Guia de Protecciones Electricas - Aaron Paradas

Aarón D. Paradas M.

PROTECCIONES ELÉCTRICAS EN SISTEMAS DE POTENCIA INDUSTRIALES

Todos los derechos reservados

PROTECCIONES ELÉCTRICAS EN SISTEMAS DE POTENCIA INDUSTRIALES

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Ing. Aarón Paradas 26/06/2013 #aracai$o % &enezuela

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Protecciones !l'ctricas

ÍNDICE P(gina )ndice ........................... ............................................................. ................................ 3 I*T+,-I* A IT!#A -! P+,T!I,*! !T+IA .................................  Pasos 4ara I"4lantación de un iste"a de Protecciones !l'ctricas .................... 5 aractersticas de los iste"as de Protección...................................................... Protección..................... ................................. 5 Partes de un iste"a de d e Protección ................................................................... .. 7 *u"eración A*I/I!!! de !8ui4os ...................................... .............................. 10 +el's 9 Ti4os de +el' ................................................................... ....................... 22 T+A*F,+#A-,+! -! ,++I!*T! ..................................................................... 2 aractersticas 4ara la !s4eci;icación de un Trans;or"ador T rans;or"ador de orriente ........ 2 Ti4os de Trans;or"adores Tra ns;or"adores de orriente.............................. ............................... 2 As4ectos <(sicos de los Trans;or"adores de orriente .................................... 26 &eri;icación de la aturación de los Trans;or"adores de orriente .................. 32 one=ionado de Trans;or"adores Tran s;or"adores de orriente ................................................ 33 T+A*F,+#A-,+! -! &,TA>! , P,T!*IA ................................................... 3 !rror o desviación de "edida ................................................................. ............ 3?
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+e8ueri"ientos de Protección de4endiendo del Arreglo del iste"a !l'ctrico ............................................................ .................................... 72 Protección -i;erencial 4ara
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INTRODUCCIÓN A SISTEMAS DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS Los sistemas de protecciones eléctricas, son un conjunto de elementos los cuales tienen por objetivo, prevenir daños al personal, minimizar los daños causados en los elementos de un sistema eléctricos de potencia (SEP) por las fallas que en estos se presentan y limitar la duración de las interrupciones en el servicio eléctrico en los casos que se presenten fallas en los equipamientos, errores humanos en maniobras, o la incidencia de un evento natural adverso que pueda ocurrir en cualquier localidad del sistema.

Las principales anormalidades frente a las cuales se debe proteger el SEP son los cortocircuitos y las sobrecargas. Los cortocircuitos pueden ser originados de muchas maneras, incluyendo fallas en el aislamiento debido a la presencia de humedad, daños mecánicos en los elementos del sistema de distribución, etc. Los circuitos se pueden sobrecargar simplemente por conectar grandes cargas que superen la capacidad de operación del sistema, de igual manera puede ser resultado de una mala instalación de equipos o por falta de mantenimiento, tal como ejes desalineados o cojinetes gastados. La incorrecta operación de los equipamientos es también causa de sobrecargas o daños severos. Estas pueden ser, arranques muy frecuentes, largos periodos de aceleración de maquinas rotativas, ventilación obstruida, entre otros.

Principalmente la función de un sistema de protecciones es la de sacar de servicio lo más pronto posible cualquier elemento del sistema de potencia, cuando en este se detecta la presencia de un cortocircuito o, cuando comienza a operar de una manera anormal que pueda causarle daño o bien impedir el correcto funcionamiento del resto de los elementos del sistema.

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Desde el punto de vista del diseño de un sistema de protecciones el realizador tiene a disposición una serie de técnicas que permitirán minimizar los efectos causados por la presencia de anormalidades en el sistema. Los sistemas de protección deben ser diseñados de manera que estos permitan: •

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Aislar lo más pronto posible los elementos afectados del sistema y de esta manera mantener un normal suministro de la energía eléctrica a todos los equipos posibles y minimizar el daño que pueda sufrir la parte afectada. Minimizar la magnitud de las corrientes de cortocircuito presentes en el sistema y de esta forma disminuir los daños potenciales al mismo. Proveer circuitos alternativos, reclosers automáticos, para de esta manera minimizar la duración de los cortes en el suministro eléctricos bien sea de las fuentes o de los equipos que la consumen.

El sistema de protección debe ser concebido para atender una contingencia doble; es decir, se debe considerar la posibilidad que se produzca un evento de falla en el sistema eléctrico, al cual le sigue una falla del sistema de protección, entendido como el conjunto Relé-Interruptor. Por tal motivo, se debe establecer las siguientes instancias:

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Las protecciones principales (primaria y secundaria) que constituyen la primera línea de defensa en una zona de protección y deben tener una actuación lo más rápida posible (instantánea). Las protecciones de respaldo que constituyen la segunda instancia de actuación de la protección y deberán tener un retraso en el tiempo, de manera de permitir la actuación de la protección principal en primera instancia.

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PASOS PARA IMPLANTACIÓN DE UN SISTEMA DE PROTECCIONES E ÉCTRICAS Para el cálculo de l s parámetros de los sistemas de protec iones, para su sucesiva implantació se deben seguir una serie de pasos como se indican en el esquema ilustrado continuación

CARACTERÍSTICA DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓ •

Confiabilidad.

Es el grado de certeza con el que el sistema de protección actuará, para un estado pre diseñado. Es decir, tendrá un grado de confiabilidad óptima, cuando éste actúe en el momento en que se requiere, desde el diseño. •

Seguridad.

La seguridad se refiere al grado de certeza en el cual un relé o actuará para casos en los cuales no tiene que actuar. Por lo que un dispositi o que no actúe cuando no es necesario, tiene un grado de seguridad mayor que otros que actúan de forma inesperada, cuando son otras protecciones las que deben actuar.

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Sensibilidad.

Se utiliza este término para indicar la capacidad por parte del sistema de protección de identificar una condición a anormal en el funcionamiento, bien sea la ocurrencia de un cortocircuito o funcionamiento inapropiado que causen variaciones fuera de los rangos en las variables de corriente o voltaje del sistema. •

Selectividad.

Este aspecto es importante en el diseño de un sistema de protección, ya que indica la secuencia en que los relés actuarán, de manera que si falla un elemento, sea la protección de este elemento la que actúe y no la protección de otros elementos. Asimismo, si no actúa esta protección, deberá actuar la protección de mayor capacidad de interrupción, en forma jerárquica, precedente a la protección que no actuó. Esto significa que la protección que espera un tiempo y actúa, se conoce como dispositivo de protección de respaldo. •

Velocidad.

Se refiere al tiempo en que el sistema tarda en completar el ciclo de detecciónacción. Muchos dispositivos detectan instantáneamente la falla, pero tardan fracciones de segundo en enviar la señal de disparo al interruptor correspondiente. Por eso es muy importante la selección adecuada de una protección que no sobrepase el tiempo que tarda en dañarse el elemento a proteger. •

Simplicidad.

El aspecto de la simplicidad, como su nombre lo indica, se refiere al número de elementos que se utilizan para un sistema de protecciones, mientras menos dispositivos se empleen, más simple será y por lo tanto más fácil será su mantenimiento, a la vez que se reduce el costo total del sistema de protección. Pero en ocasiones la simplicidad puede llevar a un costo mayor, debido al uso

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de elementos multifuncionales, que simplifican el esquema general de protecciones, y que realizan diferentes funciones siendo por esto de costo más elevado. •

Economía

Cuando se diseña un sistema de protección lo primero que se debe tener en cuenta es el costo de los elementos a proteger. Mientras más elevado sea el costo de los elementos y la configuración de la interconexión de estos sea más compleja, el costo de los sistemas de protección será de mayor magnitud. A veces el costo de un sistema de protección no es el punto a discutir, sino la importancia de la sección del sistema de potencia que debe proteger, lo recomendable es siempre analizar múltiples opciones para determinar cuál de ellas es la que satisface los requerimientos de protección al menor costo.

PARTES DE UN SISTEMA DE PROTECCIÓN os siste"as de 4rotección est(n con;or"ados $(sica"ente 4or tres 4artes.

Diagrama de bl!"es re#resen$a$i% de "n sis$ema de Pr$e&&ión. •

DISPOSITI'OS DE TRADUCCIÓN O MEDICIÓN( on los encargados de to"ar los valores de las varia$les del siste"a 9 dis"inuirlas 4ro4orcional"ente 4ara ser registradas 4or los e8ui4os de detección.

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•

DISPOSITI'OS DE DETECCIÓN( Tienen co"o ;unción deter"inar los "o"entos en los 8ue est( sucediendo alguna condición de ;alla en el siste"a 4ara enviar las ordenes de actuación a los e8ui4os de interru4ción 9 des4e@e.

•

DISPOSITI'OS DE INTERRUPCIÓN ) DESPE*E( on los 8ue se encargan de a$rir los 4untos necesarios dentro del siste"a de 4otencia 4ara lograr 8ue la ;alla no se e=tienda a trav's del "is"o.

NUMERACIÓN ANSI+IEEE DE E,UIPOS 1. Elemento principal, es el dispositivo de iniciación, tal como el interruptor de control, relé de tensión, interruptor de flotador, etc., que sirve para poner el aparato en operación o fuera de servicio, bien directamente o a través de dispositivos, tales como relés de protección con retardo. 2. Relé de cierre o arranque temporizado, es el que da la temporización deseada entre operaciones de una secuencia automática o de un sistema de protección, excepto cuando es proporcionado específicamente por los dispositivos 48, 62 y 79 descritos más adelante. 3. Relé de comprobación o de bloqueo, es el que opera en respuesta a la posición de un número de condiciones determinadas, en un equipo para permitir que continúe su operación, para que se pare o para proporcionar una prueba de la posición de estos dispositivos o de estas condiciones para cualquier fin. 4. Contacto principal, es un dispositivo generalmente mandado por el dispositivo Nº 1 o su equivalente y los dispositivos de permiso y protección necesarios, y sirve para cerrar y abrir los circuitos de control necesarios para reponer un equipo en marcha, bajo las condiciones deseadas o bajo otras condiciones anormales. 5. Dispositivo de parada, es aquel cuya función primaria es quitar y mantener un equipo fuera de servicio.

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6. Interruptor de arranque, es un dispositivo cuya función principal es conectar la máquina a su fuente de tensión de arranque. 7. Interruptor de ánodo, es el utilizado en los circuitos del ánodo de un rectificador de potencia, principalmente para interrumpir el circuito rectificador por retorno del encendido de arco. 8. Dispositivo de desconexión de energía de control, es un dispositivo de desconexión (tal como un conmutador de cuchilla, interruptor o bloque de fusibles extraíbles) que se utiliza con el fin de conectar y desconectar, respectivamente, la fuente de energía de control hacia y desde la barra o equipo de control. Nota.- se considera que la energía de control incluye la energía auxiliar que alimenta aparatos pequeños como motores calefactores. 9. Dispositivo de inversión, es el que se utiliza para invertir las conexiones del campo de una máquina o bien para otras funciones especiales de inversión. 10. Conmutador de secuencia, es el que se utiliza para cambiar la secuencia de conexión o desconexión de unidades de un equipo de unidades múltiples. 11. Reservado para aplicaciones futuras. 12. Dispositivo de exceso de velocidad, es normalmente un interruptor de velocidad de conexión directa que actúa cuando la máquina embala. 13. Dispositivo de velocidad síncrona, es el que funciona con aproximadamente la velocidad normal de una máquina, tal como un conmutador de velocidad centrífuga, relés de frecuencia de deslizamiento, relé de tensión, relé de intensidad mínima o cualquier tipo de dispositivo similar. 14. Dispositivo de falta de velocidad, es el que actúa cuando la velocidad de la máquina desciende por debajo de un valor predeterminado.

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15. Dispositivo regulador de velocidad o frecuencia, de una máquina o sistema a un cierto valor o bien entre ciertos límites 16. Reservado para aplicaciones futuras. 17. Conmutador para puentear el campo serie, sirve para abrir y cerrar un circuito en shunt entre los extremos de cualquier pieza o aparto (excepto una resistencia) tal como el campo de una máquina un condensador o una reactancia. 2 de 6 Nota.- Eso incluye los dispositivos que realizan las funciones de shunt necesarias para arrancar una máquina por los dispositivos 6 ó 42, su equivalente, y también excluye la función del dispositivo 73 que sirve para la operación de las resistencias. 18. Dispositivo de aceleración o declaración, es el que se utiliza para cerrar o hacer cerrar los circuitos que sirven para aumentar o disminuir la velocidad de una máquina. 19. Contactos de transición de arranque a marcha normal. Su función es hacer las transferencias de las conexiones de alimentación de arranque a las de marcha normal de la máquina. 20. Válvula maniobrada eléctricamente, es una válvula accionada por solenoide o motor, que se utiliza en circuitos de vacío, aire, gas, aceite, agua o similares. 21. Relé de distancia, es el que funciona cuando al admitancia, impedancia o reactancia del circuito disminuyen o aumentan a unos límites preestablecidos. 22. Interruptor igualador, sirve para conectar y desconectar las conexiones para actualización de intensidad para los reguladores del campo de la máquina o de la tensión de la máquina, en una instalación de unidades múltiples.

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23. Dispositivo regulador de temperatura, es el que funciona para mantener la temperatura de la máquina u otros aparatos dentro de ciertos límites. 24. Sobre excitación. Un relé que funciona cuando la relación V/Hz (tensión/frecuencia) excede un valor pre-ajustado. El relé puede tener una característica temporizada o instantánea. 25. Dispositivo de sincronización o puesta en paralelo, es el que funciona cuando dos circuitos de alterna están dentro de los límites deseados de tensión, frecuencia o ángulo de fase, lo cual permite o causa la puesta en paralelo de estos circuitos. 26. Dispositivo térmico, es el que funciona cuando la temperatura del campo en shunt, o el bobinado amortiguador de una máquina, o el de una resistencia de limitación de carga o de cambio de carga, o de un líquido u otro medio, excede de un valor determinado con anterioridad. Si la temperatura del aparato protegido, tal como un rectificador de energía, o de cualquier otro medio, es inferior a un valor fijado con antelación. 27. Relé de mínima tensión, es el que funciona al descender la tensión de un valor predeterminado. 28. Detector de llama, su función es detectar la existencia de llama en el piloto o quemador principal, por ejemplo de una caldera o una turbina de gas. 29. Contactor de aislamiento, es el que se utiliza con el propósito especial de desconectar un circuito de otro, por razones de maniobra de emergencia, conservación o prueba. 30. Relé anunciador, es un dispositivo de reposición no automática que da un número de indicaciones visuales independientes al accionar el dispositivo de protección y además también puede estar dispuesto para efectuar la función de bloqueo.

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31. Dispositivo de excitación separada, es el que conecta un circuito, tal como el campo shunt de una conmutatriz, a la fuente de excitación separada durante el proceso de arranque, o bien se utiliza para energizar la excitación y el circuito de encendido de un rectificador. 32. Relé direccional de potencia, es el que funciona sobre un valor deseado de potencia en una dirección dada o sobre la inversión de potencia como por ejemplo, la resultante del retroceso del arco en los circuitos de ánodo o cátodo de un rectificador de potencia. 3 de 6 33. Conmutador de posición, es el que hace o abre contacto cuando el dispositivo principal o parte del aparato, que no tiene un número funcional de dispositivo, alcanza una posición dada. 34. Conmutador de secuencia movido a motor, es un conmutador de contactos múltiples el cual fija la secuencia de operación de los dispositivos principales durante el arranque y la parada, o durante otras operaciones que requieran una secuencia. 35. Dispositivo de cortocircuito de las escobillas o anillos rozantes, es para elevar, bajar o desviar las escobillas de una máquina, o para cortocircuitar los anillos rozantes. 36. Dispositivo de polaridad, es el que acciona o permite accionar a otros dispositivos con una polaridad solamente, 37. Relé de baja intensidad o baja potencia, es el que funciona cuando la intensidad o la potencia caen por debajo de un valor predeterminado. 38. Dispositivo térmico de cojinetes, es el que funciona con temperatura excesiva de los cojinetes. 39. Detector de condiciones mecánicas, es el que tiene por cometido funcionar en situaciones mecánicas anormales (excepto las que suceden a los

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cojinetes de una máquina, tal y como se escoge en la función 38), tales como vibración excesiva, excentricidad, etc. 40. Relé de campo, es el que funciona por un valor dado, anormalmente bajo, por fallo de la intensidad de campo de la máquina, o por un valor excesivo del valor de la componente reactiva de la corriente de armadura en una máquina de c.a., que indica excitación del campo anormalmente baja. 41. Interruptor de campo, es un dispositivo que funciona para aplicar o quitar la excitación de campo de una máquina. 42. Interruptor de marcha, es un dispositivo cuya función principal es la de conectar la máquina a su fuente de tensión de funcionamiento en marcha, después de haber sido llevada hasta la velocidad deseada desde la conexión de arranque. 43. Dispositivo de transferencia, es un dispositivo accionado a mano, que efectúa la transferencia de los circuitos de control para modificar el proceso de operación del equipo de conexión de los circuitos o de algunos de los dispositivos. 44. Relé de secuencia de arranque del grupo, es el que funciona para arrancar la unidad próxima disponible en un equipo de unidades múltiples cuando falta o no está disponible la unidad que normalmente precede. 45. Detector de condiciones atmosféricas. Funciona ante condiciones atmosféricas anormales, como humos peligrosos, gases explosivos, fuego, etc. 46. Relé de intensidad para equilibrio o inversión de fases, es un relé que funciona cuando las intensidades polifásicas están en secuencia inversa o desequilibrada o contienen componentes de secuencia negativa. 47. Relé de tensión para secuencia de fase, es el que funciona con un valor dado de tensión polifásica de la secuencia de fase deseada.

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48. Relé de secuencia incompleta, es el que vuelve al equipo a la posición normal o “desconectado” y lo enclava si la secuencia normal de arranque, funcionamiento o parada no se completa debidamente dentro de un intervalo predeterminado. 49. Relé térmico para máquina, aparato o transformador, es el que funciona cuando la temperatura de la máquina, aparato o transformador excede de un valor fijado. 50. Relé instantáneo de sobre intensidad o de velocidad de aumento de intensidad, es el que funciona instantáneamente con un valor excesivo de velocidad de aumento de intensidad. 4 de 6 51. Relé de sobre intensidad temporizado, es un relé con una característica de tiempo inverso o de tiempo fijo que funciona cuando la intensidad de un circuito de c.a. sobrepasa in valor dado. 52. Interruptor de c.a. es el que se usa para cerrar e interrumpir un circuito de potencia de c.a. bajo condiciones normales, o para interrumpir este circuito bajo condiciones de falta de emergencia. 53. Relé de la excitatriz o del generador de c.c. es el que fuerza un campo de la máquina de c.c. durante el arranque o funciona cuando la tensión de la máquina ha llegado a un valor dado. 54. Reservado para aplicaciones futuras. 55. Relé de factor de potencia, es el que funciona cuando el factor de potencia de un circuito de c.a. no llega o sobrepasa un valor dado. 56. Relé de aplicación del campo, es el que se utiliza para controlar automáticamente la aplicación de la excitación de campo de un motor de c.a. en un punto predeterminado en el ciclo de deslizamiento.

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57. Dispositivo de cortocircuito o de puesta a tierra, es el que funciona debido al fallo de uno o más de los ánodos del rectificador de potencia, o por el fallo de un diodo por no conducir o bloquear adecuadamente. 58. Relé de fallo de rectificador de potencia, es el que funciona debido al fallo de uno o más de los ánodos del rectificador de potencia, o por el fallo de un diodo por no conducir o bloquear adecuadamente. 59. Relé de sobretensión, es que funciona con un valor dado de sobretensión. 60. Relé de equilibrio de tensión, es el que opera con una diferencia de tensión entre dos circuitos. 61. Relé de parada o apertura temporizada, es el que se utiliza en unión con el dispositivo que inicia la parada total o la indicación de parada o apertura en una secuencia automática. 62. Reservado para aplicaciones futuras. 63. Relé de presión de gas, líquido o vacío, es el que funciona con un valor dado de presión del líquido o gas, para una determinada velocidad de variación de la presión. 64. Relé de protección de tierra, es el que funciona con el fallo a tierra del aislamiento de una máquina, transformador u otros aparatos, o por contorneamiento de arco a tierra de una máquina de c.c. Nota: Esta función se aplica sólo a un relé que detecta el paso de corriente desde el armazón de una máquina, caja protectora o estructura de una pieza de aparatos, a tierra, o detecta una tierra en un bobinado o circuito normalmente no puesto a tierra. No se aplica a un dispositivo conectado en el circuito secundario o en el neutro secundario de un transformador o transformadores de intensidad, conectados en el circuito de potencia de un sistema puesto normalmente a tierra.

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65. Regulador mecánico, es el equipo que controla la apertura de la compuerta o válvula de la máquina motora, para arrancarla, mantener su velocidad o detenerla. 66. Relé de pasos, es el que funciona para permitir un número especificado de operaciones de un dispositivo dado o equipo, o bien, un número especificado de operaciones sucesivas con un intervalo dado de tiempo entre cada una de ellas. También se utiliza para permitir el energizado periódico de un circuito, y la aceleración gradual de una máquina. 67. Relé direccional de sobreintensidad de c.a. es el que funciona con un valor deseado de circulación de sobreintensidad de c.a. en una dirección dada. 68. Relé de bloqueo, es el que inicia una señal piloto para bloquear o disparar en faltas externas en una línea de transmisión o en otros aparatos bajo condiciones dadas, coopera con otros dispositivos a bloquear el disparo o a bloquear el reenganche con una condición de pérdida de sincronismo o en oscilaciones de potencia. 5 de 6 69. Dispositivo de supervisión y control, es generalmente un interruptor auxiliar de dos posiciones accionado a mano, el cual permite una posición de cierre de un interruptor o la puesta en servicio de un equipo y en la otra posición impide el accionamiento del interruptor o del equipo. 70. Reóstato, es el que se utiliza para variar la resistencia de un circuito en respuesta a algún método de control eléctrico, que, o bien es accionado eléctricamente, o tiene otros accesorios eléctricos como contactos auxiliares de posición o limitación. 71. Relé de nivel líquido o gaseoso. Este relé funciona para valores dados de nivel de líquidos o gases, o para determinadas velocidades de variación de estos parámetros.

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72. Interruptor de c.c. es el que se utiliza para cerrar o interrumpir el circuito de alimentación de c.c. bajo condiciones normales o para interrumpir este circuito bajo condiciones de emergencia. 73. Contactor de resistencia de carga, es el que se utiliza para puentear o meter en circuito un punto de la resistencia limitadora, de cambio o indicadora, o bien para activar un calentador, una luz, o una resistencia de carga de un rectificador de potencia u otra máquina. 74. Relé de alarma, es cualquier otro relé diferente al anunciador comprendido bajo el dispositivo 30 que se utiliza para accionar u operar en unión de una alarma visible o audible. 75. Mecanismo de cambio de posición, se utiliza para cambiar un interruptor desconectable en unidad entre las posiciones de conectado, desconectado y prueba. 76. Relé de sobreintensidad de c.c. es el que funciona cuando la intensidad en un circuito de c.c. sobrepasa un valor dado. 77. Transmisor de impulsos, es el que se utiliza para generar o transmitir impulsos, a través de un circuito de Telemedida o hilos pilotos, a un dispositivo de indicación o recepción de distancia. 78. Relé de medio de ángulo de desfase o de protección de salida de paralelo, es el que funciona con un valor determinado de ángulo de desfase entre dos tensiones o dos intensidades, o entre tensión e intensidad. 79. Relé de reenganche de c.a. es el que controla el reenganche enclavamiento de un interruptor de c.a. 80. Relé de flujo líquido o gaseoso, actúa para valores dados de la magnitud del flujo o para determinadas velocidades de variación de éste

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81. Relé de frecuencia, es el que funciona con un valor dado de la frecuencia o por la velocidad de variación de la frecuencia. 82. Relé de reenganche de c.c. es el que controla el cierre y reenganche de un interruptor de c.c. generalmente respondiendo a las condiciones de la carga del circuito. 83. Relé de selección o transferencia del control automático, es el que funciona para elegir automáticamente entre ciertas fuentes de alimentación o condiciones en un equipo, o efectúa automáticamente una operación de transferencia. 84. Mecanismo de accionamiento, es el mecanismo eléctrico completo, o servomecanismo, incluyendo el motor de operación, solenoides, auxiliares de posición, etc., para un cambiador de tomas, regulador de inducción o cualquier pieza de un aparato que no tenga número de función. 85. Relé receptor de ondas portadoras o hilo piloto, es el que es accionado o frenado por una señal y se usa en combinación con una protección direccional que funciona con equipos de transmisión de onda portadora o hilos piloto de c.c. 86. Relé de enclavamiento, es un relé accionado eléctricamente con reposición a mando o eléctrica, que funciona para parar y mantener un equipo fuera de servicio cuando concurren condiciones anormales. 87. Relé de protección diferencial, es el que funciona sobre un porcentaje o ángulo de fase u otra diferencia cuantitativa de dos intensidades o algunas otras cantidades eléctricas. 6 de 6 88. Motor o grupo motor generador auxiliar, es el que se utiliza para accionar equipos auxiliares, tales como bombas, ventiladores, excitatrices, etc.

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89. Desconectador de línea, es el que se utiliza como un desconectador de desconexión o aislamiento en un circuito de potencia de c.a. o c.c. cuando este dispositivo se acciona eléctricamente o bien tiene accesorios eléctricos, tales como interruptores auxiliares, enclavamiento electromagnético, etc. 90. Dispositivo de regulación, es el que funciona para regular una cantidad, tal como la tensión, intensidad, potencia, velocidad, frecuencia, temperatura y carga a un valor dado, o bien ciertos límites para las máquinas, líneas de unión u otros aparatos. 91. Relé direccional de tensión, es el que funciona cuando la tensión entre los extremos de un interruptor o Contactor abierto sobrepasa de un valor dado en una dirección dada. 92. Relé direccional de tensión y potencia, es un relé que permite y ocasiona la conexión de dos circuitos cuando la diferencia de tensión entre ellos excede de un valor dado en una dirección predeterminada y da lugar a que estos dos circuitos sean desconectados uno del otro cuando la potencia circulante entre ellos excede de un valor dado en la dirección opuesta. 93. Contador de cambio de campo, es el que funciona para cambiar el valor de la excitación de la máquina. 94. Relé de disparo o disparo libre, es el que funciona para disparar o permitir disparar un interruptor, contactor o equipo, o evitar un reenganche inmediato de un interruptor en el caso que abra por sobrecarga, aunque el circuito inicial de mando de cierre sea mantenido.

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RELÉS ) TIPOS DE RELÉ Es un equipo de protección de una red que tiene por objeto la supervisión de uno o varios parámetros de la instalación, por ejemplo: las corrientes, la tensión, la temperatura, la frecuencia, etc. Estas magnitudes se miden permanentemente y se comparan con valores de referencia o de ajuste que son los que determinan si una situación se define como anormal y peligrosa. Cuando aparece una falla, la protección da la orden de desconexión o disparo, y, para aislar de forma permanente la parte con defecto, impide la reconexión hasta que se ha reparado el equipo. También puede enviar una alarma que informe al personal de mantenimiento para que intervenga. Los tipos de relés según su construcción pueden clasificarse en: •

Relés Electromecánicos: este relé monitorea la corriente o voltaje y tiene características inversas con respecto a la corriente que esta monitoreando. Este tipo de relé es sin duda alguna uno de los relés más populares en el medio, para sistemas de medio y bajo voltaje, los relés digitales modernos poseen características que son basadas en el mecanismo de torque de este equipo. En la figura 1 se muestra un esquemático del funcionamiento del relé electromecánico.

La corriente I1 desde el transformador de corriente, crea un flujo magnético, que al mismo tiempo induce una corriente I 2 en el devanado secundario, la corriente I2 crea un flujo magnético B. Los flujos A y B esta fuera de fase, por lo tanto producen un torque en el disco que empieza a girar. Ahora, la velocidad es proporcional al par de frenado, y este es proporcional al par de giro. Por lo tanto, la velocidad es proporcional a I 2. •

Relés Numéricos: el relé numérico se basa en el muestreo de las corrientes o voltajes, en la conversión análoga digital y en la manipulación numérica, donde todos los ajustes se hacen en una forma numérica directamente en una memoria no volátil. Los ajustes pueden ser realizados tanto manualmente en el frontal del relé o mediante comunicaciones con un computador o un sistema computador/monitoreo.

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-ig"ra / Rel0 Ele&$rme&1ni&. -"en$e( P2er S3s$ems Pr$e&$in. L.4. 5e2i$sn6 Mar7 8r2n 3 Rames9 8ala7ris9nan.

Algunos relés tienen tiempo de retardo ajustable, y otros son "instantáneos" o de "alta velocidad". El término "Instantáneo" significa que no tiene tiempo de retardo intencional y se aplica a los relés que operan en un tiempo mínimo de aproximadamente 0,1 segundos. El término "Alta Velocidad" connota la operación en menos de 0,1 segundos y por lo general se realiza en 0,05 segundos o menos. El tiempo de funcionamiento de los relés de alta velocidad se expresa habitualmente en ciclos basados en la frecuencia de alimentación del sistema, por ejemplo, un ciclo es de 1/60 de segundos en un sistema de 60 ciclos. Originalmente, sólo el término "Instantáneo" fue utilizado, pero, como la velocidad del relé se incrementó, el término "Alta Velocidad" se consideró necesario para diferenciar los dos tipos de relés. Ocasionalmente, un relé auxiliar adicional es utilizado para introducir cierto retraso en la actuación que es totalmente independiente de la magnitud de la cantidad de accionamiento en el relé de protección.

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TRANS-ORMADORES DE CORRIENTE Los transformadores de corriente son utilizados para transformar como su nombre lo expresa las corrientes del sistema de potencia en valores estandarizados y proporcionales para ser entregados a los relés para que estos puedan medir efectuar las mediciones de corriente en sistemas eléctricos. Tienen su devanado primario conectado en serie con el circuito de alta tensión. La impedancia del transformador de corriente, vista desde el lado del devanado primario, es despreciable comparada con la del sistema en el cual estará instalado, aún si se tiene en cuenta la carga que se conecta en su secundario. En esta forma, la corriente que circulará en el primario de los transformadores de corriente está determinada por el circuito de potencia.

CARACTERÍSTICAS PARA LA ESPECI-ICACIÓN DE UN TRANS-ORMADOR DE CORRIENTE •

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Corriente primaria asignada. (Ver valores típicos en tabla 1) Corriente secundaria asignada. (Ver valores típicos en tabla 2) Corrientes de cortocircuito asignadas. Corriente de cortocircuito térmica asignada. Valor nominal de la corriente dinámica asignada. Potencia de precisión Límites de calentamiento Tensión máxima del equipo y niveles de aislamiento Frecuencia asignada Clase de precisión Número de devanados secundarios Tipo de instalación (interior o exterior)

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Tabla . 'alres nminales #ara lad #rimari de "n $rans:rmadr de &rrien$e seg;n nrmas.

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TIPOS DE TRANS-ORMADORES DE CORRIENTE •

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De Medición: Requieren reproducir fielmente la magnitud y el ángulo de fase de la corriente. Su precisión debe garantizarse desde una pequeña fracción de corriente nominal del orden del 10%, y de un exceso de 20% sobre el mismo valor nominal. De Protección: Requieren conservar su fidelidad hasta un valor de 20 veces la magnitud de la corriente nominal.

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Mixtos: Se diseñan para una combinación de los dos casos anteriores, un circuito con un núcleo de alta precisión para los circuitos de medición y uno o dos circuitos mas, con núcleos adecuados, para los circuitos de protección.

ASPECTOS 8@SICOS DE LOS TRANS-ORMADORES DE CORRIENTE Corrientes Nominales Según la norma ANSI/IEEE C57.13-1978 las relaciones de transformación estandarizadas son como se indican en la tabla 3 y 4. Accuracy – Exactitud en Medición El funcionamiento de los relés de protección depende de la exactitud con la que se realice la transformación por parte de los transformadores de corriente, no solamente de las corrientes nominales sino también, de las corrientes de falla. La exactitud para las altas sobrecorrientes depende de la sección transversal del núcleo de hierro y el número de vueltas en el devanado secundario. A medida que la sección transversal sea mayor, mayor deberá de ser el flujo magnético que se debe establecer para entrar en saturación. La saturación da como resultado un incremento en el error presente en la relación de transformación. Mientras mayor sea el número de vueltas del devanado secundario, menor deberá de ser el flujo magnético requerido para establecer corrientes en el secundario y así mismo en el relé. Según la norma ANSI/IEEE C57.13-1978 las clases de exactitud puede designarse por letras bien sea C o T, y el número de clasificación. La letra C significa que el porcentaje de corrección de la relación de transformador puede calcularse, y la T significa que este ha sido determinado mediante pruebas. Los números de clasificación indican el voltaje presente en los bornes del secundario del transformador en condiciones de saturación estándar a 20 veces la corriente nominal del secundario sin exceder en 10% la corrección de la relación de transformador. Los valores estándar de voltaje en los terminales de los CT son 10 V,20 V, 50 V, 100 V, 200 V, 400 V y 800V (Ver tabla 5).

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Tabla = Sa$"ra&ines es$1ndar #ara $rans:rmadres &n &rrien$e nminal de se&"ndari =am#.


Característica de Excitación del Secundario y Curvas de Relación de Transformación frente Sobrecorrientes La forma característica de la excitación del secundario, como es mostrada por los fabricantes es la forma como se comporta la corriente con respecto al voltaje presente en el secundario (figura 2). Los valores son obtenidos bien sea mediante el cálculos realizados basados en las curvas de perdidas en el núcleo o por el promedio de los resultados de pruebas realizadas en un transformador muestra de un lote de producción. Para los transformadores de clase T, se trazan curvas de relación de transformación frente en presencia de sobrecorrientes en el rango de 1-22 veces para una corriente normal en el primario y todos los valores de burden estándar. (Figura 3)

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'ERI-ICACIÓN DE LA SATURACIÓN DE LOS TRANS-ORMADORES DE CORRIENTE La determinación de la saturación de los CT es muy importante dentro de lo que engloba una coordinación de protecciones, puesto que si estos elementos no entregan la correcta información a los relés estos no podrán actuar correctamente o que dada la relación de transformación en los casos donde se usan relés electromecánicos sus curvas de operación no abarquen el nivel de cortocircuito visto. La forma exacta de determinar la saturación de un CT es mediante la suma de la carga que representan los equipos que este alimenta y comparar con los datos nominales del transformador. Si se presentase el caso donde no se conocen ninguno de los datos técnicos de los CT puesto que no hay una base de datos con dicha información, al

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mismo tiempo que los equipos no están provistos de una placa característica que permita conocer cualquier tipo de información técnica respecto a ellos, la única información que se tiene es la RT. La norma IEEE Std. 242-2001 plantea; Se asumirá que todos los CT son de clase 200 y la carga asociada es de 2 ohmios; ésta será la peor condición posible, en el escenario planteado, si se presenta un nivel de cortocircuito que reflejado en el secundario del transformador exceda las 20 veces la corriente nominal del equipo, este se encontrará saturado.

CONEHIONADO DE TRANS-ORMADORES DE CORRIENTE •

Conexión en estrella: En la conexión estrella, un CT es instalado en cada fase con relés conectados bien sea a 2 o 3 de las fases dependiendo de la aplicación para el monitoreo de las corrientes de fase. De la conexión de neutro formada por la conexión de los transformadores se puede realizar la alimentación de un relé cual estará viendo la corriente residual que se establezca en el sistema y de esta manera realizar protección contra fallas a tierras (50N, 51N). Un cuarto Ct puede ser instalado en el conductor de puesta a tierra para la realización de la protección 51G. ver figura 4.

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•

Conexión en delta abierta: La conexión es básicamente una conexión en estrella omitiendo una fase, usando solamente dos CT, a través de este conexionado se pueden detectar fallas trifásicas y monofásicas, para la detección de fallas a tierra debe conectarse un CT adicional al conductor de neutro puesto a tierra para el monitorio de las corrientes de secuencia cero. Ver figura 5.

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Conexión en delta: La conexión en delta utiliza tres CTs con los secundarios conectados en delta antes de alimentar a los relés. La conexión en delta mostrada en la figura es típicamente utilizada para realizar la protección diferencial en los transformadores de potencia cuando el transformador se encuentra conectado en delta- estrella. Los CTs en el lado delta, se conectan en estrella y los CTs en el lado estrella se conectan en delta. La conexión en delta es usada también para la protección de sobrecorriente de transformadores de puesta a tierra donde los terceros harmónicos es importante que sean filtrados. Cuando se realiza el conexionado en delta la corriente en los relés en √ 3 veces la corriente del secundario del CT. Este

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hecho debe ser tomado en cuenta cuando se selecciona la corriente nominal primaria del CT y las corrientes nominales de los dispositivos que se van a conectar al secundario del CT. Ver figura 6.

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TRANS-ORMADORES DE 'OLTA*E O POTENCIAL Los transformadores de voltaje/potencial (PT) son básicamente un transformador convencional con un devanado primario y secundario en un núcleo común. Los transformadores de potencial estándar son unidades monofásicas diseñadas y construidas con la finalidad de que el voltaje secundario mantenga una relación fija con el voltaje en el primario. El voltaje nominal del lado primario del transformador es determinado por el voltaje del sistema en el que será conectado y la forma (estrella o delta) en la que es conectado el PT. Comúnmente los transformadores de voltaje son diseñados para un voltaje de 120 V en los terminales del secundario cuando el voltaje nominal es aplicado en el primario. En las tablas 3-5 y 3-6 de la IEEE 242-201 se establecen las relaciones de transformación para los PT.

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Los transformadores de potencial son capaces de trabajar continuamente y mantener su precisión cuando se aplica a través del primario una tensión dentro de un rango de ±10% de la nominal.

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Las clasificaciones de precisión para los PT se encuentran entre 0,3 y 1,2, porciento del radio nominal de de los transformadores. Este rango de precisión es suficientemente alta para que cualquier transformador estándar es adecuado para la mayoría de los relés de protección de las instalaciones industriales, siempre y cuando se encuentre operando bajo las correctas condiciones termicas y dentro de los limites de corriente. Los burdens (capacidades) estándar para los PTs con voltaje secundario de 120 V se encuentran en la tabla 3-7 del IEEE - STD. 242-2001. Las capacidades térmicas o burden térmico, especificado por el fabricante, no deben de ser excedidas en la utilización normal del transformador debido a que la precisión y la vida útil del transformador se verán significativamente afectadas. El burden viene dado en unidades de voltio amperios y puede ser calculado simplemente mediante la suma aritmética de las capacidades en voltio amperios de los dispositivos y cables conectados al transformador. Si la suma de estas cargas se encuentra dentro del burden nominal, el transformador

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debe de operar satisfactoriamente dentro de un rango de 0% a 110% del voltaje nominal.

ERROR O DES'IACIÓN DE MEDIDA Cuando se utiliza como instrumento de medición, la precisión del PT es importante, especialmente para aquellos valores cercanos a la tensión nominal del sistema. Aunque los requerimientos de precisión de un PT para aplicaciones en protección no son tan elevados, teniendo en cuenta la diversidad de elementos a los que están conectados (distintos tipos de relés, conexiones e incertidumbre de parámetros, los errores deben estar confinados a una región estrecha dado el amplio rango de posibles valores de tensión bajo condiciones de falla. Este rango debe preverse entre el 5% y el 173% de la tensión nominal primaria para PTs conectados entre fase y tierra. Refiriéndose al circuito de la fig. a seguir, los errores en un PT son debidos a diferencias en magnitud y fase entre Vp/n y Vs. Estas consisten en los errores bajo condiciones de circuito abierto cuando ZB es infinito, causada por la caída de tensión de la circulación de la corriente de magnetización a través del arrollamiento primario y errores debidos a las caídas de cómo resultado de la corriente de carga IL circulando por ambos arrollamientos. Los errores en magnitud pueden calcularse de la ec. ERRORVT = {(nVs – Vp)/Vp} x 100%. Si el error es positivo, luego la tensión secundaria excede el valor nominal.

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8URDEN La carga estándar de un PT se expresa usualmente en VA a un especificado factor de potencia. La tabla a continuación presenta las cargas estándar basadas en las normas ANSI C57.13 Los PT se especifican en la publicación 186A por la clase de precisión y los valores de VA.

Los límites de error permitidos correspondientes a diferentes valores de clases se muestran en la tabla siguiente, donde Vn es la tensión nominal. El error de fase se considera positivo cuando la tensión del secundario adelanta a la tensión de primario. El error de tensión es la diferencia porcentual entre la tensión en los terminales del secundario, V2, multiplicado por la relación de transformación nominal, y la tensión del primario V1.

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PT CAPACITI'OS En general, el tamaño de un PT inductivo es proporcional a su tensión nominal y por esta razón, el costo se incrementa para PT de mayor tensión nominal primaria. Una alternativa, y una solución más económica, es utilizar un PT capacitivo. Este dispositivo es efectivamente un divisor de tensión capacitivo, y es similar a un divisor resistivo en que la tensión de salida en el punto de conexión es afectada por la carga. El divisor capacitivo difiere del inductivo en que la impedancia equivalente e la fuente es capacitiva y el hecho que esta impedancia pueda ser compensada conectando una reactancia en serie en el punto de conexión. Con una reactancia ideal no hay problemas de regulación; sin embargo, en una situación real de una red, siempre existe alguna resistencia. El divisor puede reducir la tensión a valores los cuales los errores pueden ser mantenidos en límites normales admisibles. Para mejorar la precisión se utiliza un capacitor de mayor tensión para disponer de una tensión más elevada en el punto de conexión, la cual puede ser reducida a tensiones estándar utilizando un PT de menor costo como se muestra en la fig. 7

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Figura 7. Conexión de PT capacitivos. Los PTs capacitivos muestran un mejor comportamiento transitorio que los PTs electromagnéticos ya que las reactancias inductivas y capacitivas en serie son grandes en relación a la impedancia de carga referida a la tensión secundaria, y por lo tanto, cuando la tensión primaria colapsa, la tensión secundaria se mantiene por algunos milisegundos debido a la combinación de circuitos series y paralelos representados por L, C el transformador T.

CONEHIONADO DE TRANS-ORMADORES DE 'OLTA*E Cuando la carga del sistema es balanceada, en consecuencia, los voltajes esperados son balanceados, los PTs son usualmente conectados en delta abierta. Cuando se esperan cargas conectadas en los voltajes de línea a neutro, entonces el conexionado se acostumbra a establecer en estrella – estrella. En muchos casos los relés de protecciones requieren específicos voltajes en delta o en estrella, por lo tanto, los requerimientos del equipo de protección deben ser estudiados previos a la escogencia del esquema de conexionado. A continuación se presentan los diagramas de conexionado más comunes:

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Conexión en estrella - estrella

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Conexión en delta abierta

-ig"ra F. Cneión es$rella de $rans:rmadres de #$en&ial.

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KONAS DE PRO ECCIÓN La filosofía general e los esquemas de protección es dividi el sistema de potencia en zonas d protección que pueden ser protegidas decuadamente con la desconexión de la mínima cantidad de dispositivos. o sistemas de potencia son dividi os en zonas de protección como e presenta a continuación: 1. 2. 3. 4. 5.

Generadores. Transformadores. Barras. Líneas de transmi ión, distribución y alimentadores. Motores y cargas státicas.

El propósito de los si temas de protección es proveer protección al sistema en primera línea, a los e uipos que se encuentran dentro de su zona, sin embargo dado que las fallas son vistas y pueden ser despejadas p r interruptores adyacentes al prin ipal del equipo de potencia esos f ncionan como protecciones de resp ldo. La protección de cad de que existan porci solapamiento es co corriente como se m

zona es solapada de manera que no exista la posibilidad nes del sistema que no se encuentren rotegidas. Este seguido conectando los relés ha tran formadores de estra en la figura a continuación. Cualquier falla que se

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presente dentro del área entre los transformadores de corriente hará que operen los relés de la zona A al igual que los relés de la zona B.

CT para Zona A Interruptor Zona A

Zona B

CT para Zona B Interruptores con CT separados en ambos lados.

CT para Zona A Interruptor

Zona A

Zona B

CT para Zona B Interruptores con CT separados en solo un lado.

-ig"ra B. Cneión de CTs en nas de #r$e&&ión sla#adas

PRINCIPALES PROTECCIONES ELÉCTRICAS PARA SISTEMAS INDUSTRIALES Dadas las diferencias topológicas que posee un sistema de potencia eléctrico de industrias respecto a los de distribución comercial y urbana, la aplicación y los ajustes de las diferentes funciones protección tienen ciertas particularidades en cuanto a su aplicación y ajuste. A continuación se describirán las protecciones comúnmente utilizadas en los sistemas de potencia industriales, describiendo su principio de operación y características principales.

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Número de Función de Relé

Función de Protección

21

Distancia

25

Sincronismo

27

Bajo Voltaje

32

Direccional de Potencia

40

Perdida de Excitación

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Desbalance de Fase (Corriente)

47

Secuencia de Fase (Voltaje)

49

Térmica - Sobrecarga

50

Sobrecorriente Instantánea

51

Sobrecorriente Temporizada

59

Sobre Voltaje

60

Balance de Voltaje

67

Direccional de Sobrecorriente

81

Frecuencia

86

Enclavamiento

87

Diferencial

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PROTECCIÓN DE DISTANCIA Una de las formas de detectar una anormalidad en un sistema eléctrico de potencia es medir su impedancia o reactancia, en un punto dado. Para este fin, la información de voltajes y corrientes se entrega a relés de protección que miden en todo instante la impedancia o reactancia por fase en el sentido de operación y que actúan cuando sus magnitudes bajan de un cierto valor. A las protecciones que operan bajo este principio se les denomina: “Direccionales de distancia” y se emplean principalmente en la protección de líneas de transmisión. Puesto que la impedancia de una línea de transmisión es proporcional a su longitud, para medir "distancias" se utiliza un relé capaz de medir la impedancia de la línea hasta un cierto punto. Este tipo de protección se diseña para operar solamente con fallas que ocurran entre el punto de ubicación de los relés y un punto dado de la línea, de modo que puedan discriminar entre fallas que ocurran en diferentes secciones de ella. Las protecciones de distancia son relativamente simples de aplicar, poseen una alta velocidad de operación y pueden proporcionar protección tanto principal (local) como de respaldo. Impedancia y Ángulo Característico de las Líneas Las líneas de transmisión se diseñan de modo tal que, hasta donde sea posible, se logre equilibrar sus parámetros, por lo cual, su impedancia equivalente por fase resulta ser mas o menos igual para cada fase. Por tanto, si no hay cambios ni en la sección del conductor ni en el material empleado, la impedancia por fase es proporcional a la longitud de la línea entre el punto de medida y el punto considerado (punto de falla, por ejemplo). La expresión para una impedancia homogénea a lo largo de la línea es del tipo: ZL = RL + jXL

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Así entonces, cualquiera que sea el tramo considerado, dará como resultado el mismo ángulo de desfase entre el voltaje y la corriente, en condiciones de cortocircuito. La figura 11a muestra un sistema formado por una línea de transmisión, un transformador y las cargas respectivas. En la Figura 11b se representa la línea en el diagrama R-X.

Figura 11a

Figura 11b

En la Figura 11a, el trazo AC representa la impedancia de la línea ZL ∟ϕL. Si se produce un cortocircuito en el punto B, la impedancia queda representada por el trazo AB, con el mismo ángulo. Luego, el ajuste de los relés puede hacerse de modo que proteja la línea por completo, pero que no vea una falla en D, es decir, más allá del transformador. En términos prácticos, los relés cuentan con zonas de protección lo cual permite dar ajustes que abarquen un porcentaje de la línea (80%, por ejemplo), la línea completa mas el primario del transformador (110%, por ejemplo) y, finalmente, el transformador completo mas una parte de la línea siguiente o de la carga, según sea el caso. Principios de Aplicación de los Relés de Distancia Debido a la necesidad de reducir el voltaje y la corriente, los relés se conectan a través de transformadores de potencial y de corriente. La impedancia que “ve” el relé, desde el lado secundario de los transformadores de medida, es menor que la impedancia real. Designando por ZS dicha impedancia, tendremos que:

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Donde RV y RC son las razones de transformación de los transformadores de potencial y de corriente respectivamente y Z es la impedancia real, siendo V e I el voltaje y la corriente primarios. Es decir, para obtener la impedancia secundaria que realmente ve el relé es necesario multiplicar la impedancia primaria por la razón RC/RV. Dicha razón es siempre menor que uno, por lo tanto ZS es siempre menor que Z. Zonas de Alcance Como estas protecciones se aplican fundamentalmente en líneas de transmisión, que tienen fuentes de cortocircuito en ambos extremos, ya que interconectan sistemas y además se requiere que en lo posible, las fallas se despejen simultáneamente para no afectar su estabilidad, se explota la particularidad que tienen para operar hasta distancias bien determinadas o zonas de alcance. Si en ambos extremos de una línea, se aplican protecciones direccionales de distancia cuyo alcance corresponde a su largo total, se las podría hacer operar en forma instantánea, sin tener problemas de coordinación, logrando una perfecta selectividad; sin embargo, esto es imposible en la práctica, por los siguientes motivos. •

•

•

•

Errores de medida, provenientes de todos los componentes que intervienen en la determinación de la impedancia tales como: Insuficiente transposición o ausencia de transposición de los conductores de la línea, errores de los transformadores de medida en régimen transitorio (durante las fallas), influencia de la temperatura en la resistencia de los conductores, errores propios de los relés, etc. Influencia de la resistencia de falla, la que se agrega a la impedancia del tramo de línea afectado. Variación del tipo de cortocircuito durante la falla: Un cortocircuito monofásico o bifásico, por ejemplo, puede transformarse en uno trifásico o en uno bifásico a tierra, por ionización del aire circundante. Cortocircuito entre fases de líneas en doble circuito: Cuando por las mismas estructuras se montan dos circuitos paralelos, pueden ocurrir

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cortocircuitos entre fases de circuitos diferentes, lo que es imposible manejar por la protección. •

•

Variación de la configuración del sistema. La pequeña impedancia que ofrece el sistema de barras de una subestación, lo que se traduce en una imprecisión del punto límite de operación de la protección a menos que se eleve la precisión a límites tales que hagan este tipo de relé absolutamente antieconómico.

Si en la subestación A del sistema representado en la Figura 8 se ajusta el relé 1 de modo que, opere para fallas en toda la zona AB, se corre el peligro, por las razones expuestas anteriormente, que el relé opere indebidamente para fallas que ocurran más allá de la subestación B. En la práctica este inconveniente se subsana ajustando el relé de modo que proteja en forma instantánea (de 1 a 3 ciclos) solamente entre el 80 y 95% de la línea, dejando el resto para posibles errores de operación del relé. Para proporcionar protección al tramo final se ubica en A otro elemento de distancia que cubra todo el tramo AB y aproximadamente en 50% de tramo BC, pero con un cierto retardo de tiempo (de 1 a 2 segundos) de modo de evitar la descoordinación con el relé que protege la sección inicial de la línea BC (relé 3). Es costumbre disponer de un tercer elemento en A, con un retardo mayor (2,5 a 3 segundos) que el del segundo elemento, que cubra las zonas AB y BC y, aproximadamente, un 25% de la zona CD. Para que la protección sea selectiva, el relé 3 en la subestación B, por ejemplo, no debe operar para fallas producidas a la izquierda de B, para lo cual es indispensable que la protección de distancia sea direccional, lo que según se vio en la sección 5.9, sólo cumple el relé de admitancia; por lo tanto, los relés de impedancia y reactancia deben proveerse con un elemento direccional para su correcto funcionamiento. Normalmente, las segundas zonas que alcanzan a los transformadores llegan hasta ese punto y la tercera zonas cubren totalmente

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el transformador. Debido a que los transformadores tienen una reactancia del orden de la de las líneas, esto se aprovecha para dar protección de respaldo (remoto) en segunda y tercera zona a los transformadores. Si en el sistema de la Figura 12 se supone una falla en el punto F1, los 4 esquemas que “miran” hacia ese punto (1-3-4 y 6) se ponen instantáneamente en funcionamiento. La falla es despejada por las protecciones 3 y 4 que la “ven” en primera zona. Al despejarse la falla, los relés 1 y 6 se reponen. En caso que la falla no hubiera sido despejada por los relés de primera zona, habrían operado en forma temporizada los relés 1 y luego el 6. Cuando la falla ocurre en el punto F2, se ponen en funcionamiento los mismos esquemas anteriores. El relé 3 operaría instantáneamente (primera zona) con lo que se repone el relé 1 (que ve la falla en segunda zona). El relé 4 opera con un cierto retardo de tiempo porque ve la falla en segunda zona y se repone el relé 6 que había comenzado a contar su tiempo de tercera zona.

Figura 12

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PROTECCIÓN DE SINCRONISMO Los relés de sincronismo son aplicados cuando dos o más fuentes de potencia van a ser conectadas para funcionar en conjunto, ver figura 12. Depende de varios factores que el conexionado se realice exitosamente, básicamente la operación se resumen a disminuir la diferencia entre la magnitud del voltaje, ángulos de fase y frecuencia de las dos fuentes al momento en el que son conectadas.

Figura 13. Conexión de protección de sincronismo Fuente: IEEE. Std. 242 – 2001 Los relés de sincronismo permiten realizar automática o manualmente el cerrado de los interruptores o switches solo cuando los sistemas de cada uno de los lados del dispositivo se encuentran dentro del criterio de ajuste para el relé, ver figura 9. Los relés de verificación de sincronismo son típicamente utilizados para la supervisión en cerrados manuales de los interruptores asociados a pequeños generadores. Los relés de sincronización automática suelen ser usados para cerrar automáticamente y supervisar el estado de un interruptor utilizado para conectar un generador de considerable capacidad o para conectar dos sistemas completos entre ellos. El mismo relé de sincronización automática puede ser usado para controlar más de un interruptor.

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Relés de Verificación de Sincronismo La buena practica de la ingeniería recomienda el uso de los relés de verificación de sincronismo como permisivos para supervisar el cierre manual o automático de un interruptor dispuesto para conectar dos o sistemas o fuentes de generación, para un esquema como el visto en la figura 9, un contacto normalmente abierto del relé de verificación es conectado en serie con el interruptor de cierre del circuito y de esta manera se previene el cierre del este cuando las condiciones del sistema se encuentren fuera de los ajustes del relé, minimizando así posibles daños a los equipos. La supervisión del relé para la ejecución del cerrado manual del circuito es desarrollada de la siguiente manera: el operador básicamente desarrolla toda la operación del cerrado manual del circuito, pero no puede completar la operación hasta que el relé cense que las condiciones del sistema se encuentra dentro de los rangos ajustados. Cuando el operador esta satisfecho con las condiciones de los sistemas a conectar, da la orden al mecanismo para cerrar y conectar los sistemas. El relé monitorea los voltajes de cada lado del dispositivo y cuando el desfasaje de los ángulos y la magnitud del voltaje para los sistemas se encuentran dentro de los valores ajustados par aun periodo, el contacto normalmente abierto cierra y permite el cerrado del interruptor. El periodo, el cual es ajustable en el relé, define el deslizamiento o ventana de operación. Mientras menor es el periodo, mayor es el deslizamiento permitido. Altos deslizamientos o una señal tardía para el cerrado pudiese permitir que las fuentes se conecten mayor al deseado. Esta situación puede conllevar al posible daño de los equipos puesto que los valores pueden encontrarse fuera de sincronismo, por lo tanto es recomendado el uso de altos periodos para el ajuste de los relés. Los relés de verificación de sincronismo están disponibles con ángulos de disparos ajustables o programables. Los ángulos de disparo programables son

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típicamente establecidos entre 10º y 30º y centrados en el 0º. Normalmente los relés estáticos son capaces de proveer los siguientes tipos de ajustes, ver figura 14. •

Ventana de ángulo de fase solo en adelanto.

•

Ventana de ángulo de fase solo en atraso.

•

•

Ventana de ángulo de fase en ambos lados con la ventana cambiando dinámicamente basadandose en el sentido rotacional del sincronoscopio. Ventana de ángulo de fase centrada en cero, sin importar el sentido rotacional.

Figura 14 Relés de Sincronización Automática Los relés de sincronización automática son utilizados para sincronizar automáticamente un generador de considerables capacidad con un sistema de potencia. Generalmente son aplicados donde las estaciones de generación son desatendidas, el error humano busca ser eliminado del procedimiento de

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arranque de una unidad o cuando una rápida y precisa sincronización es deseada. Los dispositivos utilizados son elementos multifuncionales que censan las diferencias en ángulos de fase, magnitud de voltaje y frecuencia de las fuentes situadas a ambos lados de interruptor y producen señales de corrección para la motriz y excitatriz de uno de los generadores de manera de ajustar su frecuencia y voltaje con la del sistema al cual se va a conectar. La mayoría de los relés pueden anticipar por adelantado el ángulo para iniciar el cerrado de los contactos, de está manera cuando el interruptor se encuentra cerrado, los sistemas se encuentran lo mas cercano al sincronismo posible. Un sincronoscopio es utilizado es utilizado para supervisar el proceso. Desde el momento que el relé da la orden de clausura la aguja viaja una cierta distancia medida en grados alrededor del compas. La distancia recorrida puede ser determinada basándose en la velocidad de rotación y cuanto fue permitido que esté rotase. La aguja del osciloscopio rota a una velocidad que es proporcional a la frecuencia de deslizamiento entre los generadores y el sistema. Por lo tanto, conociendo el tiempo de cerrado de contactos del interruptor y el deslizamiento deseado, la distancia rotacional (ángulo en adelanto) puede ser determinado. Cuando un generador va a ser conectado al sistema, el equipo de sincronismo realiza las siguientes funciones automáticamente: 1. Un relé de comparación de frecuencia monitoria frecuencia entre las fuentes y ajusta el gobernador del generador con señales de subir o bajar la velocidad al sistema de control de velocidad, de esta manera hace coincidir las frecuencias del sistema y del generador a conectar. 2. Un relé de medidor de voltaje de igual manera compra los voltajes del sistema y del generador y envía señales al sistema de control de la excitación del generador y de esta manera hace coincidir el voltaje de ambas fuentes.

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3. A medida que el ángulo de desfasaje entre los dos sistemas de acerca a cero, el relé de sincronismo energiza la bobina del interruptor con un tiempo de adelanto determinado por el relé y de esta manera al cerrarse los contactos del equipo los dos sistemas se encuentran en sincronismo.

PROTECCIÓN CONTRA 8A*A  TENSIÓN ) SO8RETENSIÓN Las protecciones contra bajas y sobre tensiones se encuentran entre las más simples dado que consisten como su nombre lo indica en censar a través de transformadores de potencial la señal de voltaje en un punto y generar señales de alarma o de disparo a un estipulado interruptor, cuando el valor del voltaje sale de un rango ajustado en los relés. Las aplicaciones principales de estas protecciones son: •

•

Protección de baja tensión: Protección de barras contra baja tensión, esquemas de transferencia de barras, funciones de permisivos, protecciones de respaldo. Protección de sobre tensión: Protección de barras contra sobre tensión, detección de fallas a tierra.

Este tipo de protecciones pueden tener características de tipo instantánea o de tiempo inverso, ambos tipos de relé de tiene un funcionamiento similar como ya se ha establecido previamente, de igual manera las curvas típicas inversas responden a la misma forma, con algunas variaciones en la forma de realizar el ajuste y leves modificaciones a la curva dependiendo de cada fabricante. Las curvas típicas de operación de tipo inversa se presentan seguidamente en la figura 15.

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Figura 15. Curvas de operación de protección de baja y sobretensión. Fuente: IEEE. Std. 242 – 2001

PROTECCIÓN DIRECCIONAL DE POTENCIA Como el nombre lo establece, los relés de protección direccional de potencia funcionan cuando la componente real de la potencia (watts) de un circuito excede un valor determinado para un sentido establecido. Los usos típicos de estas protecciones son: 1. Control de flujo de potencia de fuentes: Cuando la generación instalada en una planta se encuentra trabajando en paralelo con el suministro eléctrico de la red nacional, relés de flujo en reversa pueden instalarse para censar la potencia suministrada y de esta forma detectar, alarmar o disparar, los interruptores de la generación local cuando estos se encuentren suministrando potencia a la compañía de suministro eléctrico nacional. 2. Protección contra motorización de generadores: Los relés son utilizados para detectar cualquier flujo de potencia que pueda presentarse en dirección cargas – generador y de esta manera protegerlos de entrar en

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condición de motorización lo cual puede generar graves daños a la maquina. La forma de operación de este se realiza de la siguiente manera (relés electromecánicos y digitales operan bajo el mismo criterio): basándose en una operación de discos de inducción, el mayor torque se presenta cuando la corriente vista por el relé se encuentra a desfase establecido respecto a la señal de voltaje, dependiendo al mismo tiempo del diseño del relé. Los relés son conectados a CT y VT, de esta manera el máximo torque en el relé se da cuando el factor de potencia es la unidad o lo que es igual el desfase entre ambas señales es 90° en la dirección determinada.

PROTECCIÓN DE DES8ALANCE DE CORRIENTE Los relés de balance de corriente proveen a los motores y generadores protección contra la presencia de desbalances en las corrientes de fase las cuales pueden ser causa de: •

•

Un fusible o conductor abierto en el ramal del circuito del motor o en el primario de un transformador delta estrella que alimenta un CCM. Condiciones de carga desbalanceadas.

Apertura monofásica en alguno de los circuitos de distribución o transmisión del sistema. Existen dos tipos de relés de desbalance de fase: relés de desbalance de corriente y relés de sobrecorriente de secuencia negativa. Los relés de desbalance de corriente operan cuando existe una diferencia en la magnitud de la corriente RMS entre dos fases, habiendo previamente establecido un porcentaje de diferencia para operación o amperios de diferencia. El relé de sobrecorriente de secuencia negativa opera cuando esta corriente supera un •

valor establecido, en términos de   , o lo que es lo mismo la energía térmica producida por esta corriente. Para poder establecer un relé de secuencia negativa, la característica    de la maquina debe ser especificada.

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Principio de Operación de los Relés de Desbalance de Sobrecorriente El principio de operación consiste básicamente, en el caso de los relés electromecánicos, en conectar cada uno de los relés a la señal de dos fases diferentes, de esta manera el torque de operación será generado cuando exista una diferencia entre las dos corrientes monitoreadas. El porcentaje de desbalance requerido para provocar el cierre de los contactos normalmente es de 25%, o puede ser un porcentaje variable como se muestra en la figura 16. Para los relés digitales resulta más sencillo, sin la necesidad de realizar ninguna conexión especial de los relés, estos son alimentados por las tres corrientes de fase y realiza el disparo cuando el valor de desbalance supera el ajuste el ajuste establecido, la operación puede realizarse de manera de tiempo inverso o de tipo tiempo definido. Principio de Operación de los Relés de Desbalance de Corriente de secuencia negativa Ambos tipos de relé, electromecánicos y digitales funcionan bajo el mismo principio, el cual se explica a continuación pensando en un relé electromecánico, consiste en un relé de disco de inducción de sobrecorriente y un filtro de secuencia negativa operando en conjunto. Las características de operación del relé son de tipo extremadamente inversas las cuales se corresponden en esencia con las líneas características de tipo    como se ven en la figura 17.

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Figura 16. Curvas de operación de protección de desbalance de sobrecorriente. Fuente: IEEE. Std. 242 – 2001

Figura 18. Curvas de operación de protección de desbalance de corriente de secuencia negativa. Fuente: IEEE. Std. 242 – 2001

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PROTECCIÓN DE SECUENCIA DE -ASE Las protecciones de secuencia de fase so usadas para proteger maquinas AC de bajones de tensión y para prevenir arranques en el sentido de giro erróneo debido a secuencias de fase invertidas. Este tipo de relés pues también pueden proveer protección de sobre tensión. Para algunos relés de este tipo se presenta la situación, que no se suministra protección monofásica una vez que el motor se encuentra en operación debido a que la inercia y dinamismo del motor puede compensar los efectos de haber perdido una fase, manteniendo el funcionamiento muy cercano al valor nominal. Usualmente, los relés de secuencia de fase monitorean el voltaje de la barra y así protegen un grupo completo de motores.

PROTECCIÓN TÉRMICA  SO8RECAR4A DE MA,UINAS ) TRANS-ORMADORES Estas protecciones son utilizadas para proteger motores, generadores y transformadores del daño causado por mantener sobrecargas por tiempos prolongados. Principalmente tres tipos de relés térmicos están disponibles: •

•

•

Relés de imagen térmica los cuales operan conectados a CTs. Relés operados por señales de resistencias censoras de temperatura (RTD), las cuales modifican su valor de impedancia en proporción a la temperatura en la que se encuentren, que son localizadas dentro del equipo protegido. Relés que utilizan una combinación operando por señales de corriente y de temperatura provistas por los RTD.

Los relés de imagen térmica consisten en un resorte de metal termo sensible el cual opera en combinación con un elemento calentador, el cual monitorea la

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corriente de los CTs de un interruptor. Las características de operación del anillo termo sensible en conjunto con el calentador es muy aproximado a la curva de daño térmico de la maquina o transformador. Este tipo de relé normalmente es utilizado para motores de menos de 1100 kW en los cuales normalmente RTD no son incluidas dentro del motor. Los relés que operan en base a RTD, lo hacen en base al principio de Puente de Wheastone, las RD son utilizadas para realizar una medida precisa de la temperatura en ciertos puntos de los motores o generadores. Este tipo de relé son aplicados normalmente para grandes motores, generadores y transformadores que se desea monitorear la temperatura de lo devanados.

PROTECCIÓN DE SO8RECORRIENTE INSTANT@NEA ) TEMPORIKADA Los relés de sobrecorriente instantáneos (50) y con tiempo de retardo (51) son los más comúnmente usados en los sistemas de protección. Son usados tanto como protecciones principales como de respaldo y son aplicados en todas las zonas del sistema. La protección de este tipo mide permanentemente la corriente de cada fase con la finalidad de detectar las sobrecorriente que se pueden producir en un cortocircuito. Los relés de sobrecorriente con retardo son usados para establecer un tiempo de acción frente a un nivel de corriente determinado, en cambio los relés de sobrecorriente instantáneos son usados para proveer una acción de alta velocidad. Relés de Sobrecorriente con Retardo de Tiempo Los relés con retardo de tiempo más comúnmente usados son los relés cuyo principio de funcionamiento es el de un disco de inducción. Estos relés funcionan básicamente de la misma manera que los medidores de consumo

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eléctrico de disco giratorio, lo que permite proveer una gran variedad de curvas de Tiempo – Corriente. Relés Electromecánicos de Sobrecorriente con Retardo Los componentes principales de un relé de sobrecorriente de disco de inducción o electromecánico son mostrados en la figura 19 y los elementos representativos principales para su funcionamiento se muestran en la figura 20.

-ig"ra F / Cm#nen$es #rin&i#ales de "n rel0 de sbre&rrien$e de dis& de ind"&&ión  ele&$rme&1ni&

El torque de operación en el disco es producido por un electroimán que tiene una bobina principal y una de retraso, los cuales producen el flujo magnético necesario para que el disco entre en movimiento. Un imán de amortiguamiento provee la moderación en la rapidez con la que el disco se mueve una vez que este inicia su marcha, esto será lo que defina la característica de acción del relé. Existen dos ajustes en los relés de sobrecorriente: El Tap de corriente Pickup y el retardo de tiempo. La corriente pickup es determinada por una serie de taps los cuales están ajustados a una gran variedad de corrientes (Ver tabla 5). El ajuste de retardo de tiempo determina la posición inicial del contacto móvil sobre el disco giratorio cuando la corriente registrada es menor al ajuste del pickup, este ajuste controla el tiempo en el que se cierra el contacto del relé. Un relé construido bajo estos principios tiene una característica de tiempo inverso lo que quiere

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decir, que el relé opera a lentamente en valores bajos de corriente que se encuentres bajo el ajuste del tap de corriente, medida que la corriente incrementa el tiempo de operación se reduce. Dependiendo de la aplicación en la que se esté utilizando el relé, existen diversos comportamientos Tiempo – Corriente de manera que un mismo dispositivo pueda ser usado para distintos casos. En la figura 21. se observan las típicas curvas características de Tiempo – Corriente.

-ig"ra ?B / Par$es Elemen$aras de "n Rel0 de Ind"&&ión Tabla = 'alres de Ta# $#i&s 3 s" rang de a"s$e #ara Rel0s de Sbre&rrien$e &n Re$ard

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-ig"ra. ? Cm#ara&ión de las C"r%as Tiem#/ Crrien$e T#i&as.

Relés de Sobrecorriente con Retardo de Tiempo Estáticos o Digitales Las curvas características Tiempo - Corriente para los relés estáticos se obtienen mediante del uso de circuiros análogos o digitales. Las curvas características y los ajustes de Tap son similares a los disponibles los disponibles en los relés electromecánicos, con la diferencia que al ser circuitos eléctricos estos pueden ajustarse a cualquier curva de funcionamiento o nivel de corriente pickup que se desee lo que le da mayor versatilidad en los usos de estos dispositivos. Relés de Sobrecorriente Instantáneos Los relés de sobrecorriente instantáneos son diseñan para operar sin ningún retardo de tiempo como su nombre lo indica instantáneamente, el tiempo típico de operación está entre 0.5 y 2 ciclos. Al igual que en el caso anterior se encuentran dos tipos de relés, electromecánicos e instantáneos.

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Relés Electromecánicos de Sobrecorriente Instantáneos Los relés de sobrecorriente instantáneos usan el principio de atracción electromagnética y principalmente se encuentran en dos configuraciones: Solenoides o embolo y de Armadura con bisagras Los elementos básicos de los relés de solenoides son el solenoide mismo y el embolo, de hierro, el cual será el que entre en movimiento al presentarse el valor de corriente para el cual fue ajustado. La corriente pickup es determinada por la posición del embolo dentro del solenoide, estos relés son monofásicos que se pueden montan juntos en un mismo armazón de manera de contener un dispositivo trifásico según se desee. En el caso de los relés de armadura con bisagras, la armadura se mantiene abierta por un resorte, esta será atraída hacia una espiga por un electroimán lo cual cerrara los contactos del relé. La corriente de atracción dele electroimán será proporcional a la corriente que atraviesa la bobina, la corriente necesaria para superar la tensión requerida puede ser ajustada para obtener diferentes tipos de comportamiento lo cual permite al relé tener funcionamiento en ocasiones como instantáneo y relé con retardo a la vez. Relés de Sobrecorriente Instantáneos Estáticos o Digitales En los relés estáticos, la protección de sobrecorriente instantánea normalmente se encuentra combinada con la protección con retardo de tiempo con las tres fases dentro del mismo dispositivo. Esta configuración permite un ahorro de espacio y representa una mayor eficiencia operativa ya que para la gran mayoría de las aplicaciones ambos tipos e protección son empleadas. Aspectos generales de la utilización de relés de sobrecorriente temporizados Definición del tipo de curva a utilizar: •

Existen varios juegos de curvas (normalizados) que pueden ser escogidos, y que varían en su grado de inversidad: - Curvas ANSI: inversa, muy inversa, extremadamente inversa, moderadamente inversa.

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- Curvas IEC: Curva C, Curva B, Curva A, inversa corta. •

Ajuste de Pick – up (Corriente de Arranque):

Con este término se designa el parámetro de ajuste que le dice al relé el valor de corriente a partir del cual comienza a ser operante la curva de protección de sobrecorriente. Este es, en otras palabras, el punto a partir del cual el conteo de tiempo se inicia. Estas curvas son de característica inversa (con diversos grados de inversidad) en los ejes tiempo (eje de las ordenadas) y corriente (eje de las abcisas). Ajuste de Dial de Tiempo: Con este término se designa el parámetro de ajuste que le dice al relé la posición de la curva entre los ejes corriente-tiempo. Ajustando apropiadamente el mismo, se logra el desplazamiento de la curva inversa hacia arriba del plano tiempo-corriente, o en dirección contraria. Un desplazamiento hacia arriba implica desensibilización; en dirección contraria implica sensibilización y por ende mayor velocidad de operación. •

PROTECCIÓN DI-ERENCIAL Esta es una protección de selectividad absoluta en la que se hace una comparación directa de las señales eléctricas provenientes de todas las interconexiones del elemento protegido con el resto del sistema (protecciones diferenciales longitudinales) o una comparación directa de las señales eléctricas provenientes de dos o más circuitos que llegan a un mismo nodo (protecciones diferenciales transversales). En base a esta comparación, la protección diferencial discrimina entre cortocircuitos en la zona protegida y los cortocircuitos externos; es una protección instantánea, de tipo primario y debe ser completada con protecciones de respaldo. En las protecciones diferenciales longitudinales se comparan por lo general los valores instantáneos de las corrientes, sus módulos y fases, o solamente sus fases; la comparación de los módulos de las corrientes 66


solamente o de tensiones no permite discriminar si el cortocircuito está dentro o fuera de la zona protegida. Estas protecciones son aplicables a todos los elementos del sistema eléctrico de potencia; cuando se utilizan en generadores y motores, transformadores y barras, el canal de comunicación es alámbrico; en las líneas de transmisión se utilizan otros tipos de canales de comunicación. En las protecciones diferenciales transversales pueden compararse los valores instantáneos, las fases o los módulos de las corrientes y también las potencias. Su aplicación está limitada a casos como el de dos o más líneas que salen de una barra, o el de dos o más pasos en paralelo del arrollamiento del estator de un generador. En ellas se utiliza siempre un canal de comunicación alámbrico. En lo sucesivo se hablará solamente de las protecciones diferenciales longitudinales, que son las de mayor campo de aplicación y que por simplicidad se denominarán protecciones diferenciales. En al fig. 22 se presenta el esquema de la variante más sencilla de protección Diferencial con canal alámbrico de enlace, para una fase de un elemento del sistema que tiene dos terminales. En los terminales del elemento protegido se instalan CT con iguales relaciones de transformación, sus secundarios se interconectan en la forma mostrada en la figura, y entre los conductores de unión se conecta un relé de sobrecorriente

Figura 22. Circuito básico de protección diferencial

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Los relés diferenciales proveen una protección altamente rápida, sensible y selectiva, los tipos de relé mas comúnmente utilizados son los relés diferenciales de sobrecorriente y porcentuales, los cuales serán explicados a continuación Rel0 Di:eren&ial de Sbre&rrien$e

Los relés diferenciales de sobrecorriente operan en base a una diferencia de corrientes ajustada y estas diferencias pueden ser fácilmente afectadas por el error de los CT. Estos relés resultan más económicos que los relés diferenciales, pero poseen un ajuste menos sensible comparado a los otros, especialmente para detectar bajos niveles de corriente de falla a tierra. En la figura 18 se muestra la aplicación de protección diferencial en una fase (son requeridos tres relés, uno por fase). Ambos terminales de la zona de protección deben estar disponibles para la instalación de CTs. Bajo condiciones normales, la corriente que recorre los secundarios de los CTs es la misma, por lo que la corriente que se presenta a través del devanado devanada de operación es cero. Para una falla dentro de la zona de protección, la corriente en los CTs deja de ser cero y la corriente fluye a través del circuito de operación del relé.

Figura 23. Aplicación monofásica de protección diferencial. -"en$e( ANSI+IEEE S$d. ?? / ?BB

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Rel0 Di:eren&ial de Pr&en$"al

La ventaja de este tipo de relé respecto a los relés de sobrecorriente es su es su alta selectividad dada su insensibilidad frente a corrientes generadas por fallas fuera de la zona de protección cuando los CTs suelen introducir señales erróneas. Tres tipos de relés diferenciales porcentuales existen, porcentaje ajustado, porcentaje variable y porcentual harmónicamente restringido. Los relés de porcentaje ajustado y variable son los más comúnmente utilizados para todas las aplicaciones, motores, generadores, transformadores y barras, los que son de tipo harmónicamente restringidos son utilizados principalmente para protección de transformadores. Los relés de porcentaje variable son mucho más sensibles y pueden detectar faltas de bajo nivel dentro de la zona de protección y son menos probables a operar frente a fallas severas fuera de la zona de protección. Para la protección de transformadores los relés que se selección deben de ser menos sensibles que los utilizados para las demás aplicaciones. Esta distinción se hace para prevenir falsas operaciones debido a las corrientes de magnetización la cual solo fluye en el primario del transformador durante la energización. Para transformadores. Los relés con restricción de harmónicos tienen la característica de ofrecer mayor restricción durante la magnetización de los transformadores y la corriente que conlleva. Por lo tanto el relé puede diferenciar y establecer sensibilidad frente a las corrientes de falla para corrientes entre el 15% y 60% de la corriente nominal del transformador. Dado que las corrientes de inrush tienen una alta proporción de corrientes harmónicas, con predominancia del segundo harmónico, una combinación de la señal fundamental y del segundo harmónico es usada para restringir la operación del relé durante la energización.

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Principio de Operación Tanto los relés digitales como electromecánicos parten del mismo principio de operación donde aplican el principio de inducción. Los relés son conectados como se muestra en la figura 24. Bajo condiciones normales, la corriente circula a través de los CTs y las bobinas de restricción R1 y R2, ninguna corriente fluye a través de la bobina de operación O. Las corrientes en los devanados de restricción del relé producen un torque que mantienen los contactos del relé abiertos. Una falla dentro de la zona de protección des balancea las corrientes en el secundario de los relés las cuales fuerzan una corriente diferencial Io a través de la bobina de operación.

-ig"ra ?. Cneión b1si&a #ara "n rel0 di:eren&ial #r&en$"al. -"en$e( ANSI+IEEE S$d. ?? / ?BB

En los relés porcentuales fijos, la cantidad de diferencial o corriente de operación es para generar el torque que cierre los contactos es un valor fijo o constante proporción de la corriente de restricción. La característica de operación para este relé se muestra en la figura 20. Como ejemplo, para un ajuste de 10% en un relé diferencial fijo, este operara cuando la corriente de operación sea igual o mayor al 10% de la corriente de restricción. En un relé de de porcentaje variable, la corriente de operación es un valor porcentual de la corriente de restricción, teniendo valores mayores de porcentaje para los casos de altas corriente de falla, como se ve en la figura 25.

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-ig"ra ?=. C"r%a $#i&a de #era&ión de rel0 di:eren&ial :i. -"en$e( ANSI+IEEE S$d. ?? / ?BB

-ig"ra ?J. C"r%a $#i&a de #era&ión de rel0 di:eren&ial %ariable. -"en$e( ANSI+IEEE S$d. ?? / ?BB

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PROTECCIÓN DE MOTORES DE CORRIENTE ALTERNA CONSIDERACIONES 4ENERALES En la determinación de las protecciones de los motores bien sean síncronos o no, existen diversas variables las cuales deben ser tomadas en cuenta para una correcta estimación y selección como son: importancia del motor, especificaciones nominales del motor, tipo de controlador del motor, etc. Por estas razones es recomendable la evaluación de las protecciones para cada motor según sus requerimientos específicos. Una vez calculadas las especificaciones de las protecciones necesarias, debe realizarse un estudio de lo que está disponible en el mercado de manera de escoger la que más se adecue a cada caso. Se deben tomar en cuenta las diferentes tipos de fallas que se pueden presentar en un motor de manera de establecer su probabilidad de ocurrencia y determinar cuales protecciones implementar. Las fallas más comunes en motores de corriente alterna son las siguientes: •

•

•

Fallas de cortocircuito entre espiras del estator (fase – fase). Fallas de los cojinetes, traducidas en bloqueo total o parcial del rotor (altas corrientes estatóricas, vistas como corrientes balanceadas desde el rango de sobrecargas hasta la corriente de rotor bloqueado). Fallas del devanado estatórico a tierra. De todas ellas, la más común es la falla de los cojinetes. En el caso de motores sincrónicos, habría que añadir las siguientes fallas a las más comunes:

•

•

Falla de cortocircuito a masa del devanado de excitación. Falla del sistema de escobillas del devanado de excitación o de la excitatriz (si ésta posee escobillas).

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Si el motor es manejado por VFD, habría que añadir las siguientes fallas a las más comunes: Daño de los cojinetes debido a la circulación de corrientes de fuga por los cojinetes debido a las armónicas generadas por la operación del VFD.

ASPECTOS A CONSIDERAR EN LA DETERMINACIÓN DE LAS PROTECCIONES •

•

•

Características del motor: Se debe tomar en cuenta la clase del motor, velocidad, voltaje, potencia nominal (HP), factor de servicio, factor de potencia nominal. Condiciones en el arranque del motor: Se debe tener especial consideración al nivel de corriente presente durante el arranque y su duración, estará determinada por el tipo de carga que maneje el motor. Configuración del sistema de potencia: Tipo de puesta a tierra, exposición a descargas eléctricas, niveles de cortocircuito.

RE,UERIMIENTOS DE PROTECCIÓN Los requerimientos en protección de motores varían acorde a la importancia del motor dentro del sistema donde se encuentre operando y su capacidad nominal, a continuación se plantea las protecciones recomendadas para la correcta protección frente a los diferentes fenómenos eléctricos clasificando dependiendo del tipo de arrancador que se encuentre instalado. 1. Arrancador de motores de media tensión tipo solo contactor: •

Relé térmico, relé de sobrecorriente temporizado (Relés 49/ 51): protección contra sobrecargas y condiciones de rotor bloqueado.

Relé de sobrecorriente instantáneo (Relé 50): protección contra cortocircuitos.

•

•

Relé de sobrecorriente residual (Relé 50N/51N) ó relé de sobrecorriente con TC toroidal (Relé 50G/51G): protección contra fallas a tierra.

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•

•

•

•

Relé de balance de corriente de fase o relé de secuencia negativa (Relé 46): protección contra desbalances. Relé de bajo voltaje (27): cuando la tensión disminuye lo suficiente envía señal de apertura al contactor (“magnetically latched” o “electrically mantained”). Relé térmico (49): recibe señales de sensores de resistencia o termocuplas en los devanados del estator y cojinetes. Relé diferencial (Relé 87M): protección contra cortocircuitos, fallas internas.

2. Arrancador de motores de media tensión tipo solo contactor/fusible: •

•

•

•

•

•

•

•

Relé térmico, relé de sobrecorriente temporizado (Relés 49/51): protección contra sobrecargas y condiciones de rotor bloqueado. Fusibles: protección contra cortocircuitos. Relé de sobrecorriente residual (Relé 50N/51N) ó relé de sobrecorriente con TC toroidal (Relé 50G/51G): protección contra fallas a tierra. Relé de balance de corriente de fase o relé de secuencia negativa (Relé 46): protección contra desbalances. Relé de bajo voltage (27): si la tensión disminuye lo suficiente envía señal de apertura al contactor (“magnetically latched” o “electrically mantained”). Relé térmico (49): recibe señales de sensores de resistencia o termocuplas en los devanados del estator y cojinetes. Relé 47: pérdida de una fase (recordar que hay fusibles, y en algunos casos el motor puede segir girando sin ser desconectado) y desbalance de voltaje (detección de voltaje de secuencia negativa). Relé diferencial (Relé 87M): protección contra cortocircuitos, fallas internas.

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3. Arrancador de motores de media tensión con interruptor de potencia Relé térmico, relé de sobrecorriente temporizado (Relés 49/51): protección contra sobrecargas y condiciones de rotor bloqueado.

•

Relé de sobrecorriente instantáneo (Relé 50): protecciión contra cortocircuitos.

•

•

•

•

•

•

Relé de sobrecorriente residual (Relé 50N/51N) ó relé de sobrecorriente con TC toroidal (Relé 50G/51G): protección contra fallas a tierra. Relé de balance de corriente de fase o relé de secuencia negativa (Relé 46): protección contra desbalances Relé de bajo voltaje (27). Deberá tener función 47 (pérdida de fase y desbalance de voltaje de secuencia negativa si la fuente puede tener apertura no tripolar). Relé térmico (49): recibe señales de sensores de resistencia o termocuplas en los devanados del estator y cojinetes. Relé diferencial porcentual (Relé 87): protección contra cortocircuitos, fallas internas.

A*USTES RECOMENDADOS POR LA IEEE PARA LOS DISPOSITI'OS DE PROTECCIÓN Los ajustes que se deben colocar para cada dispositivo de protección variaran dependiendo las condiciones operacionales del motor, configuración eléctrica del sistema y los niveles de cortocircuito presentes, sin embargo, existe ajustes recomendados los cuales son tomados como referencia de partida para el ajuste de los elementos de protección. A continuación se presentan los ajustes recomendados según la IEEE para los diferentes elementos de protección de motores: Fusibles: Los fusibles sin retardo de tiempo generalmente son escogidos con la finalidad de permitir el arranque del motor y sobrecargas. Los fusibles deben coordinar con los relés de sobrecarga: el relé debe operar antes que el fusible para sobrecargas operativas; y el fusible debe operar antes

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que el relé para corri ntes de falla que excedan la capacidad de interrupción del contactor. Es recomendable qu la característica de operación del fusible intercepte la del relé de sobrecorrient en un punto no mayor a diez veces la c rriente nominal del fusible. Sobrecorriente Inst ntánea de fase (50): Generalmente es ajustado entre 165-250% de la corriente de rotor bloqueado. Es importante a justar el relé lo más bajo posible per evitando operación durante el arranque, onsiderando la asimetría inicial de la corriente de arranque del motor:

Sobrecorriente Temporizada de fase (51): El determinante rincipal para el ajuste del arranque e la protección es el factor de servició del motor, los ajustes para esta rotección normalmente se toman seg n los ajustes normalizados según l C.E.N. artículos 430-32 y 430-34:

En caso de usar este relé para protección contra rotor bloquea o, el ajuste de retardo de tiempo debe ser seleccionado para proveer un argen de 2-5 segundos por encima de la curva de arranque a tensión nominal. Sobrecorriente Inst ntánea de tierra (50N – 50G): Dependiendo del modo como se establezca esta protección bien sea mediante la utilización de el circuito residual de tres CT de fase, o un CT toroidal conectado a la tierra del motor se establecerá diferentes ajustes. Si el relé de falla a tiierra se alimenta de un circuito residual f rmado por tres transformadores de c rriente en cada fase. La protección se ajustará al 20% de la corriente secundaria nominal de dicho transformador.

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Al tratarse del segun o caso donde se utiliza un CT tipo toroid el ajuste de la protección deberá s r más sensible y establecerse al 5% e la corriente secundaria nominal d l transformador. Protección Diferenc al (87): Si se utilizan relés de sobrecorrie te para brindar esta protección, el ajuste debe estar por el orden del 10-20% de la corriente nominal del motor, con un ajuste de tiempo de 0.1 segundos. En caso de utiliza relés diferenciales porcentuales, se ecomienda un pendiente de 10%, 25% si existe diferencia entre los tran formadores de corriente a utilizar. Relé Térmico de So recarga (49): Este tipo de relés pueden realizar la función de protección de dos maneras, mediante el monitoreo de la corriente demanda por el motor y generando una imagen termina a partir de ella, o mediante la interconexión con termocuplas (RTD – Resistance Temperatu e Detector) las cuales son instalad s dentro de los devanados del motor y monitorean directamente la temp ratura presente y envían señales al relé d protección, de acuerdo con el tipo d protección utilizada se establecen diferentes ajustes. Para el primer caso d nde el relé monitorea la corriente del mot r el ajuste debe ser seleccionado entre 115-125% de la corriente nomi al del motor, considerando además un factor de corrección para permitir obrecargas sin ocasionar daños al m tor:

En el segundo e cenario este tipo de relé mide la tem eratura en los devanados y cojinete del motor a través de sensores embebidos en el motor, y que pueden propiciar alarmas y/o disparos. 77


Los ajustes de este relé son generalmente recomendados por el fabricante del motor y forma parte de la hoja de datos. El ajuste de disparo es seleccionado 5°C por debajo de la máxima temperatura permisible para el tipo de aislamiento empleado en el motor. Protección de Desbalance de Corriente de Fase (46): Este relé opera si se presenta un desbalance en las corrientes de fase mayor que 15%. Es importante considerar un retardo de tiempo para evitar disparos innecesarios debido a desbalances durante el arranque. Protección de Bajo Voltaje y Sobre Voltaje (27/59): Ambas protecciones tienes el mismo principio operacional, se encuentran conectadas a PT y una vez que el voltaje censado es mayor o menor al valor establecido dan la orden de disparo del elemento de desconexión. Para la protección de bajo voltaje es normalmente establecido un voltaje de operación de 20% por debajo del nominal, para el caso de sobre voltaje se establece un margen de 10% del voltaje nominal para evitar daños en el aislamiento. El ajuste de tiempo, cuando se utiliza una unidad instantánea, es normalmente 2-3 segundos. Cuando se desea una alta velocidad en el disparo, puede utilizarse un ajuste de 0.1 segundos. Cuando el ajuste de tiempo es proporcional al grado de bajo voltaje, se recomienda un ajuste entre 1.25-2 segundos.

PROTECCIÓN DE TRANS-ORMADORES DE POTENCIA CONSIDERACIONES 4ENERALES Las fallas en los transformadores pueden ser causadas por una diversidad de condiciones internas y externas las que provocaran la incapacidad para funcionan de la unidad bien sea por razones mecánicas o eléctricas. Principalmente las protecciones instaladas en los transformadores cumple la finalidad de: •

Proteger el sistema eléctrico de los efectos de las fallas en los transformadores.

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•

Proteger los transformadores de las perturbaciones presentes en el sistema eléctrico al cual se encuentran conectados.

Las consideraciones primordiales al momento de realizar el cálculo de los ajustes de las protecciones son, el voltaje de operación, corriente nominal y la corriente Inrush. Energizar un transformador en sistema de distribución o subtransmision conlleva a una sobrecorriente de corto tiempo de duración debido al fenómeno de magnetización, esta corriente tiene un valor en el rango de 8 a 12 veces la corriente de carga nominal y una duración de 0.01s. La presencia de este fenómeno es razón de especial cuidado al momento de la selección de fusibles y realizar los ajustes de relés, estos deberán permitir la presencia de esta corriente en el sistema. Las fallas más comunes en los transformadores suelen ser las siguientes, en orden de frecuencia: •

•

•

•

•

Fallas entre espiras. Fallas devanado a tierra: ocasionadas por problemas de diseño, o fabricación, o por sobrecarga excesiva, o por vibraciones, o por sobretensiones, o por contaminación del aceite aislante. Fallas en terminales y cambiadores de tomas sin carga: ocasionadas por ensamblaje inapropiado, o por daños sufridos durante el transporte, o por vibración excesiva, o por diseño inapropiado. Fallas en los aisladores debido a vandalismo, o a contaminación, o a envejecimiento, o a rotura, o causado por animales. Fallas en el cambiador de tomas bajo carga: debido a mala operación del mecanismo, problemas en los contactos, contaminación del aceite, ensamblaje incorrecto. Fallas en el asilamiento del núcleo, en los transformadores de corriente instalados en los aisladores, fugas de aceite por la cuba, objetos extraños dejados en el interior (incluyendo sucio y partículas extrañas).

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Función y ubicación del transformador: Siendo el transformador una parte esencial del sistema de potencia, requerirá normalmente los relés más sofisticados en términos de diseño y redundancia, en grado creciente según tamaño y criticidad del servicio. Si se trata de un transformador reductor ubicado en una subestación de distribución, generalmente con un relé diferencial y protección de sobrecorriente de respaldo será suficiente. Si el transformador está cercano a una unidad de generación requerirá de restricción de armónicos. Nivel de tensión del transformador: Mientras más alta sea la tensión nominal del transformador, los equipos de protección a utilizar serán más sofisticados y costosos. Conexión y diseño: Los esquemas de protección varían considerablemente entre autotransformadores y transformadores de 2 o 3 devanados. La conexión de los devanados de un transformador trifásico (delta o estrella) afecta también el esquema de protección a aplicar. También es importante la presencia de devanados terciarios, el tipo de puesta a tierra utilizado, el tratamiento del neutro, cambiadores de “tap. Curvas de Daño: resistencia a corrientes de falla a través del transformador. Estas curvas consideran el efecto acumulativo del daño en el transformador debido a corrientes de falla pasando a través del mismo, y el número de estas fallas a las cuales el transformador puede estar expuesto en una aplicación dada.

•

•

Para aplicaciones donde las fallas pueden ocurrir frecuentemente (subestaciones de distribución con circuitos aéreos), la curva refleja los daños térmicos y mecánicos causados por la falla. Para aplicaciones donde la presencia de fallas no es frecuente la curva se refleja principalmente los daños térmicos.

Las curvas características de los dispositivos de protección de sobrecorriente a utilizar deben coordinar con la curva de daño del

•

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transformador a proteger, teniendo en cuenta no solam nte el nivel de incidencia de fallas sino también la ubicación de los dispositivos de protección involucrados. •

Los transform dores se pueden dividir en cuatro categorías según su capacidad:

El dibujo de las curvas de daño térmico de los transformadores como se ha planteado dependen de su capacidad nominal, a continuación se presenta la forma de determinar los puntos en la curva tiempo corriente que describen dicha curva. Categoría I: Punto 1:

Punto 4:

Donde: Zt: impedancia del tr nsformador en por unidad (p.u). (tomand como base la capacidad OA). Categoría II: Los transformadores de esta categoría generalmente se representan con las curvas térmica y mecánica, caracterizado por la ocurrencia frecuente de fallas (más de 10 en el período de vida útil). Los pu tos de la curva son calculados de la iguiente manera

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Punto 1:

T2 I  Capacidad del TX  Zt Punto 2:

T  4,08 I  0,7 x Capacidad del TX  Zt Punto 3:

T  2! x Zt  I  0,7 x Capacidad del TX  Zt Punto 4:

T0 I   x Capacidad del TX Donde: Zt: impedancia del transformador en p.u. Categoría III - IV:

T2 I  Capacidad del TX Zt"Z# Punto 2:

T8 I  0, x Capacidad del TX Zt"Z# Punto 3:

T  000 x Zt"Z# I  0, x Capacidad del TX Zt"Z# Punto 4:

82


Donde: Zt: impedanci del transformador en p.u. Zs: impedancia de la uente en p.u. OA).

(Tomando como base la capacidad

Desplazamiento de urvas de Daño para Fallas Desbalance das: Para la representación de la curva de daño en condicion s de falla no balanceada (fase-fas , fase-tierra) se aplica un factor ANSI, el c al depende del tipo de conexión del t ansformador.

Corriente de Magnetización – Inrush: La corriente “inrush” e energización se representa mediante un punto, el cual aproxima el efecto d la corriente inrush sobre la operación de los dispositivos de protección asociados. La corriente “inrus ” depende de la capacidad del tr nsformador y generalmente se dib ja en 0.1 segundos y puede ser estimada de la siguiente manera:

83


RE,UERIMIENTOS DE PROTECCIÓN Dependiendo de la capacidad del transformador y la ubicación e importancia del mismo diferentes esquemas de protección pueden ser utilizados, a continuación se describirán las comúnmente utilizadas y el rango de ajuste recomendadas por la norma.

Fusibles Es la protección mas simple que puede tener un transformador de potencia y suele usarse para transformadores de servicios auxiliarle de sistemas industriales o de tran formadores de baja potencia en general. a selección del fusible depende de di erentes factores:

84


•

•

•

•

•

•

La capacidad de interrupción del fusible debe ser mayor a la corriente máxima de de cortocircuito que debe interrumpir. La capacidad nominal del fusible debe ser mayor que la carga máxima del transformador. El fusible debe permitir la corriente “inrush” de magnetización del transformador sin operar. La característica mínima de operación indica que el fusible debe coordinar con los dispositivos de protección ubicados en el secundario del transformador. En caso de utilizar fusibles limitadores de corriente, los descargadores de sobretensión ubicados en el lado del fusible debe tener un “rating” igual o mayor a las sobretensiones que el fusible pueda generar. La protección primaria debe ser capaz de “ver” fallas secundarias en el transformador.

Relés de Sobrecorriente Sobrecorriente Temporizada (51/51N/51G) El ajuste de la función 51 debe permitir la sobrecarga del transformador cuando sea necesario y en condiciones de operación aceptables. El ajuste “pick-up” generalmente utilizado varía entre 125% y 600% de la capacidad mínima del transformador, considerando un 115% de la máxima sobrecarga aceptable. El ajuste de tiempo utilizado debe coordinar con los dispositivos de protección ubicados aguas abajo. En cuanto al ajuste de las protecciones de tierra, se debe destacar que la diferencia entre la función 51N y 51G es el conexionado de los CTs que los alimentan, la función 51N es alimentada por el circuito residual de tres CTs de fase conectados en estrella, en cambio la función 51G es alimentada por un CT instalado directamente en la puesta a tierra del transformador de potencia. En

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cualquiera de los dos casos el ajuste de pick up de ambas unidades es el mismo y debe corresponder con el 10% del ajuste de la unidad de fase (51). Desde el punto de vista de coordinación la función 51G debe establecerse de manera que coordine con la función 51N, es decir sea más lenta y opere como protección de respaldo.

Sobrecorriente Instantánea (50/50N) Esta función de protección deberá ser instalada únicamente en el lado de alta tensión de los transformadores puesto que de ajustarse en el lado de baja tensión no seria posible establecer una correcta coordinación, solo será aplicable en lado de baja tensión para condiciones especiales de protección. Este relé no debe operar para la corriente inrush o para fallas en el secundario del transformador (aguas abajo). El ajuste recomendado para esta protección es de 125% de la corriente de cortocircuito de la de baja tensión reflejada al primario, Previa verificación de que esta corriente sea mayor a la suma de las cargas mas la corriente de arranque del motor mayor (para sistemas industriales), de esta forma se garantiza que esta protección no opere para fallas en lado de baja tensión y se pierda la coordinación. En cuanto al ajuste de la protección de falla a tierra el ajuste recomendado se establece, siempre y cuando no exista resistencia de puesta a tierra limitadora de corriente, en 4 veces la capacidad del transformador o el 50% de la corriente de cortocircuito, esto dependerá del nivel de sensibilidad deseado y los niveles de corriente de falla. El tiempo de operación se debe establecer tal que sea de 0,1 s a la corriente ajusta. Protección Diferencial (87) Frente a fallas que se generen dentro del transformador la protección que deberá de establecerse, de manera de detectarla lo más eficientemente posible y conocer su procedencia, es la diferencial puesto que permite detectar diferencias entre las corrientes primarias y secundarias tomando en cuenta su

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proporción que corresponde con la relación de transformación d l transformador de potencia. Esta protección puede establecerse a través de relés de sobrecorriente, diferenciales porcent ales o porcentuales.

Según la distribución e corrientes de la figura anexa, se obtiene :

Seleccionando los transformadores de corriente apropiadam nte, se puede obtener:

Pero en presencia de una falla interna esta condición o se cumple, obteniéndose una diferencia entre las dos corrientes que es p oporcional a la corriente de falla:

87


Existen factores que se deben considerar a la hora de implementar esta protección: •

•

•

No siempre es posible obtener transformadores transformadores de corriente corriente con relaciones de transformación que permitan satisfacer la condición N1xn1=N2xn2, debido a que generalmente se utilizan relaciones de transformación estándar o comerciales. Los errores de transformación de los transformadores de corriente utilizados pueden ser diferentes, lo que introduce una corriente diferencial tanto en condiciones normales como en presencia de una falla. Si el transformador transformador cuenta con cambiador de tomas, tomas, se introducen introducen cambios importantes en la relación de transformación al momento de utilizar el mismo, que algunos relés compensan internamente.

Estos efectos causan una corriente diferencial que pasa a través del relé, el cual no debe originar disparos innecesarios por esta corriente. Los relés de sobrecorriente convencionales son susceptibles a falsas operaciones por este motivo, por lo cual es generalmente utilizado el relé diferencial porcentual. En el relé diferencial porcentual, la corriente de operación (Id ( Id)) debe exceder un porcentaje fijo de la corriente “pasante” a través del transformador, la cual es definida como corriente de restricción Ir: Ir:

$

!% " 2% 2

Entonces el relé operara cuando:

& ' ( ) $ Donde K es la pendiente de la curva diferencial porcentual de operación del relé, con valores típicos de 10%, 20% y 40%. El ajuste de corriente del relé diferencial porcentual es generalmente bajo, el relé no debe operar a menos que la corriente diferencial sea mayor a este valor. La pendiente de la curva determina la zona de disparo/operación del relé. 88


Curva típica de operación de un relé diferencial diferencial y consideracione consideraciones tomadas para ajuste

Disposit sitivo de de Pr Presión (63) Al ocurrir una falla i terna en un transformador de aceite, el arco producido genera gases, los cu les crean ondas de presión en el aceite. En los los trtransf ansfor orma mado dorr s con tanque tipo “conservador” “conservador”,, las ondas de presión en el aceite son detect das por una membrana de presión en la tubería que conecta el tanque tanque del transformador con el conservador. El movimiento de la membra brana es es de detect ectado por un relé Bucholz. En los tran transsfor formado madorr s con tanques con colchón de aire en el tope, las ondas de presión son detectadas por un Relé de Presión Súbita. Estos relés no dete detecctan tan ca cambio mbioss len lenttos de presión (cambios en la carga del tra sformador). Dispositivos de Temperatura (26 y 49) Existen muchos dis ositivos de detección de temperatura utilizados para indicación, control, re istro y disparo (no muy común). Algunos dispositivos iden la temperat temperatura ura del del aceite, aceite, usualment usualmente en el tope del aceite (Elemento (Elemento 26). 26).. Estos dispositivos pueden envían señales de alarma al DCS, para alertar al oper operaador, or, qui quien en puede remo emotame tament ntee desc descar arggar el tran transf sfor orm m dor o realizar revisiones en sitio.

89


Otros dispositivos utilizan una combinación de corriente y temperatura del aceite para medir el efecto total de carga y temperatura ambiente (Relé ( Relé 49). 49). La temperatura crítica es conocida como “HOT SPOT” y se refiere al valor máximo de temperatura que se puede producir en cualquier lugar del devanado. Este relé es usado comúnmente para arrancar y parar los motores de los ventiladores del transformador, y en casos extremos cuando no es posible remover la carga remotamente o enviar a un operador, generar una alarma que disparará el interruptor asociado al transformador.

PROTECCIÓN DE 8ARRAS PRINCIPALES DE CENTROS DE POTENCIA CONSIDERACIONES 4ENERALES Las barras principales de las subestaciones son las partes del sistema de potencia usada para dirigir el flujo de potencia hacia los alimentadores principales y para aislar aparatos o circuitos enteros del sistema. Están incluidas las barras de distribución, interruptores, fusibles, transformadores de corriente y la estructura donde son instalados. La acción de despejar fallas en las barras principales de las subestaciones, conlleva a la desconexión de toda la apertura de todos los interruptores adjuntos a esta en respuesta a la acción de los relés, o por el disparo de fusibles. Esta desconexión implica el corte en el suministro eléctrico a todas las cargas relacionadas a la barra lo cual puede conllevar a efectos colaterales en el resto del sistema de potencia. Debido a la resultante inactividad del sistema relacionado los equipamientos de las barras deben ser diseñados los más confiables posibles. Cuando los sistemas de potencia industriales se encuentran aterrados a través de impedancias limitadoras de corriente de falla a tierra, estas son considerablemente menores por lo que requiere de relés más sensibles. Además, los transformadores en con conexión Estrella – Delta aíslan el

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dispositivo en el primario de las corrientes de falla a tierra, en estos casos se deben instalar relés de protección de falla a tierra. Las fallas más comunes en las barras suelen ser las siguientes, en orden de frecuencia: •

•

Fallas por objetos extraños dejados en el interior (principalmente herramientas). Fallas en aisladores debido a vandalismo, o a contaminación, o a envejecimiento, o a rotura, o causado por animales.

Fallas en terminales ocasionadas por montaje inapropiado, o por daños sufridos durante el transporte, o por vibración excesiva, o por diseño inapropiado Las fallas en barras (subestaciones exteriores o interiores, switchgears, MCCs, etc.) suelen ser escasas, pero tan destructivas y peligrosas, que requieren de toda la prevención posible: diseño de barras apropiado para el sitio y condiciones de operación (apropiada resistencia a cortocircuitos externos durante el tiempo necesario, apropiado apretado de conexiones), relés o fusibles de alta velocidad y apropiada sensibilidad en esquemas de protección respaldados, adecuada protección contra sobretensiones en el sistema, apropiada puesta a tierra. Los esquemas más comunes de protección son: •

•

Protección contra sobretensiones (Surge Arresters, TVSSs). Fusibles / Protección contra sobrecorriente (50 / 50N, 51 / 51N) ó esquema diferencial porcentual (87 / 87N ó 51/ 51N) y/ó esquema diferencial parcial (hecho a base de relés 51).

•

Otros: relés direccionales de sobrecorriente (67 / 67N).

•

Respaldos: disparo transferido, 50BF, 51V.

91


RE,UERIMIENTOS DE P OTECCIÓN DEPENDIENDO DEL ARRE4LO DEL SISTEMA ELÉCTRICO Esquema Barra Rad al •

Protección contra sobretensiones (Surge Arresters, TVSSs).

•

Fusibles / Prot cción contra sobrecorriente (50 / 50N, 51 / 51N)

•

•

Otros: relés direccionales de sobrecorriente (67 / 67N) en caso que haya que separar la barra (con generación propia) de otra parte del sistema. Respaldos: disparo transferido, 50BF, 51V: la función 51V es requerida como respaldo de sobrecorriente para desconectar un ge erador en caso de falla en las rotecciones primarias de sobrecorriente.

Esquema Secundario Selectivo: •


•

Protección contra sobrecorriente (50 / 50N, 51 / 51N)

Transferencia anual y / ó automática.

•

•

•

Otros: relés direccionales de sobrecorriente (67 / 67N) en caso que haya que separar la barra (con generación propia) de otra parte del sistema. Respaldos: disparo transferido, 51V: la función 51V es re uerida como respaldo de sobrecorriente para desconectar un generador en caso de falla en las pro ecciones primarias de sobrecorriente.

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Esquema Doble Bar a – Doble Interruptor: •


•

Diferencial de arra (87 / 87 N).

Transferencia anual y / ó automática.

•

•

•

Otros: relés direccionales de sobrecorriente (67 / 67N) en caso que haya que separar la barra (con generación propia) de otra parte del sistema. Respaldos: disparo transferido, 51V: la función 51V es re uerida como respaldo de sobrecorriente para desconectar un generador en caso de falla en las pro ecciones primarias de sobrecorriente.

93


PROTECCIÓN DI-ERENCIAL PARA 8ARRAS El esquema diferencial mide la suma fasorial de las corrien es entrantes y salientes de la barra, la cual debería ser CERO a menos que exista una falla de cortocircuito en la zona (barra) protegida. Tipos de esquemas •

Relé Diferencial de Voltaje:

En este esquema se tilizan transformadores de corriente atravesados por cada barra. El problema d la saturación de los mismos y de la com onente de C.C. es eliminado utilizando un relé con bobina de alta impedancia, ue responde al voltaje.

1 = Relé de sobreten ión. 2 = Relé de sobrecorriente. 3 = Resist r variable. Relés Diferencial Porcentual:

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En este esquema l relé es similar al utilizado para la protección de transformadores y es vital que los TCs no saturen en ningún caso y posean en todo idénticas carac erísticas, particularmente en lo referent a precisión y saturación. Limita la cantidad de alimentadores que se pueden proteger.

R = Bo ina de restricción. O = Bobina de operaci n Relés de Sobrecorri nte (51/ 51N): Hoy en día no es nec sariamente el más económico; por causa e su economía fue desarrollada en la época de los relés electromecánico . Las mismas previsiones que han de tomarse para el caso de la protección diferencial porcentual aplican para este caso. El esquema es más lento en operar que los otros disponibles, lo cual representa una desventaja.

Razones del uso de protecciones diferenciales en barra: •

Mayor grado de xposición de la barra a fallas: las barras xteriores están más expuestas q e las de un Metal- Clad Switchgear.

95


•

Varias barras en secundario selectivo: aquí la más rápida y selectiva separación de la barra fallada de las demás se hace con un esquema diferencial.

•

Necesidad de limitar los daños a la barra debido a su criticidad.

•

Para evitar o eliminar un problema de coordinación.

•

En barras alimentadas por generadores locales o una combinación de generación local con la compañía de suministro: así se logra aislar la porción fallada de barra y mantener el resto del sistema. Las funciones 51 usualmente toman mucho tiempo en actuar.

Aplicación / Criterios de Diseño y Ajuste: La parte costosa normalmente es la asociada a los transformadores de corriente que se requieren.

•

Los transformadores de corriente deben tener todos idénticas características cuando hablamos de protección diferencial porcentual, y no deben saturar en ninguna zona de operación (no deben saturar aún durante el peor cortocircuito esperado). Para cualquier tipo de relé diferencial, los transformadores de corriente deben poseer baja reactancia de fuga secundaria.

•

En la instalación del esquema, especial cuidado ha de tenerse con la polaridad de los transformadores de corriente, para evitar que el relé dispare para fallas localizadas fuera de la zona de protección.

96


PROTECCIÓN DE CA8LES CONDUCTORES DE CENTROS DE POTENCIA CONSIDERACIONES 4ENERALES Los cables de potencia requieren protección contra cortocircuitos, sobrecargas y daños físicos según el C.E.N. La protección es necesaria para evitar que el cable opere en condiciones que superen a su capacidad de diseño, proteger al personal y equipos asociados y asegurar la continuidad del servicio.

•

Las altas temperaturas originadas por sobrecargas ocasionan una disminución en la vida útil del cable. Adicionalmente, si el calentamiento llega a ser excesivo, puede dañar al aislamiento del cable.

•

•

•

La selección adecuada del cable asegura que el cable es lo suficientemente “grande” para la corriente de carga esperada. La protección adecuada asegura que el aumento de temperatura del cable por encima de la temperatura ambiente no será excesivo. En aquellos cables por los cuales circule una corriente de falla pueden presentar daños térmicos en toda su extensión si la falla no es despejada lo suficientemente rápido. Dependiendo del calibre del cable, su aislamiento y el nivel de corriente de falla esperado, el tiempo de despeje de la falla debe ser lo suficientemente pequeño para que operen las protecciones antes que las temperaturas de daño sean alcanzadas.

PROTECCIÓN CONTRA CORTOCIRCUITO Durante el período que dure el cortocircuito, la temperatura del conductor no debe llegar a un punto en que se ocasione daños al cable. La protección contra cortocircuito involucra el determinar los siguientes factores: •

•

Maxima corriente de cortocircuito. Máxima temperatura que el conductor puede soportar sin ocasionar daños al aislamiento.

97


•

Calibre del conductor y su capacidad de contener el calor.

•

Tiempo de despeje de la falla.

Durante una falla las pérdidas I²R en los conductores de fase elevan primero la temperatura del conductor y luego la del aislamiento, chaqueta, canalización y alrededores. En vista de que el cortocircuito es despejado instantáneamente o en un período de tiempo muy corto, la cantidad de calor transferida desde los conductores hacia el aislamiento y otras partes del cable es muy pequeña, por lo que se puede asumir que el 100% de las pérdidas I²R es consumido para elevar la temperatura del conductor. En base a lo establecido anteriormente, se pueden relacionar el calibre del cable CM (circular mil), la magnitud de la corriente de falla I y del tiempo de despeje de la misma t mediante la siguiente relación: Conductores de Cobre:

*+ -   0.02/7 l1

 " 234 "234

Conductores de Aluminio:

*+ -   0.0!2 l1

 " 228 "228

Donde To: temperatura de servicio, Tf: temperatura de cortocircuito. De las formulas anteriores se pueden obtener curvas de temperatura-tiempocorriente con la finalidad de escoger adecuadamente el cable a utilizar en una determinada aplicación, y a la vez se pueden utilizar estas curvas en las curvas tiempo-corriente de coordinación para asegurar que el cable está correctamente protegido. Ver figura 27

98


-ig"ra ?. Curvas de temperatura-tiempo-corriente para c nductores. -"en$e( ANSI+IEEE S$d. ?? / ?BB

99


COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE SO8RECORRIENTE CONSIDERACIONES 4ENERALES Los objetivos de la coordinación de sobrecorriente son, determinadas características, especificaciones y ajustes, de los dispositivos de protección de sobrecorriente con el fin de minimizar los daños y despejar las corrientes de cortocircuitos lo mas pronto posible. Los esquemas de protección esta generalmente configurados de manera que en presencia de una condición de sobrecarga o falla, se aísle del sistema de potencia la menos cantidad de elementos posibles. La realización de un estudio de coordinación de protecciones sobre corrientes se basa en la comparación de selección y comparación de los tiempos de los dispositivos, de manera de lograr los objetivos de protección de sistema bajo condiciones anormales, en dicho estudio se debe incluir todos los dispositivos desde las fuentes de generación hasta las cargas del sistema de potencias. Un estudio de coordinación provee además una serie de datos útiles para la selección de: •

Valores nominales de los transformadores (voltaje y corriente).

•

Características y ajustes de los relés de protección.

•

Características de los fusibles.

•

Características y ajustes de los interruptores.

En la instalación de un nuevo sistema de potencia usualmente los niveles de operación cambian antes de la implantación del sistema, pero luego de haber sido ordenados los nuevos dispositivos de protección, estos cambios deben ser anticipados al momento de seleccionar los dispositivos de manera que sus características sean suficientemente sensibles para proteger frente a los nuevos niveles de carga. Para evitar un mal funcionamiento de sistema de protecciones

100


de sobrecorriente se deben determinar los ajustes una vez determinada los niveles de carga y de corriente de cortocircuito del sistema.

Las protecciones de sobrecorriente en los sistemas de potencia se aplican tanto como protecciones primarias y de respaldo. Las protecciones primarias son la primera línea de defensa contra los daños resultantes de flujo de corriente de cortocircuito o resultantes de una operación anormal. Las protecciones de respaldo son las que actúan en los casos en que las primarias, fallan en el despeje de las contingencias que se puedan presentar en el sistema, los ajustes de estas protecciones deben ser tales que ellas actúen con un intervalo de tiempo con respecto al tiempo de actuación de las protecciones principales, como consecuencia de esto estas protecciones deberán ser diseñadas para soportar las corrientes que se presentan por un tiempo prolongado sin sufrir ningún daño. El objetivo de la coordinación en sobrecorriente es la aplicación sistemática de ciertos criterios para ajustar los dispositivos de sobecorriente de tal manera que las fallas de cortocircuito en las diversas zonas sean removidas colocando fuera de servicio la menor cantidad posible de cargas y equipos (es decir, sólo la ZONA DE PROTECCIÓN afectada). Nótese que la coordinación empieza con la apropiada concepción topológica de la RED ELÉCTRICA que se pretende proteger. Una inadecuada CONCEPCIÓN del SISTEMA bien pudiese devenir en inflexibilidades y problemas a la hora de asegurar la disponibilidad requerida de servicio eléctrico. A partir de una adecuada concepción TOPOLÓGICA (asegurando que los dispositivos de interrupción sean adecuados y correctamente ubicados en función de los propósitos de disponibilidad, confiabilidad y costos), comienza la tarea de concebir un SISTEMA de protecciones, zonificando la red y aplicando los esquemas de protecciones apropiados. Como en todo sistema, las partes deben ser armonizadas para lograr la correcta operación del conjunto. LA SELECCIÓN DE EQUIPOS ES CRÍTICA (AÚN EN EL CASO DE

101


INTERRUPTORES DE BAJA TENSIÓN) Y CAUSAL DE ATRASOS Y COSTOS ADICIONALES EN LAS OBRAS. La ejecución de la actividad de coordinación de protecciones debería arrojar como resultados: •

•

•

Las características de los relés, transformadores de corriente y de potencial necesarios. Los ajustes de tales relés y dispositivos de protección para asegurar la correcta protección contra sobrecorrientes y SOBRECARGAS. Debe anticipar en lo posible los futuros cambios y ampliaciones, LOS CUALES SE PUEDEN PRODUCIR PERFECTAMENTE DURANTE LA EJECUCIÓN DEL PROYECTO MISMO.

Consideración de Trasformadores en Conexión Delta- Estrella. Cuando una falla ocurre en el secundario de un transformador con conexión Delta-Estrella aterrado, la magnitud de la corriente de falla en por unidad dependerá del tipo de falla. Este hecho afectara directamente la coordinación de las protecciones del primario del transformador con las que se encuentran instaladas en el secundario.

Fuente: IEEE Std. 242 -2001 Para fallas entre fases en el secundario, las corrientes en por unidad de línea en el primario son 16% mayores que las presenten en el secundario. Además,

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las corrientes en los devanados primarios para una falla trifásica en el secundario son aproximadamente 16% mayores que las presentes en las fallas de fase a fase. En las fallas de fase a tierra en los transformadores aterrados sólidamente en el secundario, la corriente en por unidad en dos fases en el primario es solamente 58% de la corriente presente en el secundario. Para fallas trifásicas en el secundario la corriente que recorre los devanados del primerio es igual a la corriente presente para las fallas de fase a tierra

DATOS RE,UERIDOS PARA LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES( 1. Información General: •

Carga, datos de los componentes del sistema.

•

Perfiles de tensión.

•

Diagramas unifilares, trifilares, esquemas de control.

•

Planos de fabricante de los equipos (CCM, SWGR, etc.)

•

•

•

Catálogos de los dispositivos de protección (característica de operación y ajustes). Estudio dinámico (esquema de bote de carga, separación de áreas, protecciones de generadores). Estudio de re-arranque/reaceleración de motores.

2. Datos básicos provenientes de los Estudios Eléctricos: •

Corriente de cortocircuito momentánea máxima y mínima (primer ciclo).

•

Corriente máxima y mínima de interrupción (5 ciclos a 2 segundos).

•

Corriente máxima y mínima de falla a tierra.

•

Corriente máxima (y su dirección fasorial) que circula por los enlaces entre áreas en caso de oscilaciones de potencia y otros fenómenos transitorios. 103


3. Motores: •

Corriente nominal, tensión nominal, potencia nominal, número de fases y frecuencia nominal.

•

Corriente y tiempo de arranque.

•

Factor de potencia, factor de servicio, ciclo de servicio.

•

Data de heaters, temperaturas de arrollados/cojinetes (motores donde existen RTDs).

•

Curvas de daño (motores de media tensión o potencia elevada).

•

Características de VFDs asociados (si los hay).

4. Transformadores: •

Potencia nominal en cada régimen de operación, tensiones nominales, cambiador de tomas.

•

Número de fases.

•

Corriente de energización o “inrush”.

•

Tipo de conexión e impedancia.

•

Curva de daño.

5. Generadores: •

•

•

Tensión máxima de excitatriz y tensión máxima de plena carga. Curvas de disminución de tensión (curva decremental) para fallas trifásicas y fase-fase, con el generador operando a plena carga y excitatriz bajo el control del regulador automático de tensión. Reactancias sincrónicas, subtransitoria, transitoria de eje “d” y “q”.

104


•

Constante de tiempo transitoria para circuito abierto y subtransitoria de eje “d” y “q”.

•

Impedancias de secuencia negativa y cero.

•

Reactancia de fuga del estator.

•

Curva de daño.

6. Cables: Ampacidad, curva de daño, tanto en del conductor como de la pantalla / armadura (cuando aplica).

CRITERIOS PRINCIPALES PARA UNA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES Parte de los criterios son aquellas condiciones y guías establecidas en el Código Eléctrico Nacional vigente. En el caso venezolano, éste corresponde a una versión de NEC de USA, Standard NFPA-70 del año 1996. La coordinación de sobrecorriente se inicia en las cargas (ramales y terminaciones de la red eléctrica bajo estudio), hasta llegar a la(s) acometida(s) o entrada(s) principal(es). El alimentador/ramal con mayor carga de una barra determina la coordinación del dispositivo de sobrecoriente inmediatamente aguas arriba (la entrada o alimentador de dicha barra), y así sucesivamente. Si el ramal más grande, con rango de disparo más alto, coordina con los dispositivos hacia el suministro, entonces la coordinación de los ramales más pequeños está asegurada. La representación gráfica tiempo-corriente de los dispositivos de protección y las curvas de límite térmico de los equipos permiten determinar el grado de protección ofrecido a transformadores, motores y demás componentes del sistema. En la búsqueda de la máxima selectividad y protección se presentan con frecuencia situaciones conflictivas que obligan a sacrificar alguno de los

105


objetivos. Para cada uno de estos casos prevalecen criterios prácticos de ingeniería, aunque en general el de protección priva sobre el de selectividad. Las corrientes momentáneas se utilizan para determinar la selección y los ajustes de los dispositivos instantáneos. La corriente máxima de interrupción se utiliza para determinar el intervalo máximo de coordinación (corriente de coordinación); la corriente mínima de interrupción es necesaria para garantizar que los dispositivos seleccionados y ajustados posean suficiente sensibilidad. La corriente máxima (y su dirección fasorial) que circula por los enlaces entre áreas en caso de oscilaciones de potencia y otros fenómenos transitorios se utiliza para verificar el compromiso entre selectividad y protección en aquellos casos de enlaces entre áreas diferentes, cada una con generación propia (sistemas interconectados). Este examen es necesario para impedir que fenómenos externos (arranques de motores muy grandes de áreas vecinas, oscilaciones de potencia) separen las áreas o disparen en forma espúrea alguna(s) carga(s) en una o varias de las áreas interconectadas. La manera de visualizar la realización de una coordinación de protecciones es, dibujar en papel logarítmico cada una de las curvas de tiempo – corriente de actuación de cada uno de los dispositivos, un determinado intervalo de tiempo entre curvas debe ser mantenido entre las curvas características de cada elemento de protección con la finalidad de garantizar la actuación selectiva del sistema de protecciones. Al realizar la coordinación entre dos relés de sobrecorriente, considerar la localización de un con respecto al otro es necesario. El intervalo de tiempo entre las curvas características generalmente utilizado cuando se están tratando con relés de disco de inducción es de 0.3 – 0.4s, este tiempo debe ser medido bien sea en el menor valor de pickup que puede ser ajustado para la protección aguas abajo o en el punto donde se marque la mayor corriente de falla para los dos relés.

106


Todos los ajustes de los elementos deben ser calibrados en su localización, esto permite reducir el intervalo de tiempo alrededor de 0.05s, los tiempos entre curvas se muestran en las tablas siguientes.

In$er%als de Crdina&ión -"en$e( IEEE S$d ??  ?BB

107


Intervalos de tiempo sin calibración en campo

Fuente: IEEE Std. 242 – 2001

Intervalos de tiempo con calibración en campo

Fuente: IEEE Std. 242 – 2001

Al usar relés estáticos, el tiempo de viaje del disco de inducción deja de ser factor a considerar, por lo tanto el intervalo de tiempo necesario es reducido a 0.2 – 0.3s. Mediante el empleo de dispositivos que tengan un mecanismo el cual haga el que el tiempo de viaje de los discos de inducción sea menor, el intervalo de tiempo puede ser reducido a valores entre 0.2 – 0.35s. Cuando se realiza la coordinación entre un relé y un fusible agua abajo, el tiempo de operación del interruptor no es una variante. El tiempo total de despeje del fusible en la coordinación será usado como el punto de partida para el intervalo de tiempo. Cuando el relé aguas arriba es de inducción el intervalo puede ser ajustado en 0.22s, en cambio si se usa un relé estático el tiempo es menor, se ajusta en 0.12s. Cuando se presenta el caso contrario, es decir, el elemento aguas arriba es el fusible, el tiempo de acción de interruptor es un

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factor que debe ser tomado en cuenta, por lo tanto, se deberá incluir este tiempo junto con el intervalo de tiempo para la coordinación con el relé. En la que se presenta a continuación se encuentran indicados los mínimos intervalos de tiempo entre curvas de funcionamiento normalmente usados en sistemas industriales.

-"en$e( IEEE S$d. ??  ?BB

PROCEDIMIENTO A SE4UIR EN UNA COORDINACIÓN La realización de una coordinación de protecciones es un proceso de ensayo y error en el cual las curvas características de cada uno de los dispositivos son dibujadas en un papel logarítmico de manera que se pueda realizar una coordinación selectiva. El siguiente procedimiento presenta una serie de pasos necesarios, con el cual se facilitara y garantizara una correcta construcción de las graficas de coordinación de corriente y para el posterior ajuste y montaje de los dispositivos en el sistema: A. Seleccionar el circuito a ser coordinado. Se debe iniciar en las cargas del circuito y fluir aguas arribas hasta las fuentes de generación, deben determinar las mayores corrientes presentes que por lo general son las corrientes de inrush en el momento de arranque de los motores. B. Seleccionar la correcta escala para la corriente, esto permite que al realizar las graficas resulten ordenadas lo que facilitara su entendimiento.

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Típicamente el mayor nivel de cortocircuito es el límite para la escala de corriente. C. Dibujar un pequeño diagrama unifilar de cada uno de los circuitos que serán coordinados en conjunto con las graficas de sus curvas en papel logarítmico, esto facilitara su entendimiento. D. En las graficas se deben señalar los siguientes puntos de importancia. a. Máximo nivel de cortocircuito. b. Corrientes de los transformadores funcionando con su carga nominal. c. Curvas de daño de los elementos a proteger. d. Corrientes Inrush de los elementos. E. Dibujar las curvas de funcionamiento de cada uno de los dispositivos seleccionados.

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Guia de Protecciones Electricas - Aaron Paradas

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