Protección de Redes Electricas
February 15, 2023 | Author: Anonymous | Category: N/A
Short Description
Download Protección de Redes Electricas...
Description
Protección de alimentadores con relés digitales
Tipologías de las redes de distribución
Tipologías
Distribución pública.
Distribución radial (distribución pública o privada).
Distribución doble radial (distribución
pública o privada). Lazo abierto / lazo cerrado.
142
Distribución pública.
143
Distribución radial
Ventajas. Simplicidad
Economicidad
Desventajas.
Vulnerabilidad.
144
Distribución doble radial Ventajas.
Continuidad de servicio
Desventajas.
Costes elevados comparado con el radial simple
145
Bucle abierto
Ventajas.
Restablecimiento relativamente rápido del servicio después de la eliminación «manual» del defecto, quedando aislado tramo en defecto
Desventajas
Coste intermedio Complejidad de los sistemas de protección del bucle para minimizar las consecuencias de un posible defecto.
146
Bucle cerrado Ventajas.
Máxima continuidad de servicio: alta calidad de servicio
Eliminación selectiva del defecto sin afectar al resto Eliminación de la instalación
Desventajas.
Coste elevado Complejidad de la instalación Sistemas de protección complejos (protecciones direccionales) 147
Clasificación de los defectos según su duración
1. 2.
Autoextinguibles 10 a 20 ms Transitorios 100 ms < t < 1 s
3.
Semipermanentes t > 1 a 30 s
4.
Permanentes t > 30 s
148
148
Clasificación de los defectos según las fases involucradas
1.
Monofásico a tierra.
2.
Polifásico.
3.
Polifásico a tierra.
149
Causas de las fallas T IPO DE DEFECTO Redes aér aéreas eas Redes subterr subterranea aneass Fallo de aislamiento aislamiento x x Contacto accidental de conductores x x x x Sobretensiones atmosféricas Sobretensiones de maniobra x x Rotura Rot ura mec mecánica ánica x (42 % ) x T rabajos en los alrededores de línea línea en x x (30 % )
150
Efectos que causan los defectos en las instalaciones MT
Sobreintensidades
Calentamientos Calentamiento s anómalos de los conductores y
máquinas Reducción de la vida de la máquina y / o instalación por envejecimiento prematuro de los aislantes
Cortocircuitos
Calentamiento brusco e intenso
Esfuerzos electrodinámi electrodinámicos cos deformación de los los conductores activos o embarrados
151
Efectos que causan los defectos en las instalaciones MT
Sobretensiones
Solicitación anómala del material aislante.
Reducción de la vida de la aparamenta y equipos del circuito.
Evoluciona siempre hacia un defecto polifásico.
152
Estadística de fallas Mono Mon ofás ásiico Polifás ásiico rr4a% T ransitorios 91% a tie8 Semipermanentes 6% 54% Per manentes 3% 44%
13% 38% 50%
Polifás ásiico a tie3r% ra 8% 6%
153
Localización y eliminación de los defectos
Monitorizar y analizar permanentemente las magnitudes
eléctricas de la instalación Comparar estas magnitudes con los valores umbrales de actuación de las protecciones.
Ordenar la maniobra de apertura del aparato de interrupción.
Reconfigurar la instalación.
154
Simbologías típicas
Funciones de los dispositivos / Códigos ANSI
156
Funciones de los dispositivos / Códigos ANSI
157
Relés de protección
Protecciones empleadas Protecciones amperimétricas. 2. Protecciones voltimétricas. 1.
3.
Protecciones direccionales
159
Protecciones de sobrecorriente.
Protección a máximo de corriente de fase (ANSI 50 / 51)
Función: detectar las sobreintensidades monofásicas, bifásicas o
trifásicas, ya sean debidas a una sobrecarga o a un cortocircuito Dicha protección puede ser: 1. a tiempo independiente (o definido) 2.
a tiempo dependiente
161
Protección a máximo de corriente de fase (ANSI 50 / 51)
a tiempo independiente (o definido) curva DT DT (Direct Time).
Is: umbral de intensidad expresado
en A. T: retardo de actuación de la protección.
162
Protección a máximo de corriente de fase (ANSI 50 / 51)
a tiempo dependiente:
SIT: inversa normal ( S t andar I nverse nverse T ime) ime) Standar
VIT: muy inversa ( V e nverse T ime) ime) Very ry I nverse
: EIT extremadamente inversa ( E x nverse Extremely tremely I nverse ime) T ime)
163
Características de tiempo de disparo según IEC
Todas las curvas a tiempo dependiente, siguen la formula definida en la IEC 60255-3, sección 3.5.2 ó de también BS 142, valor del t es elen tiempo actuación de ladonde protección segundos, en función de la temporización (T) de la protección a I/Is veces.
Curva Inversa (SIT): Curva muy inversa (VIT) Curva extremadamente inversa (EIT)
164
Características de tiempo de disparo según IEC
El tiempo de operación y la sobrecorriente están relacionados por una ecuación, que define la curva de operación característica del relé: t k *
I Is - 1
donde : t = tiempo de operación (s) k = ajuste del multiplicador de tiempos tiempos (TMS) I = corriente de falla que pasa por el relé (A)
Is = corriente de ajuste o calibración de corriente (A)
165
Características de tiempo de disparo según IEC
y determinan el grado de característica
inversa del relé para los tres primeros esquemas estándar las constantes son: Característica
Normalmente inversa
0.02
0.14
Muy inversa
1.00
13.50
Extremadamente inversa
2.00
80.00
166
Relés de tiempo normalmente inverso (N.I.)
Se aplican generalmente cuando el valor de la corriente de cortocircuito depende grandemente de la capacidad de generación del sistema en el momento de la falta.
Cuando ZS 20 son idénticos a los de I/Ip = 20. Valor límite de arranque aprox. apro x. 1,06 x Ip Valor límite de reposiciónaprox. 1,01 x Ip
176
Curvas características de tiempo de disparo según ANSI/IEEE
177
Protección a máximo de corriente de fase con retención de tensión (ANSI 50V / 51V)
Es una función de protección a máximo de intensidad cuyo umbral K depende de untripolar, factor de corrección proporcional a la tensión aplicada,
Aplicación: en generadores «antiguos» cuya tensión en bornes cae al producirse un cortocircuito.
178
Protección a máximo de corriente de fase con retención de tensión (ANSI 50V / 51V)
El umbral de actuación Is’’ corregido por la influencia de la posible caída de tensión, viene definido por
179
Protección a máximo de corriente de fase con retención de tensión (ANSI 50V / 51V)
El ajuste de esta protección es idéntico al de la protección a máximo de corriente de fase, es más, suele ajustarse al mismo umbral que la protección de cortocircuito.
180
Protección a máximo de corriente de fase con retención de tensión (ANSI 50V / 51V)
Es una protección de respaldo en caso de que no llegase a actuar la principal como consecuencia de una caída de tensión en bornes del generador ante un cortocircuito, actúa la 51V a una tensión «reducida».
181
Protección a máximo de corriente a tierra (ANSI 50N / 51N - 50G / 51G ó 64)
Función: detectar las fugas de corriente que pueden ser debidas a un defecto de aislamien aislamiento to por envejecimi envejecimiento, ento, degradación, contactos fortuitos, etc., o a la rotura de uno de los conductores de una fase activa, que provocará un cortocircuito a tierra.
182
Protección a máximo de corriente a tierra
El principio de funcionamiento, idéntico al de la protección a 50P/51P, y los reglajes también, salvo que tiene que tener presente, el sistema de detección de la corriente a tierra el cual depende del régimen de neutro de la instalación. La detección de las corrientes de fuga a tierra puede realizarse mediante 2 métodos.
Suma de las intensidades de fase (a través vectorial de los 3 TI's de3entrada al relé). Toroidal homopolar sobre los cables el cual detectará toda corriente residual que se produzca en la instalación a partir de 500 mA.
183
Protección de sobrecorriente de fase (51P/50P) -Coordinación de entre relés
Coordinación de protección Consiste en seleccionar y ajustar los dispositivos de protección, para lograr una adecuada operación (selectividad) para distintas condiciones de falla.
185
Reglas básicas Para una correcta coordinación: Usar en lo posible relés de las mismas características. Asegurar que los relés lejanos a la fuente tengan una calibración igual o menor que los relés ubicados aguas arriba.
186
Ajuste de la unidad temporizada del relé de fase (51P) (51P)
Unidad temporizada del relé de fase 51 51
Los valores pick-up de los relés de sobrecorriente de fase son normalmente ajustados 30% sobre la corriente de carga máxima. I S 1,3 I LOAD MAX
Esta práctica es recomendada en particular para los relés electromecánicos con relaciones de restablecimiento de 0,8 a 0,85.
188
Unidad temporizada del relé de fase
Los relés numéricos tienen altas relaciones de restablecimiento cerca de 0,95 permitiendo por lo tanto ajustes más bajo en aproximadamente 10%. I S 1,2 I LOAD MAX
Los alimentadores con grandes transformadores y/o con cargas de motores requieren una consideración
especial.
Condición 1
Revisar los ajustes de corriente a fin de verificar que se cumpla: I ajuste respaldo > k I ajuste principal Donde k equivale a : 1,3 si un relé respalda a otro relé. 3,0 si un relé respalda a un fusible. 2,0 si un fusible respalda a otro fusible.
189
190
Condición 2
Se debe de cumplir que: I
2 MI MIM M
FS FI
I ajuste
Donde: F. S. : Factor de seguridad que tiene en cuenta los errores involucrados en los cálculos de las corrientes de cortocircuito, los errores del transformador de corriente y del rele. F. S. = 1,5 2,0 F. I. : es el factor de arranque de la curva del relé, definida por el fabricante ( 1,5 2,0).
191
Alimentadores con transformador. La energización de transformadores causa corrientes de inserción (INRUSH) que pueden durar por segundos, dependiendo de su tamaño. La selección del ajuste de corriente y el retardo de tiempo asignado tiene que ser
coordinada de mododebajo que las corrientes inserción disminuyan de los valores de restablecimiento del relé de sobrecorriente antes de que haya transcurrido el tiempo de funcionamiento calibrado.
192
193
Alimentadores con transformador. La corriente de inserción típicamente solo contiene aproximadamente 50% de la componente de frecuencia fundamental. Los relés numéricos que filtran hacia fuera los armónicos y la componente de la DC de la corriente de inserción por lo tanto pueden
calibrase más lassensibles. Los conexión valores máximos de corrientes de (INRUSH) serán reducidos casi a una mitad en este caso.
194
Procedimiento Determinar el ajuste del TMS para el relé más alejado a la fuente (ajuste mínimo recomendado recomendado es de 0,05 ). Luego determinar el ajuste del TMS del relé que respalda al relé aguas abajo, considerando la falla más severa, de tal modo de obtener el intervalo de
tiempo Repetir deseado. el paso anterior, para los siguientes relés . Verificar la coordinación coordinación con la protección protección existente. De ser necesario repetir los pasos anteriores con un
nuevo intervalo de coordinación.
195
Ejemplo
196
Resultados
197
Ajuste de la unidad instantánea del relé de fase (50P) (50P)
Protección de la unidad instantánea (50). El ajuste de unidad instantánea del relé de fase deberá ser ajustado de acuerdo a la zona de actuación deseada. No hay regla específica para la definición de esta zona, dependiendo de las condiciones de cada alimentador.
Considerando queproporcional la corrienteade es inversamente la cortocircuito impedancia, la actuación de la unidad instantánea del relé puede indicar aproximadamente la distancia de
la subestación, al punto de falla. 199
Protección de la unidad instantánea (50).
Una vez definida la zona de actuación de la unidad instantánea, o sea el TAP deberá ser escogido satisfaciendo las dos condiciones siguientes: TAP TA P IF
I 2 ASIM
RTC RT C
TAP TA P IF
I INRUSH
RTC RT C
IF: es el tipo de la unidad instantánea de fase. TAP Irush: es el valor de la corriente INRUSH de todos los transformadores del alimentador. I2 ASIM : es la corriente de cortocircuito 2 asimétrico en el límite de de la zona de protección de la unidad instantánea
R. T. C.:es la relación de transformación del T. C. 200
Protección de la unidad instantánea (50).
El ajuste en los transformadores , por ejemplo, se debe elegir cerca del 20 al 30% más alto que la máxima corriente de falla.
I 50 1,2 1,3 I F. MAX
201
Protección de la unidad instantánea (50P) - Alimentadores con motor
La energización de motores causa unas corrientes de arranque que comienza inicialmente de 5 a 6 veces la corriente nominal (corriente de rotor bloqueado).
Una curva tiempo – corriente típica para un motor de inducción se muestra
202
Alimentadores con motor
203
Alimentadores con motor
En los primeros 100 ms., aparece adicionalmente una corriente de inserción asimétrica (inrush) que rápidamente decae. Con los relés convencionales era práctica ajustar la corriente de la unidad de sobrecorriente instantáneo para la protección contra cortocircuitos arriba del 20 al 30 % de la corriente de rotor bloqueado con un retardo corto de 50 a 100 ms. para sobrellevar el período asimétrico de la corriente INRUSH. I 50 1, 1,2 2 1, 1,3 3 I LR t 50
50 - 100 ms
204
Ajuste relé de de tierra la unidad 51N temporizada del
Relés de falla a tierra. tierra.
En condiciones normales no debe de existir corriente en el neutro. Se debe electromecánicos ajustar en el TAPel menor, disponible (en los relés menor TAP disponible es 0,5) En sólidamente a tierra y aterrizados con baja
resistencia se aplica generalmente una ajuste de 10 a 20 % de la carga nominal.
I S 10% 20% I LOAD RATED
206
Relés de falla a tierra. tierra.
Puestas a tierra de alta resistencia requieren un ajuste mucho más sensible en el orden de
algunos amperios primarios. La corriente de falla a tierra de motores y de generadores, por ejemplo, se debe de limitar a valores debajo de 10 A para evitar el hierro que se queme.
207
Condición
Se debe verificar la relación siguiente: TAP TA PTT
I CC CCF F T m in RTC R TC .F I
TAPTT : Es el TAP de unidad temporizada de tierra (51N).
F-tmin : es la corriente de fase a tierra, Icc calculada con una impedancia de 40 , al final del tramo protegido. F. I.: factor de arranque de la curva del relé,
definido por el fabricante (1,5 2,0) 208
Esquemas de conexión a tierra
Esquemas de conexión a tierra
Hay cinco casos posibles de régimen de neutro. Directo (rígido) a tierra. Limitado por resistencia. Limitado por reactancia.
Neutro aislado. Reactancia sintonizada (bobina de Petersen).
210
Esquemas de conexión a tierra
Directo (rígido) a tierra. tierra.
Limitado por resistencia. 211 21 1
Esquemas de conexión a tierra
Limitado por reactancia. reactancia.
Neutro aislado. 212
Esquemas de conexión a tierra
Reactancia sintonizada (bobina de Petersen). Petersen).
213
Neutro aislado Principio de funcionamiento: Intensidades de falta a tierra débiles. Sobretensiones elevadas. Por lo tanto, permite una alta continuidad en el servicio sin disparos indeseados (explotación en procesos continuos p.ej.), pero con el riesgo de dañar los aislantes. Intensidad de defecto = Corriente capacitiva total Id = ICOT = 3 C.ω.V
214
Neutro aislado
215
Neutro aislado Si Id es débil, se puede autorizar el no disparo al primer defecto, manteniendo la continuidad de servicio. Precauciones a tener en cuenta:
las sobretensiones transitorias
(Ferrorresonancia), las sobretensiones permanentes en las fases sanas durante el defecto, debidas al desplazamiento del punto neutro.
216
Neutro aislado
El principal problema, radica en la complejidad del sistema de detección, puesto que los valores de intensidad de defecto son frecuentemente muy pequeños, y en debemos redes conrecurrir varias salidas en paralelo a neutro aislado, a:
las protecciones direccionales de tierra, y/o protecciones a detección de tensión por medida del desplazamiento del punto neutro.
Además, estos valores pequeños de intensidad intensidad requieren de toroidales de captación sobre cable, porque con la suma de las 3 intensidades de fase no llegamos a tener suficiente precisión en la medida
captada. 217
Neutro aislado
Debemos recordar que cuando realizamos la detección de homopolar por suma de las 3 intensidades: Iso mín > 10% InTI, siendo
Iso mín = reglaje mínimo del umbral de detección de homopolar, InTI = intensidad nominal primaria del TI, debido a la suma en cascada de los errores de precisión de los
TI s de protección. 218
Neutro aislado
219
Neutro rígido puesto a tierra (directamente) IN >> ICOT Id IN.
Requiere interconectar todas las masas y efectuar tomas de tierra múltiples para la protección de las personas.
220
Neutro rígido puesto a tierra (directamente) Posibilidad de daños importantes en el punto de defecto. Nula influencia de las corrientes capacitivas. Sobretensiones limitadas. Facilidad de detección debido a que el valor de intensidad de defecto a detectar es elevado, por tanto una detección basada en la suma de las 3 intensidades de fase será suficiente.
221
Neutro puesto a tierra mediante resistencia
La resistencia limita el valor de la intensidad de defecto a tierra, y por tanto permite limitar los daños. Se escoge R tal que: IR > 2 ICOT.
Las eventuales sobretensiones quedan limitadas por la resistencia de p.a.t.
222
Neutro puesto a tierra mediante resistencia
Permite una detección simple del ramal de la red en defecto.
223
Neutro puesto a tierra mediante resistencia Protecciones asociadas
224
Neutro puesto a tierra mediante resistencia
Reglaje para asegurar una correcta detección
Iso 2 IC total
2.
Ir > 1,3 IC (corrientes capacitivas de cada ramal) Ir > 12% IN / aTI (por suma 3 TI) Ir < 10 a 20% IR (protección de los devanados del transformador y de la R de p.a.t.)
3.
4.
231
Solución caso nº 1:
Capacidad de las líneas de cable según curvas para cables 6/10 kV. 2 Línea 1: 50 mm 0,313 F/km x 2 km = 0,626 F 2 Línea 2: 240 mm 0,574 F/km x 5 km = 2,87 F Corriente de fuga capacitiva caso de puesta a tierra de una de las fases ICOT 3 .U.C , (U: tensión de línea)
2
-3
COT Línea 3.6,3.0,626 .377 x10 2,575A1: 50 mm I Línea 2: 240 mm2 ICOT 3. x 6,3x2,87 x377 x10-3 11,81A Total corriente capacitiva: capacitiva: 2,57 + 11,81 = 14,38 A
232
Solución caso nº 1: Condición 1ª) 1ª) I > 2 I Condición R
COT
IR > 2 x 14,38 A; IR > 29 A, corriente de limitación por resistencia R, I R
Condición 2ª) Condición 2ª) Ir > 1,3 ICOT Línea 1: 50 mm2 Ir1 > 1,3 x 2,58 A; Ir1 > 3,35 A 2 Línea 2: 240 mm Ir2 > 1,3 x 11,81 A; Ir2 > 15,35 A
Condición 3ª) Condición 3ª) Ir > 0,12 InTRAF DIST /aTI
Líneas 1 y 2: In630/ 3 x 6,3 57,73A por tanto, TI de 60/5 A relación aTI = 12
233
Solución caso nº 1:
Condición 4ª) Condición 4ª)
Ir < 0,1 a 0,2 I
Ir1 e Ir2 < 0,15 x 29 A=4,35 A
R
condiciones 1ª, 2ª La y 3ªcondición dan Nota: Las valores mínimos admisibles. 4ª da valor máximo admisible.
234
Solución caso nº 1:
Por tanto: tanto:
Línea 1: 50 mm2: Ir1 mínimo (cond. 2ª) 3,35 A, máximo (condición 4ª): 4,35 A Línea 2: 240 mm2: Ir2 mínimo (cond. 2ª): 15,35 A máximo (condición 4ª): 4,35 A
Es necesario aumentar el valor IR como mínimo hasta IR 15,35/0,1154 A
Significa dimensionar dimensionar más la resistencia R de puesta a tierra del neutro.
235
Solución caso nº 1: En consecuencia se eligen: Resistencia de puesta a tierra del punto neutro IR = 300 A Reglaje de las protecciones homopolares Línea 1: 50 mm2: Ir1 = 3,5 A Línea 2: 240 mm2: Ir2 = 15,5 A
236
Caso nº 2:
Reglaje de una protección homopolar / llegada transformadorr y transformado resistencia de p.a.t. ¿3 TI's o toroidal?
237
Caso nº 2:
Hallar Ajuste de las protecciones homopolares homopolares 3 y 4. Observaciones : 1. el ajuste de las protecciones 1 y 2 son los determinados en el caso nº 1. 2.
en caso que el neutro del transformador no sea accesible, deberemos crear un neutro artificialGenerador homopolar. Proponer
solución. 238
Solución del caso 2º
Es continuación del anterior caso nº 1, se ha incluido las protecciones homopolares nº3 y nº4.
Protección nº 3: 3: aTI = 120/5A= 24 Condición de selectividad Ir3 > Ir2, Ir3 > Ir1. Ajuste elegido Ir3 = 18 A.
Protección nº 4
Es protección térmica para el paso de corriente permanente por la resistencia R.
239
del caso 2º Solución Habitualmente las resistencias de puesta a
tierra del neutro en MT, se construyen para poder soportar el paso de una corriente permanente del orden del 8 a 10% de la intensidad máxima de cortocircuito unipolar a tierra, limitada por el propio valor de dicha resistencia.
Aplicando este criterio constructivo al valor IR =300 A (elegido en el anterior caso nº 1) .
240
Solución del caso 2º
Las condiciones son: 1.
1.
Condición térmica: Ir4 < 0,1 x 300 = 30 A Condición de selectividad: Ir4 > Ir2; Ir4 > 15,5 A.
Se elige pues Ir4 = 22 A.
241
Caso nº 3:
Generador homopolar. Dimensionamiento de la protección.
242
Caso nº 3: Hallar
Ajuste de las protecciones homopolares homopolares 3 y 4.
Observaciones 1.
2.
El ajuste de las protecciones 1 y 2 son los determinados en el caso nº 1. Para determinar el generador homopolar: Ipermanente : normalmente es Id/ 10 Id (tiempo) : intensidad de defecto Tensión (V)
243
Resolución del caso 3º
Es continuación de los casos anteriores nº 1 y nº 2 por generador homopolar homopolar habitualmente denominado también bobina de formación de neutro, o compensador de neutro.
244
Resolución del caso 3º
La bobina de formación de neutro más utilizada es la denominada autozigzag.
La resistencia ohmica R entre el punto estrella de la bobina y tierra, es optativa.
245
Resolución del caso 3º Para la corriente máxima de cortocircuito c ortocircuito unipolar
a tierra Id = 300 A, la impedancia del conjunto bobina autozigzag con o sin resistencia R, es
En el caso de no haber la resistencia R entre punto estrella y tierra, la impedancia homopolar por fase fase de la la bobina bobina (Zo) (Zo) = 3 x 12 = 36 que constructivamente constructiv amente es casi toda reactancia.
Se considera ZoXo 246
del caso 3º Resolución Si se prevé la resistencia R entre punto estrella
y tierra, se tiene
donde Xo la reactancia homopolar por fase de la bobina.
Eligiendo el valor de R, obtenemos Xo y viceversa Para este caso, se elige Xo = 27.
entonces R = 247
del caso 3º Resolución Estas bobinas de formación de neutro y la
resistencia óhmica entre punto estrella y tierra, si la hay, deben: 1.
soportar el paso de la corriente máxima de cortocircuito a tierra durante un tiempo determinado, habitualmente habitualmente de entre 10 y 20 seg. o sea ampliamente superior al de interrupción por actuación de las protecciones, normalmente 1seg.
2.
Estar, aptas para una corriente permanente del 8 al
10% de la máxima de cortocircuito. 248
Resolución del caso 3º
Si en el presente caso es de 30A (300 x 0,1) el ajuste de la protección 4 debe ser Ir4 < 30A por ejemplo 22 A
como en el caso anterior nº 2. El ajuste de la protección 3 será como en el caso anterior nº 2
(Ir3 < 18 A). 249
PROTECCIÓN(67) DIRECCIONAL DE CORRIENTE
direccionales Protecciones El principio de funcionamiento de
todas las protecciones
direccionales es,corriente, la detección unos valores de en de un sentido determinado. Importante: la referencia:
Así pues para el casode dereferencia 67P, tomaremos siempre una tensión entre fases (UL). para el caso de las 67N, tomaremos la tensión homopolar (Uo), como
referencia. 251
Protección de sobreintensidad direccional
Si la intensidad de falta puede circular en ambos sentidos en el punto de medida del relé, se hace necesario dotar a los relés de sobreintensidad de direccionalidad para poder alcanzar una correcta coordinación.
252
Aplicación Típicamente los sistemas que
requieren de este tipo de protección son los circuitos paralelos (líneas y transformadores) y sistemas en anillo, todos los cuales son bastante comunes en redes de distribución en media tensión.
253
Ángulo característico
Esto se consigue mediante el ajuste del ángulo característico del relé; que define el ángulo que existe entre la corriente y la tensión aplicadas al relé para obtener una sensibilidad máxima.
L.P.M. (+)
I
U IV
L.P.M. (-)
G 254
Ángulo de derivación cuando el relé mide
la corriente en la fase 1, la tensión polarización que de más se usa es V2 V3.
Se entonces quedice el ángulo de derivación de la protección es de
90º, 255
67P Polarización Los elementos para faltas entre fases en los •
relés están internament internamente e polarizados mediante las tensiones compuestas en cuadratura, tal y como se indica en la tabla a continuación:
256
En falla
El vector de intensidad de falta estará retrasado respecto de su tensión nominal de fase en un ángulo que dependerá de la relación X/R del sistema. Por lo tanto es un requerimiento el que el relé opere con una sensibilidad máxima cuando las intensidades estén en esta región.
257
Ángulo característico 30º para redes muy inductivas,
45º para la mayoría de casos (90%),
60º para redes muy resistivas.
258
Ángulo característico
259
Ángulo característico
260
Ángulo característico
Los ajustes difieren dependiendo de la aplicación concreta.
261
Ajuste del ángulo característico
Los valores recomendados son: Líneas de alimentación, o aplicaciones con un punto de puesta a tierra detrás de la posición del relé, deberían utilizar un ajuste de +30º. Transformadores, o aplicaciones con una fuente de secuencia cero en frente a la
ubicación del relé, utilice un ajuste
45 . 262
Protección direccional de tierra (ANSI 67N) Protección unipolar. Función Función:: detectar la corriente de defecto a
tierra sentido de circulación normal del ramal,en porel comparación con la tensión homopolar Vo. Requiere Requiere:: de 3 TT's para la detección de Vo, ya sea mediante suma vectorial de las 3V (tensiones fase-tierra), o por medición directa de la tensión residual sobre secundario 3 TT's conectados en triángulo abierto.
263
Protección direccional de tierra (ANSI 67N)
View more...
Comments
