Relevador 51

UNIVERSIDAD TÉCNICA DE COTOPAXIUNIDAD ACADÉMICA DE CIENCIAS INGENIERÍA Y APLICADAS CARRERA INGENIERÍA ELÉCTRICA Nombre: QUINATOA RICARDO ASIGNATURA: Protecciones CICLO: Séptimo “B” CARRERA: Ing. Eléctrica. FECHA DE PRESENTACION: 12/12/2017 LATACUNGA – ECUADOR 2017 teniendo en claro estos conceptos y así aplicándolas de manera óptima en nuestros cálculos. Esta es la protección más elemental y básica. ciertas características:  Instantáneo (50) El término instantáneo significa que no tienen retardo de tiempo inicial. consultando en las diferentes fuentes de información. para así tener una mejor idea y poderla utilizar.  No tolera falla . MARCO TEÓRICO: PROTECCIÓN 50/51 También conocida como protección de sobre corriente. generalmente los relés de atracción son instantáneos.TEMA: Realizar una investigación referente al tipo de curvas estandarizadas que tiene el relevador 51 e indique sus respectivas ecuaciones. OBJETIVOS ESPECIFICOS:  Investigar cómo esta constituido el relevador 51. OBJETIVO GENERAL:  Investigar cómo está constituido el relevador 51.  Determinar la curva estandarizada del relevador 51 y sus diferentes casos de utilización. para un nivel de corriente excesivamente alto el relé "cuenta" cierto tiempo y luego envía una señal de disparo o alarma para proteger el sistema. es decir. su tipo de curva estandarizada y sus respectivas ecuaciones.  Desarrollar la capacidad analítica referente al relevador 51. Es decir si la corriente vista por el rele es superior a 2. si el relé ve una corriente mayor a este comienza el conteo para emitir la señal de disparo  Tins: tiempo operativo. el tiempo de operación es 100ms aproximadamente. Relé 50 En la figura. Algunas veces se puede utilizar relés auxiliares (temporizadores) para tener retardo de tiempo en los relés instantáneos.5 pu. el Iins es 2.  Es la más rápida Parámetros:  Iins: enganche de instantánea.5 pu y tins es 100ms. pero si es mayor a 1 pu el tiempo de operación NO es 1 segundo  TIEMPO INVERSO (51) Algunos relés tienen tiempo de operación ajustable y otros son instantáneos. Ip es 1 pu td es 1.  Tolera la falla durante determinado tiempo . se emplea la polarización de corriente usando la corriente de tierra de un transformador local conectado a tierra. la primera es la imposibilidad de coordinar los relés de sobrecorriente en las redes multilaterales y la segunda es la detección de un exceso de potencia en una dirección determinada de un sistema de potencia. si la corriente vista por el relé es mayor a este valor comienza el conteo para emitir la señal de disparo  td: dial de tiempo. 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.  La curva puede ser modificada mediante ciertos parámetros Parámetros:  Ip: corriente de enganche. principalmente conocida como relés direccionales de sobre corriente (67). proviene de una u otra fuente. pero lo hacen de manera más fina.  El tiempo depende del tipo de curva  Existe una ecuación que describe el tiempo de operación. se hace necesario medir la dirección de la corriente de cortocircuito.  Son curvas normalizadas  Ciertos fabricantes añaden un factor. factor de aceleración o frenado de la curva  Curva: tipo de curva utilizada. Cuando un conjunto de TP convenientes no está disponible para obtener el voltaje de polarización. Los relés direccionales aparecen por dos razones. 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. dependiendo de la falla. durante un fallo. Debe recalcarse sin embargo. mientras que. la corriente residual puede fluir en cualquier dirección. es decir. Esto está basado en el principio que indica que la corriente del neutro siempre fluye hacia el sistema de tierra. para verificar este factor debe revisarse el manual del rele utilizado. Existen dos variantes de relés direccionales: la de comparación de fase. y desplazada con respecto a la corriente residual por el ángulo característico de la impedancia fuente.  Principio de funcionamiento En muchas ocasiones y principalmente en redes multilaterales se hace necesario medir efectividad que corriente.  Cambiando el tipo de curva se puede ajustar la velocidad del disparo  td y Ip también ajustan la velocidad de disparo. .  Coordinación entre relevadores de sobre corriente Ejemplo práctico Un transformador nunca es cargado a su capacidad nominal. la corriente de carga será 262 Amp  Mi nivel de enganche debe ser calibrado según una planificación. 2. se usa la curva de neutro. nivel máximo de carga (debe ser dado según un estudio de carga).  Si el máximo nivel de carga es 6. Por lo tanto el ajuste de la curva 50/51 se puede hacer a la capacidad nominal del trafo en el lado de alta. Ip=42 Amp . Para un trafo de 5/6. es decir si se estima que la carga no pasara de los 6. se puede usar la curva de daño del cable.8 KV La Ip se ajusta a 6.25 MVA a 13. normalmente se los carga a un 70 u 80%.25 MVA a 69 KV son 42 Amp. Curva de daño del equipo a proteger (nos da una referencia para saber qué tan "sensible" es nuestra protección)  En caso de no tener la curva de daño del equipo. Para dar un mayor respaldo a la protección de fase.15 veces la corriente de carga.1 o 1. Conexión y diagramas fasoriales del relevador diferencial de tierra  Parámetros de calibración de los relevadores Para calibrar la protección 50/51 se necesita cierta información: 1. Estudio de cortocircuito (nos dará el nivel mínimo y máximo de falla) 3.25 MVA (que es el caso de muchas fabricas) se podría ajustar el enganche a 1.8 KV. 4.25 MVA 69/13. 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 . Ejemplo. La señal enviada desde el rele al interruptor se conoce como señal de disparo (TRIP). Interruptores de potencia Como se aprecia en la figura. que a su vez toma lecturas de corriente del sistema de su respectivo transformador de corriente (CT).El dial de tiempo y el tipo de curva se ajusta según la curva de daño y la curva de protección aguas arriba. cada interruptor de potencia (52) recibe comandos de cada rele (R). 𝑉𝑆𝑅. 𝑉𝑠 = 0. En la solución ignórese las corrientes de carga y asúmase un voltaje de prefalla igual a 1.u. Solución: Las condiciones para una falla doble fase a tierra.24. El circuito equivalente es obtenido conectando los tres circuitos de secuencia en paralelo como se muestra en la figura. Las bases en el punto de ubicación del generador son 13. 𝛷𝑇 = 𝐼𝑇. 𝒁𝟎 = 𝟎. 𝛷𝑆 = 𝐼𝑆.que van en cada uno de los relevadores direccionales que tienen una conexión 30° y son alimentados como se indica a continuación: 𝛷𝑅 = 𝐼𝑅.0 p. 𝟏𝟎𝟐 Las tres corrientes de secuencia en el circuito son: . 𝑉𝑇 = 0 Los tres circuitos de secuencia se muestran en la figura 9. 𝑉𝑅𝑇. 𝑉𝑇𝑆 Indicar cuales relevadores operan ante la ocurrencia de una falla.2 kV y 100 MVA. S-T-N son: 𝐼𝑅 = 0. 0𝑝𝑢 𝐽0.102 𝐼𝑅2 = −(−𝑗0.33  j 3.2315  4.155𝑝𝑢 𝐽0.6414.362 −(−𝑗3) ∗ 𝑗0.26 + 𝐽.22  0.20 VR  VR1  VR 2  VR3  3VR1  3 * 0. 102 𝐽0.14  En el punto de falla sobre el circuito VR1  VR 2  VR3   I R 2 ( j 0.26 + 𝐽.64135.26 + 𝐽.26)  0.26 + 𝑗0. Las tres corrientes de secuencia en el circuito son: 1 𝐼𝑅1 = = −𝑗3.66 VTS  VT  VS  0 .3) = 𝑗2.485𝑝𝑢 𝐽0. 102 En el punto de falla se tiene 𝐼𝑅 = 𝐼𝑅1 + 𝐼𝑅2 + 𝐼𝑅0 = 0 Como era de esperarse para un falla S-T-N a 2  1240  .66 VS  VT  0 VRT  VR  VT  0.86  I T  aI R1  a 2 I R 3  I R 0  3. a  1120  I Sa a 2 I R1  aI R 2  I R 0  3.2315  4. 102 𝑗0.26 𝐼𝑅2 = = 𝑗0.33  j 3.66 VSR  VS  VR  0. 155 y se verá en este caso.66 * * *  43.73 V VR1  VR 2  I R 2 ( j 0.14  A 500 VTS  0 Corolario: 1 𝐼3ɸ = = −𝑗3.04 *  23.04𝐴 √3𝑉 √3𝑥115𝑥103 Por lo tanto.3  j 0.534137.86 * 502.Las bases en el punto de falla son V=115KV. así k el relevador:  1. I RS  j 2.33  j3.29135.  1.26)  0.820  V 3 3 115000 5 I S  4. IR ≠0 I S  a 2 I R1  aI R 2  I R 0  3.26 1 𝐼𝑅1 = = −𝑗1.64135.61  I R  I R1  I R 2  I R 0   j 0.6077 𝑗0.53442.86  A 500 115000 1 VSR  0. la corriente de secuencia cero en el relevador mismo es diferente.154   j 2 PU.102 En el punto donde el relevador está ubicado los valores de corriente de secuencia positiva y negativa son iguales.04 *  23.077  4.04 A 3V 3 * 115 * 10 3 Por lo tanto los valores en el punto de la falla son: IR  0 115000 115 3 VRT  0.66 * *  43. así como en el punto de la falla.48 𝑗0. P=100MVA 𝑃 100𝑥106 𝐼𝐵 = = = 502.33  j 3.26 + 𝑗0.6444. los valores en el punto de falla son: P 100 * 10 6 IB    502. Sin embargo.26  A I T  aI R1  a 2 I R 3  I R 0  3.14  * 502.82180  3 1000 5 I T  4.2944.077  4.26 + 𝑗0.5  En el relevador.845  j 2   j 0.22V . a causa de la división de corriente. 73°𝑥502. VRT  VR  VT  0.04𝑥 ( ) = 22.VR 0   I R 0 ( j 0.73°𝐴 500 𝑉𝑆𝑇 = 0 𝑉 Relevador fase R: 𝐼𝑅 = 0.76 < 137°𝐴 500 115000 1 𝑉𝑅𝑆 = −0. así que.22V VR  VR1  VR 2  VR 0  3VR1  0.11)  0.155 < −90°𝑥502.04𝑥 ( ) = 22.26°𝑥502.76 < 42.82 < 0° 𝑉 √3 115000/√3 5 𝐼𝑆 = 4.04𝑥 ( ) = 0.66V VS  VT  0 El TC es alimentado desde el mismo punto de falla.66V VSR  VS  VR  0.66𝑥 ( )𝑥( ) = 43.82 < 0° 𝑉 Para operación -90°< ángulo de IR<270° .El relevador en la fase R está en el límite de funcionamiento .728 < −90°𝐴 𝑉𝑅𝑇 = 43.82 < 180° 𝑉 √3 1000 5 𝐼𝑇 = 4.728 < −90°𝐴 500 115000 115√3 𝑉𝑅𝑇 = 0.534 < 137.66𝑥 ( )𝑥( ) = 43.534 < 42.66V VTS  VT  VS  0 Las señales que alimentan el relevador son: 5 𝐼𝑅 = 0. 26°(ver figura 9. creando así alguna duda acerca de la operación de su unidad direccional.26°𝐴 𝑉𝑆𝑅 = 43.  El relé de protección 21 es muy importante ya que protege a los equipos y dispositivos conectados en la red.82 < 180° 𝑉 Para operación -90°< ángulo de IS<270° .76 < 127.  La ventaja que tiene el relé 21 es que puede proteger largos tramos del sistema ya que posee múltiples zonas que le ayudan hacer más eficiente. Relevador fase S: 𝐼𝑆 = 22.26 a)).26 b)).(ver figura 9.El relevador en la fase S opera. . porque una falla puede traer múltiples consecuencias. de cualesquier daño así evitando un colapso en el sistema. ya que el angulo de Is es 137. Relevador fase T: Este relevador no opera puesto que VTS=0 CONCLUSIONES  La protección del relé de distancia es muy esencial en un SEP ya que nos ayuda a proteger una red eléctrica. D. Elmore. Coral Springs. G. C. Russel Mason. RECOMENDACIONES:  Saber la forma correcta de conectar el relé de protección para que así no existan fallas en el sistema. ABB Power T&D Company Inc. Malvern. su acción sea inmediata. J.c. de acuerdo a las zonas de protección configuradas. F. C. McGraw Hill Company  PROTECTIVE RELAYS APPLICATION GUIDE. Meter and Control Business Department.  Calibrar adecuadamente el relé de protección para que al momento de presentar una falla. Andrichak.  Tener presente la forma adecuada de poner en funcionamiento al relé. G. aplicando diferentes tiempos de disparo según la distancia. Relay Division. es una protección capaz de proteger fallas cercanas y fallas lejanas.  ART & SCIENCE OF PROTECTIVE RELAY.  PROTECTIVE RELAYING THEORY AND APPLICATIOS. England  GROUND DISTANCE RELAYING: PROBLEMS AND PRINCIPLES. Russel Mason. Wagner and R.l.APPLIED TO ANALYSIS OF UNBALANCED ELECTRICAL CIRCUITS. The General Electric Company. Walter A. BIBLIOGRAFÍA  SYMMETRICAL COMPONENTS. E. p. PA  ART & SCIENCE OF PROTECTIVE RELAY. Evans. C. Florida . General Electric Company. Alexander.  El relé 21. GEC Measurements.