperatura ambiente debe variar entre los 5 y 25 grados centígrados. La instalación eléctrica deberá ser del tipo anti-explosiva. El suelo debe ser a prueba de ácido o álcali, según sea el tipo de batería y deberá tener una ligera pendiente con un canal de desagüe, para evacuar rápidamente el líquido que se pueda derramar o el agua de lavado. Las paredes techo y ventanas deben recubrirse con pintura resistente al ácido o los álcalis según se trata.


BATERIA DE TIPO ALCALINO.

La descripción es practicante igual que las de tipo acido, por lo tanto conviene  describir las diferencias, utilizando una celda de níquel-cadmio.





Recipiente. Son de plástico opaco y tienen el inconveniente de no permitir la inspección ocular del interior.

Placa positiva. Está formada por  una hilera de tubos de malla de acero, que  contiene hidróxido de níquel.

Placa negativa. Es igual a la positiva, pero rellena de óxido de cadmio, el cual se
reduce a cadmio metálico durante el proceso de carga.

Separadores. Se usan barras de hule o de polietileno.

Electrolito. Es una solución de hidróxido de potasio, con una densidad que oscila  entre 1.6 y 1.9 a 25°, oscilación  que no se debe a la carga eléctrica de la celda.

La vida de la Batería del tipo alcalino es de 25 años, en promedio, que dura la vida de estas celdas se hace  necesario cambiar el electrolito unas tres veces, debido al envejecimiento que se  produce por el  dióxido de carbono de la atmósfera.

Ventajas


Larga Vida.
Reacciona de manera eficiente frente a  fuertes descargas.
Mínimo mantenimiento.
Facultad de aceptar altos regímenes de carga.
Excelente  desempeño frente a los diferentes cambios de temperatura.
Resistentes  a los abusos eléctricos y mecánicos.
Fáciles de Instalar.
Puede soportar un almacenamiento prolongado.
Buenas características de servicio bajo cargas de flotación.




Conexion del Banco de baterias.


Existen dos formas de conectar un banco de celdas o baterías de plomo-acido.

En serie
En paralelo

Conexión en Serie
Esta  asociación en serie es la más conocida. En este caso, el borne positivo o negativo de una celda o batería, se conecta al borne opuesto de otra de idénticas características. De esta manera, la asociación resultante tendrá el doble de tensión y la misma capacidad que cada celda o batería en forma individual.

conexion serie baterias plomo acido

Y si agregamos una celda o batería más a la serie anterior, la tensión resultante será el triple. Y así sucesivamente. Por ejemplo, una batería de 24V/100Ah puede obtenerse asociando en serie 12 celdas individuales de 2V/100Ah o dos baterías del tipo monoblock de 12V/100Ah.

Es importante resaltar que las celdas o baterías que se asociarán en serie deben ser de la misma capacidad y, preferentemente, de la misma marca y modelo. De no ser así, tanto en la descarga como en la posterior carga, habrá un comportamiento desparejo y esto afectará tanto el desempeño como la vida del conjunto.




Banco de Baterias conectado en serie.



conexion serie banco baterias plomo-acido


Conexión en Paralelo
Asociar en paralelo significa vincular eléctricamente bornes de la misma polaridad. La asociación en paralelo se utiliza cuando no es posible obtener una batería de la capacidad deseada. O, a veces, dicha capacidad existe en un determinado modelo o tipo constructivo y resulta más económico utilizar una asociación en paralelo de otros modelos más baratos.

Un caso típico es el de algunas capacidades intermedias (200, 300 o 400Ah en tensiones de 12 o 24V), donde las mismas se pueden obtener asociando en serie y paralelo baterías monoblock de 100Ah, según necesidad, y esto resulta más económico que utilizar celdas de 2V y de la capacidad deseada.

conexion paralelo baterias plomo-acido


conexion paralelo banco baterias



Conexión Serie-Paralelo de un Banco de Baterías

conexion serie-paralelo banco baterias

Reglas para Conectar en Paralelo un Banco de Baterias

Solo deben asociarse en paralelo series completas. La conexión en paralelo de celdas o baterías intermedias de una serie está totalmente desaconsejada. Un ejemplo aclarará este concepto: supongamos que necesitamos armar una batería de 48V/300Ah y disponemos solo de monoblocks de 12V/100Ah. Lo correcto es formar tres series de cuatro baterías cada una. De esta manera, cada serie tendrá 48V/100Ah.
Para lograr la batería que necesitamos, lo que debemos hacer ahora es asociar en paralelo los bornes positivo y negativo de cada serie completa (o sea, los bornes extremos). Y lo que no se debería hacer es asociar en paralelo tres monoblocks de 12V, para obtener una batería equivalente de 12V/300Ah y luego asociar en serie cuatro de estos paralelos. Obsérvar que en este segundo caso puede enmascarar celdas o baterías con fallas (por ejemplo, una batería abierta), además de sobrecargar las conexiones en paralelo.

Al igual que en el caso de las asociaciones en serie, solo se deben utilizar celdas o baterías del mismo diseño (o sea, de la misma marca, del mismo modelo).
Si esto no se respeta, las celdas o baterías con menor resistencia interna se descargarán en forma más profunda.

Las condiciones ambientales entre las diferentes series a asociar en paralelo deben ser tan idénticas como sea posible. Nos referimos a la temperatura ambiente y a las posibilidades para disipar calor. Por ejemplo, si las series a poner en paralelo se encuentran dentro de un gabinete (y esto ocurre en el caso de las UPS) es fundamental que no haya diferencias de niveles entre las series. De otra manera se producirá un gradiente de temperatura que afectará a las que estén a mayor altura.
Las conexiones entre series en paralelo deben proporcionar la misma resistencia en el recorrido que va del rectificador a cada una de las series, de manera de asegurar una distribución uniforme de corriente. Para lograr esto, es lícito realizar algún truco, como dejar enrollados algunos tramos del cable que alimenta a la serie más cercana, de manera de compensar la mayor distancia al rectificador de otra de las series.
Si bien no existe una razón teórica para limitar el número de paralelos, los fabricantes recomiendan que el número máximo no sea superior a cuatro o cinco.
La experiencia muestra que es muy difícil reproducir condiciones idénticas en las conexiones cuando el número es mayor. Obtener la capacidad de una batería mediante la asociación de dos en paralelo (cada una de la mitad de la capacidad necesaria) es sumamente beneficioso desde el punto de vista de la confiabilidad.

En efecto, en caso de falla de alguna celda en una de las series en paralelo, solo habremos perdido la mitad de la capacidad y, consecuentemente, de la autonomía de funcionamiento en caso de corte de red. Por otra parte, dividir la capacidad necesaria en dos mitades permite probar por separado a cada una de ellas, sin afectar la característica de no interrupción que todo sistema debe mantener.


CARGADORES DE BATERÍA.

Son los dispositivos eléctricos (generadores de cd) o electrónicos que se utilizan  para cargar y mantener en flotación, con carga permanente, la batería de que se  trate, el cargador se conecta en paralelo con la batería.

La capacidad de los cargadores va a depender de la eficiencia de la batería, o   sea, del tipo de batería que de adquiera. Para una misma demanda impuesta a la  batería, se requiere un cargador de mayor capacidad, si es alcalina, por tener esta  una eficiencia menor, de acuerdo con lo visto.




cargador/rectificador de baterias ( imagen cortesía grupo TEMI)





panel frontal del cargador rectificador









Selección de un  cargador. Para seleccionar un cargador es necesario fijar su  capacidad de salida en amperes.





viernes, 27 de julio de 2012

Protección de transformadores (87T)


Protección de transformadores (87T)

Esta protección se usa para despejar las diferentes faltas que se pueden dar en un transformador como el contacto entre los bobinados cuando se pierde el aislamiento o se produce algún daño físico del mismo. Las faltas pueden ser en los bobinados, en el cambiador de tomas, en los aisladores pasatapas
(bushings), o en el núcleo, también se producen faltas en el armario de los terminales de las conexiones del cableado de control. Como consecuencia de cualquiera de estas faltas se puede producir una propagación de las mismas hasta causar un incendio en el transformador.

Para la detección de las faltas, esta protección utiliza el principio diferencial que permite determinar la diferencia entre las corrientes de entrada y salida del elemento protegido. Para ello se debe medir la corriente de cada fase a la entrada y a la salida del transformador.


Relevador de corriente diferencial (87T) cortesía SEL, para protección de transformadores, generadores 87G




 Relevador de corriente diferencial (87T) Cortesia Basler Electric

Protección de barras (87B)


Protección de barras (87B)

Como se describió anteriormente una de las perturbaciones que se pueden presentar en la red eléctrica y que pueden afectar a las barras de una subestación son los cortocircuitos. Este tipo de falta se produce por contacto entre las fases o contacto a tierra por objetos extraños que ocasionan la falta.

Como la falta se produce normalmente en el aire y no en el aislamiento de un equipo, no hay un daño físico; pero, como consecuencia de las altas corrientes de cortocircuito, se producen esfuerzos térmicos y mecánicos importantes en todos los equipos de la barra.

Si bien los equipos están diseñados para las magnitudes de las corrientes que se producen, estas faltas provocan una reducción de la vida útil de los equipos.

Con el fin de reducir al máximo todos los efectos negativos derivados de las perturbaciones se procura que el sistema de protección tenga una alta velocidad de operación.



La detección se basa en el principio de la corriente diferencial, ya que la sumatoria de todas las corrientes que se conectan a la barra debe ser cero.


Existen dos metodologías que son:


Corriente Diferencial con Alta Impedancia: se conectan todos los circuitos a una alta impedancia donde se evalúa la tensión. Si la suma de las corrientes es cero no hay tensión en esta impedancia; luego, al producirse una falta interna aparece una corriente diferencial que produce la tensión de operación del relé. Este sistema es preferido por su seguridad frente a faltas externas ya que se calcula para impedir una falsa actuación en este caso.



Diferencial Porcentual: se basa en la primera ley de Kirchhoff, se determina la corriente diferencial como la suma de las corrientes entrantes menos las salientes. Este sistema pierde selectividad ante
faltas externas de elevada intensidad que provocan saturación en los transformadores de intensidad, para evitarlo es necesaria una característica de disparo con estabilización.

Protección diferencial (87)


Protección diferencial (87)

El principio de funcionamiento de todas las protecciones diferenciales se basa en la comparación entre la intensidad de entrada y la de salida, en una zona comprendida entre dos transformadores de medida de intensidad, de tal forma que, si la intensidad que entra en la zona protegida no es la misma que la que sale significará que existe una fuga de corriente y por tanto algún defecto, por
consiguiente circulará una determinada intensidad por el relé provocando el disparo del mismo. Por el contrario cuando la corriente que entra es igual a la que sale, no circulará corriente por el relé y por tanto este no actuará.





Las protecciones diferenciales se utilizan en subestaciones eléctricas de alta tensión para la protección de los siguientes equipos eléctricos:
- Protección de líneas y cables.
- Protecciones de barras.
- Protecciones de transformadores o autotransformadores.
- Protecciones de reactores.

Protección de sobreintensidad direccional (67/67N)


Protección de sobreintensidad direccional (67/67N)
La protección de sobreintensidad puede ser usada para medir no solamente la magnitud de la intensidad sino también su sentido; es decir, el sentido del flujo de la potencia entregada, para lo cual se toma como referencia la tensión del sistema, conformando una protección de sobreintensidad direccional. El código ANSI es 67/67N.



Esta protección tiene diversas aplicaciones como protección principal de líneas aéreas y cables, de transformadores de distribución, motores entre otras muchas. También es usada como protección de respaldo para transformadores de potencia y generadores grandes y como protección de emergencia para protecciones de distancia y diferenciales de línea.

En transformadores de potencia conectados en paralelo y en líneas paralelas alimentadas por un extremo, las protecciones de sobreintensidad necesitan el criterio de direccionalidad para ser selectivas. En estos casos se requiere la medida de las tensiones para determinar la dirección del aporte de energía a la falta.

El disparo queda bloqueado con flujo de intensidad de falta contrario al ajustado, la direccionalidad se representa en los esquemas de protección con una flecha que indica el sentido del flujo de intensidad que producirá disparo.

jueves, 16 de febrero de 2012

Fallas

FALLAS

Cualquier cambio no planeado en un sistema de potencia es llamado una perturbación y puede ser causada ya sea por una falla del sistema de potencia, una falla extraña o una falla de la red. Una falla del sistema de potencia es uncortocircuito en la red.

Una falla extraña es un disparo del interruptor sin haberse producido ninguna alteración en el sistema.
Falla de la red, son de este tipo las causadas por una sobrecarga o una caída extrema de tensión o de corriente

Clasificacion de las fallas.
las fallas del sistema electrico se pueden clasificar de la siguiente manera:

1. Falla fase a tierre,
2.-Fala fases entre fases


Tiempo de Eliminación de Fallas

Los esquemas de protección modernos tienden a obtener tiempos de eliminación de
fallas de 60 a 100 ms. Hoy día se tienen sistemas de protección con tiempos de operación entre 8 y 10 ms, e interruptores con tiempo de apertura del orden de 2 ciclos dando como resultado un tiempo total de despeje de fallas menor a 50 ms.

sábado, 4 de febrero de 2012

PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE
3.1. Introducción

Uno de los fenómenos más comunes que se presentan durante las anormalidades en un sistema eléctrico de potencia y en especial en los cortocircuitos, es el aumento de la corriente por sobre los valores normales de operación. Este aumento se utiliza para discriminar la ocurrencia de fallas, ya sea como protección principal o de respaldo y el relevador se denomina de sobrecorriente.

La protecci{on de sobrecorriente es uno de los sistemas más simples y se usa ampliamente, especialmente en alimentadores radiales de distribución y transformadores de potencia. Como protección de respaldo se usa en equipos más importantes dentro del SEP, tales como: generadores, transformadores de mayor potencia, líneas de media tensión, etc.



El funcionamiento de un relé de sobrecorriente es simple ya que su operación depende de dos variables básicas:
  1. El nivel de corriente mínima de operación (o corriente de pickup), que es aquel valor que produce el cambio de estado del relé.
  2. La característica de tiempo de operación, es decir la forma en que el relé responde en cuanto al tiempo.
Características de operación.
De acuerdo a la característica de tiempo de operación, los relés pueden clasificarse, en general, tal como sigue.

Tipos de relevadores

  1. Relevador Instantáneo de Sobrecorriente (50).
  2. Relevador de Retardo de Sobrecorriente (51).
a) de Tiempo definido
b) de Tiempo Inverso
  1. Inverso
  2. Muy Inverso
  3. Extremadamente Inverso
Estas características quedan definidas en forma aproximada por las siguientes expresiones:
Instantáneos: t = 0 para I ≥ Iop
Tiempo definido t = K para I ≥ Iop
Tiempo inverso t = K / I
Tiempo muy inverso t = K / I2
Tiempo extremadamente inverso t = K / I3


Protecciones de sobrecorriente instantáneas

Estos relés, como unidades aisladas, se usan poco en los sistemas eléctricos de potencia.
Generalmente se utilizan en conjunto con otras protecciones, con el fin de combinar sus características. Se construyen del tipo de armadura succionada, armadura atraída y copa de inducción. El torque de estos elementos responde a una expresión del tipo KI2. Los tiempos de operación son del orden de los 10 a los 60 milisegundos. La característica de operación, especialmente en los elementos tipo copa de inducción,corresponde a la curva mostrada en la Figura 3.1 a).


Protecciones de sobrecorriente de tiempo definido

Una protección simple de tiempo definido podría obtenerse usando un relé instantáneo en conjunto con un elemento temporizador (T) que produzca el retardo necesario, (Figura 3.2). Sin embargo, en la práctica se utiliza muy poco una solución en base a elementos independientes, sino que se usa un relé del tipo disco de inducción cuya curva sea muy poco inversa, de modo que pueda llamarse de tiempo definido. De todas maneras, en este tipo de relé el tiempo se define para 10 veces la corriente de operación, en adelante.

Esta característica de operación se consigue utilizando una unidad de medida cuyo núcleo se satura rápidamente. En los relés de estado sólido se utiliza un elemento comparador que actúa a través de un temporizador. El relé opera sólo si la sobrecorriente se mantiene durante el tiempo necesario. En caso contrario, el relé se repone.

Protecciones de sobrecorriente de tiempo inverso.
La principal características de este tipo de relés es que mientras mayor sea la corriente aplicada, menor es su tiempo de operación. Este principio da origen a una variedad de relés con diversas características de tiempo de operación y pequeñas diferencias de diseño eléctricas y mecánicas. En el caso de los de tipo electromecánico, el relé está basado en una unidad de medida de disco de inducción, ya sea del tipo de espira en cortocircuito o wattmétrica.


Protección de sobreintensidad (50/50N/51/51N)
La protección de sobreintensidad se basa en la medida de las intensidades de fases y neutro en una posición del sistema eléctrico, evitando que se alcancen valores que puedan dañar los equipos instalados. Controla la intensidad de paso por el equipo protegido y cuando el valor es superior al ajustado en el relé, se produce el disparo del interruptor, activación de una alarma óptica o
acústica, etc.

Dado que la mayoría de las faltas que se producen en el sistema eléctrico van acompañadas de un incremento considerable de la intensidad, esta protección cuenta con un amplio campo de aplicación. 


Al utilizar sólo la medida de intensidades, los equipos para protección de sobreintensidad son sencillos y económicos.

Antes de continuar con la definición de la protección de sobreintensidad es importante tener en cuenta que la mayoría de los equipos eléctricos, líneas aéreas, cables subterráneos, transformadores, motores, generadores, reactancias y banco de condensadores se caracterizan por tener una curva de
daño que se ajusta a la formula:

domingo, 29 de enero de 2012

Nomenclatura de los Relevadores

Nomenclatura de los Relevadores.

A continuación se presenta una lista de los números con su identificación mas utilizados en una subestación y que también son visualizados en el control supervisorio.Numero Identificación
21 L Relevador de distancia de fase
21 N Relevador de distancia de neutro
25 Elemento de sincronismo
27 Relevador de bajo voltaje
47 Relevador de voltaje de secuencia de fases
49 Relevador térmico
50 F Relevador de sobrecorriente instantánea de fases
50 N Relevador de sobrecorriente instantánea de neutro
51 F Relevador de sobrercorriente de tiempo de fases
51 N Relevador de sobrecorriente de tiempo de neutro
52 Interruptor de corriente alterna
60 Relevador de balance de Voltajes
61 Relevador de balance de corrientes
62 Relevador de tiempo retardado
63 Relevador de presión (Buchholz)
67 Relevador direccional de sobrecorrientes
79 Relevador de recierre
81 Relevador de frecuencia
86 Relevador auxiliar de bloqueo
87 Relevador de protección diferencial
89 Cuchilla operada eléctricamente
94 Relevador de disparo

En la siguiente tabla se en listan todos los relavadores de protección utilizadas en plantas generadoras, subestaciones de transmisión, subtransmisión y distribuciónen orden descendente de acurdo al  IEEE Standard C37.2-2008


1. Elemento principal
2. Relé de cierre o arranque temporizado.
3. Relé de comprobación o de bloqueo
4. Contacto principal
5. Dispositivo de parada.
6. Interruptor de arranque.
7. Interruptor de ánodo
8. Dispositivo de desconexión de energía de control.
9. Dispositivo de inversión.
10. Conmutador de secuencia.
11. Reservado para aplicaciones futuras.
12. Dispositivo de exceso de velocidad.
13. Dispositivo de velocidad síncrona.
14. Dispositivo de falta de velocidad.
15. Dispositivo regulador de velocidad o frecuencia.
16. Reservado para aplicaciones futuras.
17. Conmutador para puentear el campo serie.
18. Dispositivo de aceleración o declaración.
19. Contactos de transición de arranque a marcha normal.
20. Válvula maniobrada eléctricamente.
21. Relé de distancia.
22. Interruptor igualador.
23. Dispositivo regulador de temperatura.
24. Sobre excitación.
25. Dispositivo de sincronización o puesta en paralelo.
26. Dispositivo térmico.
27. Relé de mínima tensión.
28. Detector de llama.
29. Contactor de aislamiento.
30. Relé anunciador.
31. Dispositivo de excitación separada.
32. Relé direccional de potencia.
33. Conmutador de posición.
34. Conmutador de secuencia movido a motor.
35. Dispositivo de cortocircuito de las escobillas o anillos rozantes.
36. Dispositivo de polaridad.
37. Relé de baja intensidad o baja potencia.
38. Dispositivo térmico de cojinetes.
39. Detector de condiciones mecánicas.
40. Relé de campo.
41. Interruptor de campo.
42. Interruptor de marcha.
43. Dispositivo de transferencia.
44. Relé de secuencia de arranque del grupo.
45. Detector de condiciones atmosféricas.
46. Relé de intensidad para equilibrio o inversión de fases.
47. Relé de tensión para secuencia de fase.
48. Relé de secuencia incompleta.
49. Relé térmico para máquina.
50. Relé instantáneo de sobre intensidad o de velocidad de aumento de intensidad.
51. Relé de sobreintensidad temporizado.
52. Interruptor de corriente alterna.
53. Relé de la excitatriz o del generador de corriente continua.
54. Reservado para aplicaciones futuras.
55. Relé de factor de potencia.
56. Relé de aplicación del campo.
57. Dispositivo de cortocircuito o de puesta a tierra.
58. Relé de fallo de rectificador de potencia.
59. Relé de sobretensión.
60. Relé de equilibrio de tensión.
61. Relé de parada o apertura temporizada.
62. Reservado para aplicaciones futuras.
63. Relé de presión de gas, líquido o vacío.
64. Relé de protección de tierra.
65. Regulador mecánico.
66. Relé de pasos.
67. Relé direccional de sobreintensidad de corriente alterna
68. Relé de bloqueo.
69. Dispositivo de supervisión y control.

70. Reóstato.
71. Relé de nivel líquido o gaseoso.
72. Interruptor de corriente continua
73. Contactor de resistencia de carga.
74. Relé de alarma.
75. Mecanismo de cambio de posición.
76. Relé de sobreintensidad de corriente continua
77. Transmisor de impulsos.
78. Relé de medio de ángulo de desfase o de protección de salida de paralelo.
79. Relé de reenganche de corriente alterna.
80. Relé de flujo líquido o gaseoso.
81. Relé de frecuencia.
82. Relé de reenganche de corriente continua
83. Relé de selección o transferencia del control automático.
84. Mecanismo de accionamiento.
85. Relé receptor de ondas portadoras o hilo piloto.
86. Relé de enclavamiento.
87. Relé de protección diferencial.
88. Motor o grupo motor generador auxiliar.
89. Desconectador de línea.
90. Dispositivo de regulación.
91. Relé direccional de tensión.
92. Relé direccional de tensión y potencia.
93. Contador de cambio de campo.
94. Relé de disparo o disparo libre.
95. Reservado para aplicaciones especiales.
96. Reservado para aplicaciones especiales.
97. Reservado para aplicaciones especiales.
98. Reservado para aplicaciones especiales.
99. Reservado para aplicaciones especiales.

Clasificación de los Relevadores.

1.-Relevadores de Proteccion.
2.-Relevadores de monitoreo, anunciadores y verificadores y reguladores
3.-Relevadores de recierre
4.-Relevadores de sincronia
5. protecciones y alamrmas a trnaformador


Relevadores de protección: detectan líneas defectuosas, aparatos defectuosos u otras condiciones no tolerables o peligrosas. Estos relevadores generalmente disparan uno o mas interruptores, aunque también pueden activar una alarma.



PROTECCION.


R-21    DE DISTANCIA 
R-50     INSTANTANEÁ DE SOBRECARGA 
R-50T  SOBRECARGA INSTANTÁNEA, AL NEUTRO DE BANCOS POR EL  DEVANADO SECUNDARIO 
R-50TT   SOBRECARGA INSTANTÁNEA, AL NEUTRO DE BANCOS POR EL 
DEVANADO PRIMARIO 
R-50FI   PARA FALLA INTERRUPTOR 
R-51      SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO 
R-51T  SOBRCORRIENTE DE TIEMPO INVERSO AL NEUTRO DE BANCOS  POR DEVANADO SECUNDARIO 
R-51TT    SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO AL NEUTRO DE  BANCOS POR DEVANADO PRIMARIO  
R-59   SOBRE VOLTAJE POR DESVALANCEO DE FASES 
R-63    DE PRESIÓN (DE LIQUIDO DE GAS O DE VACIO-BUCHOOLZ) 
R-67    DE SOBRECORRIENTE ALTERNA DIRECCIONAL 
R-68    DE BLOQUEO CONTRA ASCILACIONES 
R-87    DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL 
R-87B    DIFERENCIAL DE BARRAS 
R-87C    DIFERENCIAL DE COMPARACIÓN DE FASES 
R-87G    DIFERENCIAL DE GENERADOR 
R-87H     DIFERENCIAL DE HILO PILOTO 
R-87L     DIFERENCIAL DE LINEA 
R-87T     DIFERENCIAL DE TRANSFORMADORES 
R-87FO   DIFERENCIAL DE FIBRA OPTICA 



Relevadores de monitoreo: verifican las condiciones en el sistema de potencia o de protección. Estos relevadores incluyen detectores de falla, unidades de alarma, verificación de sincronía  enfasamiento. Las condiciones del sistema de potencia que no involucren apertura de interruptores durante las fallas, pueden ser monitoreadas por relevadores de verificación.

ANUNCIADORES 

R-30    CUADRO DE ALARMAS DE SEÑALIZACIÓN LUMINOSA SONORA  (PANALARM) 
R-30,50 OPERACIÓN DE UNIDAD INSTANTÁNEA DE SOBRECORRIENTE  EN ALIMANTADORES 
R-30.51     OPERACIÓN DE TIEMPO DE SOBRECORRIENTE EN  ALIMENTADORES 
R-49          ALTA TEMPERATURA DE DEVANADO 
R-74          DE ALARMA SONORA (PBA) 



 VERIFICADORES 

R-23     DISPOSITIVO REGULADOR DE TEMPERATURA 
R-27     DE BAJO VOLTAJE O NO VOLTAJE 
R-28     DETECTOR DE FLAMA 
R-59     DE SOBRETENSION (BANCOS DE CAPACITORES) 
R-81     DE FRECUENCIA 
R-83     AUTOMATICO DE TRANSFERENCIA O DE CONTROL SELECTIVO



REGULADORES 
R-48     DE SECUENCIA INCOMPLETA (GENERADOR CAMBIADOR DE  TAPS) 
R-84     MECANISMO DE OPERACIÓN 
R-90     DISPOSITIVO DE REGULACIÓN 


Relevadores de recierre: Establecen una secuencia de cierre para un interruptor de circuito después de que ha sido disparado por un relevador de protección.


Relevadores auxiliares: operan en respuesta a la apertura o cierra del circuito de operación para alimentar a otro relevador o dispositivo. Estas unidades incluyen temporizadores, relevadores de contactos múltiples, unidades de sellado, relevadores de aislamiento, relevadores de seguridad, relevadores de cierre, y relevadores de disparo.

AUXILIARES 

R-62     DE DISPARO O APERTURA CON RETARDO 
R-79     RECIERRE DE C.A. 
R-89     RECEPTOR PARA ONDA PORTADORA O PARA HILO PILOTO (BLU) 
R-86   AUXILIAR DE RESPALDO Y DE BLOQUEO DIFINITIVO, SU  REPOSICIÓN PUEDE SER MANUAL (HEA) O ELÉCTRICO (PSU) 
R-86B       AUXULIAR DE DISPARO EN PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS 
R-86H     AUXILIAR DE DISPARO EN PROTECCCIÓN DIFERENCIAL POR HILO PILOTO 
R-86R  AUXILIAR DE DISPARO POR OPERACIÓN  DE PROTECCIÓN DE     RESPALDO 
R-86X       AUXILIAR DE DISPARO POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN  PRIMARIA 
R-86Y       AUXILIAR DE CIERRE DE INTERRUPTORES DE BANCOS DE 
RESERVA POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN PRIMARIA 
R-86,63     AUXILIAR DE DISPARO BUCHHOLZ 
R-86,81     AUXILIAR DE DISPARO POR PROTECCIÓN DE BAJA 
FRECUENCIA 
R-94       AUXILIAR DE DISPARO O DISPARO LIBRE 
APX        AUXILIAR DE DISPARO POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN PRIMARIA 
ARX        AUXILIAR DE DISPARO POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN DE RESPALDO 




Relevadores de sincronia: aseguran que existan las condiciones apropiadas para interconectar dos secciones de un sistema de potencia.



PROTECCIONES Y ALARMAS DEL TRANSFORMADOR

50TT       RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA DE ALTA TENSIÓN 
51T          RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA DE BAJA TENSIÓN 
50,1,2,3   RELEVADOR DE SOBRE CORRIENTE DE TIERRA INSTANTÁNEO DE SOBRECORRIENTE 
51  RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE C.A. CON TIEMPO 
63  RELEVADOR DE PRESIÓN BUCHHOLZ 
87  RELEVADOR DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL 
67  RELEVADOR DE DIRECCIONAL DE SOBRECORRIENTE C.A.


Cuadros de Alarmas

Cuadros de alarmas

A continuación se presenta unos cuadros de alarmas, que son visualizados en el control supervisorio por ejemplo cuando cae una alarma debido a que ocurre un disparo de un circuito, proporcionándole información de los dispositivos que operaron y que se imprimen como respaldo.


A continuación se muestran unas figuras de diagramas unifilares y cuadros de alarmas de dichas subestaciones que son visualizadas en el control supervisorio en los niveles de voltaje de 115 kV (fig. A.1y A.2) y 69 kV ( fig A.3.A4.a y A.4b)


Figura A.1 Diagrama unifilar de una subestación de 115 kV.

Figura A.2 Cuadro de alarmas de una subestación de 115 kV

Figura A.3 Diagrama unifilar de una subestación de 69 kV


Figura A.4a Cuadro de alarmas de una subestación de 69 kV.


Figura A.4b Cuadro de alarmas de una subestación de 69 kV..













Nomenclatura. del Nivel del Voltaje

Nomenclatura.

Para la segura y adecuada operación, es necesario identificar los equipos por su nomenclatura, los niveles de voltaje de una subestación, el cual es parte fundamental para el inicio de maniobras y el retiro de las mismas ya que el articulo IX.2 del reglamento nacional de operación nos dice que: “será obligatorio el uso de la nomenclatura en la operación”

Las tensiones de operación (niveles de voltajes) se identificaran por la siguiente tabla de colores. Este código de colores se aplicará en tableros mímicos, dibujos, diagramas unifilares y monitores de TV. según consta en el articulo IX.4.

Tensión Color

400Kv azul

230kv amarillo

de 161 kv hasta 138 kv verde

de 115 kv hasta 60 kv morado magenta

de 44 kv hasta 13.2 kv blanco

menor de 13.8 kv naranja

El articulo IX.8 nos dice que la identificación del equipo de una instalación determinada, se hará con cinco dígitos. Como única excepción y sujeto a revisiones posteriores, los alimentadores de distribución ( radiales ) en 34.5 kv y voltajes inferiores conservaran la nomenclatura de cuatro dígitos en las instalaciones.

El orden que ocuparan de acuerdo a su función los dígitos, se harán de izquierda a derecha. Según como consta el articulo IX.9 del reglamento para la operación.

Primero.- Tensión de operación

Segundo.- Tipo de equipo

Tercero.- numero asignado al equipo al equipo (las combinaciones que resulten)

Cuarto.- para el tercer digito, combinando del 0 al 9 del cuarto digito.

Quinto.- tipo de dispositivo

Primer dígito.

Las tensiones de operación (voltajes) se identificaran por la siguiente tabla y esta definido por el primer carácter alfanumérico, según consta en el articulo IX.10

Tensión Número

0.00-2.40 1

2.41-4.16 2

4.17-6.99 3

7.00-16.50 4

16.60-44.00 5

44.10-70.00 6

70.10-115.00 7

115.10-161.00 8

161.00-230.00 9

230.10-499.00 A

500.00-700.00 B

Segundo dígito.

El tipo de equipo está definido por el segundo carácter numérico de acuerdo a la siguiente tabla, según consta en el articulo IX.11.

Numero Equipo

1 Generador-Transformador

2 Transformador

3 Líneas o alimentadores

4 Reactores

5 Capacitores

6 Equipo especial

7 Esquema de interruptor de trasferencia

8 Esquema de interruptor y medio

9 Esquema de interruptor de amare de barras

0 Esquema de doble interruptor lado barras 2

Tercer y cuarto dígito.

Es el número asignado al equipo el cual está conformado por tercer y cuarto carácter que definen al número económico de que se trate y su combinación permite tener del 00 al 99. según consta en el articulo IX.12.

Quinto dígito.

Tipo de dispositivo para identificarlo se usa el quinto carácter numérico que especifica el tipo de dispositivo de que se trata.

Numero Tipo de dispositivo

1 Interruptor

2 Bus 1

3 Bus 2

4 Cuchillas adicionales

5 Cuchillas fusibles

6 Interruptor de gabinete blindado

7 Cuchillas de enlace

8 Cuchillas de tierra

9 Cuchillas de transferencia

0 Cuchillas lado equipo

Ejemplo 1: 73540

Primer digito: corresponde al nivel de voltaje (115 Kv)

Segundo digito: corresponde al tipo de equipo (línea de subtransmisión)

Tercer y cuarto digito: corresponde al numero asignado al equipo (54)

Quinto digito: corresponde al tipo dispositivo (interruptor)

Ejemplo 2: 4021

Primer digito: corresponde al nivel de voltaje (13.8 Kv)

Segundo y tercer digito: corresponde al numero asignado al equipo (02)

Cuarto digito: corresponde al tipo dispositivo (interruptor)