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• Richard Ninasunta Guanoquiza

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UNIVERSIDAD TÉCNICA DE COTOPAXI CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA PROTECCIONES ELECTRICAS

Nombre:

RICHARD NINASUNTA

Nivel: SEPTIMO “B”

Tema del trabajo:

FUNCIONAMIENTO DEL RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL 67/67N

Latacunga, 06 de JUNIO del 2019

OBJETIVO GENERAL Conocer el funcionamiento y la calibración del relevador de sobrecorriente direccional, mediante una investigación bibliográfica, para la calibración del relevador en subestaciones. Objetivo Específicos 

Definir el concepto del relevador de sobrecorriente direccional.



Detallar la respectiva calibración del relevador



Analizar la calibración del relevador con ejemplos

RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL La protección de hace, para simplificar el problema de obtener la selectividad cuando puede fluir la misma magnitud de la corriente de falla en cualquier dirección en la localidad del relevador. Todos los relevadores de sobrecorriente direccionales deberán tener la característica de control direccional, con lo cual la unidad de sobrecorriente no empieza a funcionar hasta que la unidad direccional lo hace para el flujo de la corriente en la dirección en la que deberá de funcionar la primera. (Olvera, 1999, pág. 111) Se denomina protección direccional de sobre corriente a aquella que responde al valor de la corriente y a la dirección de la potencia de cortocircuito en el punto de ubicación. La protección opera si la corriente sobrepasa el valor de arranque y la dirección de la potencia coincide con la correspondiente a un cortocircuito en la zona protegida. Se compone de una protección de sobrecorriente con selectividad relativa, completa con una muestra de medición que determina la direccionalidad de la potencia de cortocircuito que el denominado relevador direccional. La protección direccional de sobrecorriente es aplicable en redes con alimentación bilateral o en lazo, tanto para cortocircuito entre fases, como a tierra. La necesidad de direccionalidad puede demostrarse a partir de la red de alimentación bilateral mostrada en la Figura 1.

Olvera, F. (1999). Red de Alimentación bilateral [Figura 1]. Recuperado de la tesis de relevadores de protección.

Para lograr la selectividad por tiempo entre las protecciones de sobrecorriente 2 y 3 de la red, la protección 2 debe ser más rápida que la 3 para la falla “F” y más lenta que la falla “F’’. Para cortocircuito entre dos fases aparecen componentes de secuencia positivas y negativas de cortocircuito en la potencia. Por otra parte, en todos los neutros del sistema la componente de secuencia negativa de la potencia de cortocircuito es cero. Por tanto, este tipo de cortocircuito (componente de secuencia positiva de la potencia de cortocircuito) fluye de la barra hacia el punto de falla hacia todos los neutros del sistema. (CITT, 2010, pág. 1) En general, se prefieren relevadores direccionales de sobrecorriente monofásicos para la protección contra fallas entre fases y proporcionan un poco más de flexibilidad en la instalación de tableros, debido a la adecuada característica de “control direccional” se obtiene más sencillamente y con mayor seguridad con los monofásicos direccionales que con un polifásico direccional en combinación con monofásicos de sobrecorriente de tierra. La ventaja de un direccional polifásico con respecto a un direccional monofásico es que esta menos expuesto que los monofásicos al mal funcionamiento ocasional. Para ciertas condiciones de falla, uno de los tres relevadores monofásicos podrá desarrollar un par en la dirección de disparo, cuando el relevador pueda ser indeseable si la corriente de este relevador fuera la bastante elevada como para hacer funcionar la unidad de sobrecorriente, daría como resultado un disparo inadecuado. (Olvera, 1999, pág. 112) Los componentes de secuencia cero de la corriente de falla a tierra producen una tendencia hacia el mal funcionamiento del relevador. Todas estas corrientes están en fase, y cuando se utilizan transformadores de corriente conectados en estrella, siempre se producen un par de cierre de contacto en una de las tres unidades direccionales independientemente de la dirección en que fluya la corriente.

En la figura 2, se presenta la aplicación básica en la cual existe mayor probabilidad que se produzca un disparo no deseado. Suponiendo que se aplican las unidades direccionales de los relevadores para permitir el disparo solo en fallas a la izquierda de la localidad del relevador, originara que por lo menos una unidad direccional cierre su contacto y permita el disparo por su unidad de sobrecorriente, dependerá de sus ajustes de puesta en trabajo (pick up) y del tiempo el que dicha unidad dispare en realidad su interruptor.

Olvera, F. (1999). Funcionamiento inadecuado de los relevadores monofásicos [Figura 2]. Recuperado de la tesis de relevadores de protección.

Para evitar el mal funcionamiento en la situación mostrada en la figura 2, deberá impedirse que los relevadores de fase respondan a la componente de secuencia cero de la corriente. Esto se puede obtener mediante una derivación de la misma que utilice tres transformadores de corriente auxiliares, como se muestra en la figura 3.

Olvera, F. (1999). Aplicación de la derivación de la corriente de secuencia cero [Figura 3]. Recuperado de la tesis de relevadores de protección.

Haciendo un hincapié en que el neutro de los relevadores de fase no deberá conectarse al neutro de los transformadores de corriente pues pudiera perderse parte de la selectividad de la derivación.

Relevadores direccionales de falla a tierra. Los relevadores direccionales de falla a tierra son construidos sobre la base de que el voltaje residual es igual a 3 veces la caída de voltaje de secuencia cero en la impedancia fuente, y desplazada con respecto a la corriente residual por el ángulo característico de la impedancia fuente. Cuando un conjunto de TP convenientes no está disponible para obtener el voltaje de polarización, se emplea la polarización de corriente usando la corriente de tierra de un transformador local conectado a tierra. Esto está basado en el principio que indica que la corriente del neutro siempre fluye hacia el sistema de tierra, mientras que, dependiendo de la falla, la corriente residual puede fluir en cualquier dirección. Debe recalcarse, sin embargo, que la posibilidad de falla de un relevador de protección direccional de voltaje polarizado es mínima y es por tanto recomendado que este arreglo por lo que se debe usar siempre que sea posible. (Ramirez, 2012, pág. 360) Polarización de relevadores de tierra. Para proteger el equipo contra falla a tierra se usa un relevador direccional de sobrecorriente (67 N) alimentado con la corriente residual y una cantidad polarizante que dependiendo del equipo a proteger puede ser el voltaje residual para líneas y la corriente de secuencia cero en los transformadores. El voltaje residual se consigue alimentando el relevador del secundario del T.P. conectado en delta abierto y la corriente residual del neutro de los TC. En la figura 4 se muestra la conexión del relevador diferencial de tierra.

Ramírez, S. (2012). Polarización relevadores de tierra (Conexión), sistema balanceado V R=0 [Figura 4]. Recuperado del libro de Protección de Sistemas Eléctricos.

Mientras el sistema está balanceado la tensión residual será de cero Voltios (ver figura 5), cuando exista una falla a tierra, el voltaje de la fase afectada caerá y ya la suma de Va, Vb, Vc es diferente de cero (ver figura 6), apareciendo en bornes del relevador una tensión residual igual a 3Vo con la cual se polarizará el relevador para determinar la dirección de la corriente residual de falla.

Ramírez, S. (2012). Diagrama fasorial RD de tierra (67N) [Figura 5]. Recuperado del libro de Protección de Sistemas Eléctricos.

Ramírez, S. (2012). Sistema con falla en fase A V R≠0 [Figura 6]. Recuperado del libro de Protección de Sistemas Eléctricos.

Cuando el neutro del sistema está aterrizado a través de una resistencia, esta será la impedancia dominante y un relevador de ángulo de máximo torque de cero grados será satisfactorio. En el caso de sistemas sólidamente aterrizados la impedancia reactiva será la predominante y será necesario introducir algún grado de compensación; relevadores con conexión de 45º y 60º son los más usados. En el caso de no ser posible obtener el voltaje residual, se utilizará la corriente del neutro de una fuente de secuencia cero. En la figura 7 se muestran varias alternativas para obtener la corriente de polarización para transformadores de diferentes tipos.

Ramírez, S. (2012). Fuentes de corriente polarizante [Figura 7]. Recuperado del libro de Protección de Sistemas Eléctricos

En la figura 8 se muestran las conexiones para la unidad direccional polarizada y distribución de la corriente de secuencia cero para una falla línea a tierra en el lado secundario de un transformador Ydy.

Ramírez, S. (2012). Conexiones para la unidad direccional polarizada [Figura 8]. Recuperado del libro de Protección de Sistemas Eléctricos

EJEMPLO DEMOSTRATIVO Una falla sólida a tierra en las fases S y T es representada en el punto F del sistema de potencia mostrado en la figura. Determinar las señales de corriente y de voltaje que van en cada uno de los relevadores direccionales que tienen una conexión 30° y son alimentados como se indica a continuación: Φ𝑅 = 𝐼𝑅 , 𝑉𝑅𝑇 ; Φ𝑆 = 𝐼𝑆 , 𝑉𝑆𝑅 ; Φ 𝑇 = 𝐼𝑇 , 𝑉𝑇𝑆

Indicar cuales relevadores operan ante la ocurrencia de una falla. En la solución ignórese las corrientes de carga y asúmase un voltaje de pre falla igual a 1.0 p.u. Las bases en el punto de ubicación del generador son 13.2 Kv y 100 MVA.

RESOLUCIÓN Las condiciones para una falla doble fase a tierra, S-T-N son: 𝐼𝑅 = 0,

𝑉𝑆 = 0,

𝑉𝑇 = 0

Realizamos los diagramas de secuencia: positivo, negativo y cero.

𝑍1 = (𝑗 0.15 + 𝑗 0.11) = 𝑗 0.26 𝑍2 = (𝑗 0.15 + 𝑗 0.11) = 𝑗 0.26 𝑍0 =

𝑗 0.11 = 𝑗 0.102 𝑗(1.2 + 0.3)

𝑆𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑃𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑆𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑁𝑒𝑔𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑆𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐶𝑒𝑟𝑜

Y obtenemos el circuito equivalente

Las tres corrientes de secuencia en el circuito son: 𝐼𝑅1 =

1 𝑗0.26 + 𝑗0.102 𝑗0.26 + 𝑗0.362

𝐼𝑅1 = −𝑗 3 𝑝. 𝑢.

𝐼𝑅2 =

−(−𝑗 3) ∗ 𝑗 0.26 𝑗0.26 + 𝑗0.102

𝐼𝑅2 = −𝑗 0.485 𝑝. 𝑢.

𝐼𝑅1 = −(−𝑗 3)

𝑗 0.102 𝑗0.26 + 𝑗0.102

𝐼𝑅1 = −𝑗 2.155 𝑝. 𝑢.

En el punto de Falla se tiene: 𝐼𝑅 = 𝐼𝑅1 + 𝐼𝑅2 + 𝐼𝑅0 = 0 𝑎2 = 1∠240°, 𝑎 = 1∠120° 𝐼𝑆 = 𝑎2 𝐼𝑅1 + 𝑎𝐼𝑅2 + 𝐼𝑅0 = −3.33 + 𝑗 3.2315 = 4.64∠135.86° 𝐼𝑇 = 𝑎𝐼𝑅1 + 𝑎2 𝐼𝑅3 + 𝐼𝑅0 = 3.33 + 𝑗 3.2315 = 4.64∠44.14° En el punto de falla sobre el circuito (no en el relevador) 𝑉𝑅1 = 𝑉𝑅2 = 𝑉𝑅3 = −𝐼𝑅2 (𝑗0.26) = 0.220

𝑉𝑅𝑇 = 𝑉𝑅 − 𝑉𝑇 = 0.66

𝑉𝑅 = 𝑉𝑅1 + 𝑉𝑅0 +𝑉𝑅2 = 3𝑉𝑅1 = 3 ∗ 0.22

𝑉𝑆𝑅 = 𝑉𝑆 − 𝑉𝑅 = −0.66

𝑉𝑅 = 0.66

𝑉𝑇𝑆 = 𝑉𝑇 − 𝑉𝑆 = 0

𝑉𝑆 = 𝑉𝑇 = 0 Las bases en el punto de falla son: V=115 kV, P=100 MVA 𝐼𝐵 =

𝑃 √3 ∗ 𝑉

=

100000000 √3 ∗ 115000

= 5023.04 𝐴𝑚𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑠

Por tanto, los valores en el punto de falla son: 𝐼𝑅 = 0 𝑉𝑅𝑇 = 0.66 ∗

115000 115 √3 ∗ ∗ = 43.82∠0° 𝑉. √3 √3 115000

𝐼𝑆 = 4.64∠135.86 ∗ 502.04 ∗ 𝑉𝑆𝑅 = −0.66 ∗

115000 √3

∗

1 = 43.82∠180°. 1000

𝐼𝑇 = 4.64∠44.14° ∗ 502.04 ∗ 𝑉𝑆𝑅 = 0

5 = 23.29∠135.86° 𝐴. 500

5 = 23.29∠44.14° 𝐴. 500

Resolviendo las corrientes trifásicas 𝐼3𝜙 =

1 = −𝑗 3.48, 𝑗 0.26

𝐼𝑅1 =

1 = −𝑗 1.6077 𝑗 0.26 + 𝑗 0.26 + 𝑗 0.102

𝐼1𝜙 = 𝐼𝑅1 + 𝐼𝑅2 + 𝐼𝑅0 = 3𝐼𝑅1

𝐼1𝜙 = 3(−𝑗 1.6077) = −𝑗 4.823 En el punto donde el relevador está ubicado los valores de corriente de secuencia positiva y negativa son iguales, así como en el punto de la falla. Sin embargo, la corriente de secuencia cero en el relevador mismo es diferente, a causa de la división de corriente.

Para el relevador 𝐼𝑅𝑆 = 𝑗2.154(1.5⁄1.61) = 𝑗 2 𝑝. 𝑢 𝐼𝑅 = 𝐼𝑅1 + 𝐼𝑅2 + 𝐼𝑅0 = −𝑗 3 + 𝑗0.845 + 𝑗2 = −𝑗 0.155 𝐼𝑆 = 𝑎2 𝐼𝑅1 + 𝑎𝐼𝑅2 + 𝐼𝑅0 = −3.33 + 𝑗 3.077 = 4.64∠137.26° 𝐼𝑇 = 𝑎𝐼𝑅1 + 𝑎2 𝐼𝑅3 + 𝐼𝑅0 = 3.33 + 𝑗 3.077 = 4.534∠42.73° 𝑉𝑅1 = 𝑉𝑅2 = 𝐼𝑅2 (𝑗0.26) = 0.22 𝑉 𝑉𝑅0 = −𝐼𝑅0 (𝑗0.11) = 0.22 𝑉 𝑉𝑅 = 𝑉𝑅1 + 𝑉𝑅0 +𝑉𝑅2 = 3𝑉𝑅1 = 0.66 𝑉𝑆 = 𝑉𝑇 = 0 Para el TC es alimentado desde el mismo punto de falla, asi que: 𝑉𝑅𝑇 = 𝑉𝑅 − 𝑉𝑇 = 0.66 𝑉𝑆𝑅 = 𝑉𝑆 − 𝑉𝑅 = −0.66 𝑉𝑇𝑆 = 𝑉𝑇 − 𝑉𝑆 = 0

Las señales que alimentan el relevador son: 𝜙𝑅 𝐼𝑅 = 0.155∠ − 90° ∗ 502.04 ∗ 𝑉𝑅𝑇 = 0.66 ∗

115000 √3

∗

5 = 0.728∠ − 90° 𝐴 500

115 ∗ √3 115000/√3

= 43.82∠0° 𝑉 𝜙𝑆

𝐼𝑆 = 4.534∠137.26° ∗ 502.04 ∗ 𝑉𝑅𝑆 = −0.66 ∗

115000 √3

∗

5 = 22.76∠137.26° 𝐴 500

1 = 43.82∠180° 𝑉 1000 𝜙𝑇

𝐼𝑆 = 4.534∠42.73° ∗ 502.04 ∗

5 = 22.76∠42.73° 𝐴 500

𝑉𝑇𝑠 = 0 Se da un análisis de la operación de los relevadores direccionales

Relevador fase R: IR = 0.728∠ − 90° A VRT = 43.82∠0° V

𝜙𝑅

𝜙𝑆

𝜙𝑇

𝐼𝑅

𝐼𝑆

𝐼𝑇

𝑉𝑅𝑇

𝑉𝑆𝑅

𝑉𝑇𝑆

Para operación −90° < angulo de IR < 270°. El relevador en la fase R está en el límite de funcionamiento (ver figura), creando así alguna duda acerca de la operación de su unidad direccional.

Relevador fase S: IR = 22.76∠127.26° A VRT = 43.82∠180° V Para operación 90° < angulo de IS < 270°. El relevador en la fase S opera, ya que el ángulo IS es 137.26° (ver figura)

Relevador de fase T: Este relevador no opera puesto que 𝑉𝑇𝑠 = 0 CONCLUSIONES -

Los relevadores de sobrecorriente direccional deben tener características de control direccional, para que la unidad de sobrecorriente no empieza a funcionar hasta que la unidad direccional funcione en dirección del flujo de corriente del primero.

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Para la respectiva calibración del este relevador debemos tomar en cuenta el tipo de falla a la cual vaya a operar, siendo un monofásica se dice que esta tiene un adecuado control direccional y es más flexible su instalación en tableros.

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Para la resolución del ejercicio lo primero que debemos es calcular las corrientes de fallas, esto dependerá si son monofásica o polifásicas, luego se resolverá los voltajes de falla en el circuito y no en el relevador, sacamos la corriente base donde se encuentra la falla y luego sacamos las corrientes en función de la corriente de base y por ultimo calculamos los TC y los desfasamientos que se encuentran cada corriente.

REFERENCIAS CITT. (2010). Rele direccional de sobrecorriente. Don Bosco: Universidad Don Bosco. Olvera, F. (1999). Relevadores de proteccion aplicadas a las Lineas de Transmision. Monterrey, N. L.: UANL. Ramirez, S. (2012). Proteccion de sistemas electricos. Manizales: Universidad de Colombia.