Protec-tema3 Protecciones De Un Sistema De Potencia 315m2q

CORPORACIÓN “CENACE”

CURSO DE POSGRADO: “OPERACIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA” MODULO VI PROTECCIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA Y AUTOMATISMOS

FUNDACIÓN UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN INSTITUTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Quito, Ecuador, julio del 2001.

Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

TEMA 3 PROTECCIÓN POR RELES DE SOBRECORRIENTE Normalmente las fallas en los sistemas de potencia eléctricos causan niveles muy elevados de corrientes. Estas corrientes pueden usarse para determinar la presencia de las mismas y operar dispositivos de protección, que pueden variar en el diseño dependiendo de la complejidad y la exactitud requerida. Entre los tipos más comunes de protección encontramos la llave termomagnética, el interruptor de circuito, fusibles, reconectadores, seccionalizadores y relés de sobrecorriente. Los primeros dos tipos tienen simple operación y son principalmente usados en la protección de equipo de baja tensión. También se usan a menudo fusibles en baja tensión, sobre todo para proteger líneas y transformadores de distribución. En el capítulo 4 se tratan los aspectos relacionados con los fusibles, reconectadores y seccionalizadores. Los relés de sobrecorriente que forman la base de este capítulo es la forma más común de protección usadas contra las corrientes excesivas en los sistemas de potencia de 33kV y superiores, y como protección principal a la partida de los alimentadores en redes de distribución de 13.2kV en la Argentina. Ellos no deben aplicarse solamente como un medio de protección de los sistemas contra las sobrecargas, lo cual está asociado con la capacidad térmica de máquinas o líneas, sino también como protección contra sobrecorrientes, principalmente que operen bajo las condiciones de falla. Sin embargo, el ajuste de un relé debe hacerse teniendo en cuenta el compromiso a cubrir por los dos, la carga excesiva y condiciones de sobrecorriente. 3.1 Tipos de relés de sobrecorriente Basado en las características de operación de los relés, los relés de sobrecorriente pueden ser clasificados en tres grupos: corriente definida, tiempo definido y tiempo inverso. Las curvas características de estos tres tipos se muestran en la fig. 3.1.

Fig. 3.1 Características de operación tiempo-corriente de relés de sobrecorriente Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

3.1.1 Definic ión del relé de corriente definida Este tipo de relé opera instantáneamente cuando la corriente alcanza un valor predeterminado. El ajuste es escogido de manera que, en la subestación más alejada de la fuente, el relé operará para una corriente de bajo valor y las corrientes de operación de los relés son incrementadas progresivamente en cada subestación, en dirección hacia la fuente. Así, el relé con el ajuste más bajo operará primero y desconecta la carga en el punto más cercano a la falla. Este tipo de protección tiene el inconveniente de tener una baja selectividad para valores elevados de corrientes de cortocircuito. Otra desventaja es la dificultad de distinguir entre corriente de falla en un punto u otro cuando la impedancia entre estos puntos es pequeña en comparación con la impedancia de la fuente, llevando a la posibilidad de una pobre discriminación. La fig. 3.2a ilustra el efecto de la impedancia de la fuente sobre una falla en la subestación, y para una falla en el punto B de la línea. De la fig. 3.2b puede apreciarse que las corrientes de falla en F1 y F2 son casi las mismas, y es esto lo que hace difícil la obtención correcta de los ajustes de los relés. Cuando hay alguna impedancia considerable entre F1 y F2, por ejemplo cuando la falla F1 se localiza en una línea larga, entonces la falla de corriente en F 1 será menor que en F 2. Similarmente, debido a la impedancia del transformador, habrá una diferencia considerable entre las corrientes para las fallas en F2 y F3, aunque estos dos punto s están físicamente cerca. Si el ajuste de las protecciones está basado en las condiciones de nivel máximo de corriente de falla, luego estos ajustes pueden no ser apropiados para las situaciones cuando el nivel de corriente de falla sea bajo. Sin embarg o, si se usa un bajo valor de nivel de corriente de falla al calcular los ajustes del relé, esto podría resultar en la operación innecesaria de algún interruptor si se aumenta el nivel de corriente de falla. Como consecuencia, los relés de corriente definida no se usan como única protección de sobrecorriente, pero su uso como una unidad instantánea es común donde otros tipos de protección están en uso.

Fig. 3.2 Ilustración de los distintos niveles de corrientes de falla Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

ZR = impedancia del elemento protegido Zs = impedancia de la fuente

I SC ( A ) =

I SC( B ) =

Vs Zs × 3 Vs

(Z s + Z R ) ×

3

3.1.2 Definición del relé de tiempo definido El ajuste de estos tipos de relé permite ser variado para manejar diferentes niveles de corriente usando diferentes tiempos de operación. Estos ajustes pueden ser ajustados de manera tal que el interruptor más cercano a la falla sea disparado en el tiempo más corto, y luego los interruptores restantes sean disparos sucesivamente, usando tiempos de retardo grandes, moviéndose hacia la fuente. La diferencia entre los tiempos de disparo para la misma corriente se llama tiempo de discriminación. La protección es más selectiva cuando el tiempo de operación de los relés de corriente definida puede ajustarse en pasos fijos. La gran desventaja con este método de discriminación es que las fallas cerca de la fuente, dan como resultado grandes corrientes, que podrían ser eliminadas en un tiempo relativamente largo. El ajuste de este tipo de relé es hecho con un TAP de corriente para seleccionar el valor al que el relé accionará, más un dial que define el tiempo exacto de operación del relé. Debe notarse que el tiempo de ajuste es independiente del valor de sobrecorriente requerido para la operación del relé. Estos relés se usan principalmente cuando la impedancia de la fuente es grande comparada con la del elemento protegido del sistema de potencia, cuando los niveles de falla en la posición del relé son similares a los niveles de falla en el final del elemento protegido. 3.1.3 Relé de tiempo inverso La propiedad fundamental de los relés de tiempo inverso es que ellos operan en un tiempo que es inversamente proporcional a la corriente de falla, como el ilustrado por las curvas características mostradas posteriormente en la fig. 3.8 de este capítulo. La ventaja sobre el relé de tiempo definido es que, para las corrientes muy altas, pueden obtenerse tiempos de disparo más cortos sin el riesgo de la selectividad de protección. Los relés de tiempo inverso son generalmente clasificados en concordancia con su curva característica que indica la velocidad de operación. 3.2 Ajuste de los relés de sobrecorriente Los relés de sobrecorriente normalmente están provistos de un elemento instantáneo y un elemento de retard o de tiempo o de temporización dentro de la misma unidad. En los antiguos relés electromagnéticos la protección de sobrecorriente esta compuesta de unidades Monofásicas separadas. El relé microprocesado más moderno tiene una unidad de sobrecorriente trifásica y una unidad de falla a tierra dentro del mismo encapsulado. El ajuste de los relés de sobrecorriente involucra la selección de parámetros los cuales Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

definen las corrientes de arranque requerida tanto para la unidad temporizada y para la unidad instantánea, y el tiempo de retardo de la unidad temporizada y la unidad instantánea. Este proceso tiene que ser llevado a cabo dos veces, una vez para los relés de fase y luego repetirlo para el relé de falla a tierra. Aunque los dos procesos son similares, la corriente de cortocircuito trifásica debe usarse para el ajuste de los relés de fase pero la corriente de falla de fase a tierra debe usarse para los relés de falla a tierra. Cuando se calculan las corrientes de falla de los sistemas de potencia se asume el estado de operación normal. Sin embargo, en una barra qué tenga dos o más transformadores conectados a ella y operando en paralelo, se obtiene una buena discriminación si los cálculos se llevan a cabo en base a cada uno de los transformadores estando estos fuera del servicio en turno. 3.2.1 Ajuste de las unidades instantáneas Las unidades instantáneas son más eficaces cuando las impedancias de los elementos del sistema de potencia que son protegidos son grandes comparadas con la impedancia de la fuente, como se indicó anteriormente. Ellos ofrecen dos ventajas fundamentales: • reducen el tiempo de operación de los relés ante fallas severas • evitan la pérdida de selectividad que pude darse en el caso de relés con características diferentes; esto se obtiene por el ajuste de las unidades instantáneas de modo que ellos operen antes que se crucen las curvas características de los relés, como es mostrado en la fig. 3.3

Fig. 3.3 Preservación de selectividad usando unidades instantáneas El criterio para el ajuste de las unidades instantáneas varía, dependiendo de la localización y del tipo de elemento del sistema que es protegido. Pueden definirse tres grupos de elementos - las líneas entre las subestaciones, las líneas de distribución y transformadore s. (i)

Líneas entre las subestaciones

El ajuste de las unidades instantáneas se lleva a cabo tomando por lo menos el 125% de la corriente eficaz para el nivel máximo de corriente de falla en la próxima subestación. El procedimiento debe empezarse de la subestación más alejada, y luego continuarlo moviéndose hacia la fuente. Cuando las características de dos relés se cruzan en un nivel de falla particular del sistema, se hace más difícil la obtención de la coordinación correcta y se requiere poner la Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

unidad instantánea del relé de la subestación más alejada de la fuente a tal valor que este opere para un nivel de corriente ligeramente menor, evitando así la pérdida de la coordinación. El 25% de margen evita solapar aguas abajo la unidad instantánea en caso de que se presente una componente DC considerable. En los sistemas de alta tensión de 220kV y superior, debe usarse un valor más alto, dado que la relación X/R se vuelve más grande, y de esa forma también la componente DC. (ii)

Líneas de Distribución

El ajuste del elemento instantáneo del relé en las líneas de distribución, las cuales suministran a los transformadores de las subestaciones de rebaje a baja tensión, se trata en forma diferente al caso anterior, dado que no se tiene que cumplir la condició n de coordinación de relés de líneas entre subestaciones; así, puede usarse uno de los siguiente dos valores para regular estas unidades: 1- El 50% de la corriente de cortocircuito máxima en el punto de conexión del relé. 2- Entre seis y diez veces la capacidad nominal máxima del circuito. ( iii) Transformadores Las unidades instantáneas de los relés de sobrecorriente instalados en el lado primario de los transformadores deben ajustarse en un valor entre 125% y 150% de la corriente de cortocircuito en la barra del lado de baja tensión, referida al lado de alta tensión. Este valor es superior a aquellos mencionados previamente, para evitar la pérdida de coordinación debido a la presencia de corrientes más elevadas debido a la corriente de magnetización inrush en el momento de la energización del trafo. Si las unidades instantáneas de protección contra sobrecorriente del arrollamiento secundario del transformador y los alimentadores de los relés están sujetos a los mismos niveles de corriente de cortocircuito, entonces el ajuste de tiempo de la unidad instantánea del transformador debe ser ajustado en un valor superior para evitar la pérdida de selectividad. Esto es aplicable a menos que haya intercomunicación entre estas unidades, lo cual pueda permitir el bloqueo de la unidad instantánea de la protección del transformador, para fallas detectadas por la unidad instantánea de la protección del alimentador. 3.2.2 Alcances de las unidades instantáneas que protegen las líneas entre subestaciones El porcentaje de cobertura de una unidad instantánea que protege una línea, X, puede ilustrarse considerando el sistema mostrado en la fig. 3.4. Los parámetros siguientes son definidos: Ki =

I pickup I end

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KS =

Z source Z element

Fig. 3.4 Alcance de la unidad instantánea De la fig. 3.4: I pickup =

V Z s + X × Z AB

(3.1)

donde: V = tensión en el punto del relé ZS = impedancia de la fuente ZAB = impedancia del elemento protegido X = porcentaje de línea protegida I end =

Ki =

V Z s + Z AB

Z s + Z AB Z + Z AB − Z S × K i ⇒X = S Z s + X × Z AB Z AB × K i

(3.2)

(3.3)

Dando

KS =

Zs K × (1 − K i ) + 1 ⇒X= S Z AB ki

(3.4)

Por ejemplo, si Ki = 1.25 y KS = l, entonces X = 0.6, es decir la protección cubre el 60% de la línea. Ejemplo 3. 1 El efecto de reducir la impedancia de la fuente, Zs , en la cobertura provista por la protección instantánea puede ser apreciada considerando el sistema de la fig. 3.5, y usando un valor de 1.25 para Ki , en la fórmula 3.4. De esto: Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

Zs( ohm) 10 2

Zab (ohm) 10 10

Ia (A) 100 500

Ib (A) 50 83

% Cobertura 60 76

Fig. 3.5 Circuito equivalente del ejemplo 3.1 3.2.3 Ajuste de la unidad de temporización de los relés de sobrecorriente La operación de un relé de sobrecorriente puede retardarse para asegurar que, en presencia de una falla, el relé no se ponga en funcionamiento antes que cualquier otra protección situada más cerca a la falla. En la fig. 3.6 se muestra las curvas de los relés de sobrecorriente de tiempo inverso asociado a dos interruptores en el mismo alimentador en un sistema típico; aquí se ilustra la diferencia en el tiempo de operación de estos relés para el mismo nivel de falla, para satisfacer el llamado ' intervalo de coordinación ' o ‘margen de coordinación’. Parámetros del ajuste Los relés de tiempo definido y los relés de tiempo inverso pueden ajustarse mediante la selección de dos parámetros: el DIAL y el TAP. El TAP es un valor que define la corriente “pick up” o de “arranque” del relé, y las corrientes se expresan como múltiplos de esta. Para los relés de fase el valor del TAP es determinado permitiendo un margen de sobrecarga superior a la corriente nominal, como en la siguiente expresión: TAP = (1 .5 × I nom ) ÷ CTR

(3.5)

donde: Inom = rango de la corriente nominal del circuito CTR= CT relación de transformación 1.5 =múltiplo que tiene en cuenta la sobrecarga más un factor de seguridad. El ajuste del DIAL representa el retardo de tiempo antes de que el relé opere, siempre que la corriente de falla alcance un valor igual, o mayor que, la corriente pick up. Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

Fig. 3.6 Curvas de tiempo inverso asociadas a dos interruptores en el mismo alimentador En los sistemas de distribución, donde es posible aumentar la carga en los alimentadores bajo las condiciones de emergencia, el factor 1.5 en él calculo del TAP puede aumentarse a 2.0. Para los relés de falla a tierra, el valor del TAP es determinado tomando en cuenta el desbalance máximo que podría existir en el sistema bajo las condiciones de operación normal. Un desbalance típico es el 20%; luego la expresión de la ecuación 3.5 se convierte en: TAP = (0.2 × I nom ) ÷ CTR

(3.6)

En las líneas de transmisión de alta tensión el porcentaje podría bajar a 10 %, y en los alimentadores del distribución rural el valor podría elevarse al 30 %. Criterios de Coordinación Se considera aquí los criterios y procedimiento para calcular el valor de ajuste de los relés de sobrecorriente, para obtener una apropiada protección y coordinación. Éstos criterios son principalmente aplicables a los relés de tiempo inverso, aunque la misma metodología es válida para los relés de tiempo definido. 1- Seleccionar el valor del TAP para todos los relés de la ecuación 3.5 o 3.6 según cual sea más apropiada. 2- Determinar el tiempo requerido de operación, t1, del relé más lejano de la fuente usando el ajuste del DIAL más bajo y considerando el nivel de corriente de falla para la arranca la unidad instantánea de este relé. El ajuste de este DIAL puede tener que ser más alto si la carga que fluye, cuando el circuito es reenergizado después de una pérdida de suministro, es elevada (pick up de carga en frío), o si es necesario la coordinación con los dispositivos instalados aguas abajo, por ejemplo fusibles o reconectadores. Este tema se cubre en próximos capítulos. 3- Determinar el tiempo de operación del relé asociado con el interruptor en la próxima subestación hacia la fuente, t2a=t1+tmargin , donde t2a, es el tiempo de operación del relé Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

back up asociado con el interruptor 2 y tmargin es el intervalo de coordinación o intervalo de coordinación. El nivel de corriente de falla usado para este cálculo es igual al que se usó para determinar el tiempo t 1 del relé asociado con el interruptor anterior. 4- Conociendo t2a , y habiendo calculado el valor del TAP del relé 2, se repite lo indicado en el punto 2 para obtener el ajuste del DIAL para el relé 2. 5- Determinar el tiempo de operación ( t2b) del relé 2, pero usando ahora el nivel de falla justo antes de la operación de su unidad instantánea. 6- Continuar con la secuencia, empezando desde el tercer paso. El procedimiento anterior es apropiado si puede asumirse que los relés tienen las curvas características con escala en segundos. Para aquellos relés donde el ajuste de tiempo se da como un porcentaje de la curva de operación para un segundo, puede determinarse el ajuste del DIAL comenzando desde el multiplicador más rápido. El tiempo de operación se obtiene como se indica en el punto 3. En los relés más modernos el ajuste del tiempo puede empezar de valores tan bajos como 0.1s, en pasos de 0.1s. Debe usarse un intervalo de coordinación de tiempo entre dos características sucesivas tiempo- corriente del orden de 0.3 a 0.5 s. Este valor evita pérdida de selectividad debido a uno o más de los siguientes ítems: • •

Tiempo de apertura del interru ptor; Variaciones en los niveles de la falla, desviaciones en las curvas características de los relés (por ejemplo, debido a las tolerancias de fabricación), y los errores en los transformadores de corriente.

Falla monofásicas en el lado de la estrella de un transformador Dy no son detectadas en el lado del triángulo. Por consiguiente, cuando se ajustan las unidades de fallas a tierra, puede aplicarse en el lado del triángulo el ajuste del DIAL disponible más bajo, lo cual hace posible reducir considera blemente los ajustes y así los tiempos de operación de los relés de falla a tierra más cercanos a la alimentación de la fuente. El procedimiento indicado anteriormente para las unidades de fase y tierra puede fácilmente ser usado cuando las característic as de operación de los relés son definidas por formulas matemáticas en lugar de por curvas en papel logarítmico. Las normas IEC 255 y BS 142 definen matemáticamente el tiempo de operación para la expresión siguiente:

t=

k×β  I   IS

α

  − 1 

(3.7)

Donde: t = tiempo de operación del relé en segundos k = DIAL, o el ajuste del multiplicador de tiempo I = es el nivel de la corriente de falla en el secundario en amper IS= tap o la corriente seleccionada pick up Las constantes α y β determinan la tolerancia de las características del relé. Para los tres Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

tipos normales de relé de sobrecorriente, sus valores se muestran en la tabla 3.1. Dada las características del relé, es una tarea directa la de calcular la respuesta de tiempo dado el k del DIAL, el TAP y otros valores de la expresión en la ecuación 3.7. Igualmente, si se especifica un tiempo particular y el TAP, el DIAL se encuentra resolviendo el k de la misma ecuación. Por consiguiente, el procedimiento de los seis pasos visto anteriormente puede ser seguido para obtener la discriminación requerida. Tabla 3.1 Constantes de la norma IEC para relés de sobrecorriente Tipos de relé α β Inverso 0.02 0.14 Muy inverso 1.00 13.50 Extremadamente inverso 2.00 80.00 Inversa Larga 1.00 120.00

Ejemplo 3.2 Para el sistema mostrado en la fig. 3.7, y comenzando desde los datos que se dan allí, hay que llevar a cabo lo siguiente: Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

1. Calcular las corrientes nominales y los niveles de cortocircuito trifásico para cada interruptor. 2. Seleccione las relaciones de transformación de los TI. 3. Determine los valores del TAP, DIAL y los ajustes instantáneos para asegurar la coordinación del sistema de protección. 4. Halle el porcentaje de la línea BC que será protegida por la unidad instantánea del relé de sobrecorriente asociado con el interruptor 2. 5. Dibuje las características de los relés en el sistema.

Fig. 3.7 Diagrama unifilar del ejemplo 3.2 Tener en cuenta las siguientes consideraciones: 1. El intervalo de coordinación o intervalo de coordinación debe ser de 0.4 s. 2. El relé asociado con el interruptor 1 es del tipo tiempo definido. Todos los otros tienen las características de tiempo inverso. 3. Datos del relé: Relé de tiempo definido: corriente nominal: 2.5 A ( conexión serie) 5.0 A ( conexión paralelo) rango de corriente entre una y dos veces el valor nominal de corriente, en pasos de 0.2. rango de tiempo: 0.2 a 10 s en pasos de 0.1 s rango de unidades instantáneas: 3 a 20 veces Inom en pasos de 1. Relés de tiempo inverso: TAP: 1 a 12 A en pasos de 1 A DIAL: como en la fig. 3.8 Instantáneo: 6 a 144 A en pasos de 1 A. Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

Solución Cálculo de las corrientes nominales y niveles de cortocircuito trifasico De la Fig. 3.7 los niveles de cortocircuito de en la barra A, y la impedancia de la línea BC, puede obtenerse:

Z source

(

)

V 2 115 × 10 3 = = P SC 950 × 10 6

Z TRNSF = Z PU × Z BASE

2

= 13 . 92 Ω

(115 × 10 ) = 0.048 ×

3 2

25 × 10 6 Z lineaBC = 85.35Ω Referido a 115 KV.

Referido a 115 KV.

= 25 .39 Ω Referido a 115 KV.

El circuito equivalente del sistema referido a 115 kV se muestra en la fig. 3.9. Corrientes nominales I nom1 =

P = 3 ×V

3 × 10 6 = 131 .2 A 3 × 13 .2 × 10 3

(

)

I nom2 = 3 × I nom1 = 3 × 131 .2 = 393 .6 A I nom3 =

25 × 10 6 = 1093 .5 A 3 × (13 .2 × 10 3 )

I nom4 =

25 × 10 6  13 .2  = I nom3 ×   = 125 .5 A 3 3 × 115 × 10  115 

(

)

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Fig. 3.8 Curvas típicas de operación para relés de tiempo inverso

Fig. 3.9 Circuito equivalente del sistema mostrado en la fig. 3.7 Niveles de corto circuito El circuito equivalente da: I fallaC =

115 × 10 3 = 532 .6 A referido a 115KV 3 × (13 .92 + 25 .39 + 85 .35 )

= 532.6×(115/13.2) = 4640.2 A referido a 13.2 kV Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

I fallaB =

115 × 10 3 = 1689 A referido a1115 KV. 3 × (13 .92 + 25 .39 )

=1689×(115/13.2)=14714.8 A referido a 13.2 KV.

I fallaA =

115 × 10 3 3 × 13 .92

= 4769 .8 A referido a 115KV.

Elección de la relación de transformación del TI La relación de transformación de los TI es determinada por el más grande de los dos valores siguientes: ( i ) Inom ( ii ) La máxima corriente de cortocircuito presente sin saturación. Por consiguiente, Isc(5/X) ≤ 100 A para que X ≥ (5/100) Isc, dónde Isc es la corriente de cortocircuito. La tabla 3.2 resume los cálculos.

Tabla 3.2 corrientes Nominales, corrientes del cortocircuito y relaciones del TI para el ejemplo 3.2

Determinación del TAP, DIAL y valores de ajustes instantáneos - Calculo de los TAP Relé 1: (131.2)×5/300=2.19A; conexión de la serie (2.5A) Relé 2: 1.5 × (393.6)× 5/800 = 3.69 A; TAP 4 A Relé 3: 1.5 ×(1093.5)×5/1100=7.46A; TAP 8 A Relé 4: 1.5 ×(125.5)×5/300=3.14 A; TAP 4 A Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

- La determinación del DIAL y calibración de los ajustes instantáneos Relé 1: Ipick up=1.5xIload×(l/CTR)=1.5(131.2)5/300 = 3.28 A Rango de corriente La posición del selector = 3.28/2.5 = 1.3; la posición del selector se pone en 1.4 Ipick up=2.5(1.4)300/5=210 A El tiempo de operación = 0.2 s (mínimo) Ajuste del elemento instantáneo (0.5×ISC)× (l / CTR) = (0.5 x 4640) x 5/300 = 38.67 A ajuste= 38.67 A/2.5 A = 15.47; ajuste = 16 Inom Iinst.trip=16 (2.5) 300/5 = 2400 A primario a 13.2 kV Relé 2: 2400 A se debe producir operando t2a en por lo menos 0.2+0.4 = 0.6 s MULTa = 2400 A× 5/800 x l/4 = 3.75 veces Con 3.75 veces, y t top por lo menos 0.6 s de la fig.3.8, DIAL = 2 Ajustes instantáneos =(1.25 IfallaC) (1/CTR) = 1.25 (4640) x (5/800) = 36.25; ajustado en 37 A. Iinst.prim = (37) 800/5 = 5920 A a 13.2 kV MULTb= 5920 A× 5/800 x l/4=9.25 veces Con 9.25 veces multiplicado y DIAL 2 ⇒ t2b=0.18 s Relé 3: Para diferenciarlo del relé 2, se toma Iinst.prim2 = 5920 A Requiere la operación de t3a, en por lo menos 0.18+0.4 = 0.58 s MULTa=5920 A x 5/1100 x l/8=3.36 veces. Con 3.36 veces y top =0.58 s ⇒ DIAL 2 Sin embargo, el elemento instantáneo del relé asociado con el interruptor 3 es superpuesto y el tiempo de discriminación es aplicado para una falla en la barra B para evitar la pérdida de coordinación con las unidades instantáneas de los relé asociados con los alimentadores de la barra, como se mencionó en la sección 3.2.1. Basado en Isc=14714.8 A a 13.2 kV, MULTb=147l4.8Ax5/1100×1/8= 8.36 veces Con 8.36 veces y DIAL 2 ⇒ t3b=0.21 s Relé 4: Para l47l4.8A, el multiplicador = 14714.8A(13.2/115)5/300x1/4 = 7.04 veces Requiere t 4 = 0.21 + 0.4 = 0.61 s Con 7.04 veces y t op=0.61 s ⇒ DIAL 5 Ajuste del elemento instantáneo = (1.25× IfallaB) (l/CTR) =1.25(1689)5/300 =35.19 A Se ajusta en = 36 A Iinst. prim =(36) 300/5=2160 A referido a 115 kV Fundación Universidad Nacional de San Juan - Instituto de Energía Eléctrica PROTECCION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

Iinst.prim = 2160(115/13.2) = 18818.2 A referido a 13.2 kV Tabla 3.3 resume los cuatro ajustes del relé. Tabla 3.3 Resumen del ajuste del ejemplo 3.2

Porcentaje de la línea A-B protegida por el elemento instantáneo del relé asociado con el interruptor 2

X% =

Ki =

KS =

K S × (1 − K i ) + 1 Ki

I SC pickup I SC end

=

5920 = 1.28 4640

Z source 13.92 + 25.39 = = 0.46 Z element 85.35

X% =

0.46 × (1 − 1.28) + 1 = 0.68 1.28

Por consiguiente, el elemento instantáneo cubre el 68% de la línea BC. Las curvas de coordinación de los relés asociados con este sistema son mostradas en la fig. 3.10. Debe notarse que éstas están todas dibujadas para corrientes referidas al mismo nivel de tensión - en este caso 13.2 kV.

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Fig. 3.10 Curvas de coordinación de los relés para el ejemplo 3.2

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