Tema 3 - Sobrecorriente

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
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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
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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
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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
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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:
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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.
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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
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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
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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:
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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.
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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
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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
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- 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
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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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