PROTECCIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN

• Misión de los Sistemas Eléctricos de Potencia:“Suplir Energía Eléctrica a los Consumidores en Forma tan confiable como Sea Económicamente Factible”.

• Misión de un Sistema de Protección:1. Aislar el equipo o equipos que fallen de tal forma que el

resto del sistema pueda seguir operando exitosamente, con el mínimo de disturbio para los consumidores

2. Evitar o limitar el daño a equipos adyacentes.

• El Sistema de Protección debe:1. Detectar las fallas2. Localizarlas3. Iniciar la acción correctora: Iniciar la apertura de los

Interruptores, sonar alarmas y/o iniciar acciones de control

PROTECCION DE SISTEMAS DE DISTRIBUCION

OBJETIVOS:

1. Prevenir daños a los equipos y circuitos

2. Prevenir de peligros al público y al personal de la

Empresa de Servicios Eléctricos (ESE).

3. Mantener un alto nivel de servicio, previniendo

interrupciones de servicio cuando sea posible y

minimizando sus efectos cuando éstas ocurran.

CONFIABLIDAD:

Término cualitativo que indica el grado de

seguridad que se tiene de que el servicio estará

disponible cuando se requiera.

La percepción del cliente sobre la confiabilidad

del servicio es afectada por la FRECUENCIA y

DURACIÓN de las INTERRUPCIONES.

El esfuerzo para mejorar la confiabilidad debe

estar dirigido a estos dos aspectos.

INTERRUPCION: Típicamente se describe como una pérdida de servicio más prolongada que el intervalo normal de recierre del reconectador o del interruptor operado. Luego, se puede definir comouna pérdida de servicio de un mínimo de un minuto.Para medir la confiabilidad en términos de las Interrupciones Registradas, se utilizan INDICES DE DESEMPEÑO, los cuales permiten comparaciones significativas entre empresas o entre divisiones de una misma empresa. Más importante aún permiteevaluar los cambios, comparando directamente los índices pasados y presentes de un alimentador o de un sistema.

Los cinco INDICES de DESEMPEÑO

normalizados son:

1. Indice de Frecuencia Promedio de

Interrupciones en un Sistema (SAIFI):

Se define como el número promedio de veces

que se interrumpe el servicio a un cliente

durante un año. Una Interrupción-Cliente se

define como una interrupción a un cliente.

Número Total de Interrupciones-Cliente

SAIFI=------------------------------------------------------

Número Total de Clientes Servidos

2. Indice de Duración Promedio de las Interrupciones en el Sistema (SAIDI): Se define como la Duración Promedio de Interrupción por cliente servido por año

Suma de la duración de Interrupciones-Cliente

SAIDI=-----------------------------------------------

Número Total de Cliente

3. Indice de Frecuencia Promedio de Interrupción del Cliente (CAIF): Se define como el número promedio de interrupciones por cliente interrumpido por año.

Número Total de Interrupciones-ClienteCAIFI= ----------------------------------------------------------

Número total de Clientes Afectados

4. Indice de la Duración Promedio de

Interrupción del Cliente (CAIDI): Se define

como la duración promedio de interrupción para

aquellos clientes interrumpidos en un año.

Suma de la Duración de las Interrupciones-Clientes

CAIDI= -------------------------------------------------------------------

Número Total de Interrupciones-Cliente

5. Indice Promedio de Disponibilidad de Servicio (ASAI): Se define como la relación entre el número total de horas-cliente en el cual el servicio estaba disponible y el número de horas-cliente demandadas (horas-cliente demandadas = 24h/día x 365 días = 8760 horas).

8760 - SAIDIASAI = ----------------------------------

8760

La confibilidad es afectada por :

• Nivel de Tensión (4KV, 13.9KV, 24KV, 33KV, 69KV).

• Longitud del alimentador

• Número de clientes por alimentador

• Carga del alimentador

Fallas en Sistema de Distribución:

• Causas de las Fallas:

1. Vientos y árboles....................................46%

2. Rayos......................................................19%

3. Equipos y conductores............................11%

4. Varios......................................................24%

• Ubicación de las Fallas:

- En líneas...................................................77%

- En los Postes.............................................23%

• Tipos de Fallas:

1. Trifásicas.............................................5%

2. Dos Fases a Tierra.............................10%

3. Bifásicas.............................................15%

4. Monofásicas.......................................70%

Características de las Fallas en Sistemas de Distribución:

• En general, las corrientes no son de altos amperajes, luego el tiempo de despeje no es limitante.

• La mayoría de las fallas (entre 70 y 80%) son TEMPORALES.

Una falla temporal es aquella en la cual su causa es de naturaleza transitoria. Si la falla puede ser interrumpida antes de que el arco cause daños permanentes, el servicio puede ser restablecido inmediatamente (operación de recierre). Como el tiempo entre la interrupción de la falla y la re-energización es tan breve este tipo de fallas normalmente no se registran como interrupciones.Una Falla Permanente es aquella en la cual ocurre daño ya sea proveniente de la causa de la falla o el arco de la falla. Cuando ocurre una falla permanente, la línea se desenergiza y una cuadrilla de mantenimiento debe viajar al sitio para corregirla y restablecer el servicio. Este tipo de fallas se registran como interrupción.Una Confibilidad Máxima de Servicio se obtiene cuando el Sistema de Distribución se diseña y se opera para minimizar los efectos de cualquier falla que pueda ocurrir.

Dado el alto número de fallas temporales, surgen

dos REGLAS BÁSICAS de protección:1. A todas las fallas de les debe “dar la oportunidad” de

ser transitorias, mediante operaciones de recierre, para fallas en cualquier parte del sistema donde las interrupciones momentáneas sean aceptables.

2. Para el bajo porcentaje de fallas que resulten permanentes, después de ejecutar las operaciones de recierre establecidas, los dispositivos de protección sólo deben sacar de servicio la porción más pequeña del sistema que sea necesaria para aislar el elemento en falla.

Dispositivos de Protección:1.Fusibles Símbolo:

Definición:

Dispositivo de protección de sobrecorriente con una parte que se Funde y Abre el Circuito cuando es calentada por el paso de una corriente (ANSIc37.40).

Tipos de Fusible:

a) Tipo Lámina B) Limitador de Corriente

• Características de Operación.• Dimensionado:�Tamaño Preferido: 6-10-15-25-45-65-140-20�Tamaño No Preferido: 8-12-20-30-50-80 �Por debajo de 6: 1-2-3-5

(ProteccióndeTransformadores)

• Tipos de Láminas:1) K (Rápida), T (Lenta).2) Tipo H (High Surge): Proveen Protección de

Sobrecarga No son afectados por Corrientes Transitorias.

3)Tipo N: Modelo Antiguo.- Similar al Tipo K Superado por K y T

Fusibles Tipo T y Tipo K:

Se diferencian por su relación de velocidad (RV)

Hasta 100 A: Por encima de 100:

I0.1 I0.1RV= ------- RV= ------

I300 I600

- Tipo T (Lento) : RV: Entre 10 y 13

- Tipo K (Rápido): RV: Entre 6 y 8.1

Cortacorrientes:Dispositivo que soporta las Láminas Fusibles y que también tienen la función de interrumpir el arco y de servir de Seccionador de Maniobra.

Tipos:- Cerrados

De Expulsión - Abierto

- De Lámina abierta

Información del Sistema para Especificaciones.

Vs, X/R, Ifmáx, Icmáx, Nivel de Aislamiento (Bil)

Definen:

Inominal, Vmáx, II(R.M.S.)

a) IN ≥ Icmáx (Ic + Isc + % Crecimiento).

b) Sistemas sin Puesta a Tierra: Vn ≥ VL-L

Sistemas Puestos a Tierra: 1Φ : Vn ≥ VL-t

3Φ : Vn ≥ VL-L

c) IInterrupción (R.M.S.) ≥ Ifmáx para X/R Normales

X/R ≅≅≅≅ 16

Si X/R es más Alto debe Reajustarse el Cortacorriente.Capacidad SimétricaDe interrupción para = Capacidad Dada x F.M.(X/Rdada)X/R nuevo. F.M.(X/Rnuevo)

IRMSAsimétricaFM=---------------------

IRMSSimétricaEjemplo:Sistema: 7.2/12.47kv ; IF(rms)= 7kA; X/R=25Se dispone de dos Cortacorrientes:1) 7.1 KA Simetricos y 10 KA Asimétricos.2) 10.6 KA Simétricos y 16 KA Asimétricos.¿Cúal debe seleccionarse?

SELECCIÓN DE LÁMINAS FUSIBLES

a. Si se protegen transformadores ó capacitores dependen del equipo.

b. Cuando se utilizan en líneas los

requerimientos de coordinación DICTAN el tipo y tamaño de la lámina.

A1-PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES CON FUSIBLES

Un esquema completo de protección de sobrecorrientepara transformadores debe lograr:1. Proteger al sistema de fallas en el transformador2. Proteger al transformador contra sobrecargas

severas3. Desconectar el transformador del sistema, tan rápido

como sea posible, y limitar la energía que pueda absorver.

4. Soportar sobrecargas, inofensivas, de corta duración5. Soportar las corrientes transitorias magnetizantes

(Inrush) y de carga fría6. Soportar sobrevoltages ocacionados por rayos.

B. Protección de Líneas:

- Láminas K: Son más rápidas y coordinan mejor con relés de tiempo muy inverso y extremadamente inverso.

- Láminas T: Soportan mejor los Transitorios y sobrecargas y tienen un rango de coordinación más amplio.

Coordinación Fusible-Fusible

- Regla de Coordinación:El Fusible de la Fuente (Protegido) no debe ser dañado por fallas en la zona del fusible de la carga (Protector). Esto

implica que: tMD-F2 < tmf-F1.Se debe cumplir que:

tMD-F2Factor de Coordinación ≥-----------------

tmf-F1El Factor de Coordinación depende de: 1. Tolerancia de las Curvas.2. Efecto de la Temperatura Ambiente.3. Efecto de la Precarga.4. Efecto de Predaño.

Ejemplo N° 1:

Seleccionar el fusible de tamaño mínimo que coordine con el fusible 25T (de Estaño), según las condiciones de temperatura ambiente y precarga que se dan.

Ejemplo N° 2:

Seleccionar los fusibles tipo K, de tamaño mínimo, utilizando un factor de coordinación de 0.75.

Recloser. (Reconectadores Automáticos de Líneas)

-Definición

-Características de Operación R

Clasificación:

Tipo: Trifásico y Monofásico

-Control: Hidráulico y Electrónico- Control Hidráulico o Bobina en Serie- INTERVALO DE RECIERRE: Hasta 200 A Fijo: 1, 1 ½, 2 Seg

- >400 Variable: 2 Seg o ½-2-2 Seg.

- I MÍNIMA DE OPERACIÓN: Ajustable

- Intervalo de Recierre: Ajustable .

Valores Típicos.

a) Inst., 2 Seg., 2 Seg.

b) INST, 2 Seg. después de operaciones rápidas

> 2 Seg. después de operaciones lentas

- Medio de interrupción: Aceite, Vacío ó SF6

Factores de Aplicación:

1. VN ≥ VLL (3Φ ); VN ≥ VL-T (1Φ ) en sistemas puestos a tierra

2. IN ≥ I CMAX (3Φ )

3. I OPERACIÓN < I Mim de Falla en la Zona de Protección

4. II ≥ IMAX DE FALLAS (no es necesario chequear X/R)

5.Coordinación con otros dispositivos.

COORDINACIÓN FUSIBLE-RECLOSER

-Caso 1: Fusible de la Fuente con Recloser.Objetivo: Para la peor condición de falla en el Recloser, éste debe ser capaz de efectuar todas sus operaciones sin que el fusible se dañe.

t mf(Ifmax/Nt) > t L(Ifmax)

Explicación del Efecto Acumulativo del Calor.

Para coordinar se utiliza el factor K (Tabla 4)

tmf(Ifmax) ≥ tL(Ifmax) x K

EJEMPLO N° 3:Seleccionar el fusible, Tipo H, de tamaño mínimo, que

coordine con el Recloser 25L, en el sistema de la Figura.

Caso 2: Coordinación Fusible de la Carga-Recloser

Objetivo: El Recloser debe ejecutar sus operaciones rápidas sin que el fusible sufra daños. Durante la primera operación lenta, el fusible debe fundirse y despejar la falla.

1º Condición:

La coordinación depende de la tolerancia de las curvas, de la precarga, temperatura ambiente, predaño y efecto acumulativo del calor. Se utiliza el Factor K de la Tabla 5

Se debe cumplir: tmf-(Ifmax) ≥ K x tA(Ifmax)

2º Condición:

Se debe cumplir que:

tLENTA (IfMIN) – Tolerencia ≥ tMD(Ifmin)

Ejemplo N° 4:Coordine los Dispositivo de la figura, Utilizando fusibles tipo T y Recloser Tipo L (I.R= 90 ciclos).

Suponga una secuencia: 2 Rápidas - 2 Lentas.

Coordinación Recloser-Recloser

Objetivo:

Para fallas permanentes en la zona de R2 sólo debe

abrirse este recloser.

Caso 1: Coordinación con Reclosers Hidráulicos

a) Hasta 200 amperios: ∆t > 12 ciclos

Para mayores de 200 amperios: ∆t > 8 ciclos

b) El recloser protegido debe tener un número de operaciones rápidas menor o igual a las del recloser protector

Caso 1.1: Se pueden coordinar reclosers con iguales bobinas siempre y cuando se mantenga el ∆t.

Caso 2: Coordinación con Reclosers Electrónicos

Condición:

Si el Recloser Protector opera primero que el Recloser

Protegido hay coordinación.

El tiempo de operación del protegido menos la

tolerancia debe ser mayor que el tiempo del protector

más la tolerancia, para la máxima corriente de falla.

Se debe cumplir el requerimiento de las secuencias.

TR1(Ifmax) – Tolerancia > tR2(Ifmax) + Tolerancia

Ejemplo N° 5: Coordine la línea de distribución de la figura

utilizando reclosers Tipo “L”.

Coordinación Relé de Sobrecorriente con Recloser

Casos:

a) Con Relés Estáticos

b) Con Relés Electromagnéticos

c) Con Relés Electromagnéticos y Recloser Electrónico

Caso a:

t51(Ifmax) ≥ ≥ ≥ ≥ tlenta + ∆t

Normalmente ∆t= 0.2 Seg.

Caso b: Problemas: -Integración de los tiempos de operación

-Sobre PasoMétodo: Se evalúa el movimiento del disco, durante las operaciones del recloser y se coordina en función del viaje neto.

Método Exacto:

%Viaje en A= (tA + tsp)/to x 100%Viaje en L = (tL + tsp)/to x 100% Reposición= (tIR)/tREP x 100Donde:tA: tiempo de operación según la curva AtL: tiempo de operación según la curva lentato: tiempo de operación del relétsp: tiempo de sobrepaso del relé (Tabla 6)tIR: tiempo del intervalo de recierre de RtREP: tiempo de reposición del relé (Fig. 27)

• EJEMPLO N° 6: Determine si hay coordinación entre el recloser y el relé de sobrecorriente en el sistema de la figura.

Caso C:

Se ajustan los intervalos de recierre del recloser detal forma de garantizar la reposición completa delrelé, después de cada una de sus operaciones (rápidas olentas).Cálculo de los Intervalos de Recierre:1- t51(Ifmax) ≥ ≥ ≥ ≥ tlenta + ∆t2- %VA =(tA +tSP) x 100/t513- IR ≥≥≥≥ %VA x t51/100 - Luego de operaciones rápidas4- %VL= (tL + tSP) x 100/t515- IR ≥≥≥≥ %VL x t51/100 - Luego de operaciones lentas

Seccionalizadores Automáticos de Línea

-Definición

-Características:

* Operan en combinación con dispositivos de recierre

* No tienen curvas tiempo-corriente

* Abren con el circuito desenergizado

* Pueden operar manualmente para interrumpir cargas

A-Corriente de Actuacción:

Hidráulicos: Ima=160% de la corriente nominal

(80% de la corriente de disparo)

Electromagnéticos: Se ajusta al 80% de la corriente

de disparo del recloser

“Esto garantiza que si el recloser opera el

seccionalizador cuenta”.

Ejemplo:

C-Tiempo de Memoria

Tiempo durante el cual mantienen los conteos realizados.

En los Seccionalizadores Hidráulicos es una función de

la temperatura del aceite.

-En los Electrónicos se puede ajustar.

Se debe garantizar que el TTA sea menor que el tiempo

de memoria del Seccionalizador.

B-Operación de Conteo y Conteos para Apertura

Cuenta si la corriente supera la Ima y luego cae por debajo

del 40% de la Ima

Puede contar por:

-Apertura del dispositivo de recierre

-Por apertura de un fusible aguas abajo

-Por carga fría o “INRUSH”.

Se ajustan a un conteo menos que el número de

operaciones del dispositivo protegido.

Factores de Aplicación:

1- VN > V LL (3Ø) VN > VL-t (1Ø puestos a tierra)

2- Corriente Momentánea: La corriente de corto tiempo para 1 y 10 segundos debe ser mayor que la corriente máxima simétrica de falla.

3- La Corriente Nominal debe ser mayor que la corriente máxima carga. Depende del dispositivo protegido.

4- La Corriente Mínima de Actuación se selecciona de acuerdo al dispositivos de respaldo.

Tipos:

Monofásicos:

Trifásicos:

No debe utilizarse disparo 1-Ф con seccionalizadores 3-Ф

Se asegura la coordinación seleccionado

dispositivos con igual corriente nominal.

-No es necesario chequear el tiempo de memoria.

-Se debe chequear la Corriente de Corto Tiempo

Coordinación Recloser Hidráulico-Seccionalizador

Hidráulico.

Coordinación Recloser Electrónico (o Relé Recloser) con

Seccionalizador Hidráulico.

-El tiempo de memoria depende de la temperatura del aceite.

-Temperatura del aceite = f(Temp.Ambiente + Temp.Carga)

La Fig. 33 da los valores máximos de TTA posible en

función de la temperatura del aceite (TTAMAX )

La tabla 7 da los valores de temperatura del aceite en función de la corriente de carga.

REGLAS:

1° El TTA< TTAMAX

2° La sumatoria de los tiempos máximos de falla (para la Ifmin) debe ser menor o igual al 70% del TTAMAX

-Para secuencia 1A-3L: ΣtMAX= 2 . tL(Ifmin)

-Para secuencia 2A-2L: ΣtMAX= tA(Ifmim) + tL(Ifmin)

EJEMPLO N° 7: Dadas las condiciones de temperatura ambiente y precarga, determine la coordinación entre el Seccionalizador y el Recloser de la figura

Coordinación Recloser Electrónico - Seccionalizador Electrónico

- La Corriente Nominal del Seccionalizador debe ser mayor que

la corriente máxima de carga.

- La IMA debe ser igual al 80% de la corriente de disparo del

dispositivo de recierre.

- El Tiempo de Memoria debe ser mayor que el TTA.

Ejemplo N° 8:

Coordinación Recloser – Seccionalizador- Fusible

Método:1º -Se coordina el Recloser con el Fusible

2º -Se coordina el Recloser con el Seccionalizador

Problema: Si se utiliza la secuencia 2A-2L, cuando se abre el

fusible, se abre S y se pierde la selectividad.

• Soluciones:1°: Utilizar la Secuencia 1A-2L

2°: Utilizar la Secuencia 2A-2L con S con restricción de voltaje

RELE DE SOBRECORRIENTE (50/51)Dispositivo que opera al detectar una corriente mayor o igual al valor de ajuste. El valor de ajuste es la corriente de arranque del relé (Ipick-up).Característica de Operación:Los relés de sobrecorriente pueden ser:1. Instantáneos: Cuando no se tiene un retraso

intencional en su tiempo de operación (50).2. De tiempo Definido: Cuando el tiempo es ajustable

pero es independiente de la corriente (51).3. De Tiempo Inverso (51): cuando el tiempo de

operación es inversamente proporcional a la corriente. Se distinguen tres tipos: de Tiempo Inverso, de Tiempo Muy Inverso y de Tiempo Extremadamente Inverso.

RELE DE SOBRECORRIENTE (50/51)

RELE DE SOBRECORRIENTE (50/51)

• AJUSTES:Los relés de sobrecorriente tienen 3 ajustes:1. La Corriente de Arranque (Ipickup): Se

ajusta mediante la Toma (Tap) del relé.2. El Tiempo de Operación: Se ajusta

mediante el Dial de tiempo3. La Corriente de Arranque de la Unidad

Instantánea (Ipickup-50)

-Relé Recloser (79):

Es un dispositivo que convierte a un Interruptor de Potencia en un

dispositivo automático de recierre, ordenando una o varias veces

el cierre del interruptor una vez que éste ha sido disparado por un

relé de protección.

Coordinación Relé de Sobrecorriente con Fusible.

Caso 1: Coordinación con fusible de la fuente

Objetivo: El Interruptor debe completar su secuencia

de operación sin causar daños al fusible.

Método: Sumar los tiempos de operación separados menos de 10

segundos y comparar con la curva de mínima fusión del fusible

permitiendo un Factor de Coordinación de 0.5 para tomar en

cuenta: Temperatura Ambiente, Pre-Carga, Pre-daño y el Efecto

Acumulativo de Calor.

Ejemplo:

Caso 2: Coordinación con Fusible de la Carga

Caso 2.1: Si el relé no tiene Unidad Instantánea (50), la curva

máxima de despeje del fusible debe ser, más rápida que la

curva del relé. Normalmente se utiliza un intervalo de

coordinación de 0.2 segundos.

Caso 2.2: Si hay Unidad Instantánea se debe cumplir:

1º Condición: tmf(Ifmax) ≥≥≥≥ (t50(Ifmax) + t52)/ F.C.

2º Condición: t51(Ifmax) ≥≥≥≥ tMD(Ifmax) + ∆t

Ejemplo N° 9: Determinar el Tamaño del Fusible (tipo K) y el Dial del Relé

TAREA N° 1

Protección de Líneas con Relés de Sobrecorriente:

Se utilizan relés de tiempo-inverso y relés instantáneos, usando

el método de Protección Coordinada.

Definiciones:

a) Coordinación:

Proceso mediante el cual se ajustan los relés de tal forma de

que su operación sea secuencial y que la falla sea despejada por

el relé más cercano a ella, causando el mínimo disturbio.

b) Ajustar un relé: Significa definir sus valores de operación, es decir:

1. Definir la corriente del arranque (Corriente Pick-Up)

2. Definir su tiempo de operación (Dial de Tiempo)

3. Definir el valor de la corriente de arranque de la unidad instantánea si la tiene.

Reglas Básicas de Coordinación

1. Siempre que sea posible, use relés con la misma

características de operación, cuando estén en serie.

2. Asegúrese que el relé más alejado de la fuente (Protector) tenga un ajuste de corriente de Pick-up menor, en amperios primarios, que el relé que esta detrás de él (Protegido).

Proceso de Coordinación

I- Datos Previos

Antes de iniciar el proceso de coordinación debe tenerse la

siguiente información:

a. Diagrama unifilar del circuito con indicación de los dispositivos de protección y de los transformadores de medición y sus características.

b. La impedancia (en ohmios, % o por la unidad) de los elementos del sistema.

c. La corriente máxima y mínima de falla, tomando en cuenta las diferentes condiciones de operación.

d. Corriente máxima de carga, máxima sobrecarga permitida y máximo desbalance en las fases.

Esquemas de Protección a. Circuito de Potencia

a1.-Con tres relés de fase a2-Con dos relés de fase

b) Circuito de Control

II-Métodos de Coordinación

A. Coordinación por Tiempos

B. Coordinación por Corrientes

C. Coordinación Tiempo-Corriente

a- Coordinación por Tiempos:

b- Coordinación por Corrientes:

c- Coordinación por Tiempo-Corriente

Ventajas

• Reduce el tiempo de operación y permite protección de alta velocidad en grandes porciones de la línea protegida.

• Permite realizar la coordinación del Relé protegido con el Relé protector usando el valor de ajuste de la unidad instantánea del protector y no con el nivel de falla en la barra, como cuando se usa sólo protección por tiempos.

Determinación de la Porción (n) de la Línea a Proteger Instantáneamente

• II = VS/(Zs +nZAB)

• IB = VS/(Zs + ZAB)

Luego:

Ki = II/IB = (Zs + ZAB)/(Zs + n ZAB)

(Zs +n ZAB) = (Zs + ZAB)/Ki

n= (Zs + ZAB)/(ZAB.Ki) - Zs/ZAB

n= (Ks + 1)/Ki – Ks

n= [Ks(1-Ki) + 1]/Ki

El factor Ki depende del tipo de relé que se utilice y

establece la proporción mínima que debe existir entre

II e IB para garantizar la operación correcta de la

unidad tomando en cuenta el máximo error que se

pueda presentar. En la práctica se utiliza:

Ki = 1.1 para relés estáticos

Ki = 1.3 para relés electromagnéticos

Para: Ki = 1.3 n = (1 - 0.3 Ks)/ 1.3

Ki = 1.1 n = (1 - 0.1Ks)/1.1

Si:

IA / IB < Ki La unidad instantánea no es aplicable

III-Criterios para Coordinación

a. Relación de los Transformadores de CorrienteLa relación debe seleccionarse de tal forma que:1º Para la máxima condición de carga esperada, la corrientesecundaria no sea mayor a la nominal (5A o 1A)

In ≥≥≥≥ CORRIENTE MAXIMA CARGA / NCT

2º Para la peor condición de la falla, en la ubicación deltransformador, la corriente secundaria debe ser menor a 20 vecesla corriente nominal.

CORRIENTE MAXIMA DE FALLA / NCT < 20.In

b. Corriente de Arranque (pick-up)La corriente de arranque del relé debe ser mayor o igual a dos veces la corriente de carga máxima y menor que la mínima condición de falla esperada en su zona deprotección. El relé bajo estudio debe respaldar, al menos, todo el tramo de línea de su relé protector para garantizarprotección de respaldo.

2x ICARGA ≤≤≤≤ IPU < Imínima de falla c. Tiempo de OperaciónEl tiempo de operación del relé protegido, para la corrientede coordinación, debe ser mayor o igual al tiempo de operación del protector para la corriente de coordinación,más el intervalo de coordinación ( ∆t)

t51A(Ifmax) ≥ t51B(Ifmax) + ∆t

Ejemplo N°10:Coordinar por tiempo y contra fallas de fase, el circuito

de la figura. Utilice relés CO-8. Tomas disponibles en el

Relé CO-8: 4-5-6-7-8-10-12NIVELES DE FALLA

3F 2F

A 7840 4720

B 4500 3150

C 2600 1470

D 1395 790

S/E CORRIENTE DE FALLA

Ejemplo N° 11:

Coordinar por tiempo corriente y contra fallas de fase, el

circuito del ejemplo anterior. Utilice relés CO-8 con

unidad instantánea ajustable entre 20 y 80 A. Compare

los resultados con los del ejemplo anterior.

V- Coordinación con Relés Direccionales

Cuando la corriente de falla puede cambiar de sentido, en la

ubicación de un relé, es necesario direccionar su operación.

Cuando se coordina con relés direccionales, se deben

coordinar entre si, los relés que tengan igual dirección de

disparo.

A. Línea alimentada por ambos extremos.

B. Circuito Mallado

Ejemplo N° 12:

Coordinar por tiempos y contra fallas de fase, el

sistema de la figura. Utilice relés CO-8. El sistemas

puede trabajar normalmente con una sóla generación.

NIVELES DE FALLA

A. Con G2 Fuera de Servicio B. Con G1 Fuera de Servicio

C. Con Ambos Generadores Operando

26482940D

28693174C

49115276B

56509840A

If-2ΦIf-3ΦS/E

23752646D

28693170A

40464401B

56509840C

If-2ΦIf-3ΦS/E

35153954D

89579677B

If-2ΦIf-3ΦS/E

Coordinación con Líneas Paralelas

Análisis del caso:

EJERCICIO N° 1• El Sistema de la figura trabaja normalmente con el Interruptor de enlace “E”

abierto. Si por alguna razón se desconecta uno de los generadores, se cierra “E” y se alimenta TODA la carga con el otro generador (nunca trabajan ambos generadores con “E” cerrado). Determine: a) ¿Cuáles relés deben ser direccionales? b) El ajuste de los relés para coordinación Tiempo-Corriente contra fallas de fase. Use relés CO-8 y Fusibles tipo T. Taps: 4, 5, 6, 7, 8, 10 y 12. Unidad Instantánea: 10-40 A

Coordinación de Relés de Tierra

• Los relés de tierra se coordinan siguiendo el mismo procedimiento que para los relés de fase, pero utilizando los niveles de corto circuito para fallas a tierra.

• La corriente de arranque de los relés se calcula en función del máximo desbalance permitido en el sistema

IPU≥≥≥≥ % DESBALANCE MAXIMO

Coordinación de Relés de Tierra

• Cuando en el camino de coordinación hay transformadores ∆–Y, los relés del lado de la ∆, se coordinan en forma independiente de los relés del lado de la Y

EJERCICIO N° 2• Coordine por Tiempo-Corriente el sistema de la figura

utilizando relés CO-9 y fusibles tipo K. El máximo desbalance permitido es de 20 %. Taps relé 51: 4, 5, 6, 7, 8, 10, 12. Taps relé 51N: 0.5, 1.0, 1.5, 2.0, 2.5.

V-Protección Direccional de TierraA. Polarización por Voltaje

Se utiliza el voltaje de secuencia cero en la barra.

1. Circuito de Potencia

B.Polarización por Corrientes

B.1-Transformador Estrella-Delta

B.2 Transformador Delta - Estrella

Aplicaciones Especiales con Relés Digitales

Aplicaciones Especiales con relés Digitales

Aplicaciones Especiales con Relés Digitales

TRANSFERENCIA AUTOMATICA DE CARGASPara CARGAS CRITICAS: Hospitales, aeropuertos, suministro de

agua, prisiones, centros comerciales, plantas industriales, etc.

• 1. Esquema de Transferencia Automática de Carga:

TRANSFERENCIA AUTOMATICA DE CARGASUtiliza un Control Automático de Transferecia y dos Seccionadores Operados Eléctricamente.La carga está normalmente alimentada por la Fuente Normal, mediante el Seccionador Automático N° 1. El Seccionador N° 2 está normalmente abierto. Si por alguna razón se pierde la Fuente Normal, el Control de Transferencia detecta esta condición y ordena la apertura del Seccionador N° 1 y el Cierre del N° 2, alimentando la carga desde la Fuente Alterna. Al retornar el servicio a la Fuente Normal, el servicio es retransferido ya sea en forma automática o manual. La restauración puede ser de Transición Cerrada (retorno paralelo), en el cual la fuente cierra antes de que abra la alterna o de Transición Abierta, en el cual la Fuente Alterna se abre antes de que cierre la Normal.

TRANSFERENCIA AUTOMATICA DE CARGAS

2. Esquema de Transferencia de Cargas con Reconectadores.

Utiliza Reconectadores equipados especialmente con control

electrónico localizados, tanto en la fuente preferida como en

la fuente alterna.

-Transferencia de Carga con Retorno Manual

TRANSFERENCIA AUTOMATICA DE CARGAS

• Explicacion:

• R1 alimenta normalmente a la carga desde la fuente F1 (Fig. A). Al perderse la tensión en la fuente F1, R1 abre luego de un retardo de tiempo. R2, normalmente abierto, detecta la pérdida de voltaje en su lado de la carga y cierra despues de un retardo de tiempo mayor al de R1, restableciendo el servicio a la carga (Fig. B). Si en F2 no hay tensión, R2 no cierra. Al retornar el servicio en F1, la transferencia a la fuente preferencial se hace manualmente. Si las dos fuentes pueden trabajar en paralelo, R1 se puede programar para que recierre automáticamente al retornar F1. R2 debe ser abierto manualmente.

TRANSFERENCIA AUTOMATICA DE CARGAS

• Si ocurre una falla permanente en el lado de la carga (Fig. C), R1 opera hasta Lock-Out. R2 detecta la pérdida de voltaje y, despues de un retardo de tiempo, R2 cierra sobre la falla y opera hasta Lock-Out. R2 se puede programar para sólo un disparo cuando cierre sobre una falla. Luego de que la falla es corregida, el retorno al servicio normal es manual.

TRANSFERENCIA AUTOMATICA DE CARGAS

• Transferencia de Carga con Retorno Automático

TRANSFERENCIA AUTOMATICA DE CARGAS• Este esquema es similar al anterior, pero los

Reconectadores deben estar suficientemente cerca para establecer un canal de comunicación entre ellos (Fig. A). Al perderse la fuente F1, R1 la detecta y se abre luego de un Retardo de Tiempo y envía una señal, vía canal de comunicación, ordenando a R2 cerrarse para restablecer el servicio (Fig. B). Si F2 no está en servicio R2 no cierra. Al retornar F1, el retorno puede ser de Transición Cerrada (Fig. C), donde R1 cierra antes de que R2 abra o de Transición Abierta donde R2 abre antes de que R1 cierre (Fig. D). Si ocurre una falla permanente en el lado de la carga, R1 hace todas sus operaciones y se abre (Lock-Out). R2 no cierra porque no recibe señal desde R1, debido a que éste detecta voltaje en F1. Cuando la falla es despejada el sistema se restablece cerrando R1.

SECCIONALIZACIÓN DE ANILLOS• OBJETIVO: Incrementar la confiabilidad y mantener la continuidad

de servicio al mayor número posible de clientes.

• En un esquema en anillo, dos circuitos de distribución están unidos mediante un Reconectador normalmente abierto, de tal forma que si hay una interrupción en uno de ellos, la carga se transfiere temporalmente al otro.

• Seccionalización de Anillos con Tres Reconectadores

SECCIONALIZACIÓN DE ANILLOS• R1 y R2 son reconectadores normalmente cerrados y se abren, luego

de un Retardo de Tiempo, al ocurrir una falla en cualquiera de sus respectivos circuitos de alimentación. R3, normalmente abierto, detecta la pérdida de tensión en cualquiera de sus lados y cierra luego de un retardo de tiempo mayor al de R1 y R2, restableciendo el servicio a la carga (Fig. A). Por ejemplo, si falla el circuito C1, tanto R1 como R3 detectan la pérdida de tensión. R1 se abre luego de un retardo de tiempo y R3 se cierra luego de un retardo mayor. Todas las cargas hasta R1 se alimentan desde C2 (Fig. B). El retorno a la condición normal, se hace manualmente.

SECCIONALIZACIÓN DE ANILLOS• Si ocurre una falla permanente en el lado de la carga de R1, R1 hace

todas sus operaciones hasta abrirse en forma permanente (Lock-Out). R3 detecta la ausencia de voltaje y cierra sobre la falla. R3 hace sus operaciones y también se abre despejando la falla. R3 se puede programar para realizar un sólo disparo cuando cierra sobre una falla. Fig. (C)

SECCIONALIZACIÓN DE ANILLOS• Esquema con Cinco Reconectadores: Cada circuito de distribución se divide

en dos secciones con igual carga, mediante reconectadores normalmente cerrados. Los circuitos se conectan mediante un reconectador de enlace normalmente abierto.Los reconectadores se ajustan para aislar la sección que tenga una falla permanente y transferir la sección sana al circuito adyacente.

SECCIONALIZACIÓN DE ANILLOS• R1 y R2 son reconectadores Normalmente Cerrados. Se abren,

luego de un retardo de tiempo cuando se pierde el Voltaje de alimentación.

• R3 y R4 también están Normalmente Cerrados. Sin embargo, cuando se pierde el voltaje de alimentación y luego de un retardo de tiempo mayor al de R1 y R2, ellos cambian su corriente de disparo y el número opcional de disparos a Lock-Out.

• R5, Normalmente Abierto, se cierra luego de la pérdida de voltaje en cualquiera de sus lados, después de un retardo de tiempo mayor que el de R3 y R4.

• Por ejemplo: Si se pierde el voltaje en C1, R1, R3 y R5 sensan la pérdida de tensión y, si el voltaje no retorna dentro del retardo de tiempo seleccionado, R1 abre; R3 cambia su corriente de disparo de 560 A a 280 A y su número de Disparos para Lock-Out a uno, para coordinar con R5 (Fig. B)

SECCIONALIZACIÓN DE ANILLOS

SECCIONALIZACIÓN DE ANILLOS• Si ocurre una falla permanente F1, R1 opera a Lock-Out. R3 y R5 sensan

la pérdida de voltaje. R3, después de su retardo de tiempo, cambia su corriente de disparo a 280 A y sus operaciones a “uno”. Después de su retardo de tiempo (más largo que el de R3), R5 cierra sobre la falla y R3 opera a Lock-Out. La falla se despeja pero se mantiene el servicio a tres cuarta partes del anillo (Fig. C).

SECCIONALIZACIÓN DE ANILLOS

• Esquema en el cual la Falla F1 ha sido aislada y el servicio restablecido en ¾ partes del anillo (Fig. D).

SECCIONALIZACIÓN DE ANILLOS

• Si ocurre una falla permanente en F2, R3 la detecta y opera hasta Lock-Out. Entonces R5 sensa la pérdida de voltaje y luego de su retardo de tiempo cierra sobre la falla y opera a Lock-Out. La falla es ailada y se mantiene el servicio en ¾ del anillo (Fig. E)

SECCIONALIZACIÓN DE ANILLOS• Esquema con Tres Reconectadores y dos Seccionalizadores.

• Se utiliza cuando no es posible coordinar con cinco reconectadores.

• R1 y R2 están Normalmente Cerrados y abren, luego de un retardo de tiempo, cuando pierden el voltaje de alimentación. S1 y S2 están normalmente cerrados y están equipados con Restricción de Voltaje. Se ajustan a “un Conteo” y su corriente de mínima actuación se coordina con R3. R3 está Normalmente Abierto y cierra cuando se pierde el voltaje en cualquiera de sus lados. Su retardo de tiempo es mayor al de R1 y R2 (Fig. A).

• Si ocurre una falla permanente en F1 (Fig. B). R1 opera dos veces y abre (Lock-Out). R3 sensa la pérdida de tensión y luego de su Retardo de Tiempo cierra sobre la falla. Durante la primera operación de R3, S1 cuenta y abre aislando la falla, entonces R3 cierra sobre la línea sana y se restablece el servicio a ¾ del anillo. S2 sensa la falla durante las operaciones de R3 pero no cuenta debido a su restricción de voltaje.

SECCIONALIZACIÓN DE ANILLOS

SECCIONALIZACIÓN DE ANILLOS

• Si ocurre una falla permanente F2, tanto S1 como R1 sensa la falla. R1 opera y durante su primer disparo S2 cuenta y abre y R1 cierra sobre la línea sana. R3 sesnsa la pérdida de vvoltaje en el lado de S1 y cierra sobre la falla. R3 opera a Lock-Out y aisla la falla. S2 no cuenta por su restricción de voltaje. El servicio se mantiene en ¾ del anillo (Fig. C).

TAREA N° 2