Tout sur les systèmes, appareils et unités de protection électrique

Unités et systèmes de protection électrique

Ceci est un article long et descriptif sur les différents types de protection pour les systèmes et réseaux électriques. Dans cet article, vous pourrez couvrir les différentes méthodes de protection électrique, le système et les dispositifs, le classement et la protection, la protection des lignes aériennes, la protection du système électrique, la protection des câbles d'alimentation, la protection du transformateur, la protection du moteur, la protection du générateur, la protection des batteries de condensateurs, le bus protection de barre, protection de tension et de fréquence et bien plus encore. Marquez ce post au cas où pour une lecture ultérieure.

Introduction aux systèmes de protection électrique

HV, MV et LV ^[1] les installations et équipements électriques sont soumis à des défauts internes et externes qui peuvent causer des dommages graves en personnes et autres équipements .

Pour éviter et minimiser les conséquences de ces fautes dispositifs de protection associés aux équipements qui sont capables de couper le courant électrique sont requis.

Pour une meilleure compréhension des dispositifs de protection, à chaque section qui couvre les systèmes de protection des équipements et installations les défauts les plus courants sur ces équipements et installations.

Il est également important de mentionner que toutes les unités de paramètres mécaniques et électriques et leurs multiples et sous-multiples qui sont impliqués dans les systèmes de protection sont conformes au SI (Système d'unités internationales ); des exceptions sont faites lorsque heures (h) peut être utilisé à la place de secondes (s ) et l'unité choisie pour la température est °C (celsius ) à la place de K (kelvin ) – [K] =[°C] + 273,15 .

Dispositifs et technologie de protection

Dispositifs de protection

Afin de minimiser le temps d'un défaut appareillages et équipements sont équipés de dispositifs de protection pour les détecter et isoler la partie défectueuse de l'installation.

Il faut en premier lieu, la détection précoce et la localisation des défauts , et deuxièmement, le retrait rapide du service du matériel défaillant, afin de :

• Pour protéger l'ensemble du système afin d'assurer la continuité de l'approvisionnement.
• Pour minimiser les dommages et les coûts de réparation.
• Pour assurer la sécurité du personnel.

Auparavant, les fusibles étaient couramment utilisés comme protection contre les surintensités et les surcharges, et sont toujours très populaires en Amérique du Nord et dans certains pays ils sont toujours utilisés dans les installations BT et dans les câbles et transformateurs MT avec une puissance nominale jusqu'à 630-1250 kVA .

Cependant, la complexité des réseaux et exigences pour plus fiable transmission et distribution d'énergie appel à l'utilisation de dispositifs de protection plus précis .

Relais de protection sont utilisés de nos jours, étant plus fiables et précis et avec la capacité de détecter d'autres types de défauts que les surcharges et les surintensités qui peuvent se produire dans les réseaux et les équipements , qui seront abordés dans d'autres sections, lorsque la protection des équipements sera analysée.

Ils sont configurés pour fonctionner et initier un déclenchement lorsqu'une condition de défaut est détectée.

Chaque schéma de protection du système électrique est constitué des composants suivants :

• Relais de détection ou de mesure de défauts
• Déclenchement et autres relais auxiliaires
• Disjoncteurs
• Transformateurs d'instrument – courant (TC ) et tension (VT )

Premiers modèles de relais de protection étaient des relais électromécaniques qui sont encore utilisées dans certains pays et dans d'anciennes installations de câblage électrique qui n'ont pas fait l'objet de travaux de rénovation .

C'étaient des types d'armature attirés , où la sortie secondaire des transformateurs d'instruments passe à travers une bobine , ainsi attirant l'armature contre la tension du ressort . Le mouvement de l'armature provoque la fermeture du contact de déclenchement du relais .

La figure 1 montre un exemple de ce type de relais.

Figure 1 – Relais de protection électromécanique

De nos jours, les relais de protection électroniques (à semi-conducteurs) et à microprocesseur sont couramment utilisés dans les services publics d'électricité.

Relais électroniques n'ont qu'une fonction de protection et différents relais doivent être utilisés pour différentes fonctions .

Relais à base de microprocesseur ont de nombreuses fonctionnalités disponibles tels que la protection, le contrôle et la surveillance.

Dispositifs électroniques intelligents (IED)

Relais à base de microprocesseur sont connus sous le nom d'appareils électroniques intelligents (EEI ), qui peut fournir 5-12 fonctions de protection , 5-8 des fonctions de contrôle contrôlant des appareils séparés, une fonction de réenclenchement automatique, une fonction d'autosurveillance et des fonctions de communication, étant principales leurs caractéristiques :

• De nombreuses fonctions dans un seul relais
• Paramètres de groupe facilement modifiables pour les changements de configuration du chargeur
• Relais de sortie programmables
• Ports de communication pour la connexion à SCADA – Contrôle de supervision et acquisition de données (Systèmes, modems et ordinateurs personnels)
• Séquence d'événements stockés pour de nombreux défauts récents
• Oscillographie ou capture de forme d'onde :stockage des données de forme d'onde de courant et de tension avant et après défaut pour l'analyse des défauts
• Mesures
• Interverrouillage
• Aide à la maintenance des disjoncteurs. Le devoir d'interruption de défaut, par phase, peut être enregistré
• Localisateur de défaut – Affiche la distance jusqu'au défaut

Dans la figure 2, il est possible de voir un exemple d'un IED .

Figure 2 – DEI

Fonctions et complexité de l'IED doit être défini en fonction des équipements à protéger, des caractéristiques des réseaux et des actions complémentaires nécessaires.

Les IED réels sont conçus pour répondre aux exigences de CEI ^[2] Norme 61850 , quel protocole de communication est utilisé. Cette norme a été développée spécifiquement pour l'automatisation des sous-stations et offre une interopérabilité et des capacités de communication avancées.

La croissance du nombre de points de protection, de contrôle et de surveillance entraîne une augmentation significative du volume de données des sous-stations.

Ces données sont généralement primitives et stockées sous forme numérique. Il doit être traité et analysé avant qu'un utilisateur puisse en tirer profit.

Dans les systèmes de protection conventionnels, les données et le signal de contrôle du relais sont envoyés via un RTU (Unité terminale à distance ) au SCADA système.

Câbles volumineux et coûteux peut être nécessaire entre différentes baies de la sous-station et la salle de contrôle.

Dans un système de protection moderne utilisant un IED le relais du câblage d'interconnexion entre les transducteurs et les compteurs n'est plus nécessaire.

Les signaux de données et de contrôle de l'IED relais sont envoyés directement au SCADA système via le réseau de communication dédié à haut débit. Le volume de données augmente considérablement lorsqu'un IED est utilisé comme élément de contrôle et source de données.

Pour fournir la connectivité nécessaire entre les différents composants du système, un réseau de données Réseau d'exploitation local LONWORKS (LON ) est utilisé.

Norme CEI 61850 définit les protocoles requis pour la communication , qui peut fonctionner sur TCP/IP réseaux ou sous-station LAN utilisant l'Ethernet commuté haut débit pour obtenir les temps de réponse nécessaires inférieurs à quatre millisecondes pour le relais de protection.

Relais et codes de protection

Dans les sous-stations, les équipements, les appareillages de commutation et les centrales électriques MT et HT les relais de protection plus habituels sont indiqués ci-dessous, et entre parenthèses est indiqué leur code conformément à IEEE/ANSI ^[3] /Normes CEI :

• Protection des roulements (38 )
• Protection contre les pannes de disjoncteur (50 BF )
• Protection différentielle du jeu de barres (87B )
• Surintensité de courant de terre directionnelle (67N/67G )
• Surintensité de phase directionnelle (67 )
• Surintensité de courant de terre instantanée (50N/50G )
• Surintensité de phase instantanée (50 )
• Protection contre la perte de champ/excitation (40 )
• Perte de phase (48 )
• Protection contre la surexcitation (24 )
• Surfréquence et sous-fréquence (81 )
• Protection différentielle de ligne aérienne (87L )
• Protection de distance des lignes aériennes (21 )
• Protection contre les surcharges (49 )
• Protection contre la survitesse (12 )
• Surtension (59 )
• Défaut terre restreint (64G/64REF )
• Protection contre l'inversion de courant (32 )
• Surintensité temporisée à la terre (51N/51G )
• Surintensité de phase temporisée (51 )
• Protection différentielle du transformateur (87P )
• Sous-tension (27 )
• Alimentation faible (21WI )
• Protection de séquence de phase erronée (47 )

Principalement dans les lignes aériennes HT, les transformateurs de puissance HT et les transformateurs de puissance MT avec une puissance nominale supérieure à 3-4 MVA , afin d'augmenter la fiabilité et la sécurité du système, il est courant d'utiliser deux ensembles de protections - une "protection principale ” et une "protection de secours ” .

Protection avec fusibles

Un fusible est un type de résistance à faible résistance qui agit comme un "dispositif sacrificiel" pour fournir une protection contre les surintensités qui est encore utilisé dans certaines installations BT et MT .

Son composant essentiel est un fil ou une bande métallique qui fond lorsque trop de courant passe , qui interrompt le circuit, de sorte que d'autres dommages dus à une surchauffe ou à un incendie sont évités.

La bande ou fil métallique sous la forme d'une petite section par rapport aux conducteurs du circuit et est entouré d'un boîtier incombustible (boîtier) .

L'élément fusible est en zinc, cuivre, argent, aluminium ou alliages pour fournir des caractéristiques stables et prévisibles.

Casque peut être en céramique, verre, plastique, fibre de verre, stratifiés de mica moulé ou fibre comprimée moulée r selon le fabricant, l'application et la classe de tension.

Les fusibles sont montés sur des porte-fusibles , spécialement conçu pour chaque type ou famille de fusibles et tensions nominales telles que les fusibles HRC .

Des exemples de fusibles et de supports sont illustrés aux figures 3 et 4.

Figure 3 – Fusible et support de type NH BT

Figure 4 – Fusibles MT et support

Les principales caractéristiques électriques des fusibles sont :

• Tension nominale
• Courant nominal (I_n ) :courant maximal que le fusible peut conduire en continu sans interrompre le circuit.
• Pouvoir de coupure (I₁ ) :courant présumé maximal que le fusible peut interrompre. Il s'agit de la valeur maximale du test de fusible. Ce courant est très élevé, généralement compris entre 20 kA et 63 kA .
• Courant de coupure minimum (I_f ) :courant minimum pouvant sauter et interrompre le fusible
• Courant conventionnel sans fusible (I_nf ) :valeur du courant spécifiée comme étant celle que le fusible est capable de supporter pendant un temps spécifié (temps conventionnel) sans fondre, exprimée en multiple de I_n (par exemple, I_nf =1,25xI_n )
• Fusion nominale (I ² t ) :mesure de l'énergie nécessaire pour faire fondre l'élément fusible (basée sur la loi de Joule ) et est une valeur constante pour chaque élément de fusion différent.
• Courbe temps-courant :indique le temps d'actionnement du fusible (vitesse) en fonction du courant (généralement indiqué par les fabricants, selon les normes)

La figure 5 montre un exemple de courbe temps-courant.

Figure 5 – Courbe temps-courant des fusibles

La température ambiante modifiera les paramètres de fonctionnement d'un fusible et un déclassement de température est nécessaire.

A titre d'exemple, un fusible de 1 A à 25 ºC peut effectuer jusqu'à 10 % ou 20 % plus actuel à -40 ºC et peut ouvrir à 80 % de sa valeur nominale à 100 ºC .

Les valeurs de fonctionnement varient avec chaque famille de fusibles et sont fournies dans les fiches techniques du fabricant.

Les principaux facteurs de sélection d'un fusible sont :

• Courant de fonctionnement normal
• Tension nominale (CA ou CC)
• Température ambiante
• Courant de surcharge et durée pendant laquelle le fusible doit s'ouvrir
• Courant de défaut maximal disponible
• Impulsions, courants de surtension, courants d'appel, courants de démarrage et transitoires de circuit
• Limites de taille physique, telles que la longueur, le diamètre ou la hauteur
• Caractéristiques du fusible (type de montage/facteur de forme, facilité de retrait, fils axiaux, indication visuelle, etc.)
• Caractéristiques du porte-fusible, le cas échéant et reclassement associé
• Candidature
• Règlements et normes de câblage nationaux

Norme française NF EN 60269 classer les fusibles selon les courbes de temps, les fonctions et les applications.Cette classification, largement utilisée dans de nombreux pays, est :

• gL/gG
• Fonctions
• Protection des câbles et appareils électriques. Sélectivité assurée entre deux fusibles ou dont il y a une marge de deux calibres de courant (ex. 160 A et 100 A)
• Applications
• Protection à tous les niveaux de la distribution d'énergie électrique dans les industries et les résidences contre les surcharges et les courts-circuits. Tableau principal, tableaux d'alimentation, cellules principales.
• aM
• Fonctions
• Protection directe des moteurs, doit fonctionner en conjonction avec un dispositif de protection externe (relais thermique). Discrimination facile avec le gG fusibles placés en amont. Sélectivité assurée entre deux fusibles lorsqu'il y a une marge de deux calibres de courant (par exemple 160 A et 100 A)
• Applications
• Protection des moteurs basse tension.
• gR
• Fonctions
• Fusible de protection ultra rapide pour semi-conducteurs, très limiteur de courant, faible l ² xt
• Applications
• Protection des semi-conducteurs de puissance des démarreurs progressifs, des relais statiques, des alimentations sans coupure (UPS), des variateurs de vitesse, de la fréquence

Lorsqu'une installation est protégée par des fusibles, des interrupteurs-sectionneurs en amont des fusibles doit être utilisé pour des raisons de sécurité , pour assurer l'isolement de l'installation avant de remplacer un fusible ou d'effectuer des travaux d'entretien .

Avec une protection uniquement avec fusibles est utilisé, seules les surintensités de phase seront détectées , et il est nécessaire de prévoir des relais de protection pour d'autres défauts . Pour le courant de fuite ou le courant de défaut à la terre, GFCI (Ground Fault Circuit Interrupter) est alors utilisé.

Dans cette situation, les interrupteurs doivent être équipés d'une bobine d'ouverture , qui sera également activé par la protection interne des équipements .

Une autre précaution est que les fusibles doit être fourni avec un dispositif mécanique (goupille percutante ) qui entraînera l'ouverture du commutateur , si un seul fusible agira , pour assurer la déconnexion totale de l'installation en panne .

Fusibles doit également être fourni avec un disque de couleur qui tombe lorsque l'élément est soufflé ou une fenêtre d'élément, intégrée dans le corps du fusible pour fournir une indication visuelle d'un élément soufflé .

Coordination du classement et de la protection

Introduction à la classification et à la protection

Lors de la définition des points de consigne des relais de protection ou courant nominal des fusibles et disjoncteurs BT  (Comme ACB (Air Circuit Breaker)) il faut s'assurer que les valeurs choisies sont appropriées pour la protection de l'équipement et que le disjoncteur qui se déclenche ou le fusible qui va sauter est uniquement celui associé au circuit défectueux et non aux autres dispositifs de protection , ce qui pourrait causer de graves perturbations sur le réseau et en qualité et continuité de service .

Pour atteindre cet objectif, une étude de coordination du classement et de la protection est requis.

Principes de base

Études de coordination des relais de protection sont entrepris, pour déterminer les réglages du relais de protection .

Niveaux d'erreur doivent être déterminés pour toutes les conditions de fonctionnement possibles du système , ceci étant utilisé pour déterminer la capacité des relais de protection pour détecter et effacer les défauts du système .

Les schémas de protection sont définis de manière à isoler le moins possible le système électrique , ainsi minimisant les perturbations causées par la panne .

Les temps de dégagement des relais de protection sont déterminés à répondre à la cote de courte durée de la centrale primaire, aux exigences de stabilité des systèmes et aux exigences légales des autorités . Nous veillons à déterminer les bonnes marges de fonctionnement des relais de protection, tant en courant qu'en temps , afin d'éliminer efficacement les mauvais classements.

Lors de la configuration des relais de distance sur les lignes d'alimentation haute tension à double circuit le couplage mutuel homopolaire entre les circuits est pris en considération afin de minimiser la possibilité de dépassement ou de sous-atteinte .

Caractéristiques de fonctionnement du relais et leur cadre doivent être soigneusement coordonnés afin d'atteindre la sélectivité .

Le but est essentiellement d'éteindre uniquement le composant défectueux et de laisser le reste du système électrique en service afin de minimiser les interruptions d'approvisionnement et d'assurer la stabilité .

Sélectivité , ou discrimination , entre dispositifs de protection peut être défini comme “ la coordination des protections, afin qu'un défaut survenant en tout point du réseau soit éliminé par la protection amont, la protection immédiatement en amont du défaut et par cette protection seule ” .

Voyons un exemple de cette définition en regardant le schéma unifilaire de la Figure 6, où il y a des systèmes de protection SP1 vers SP6 :

Figure 6 – Schéma unifilaire de l'installation électrique

Sélectivité signifie que si un défaut survient au point A , le seul système de protection qui doit s'activer est SP5 et que les autres protections ne doivent pas se déclencher.

Deux principes sont utilisés pour établir la sélectivité :

• Discrimination actuelle .
• Discrimination temporelle .

Coordination du classement et de la protection dans les réseaux BT, MT et HT

Mettre en place des études de coordination de classement et de protection il faut tenir compte de la configuration et de la complexité du réseau .

Réseaux de distribution et d'utilisateurs BT ont généralement une configuration radiale .

Réseaux de distribution MT ont généralement une combinaison à la fois d'alimentation radiale et à double extrémité sans aucune configuration de point et une complexité importante .

Réseaux MV des utilisateurs ont généralement un radial configuration , bien que dans les grandes usines une alimentation à double extrémité sans point configuration est utilisé.

En raison de la complexité des études de classement des réseaux et de coordination de la protection pour les réseaux de transport HT et les réseaux de distribution MT , ingénieurs spécialisés sont nécessaires et l'utilisation d'outils logiciels particuliers pour l'analyse de réseau comme ETAP, PSS/E, EPSO et PTW .

Études de coordination du classement et de la protection du réseau d'utilisateurs MT sont généralement plus faciles et peuvent suivre les instructions de base qui seront abordées plus loin dans cette section.

Une attention particulière doit être observée dans la limite du réseau de la société de distribution d'électricité (alimentation ) et le réseau des utilisateurs et un protocole de coordination de la protection doit être établi entre les deux entités .

Pour les réseaux BT , à l'aide de disjoncteurs et/ou fusibles la sélectivité de "disjoncteur/disjoncteur ”, “fusible/fusible ” et “disjoncteur/fusible » peut se faire en comparant « les courbes temps-courant ” pour une certaine valeur du courant de défaut , en utilisant les principes de "c discrimination actuelle ” et “discrimination temporelle ", mentionné ci-dessus.

Discrimination actuelle est utilisé pour la protection contre les surcharges et la protection est sélective si le rapport entre les seuils de réglage est plus élevé supérieur à 1,6 .

Discrimination temporelle est utilisé pour la protection contre les courts-circuits , à l'aide d'un disjoncteur ou fusible en amont avec un délai et donc le déclenchement du dispositif en aval est plus rapide; la protection est sélective si le rapport entre les seuils de protection contre les courts-circuits n'est pas moins supérieur à 1,5 .

Protection des chargeurs de câbles

Vous pouvez lire l'article mis à jour en détail sous le titre Protection des chargeurs de câbles - Types de défauts, causes et protection différentielle.

Défauts et protection du transformateur

Comme il s'agit d'un sujet très important et descriptif qui doit être discuté en détail, nous avons donc mis à jour et fusionné le message ici à Power Transformer Protection &Faults.

Défauts et protection des lignes aériennes

Pour une meilleure navigation des utilisateurs, nous avons déplacé et mis à jour ce message ici sous le nom de "Défauts et protection des lignes aériennes"

Projection du moteur

Nous avons déplacé le billet de blog vers un nouveau lien pour une meilleure navigation et compréhension. Vous pouvez le voir ici @ protection moteur, types courants de défauts moteur et dispositifs utilisés pour la protection moteur HT et BT dans ce message.

Projection du générateur

Nous avons déjà discuté de la protection du générateur, des types courants de défauts du générateur et des dispositifs utilisés pour la protection du générateur dans le post précédent.

Protection diverse

Protection de tension et de fréquence

Fluctuation de charge et pannes de commutation et de centrales électriques peut provoquer des variations de tension et de fréquence du réseau pouvant excéder les limites acceptées de fonctionnement des équipements et des réseaux .

Cette situation peut entraîner des dommages sur les équipements et une panne partielle ou totale du réseau.

Pour éviter ou minimiser cette situation sous et surtension (codes 27 et 59, respectivement ) et fréquence (codes 81U et 81O, respectivement ) protections doit être utilisé.

Protection de la barre omnibus

Dans les postes HT est courant d'installer un relais de protection de barre omnibus , étant le plus utilisé la protection différentielle (87B ).

Ce relais est connecté à tous les CT du poste pour évaluer la somme des courants entrants et sortants , comme le montre la figure 25.

Figure 25 – Schéma de protection différentielle du jeu de barres

Le principe de fonctionnement de cette protection est basé sur les lois du Kirchhof – loi actuelle .

La protection du bus CT doit être situé du côté alimentation des disjoncteurs . Si le TC protection bus sont situés du côté bus du disjoncteur , alors un angle mort de protection existe .

En utilisant la haute impédance relais en protection différentielle le système peut être conçu pour être plus tolérant à une saturation CT .

Une résistance non linéaire est connecté sur les bornes du relais pour limiter la tension aux bornes du relais différentiel à une valeur sûre pendant les conditions de panne .

Relais haute impédance sont utilisés largement dans la protection différentielle moderne pour les bus haute tension .

L'avantage d'utiliser des relais haute impédance dans la protection différentielle de bus ons est qu'ils peuvent être conçus pour rester stables (ne fonctionne pas ) pour les défauts externes , lorsque l'un des CT a saturé .

Pour une faute externe , le pire des cas est avec un TC complètement saturé et l'autre TC non saturé . Le courant différentiel résultant entraînera la tension maximale à travers le relais différentiel . Un réglage de relais (en volts ) est choisi, avec marge suffisante , pour s'assurer que la protection différentielle ne fonctionne pas pour cette condition de défaut externe .

La résistance des enroulements secondaires et du câblage du TC doit être connu , et est utilisé dans les calculs de réglage des relais .

Pour les défauts internes la haute impédance du relais différentiel force une grande partie du courant différentiel résultant à travers les impédances d'excitation CT . La tension résultante développée à travers le relais est essentiellement la tension en circuit ouvert du TC , 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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