CRITERIOS GENERALES DE PROTECCION Y COORDINACION CON DIGSILENT Ing. Miguel Angel Ricciuto 19-03-2012 Mar Del Plata Buenos Aires ARGENTINA
1-Introducción Teórica 1.1-Las Protecciones como Sistema Los elementos constitutivos básicos de las Protecciones Eléctricas son los Relés de Proteccion. Los relés de protección en algunos casos son dispositivos relativamente simples y en otros casos son verdaderas computadoras dedicadas. Simples o complejos, en todos los casos los relés hacen cómputos y comparaciones. En los relés tradicionales los cómputos son analógicos, pero en los más modernos los cómputos se realizan en forma digital. Los relés de protección no llevan a cabo su tarea aislados entre si y deben ser adecuadamente coordinados, realizándose esa coordinación mediante programas de regulación (setting) y/o a través de enlaces físicos. La definición clásica considera “Sistema de Protección” al conjunto de dispositivos, incluyendo relés de protección, transformadores de corriente, transformadores de tensión, interruptores, relés auxiliares de disparo y fuente de corriente continua que resulten necesarios para cumplir una determinada función de protección, como por ejemplo la protección de un transformador, un motor eléctrico, un cable subterráneo o una línea de alimentación etc. Puesto que los Sistemas de Protección deben estar coordinados entre sí, se podría hablar de un Sistema de Protección de una red o Planta Industrial, constituido por el conjunto de todos sus Sistemas de Protección. Se trata este de un concepto muy importante que hace a la filosofía con que deben hacerse los estudios y los análisis de comportamiento.
1.2- Cualidades de los Sistemas de Protección Las cualidades requeridas a los Sistemas de Protección son:
Selectividad Velocidad Confiabilidad Selectividad: Es la condición por la cual un Sistema de Protección debe accionar produciendo la apertura de los interruptores estrictamente indispensables para eliminar la perturbación producida. Este concepto es muy sencillo de ejemplificar en el caso de las protecciones que actúan en ocasiones de fallas de aislación y significa que solamente debe salir de servicio el componente de la red (generador, transformador, etc.) en el que se ha producido una falla. No siempre
es de tan fácil interpretación cuando se trata de protecciones contra otros tipos de perturbaciones. Velocidad: Es la condición por la cual el Sistema de Protección debe actuar tan rápidamente como sea posible .Tiene en cuenta no solamente el efecto destructivo de las fallas y de otras perturbaciones, sino también los compromisos de estabilidad del sistema. Confiabilidad: Es la habilidad del Sistema de Protección para realizar su función adecuadamente y está relacionada en forma directa con los atributos de Dependibilidad y Seguridad del o los relés de protección que componen el sistema eléctrico. Dependibilidad de un Relé de Protección: Es la habilidad de un relé para actuar cuando es requerida su actuación. Seguridad de un Relé de Protección: Es la habilidad de un relé para no actuar cuando no es requerida su actuación. Las cualidades que se acaban de enunciar constituyen la clave de la relación entre el desempeño de los Sistemas de Protección y el atributo de Seguridad del Sistema de Potencia. Si un Sistema de Protección no es selectivo, o no es suficientemente rápido, o no es confiable, la Seguridad del Sistema de potencia se ve afectada. Podría argumentarse que la Selectividad depende de la Confiabilidad de cada dispositivo y eso es cierto, pero un Sistema de Protección con alto grado de Confiabilidad puede no ser selectivo si no ha sido correctamente diseñado o regulado (ajustado), para todas las condiciones de funcionamiento y de perturbaciones del Sistema de Potencia en el que se cumple su función. Es claro entonces que los estudios de Seguridad del Sistema de Potencia deben involucrar prioritariamente los estudios de los Sistemas de Protección necesarios para llegar a los índices requeridos.
1.3- Dispositivos Asociados a los Relés de Protección Si bien los Relés de Protección son los componentes básicos de los Sistema de Protección, hay otros dispositivos asociados que forman parte de la cadena de confiabilidad: Transformadores de Corriente, Transformadores de Tensión, Interruptores de Potencia, Fuentes Auxiliares de Corriente Continua, Relés Auxiliares para el disparo de los interruptores, etc.
1.4- El Concepto de Respaldo: A los Sistemas de Protección se les aplica un muy importante principio, según el cual los dispositivos de protección deben ser respaldados en su funcionamiento,
de modo que un defecto en alguno de ellos no implique la pérdida total de la respectiva función de protección. Hablando con más rigor, debe diferenciarse entre respaldo de dispositivos en particular, por ejemplo un relé de protección respaldando a otro y respaldo completo de un Sistema de Protección, por ejemplo un sistema basado en un principio determinado respaldado por otro sistema basado en un principio diferente. Clásicamente se han distinguido dos tipos de respaldo:
Respaldo Local Respaldo Remoto Respaldo Local: Se habla de respaldo Local cuando un relé de protección y algunos o todos sus dispositivos asociados están duplicados en cuanto a su función. Que estén duplicados en su función no significa que necesariamente los dispositivos sean iguales. Respaldo Remoto: Se habla de respaldo remoto cuando se previene el mal funcionamiento de un relé de protección o de sus dispositivos asociados mediante el accionamiento de relés ubicados en otros puntos de la red. El accionamiento de un Respaldo Remoto normalmente involucra un cierto grado de perdida de Selectividad del Sistema de Protección.
1.5- El Objetivo de los Sistemas de Protección El objetivo de los Sistemas de Protección es disminuir al máximo los efectos de las perturbaciones que aparezcan en los Sistemas Eléctricos de Potencia mediante la apertura de interruptores asociados con dichos Sistemas de Protección. Rigurosamente hablando, los Sistemas de Protección son sistemas que ejercen funciones de control en las redes, pero esas funciones se realizan en un modo muy particular: La apertura de Interruptores. Un aspecto importante que debe tenerse en cuenta e que se habla de disminuir los efectos de las perturbaciones, sin limitarse al efecto de las fallas. Efectivamente, hay perturbaciones que no son fallas de aislación, ni siquiera fallas en el sentido más amplio del término, para las cuales hay previstas Protecciones. Esta aclaración tiene en consideración, que es bastante común, aun en la literatura especializada, limitar la idea de los Sistemas de Protección involucrando solamente la acción en respuesta a fallas. Una perturbación es única cuando no se produjo como efecto de otra perturbación, cuando a raíz de la misma no se desencadenan otra u otras perturbaciones. Por ejemplo una falla en una línea que es despejada de la red al accionar el correspondiente Sistema de Protección
1.6- La Gestión de los Sistemas de Protección La gestión de los Sistemas de Protección involucra las siguientes tareas: • • • • • •
Selección de los Sistema a Aplicar Selección de los Dispositivos para Configurar los Sistemas Estudios de la Regulación(Ajuste, Setting)de los Relés de Protección Realización de la Regulación Mantenimiento Preventivo y Correctivo Análisis de Comportamiento Frente a Perturbaciones Reales.
Selección de los Sistema a Aplicar: Debe tener en cuenta el carácter de sistema de las protecciones y considerar de una forma global al sistema de potencia. La forma de operación de la red, las posibles expansiones futuras y las perturbaciones que se pueden presentar. Selección de los Dispositivos : Es una tarea que debe tener en cuenta no solo la necesidad de que cumplan las funciones establecidas para los sistemas seleccionados, sino también la calidad de los dispositivos y la experiencia acumulada en los sistemas eléctricos en los cuales ya se encuentran instalados. Estudios de la Regulación: Son los estudios que se realizan para lograr un buen funcionamiento de las protecciones, su resultado es la regulación, ajuste o setting detallado de cada uno de los relés de los sistemas seleccionados y deben ser revisados cada vez que se produzcan cambios en las condiciones base tenidas en cuenta o cuando los análisis de comportamiento indiquen la posibilidad de fallas u omisiones en esos estudios. Realización de la Regulación: En su sentido físico incluye generalmente los ensayos de campo luego de llevar a cabo la regulación de los relés. Es necesario disponer de métodos para asegurar que la regulación no pueda ser modificada si no es por el personal especializado. Mantenimiento Preventivo y Correctivo: Involucra los ensayos periódicos recomendados por el fabricante de los dispositivos, las acciones correctivas eventualmente necesarias y los ensayos especiales toda vez que se detecte un posible funcionamiento incorrecto. Análisis de Comportamiento Frente a Perturbaciones Reales: Es una parte fundamental del análisis de perturbaciones. Se trata de una tarea global, es decir que no debe ser llevada a cabo aisladamente por cada uno de los responsables de la red ya que requiere de un aporte fluido de datos y amplia experiencia. De este tipo de análisis podrá surgir la necesidad de cambios de dispositivos, cambios de regulaciones reconsideración general de los sistemas de protección o cambios en la operación de la red. Ningún análisis es completo si no se señala explícitamente si los Sistemas de Protección actuaron de acuerdo a lo previsto, si hubo fallas de funcionamiento o si se presentaron situaciones que no habían sido consideradas.
2.- PROTECCION DE SOBRECORRIENTE También llamada de Sobreintensidad, de Máxima Corriente o de Máxima Intensidad, se emplea como protección principal en muchas redes eléctricas de distribución y redes eléctricas industriales de Media Tensión. Dado su elemental principio basado en la detección del nivel de corriente y su comparación con los valores de referencia del circuito protegido, este tipo de protección necesita tiempos de actuación escalonadamente crecientes desde un extremo remoto del sistema eléctrico hacia la fuente de generación, para lograr una actuación selectiva. Se puede decir que un sistema de protecciones basado en la sola detección de los niveles de corriente eléctrica no puede ser selectivo. Es decir, no asegura que se elimine la porción de la red afectada por la falla o la menor porción posible. Para lograr selectividad, la Protección de Sobrecorriente debe recurrir a la temporización. Eso significa que a cada uno de los dispositivos diseñados para detectar corrientes anormalmente altas, se le adiciona una función de temporización que retarda la orden de apertura del interruptor asociado.
2.1-Características de los Relés de Sobrecorriente Como se ha comentado anteriormente la Protección de Sobrecorriente basa la selectividad en la temporización, por lo cual las características de funcionamiento de los relés y otros dispositivos usados para este tipo de protección, se representan en un plano Tiempo-Corriente. La información que proveen las características así representadas es el tiempo de que tarda en operar el dispositivo, en función de la corriente que circula por él. En el caso de los relés de Sobrecorriente, las características pueden dividirse desde el punto de vista de su forma, en dos grandes grupos. 1- Características de Tiempo Independiente, denominadas también de
Tiempo Definido. 2- Características de Tiempo Inverso.
DIgSILENT
100
[s]
10
1
0,1
0,01 3,30 kV 100
1000
[pri.A]
10000
B-A-3.3Kv\10\Relay Model
Rele de Sobreintensidad T.Definido Caracteristica a Tiempo Definido
Ing.Miguel Angel Ricciuto
Date: 3/19/2012 Annex: Reles DIgSILENT
IPMAR 100
[s]
10
1
0,1
0,01 3,30 kV 100
IPMAR
1000
10000
Rele a Tiempo Inverso
100000
[pri.A]
1000000
Time-Overcurrent Plot Date: 3/19/2012 Ing.Miguel Angel Ricciuto
Annex: Reles
Dentro de las Características a Tiempo Inverso según la Norma empleada podemos encontrar.
2.2- Norma ANSI-IEEE *Inversa (Inverse) *Muy Inversa (Very Inverse) *Extremadamente Inversa (Extremely Inverse) *IDMT-Inversa con tiempo mínimo definido (Inverse Definite Minimum Time) *De Tiempo Largo (Long Time) *De Tiempo Corto (Short Time)
2.3- Norma IEC y British Standard *Normal Inversa (Normal Inverse-Standard Inverse) *Muy Inversa (Very Inverse) *Extremadamente Inversa (Extremely Inverse) *IDMT -Inversa con tiempo mínimo definido (Inverse Definite Minimum Time) *Inversa de Tiempo Largo. (Inverse Long Time)
2.4- INTERVALO SELECTIVO Se Tomara como Intervalo selectivo “S” a la menor diferencia de tiempo que se pueda tolerar a priori de acuerdo a las curvas en la operación de los relés que deben coordinar entre si teniendo en cuanta todas las posibles corrientes de cortocircuito que pueden circular por ellos. Para determinar el Intervalo Selectivo, deben considerarse los siguientes factores: a) Errores Propios en los tiempos de Accionamiento de los Relés Estos errores son en más y en menos y están normalozados.Los fabricantes de los relés deben indicar los máximos errores esperables y la norma en la que están basados. El valor porcentual varía según la posición de la curva. b) Tiempo de Operación de los Interruptores Es claro que durante el tiempo que transcurre desde que un relé emite la orden de apertura a un Interruptor, hasta que este efectivamente abre sus contactos e interrumpe el arco, la corriente de falla sigue circulando por los relés involucrados. Por lo tanto, el tiempo de apertura del Interruptor que debe abrir debe ser tenido en cuanta para calcular el intervalo selectivo.
c) Sobregiro (“Overshoot”) El término está referido a los relés electromecánicos de inducción y tiene en consideración el tiempo que un disco o tambor de inducción puede seguir girando por efecto de la inercia, luego que se interrumpe la corriente que alimenta al relé. El valor del sobregiro máximo admisible esta normalizado. En el caso de los relés electrónicos analógicos y en el caso de los relés digitales, es similar la consideración del tiempo de recaída luego de la interrupción de la corriente. En la práctica, luego de realizar los cálculos teniendo en consideración los tres factores y usando los datos de los fabricantes de los relés y de tiempo de apertura de interruptores, “el Intervalo Selectivo resultante suele ser del orden de 0.3 a 0.5 segundos”. Si además tenemos en cuenta la antigüedad de los relés un valor comprendido entre 0.4 a 0.5 segundos resulta más que aceptable con el fin de asegurar la selectividad, debido a la dispersión de las características de operación de dichos relés.
4.- PROTECCION DE CABLES SUBTERRANEOS
DIgSILENT
Los relés electromecánicos existentes, no poseen la habilidad de proteger los cables subterráneos contra sobrecarga térmica, dejando solo la posibilidad de protegerlos contra cortocircuitos, si bien en ciertos casos la regulación del arranque del relé de fase puede ser cercana a la corriente nominal del mismo, esto se toma mas como un limite de operación mas que una protección térmica, en algunos casos es posible también ajustar el nivel instantáneo del relé de fase, dando la posibilidad de proteger al cable ante un cortocircuito franco de elevado valor, evitando así que supere su limite térmico de un segundo.
10000
Curva de Sobrecarga
[s]
Recta de Cortocircuito 100 Corriente Termica de 1 segundo 15 KA-1 Segundo
Corriente Nominal
1
0,01 3,30 kV 10
IPMAR
100 Curvas de Conductores
1000
10000
100000
[pri.A]
Curvas de Conductores Ing.Miguel Angel Ricciuto
1000000
Date: 3/19/2012 Annex: Conductors
En el grafico Digsilent se puede ver: La corriente nominal del cable, La curva de sobrecarga térmica. La recta de Cortocircuito y La corriente Térmica de un segundo, que esta indicada aunque simplemente es la recta de cortocircuito y su cruce por el tiempo de un segundo.
5.- PROTECCION DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA
DIgSILENT
El grafico que se muestra a continuación que utiliza Digsilent permite definir lo siguiente: 10000
[s] Deterioro
100
1
Corriente de Conexion
Carga Fria Corriente Nominal
0,01 3,30 kV 100
Curvas Transformadores
1000
IPMAR
10000
[pri.A]
100000
Curva ANSI/IEEE C.57.109 1993-Trafos Date: 3/19/2012 Ing.Miguel Angel Ricciuto
Annex: Trafos
1- La Corriente Nominal del Transformador
2- La Curva de Inrush o Conexión del Transformador 3- La Curva de Carga Fría o Cold Load de Transformador 4- La Curva de Deterioro del Transformador El software ubica automáticamente las curvas características mencionadas del Transformador de acuerdo a la Norma ANSI/IEEE C.57.109 de 1993 y su categoría definida ingresando su Potencia Nominal, Tensión de Cortocircuito y grupo de conexión. Para mas detalles ver la Norma mencionada. Los dispositivos de protección tienen en cuenta dichas curvas para definir su regulación, por ejemplo un fusible debe ubicarse por encima de las curvas de carga fría y conexión y por debajo de la curva de deterioro, siendo el efecto de conexión importante el dispositivo de protección se ubicara en un valor superior entre el 25 y 35 % de ese valor.
Definido lo anterior es posible en el caso de un relé de máxima corriente de Fase también definir un valor de operación instantánea de la protección, dicho valor resultara en un porcentaje determinado de cobertura, 50, 60, 70 % de la impedancia del transformador, siempre y cuando el rango de regulación del relé de Fase lo permita, caso contrario deberá anularse si el mismo opera para fallas ubicadas en el lado de baja tensión del transformador. En este último caso la operación temporizada del relé de Fase deberá ser inferior a los dos segundos marcados en la curva de deterioro, con la mayor diferencia posible en tiempo compatible con la coordinación. El arranque del relé de Fase se ubicara en general entre el 130 al 150 % de la corriente nominal del transformador de acuerdo a cada caso particular. Los transformadores no poseen protección contra sobrecarga térmica, en ese caso deberían contar para esa función con un relé de Imagen Térmica. En el caso del relé de Tierra ubicado en el primario de un transformador Triangulo–Estrella este no debe coordinar con el relé de tierra ubicado en el secundario del Transformador, ya que el grupo de conexión opera como filtro para la corriente de secuencia cero por lo tanto la regulación será la minima posible compatible con la coordinación de los relés de Tierra ubicados aguas arriba del mismo.
6.- PROTECCION DE MOTORES
DIgSILENT
El grafico que se muestra a continuación que utiliza Digsilent permite definir lo siguiente: 10000
Corriente Nominal
[s]
Tiempo de Arranque
100
Corriente de Arranque
1
Pico de Corriente de Arranque
0,01 3,30 kV 10
Curvas de Motores
100
IPMAR
1000
[pri.A]
Curvas de Motores Ing.Miguel Angel Ricciuto
10000 Date: 3/19/2012 Annex: Motores
1- La Corriente Nominal del Motor
2- La Corriente de Arranque del Motor 3- El Tiempo de Arranque del Motor 4- La Corriente Pico de Arranque del Motor El software ubica automáticamente las curvas características mencionadas del Motor ingresando su Potencia Nominal, Tensión Nominal, velocidad etc. También es posible modificar algunos datos en forma particular, por ejemplo la corriente de arranque si el motor tiene arrancador inteligente. Los dispositivos de protección térmica tienen en cuenta dichas curvas para definir su regulación, por ejemplo la curva de sobrecarga térmica deberá ubicarse por encima de la curva de arranque, teniendo muy en cuenta su tiempo de arranque, dado que hay que permitir que el motor funcione a plena carga por lo tanto la regulación Ith (Corriente Térmica) será de acuerdo a cada caso entre el 105 al 110 % de la corriente nominal del motor.
7.- PROTECCION DE GENERADORES Los generadores son los componentes del sistema de potencia individualmente más costosos y son los que están afectados por la mayor variedad de fallas y otras perturbaciones. Aunque son diseñados de modo de minimizar la cantidad de fallas dado el alto costo de reparación involucrado, es en la práctica imposible garantizar que ellas no puedan producirse. De ese modo, a los generadores hay que proveerlos de Sistemas de Protección confiables y completos, con una variedad de relés especializados en la detección de cada una de las perturbaciones, internas y externas, que pueden afectarlos. Otra característica importante de la protección de generadores es que los relés, por lo menos aquellos destinados a la protección contra fallas en el estator y rotor, deben producir no solamente la apertura del interruptor principal, sino también iniciar la desexcitacion y proveer el bloqueo de la maquina primaria cerrando las válvulas de vapor, de combustible o acceso de agua, según sea el caso. Los generadores pueden ser afectados por perturbaciones originadas internamente o perturbaciones provenientes de la red.
7.1- Fallas de Una Fase a Tierra en el Estator La causa de este tipo de falla es el deterioro de la aislación, que puede ser provocado por envejecimiento, el cual depende también de los años que el mismo ha estado en servicio. “Si no se toman las debidas precauciones, el efecto de estas fallas es sumamente grave. Esto se debe a que involucra al laminado del núcleo estatorico, cuya reparación es muy costosa y a veces ni siquiera se justifica económicamente”. Por esa razón la corriente de falla fase-tierra se limita drásticamente por medio de una resistencia a valores comprendidos entre 5 y 400 amperes según el tipo de máquina. “Cuando se trata de generadores conectados directamente a la red, la corriente de falla fase-tierra no deben exceder los recomendados por lo fabricantes”. Existe una gran variedad de valores de corriente límite seleccionados, pero los valores más comunes son: 1- A la Corriente Nominal del Generador 2- A 200-400A(Puesta a Tierra del neutro de baja Impedancia) 3- A 5-20A(Puesta a Tierra del Neutro de Alta impedancia)
La elección del valor además de preservar la integridad del laminado estatorico también deberá tener en cuenta las posibles sobretensiones Transitorias que la falla de una fase-tierra por arco pueda generar. Un relé de Sobrecorriente conectado en la Puesta a Tierra del neutro a través de un transformador de corriente resulta suficiente para lograr una protección selectiva. Sin embargo dada la limitación las corrientes de falla a tierra, se necesitan relés muy sensibles, especialmente en los casos de mayor limitación. En el caso de generadores que operan conectados directamente a la red, necesariamente para obtener selectividad con los relés de tierra de las salidas alimentadas, se debe recurrir a la temporización.
7.2- Protección de Respaldo contra Fallas Externas Aunque la probabilidad de que una falla externa no sea eliminada por sus protecciones especificas es baja, es necesario en todos los casos contar con una protección de respaldo que se adecuada para todos los tipos de fallas. Una simple Protección de Sobrecorriente debe descartarse como protección de respaldo de la máquina, salvo en generadores muy pequeños, en condición de respaldo una protección debe tener un retardo adecuado y luego de un cierto tiempo la corriente de falla puede ser menor que la corriente nominal del generador (reactancia sincrónica mayor a 100%). Esto es rigurosamente cierto cuando no está funcionando la regulación automática de tensión, ya que la acción de dicha regulación tiende a sostener la corriente de salida. Debe recordarse sin embargo que la protección de respaldo debe tener en cuenta las condiciones más desfavorables.
7.3- Uso de los Relés de Sobrecorriente Dependientes de la Tensión (51V) Se han usado para respaldo Relés de Sobrecorriente Dependientes de la Tensión de modo que la característica tiempo-corriente se modifica dinámicamente en función de la Tensión en bornes del generador. Para esto hay dos alternativas básicas: 1-Protección de Sobrecorriente Controlada por la Tensión (Relé 51VC) 2-Protección de Sobrecorriente Restringida por la Tensión (Relé 51VR)
La Protección de Sobrecorriente controlada por la Tensión tiene dos características tiempo –corriente, que difieren en cuanto a la corriente mínima de accionamiento y el tiempo de respuesta, los que se seleccionan de acuerdo al estado de la tensión en bornes del generador. La regulación de la tensión límite de cambio de característica se elije de acuerdo al siguiente criterio. a) Durante sobrecargas, cuando la tensión en bornes esta en un valor cercano al nominal, la Protección de Sobrecorriente tiene una regulación por encima del valor de plena carga y la respuesta en tiempo debe prevenir que el generador alimente una falla remota durante un tiempo mayor que el que corresponde a la capacidad de corto tiempo de la máquina. b) Durante fallas cercanas, la tensión en bornes debe caer por debajo de la
tensión límite seleccionada para el relé, de modo que actué aun con el decremento de corriente que se produzca en caso de fallas cercanas. La regulación en tiempo debe ser tal que coordine con las protecciones de la red. La protección de Sobrecorriente Restringida por la Tensión, hace uso de una técnica alternativa, que varía en forma continua la Corriente Mínima de Accionamiento en función de la tensión, entre un límite inferior y uno superior. Una característica de este tipo puede apreciarse en el grafico a).Dentro de los límites inferior y superior, la protección, puede ser considerada como Protección de Impedancia con retardo dependiente. En realidad, se provee una protección dinámica de característica IDMT (Tiempo Inverso-Tiempo Mínimo Definido) en función de la Tensión del generador.
DIgSILENT
100
[s]
10
IPMAR
1000
10000
51 VR Rele de Sobrecorriente Restringido por la Tension
[pri.A]
Rele de Sobrecorriente Ing.Miguel Angel Ricciuto
100000 Date: 3/19/2012 Annex: Reles
DIgSILENT
1 3,30 kV 100
100
[s]
10
1
0,1 3,30 kV 100
IPMAR
1000
10000
51 VC Rele de Sobrecorriente Controlado por la Tesion
[pri.A]
100000
Reles de Sobreintensidad-T.Inverso Date: 3/19/2012 Ing.Miguel Angel Ricciuto
Annex: Reles
En las figuras anteriores se muestran las características de los relés, 51VR y 51VC modelados en Digsilent.
8.- GRAFICOS DE COORDINACION EN DIGSILENT
DIgSILENT
Los gráficos de Coordinación en Digsilent se muestran de la siguiente manera: Cada uno de los relés de protección se indica con un color determinado, así como también elementos eléctricos tales como Transformadores, Cables, Motores etc. Debajo del grafico Corriente-Tiempo se encuentra la descripción de los mismos. Se emplearan dos tipos de gráficos, uno para los dispositivos de Fase y otro para los dispositivos de Tierra, lo que permitirá visualizar claramente la operación de cada uno de ellos. Se simularan fallas trifásicas y monofásicas en cada uno de los nodos asociados a los Sistemas de Protección correspondientes y desde allí aguas abajo en todos los elementos que correspondan.
1000
[s]
100
Rele CDV21-110V T.I:600/5 I>:6.25As-750Ap IEC-SI TD:0.4
Rele RIC T.I:50/5 I>:7.0As-70Ap IEEE-Inverse TD:1 I>>:80As-800Ap T>>:0.1 Seg
10
Rele CDV21-0V T.I:600/5 I>:2.5 As-300Ap IEC-SI TD:0.4
1
0,1
0,01 3,30 kV 1
IPMAR
Rele CDG51 T.I:400/5 I>:3As-240Ap IEC-SI TD:0.3 Celdas:8 y 13
10
100
1000
10000
[pri.A]
Coordinacion Tipo de Falla:Trifasica
Nodo C1
100000
Date: 3/19/2012 Annex: Reles
[s]
DIgSILENT
I =2462,852 =2470,493 pri.A
I =1144,134 pri.A
1000
100
Rele RIC T.I:50/5 I>:7.0As-70Ap IEEE-Inverse TD:1 I>>:80As-800Ap T>>:0.1 Seg
10
8.845 s 6.310
Rele CDV21-110V T.I:600/5 I>:6.25As-750Ap IEC-SI TD:0.4
2.535 s 1.655
Rele CDV21-0V T.I:600/5 I>:2.5 As-300Ap IEC-SI TD:0.4
0.880 s
1
0.780
0.100 s
0,1
0,01 3,30 kV 1
IPMAR
10
100
1000
Rele CDG51 T.I:400/5 I>:3As-240Ap IEC-SI TD:0.3 Celdas:8 y 13
10000
[pri.A]
Coordinacion Tipo de Falla:Trifasica
Nodo C1
100000
Date: 3/19/2012 Annex: Reles
La simulación de fallas Trifásicas y Monofásicas, mostrara la distribución de corrientes en cada relé, recta vertical con el color que corresponda, valor de corriente y su tiempo de operación, en cada uno de los relés de protección, así como también el Intervalo Selectivo “S” entre relés, cruce de la recta vertical de corriente con la curva de operación del relé respecto a los relés antepuestos y pospuestos al mismo.
Bibliografía: 1-Sistemas de Protección en Grandes Redes Eléctricas de Potencia Manuel Víctor González Sábato Buenos Aires-Argentina 2-DIgSILENT Power Factory Manual: Versión 14 Germany 3-Applied Protective Relaying-Whestinghouse USA 4-Protective Relay Application Guide-GEC Measurements UK 5-Relays Systems Applications General Electric USA 6-Silent Sentinels-Westhinghouse USA
