Todo sobre Sistemas, Dispositivos y Unidades de Protección Eléctrica

Unidades y Sistemas de Protección Eléctrica

Este es un artículo largo y descriptivo sobre diferentes tipos de protección para sistemas y redes eléctricas. En este artículo, podrá cubrir los diferentes métodos, sistemas y dispositivos de protección eléctrica, clasificación y protección, protección de líneas aéreas, protección de sistemas de potencia, protección de alimentadores de cables, protección de transformadores, protección de motores, protección de generadores, protección de bancos de capacitores, protección de barras protección de barra, protección de voltaje y frecuencia y mucho más. Marque esta publicación en caso de que la lea más tarde.

Introducción a los Sistemas de Protección Eléctrica

HV, MV y LV ^[1] las instalaciones y equipos eléctricos están sujetos a fallas internas y externas que pueden causar daños graves en personas y otros equipos .

Para evitar y minimizar las consecuencias de dichas faltas dispositivos de protección asociado a equipos que son capaces de romper la corriente eléctrica son obligatorios.

Para una mejor comprensión de los dispositivos de protección, en cada Sección que cubre los sistemas de protección de equipos e instalaciones fallas más comunes en dichos equipos e instalaciones.

También es importante mencionar que todas las unidades de parámetros mecánicos y eléctricos y sus múltiplos y submúltiplos que intervienen en los sistemas de protección están de acuerdo con SI (Sistema de Unidades Internacionales ); se hacen excepciones cuando horas (h) se puede utilizar en su lugar de segundos (s ) y la unidad elegida para la temperatura es °C (celsius ) en su lugar de K (kelvin ) – [K] =[°C] + 273,15 .

Dispositivos y tecnología de protección

Dispositivos de protección

Para minimizar el tiempo de falla interruptores y equipos cuentan con dispositivos de protección para detectarlos y aislar la parte defectuosa de la instalación.

Se requiere en primer lugar, la detección temprana y localización de fallas y, en segundo lugar, la retirada inmediata del servicio de equipos defectuosos, con el fin de:

• Salvaguardar todo el sistema para garantizar la continuidad del suministro.
• Para minimizar daños y costos de reparación.
• Para garantizar la seguridad del personal.

En el pasado fusibles se usaban comúnmente como protección contra sobrecorrientes y sobrecargas, y todavía son muy populares en Norteamérica y en algunos países todavía se utilizan en instalaciones de BT y en cables y transformadores de MT con potencia nominal hasta 630-1250 kVA .

Sin embargo, la complejidad de las redes y requisitos para más confiable transmisión y distribución de energía llamamiento al uso de dispositivos de protección más precisos .

Relés de protección se utilizan hoy en día, siendo más fiables y precisos y con la capacidad de detectar otro tipo de fallas además de sobrecargas y sobrecorrientes que pueden ocurrir en redes y equipos , que se discutirá en secciones posteriores, cuando se analice la protección de los equipos.

Están configurados para operar e iniciar el disparo cuando se detecta una condición de falla.

Cada esquema de protección del sistema de energía se compone de los siguientes componentes:

• Relés de medición o detección de fallas
• Disparo y otros relés auxiliares
• Disyuntores
• Transformadores de medida:corriente (CT ) y voltaje (VT )

Primeros modelos de relés de protección eran relés electromecánicos que siguen en uso en algunos países y en antiguas instalaciones de cableado eléctrico que no fueron objeto de obras de renovación .

Eran tipos de armadura atraída , donde la salida secundaria de los transformadores de medida se pasa a través de una bobina , por lo que atrae la armadura contra la tensión del resorte . El movimiento del inducido provoca el cierre del contacto de disparo del relé .

La figura 1 muestra un ejemplo de este tipo de relés.

Figura 1 – Relé de protección electromecánico

Hoy en día relés de protección electrónicos (de estado sólido) y basados ​​en microprocesadores son comúnmente utilizados en servicios eléctricos.

Relés electrónicos tienen solo una función de protección y se utilizarán diferentes relés para diferentes funciones .

Relés basados ​​en microprocesador tener muchas funciones disponibles tales como protección, control y seguimiento.

Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED)

Relés basados ​​en microprocesador se conocen como Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED ), que puede proporcionar 5-12 funciones de protección , 5-8 funciones de control que controlan dispositivos separados, una función de reenganche automático, función de autocontrol y funciones de comunicación, siendo principales sus características:

• Muchas funciones en un solo relé
• Configuración de grupo fácilmente modificable para cambios en la configuración del alimentador
• Relés de salida programables
• Puertos de comunicación para conexión a SCADA – Control de Supervisión y Adquisición de Datos (Sistemas, módems y computadoras personales)
• Secuencia de eventos almacenada para muchas fallas recientes
• Oscilografía o captura de forma de onda:almacenamiento de datos de forma de onda de voltaje y corriente anteriores y posteriores a la falla para el análisis de fallas
• Medidas
• Enclavamiento
• Ayuda al mantenimiento de interruptores automáticos. Se puede registrar el servicio de interrupción de fallas, por fase
• Localizador de fallas:muestra la distancia a la falla

En la Figura 2 es posible ver un ejemplo de un IED .

Figura 2:IED

Funciones y complejidad del IED debe definirse según los equipos a proteger, las características de las redes y las acciones complementarias requeridas.

Los IED reales están diseñados para cumplir con los requisitos de IEC ^[2] Estándar 61850 , cuyo protocolo de comunicación se usa Este estándar fue desarrollado específicamente para la automatización de subestaciones y proporciona interoperabilidad y capacidades de comunicación avanzadas.

El crecimiento en el número de puntos de protección, control y monitoreo resulta en un aumento significativo en el volumen de datos de la subestación.

Estos datos suelen ser primitivos y se almacenan en forma digital. Debe procesarse y analizarse antes de que cualquier usuario pueda utilizar su beneficio.

En el sistema de protección convencional, los datos y la señal de control del relé se envían a través de una RTU (Unidad terminal remota ) al SCADA sistema.

Cables extensos y costosos puede ser necesario entre varias bahías en la subestación y la sala de control.

En un sistema de protección moderno que utiliza un IED Relevar el cableado de interconexión entre transductores y medidores ya no es necesario.

Los datos y las señales de control del IED Los relés se envían directamente al SCADA sistema a través de la red de comunicación dedicada de alta velocidad. El volumen de datos aumenta drásticamente cuando un IED se utiliza como elemento de control y fuente de datos.

Para proporcionar la conectividad necesaria entre los diversos componentes del sistema, una red de datos LONWORKS Local Operating Network (LON ) se utiliza.

Estándar IEC 61850 define los protocolos necesarios para la comunicación , que puede ejecutarse sobre TCP/IP redes o subestaciones LAN utilizando Ethernet conmutada de alta velocidad para obtener los tiempos de respuesta necesarios por debajo de cuatro milisegundos para relés de protección.

Relés y códigos de protección

En subestaciones, equipos, aparamenta y centrales eléctricas de MT y AT los relés de protección más habituales se indican a continuación, y entre paréntesis se muestra su código de acuerdo con IEEE/ANSI ^[3] /Estándares IEC :

• Protección de rodamientos (38 )
• Protección contra fallo de interruptor (50 BF )
• Protección diferencial de barra colectora (87B )
• Sobrecorriente de tierra direccional (67N/67G )
• Sobrecorriente de fase direccional (67 )
• Sobrecorriente instantánea de tierra (50N/50G )
• Sobrecorriente de fase instantánea (50 )
• Pérdida de campo/protección de excitación (40 )
• Pérdida de fase (48 )
• Protección contra sobreexcitación (24 )
• Sobrefrecuencia y subfrecuencia (81 )
• Protección diferencial de línea aérea (87L )
• Protección de distancia de línea aérea (21 )
• Protección contra sobrecarga (49 )
• Protección de exceso de velocidad (12 )
• Sobretensión (59 )
• Falta a tierra restringida (64G/64REF )
• Protección de potencia inversa (32 )
• Sobrecorriente de tierra con retardo de tiempo (51N/51G )
• Sobrecorriente de fase de retardo de tiempo (51 )
• Protección diferencial de transformadores (87P )
• Subtensión (27 )
• Alimentación del extremo débil (21WI )
• Protección de secuencia de fase incorrecta (47 )

Principalmente en líneas aéreas de AT, transformadores de potencia de AT y transformadores de potencia de MT con potencia nominal superior a 3-4 MVA , para aumentar la confiabilidad y seguridad del sistema, es una práctica común usar dos conjuntos de protecciones:una “protección principal ” y una “protección de respaldo ” .

Protección con Fusibles

Un fusible es un tipo de resistencia de baja resistencia que actúa como un "dispositivo de sacrificio" para proporcionar protección contra sobrecorriente que todavía se utiliza en algunas instalaciones de BT y MT .

Su componente esencial es un alambre o tira de metal que se derrite cuando fluye demasiada corriente , que interrumpe el circuito, de modo que se evitan daños mayores por sobrecalentamiento o incendio.

La tira de metal o alambre como una pequeña sección transversal en comparación con los conductores del circuito y está encerrado por una carcasa no combustible (carcasa) .

El elemento fusible está hecho de zinc, cobre, plata, aluminio o aleaciones para proporcionar características estables y predecibles.

Carátula puede ser de cerámica, vidrio, plástico, fibra de vidrio, laminados de mica moldeada o fibra comprimida moldeada r según el fabricante, la aplicación y la clase de tensión.

Los fusibles están montados en portafusibles , diseñado específicamente para cada tipo o familia de fusibles y voltajes nominales como el fusible HRC .

En las Figuras 3 y 4 se muestran ejemplos de fusibles y portafusibles.

Figura 3:portafusible y soporte tipo LV NH

Figura 4:fusibles de media tensión y soporte

Las principales características eléctricas de los fusibles son:

• Tensión nominal
• Corriente nominal (I_n ):corriente máxima que el fusible puede conducir continuamente sin interrumpir el circuito.
• Capacidad de ruptura (I₁ ):máxima corriente prevista que el fusible puede interrumpir. Es el valor máximo de prueba del fusible. Esta corriente es muy alta, generalmente entre 20 kA y 63 kA .
• Corriente de interrupción mínima (I_f ):corriente mínima que puede fundirse e interrumpir el fusible
• Corriente convencional sin fusión (I_nf ):valor de la corriente especificada como aquella que el cartucho fusible es capaz de transportar durante un tiempo determinado (tiempo convencional) sin fundirse, expresada como un múltiplo de I_n (por ejemplo, I_nf =1.25xI_n )
• Fusión nominal (I ² t ):medida de la energía requerida para derretir el elemento de fusión (basado en la ley de Joule ) y es un valor que es constante para cada elemento de fusión diferente.
• Curva tiempo-corriente:muestra el tiempo de actuación del fusible (velocidad) en función de la corriente (normalmente lo indican los fabricantes, según las normas)

La Figura 5 muestra un ejemplo de una curva de tiempo-corriente.

Figura 5:curva de tiempo-corriente de los fusibles

La temperatura ambiente cambiará los parámetros operativos de un fusible y es necesario reducir la temperatura.

Como ejemplo, un fusible clasificado para 1 A a 25ºC puede realizar hasta 10% o 20% más corriente a -40 ºC y puede abrir al 80 % de su valor nominal a 100 ºC .

Los valores de funcionamiento variarán con cada familia de fusibles y se proporcionan en las hojas de datos del fabricante.

Los principales factores de selección de un fusible son:

• Corriente de funcionamiento normal
• Tensión nominal (CA o CC)
• Temperatura ambiente
• Corriente de sobrecarga y tiempo en que debe abrirse el fusible
• Máxima corriente de falla disponible
• Pulsos, sobrecorrientes, corrientes de irrupción, corrientes de arranque y transitorios de circuitos
• Limitaciones de tamaño físico, como longitud, diámetro o altura
• Características del fusible (tipo de montaje/factor de forma, facilidad de extracción, cables axiales, indicación visual, etc.)
• Características del portafusibles, si corresponde y reclasificación asociada
• Solicitud
• Reglamentos y estándares nacionales de cableado

Norma francesa NF EN 60269 clasifica los fusibles según curvas de tiempo, funciones y aplicaciones. Esta clasificación, ampliamente utilizada en muchos países, es:

• gL/gG
• Funciones
• Protección de cables y aparatos eléctricos. Discriminación asegurada entre dos fusibles o que hay un margen de dos valores nominales de corriente (por ejemplo, 160 A y 100 A)
• Aplicaciones
• Protección en todos los niveles de distribución de energía eléctrica en industrias y vivienda residencial contra sobrecargas y cortocircuitos. Tablero principal, tableros de alimentación, cubículos principales.
• m
• Funciones
• Protección directa de motores, debe operar en conjunto con un dispositivo de protección externo (relé térmico). Fácil discriminación con la gG fusibles colocados aguas arriba. Discriminación asegurada entre dos fusibles donde hay un margen de dos valores nominales de corriente (por ejemplo, 160 A y 100 A)
• Aplicaciones
• Protección de motores de baja tensión.
• GR
• Funciones
• Fusible ultrarrápido de protección para semiconductores, muy limitador de corriente, bajo l ² xt
• Aplicaciones
• Protección de semiconductores de potencia de arrancadores suaves, relés estáticos, sistemas de alimentación ininterrumpida (UPS), variadores de velocidad, frecuencia

Cuando una instalación está protegida por fusibles, interruptores-seccionadores aguas arriba de los fusibles debe usarse por razones de seguridad , para asegurar el aislamiento de la instalación antes de reemplazar un fusible o realizar algunos trabajos de mantenimiento .

Con una protección solo con fusibles se utiliza, solo se detectarán sobrecorrientes de fase , y es necesario relés de protección previstos para otras faltas . Para corriente de fuga o corriente de falla a tierra, entonces se usa GFCI (interruptor de circuito de falla a tierra).

En esta situación los interruptores deben estar equipados con una bobina de apertura , que también será actuado por la protección interna de los equipos .

Otra precaución es que fusibles debe estar provisto de un dispositivo mecánico (pin delantero ) que hará que el interruptor se abra , si solo actuará un fusible , para asegurar la desconexión total de la instalación en avería .

Fusibles también se proporcionará con un disco de color que se cae cuando se funde el elemento o una ventana del elemento, integrada en el cuerpo del fusible para proporcionar una indicación visual de un elemento quemado .

Coordinación de Grados y Protección

Introducción a la calificación y protección

Al definir puntos de ajuste de los relés de protección o corriente nominal de fusibles y disyuntores de baja tensión  (Como ACB (Air Circuit Breaker)) se debe asegurar que los valores elegidos son adecuados para la protección del equipo y que el disyuntor que salta o el fusible que se fundirá es solo el asociado al circuito averiado y no otros dispositivos de protección , lo que podría causar perturbaciones graves en la red y en calidad y continuidad del servicio .

Para lograr este objetivo se realizó un estudio de coordinación de clasificación y protección es obligatorio.

Principios básicos

Estudios de coordinación de relés de protección se llevan a cabo, para determinar los ajustes del relé de protección .

Niveles de error tiene que ser determinado para todas las posibles condiciones de funcionamiento del sistema , siendo esta utilizada para determinar la capacidad de los relés de protección para detectar y borrar fallas del sistema .

Los esquemas de protección están establecidos a fin de aislar la menor cantidad posible del sistema eléctrico , minimizando así la interrupción causada por la falla .

Los tiempos de despeje del relé de protección están determinados a cumplir con la clasificación de tiempo corto de la planta primaria, los requisitos de estabilidad de los sistemas y los requisitos de las autoridades legales . Nos encargamos de determinar los correctos márgenes de funcionamiento de los relés de protección, tanto en corriente como en tiempo , a fin de eliminar efectivamente la mala calificación.

Al establecer relés de distancia en alimentadores de alta tensión de doble circuito el acoplamiento mutuo de secuencia cero entre los circuitos se toma en consideración para minimizar la posibilidad de que se produzca un alcance excesivo o insuficiente .

Características de funcionamiento del relé y su entorno debe coordinarse cuidadosamente para lograr selectividad .

El objetivo es básicamente apagar solo el componente defectuoso y dejar el resto del sistema eléctrico en servicio para minimizar las interrupciones del suministro y asegurar la estabilidad .

Selectividad o discriminación , entre dispositivos de protección se puede definir como “ la coordinación de los dispositivos de protección, para que una falla que se produzca en cualquier punto de la red sea eliminada por el dispositivo de protección aguas arriba, el dispositivo de protección que está inmediatamente aguas arriba de la falla y por ese solo dispositivo de protección ” .

Veamos un ejemplo de esta definición mirando el diagrama unifilar de la Figura 6, donde hay sistemas de protección SP1 a SP6 :

Figura 6 – Diagrama unifilar de instalación eléctrica

Selectividad significa que si ocurre una falla en el punto A , el único sistema de protección que debe actuar es SP5 y que los demás sistemas de protección no deben actuar.

Se utilizan dos principios para establecer la selectividad:

• Discriminación actual .
• Discriminación horaria .

Coordinación de Grados y Protección en Redes BT, MT y AT

Establecer estudios de coordinación de clasificación y protección se debe tener en cuenta la configuración y la complejidad de la red .

Distribución de LV y redes de usuarios suelen tener una configuración radial .

Redes de distribución de MV generalmente tienen una combinación de alimentación radial y de doble extremo SIN configuraciones de punto y una complejidad importante .

Usuarios de redes MV suelen tener un radial configuración , aunque en las plantas principales una alimentación de doble extremo SIN punto configuración se utiliza.

Debido a la complejidad de los estudios de coordinación de clasificación y protección de redes para redes de transmisión de AT y redes de distribución de MT , ingenieros especializados son necesarios y el uso de herramientas de software específicas para el análisis de red como ETAP, PSS/E, EPSO y PTW .

Estudios de coordinación de clasificación y protección de red de usuarios de MV por lo general, son más fáciles y pueden seguir las instrucciones básicas que se analizarán más adelante en esta sección.

Se debe prestar especial atención a los límites de la red de la empresa de distribución eléctrica (alimentación ) y red de usuarios y se debe establecer un protocolo de coordinación de protección entre ambas entidades .

Para redes LV , utilizando disyuntores y/o fusibles la selectividad de “disyuntor/disyuntor ”, “fusible/fusible ” y “disyuntor/fusible ” se puede hacer comparando “curvas de tiempo-corriente ” para un cierto valor de la corriente de falla , utilizando los principios de “c discriminación actual ” y “discriminación horaria ”, mencionado anteriormente.

Discriminación actual se utiliza para protección contra sobrecargas y la protección es selectiva si la relación entre los umbrales de configuración es más alto que 1.6 .

Discriminación horaria se utiliza para la protección contra cortocircuitos , utilizando un disyuntor o fusible aguas arriba con un retraso de tiempo y así el disparo del dispositivo aguas abajo es más rápido; la protección es selectiva si la relación entre los umbrales de protección contra cortocircuitos es no menos de 1,5 .

Protección de alimentador de cables

Puede leer la publicación actualizada en detalle bajo el título de Protección del alimentador de cables:tipos de fallas, causas y protección diferencial.

Fallas y protección de transformadores

Como es un tema muy importante y descriptivo que debe discutirse en detalle, por lo tanto, hemos actualizado y fusionado la publicación aquí en Fallas y protección del transformador de potencia.

Fallas y protección de líneas aéreas

Para una mejor navegación del usuario, hemos movido y actualizado esta publicación aquí con el nombre de "Fallas y protección de líneas aéreas"

Proyección motora

Hemos movido la publicación del blog a un nuevo enlace para una mejor navegación y comprensión. Puede verlo aquí en protección de motores, tipos comunes de fallas de motores y dispositivos utilizados para protección de motores de alta y baja tensión en esa publicación.

Generador de Proyección

Ya hemos discutido la protección del generador, los tipos comunes de fallas del generador y los dispositivos utilizados para la protección del generador en la publicación anterior.

Protección miscelánea

Protección de voltaje y frecuencia

Fluctuación de carga y conmutación y fallas en las plantas de energía puede causar variaciones de voltaje y frecuencia de la red que puede superar los límites aceptados de operación de equipos y redes .

Esta situación puede provocar daños en los equipos y apagones parciales o totales en la red.

Para evitar o minimizar esta situación bajo y sobre voltaje (códigos 27 y 59, respectivamente ) y frecuencia (códigos 81U y 81O, respectivamente ) protecciones se utilizará.

Protección de barra colectora

En subestaciones HV es común instalar un relé de protección de barra colectora , siendo la más utilizada la protección diferencial (87B ).

Este retransmisor está conectado a todos los CT de la subestación para evaluar la suma de corrientes entrantes y salientes , como se muestra en la figura 25.

Figura 25 – Diagrama de protección diferencial de barra colectora

El principio operativo de esta protección se basa en las leyes de Kirchhof – ley vigente .

La protección del bus CT debe ubicarse en el lado del alimentador de los interruptores . Si el TC de protección de barras están ubicados en el lado del bus del interruptor , entonces existe un punto ciego de protección .

Usando Alta impedancia relés en protección diferencial el sistema se puede diseñar para que sea más tolerante a una saturación TC .

Una resistencia no lineal está conectado entre los terminales del relé para limitar el voltaje a través del relé diferencial a un valor seguro durante condiciones de falla .

Relés de alta impedancia se utilizan ampliamente en protección diferencial moderna para buses de alta tensión .

La ventaja de utilizar relés de alta impedancia en la protección diferencial de barras ons es que pueden diseñarse para permanecer estables (no operar ) para fallos externos , cuando cualquiera de los CT ha saturado .

Para una falla externa , el peor de los casos es con un CT completamente saturado y el otro CT no saturado . La corriente diferencial resultante hará que el voltaje máximo ocurra a través del relé diferencial . Una configuración de relé (en voltios ) es elegido, con margen suficiente , para garantizar que la protección diferencial no opere para esta condición de falla externa .

La resistencia de los devanados y cableado secundarios del TC debe ser conocido , y se utiliza en los cálculos de configuración de relés .

Para fallas internas la alta impedancia del relé diferencial fuerza gran parte de la corriente diferencial resultante a través de las impedancias de excitación del TC . El voltaje resultante desarrollado a través del relé es esencialmente el voltaje de circuito abierto del CT , and will be well above the voltage setting of the relay . A non-linear resistor or varistor is connected across the relay terminals to limit the voltage to a safe value during fault conditions.

When a bus fault is detected , all of the circuit breakers on that bus are tripped . Bus faults are almost always permanent , rather than transient faults .

There must therefore be no auto-reclosing of breakers after a bus fault . Bus protections will often cancel the auto-reclose on any breaker which may have been initiated by another protection .

Many substations use bus bar arrangements such as double bus bar , as shown in the Figure 26, where feeders can be switched from one bus to another by means of isolating switches .

Figure 26 – Double bus bar arrangement

This complicates the bus protection somewhat, because the CT secondary circuits must be switched , by means of the isolator auxiliary switches , to correspond with the appropriate bus.

It is usual to have one zone of protection for each section of the bus . These are known as discriminating zones .

There is also another zone of differential protection for the entire substation , which is known as the check zone .

For tripping of a bus to take place with this arrangement it is necessary for both a discriminating zone relay and the check zone relay to operate .

Breaker Failure Protection

In HV substations is common the use of breaker failure protection (50BF ), if a breaker fails to be triggered by a tripping order , as detected by the non-extinction of the fault current , this back-up protection sends a tripping command to the upstream or adjacent breakers .

The breaker failure protection function is activated by a 0/1 binary signal received from the overcurrent protection functions (50/51, 50N/51N, 46, 67N, 67 ). It checks for the disappearance of current during the time interval specified by the time delay T .

It may also be taken into account the position of the circuit breaker , read on the logic inputs to determine the actual opening of the breaker . Wiring a volt-free closed circuit breaker position contact on the breaker closed equation editor input can ensure that the protection is effective in the following situations:

• When 50BF is activated by protection function 50N/51N (set point I_s0 <0.2 I_n ), detection of the 50BF current set point can possibly be not operational .
• When trip circuit supervision (TCS ) is used, the closed circuit breaker contact is short-circuited .

Automatic activation of this protection function requires the use of the program logic circuit breaker control function . A specific input may also be used to activate the protection from the equation editor . That option is useful for adding special cases of activation (e.g. tripping by an external protection unit ).

The time-delayed output of the protection unit should be assigned to a logic output via the control matrix.

The starting and stopping of the time delay T counte r are conditioned by the presence of a current above the set point (I> I_s ).

Weak End Infeed

Weak end infeed protection is a complement to the distance protection that is used if the value of fault current in the overhead line is lower than the set-point regulation of the distance protection .

Capacitor Banks Protection

When it comes to Power factor, Each phase of a capacitor bank is formed by groups of capacitors in series association for power factor improvement . The 3 phases are then connected in star , being the neutral point isolated or grounded , according to the operation of the network , as shown in Figure 27.

Figure 27 – Diagram of a capacitor bank

Common capacitor banks faults are:

• Capacitors short-circuit or fault in the connection cables.
• Short-circuit between the units and the metallic structure of racks or switchboards (phase-to-earth fault).
• Overloads caused by network harmonics.
• Dielectric breakdown due to network overvoltages or lightning.

When a group of capacitors fail and the neutral is grounded the bank will be imbalanced and a current will circulate in the neutral .

Each capacitor or group of capacitors is usually protected by fuses , which are already installed by the manufacturer.

Fuses must have an I ² t characteristic that will not cause the fuse to blow with the inrush current resulting from the connection of the capacitor bank .

Common protection devices of capacitor banks are:

• Instantaneous phase overcurrent (50 )
• Instantaneous earth overcurrent (50N/50G )
• Time delay phase overcurrent (51 )
• Time delay earth overcurrent (51N/51G )
• Over voltage protection (49 )

^[1] HV :High Voltage (V ≥ 60 kV ); MV :Medium Voltage (1 kV ); LV :Low Voltage (V ≤ 1 kV ).

^[2] IEC :International Electrotecnical Comission.

^[3] IEEE :Institute of Electrical and Electronics Engineers. ANSI :American National Standards Institute.

^[4] Residual capacitive current in the case of phase-to-earth fault (I_C ) is calculated by the equation I_C =3X_c U , where X_c  is the capacitive reactance of the cable and U the phase-to-phase voltage of the network.

^[5] In this article Gas Insulated Transformers (GIT ) are not analasyzed.

^[6] rms :root mean square.

^[7] Prime mover is the component that is used to drive the generato r and may be combustion engines (the case of diesel generator sets), gas turbines, steam turbines, wind turbines and hydraulic turbines.

^[8] The field in an AC generator consists of coils of conductors within the generator that receive a voltage from a source (called excitation ) and produce a magnetic flux .

The magnetic flux in the field cuts the armature to produce a voltage . This voltage is ultimately the output voltage of the generator .

About the Author:Manuel Bolotinha

-Licentiate Degree in Electrical Engineering – Energy and Power Systems (1974 – Instituto Superior Técnico/University of Lisbon)
– Master Degree in Electrical and Computers Engineering (2017 – Faculdade de Ciências e Tecnologia/Nova University of Lisbon)
– Senior Consultant in Substations and Power Systems; Professional Instructor

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