DIRECTIONAL OVERCURRENT RELAYING (67) CONCEPTS

Retransmisión de sobrecorriente direccional (67) se refiere a la transmisión que puede usar la relación de fase de voltaje y la corriente para determinar la dirección de una falla. Hay una variedad de conceptos por los que se hace esta tarea. Este documento se examinarán los métodos convencionales por el que las decisiones de dirección de tipo 67 se realizan mediante relés de protección. El documento se centra en cómo un relé direccional numérico utiliza la relación de fase de componentes de secuencia como secuencia positiva (V1 vs. I1), de secuencia negativa (V2 vs. I2), y la secuencia cero (V0 vs. I0) para detectar dirección de la falla, pero otros conceptos como el uso de tensión en cuadratura (por ejemplo, VAB vs IC) se incluyen.

I. INTRODUCTION

En algunas líneas de distribución de media tensión y casi todas las líneas de transmisión de alta tensión, ante una falla un relé puede estar en dos direcciones diferentes, y puede ser muy conveniente para un relé el responder de forma diferente para las fallas en la dirección de avance o de retroceso. El número de dispositivo IEEE utilizado para significar un elemento direccional es o bien un 21 (elemento de impedancia, basado en Z = V / I, y que tiene una distancia a la capacidad de una falla) o una (sobrecorriente direccional 67, generalmente basados en la relación de fase de V e I, sin la capacidad de distancia de falla). Algunas aplicaciones también pueden utilizar un (elemento de potencia, basado en P = Re [VXI *]) 32 para el control direccional, aunque en algunas circunstancias un elemento 32 puede no ser una buena indicación de la dirección de criticar. Este documento se examinarán algunas de las diversas implementaciones de 67 elementos que se encuentran en estado sólido electromecánico, y (es decir, sobre la base multifuncional programable lógica microprocesador) relés numéricos.

II. CLASSICAL CONCEPTS FOR DIRECTIONAL ANALYSIS

El clásico relé electromecánico y el de estado sólido y, así como algunos relés numéricos comunes, determinan la dirección de fallo por la comparación de la relación de ángulo de fase entre las corrientes de fase y las tensiones de fase. Si solo el flujo de watts por fase (32 elementos) puede ser considerado como que si IPh está en fase con VPH-N (0 °, ± 90 °), entonces el flujo de potencia en esa fase se indica como hacia adelante (o atrás, dependiendo de la perspectiva). Sin embargo, para una falla de fase a tierra, el VPH-N puede colapsar a 0, y puede ser muy rezagado, por lo que VPH-N x IPh puede ser en su mayoría flujo de VAR, y evitar así que el relevador pueda tomar una decisión direccional correcta. Para resolver el problema de bajo voltaje, los voltajes en cuadratura (es decir, VBC vs. IA) se utilizan comúnmente. Para resolver el problema de que la corriente de falla este típicamente muy rezagado, la corriente del relé vs. algoritmo de detección de voltaje es sesgada (desviada) para que el relé está optimizado para detectar retraso condiciones actuales en lugar de condiciones con factor de potencia de 1,0. Un enfoque visto en la fig. 1, es por desplazamiento de fase de la señal de tensión de modo que la señal de tensión interna del relé (VPolarity, abreviado

como VPOL) está en fase con la corriente cuando la corriente se retrasa la condición de factor de potencia de 1.0 por un cierto ajuste, típicamente entre 30 ° y 90 °. El ajuste del ángulo se denomina comúnmente como el ángulo de par máximo, MTA. En algunos diseños de este concepto, la señal de corriente es desviada en lugar de la señal de tensión. En algunos diseños, se utilizan otras tensiones de fase. Por ejemplo, IA podría compararse con VAB, VCA, VBN, o VCN, y el algoritmo de detección funcionaría, aunque la tensión de cuadratura VBC

proporciona la más independencia de la señal de tensión de los efectos de un fallo de A-N, A-B, o A-C.

La respuesta ante el diseño para una falla de fase a tierra y de fase a fase se se muestra en la Fig. 2. La respuesta a una falla de fase a tierra es bastante evidente debido a las tensiones en cuadratura se supone que son relativamente poco afectadas por las corrientes de falla de fase.

Sin embargo, para una falla de fase a fase (línea a linea), los voltajes en cuadratura se ven afectados. El efecto es difícil dar en el texto. Uno debe estudiar el diagrama para desarrollar un entendimiento. Básicamente, en la falla ph-ph, en relación con la falla ph-tierra, tenga en cuenta que tanto Vquadrature y IFAULT han desplazado por 30 °, lo que no hay cambio neto en la tendencia del elemento de operar.

El ajuste MTA es comúnmente considerado en términos del ángulo de impedancia de la línea hacia el futuro (a lo largo de la linea). Esto sería especialmente cierto si el relé simplemente comparara la tensión y la corriente desde una fase común para una falla de línea a tierra (por ejemplo, IA se compara con VAN). En este caso, el relé está detectando ZA entre el relé y la falla. Sin embargo, cuando se utiliza la tensión de cuadratura, a continuación, VPOL es algo independiente de la corriente de falla, especialmente para una fase de falla a tierra. El ángulo con el que la corriente se retrasa a la tensión en cuadratura es un factor tanto de impedancia de la fuente como hacia el futuro impedancia de línea (del largo de la linea), por lo que se utiliza un valor de compromiso. Un MTA en el intervalo de 30 ° a 75 ° es común. Al configurar MTA, si un elemento de sobrecorriente se debe ajustar por debajo de la corriente de carga en dirección inversa, hay un riesgo de que el

elemento vea condiciones de carga anormales hacia adelante como corriente de falla inversa, como se ve en la Fig. 3. Un enfoque para abordar esta condición es establecer el MTA a 30 ° o menos, de modo que la zona inversa alcanza mínimamente en la zona de adelante.

III. SYMMETRICAL COMPONENTS FOR DIRECTIONAL ANALYSIS

Muchos relés de microprocesadores modernos utilizan las relaciones angulares de las corrientes y tensiones de componentes simétricos y la naturaleza angular resultante de Z1, Z2, y Z0 calculado a partir de Vphase / Iphase para determinar la dirección de la falla. Estas tres impedancias se utilizan para crear, respectivamente, tres evaluaciones direccionales, 67POS, 67NEG, y 67ZERO, que se utilizan en la lógica de relé de diversas maneras por cada fabricante. Hay variaciones entre fabricantes en de cómo se percibe las relaciones angulares y, en la mayoría de los casos ya que la relación angular es la única preocupación, la magnitud no se calcula. El concepto común es que en condiciones de falla hay una diferencia aproximada de 180 ° calculando Z1, Z2 y Z0 para fallas en las dos direcciones de la ubicación del relé. Esta alta variación en el ángulo de fase es una indicación fiable de la dirección de la falla.

Como se describe en detalle en la referencia [1], la ecuación de caída de tensión de tres fases para un sistema que se puede representar por voltajes en dos lugares definidos, (VSys y VFault en este ejemplo) es

Una vez más, como se discute en [1], cuando las impedancias son muy equilibradas (es decir, los elementos de impedancia auto diagonales ZAA, PBC, y ZCC son todos un valor, y todos los elementos de impedancia mutua fuera de la diagonal son otro valor), (1) se puede ser reexpresados en cantidades de componentes simétricas por la ecuación

En el sistema de potencia típico, por lo general podemos suponer que, en el sistema remoto, tiene muy baja tensión V0 y V2 y V1 es de 1,0, o al menos muy cerca de 1.0. En el otro extremo, la ubicación de la falla, cada tipo de fallo tendrá valores de V0, V1, V2 y diferentes y tendrá que ser calculada a través de medios que no se tratarán aquí (ver [1]), pero sabemos que algunos existe valor. Por lo tanto, (2) se reduce a

Si Z0, Z1, Z2 y se dividen en dos impedancias como se ve desde la ubicación del relé (impedancia de la línea y la impedancia de fuente), el sistema de red y la caída de tensión asociado tiene la apariencia de la Fig. 4.

En esta aplicación, (3) puede ser reexpresados según:

La división de tensión de (4) nos permite calcular la tensión en el relé a partir de la localización de la falla y trabajando de nuevo al sistema o iniciar en el sistema y trabajando hacia el falla. Dado que no conocemos las tensiones de defecto, tenemos que tomar la última opción, por lo que podemos calcular el voltaje del relé de

Si resolvemos (5) para las impedancias, desde V2, Sys = 0 y V0, Sys = 0,

Nótese que en (6) y (7) las ecuaciones para Z0, Relay y Z2, Relay, la impedancia vista por el relé dependerán únicamente de la impedancia de la fuente. (La dependencia de la impedancia de la fuente podría ser contra-intuitivo para ingenieros acostumbrados a establecer relés de impedancia en términos de impedancias de línea.) El ángulo de Z0, Relay y Z2, Relay es la fuente de determinación de la dirección a una falla. Por ejemplo, en la Fig. 1, una orientación de polaridad CT puede causar la aparente Z0 y Z2 en el relé a cualquiera que coincida con el ángulo de impedancia de la fuente o para ser invertida por 180 °. La polaridad de la corriente sería la firma de un falla que es ya sea directa o inversa de la ubicación del relé.

La aparente Z1 en el relé será dependiente del tipo de falla. En primer lugar, tenemos que definir la impedancia entre el relé y la ubicación de la falla:

Para una falla trifásica

Las fallas de línea a tierra y de línea a línea son más complicadas:

En estos casos, la medición Z1 como se ve en el relé es una mezcla de los diversos sistemas y la impedancias de la línea, pero tiende a ser una medida de impedancia de la línea hacia el futuro

más de impedancia de la fuente, visto más claramente en (9). El ángulo de impedancia de los diversos componentes de Z1, Relay tienden a ser similares, en el área de 50 ° - 85 °. El ángulo calculado de Z1, Relay tiene de nuevo una inversión ángulo de fase 180 ° dependiendo de la dirección de la falla, que es la firma de una falla que es ya sea hacia adelante o hacia atrás.

Si un relé utiliza Z1, Relevo para detectar la dirección de falla, la medición Z1, Reley verá flujo de carga equilibrada como una indicación de la dirección a la falla y, por lo tanto, para encender los elementos de sobrecorriente (67/51) que se ajusta a buscar en la dirección de flujo de carga presente. La Z1 que se detecta durante condiciones balanceadas de flujo de carga es una modificación menor de (9):

El ángulo de Z1 puede ser un mal indicador de la ubicación de la falla. Por ejemplo, cuando DG de un cliente (generador distribuido) existe a pico afeitado (peak shaving), tiene la capacidad de controlar el factor de potencia en el PCC (punto de acoplamiento común). Las oscilaciones de potencia que se producen en condiciones de falla de dan un flujo VA transitoria en casi cualquier ángulo. Sobre una base de estado más estable, un DG que se ejecuta para mantener la potencia en el PCC cerca de cero podría causar factor de potencia neta, y por lo tanto el ángulo de Z1, a ser casi cualquier valor.

La proteccion de sobrecorriente direccional no sería útil en un sistema con una sola fuente. Un sistema con dos fuentes se muestra en la Fig. 5. Podemos aplicar los mismos conceptos que el anterior para analizar el circuito. Tenemos una ubicación de la falla donde hay un nivel calculable de tensiones de secuencia y impedancias del sistema y de la línea en dos direcciones, mirando hacia atrás hacia el voltaje de la fuente del sistema. El mismo enfoque como en (1) a (7) se puede aplicar para encontrar la impedancia vista por los relés en ambos extremos de la línea.

La impedancia como se ve por el relé A variará de acuerdo a la dirección de la falla. Para fallas en los dos lados diferentes del interruptor, el relé detectará dos impedancias completamente diferentes. Por culpa FA, F y FA, R la impedancia vista por RA relé será:

En (13), Z#,línea se refiere a la totalidad de la impedancia de la línea. El factor 1∠180° en (13) representa el cambio efectivo en la polaridad del TC para las fallas en la dirección inversa. La impedancia de secuencia positiva no se presta a las ecuaciones simples, tales como (13), pero por fallas trifásicas y las condiciones de flujo de carga sin fallas

Una representación gráfica de las zonas de protección de avance y retroceso se pueden ver en la Fig. 6. El MTA es un ajuste de usuario que define de manera efectiva los define los ángulos de fase de avance y retroceso. Los ángulos de la impedancia detectados que son ±90 ° de la MTA caerían en la zona, ya sea hacia adelante o hacia atrás, dependiendo de la configuración del relay y de las conexiones del TC. Tenga en cuenta que en una gráfica de impedancia, MTA es en sentido antihorario desde el eje de referencia R, como se compara con el enfoque clásico de mostrar I en relación con V donde MTA es en sentido horario desde el eje VA referencia.

Como se mencionó anteriormente, los distintos fabricantes de relés tienen maneras diferentes de percibir relaciones angulares. El proceso más obvio es para medir el ángulo de impedancia y compararlo con una ventana de la MTA ±90 ° como hacia adelante o hacia atrás.

Existen procesos alternativos en uso. Por ejemplo, como se ve en la Fig. 7, un fabricante configura su Z2,Reléy y Z0,Reley, elementos direccionales para restar el MTA de la impedancia calculada, y luego encontrar la parte real de esta impedancia resultante, ZReal, que puede ser un valor positivo o negativo. Entonces, ZReal se compara con la configuración del usuario para los puntos de decisión de avance y retroceso. Para la gran mayoría de los casos esto da el mismo resultado que la ventana de ángulo de fase.

IV. VARIATIONS OF ZERO SEQUENCE DIRECTIONALITY

La direccionalidad de la cero secuencia direccionalidad tiene varias variaciones. El V0 y I0 utilizado en una medición de Z0 se pueden obtener de diferentes maneras:

V0 as calculated from the 3 phase VT inputs V0 as seen on a 4th auxiliary VT input on the relay (VX below). This VX input can be

connected to a variety of sources, such as: o a broken delta VT, or o the neutral of an impedance grounded generator.

I0 as calculated from the 3 phase CT inputs. I0 as seen on a 4th CT input on the relay (IG below). This auxiliary CT input can be

connected to a variety of sources, such as:o a window CT that wraps all 3 phases,o a window CT that wraps all 3 phases as well as a power carrying neutral

conductor,o the neutral of a transformer, oro the neutral of a generator.

El resultado es que hay 5 combinaciones diferentes de corrientes y tensiones que se pueden utilizar para crear un 67ZERO direccional.

El último elemento en la Tabla 1 sólo utiliza actual para la decisión direccional y se refiere a veces como de secuencia cero de polarización actual. El MTA es siempre 00. Si las dos corrientes están en fase ±90 °, la falla es hacia adelante.

V. OVERCURRENT AND DIRECTIONAL ELEMENT NAMES AND CONTROL

Es necesario entender los controles de decisiones de los elementos direccionales de sobrecorriente. No hay ninguna forma estándar de nombrar a todos los elementos de sobrecorriente que están involucrados. Asuma para la discusión que hay 67 / 51P (fase), 67 / 51G (tierra) y 67 / 51Q (secuencia negativa) elementos y 67/50 elementos similares, y que cada uno tiene un modo de avance o retroceso mirando con diferentes ajustes para cada dirección. Hay tres elementos direccionales llamados el 67POS (secuencia positiva), 67NEG (secuencia negativa), y 67ZERO (secuencia cero) que controlan los 67/51 y 67/50 elementos. Los elementos de protección y sus controles direccionales son:

VI. OTHER ISSUES

Hay una serie de sutilezas involucradas en la operación de avance / retroceso de decisiones y dirección elemento que no se trata aquí. Uno debe referirse a los distintos fabricantes de relé manuales de instrucciones para obtener información sobre sus relés 'algoritmos. Algunos temas que necesitan ser entendidos que pueden variar según la aplicación fabricante:

A. Memory Polarization (polarización de memoria)

Por cerca de fallas trifasicas, la tensión en el relé puede caer a cerca de 0. Debido a la baja tensión, no se puede confiar en que la lógica del relé 67 pueda tomar una decisión correcta en el análisis direccional, y en algunas configuraciones el relé no se puede determinar la direccion directa o inversa, con lo que no dispara. Para solucionar este problema, los fabricantes de relés numéricos crean un esquema de polarización memoria. El relé está en constante lectura de la presente tensión y lo utiliza para crear un vector de tensión (V1). Si se produce un fallo que de repente impulsa voltaje demasiado bajo para ser utilizada para el análisis direccional, el relé se remonta a su memoria y proyecta el vector de voltaje pasado en el presente.

El vector del tensión V1 cambia muy lentamente en un sistema de potencia normal, por lo que un vector de tensión V1 pasado es una buena indicación de la tensión de vector que existiría si no hubiera ocurrido una falla, y es una copia de seguridad fiable para el análisis direccional.

B. Close in to Fault Logic (Cierre a Falla Lógica)

Cuando un interruptor está cerrado en una falla trifasica (es decir, cadenas de puesta a tierra), el esquema de polarización de memoria no funcionará porque no hay vector V1 pre-evento para el relé pueda trabajar. The Close To Fault Logic monitorea un este interruptor y permite la detecccion de sobrecorriente no direccional ante una falla trifasica por un corto período de tiempo. La configuración del elemento 50 debe estar por encima de irrupción de carga máxima en cualquier dirección.

C. Superimposed Components (Componentes superpuestos)

Cuando se produce el flujo debido a una carga pesada, al mismo tiempo que una falla de bajo nivel, se puede confundir al elemento direccional. Algunos fabricantes han implementado un esquema que intenta separar corrientes de flujo de carga de corrientes de falla, usando regímenes mencionados como componentes superpuestos. Es similar en aplicación a la polarización de memoria, sino que implica tanto la corriente como de tensión desde el pasado al presente, en lugar de la tensión. Asumir las condiciones de flujo de carga de estado estacionario. Suponga un cambio repentino, debido a un fallo, que se ve. El relé puede tomar la tensión y la corriente de los últimos ciclos, antes del fallo, y proyectarla hacia el presente. Esta tensión y corriente proyectada se compara con la tensión y corriente de falla actual. Este esquema permite que la corriente de falla sea separada de la corriente de carga y, por lo tanto, mejorar la decisión acerca de dónde se encuentra el fallo. Los algoritmos deben incluir la inteligencia y la lógica para diferenciar eventos normales de conmutación de eventos de falla.

D. Minimum Sensitivity (Sencibilidad minima)

Un relé tiene límites a su sensibilidad. Debe haber una cantidad suficiente de corriente y voltaje para una decisión direccional. La cantidad mínima varía según el fabricante. La respuesta del relé de bajo voltaje o corriente varía, pero por lo general, el relé mostrará los mensajes en un estado "ni hacia adelante ni hacia atrás" si cualquiera de las corrientes o voltajes son muy bajos. En este caso, cada fabricante e incluso cada relé del fabricante, pueden tener una lógica diferente de cómo responde el relé. Puede haber ajustes para definir las cantidades mínimas que el relé tiene que ver y los valores de la forma en que el relé responde cuando los valores están por debajo del mínimo.

E. Positive vs. Negative Torque Angles (angulos de torsion positivo y negativo).

Cada fabricante tiene su propia manera de presentar determinados datos. Por ejemplo, es contrario a la intuición para algunos usuarios tener ángulos negativos como a plazo y los ángulos positivos como inversa, como se ve en (13) y (14), por lo que algunos fabricantes de invertir

eficazmente el ángulo de impedancia adelante Z2 y Z0. Efectivamente, un "-1" factor de se introducen en los cálculos de ángulo de impedancia del relé.

VII. APPLICATION NOTE 1: FORWARD POWER SUPERIMPOSED ON REVERSE FAULT (potenica superpuesta en una falla en direccion opuesta)

Para entender mejor el rendimiento de retransmisión direccional, apliquemos a una situación del mundo real.

Supongamos que el elemento 67 en la Fig. 8 es un relé de sobrecorriente que deriva sus características direccionales de los conceptos de secuencia negativa. El elemento de sobrecorriente en la dirección inversa se establece por debajo de la corriente de carga en la dirección hacia adelante, con la intención de ser sensible a los fallos de utilidad remotas. Sin embargo, suponga que el generador de (instalación) está fuera de línea, por lo que la tendencia natural de los operadores de la instalación es de creer que los 67 / 51 Reverse elementos no se disparará ante una falla. Sin embargo, se supone que los motores son un porcentaje sustancial de las cargas de las instalaciones. Ahora supongamos que una falla de linea a tierra en un sistema remoto que es liberado lentamente. Suponga que la falla está en un lateral y con algo de la impedancia de falla, de tal manera que el alimentador todavía lleva energía a la instalación en la fase fallada, por encima de la recogida del elemento de fase 67 / 51R. Supongamos por simplicidad de la figura que la falla está en un punto tal que la mitad de la impedancia del sistema está entre la instalación y la ubicación de la falla.

El componente de red simétrica que describe la aplicación, para la fallo de la fase de “A” a tierra, se muestra en la Fig. 9. Tenga en cuenta que la baja impedancia de secuencia negativa de los motores significa que la instalación puede ser una fuente de corriente de secuencia negativa para la falla. Comparar la polaridad de la corriente directa en el CT en la Fig. 8 a la polaridad del flujo de corriente en el punto entre Z2T y Z2SYS en la Fig. 9. El flujo de corriente en la CT en los dos casos es opuesto.

Por lo tanto, la 67NEG ve esto falla inversa y se enciende. El gran flujo de corriente en la instalación, por su parte, hace que el tiempo 67 / 51R a un viaje inverso, a pesar de que la energía está fluyendo en la instalación en las 3 fases y la generación está fuera de línea.

En una perspectiva esta es una muy buena característica. Incluso en presencia de un gran flujo de carga hacia adelante, la falla sigue siendo vista y es liberada. Esto puede ser especialmente bueno si el generador era muy pequeño y es incapaz de alimentar la corriente en la falla. Sin embargo, por otro lado, con la generación fuera de línea, no había ningún beneficio en disparar el interruptor en el PCC. Un método para detener el disparo es bloquear el 67 / 51R cuando la generación es fuera de línea, pero en algunas aplicaciones la generación podría ser bastante alejada de la PCC, haciendo que el esquema de control difícil. Otra resolución posible que no necesita conocer directamente el estado del generador se ve en la Fig. 10, donde el elemento de potencia direccional, 32, supervisa el elemento 67, bloqueando el 67 cuando la alimentación/potencia está en la instalación en las tres fases. Sin embargo, podríamos tener un argumento en contra de este proceso: Si la generación se encuentra en modo de afeitar pico (peak shaving) y la potencia sigue fluyendo en la instalación en las tres fases durante la falla, esta utilidad (utility) debe disparar el interruptor antes de que el relé ya que el PCC jamás verá la falla. Algunas utilidades objeto de disparo secuencial, donde un relé no verá un fallo hasta que otro interruptor dispara primero.

VIII. APPLICATION NOTE 2: APPLICATIONS THAT NEED DIFFERENT FORWARD AND REVERSE FAULT

RESPONSE TIME OR SENSITIVITY AT THE PCC

Una instalación de carga sólo, por supuesto, no tiene necesidad de detección de corriente direccional. Sin embargo, cuando se añade la generación a la instalación, esa instalación, ahora un DG, puede retroalimentar las líneas de servicios públicos. La corriente de falla que se ve en el punto de acoplamiento común (PCC) puede variar enormemente por fallas en el DG que son alimentadas por la línea y por fallas en la línea que son alimentadas por el DG. Los niveles diferentes de corriente pueden requerir dos relés 67, o dos 67 funciones en un relé, cada uno diseñado para responder al fallo correspondiente en las dos direcciones, cada una con diferentes configuraciones de línea de arranque y tiempo de sobrecorriente. Además, dos relés o funciones de relé se puede utilizar para determinar la respuesta apropiada a la falla. Por fallas en la instalación, la respuesta debería ser para disparar el interruptor del PCC, pero por fallas en el servicio (utility) , la respuesta podría ser para disparar la generación, más que el interruptor PCC, o para disparar el PCC e implementar un esquema de acción correctiva inmediata para ayudar a la generación de sobrevivir cualquier diferencia importante entre la actual salida del generador y la carga de las instalaciones.

En muchas aplicaciones DG, el generador está diseñado para su uso en fines de pico de afeitado (peak shaving), no como una unidad de carga base. Desde la generación puede ser apagado durante los momentos de alta carga instalación, la retransmisión de sobrecorriente en el punto de acoplamiento común (PCC) debe ser capaz de llevar la carga máxima de la instalación, por lo que su ajuste de sobrecorriente es, con el propósito de la discusión, el 1,25 por unidad, en la que 1 por unidad es la corriente en el pico de carga de la instalación. Supongamos que se obtiene un generador que es 1,0 por unidad en la capacidad, aunque es común para una DG a ser de un tamaño mucho menor que la carga local. El tamaño de la unidad con respecto a la carga local significa que, durante los tiempos de carga de luz instalación, el generador podría llevar fácilmente a toda la instalación y la planta podría incluso exportar energía.