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4. Protección de sobrecorriente

Protección de sobrecorriente fusibles

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06/03/2009 [email protected] 209

Aplicación a transformadores de distribución

�El fusible debe de cumplir las siguientes condiciones:

�Su curva característica debe de estar por debajo de la curva de daño del transformador, pero por encima de las curvas de inserción (INRUSH) y de carga fría.

Daño

Total deaclaramiento

Mínimo tiempode fusión

Carga fría + INRUSHt

(s)

I (A)20 IN

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ANSI


Tabla de curvas de daño e INRUSH

Tipo de daño Sobreco rriente

( I/IN )

Durac ión t (s )

Térmico 2

3

4

5

6

7

8

9

10

15

20

25

2000

300

100

50

35

25

20

15

12.5

5.8

3.3

2.0

Mecánico 30

40

50

1.5

0.8

0.5

Corriente

trans itoria

Sobrecorriente

( I/IN )

Duración

(s )

INRUSH 25

12

0.01

0.10

Carga fría 6

3

1

10

3


Fusibles limitadores

�Estos fusibles son de uso interior.

�El fusible se selecciona entre 1,3 y 1,5 veces la corriente nominal del transformador.


Fusibles en S.E. aéreas de 10 kV

�Los fusibles recomendados para la protección contra cortocircuitos son:S.E. Trifásica

250 kVA Fusible de 20A K




50 kVAFusible de 6 A K

25 kVA Fusible de 6 A K

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Conclusiones

�La selección del calibre del fusible, por

medio del empleo de tablas o aplicando

el factor de 1,5 IN, está supeditada a la

coordinación con los elementos de

protección aguas arriba y aguas abajo.

�Para el estudio de coordinación se debe

tener en cuenta las curvas de mínimo

tiempo de fusión y máximo total de

aclaramiento.


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Protección de sobrecorriente - relés

Tipologías de las redes de distribución

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Topologías

�Distribución pública.�Distribución radial (distribución pública o

privada).�Distribución doble radial (distribución

pública o privada).

�Lazo abierto / lazo cerrado.


Distribución pública.

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Distribución radial

� Ventajas.� Simplicidad

� Economicidad

� Desventajas.� Vulnerabilidad.


Distribución doble radial

� Ventajas.� Continuidad de

servicio

� Desventajas.� Costes elevados

comparado con el radial simple

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Bucle abierto� Ventajas.

� Restablecimiento relativamente rápido del servicio después de la eliminación «manual» del defecto, quedando aislado tramo en defecto

� Desventajas� Coste intermedio� Complejidad de los

sistemas de protección del bucle para minimizar las consecuencias de un posible defecto.


Bucle cerrado

� Ventajas.� Máxima continuidad de servicio: alta calidad de

servicio� Eliminación selectiva del defecto sin afectar al resto

de la instalación

� Desventajas.� Coste elevado� Complejidad de la instalación� Sistemas de protección complejos (protecciones

direccionales)

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Clasificación de los defectos según su duración

1. Autoextinguibles 10 a 20 ms

2. Transitorios 100 ms < t < 1 s

3. Semipermanentes t > 1 a 30 s

4. Permanentes t > 30 s


Clasificación de los defectos según las fases involucradas

1. Monofásico a tierra.

2. Polifásico.

3. Polifásico a tierra.

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Causas de las fallas

TIPO DE DEFECTO Redes aéreas Redes subterraneas

Fallo de aislamiento x x

Contacto accidental de conductores x x

Sobretensiones atmosféricas x x

Sobretensiones de maniobra x x

Rotura mecánica x (42 %) x

Trabajos en los alrededores de línea en servicio x x (30 %)


Efectos que causan los defectos en las instalaciones MT

�� SobreintensidadesSobreintensidades� Calentamientos anómalos de los conductores y

máquinas� Reducción de la vida de la máquina y / o instalación

por envejecimiento prematuro de los aislantes

�� CortocircuitosCortocircuitos� Calentamiento brusco e intenso

� Esfuerzos electrodinámicos deformación de los conductores activos o embarrados

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Efectos que causan los defectos en las instalaciones MT

��SobretensionesSobretensiones� Solicitación anómala del material aislante.

� Reducción de la vida de la aparamenta y equipos del circuito.

� Evoluciona siempre hacia un defecto polifásico.


Estadística de fallas

Monofásico Polifásico Polifásicoa tierra a tierra

Transitorios 91% 84% 13% 3%Semipermanentes 6% 54% 38% 8%Permanentes 3% 44% 50% 6%

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Localización y eliminación de los defectos

� Monitorizar y analizar permanentemente las magnitudes

eléctricas de la instalación

� Comparar estas magnitudes con los valores umbrales de

actuación de las protecciones.

� Ordenar la maniobra de apertura del aparato de

interrupción.

� Reconfigurar la instalación.

Relés de protección

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Funciones de los dispositivos / Códigos ANSI


Funciones de los dispositivos / Códigos ANSI

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Protecciones empleadas

1. Protecciones amperimétricas.

2. Protecciones voltimétricas.

3. Protecciones direccionales

Protecciones de sobrecorriente.

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Protección a máximo de corriente de fase (ANSI 50 / 51)

� Función: detectar las sobreintensidadesmonofásicas, bifásicas o trifásicas, ya sean debidas a una sobrecarga o a un cortocircuito

� Dicha protección puede ser:1. a tiempo independiente

(o definido)

2. a tiempo dependiente



� a tiempo independiente (o definido) curva DT(Direct Time).� Is: umbral de intensidad expresado en A.

� T: retardo de actuación de la protección.

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� a tiempo dependiente:� SIT: inversa normal

(Standar Inverse Time)

� VIT: muy inversa(Very Inverse Time)

� EIT: extremadamente inversa (Extremely InverseTime)


Características de tiempo de disparo según IEC

� Todas las curvas a tiempo dependiente, siguen la formula definida en la IEC 60255-3, sección 3.5.2 ó también BS 142, donde t es el valor del tiempo de actuación de la protección en segundos, en función de la temporización (T) de la protección a I/Is veces.

� Curva Inversa (SIT):� Curva muy inversa (VIT)

� Curva extremadamente inversa (EIT)

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Características de tiempo de disparo según IEC� El tiempo de operación y la sobrecorriente están relacionados por una ecuación, que define la curva de operación característica del relé:

1 - Is

I

*k αβ

=t

� donde :� t = tiempo de operación (s)� k = ajuste del multiplicador de tiempos (TMS)� I = corriente de falla que pasa por el relé (A)� Is = corriente de ajuste o calibración de corriente (A)


Características de tiempo de disparo según IEC� α y β determinan el grado de característica inversa del relé

� para los tres primeros esquemas estándar las constantes son:

Característica αααα ββββ

Normalmente inversa 0.02 0.14

Muy inversa 1.00 13.50

Extremadamente

inversa 2.00 80.00

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Relés de tiempo normalmente inverso (N.I.)� Se aplican generalmente cuando el valor de la corriente de cortocircuito depende grandemente de la capacidad de generación del sistema en el momento de la falta. � Cuando ZS << ZL ,

� ZS = impedancia de la fuente.

� ZL = impedancia de la línea hasta el punto de falla

� Su principal ventaja es la de tener menores tiempos de operación a altas potencias de cortocircuito.


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Relés de tiempo muy inverso (M.I.)

� Se caracteriza por ser lento para valores bajos

de sobrecorriente y rápido para valores altos de

sobrecorriente.

� Se aplican preferentemente en sistemas donde

la intensidad de cortocircuito por el relé

depende mayormente de su posición relativa a

la falta y en poca cuantía de la capacidad de

generación del sistema ( se alimenta de una red

muy grande).


Relés de tiempomuy inverso

� En otras palabras, es

conveniente en sistemas de

gran capacidad de generación

donde el nivel de cortocircuito

depende prácticamente de la

impedancia donde ocurre el

cortocircuito ( la corriente de

falla se reduce notablemente a

medida que aumenta la

distancia a la fuente).

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Relés de tiempo extremadamente inverso (E.I.)

Aplicaciones:

� En alimentadores de las empresas de distribución, donde se tenga tiempo suficiente para permitir la reconexión del circuito sin disparos innecesarios en el período inicial de avalancha (picos de corriente por conexión de bombas, molinos, calentadores, etc.).

� Al mismo tiempo coordinar con fusibles (de alto poder de ruptura).


Relés de tiempo extremadamente inverso� También se emplea para actuar con componentes de secuencia negativa, en la protección de grandes generadores.

Ajuste de I22.t = 7 → 70

� Permite ajustes más precisos para evitar sacar de servicio al generador.

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Características de tiempo de disparo según ANSI/IEEE


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Características de tiempo de disparo según ANSI/IEEE

Aquí significa:� t Tiempo de disparo

� D Tiempo ajustable

� I Corriente de falta

� Ip Valor de ajuste de la corriente

� Los tiempos de disparo para I/Ip > 20 son idénticos a los de I/Ip = 20.

� Valor límite de arranque aprox. 1,06 x Ip

� Valor límite de reposiciónaprox. 1,01 x Ip

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Curvas características de tiempo de disparo según ANSI/IEEE


Protección a máximo de corriente de fase con retención de tensión (ANSI 50V / 51V)

�Es una función de protección a máximo de intensidad tripolar, cuyo umbral depende de un factor de corrección Kproporcional a la tensión aplicada,

�Aplicación: en generadores «antiguos»cuya tensión en bornes cae al producirse un cortocircuito.

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� El umbral de actuación Is’’ corregido por la influencia de la posible caída de tensión, viene definido por



� El ajuste de esta protección es idéntico al de la protección a máximo de corriente de fase, es más, suele ajustarse al mismo umbral que la protección de cortocircuito.

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�Es una protección de respaldo en caso de que no llegase a actuar la principal como consecuencia de una caída de tensión en bornes del generador ante un cortocircuito, actúa la 51V a una tensión «reducida».


Protección a máximo de corriente a tierra (ANSI 50N / 51N - 50G / 51G ó 64)

� Función: detectar las fugas de corriente que pueden ser debidas a un defecto de aislamiento por envejecimiento, degradación, contactos fortuitos, etc., o a la rotura de uno de los conductores de una fase activa, que provocará un cortocircuito a tierra.

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Protección a máximo de corriente a tierra

� El principio de funcionamiento, idéntico al de la protección a 50P/51P, y los reglajes también, salvo que tiene que tener presente, el sistema de detección de la corriente a tierra el cual depende del régimen de neutro de la instalación.

� La detección de las corrientes de fuga a tierra puede realizarse mediante 2 métodos.

� Suma vectorial de las 3 intensidades de fase (a través de los 3 TI's de entrada al relé).

� Toroidal homopolar sobre los cables el cual detectarátoda corriente residual que se produzca en la instalación a partir de 500 mA.

PROTECCIÓN DIRECCIONAL DE CORRIENTE (67)

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Protecciones direccionales

� El principio de funcionamiento de todas las protecciones direccionales es, la detección de unos valores de corriente, en un sentido determinado.

� Importante: la referencia:� Así pues para el caso de 67P, tomaremos siempre de referencia una tensión entre fases (UL).

� para el caso de las 67N, tomaremos la tensión homopolar (Uo), como referencia.


Protección de sobreintensidaddireccional

� Si la intensidad de falta puede circular en ambos sentidos en el punto de medida del relé, se hace necesario dotar a los relés de sobreintensidad de direccionalidad para poder alcanzar una correcta coordinación.

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Aplicación� Típicamente los sistemas querequieren de este tipo de protección son los circuitos paralelos (líneas ytransformadores) y sistemas en anillo, todos los cuales son bastante comunes enredes de distribución en media tensión.


Ángulo característico

� Esto se consigue mediante el ajuste del ángulo característico del relé; que define el ángulo que existe entre la corriente y la tensión aplicadas al relé para obtener unasensibilidad máxima.

α

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Ángulo de derivación� cuando el relé mide la corriente en lafase 1, la tensión de polarización quemás se usa es V2-V3.

� Se dice entonces que el ángulo de derivación de la protección es de 90º,


Polarización 67P

• Los elementos para faltas entre fases en los

relés están internamente polarizados mediante

las tensiones compuestas en cuadratura, tal y

como se indica en la tabla a continuación:

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En falla

�El vector de intensidad de falta estaráretrasado respecto de su tensión nominal de fase en un ángulo que dependerá de la relación X/R del sistema.

�Por lo tanto es un requerimiento el que el relé opere con una sensibilidad máxima cuando las intensidades estén en esta región.



� 30º para redes muy inductivas,

� 45º para la mayoría de casos (90%),

� 60º para redes muy resistivas.

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�Los ajustes difieren dependiendo de laaplicación concreta.


Ajuste del ángulo característico

Los valores recomendados son:

�Líneas de alimentación, o aplicaciones con un punto de puesta a tierra detrás de la posición del relé, deberían utilizar un ajuste de +30º.

�Transformadores, o aplicaciones con una fuente de secuencia cero en frente a la ubicación del relé, utilice un ajuste +45º.

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Protección direccional de tierra (ANSI 67N)

� Protección unipolar.

� Función: detectar la corriente de defecto a tierra en el sentido de circulación normal del ramal, por comparación con la tensión homopolar Vo.

� Requiere: de 3 TT's para la detección de Vo, ya sea mediante suma vectorial de las 3V (tensiones fase-tierra), o por medición directa de la tensión residual sobre secundario 3 TT'sconectados en triángulo abierto.


Protección direccional de tierra (ANSI 67N)

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