1 E - Protecciones en Sistemas Electricos de Distribucion (Imp)

“Protecciones de Sistemas Eléctricos”

PROTECCIONES EN SISTEMAS ELECTRICOS DE DISTRIBUCION

A. Introducción

El problema de la Protección en Sistemas Eléctricos de Distribución ha venido adquiriendo cada vez mayor importancia ante el crecimiento acelerado de las redes eléctricas y la exigencia de un suministro de energía a los consumidores con una calidad de servicio cada vez mayor. A pesar de existir abundante bibliografía sobre Protecciones de Sistemas Eléctricos, éstas en su mayoría están enfocadas con objetivos muy específicos, lo que hace que que este tema en algunos casos casos se presente como poco atractivo. atractivo. No son muy abundantes las publicaciones que traten este tópico tan interesante y hoy en día tan necesario, a nivel de distribución con un interés especial a la selección, aplicación y coordinación de los equipos de protección comúnmente usados en los Sistemas Eléctricos de Distribución. Es por esta razón que el objetivo de esta publicación publicación está orientado orientado a dar una visión lo más completa completa posible sobre sobre la gran mayoría de los equipos de protección utilizados en distribución. Se aborda el asunto de la Protección de Sistemas Eléctricos de Distribución, bajo un enfoque equilibrado, tratando los temas de esquemas de protección, selección de equipos y coordinación de operación de los mismos en forma simple, más orientados a los conceptos, cálculos preliminares y recomendaciones generales, que a aspectos de construcción o mantención de los equipos. Se pretende entregar los elementos necesarios para realizar los cálculos eléctricos involucrados en la protección y determinar los parámetros pertinentes, todo ello dentro del marco de la filosofía de las protecciones en sistemas eléctricos. Con el fin de facilitar la comprensión del tema y asegurar la claridad conceptual pretendida, éste se pr esenta en el siguiente orden: orden: i)

Cálculo de corrientes de fallas, cortocircuitos simétricos y asimétricos.

ii )

Conceptos básicos de sistemas de protecciones.

iii ii i )

Elementos de protecciones, fusibles, reconectadores, seccionalizadores.

iv )

Coordinación entre elementos de protección protec ción

A.1

Cálculo de Corriente de Cortocircuito

Un factor importante que debe considerarse en el análisis de operación o en la etapa de planeapl aneación de los sistemas eléctricos de potencia o parte de él, es el comportamiento de éste en condiciones normales y en condiciones anormales de operación. La condición normal de operación de un sistema eléctrico es aquella sin falla, no obstante por diferentes causas, es prácticamente imposible imposible evitar la presencia presencia de fallas en las instalaciones, muchas de ellas fuera fuera del control humano. Los estudios de estas condiciones condiciones anormales, permiten permiten obtener información información valiosa y vital para el ingeniero proyectista o analista de sistemas de protecciones. Las condiciones de operación anormales que interesan en este caso, se puede clasificar en fallas y perturbaciones. Naturalmente que ambas atentan contra la calidad y continuidad continuida d de servicio y someten a los equipos involucrados involucrados a condiciones mu muyy severas. Sin embargo, las condiciones Proteccio Protecciones nes en Sistemas Sistemas Eléct Eléctrico ricoss de Distribuc Distribución ión 1-31 Apuntes pr eparados po r: Prof. Sr. Ra úl Saavedra C..


clasificadas como perturbaciones no revisten una gravedad inmediata para los equipos ni para la calidad de servicio, éstas pueden permanecer durante un tiempo prudencial, pero, deben ser desconectadas para evitar que evolucionen a situaciones más peligrosas. Entre las perturbaciones más comunes se pueden citar algunas como: oscilaciones, cargas desequilibradas desequilibradas,, contactos a tierra en sistemas aislados, sobrecargas razonables, etc. Situaciones de una magnitud magnitud y gravedad superiores superiores a las perturbaciones perturbaciones son las fallas. Estas pueden pued en causar en breve tiempo daños severos a los equipos afectados; por esta causa se requie requie-re que sean desenergizadas desenergizadas lo antes posible. Entre las fallas se pueden distinguir distinguir dos tipos: las fases abiertas y los cortocircuitos. Las fases abiertas consisten en la apertura o desconexión de una o dos de las fases, sin contacto con otras fases fases o tierra. Estas no producen producen sobrecorrientes sobrecorrientes de grandes magnitudes, magnitudes, pero si provocan la circulación de corrientes de secuencia, en especial de secuencia negativa, que son de peligro para los equipos por el fuerte calentamiento calentamiento que ellas ocasionan. Las causas que que originan este tipo de falla son, entre otras, los cortes de líneas por accidentes, fusibles quemados, interruptores o reconectadores monofásicos, etc. Los cortocircuitos cortocircuitos son fallas originadas por un un contacto, generalmente, generalmente, mediante mediante un arco eléctrico, entre conductores conductores o entre un conductor conductor y tierra. Esta condición anormal, provoca una sit situauación de emergencia debido a las grandes magnitudes de corrientes que se presentan en todos los elementos cercanos cercanos al punto de falla. Estas corrientes corrientes de gran magnitud magnitud dan origen a calentamientos y esfuerzos mecánicos severos en los equipos afectados y, también, serias perturbaciones en los circuitos de telecomunicaciones vecinos. En los sistemas trifásicos pueden acontecer cuatro tipos de cortocircuitos: monofásicos a tierra, tierra, bifásicos a tierra, bifásicos y trifásicos. La mayoría de las fallas comienzan como fallas monofásicas a tierra y si no se les eliminan con con prontitud, alcanzan otras fases y se convierten en cortocircuitos bifásicos a tierra. Los cortocir cortocircu cui-itos trifásicos por lo general son los más severos ya que producen altas corrientes y descenso brusco de la tensión en las tres fases. La probabilidad de la ocurrencia de los diferentes diferente s tipos de cortocircuitos, depende de varios factores, entre muchos de éstos se pueden citar los siguientes: configuración de circuito, tipo de circuito (aéreo o subterráneo), nivel de tensión, nivel de aislación a tierra y entre fases, velocidad de aclaramiento de la falla, condiciones meteorológicas, meteorológicas, etc. En distribución estas probabilidades [4], a modo de referencia, referencia, son del orden orden de: Cortocircuito Monofásico a tierra Cortocircuito Bifásico Cortocircuito Bifásico a tierra Cortocircuito Trifásico

70% 15% 10% 5%

Debe considerarse obviamente que estas probabilidades pueden diferir substancialmente de un sistema a otro. Como se mencionó, usualmente el cortocircuito trifásico es el más severo, sin embargo, en ocasiones la falla monofásica a tierra es mayor, esta circunstancia se da especialmente cuando: i ) Los generadores del sistema sistema tienen sus neutros neutros sólidamente conectados conectados a tierra o medianmediante una impedancia pequeña y, ii ) Cuando ocurren en el lado estrella de un banco de transformadores con conexión triánguloestrella, con neutro conectado a tierra Proteccio Protecciones nes en Sistemas Sistemas Eléct Eléctrico ricoss de Distribuc Distribución ión 2-31 Apuntes pr eparados po r: Prof. Sr. Ra úl Saavedra C..


clasificadas como perturbaciones no revisten una gravedad inmediata para los equipos ni para la calidad de servicio, éstas pueden permanecer durante un tiempo prudencial, pero, deben ser desconectadas para evitar que evolucionen a situaciones más peligrosas. Entre las perturbaciones más comunes se pueden citar algunas como: oscilaciones, cargas desequilibradas desequilibradas,, contactos a tierra en sistemas aislados, sobrecargas razonables, etc. Situaciones de una magnitud magnitud y gravedad superiores superiores a las perturbaciones perturbaciones son las fallas. Estas pueden pued en causar en breve tiempo daños severos a los equipos afectados; por esta causa se requie requie-re que sean desenergizadas desenergizadas lo antes posible. Entre las fallas se pueden distinguir distinguir dos tipos: las fases abiertas y los cortocircuitos. Las fases abiertas consisten en la apertura o desconexión de una o dos de las fases, sin contacto con otras fases fases o tierra. Estas no producen producen sobrecorrientes sobrecorrientes de grandes magnitudes, magnitudes, pero si provocan la circulación de corrientes de secuencia, en especial de secuencia negativa, que son de peligro para los equipos por el fuerte calentamiento calentamiento que ellas ocasionan. Las causas que que originan este tipo de falla son, entre otras, los cortes de líneas por accidentes, fusibles quemados, interruptores o reconectadores monofásicos, etc. Los cortocircuitos cortocircuitos son fallas originadas por un un contacto, generalmente, generalmente, mediante mediante un arco eléctrico, entre conductores conductores o entre un conductor conductor y tierra. Esta condición anormal, provoca una sit situauación de emergencia debido a las grandes magnitudes de corrientes que se presentan en todos los elementos cercanos cercanos al punto de falla. Estas corrientes corrientes de gran magnitud magnitud dan origen a calentamientos y esfuerzos mecánicos severos en los equipos afectados y, también, serias perturbaciones en los circuitos de telecomunicaciones vecinos. En los sistemas trifásicos pueden acontecer cuatro tipos de cortocircuitos: monofásicos a tierra, tierra, bifásicos a tierra, bifásicos y trifásicos. La mayoría de las fallas comienzan como fallas monofásicas a tierra y si no se les eliminan con con prontitud, alcanzan otras fases y se convierten en cortocircuitos bifásicos a tierra. Los cortocir cortocircu cui-itos trifásicos por lo general son los más severos ya que producen altas corrientes y descenso brusco de la tensión en las tres fases. La probabilidad de la ocurrencia de los diferentes diferente s tipos de cortocircuitos, depende de varios factores, entre muchos de éstos se pueden citar los siguientes: configuración de circuito, tipo de circuito (aéreo o subterráneo), nivel de tensión, nivel de aislación a tierra y entre fases, velocidad de aclaramiento de la falla, condiciones meteorológicas, meteorológicas, etc. En distribución estas probabilidades [4], a modo de referencia, referencia, son del orden orden de: Cortocircuito Monofásico a tierra Cortocircuito Bifásico Cortocircuito Bifásico a tierra Cortocircuito Trifásico

70% 15% 10% 5%

Debe considerarse obviamente que estas probabilidades pueden diferir substancialmente de un sistema a otro. Como se mencionó, usualmente el cortocircuito trifásico es el más severo, sin embargo, en ocasiones la falla monofásica a tierra es mayor, esta circunstancia se da especialmente cuando: i ) Los generadores del sistema sistema tienen sus neutros neutros sólidamente conectados conectados a tierra o medianmediante una impedancia pequeña y, ii ) Cuando ocurren en el lado estrella de un banco de transformadores con conexión triánguloestrella, con neutro conectado a tierra Proteccio Protecciones nes en Sistemas Sistemas Eléct Eléctrico ricoss de Distribuc Distribución ión 2-31 Apuntes pr eparados po r: Prof. Sr. Ra úl Saavedra C..


Por consiguiente, para un sistema dado se debe calcular cada tipo de falla en todas las localizaciones de interés. Por las razones recién mencionadas, en distribución es muy frecuente frecuente encontrar encontrar las magnitudes de las corrientes de cortocircuitos en el siguiente orden: trifásica o monofásico a tierra, bifásica a tierra y bifásica. Por lo general, dado que a nivel de distribución la magnitud de la corriente de la falla bifásica a tierra, es menor que la máxima y mayor que la mínima corriente de cortocircuito, ésta no se considera usualmente necesario calcularla. Para el cálculo de los diferentes tipos de corriente de cortocircuito se utilizan las fórmulas que se indican a continuación, continuación, las cuales resultan de la interconexión interconexión correspondiente correspondiente de las mallas de ses ecuencia de acuerdo al tipo de falla: Cortocircu ito ito Trifásico I cc 3φ =

(V ) ( Z 1 + Zf )

I b

(1)

Cortocircu ito ito Bifá Bifási sico co I cc2 φ =

3 (V ) I b 2 ( Z 1) + ( Zf )

(2)

Circuito Mono Monofá fási sicc o I cc1φT =

3(V ) I b 2( Z 1) + ( Z 0) + ( Zf )

(3)

KV KVAbase

I b = corriente base =

3 KV base

Icc3φ

= corriente de cortocircuito trifásico, en amperes

Icc2φ

= corriente de cortocircuito bifásico, en amperes

Icc1φT

= corriente de cortocircuito cortocircuito monofásico, en amperes

(V)

= fasor de tensión en condiciones de pre-falla, en p.u.

(Z1) (Z1)

= fasor de la impedancia de secuencia positiva del sistema, vista desde el punto de falla, en p.u.

(Z0) (Z0)

= fasor de la impedancia de secuencia homopolar del sistema, vista desde el punto, en p.u.

(Zƒ)

= impedancia de falla, en p.u. p.u.

KVAbase

= potencia base expresada expresada en KVA

KVbase

= tensión base de fase a fase del alimentador o barra donde acontece la falla, en KV.

La impedancia (Z0) de un circuito de distribución con múltiples tomas a tierra, es muy difícil de determinar teóricamente con una precisión aceptable, pero es mucho mayor que (Z ƒ). Sin embargo, se puede admitir ciertas aproximaciones de carácter empírico, como por ejemplo[8]:

Proteccio Protecciones nes en Sistemas Sistemas Eléct Eléctrico ricoss de Distribuc Distribución ión 3-31 Apuntes pr eparados po r: Prof. Sr. Ra úl Saavedra C..


(Z0) = Ko (Z1)

(4)

en donde Ko es una constante cuyos valores se muestran en la tabla 1; pero en circunstancias en que no es posible determinar las condiciones exactas o como para el empleo de esta tabla, se puede utilizar un valor comprendido entre 3 y 4. Tabla 1. Valores estimados de la constante Ko Condición

Ko.

Sistemas de múltiples conexiones a tierra Cable de guardia de menor tamaño que el conductor de fase Cable de guardia de menor tamaño que el conductor de fase Cable de guardia de la mitad del tamaño que el conductor de fase Impedancia de tierra infinita

1.0 4.0 4.6 4.9 3.8 a 4.2

Es muy importante para el especialista en protecciones conocer los valores máximos y mínimos de la corriente de cortocircuitos en cada punto de interés del sistema. El valor máximo de la corriente de cortocircuito en cualquier punto en estudio, se calcula en base a las siguientes suposiciones: i) Máxima generación conectada al sistema, ii) La impedancia de falla se supone nula, iii) Máxima carga conectada y iii) Se supone una configuración factible del sistema que permita obtener la mínima impedancia vista desde la fuente hacia el punto de falla Por otro parte, para obtener el valor mínimo de corriente de falla se supone que: i) La generación conectada al sistema es mínima. ii) La impedancia de falla es diferente de cero (30 a 40 ohms.), iii) Suponer una configuración factible de la red que permita obtener la máxima impedancia vi sta desde la fuente hacia el punto de la falla, y iv) La mínima carga conectada. Corrientes Simétricas y Asimétricas de Cortocircuito

Los valores de corriente de cortocircuito determinados según las ecuaciones 1, 2 y 3, corresponden a la corriente simétrica de cortocircuito (I sim) en régimen permanente. Los oscilogramas de las corrientes de cortocircuito son en la mayoría de los casos asimétricos (Isim) durante los primeros ciclos de ocurrencia de una falla y a los pocos ciclos después se tornan simétricos, como se puede apreciar en forma esquemática en el oscilograma mostrado en la figura 1.

Protecciones en Sistemas Eléctricos de Distribución 4-31 Apuntes pr eparados po r: Prof. Sr. Ra úl Saavedra C..


2.00 1.50

I Asim

1.00

Io

0.60 0.00 -0.00 -1.00

I sim

-1.60 Frec. base: 50 hz

Razón X/R: 6

-2.00 0.00

0.00

0.00

0.00

0.12

Tiempo (seg.)

Figura Nº1: Oscilográma de una corriente de cortocircuito El valor de la corriente asimétrica de cortocircuito puede ser expresada por la siguiente ecuación: I asim(t ) = I si m(t ) + I 0( t ) = I si m sen(ωt + θ ) − I 0e

R t X

(5)

Es decir, se comporta como si fuesen dos corrientes fluyendo simultáneamente, una componente simétrica de corriente alterna Isim(t) y una componente I0(t) conocida como componente unidireccional o de desplazamiento. La suma de estas componentes en un instante dado, es igual a la magnitud de la corriente asimétrica total en ese mismo instante. La componente unidireccional decrece durante los primeros ciclos hasta que su efecto desaparece completamente. Es por esta razón que la corriente asimétrica total se transforma gradualmente en corriente simétrica. Para un instante dado, el valor efectivo de la corriente asimétrica total queda determinado por: I asim = I si m + I 0 (t x ) 2

2

(6)

Isim = valor efectivo de la componente alterna I0(tx) = valor de la componente unidireccional en el instante t x 1.8

1.0

1: X/R = 120

4: X/R = 12

2: X/R = 60

5: X/R =

6

3: X/R = 24

6: X/R =

3

7: X/R =

1.1

1.2

1

2 3 1.2 4 5 7

6

1.0 0.00

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.10

0.11

0.12



Figura Nº2 Factores Kasim Pero en la práctica, el valor de la corriente asimétrica total se determina a partir del valor simétrico de acuerdo a la relación (7). El valor de la constante Kasim se obtiene de la figura 2, donde basta conocer el tiempo tx y la razón X/R del sistema visto desde el punto de la falla. I asim = K asim· I sin

(7)

Dependiendo de la naturaleza de las fallas, éstas se pueden clasificar como Temporales y Permanentes, siendo las temporales aquellas que se pueden interrumpir en períodos de tiempos breves antes que puedan causar daños. Estas se interrumpen por si solas o bien mediante dispositivos de protección. Entre las causas que provocan estos tipos de fallas temporales son: caídas de ramas de árboles sobre los conductores, descargas atmosféricas cercanas a las líneas, vientos arremolinados, etc. Las fallas permanentes corresponden a aquellas que prevalecen sin que influya la rapidez de desconexión de los equipos de protección, por ejemplo: la caída de conductores, falla del aislamiento en cables subterráneos, etc. Por lo tanto, en gran parte el origen de las fallas se debe a razones atmosféricas, tales como rayos que caen sobre las líneas o cercanamente, temporales que cortan los conductores, neblinas, hielo, nieve, etc., y también se originan por razones mecánicas, como rotura intencional de conductores o aisladores, caídas de ramas sobre conductores y estructuras, impacto de vehículos sobre postes en zonas rurales, etc. Además deben mencionarse las razones eléctricas, tales como aislantes envejecidos o dañados, o sobretensiones transitorias causadas por operaciones de interruptores, etc. Por consiguiente, resulta de suma importancia poder calcular lo más exactamente posible las corrientes que aparecen en condiciones de fallas, con el fin de especificar y/o ajustar los equipos de protección correspondientes o para calcular la capacidad de ruptura de los equipos interruptores de acuerdo con tales corrientes [ 7, 6, 2]. A.2

Conceptos Básicos de Sistemas de Protección

Los sistemas a nivel de distribución, y en general todos los sistemas eléctricos de potencia, están sujetos a muchos tipos de fallas. Cuando ocurre una falla en cualquier parte de un sistema eléctrico, ésta debe ser rápidamente detectada y desconectada, por las siguientes raz ones: i ) Si la falla no es aclarada rápidamente, puede causar interrupciones innecesarias de servicio a los consumidores, y ii ) Una rápida desconexión de los aparatos fallados, limita el daño causado por lo altos valores de corrientes de falla que circula por ellos. Existen muchos tipos de esquemas y dispositivos de protección y una amplia variedad de métodos para aplicarlos. En cualquier caso, el objetivo es el mismo, detectar una falla tan pronto como sea posible y eliminarle procurando en lo posible causar el mínimo de perturbaciones en el sistema. Sistemas de Protecciones Eléctricas

Se conoce con el nombre de Sistemas de Protecciones Eléctricas, al conjunto de elementos y de sus circuitos de control asociados que se encuentran interconectados o dependientes entre sí, Protecciones en Sistemas Eléctricos de Distribución 6-31 Apuntes pr eparados po r: Prof. Sr. Ra úl Saavedra C..


cuya función es proteger un equipo o un conjunto de equipos componentes de un sistema eléctrico. Componentes de un Sistema de Protección

-

Transformadores de medidas de potencial y/o de corriente. Relé Circuitos de control Interruptor de poder

Esquemáticamente se muestra todos estos elementos en la figura 3 [12]. Hay ocasiones en que estas componentes están contenidas en un sólo equipo, y también hay esquemas de protección Barra

Interruptor

TT.CC

52

Equipos Auxiliares

Relé TT.PP

en que algunos de estos elementos no existen. Figura Nº3. Componentes de un Sistema de Protección Objetivos del uso de Protecciones

Como se mencionó anteriormente, el objetivo del uso de protecciones es tratar de evitar o disminuir al máximo los efectos de las perturbaciones y fallas, como también el daño en los equipos y las pérdidas de servicio eléctrico a los consumidores. Las protecciones deben tener por misión aislar a la brevedad la parte del sistema que origina este fenómeno cuando no puede éste recuperarse por sí mismo. Aunque los equipos de protección están constantemente progresando con la incorporación de los nuevos logros científicos y tecnológicos, ciertos principios fundamentales permanecen inalterables. Por ejemplo, las características que deben reunir todo buen sistema de protección para cumplir eficientemente su función, son las siguientes: a) Selectividad Significa que debe ser capaz de discriminar la ubicación de la falla con el fin de aislar exclusivamente aquel equipo fallado, manteniendo en funcionamiento aquel que no es necesario desconectar b) Rapidez Es la alta velocidad de operación que debe poseer con el fin de aislar la parte fallada lo antes posible y permitir disminuir daños en los equipos; evitar que el efecto de una falla se propague al resto del sistema y, aumentar la efec tividad en la reconexión automát ica. c) Sensibilidad es decir, todo esquema de protección debe operar holgadamente bajo condiciones de falla máxima y falla mínima que se presenten en la parte del sistema que esté prot egiendo y permanecer inalterable para fallas externas a su zona. Protecciones en Sistemas Eléctricos de Distribución 7-31 Apuntes pr eparados po r: Prof. Sr. Ra úl Saavedra C..


d) Confiabilidad es la cualidad que permite garantizar la operación de los dispositivos de protección e interruptores que comanda el esquema, cada vez que se ocurra una falla para la cual se tiene destinado proteger. También, no debe olvidarse de otras características que debe cumplir un buen sistema de protecciones, como son la simplicidad y la economía. Condiciones que deben cumplir un sistema de protección

Además, todo esquema de protecciones debe ser independiente de la operación del sistema eléctrico de potencia; discriminar entre falla y perturbación, y no debe ser afectado por anormalidades en el circuito de control, es decir: a) Independencia de la operación, significa que, al desconectarse parte de los equipos, las protecciones del resto debe continuar cumpliendo con sus funciones sin que sea preciso modificar sus ajustes o sus circuitos. b) Discriminar entre carga, sobrecarga y cortocircuito, generalmente los equipos que constituyen los esquemas de un sistema de protecciones, están diseñados para soportar en forma permanente una sobrecarga de aproximadamente un 20% del nivel normal. Por otra parte, ante ciertos casos, la corriente de falla mínima puede ser de un valor menor al nominal o de servicio de un determinado equipo. c) Discriminar entre falla y perturbación d) No debe ser afectado por anormalidades en el circulo de control , para esto la fuente de alimentación de los circuitos de control deben ser de gran confiabilidad y seguridad de servicio. El circuito de control debe ser simple, eficaz y a prueba de daños que puedan ocasionarle agentes extraños y atmosféricos. Zonas de Protección

No es práctico proteger desde un punto todo un sistema eléctrico, por esta razón, el sistema se divide en múltiples zonas, las cuales se pueden proteger adecuadamente utilizando los dispositivos de protección pertinentes. Las zonas dentro de sus límites contienen ciertos elementos del sistema eléctrico, como pueden ser: barras, líneas y/o alimentadores. Esto permite que el esquema de protección sea diseñado de acuerdo a los requerimientos específicos del elemento en particular que define la zona. Los límites de éstas están definidos por la ubicación de los transformadores de medidas, de manera que cada una de ellas comprende el elemento protegido más los interruptores que lo conectan al sistema; por lo tanto, al ocurrir una falla dentro de una zona, causará que operen todos los interruptores contenidos en ella (ver figura 4). Las zonas adyacentes se traslapan en el interruptor que las interconecta, lo cual es muy beneficioso dado que asegura que no existan puntos sin protección, por otra parte, una falla dentro de los límites de un traslape hará actuar las protecciones de ambas zonas y esto es especialmente conveniente en caso que el interruptor falle; de todas maneras, la extensión de esta zona de traslape es muy limitada y la probabilidad de que acontezca una falla en esta área es muy remota.



Figura Nº4. Zonas de Protección Protección de Respaldo

Los sistemas de protección también se les puede clasificar en protecciones principales y protecciones de respaldo. Las protecciones principales son aquellas que constituyen la primera línea de defensa para despejar una falla; mientras que las protecciones de respaldo, son aquellas que tienen como objetivo eliminar la falla cuando las protecciones principales no han cumplido su cometido. Los criterios para proveer protección de respaldo son dos: remoto y local . El respaldo remoto está localizado a una o más zonas de ubicación de la protección principal, y cumplen con la función dual de ser protección de respaldo y también de ser protección principal para su propia zona; una ventaja de esta modalidad es que se puede utilizar el mismo tipo de dispositivo tanto para la protección principal, como para la protección de respaldo (por ejemplo, fusible-fusible, reconectador-reconectador, etc.); y entre las desventajas, se puede mencionar, que se desconecta una gran porción del sistema que no necesariamente tendría que serlo con el fin de aislar la falla. La protección de respaldo local, consiste en la duplicación total o parcial de los dispositivos localizados en una misma zona. En general, la protección de respaldo se usa, aunque no siempre, sólo para fallas debido a cortocircuitos, dado que para otros tipos de fallas resultan antieconómico y su empleo obedece siempre que se considere importante una de las siguientes razones: la importancia y costo de los equipos protegidos, la alta probabilidad de falla, la importancia de no provocar perturbaciones en el resto del sistema y el grado de confiabilidad requerido. Por último, se debe destacar que al ocurrir una falla, los dispositivos de ambas protecciones, principal y de respaldo, detectan al mismo tiempo la condición de falla e inician simultáneamente sus funcionamientos, pero la protección de respaldo siempre deberá tener un tiempo de operación mayor. Esta diferencia de tiempo entre las operaciones se denomina tiempo de coordinación o de paso, factor importante en la coordinación de las protecciones, de la cual se hablará más adelante.



Capacidad de Interrupción de los Equipos

El tema puede parecer no pertinente al área de protecciones, pero es un factor importante que siempre debe considerarse al seleccionar o aplicar equipos en esquemas de protección de sistemas eléctricos. La aplicación apropiada de un interruptor, de un fusible, de un reconectador o cualquier otro dispositivo de interrupción, debe estar basada en la máxima corriente de cortocircuito disponible en la parte del sistema eléctrico donde uno de estos dispositivos será instalado y debe ser interrumpida sin que estos elementos sufran daño. Evidentemente que al determinar o especificar estos dispositivos de interrupción, no deben dejar de considerarse las posibles futuras condiciones de operación y niveles de cortocircuitos por ampliaciones del sistema. Los sistemas están en un constante y rápido crecimiento, y la concentración de generadores y el tendido de líneas subterráneas con cables que son inherentes de baja impedancia, han elevado las corrientes de cortocircuito a niveles tales que algunos equipos ya viejos y todavía en servicio, no son adecuados para manejar estos niveles de corrientes. También puede suceder que equipos nuevos estén muy "al justo", es decir, que los niveles de falla estén muy cercanos o sobrepasen los valores nominales máximos de estos dispositivos en muy corto plazo. Por lo tanto, el proyectista deberá considerar con mucha atención estas magnitudes, y si fuese necesario, instalar reactores en serie, o transformadores de alta impedancia o utilizar algún otro esquema, para mantener estas corrientes dentro de los límites permisibles de los equipos que se empleen. Las capacidades de interrupción nominales de los elementos de protección pueden ser simétricas o asimétricas, dependiendo del elemento de protección de que se trate. Se entiende por capacidad de interrupción simétrica al máximo valor efectivo de la corriente de cortocircuito en el instante de separación de los contactos principales, que el elemento de protección debe interrumpir a una tensión de operación especificada, independientemente de la componente unidireccional de la corriente de cortocircuito total, es decir, de la corriente asimétrica. [ 7] De la misma manera, se entiende por capacidad de interrupción asimétrica al máximo valor efectivo de la corriente de cortocircuito total, en el instante de separación de los contactos principales, que el elemento de protección debe interrumpir a una tensión de operación especificada. [ 7] Por ejemplo, la capacidad de interrupción nominal de los reconectadores automáticas o interruptores de fabricación posterior al año 1964, se da en amperes simétricos, en tanto que los desconectadores fusibles se da en amperes asimétricos. Luego, para verificar si es posible instalar un elemento de interrupción en un punto dado, será necesario calcular el valor de cortocircuito máximo simétrico o asimétrico [ 2] y comprobar que es menor que la capacidad de interrupción nominal del elemento de protección. Si se cumple esto último, se tiene la certeza que el equipo soportará térmica y mecánicamente bien las interrupciones de las corrientes de los cortocircuitos máximos en el punto del si stema donde se haya instalado o deba instalarse. B. Elementos de Protección B.1.

Fusibles

Es la protección contra cortocircuitos y sobrecargas en los sistemas de baja tensión, ha sido muy común la utilización de fusibles por su simplicidad y bajo costo. Estas características han hecho que su empleo se haya extendido también a la protección en alta tensión, en los niveles de distribución y subtransmisión especialmente. Protecciones en Sistemas Eléctricos de Distribución 10-31 Apuntes pr eparados po r: Prof. Sr. Ra úl Saavedra C..


Como se sabe, en cualquier instalación ya sea en sistemas primarios o secundarios de distribución, se requiere de una protección contra cortocircuitos. Una forma de hacerlo es insertando en el sistema eléctrico un "punto débil" que responda a las condiciones de exceso de temperatura desarrolladas por el paso de magnitudes altas de corrientes. Esto constituye el principio básico de funcionamiento del fusible, es decir, este dispositivo de protección está reservado para la interrupción automática del circuito que protege cuando acontecen condiciones anormales asociadas con las corrientes de cortocircuitos. Esta interrupción se logra mediante la fusión del elemento fusible, que en sí representa la parte fundamental y determinante debido a la forma y material de que está hecho. Por consiguiente, el elemento fusible es un conductor de una aleación metálica especial, calibrado de manera que el calentamiento producido por la corriente normal de carga no sea lo bastante alto como para afectar las propiedades conductoras de esta aliación y altere las caract erísticas de operación del fusible. Naturalmente que debe fundirse y cortar el paso de la corriente cuando ésta sobrepase un cierto valor específico. Los elementos fusibles tienen el propósito de interrumpir en el rango considerado como cortocircuito y no es un elemento de protección contra sobrecarga a nivel de distribución. En general, los fusibles poseen dos curvas de operación características "tiempo/corriente", una que indica el tiempo mínimo probable de fusión y otra que corresponde al tiempo total probable de aclaramiento; ambas son función de la corriente de falla. Estas curvas son esenciales para lograr una coordinación adecuada entre fusibles o con otro elemento de protección. El tiempo de fusión corresponde al intervalo entre el inicio del cortocircuito y la iniciación del arco. El tiempo de extinción del arco es el intervalo durante el cual el arco permanece. El tiempo total de aclaramiento es la suma de estos dos tiempos, es decir, el tiempo de fusión más el tiempo de arco. Los fusibles diseñados para el uso de sistemas cuyas tensiones sean superiores a 600 volts, se clasifican en desonectadores fusibles y fusibles de poder (figura 5). Estos últimos se emplean preferentemente en sistema de tensiones iguales o superiores a 34 KV. Entre los desconectadores fusibles, el tipo expulsión es el elemento más profusamente ut ilizado en distribución, consiste de un tubo de material aislantes dentro del cual está el elemento fusible y en algunos casos sólo uno o ninguno de los extremos del tubo están sellados. Cuando se produce la fusión del elemento fusible y se inicia el arco, la presión generada por los gases causa que éste sea soplado hacia afuera a través del o los extremos abiertos del tubo y de este modo el arco se alargue y se extinga. En ciertos diseños, el tubo está interiormente recubierto con una sustancia desionizante que produce gran cantidad de gas cuando se calienta debido al arco. Desde 1951 [ 13] los elementos fusibles de los desconectadores usados en distribución, están estandarizados y se les ha clasificado de acuerdo a sus corrientes nominales y características de operación tiempo/corriente, en: Preferidos y No Preferidos . Los valores nominales de los elementos fusibles correspondientes al grupo de los Preferidos son 6, 10, 15, 25, 40, 65, 100, 140 y 120 amperes, y para el grupo de los No prefer idos son 8, 12, 20, 30, 50 y 80 amperes. Esta clasificación está basada en el hecho que fusibles de capacidades adyacentes y del mismo grupo, el fusible de calibración menor resguarda adecuadamente al de mayor capacidad, así por ejemplo, el elemento fusible de 6 amp protege al de 10 amp dado que son capacidades adyacentes del mismo grupo; mientras que la combinación de 6 y 8 amperes, no es posible, aunque siendo de capacidades nominales adyacentes, estos no son del mismo Protecciones en Sistemas Eléctricos de Distribución 11-31 Apuntes pr eparados po r: Prof. Sr. Ra úl Saavedra C..


grupo; por otro lado, la combinación 8 y 15 amperes, si es posible, dado que no siendo del mismo grupo, no son de capacidades adyacentes. FUSIBLES PARA ALTA TENSIÓN

DESCONECTADOR FUSIBLE

LIQUIDO

EXPULSION

TUBO DE FIBRA

EN ACEITE

CERRADO

FUSIBLE DE PODER

ACE ITE

SELLADO

EXPULSION

ACIDO BORICO

CERRADO

TUBO DE FIBRA

LIMITADORES

ARENA

NO SELLADO SELLADO SELLADO

LIQUIDO

TETRACLORURO DE CARBONO

SELLADO

Figura Nº5. Clasificación de los Fusibles para Alta Tensión También se les clasifica en elementos tipo K (rápidos) y en elementos tipo T (lentos). Esta clasificación está basada en un parámetro que se denominará para esta ocasión, como razón de velocidad de fusión. Se le define como RVF =

corriente de fusión a 0.1 seg. corriente de fusión a 300 seg. o 600 seg.

donde los tiempos de fusión 0.1 y 300 seg., son para elementos fusibles menores o o iguales a 100 amperes nominales y 0.1 y 600 seg. son para los elementos fusibles de corrientes nominales superiores a 100 amperes. Por otra parte, son del tipo K todos los elementos fusibles cuya RVF está comprendida en el rango 6 a 8 y son del tipo T cuando está comprendida entre 10 y 13. Los valores nominales o característicos de los desconectadores fusibles en distribución son básicamente: la corriente de carga, la tensión nominal, la tens ión máxima de diseño y su capac idad de ruptura. En general, los desconectadores fusibles son seleccionados considerando fundamentalmente los siguientes datos: i) ii ) iii ) iv )

El tipo de sistema en el cual el desconectador será utilizado, por ejemplo, línea aérea o línea subterránea, sistema de conexión en triángulo o en estrella con neutro a tierra. Nivel de tensión del sistema. La razón X/R vista desde el punto de aplicación Otros factores como: ritmo de crecimiento de la carga, duración y magnitud de las corrientes transitorias y, si es posible, también conocer la curva de daño de cada elemento que se debe proteger.

Otro tipo son los desconectadores fusibles en aceite, que son utilizados principalmente en la protección de cables subterráneos, debido a que son sellados y no desprenden gases ni llamareos, además, son de alta capacidad de ruptura y de bajo nivel de ruido cuando operan. Protecciones en Sistemas Eléctricos de Distribución 12-31 Apuntes pr eparados po r: Prof. Sr. Ra úl Saavedra C..


Entre la categoría de los fusibles de poder, se encuentran los de expulsión, cuyo principio de funcionamiento son idénticos al descrito anteriormente sólo que el tubo interiormente está recubiertos con ácido bórico, y los limitadores de corriente, con un principio de funcionamiento diferente. E stos últimos tienen un elemento fusible que consiste en una o más láminas de plata enrolladas en espiral dentro de una cápsula cilíndrica resistente a las altas temperaturas. Esta cápsula se rellena con cuarzo o arena. La arena debe ser muy pura, porque las impurezas metálicas o las su stancias orgánicas, son particularmente problemáticas. Al operar esta protección, el elemento fusible se funde en forma casi instantánea y debido al calor producido por el arco, la arena o el cuarzo se funde envolviéndolo. El arco de esta manera pierde rápidamente su energía y se extingue. En este punto es interesante examinar brevemente la filosofía de la aplicación de este tipo de protección, el limitador fusible. El alto nivel de corriente de falla causa daños en los equipos por: i ) Esfuerzos mecánicos y magnéticos que están relacionados con el valor máximo (peak) de la corriente de cortocircuito. ii ) Efectos térmicos, los cuales están relacionados al área bajo la curva del primer ciclo de la corriente de cortocircuito. La filosofía de protección es simple, idealmente consiste en limitar el valor máximo (peak) de la corriente y reducir el área bajo la curva; luego, un fusible limitador de corriente es un dispositivo de protección que cuando interrumpe corriente dentro de un rango de limitación, reducirá la corriente a un nivel substancialmente menor que la corriente de cortocircuito disponible en el punto de aplicación de este dispositivo en el sistema. Por otra parte, el término limitador de corriente está solamente asociado a corrientes de cortocircuito. Cuando un limitador de corriente opera dentro de su rango, aclara la falla durante el primer medio ciclo. Recientemente se ha desarrollado los fusibles híbridos , provistos de una alta capacidad de ruptura para un amplio rango de corriente. Este elemento para sistemas de baja y mediana tensión, que combina la alta capacidad de ruptura que poseen con la rapidez de operación de un fusible, ha sido desarrollado para proveer a los modernos sistemas de transmisión y distribución, de una protección donde la corriente de falla pueda alcanzar valores de hasta 200 KA simétricos. El diseño básico de este limitador fusible contiene tres elementos: un sensor, un circuito de control y un elemento fusible en paralelo, como se muestra esquemáticamente en a fi gura 6. SENSOR

CIRCUITO DE CONTROL

CIRCUITO DE DISPAR0

T.C. Figura Nº6. Diagrama en bloque de un fusible híbrido En operación normal, la mayor cantidad de corriente fluye a través de una barra de cobre de resistencia extremadamente baja, de este modo sólo una pequeña cantidad fluye a través del elemento fusible. En la eventualidad de una falla, el sensor al detectar el exceso de corriente y mediante el circuito lógico que discrimina, activa un circuito generador de un gas que produce una fuerza me Protecciones en Sistemas Eléctricos de Distribución 13-31 Apuntes pr eparados po r: Prof. Sr. Ra úl Saavedra C..


cánica que separa rápidamente la barra de cobre, con lo cual la corriente conmuta hacia el fusible y éste actúa como lo hace un fusible de aclaramiento rápido. Hay dos tipos de fabricación de estos fusibles híbridos, Corte por Explosión Directa y Corte por Pistón. En ambos se utiliza el mismo principio, usan cargas explosivas; solamente difieren en la forma en que se emplea esta carga explosiva para romper la barra conductora de cobre. Los de Corte de Explosión Directa tienen los valores nominales indicados en la Tabla 2 y se les denominan Fusible CLP. En la figura 7 se ilustra el proceso de operación de un fusible híbrido y sus características nominales en la Tabla 2. Tabla Nº 2 Valores Nominales de fusibles Híbridos CLP [10] Tensión (KV) Corriente de carga (amp) Capacidad de ruptura (KA simétricos) Corriente de paso (amperes peak) Sensibilidad (KA instantáneos) Tamaño Cápsula

4, 7, 15, 38 1000 y 1200 40 10, 15, 20 4 a 15 15 cm de diámetro x 71 cm de largo Cilíndrica de fibra de vidrio

Los fusibles híbridos de Corte Pistón, tienen a un lado de la unidad sensoria y del control de descarga la barra de cobre conductora (ver figura 7) la que en este caso es cortada o abierta mecánicamente por un pistón, el cual es impulsado por una descarga explosiva.

Figura Nº7. Proceso de operación del fusible CLP Algunas de las aplicaciones iniciales de este sistema de protección en Europa y los Estados Unidos son, entre varias: Sistemas AC con tensión y frecuencia variable, sistema rectificadores AC-DC a 1000 V y 10KV y en sistema de distribución de las más grandes plant as manufactureras de papel. En ambos se puede utilizar una señal desde sus circuitos de control para ser utilizada por un control remoto, anunciando su operación y la necesidad de corregir la condición de falla para re Protecciones en Sistemas Eléctricos de Distribución 14-31 Apuntes pr eparados po r: Prof. Sr. Ra úl Saavedra C..


emplazar la unidad, o bien, esta señal puede accionar el circuito de apertura de un interruptor asociado, de manera que el sistema no opere con menos de tres fases después de que uno de los fusibles ha operado. Un tercer tipo de fusible de poca difusión hasta el momento, es el fusible híbrido electrónico Mir C que se compone principalmente de dos módulos, uno de interrupción y otro de control. Estos están unidos verticalmente mediante rosca. El módulo de control contiene el aparato sensor y el de cartucho con el explosivo que inicia el proceso de interrupción (ver figura 8).

Figura Nº8. Fusible Híbrido Mfr C El módulo de interrupción ofrece dos vías al paso de la corriente dispuestas coaxialmente. En condiciones normales prácticamente la totalidad de la corriente circula por la parte central, esta parte consiste de un tubo de plata el que en los extremos está unido a unos vástagos de cobre. La otra vía consiste de una cinta de cobre enrollada en espiral. Este conjunto está cubierto por arena. Cuando ocurre una falla, el módulo de control sensa y evalúa la rapidez de la corriente y cierra un interruptor electrónico, activando la carga explosiva. La explosión separa la parte central interrumpiendo el paso de la corriente por esa vía, la que es transferida totalmente a la sección limitadora (cinta en espiral). La limitación de la corriente comienza cuando se funde la cinta en varias partes creando una serie de arcos. Luego que la falla ha sido aclarada, el módulo de interrupción debe ser reemplazado en tanto que el modulo de control es vuelto a usar. B.2.

Reconectadores Automáticos

El reconectador es un pequeño interruptor con reconexión automática, instalado preferentemente en líneas de distribución. Es un dispositivo de protección capaz de detectar sobrecorriente, interrumpirla y reconectar automáticamente para reenergizar la línea. Está dotado de un control que permite varias reconexiones sucesivas y además permite variar el intervalo y la secuencia de estas reconexiones. De esta manera, si la falla es de carácter permanente el reconectador abre en forma definitiva después de cierto número programado de operaciones (generalmente tres o cuatro), de modo que aísla la sección fallada de la parte principal del sistema. El empleo del reconectadores automáticos en sistemas de distribución como elementos de protección, es bastante común; esto se fundamenta en que se ha comprobado que un gran porcentaje de las fallas que ocurren en las líneas de distribución son de carácter temporal.



Este tipo de falla temporal (o transitoria) requiere de un elemento de protección, como es el reconectador, que sea capaz de aislarla antes que operen innecesariamente otras protecciones, tales como: interruptores automáticos, fusibles, que traen como consecuencia de sus operaciones, largas interrupciones del suministro de energía a los clientes, especialmente en áreas apartadas donde se requerirá de un operario para reconectar o reponer la unidad operada. Por consiguiente, la tarea principal es discriminar entre una falla temporal y una de carácter permanente, dándole a la primera tiempo para que se aclare sola a través de sucesivas rec onexiones; o bien, sea despejada por el elemento de protección correspondiente instalado aguas abajo de la posición del reconectador, si esta falla es de carácter permanente. De otro modo, si después de haber ejecutado todas sus reconexiones programas, la falla persiste o no ha sido aclarada por otro elemento de protección, el reconectador la considera de carácter permanente, quedándose definitivamente abierto. Para una mejor comprensión de funcionamiento de este elemento de protección, es necesario precisar los siguientes conceptos: a) Secuencia de Operación: Los reconectadores pueden ser programados para un máximo de cuatro aperturas y tres reconex iones. Los tiempos de apertura pueden determinarse de curvas características tiempo/corriente. Cada punto de la curvas caract erísticas representa el tiempo de aclaramiento del reconectador para un determinado valor de corriente de falla. Se debe destacar que este dispositivo de protección consta de dos tipos de curvas, una de operación rápida y una segunda de operación retardada. b) Número total de operaciones o aperturas: Los reconectadores permiten programar desde una apertura hasta un máximo de cuatro, dependiendo esto del estudio de coordinación con otros elementos de protección y que resulta más favorable para cada caso en particular. c) Tiempo de reconexión: Son los intervalos de tiempo en que los contactos del reconectador permanecen abiertos entre una apertura y una orden de cierre o de reconexión. d) Tiempo de reposición: Es el tiempo después del cual el reconectador repone su programación, cuando su secuencia de operación se ha cumplido parcialmente, debido a que la falla era de carácter temporal o fue aclarada por otro elemento de protección. e) Corriente mínima de operación: Es valor mínimo de corriente para el cual el reconectador comienza a ejecutar su secuencia de operación programada. La secuencia de operación típica de un reconectador para abrir en caso de una falla permanente se muestra en la figura 9 donde se ha supuesto que la programación es C 22, es decir, dos aperturas rápidas con tiempos obtenidos de la curva A para la magnitud de corriente de falla correspondiente; y dos aperturas lentas con tiempos obtenidos de la curva C para la misma magnitud de corriente de falla.

tb C B ta

A LB



Figura Nº9. Secuencia de operación de un Reconectador Según esta figura, en condiciones normales de servicio, por la línea protegida circula la corriente de carga normal, si ocurre una falla aguas abajo de la instalación del reconectador y la corriente del cortocircuito es mayor a la corriente mínima de operación preestablecida, el reconectador opera por primera vez según la curva rápida, demorando tA segundos en abrir. Permanece abierto durante un cierto tiempo, usualmente 1 seg., al cabo del cual reconecta la línea fallada. Si la falla ha desaparecido el reconectador permanece cerrado y se restablece el servicio. Si por el contrario, la falla permanece, el reconectador opera por segunda vez en curva rápida y después de tA segundos abre nuevamente sus contactos, luego de cumplirse el segundo tiempo de reconexión el reconectador cierra sus contactos y si aún la falla persiste, abre por tercera vez pero de acuerdo al tiempo de aclaramiento tC correspondiente a la curva lenta tipo C. Una vez que se cumple el tiempo de la tercera y última reconexión, reconecta por cuarta y última vez cerrado sus contactos, si aún la falla está presente, el reconectador al cabo de tC segundos abre definitivamente. Como se dijo anteriormente, si el reconectador no ha contemplado su secuencia de operación, después de transcurrido el tiempo de reposición, éste repone su programación que tenía antes que ocurriera la falla, quedando en condiciones de ejecutar completamente su secuencia de operación en caso de presentarse una nueva condición de falla en la línea. Factores de Selección

Cuando se requiere instalar un reconectador para la protección de un sistema de distribución, se deben considerar factores de ubicación y factores técnicos, los cuales son determinantes para una adecuada y eficiente selección del reconectador. a) Factores para la ubicación, la primera decisión importante que se debe tomar en consideración, es la de determinar el punto adecuado de instalación en el sistema, y estos factores pueden ser: i ) En la fuente de alimentación con el fin de proteger la mayor sección del sistema eléctrico. El reconectador se ubicará tan cerca de la fuente, como las limitaciones de corriente nominal y ruptura del aparato lo permitan y no cause otro tipo de perturbación, especialmete en la subestación. ii ) Dependiendo del sistema, pueden instalarse otros reconectadores en serie en puntos seccionadores lógicos, para limitar el retiro del servicio al menor segmento práctico posible. iii ) Idealmente, puede instalarse un reconectador en cada ramal de importancia. iv ) Por último, las facilidades de acceso a ciertas secciones de la línea, el grado de protección requerido y factores económicos, son determinantes. b) Factores técnicos, estos deben cumplir que: i) La tensión nominal del sistema debe ser igual o menor a la tensión del diseño del reconectador. ii) La corriente máxima permanente de carga en el punto del sistema donde se ubicará, debe ser menor o igual a la corriente nominal de reconectador. iii) Debe tener una capacidad de ruptura mayor o igual, a la corriente máxima de iv) Falla en el punto de aplicación. v) La corriente mínima de operación debe escogerse de modo que detecte todas las fallas que ocurran dentro de la zona que se ha encomendado proteger (sensibilidad) vi) Las curvas tiempo/corriente característica y la secuencia de operación deben seleccionarse adecuadamente, de modo que sea posible coordinar su operación con otros elementos de protección instalado en el mismo sistema. Tipos de Reconectadores Protecciones en Sistemas Eléctricos de Distribución 17-31 Apuntes pr eparados po r: Prof. Sr. Ra úl Saavedra C..


Existen dos tipos que son los más comúnmente usados, los reconectadores con mecanismos hidráulicos y los con control electrónico. También los hay actualmente aquellos con control mediante un microprocesador, los que deberían definirse dentro de otra categoría. A su vez, en los hidráulicos pueden, o podían hasta hace poco tiempo, encontrarse dos tipos, los sistemas hidráulicos duales y los de sistema hidráulicos sencillos. En los primeros se utilizaba un tipo de aceite para el proceso de interrupción de la corriente, aislación de las partes energizadas, operación de cuenta (memoria) y reconexión, sin embargo, empleaba otro tipo de aceite diferente para calibrar las operaciones; mientras que en el segundo tipo, utilizaba el mismo aceite para todas estas funciones. Los reconectadores con control electrónico son más flexibles, de más fácil calibración y más exactos que los de control hidráulico. Suministrado en un gabinete separado del reconectador propiamente tal, el control electrónico es más conveniente, ya que permite cambiar las curvas características tiempo/corriente y secuencia de operación, sin desenergizar el sistema. Consta de varios accesorios que puede ser suministrado para modificar las operaciones básicas y resolver muchos problemas de aplicación. Un diagrama en bloque simplificado del control electrónico se ilustra en la siguiente figura. MECANISMO RECONEXION

SENSORES DE CORRIENTE

CIRCUITO DETECTOR DE NIVEL Y TIEMPO

e d o r o a t i p u i s c r D i C

RELE DE SECUENCIA

TIEMPO RECONEXION

TCC REPOSICIÓN

SENSOR DE CORRIENTE RESIDUAL

CIRCUITO DETECTOR DE NIVEL Y TIEMPO

Figura Nº10. Diagrama simplificado de un control electrónico Por último, estos elementos de protección no requieren de fuente de alimentación externa y su ajuste es relativamente sencillo. La corriente mínima de operación en los reconectadores electrónicos es de un 100% de la corriente nominal de la bobina de disparo o ajuste, mientras que en los hidráulicos era de un 200%. B.3 Seccionalizadores

Este es un dispositivo de protección que aísla automáticamente las fallas en las líneas de distribución. Este elemento se instala necesariamente aguas abajo de un equipos con reconexión automática (por ejemplo: reconectadores). Para fallas ocurridas dentro de la zona de protección del seccionalizador, este cuenta las aperturas y cierres efectuadas por el equipo dotado de reconexión automática instalado aguas arriba del seccionalizador, y de adecuado a un ajuste previo, este dispositivo de protección abre en el momento en que el reconectador está abierto, es decir, el seccionalizador cuenta los impulsos de corriente de falla que fluye en el sistema, ajustándos e para que abra después de un determinado número de pulsos que pueden ser uno, dos o tres como



máximo. Pero siempre debe ajustarse su calibración para un pulso menos que le número de operaciones del reconectador asociado. Estos se usan a menudo en lugar de desconectadores fusibles en arranques donde es necesario reponer el servicio rápidamente y donde no se justifica el uso de otro reconectador en serie. No tienen curvas características de operación tiempo/corriente, y se coordinan con los reconectadores, como ser verá más adelante, simplemente por sus corrientes nominales y sus secuencias de operación. Los requisitos básicos que deben considerarse para una adecuada aplicación de los seccionalizadores, son los siguientes: i ) El dispositivo de protección con reconexión automática, ubicado aguas arriba del seccionalizador, debe tener la sensibilidad suficiente para detectar la corriente mínima de falla en toda la zona asignada para ser protegida por él. ii ) La corriente mínima de falla del sector de la línea que debe ser aislada por el seccionalizador debe exceder a su corriente mínima de operación. iii ) El seccionalizador debe ajustarse como máximo para que abra en una operación menos que las del dispositivo con reconexión automática aguas arriba. iv ) No debe excederse los valores de corrientes máxima de corta duración del seccionalizador. v ) Puede ser usado en serie con otros dispositivos de protección, pero no entre dos reconectadores. Las ventajas de usar seccionalizadores en líneas radiales de distribución son: i ) Cuando se emplean en lugar de un reconectador, resulta de un costo de inversión inicial y de mantención menor. ii ) Cuando se emplean sustituyendo un desconectador fusible, no presentan dificultades de coordinación como se presentaría, al ser reemplazado por otro desconectador fusible de tamaño diferente. iii ) Pueden ser utilizados para desconectar o conectar líneas de carga, siempre que éstas estén dentro de su rango admisible. B.4

Interruptores

Los interruptores son elementos de un esquema de protección que son capaces de conectar, desconectar un elemento o parte de un sistema a un total, bajo toda condición de operación, es decir, en condiciones de operación normal o de falla. Su diseño es difícil, por el hecho de cumplir funciones bastantes opuestas según sean las circunstancias en que acontece su operación. Al estar cerrado debe permitir la circulación de corriente en las mejores condiciones posibles, sin provocar pérdidas ni calentamientos más allá de los permisibles según su diseño y los establecidos por normas, por otra parte, al estar abierto debe impedir completamente al paso de la corriente, sin presentar fugas de importancia. El paso de un estado a otro debe ser rápido, pero no instantáneo, de manera de evitar producir sobretensiones de importancia en el sistema [11]. La función más rigurosa que el interruptor debe cumplir, es la de extinguir el arco eléctrico que se produce al interrumpir grandes magnitudes de corrientes de cortocircuito, mediante la separación de sus contactos dentro de un medio que favorezca la extinción, por ejemplo, en aires, en aceite, en vacío o en hexafluoruro de azufre. En algunos tipos, el arco es extinguido mediante un chorro de aire comprimido a velocidad supersónica. La operación de los interruptores está comandada por relés de sobrecorriente. Se instalan en las subestaciones para proveer de protección contra fallas a los alimentadores primarios. Generalmente, los interruptores usados en los sistemas de distribución son 5 ciclos como mínimo y son



preferidos ante los reconectadores debido a su gran flexibilidad, exactitud y estética, pero sin embargo son mucho más caros. B.5

Relé de Sobrecorriente

Los relés de sobrecorriente son los tipos más simple de relés de protección. Como su nombre lo indica, y como todo elemento de protección visto hasta el momento, tienen como finalidad operar cuando la corriente en la parte del sistema donde se ubican alcanza valores superiores a un valor predeterminado o mínimo de operación. Existen dos tipos básicos de relés de sobrecorriente: los de tipo de operación instantánea y los de tipo de operación retardada. Los relés de sobrecorriente instantáneos operan sin retardo cuando la corriente excede de un valor preestablecido; sin embargo, el tiempo de operación de estos tipos de relés pueden variar significativamente (desde 0.016 a 0.1 seg). Los relés de sobrecorriente con retardo poseen características de operación tal que el tiempo varía inversamente con la magnitud de la corriente que detecta. La figura 11 muestra las características de los tipos de relés de sobrecorriente más comúnmente usados, y éstos son tres: inverso, muy inverso y extremadamente inverso. EXTREMADAMENTE INVERSA T I E M P O

INVERSA INSTANTANEA

VECES LA CORRIENTE

Figura Nº11. Características de relés de sobrecorriente Tanto los relés instantáneos como los de tiempo inverso, son inherentemente no selectivos, dado que pueden detectar condiciones de sobrecorriente en sus zonas de protección como también en las zonas adyacentes. Sin embargo, en la práctica, esta selectividad se logra mediante una adecuada calibración de sus sensibilidades o mediante una retardo intencional, o bien, combinando estas dos alternativas. También puede obtenerse selectividad combinado sus operaciones con relés direccionales, especialmente, en sistemas de distribución no radiales. Cualquiera sea el tipo de relé, de inducción o estático, existen términos comunes que se definen a continuación y que son básicos para la compresión del empleo y calibración de estos elementos. - Tap: Este dispositivo permite variar la sensibilidad del relé permitiendo que opere a diferentes valores de corriente. - Corriente mínima de operación (pick up): es aquella corriente mínima que produce el cambio de los contactos del relé de abierto a cerrado. - Corriente de partida: es el valor de corriente justa y necesaria que vence la inercia de las partes móviles. - Escala de tiempo (Lever): en los relés de inducción indica la posición de reposo del disco, por lo tanto, determina el recorrido del mismo hasta el cierre de los contactos, en general, tan Protecciones en Sistemas Eléctricos de Distribución 20-31 Apuntes pr eparados po r: Prof. Sr. Ra úl Saavedra C..


to en los relés de inducción como estáticos, el lever permite variar el tiempo de operación para valores de corriente mínima de operación. - Sobrecarrera (overshoot): es el tiempo que puede seguir girando el disco, en los relés de inducción, debido a su inercia, luego que la falla ha sido desenergizada por otro sistema de protección, antes de cerrar sus contactos. Es recomendable, para lograr un uso más efectivo de un relé de sobrecorriente de tiempo inverso, escoger una sensibilidad tal, que éste opere en la parte más inversa de la curva de operación para todo el rango de corriente de cortocircuito de su zona de protección, es decir, el valor mínimo de la corriente para la cual éste debe operar deberá ser igual o a lo menos superior a 1.5 veces la corriente mínima de operación (pick-up), pero no mucho más. También es altamente recomendable que su curva característica, en cuanto al grado de la pendiente de su curva de operación, sea lo más semejante posible a las correspondientes a las curvas de operación de los otros dispositivos de protección de sobrecorriente instalados en la misma parte del sistema que se debe proteger, de otra manera, el problema de obtener una adecuada selectividad en todo el rango de corrientes de cortocircuito de la zona a proteger, puede convertirse en un problema muy difícil de resolver y a veces imposible. El relé instantáneo generalmente se usa como un elemento complementario, combinando su característica de operación con otros dispositivos de protección, principalmente con relés de sobrecorriente de tiempo inverso. Pueden ser usados solamente cuando la corriente de cort ocircuito es sustancialmente mayor que cualquier otra condición posible, por ejemplo, la corriente momentánea asociada a la energización de ciertos componentes del sistema, o bien, cuando existen líneas largas y/o transformadores cuyas impedancias son relativamente grandes comparadas con la impedancia del circuito; es decir, cuando existe una diferencia apreciable entre las corrientes del circuito. Estas magnitudes deben al menos estar en una razón de 2 a 3 veces. Por esta razón, frecuentemente sucede que éstos relés pueden ser utilizados en ciertas líneas y no en otras. En este tipo de relé, instantáneo, sólo es necesario ajustar su sensibilidad, de modo que ésta sea de un 20% a un 30% superior a la máxima magnitud de corriente de falla que puede acontecer en el extremo más alejado, con respecto a su ubicación, en la línea a proteger. Con esta calibración de su sensibilidad, provee de aclaramiento instantáneo para todas aquellas fallas que puedan ocurrir aproximadamente, dentro del 80% a 70% de la longitud de la línea. En general, en sistemas donde las magnitudes de las corrientes de cortocircuitos dependen principalmente de la ubicación del punto del sistema donde ocurre la falla con respecto a la ubicación del relé, y no lo es tanto a la cantidad de generación en servicio, generalmente se pueden lograr tiempos de aclaramientos bastantes rápidos utilizando relés de sobrecorriente con características de operación muy inversa. Por otra parte, donde la magnitud depende significativamente de la cantidad de generación en servicio, en el instante de la ocurrencia de la falla, se obtiene resultados mucho mejores si se usan relés con características de operación inversa. Además, en las zonas cercanas a los extremos de los circuitos de distribución primaria, es frecuente el uso de fusibles en lugar de relés de sobrecorrientes; en la región donde ocurre esta transición, es conveniente usar relés de sobrecorriente que tengan características de operación extremadamente inversa. De tal manera que sea posible lograr una buena selectividad en combinación con las características de operación de los fusibles, como se mencionó ya anteriormente en este mismo párrafo. También, esta característica extremadamente inversa, se ha hallado que es bastante útil bajo ciertas condiciones, al permitir reconectar alimentadores que han estado fuera de servicio por un Protecciones en Sistemas Eléctricos de Distribución 21-31 Apuntes pr eparados po r: Prof. Sr. Ra úl Saavedra C..


período prolongado (con cargas tales como: sistemas de refrigeración, calefactores, bombas, ascensores, etc.) o con corrientes de Inrush. C.

Coordinación de Elementos de Protección

Para que un sistema de protección sea efectivamente selectivo, las operaciones de los elementos de protección que lo constituyen deben estar perfectamente coordinados ante la eventualidad de una falla. Es decir, existe coordinación entre dos elementos de protección, cuando para una determinada condición de falla, el elemento adecuado de la protección principal opera antes que el elemento adecuado de la protección de respaldo. A esto se le denomina coordinación selectiva, operación selectiva, simplemente coordinación o selectividad entre aparatos de protección de sobrecorriente. De acuerdo a la figura 12, durante una falla todos los elementos de protección en serie, desde la fuente hacia el punto de localización del cortocircuito, detectan esencialmente la misma magnitud de corriente y ambas protecciones, la principal (1) y la de respaldo (2), inician al mismo tiempo su funcionamiento, pero la protección de respaldo deberá tener un tiempo mayor para cumplir s u operación.

F (1) (2) Figura Nº12. Flujo de corriente en condición de falla Esta diferencia entre los tiempos de operación, se define como tiempo de paso o tiempo de coordinación y es la diferencia de tiempo mínima entre las operaciones de dos elementos de protección consecutivos, para una misma falla supuesta dentro de la zona principal para uno y dentro de la zona de respaldo para el otro. Este trabajo de coordinar, hecho manualmente, es en ocasiones fatigoso y requiere de mucho tiempo de dedicación. La selectividad entre los elementos de protección se determina comparando las curvas características de operación entre sí; tarea que consiste en dibujar las curvas de operación, referidas a una tensión base común, en un papel logarítmico, o bien, superponiendo estas características impresas en papel traslúcido que generalmente proporciona el fabricante de estos elementos de protección. Este proc edimiento visual parece ser el más rápido y de un grado de exactitud aceptable. Afortunadamente hoy existen un sin número de programas computacionales que han liberado en alguna medida al proyectista en esta labor. El computador es el medio más eficiente y económico, en la mayoría de los casos, para llevar a cabo la tarea de selección, calibración y coordinación de los dispositivos de protección de sobrecorriente. Se puede rápidamente simular y comparar matemáticamente las características de operación de los elementos de protección a emplear y coordinar, liberando de este modo al ingeniero de esta pesada labor. Sin embargo, siempre se deberá tener presente que el computador y sus programas, son tan sólo herramientas; siempre el ingeniero deberá intervenir juzgando los resultados logrados con el programa computacional y aplicando sus conocimientos y experiencia sobre la materia.



Seguidamente, se analizarán las combinaciones más frecuentes que se pueden encontrar en la coordinación de protecciones en sistemas de distribución, dejando para otra ocasión las protecciones de banco de condensadores y transformadores en sistemas de distribución, temas que por si sólo dan para un escrito tan extenso como éste. D. Coordinación entre Fusibles D.1

Factores de selección de fusibles:

Es preciso conocer previamente: • • •

La corriente de carga normal y de sobrecarga del tramo donde se instalará. Las magnitudes de las corrientes transitorias. Curva daño de transformadores y alimentadores.

Además, debe considerarse los efectos que sobre el fusible tienen las siguientes variables: • Precarga, esta corriente incrementa la temperatura del elemento fusible, causando variaciones en los tiempos de la curva corriente/tiempo mínimo de fusión. •

Temperatura, puede ésta ser considerada igual para todos los fusibles de circuito. En gene-

ral, de acuerdo con los procedimientos descritos en la norma ANSI Standard CS7.41-1981, las curvas características de tiempo mínimo de fusión de los fusibles, están determinadas a una temperatura ambiente de 25ºC y sin carga previa. Cuando están en servicio, obviamente operan a una temperatura ambiente diferente, que afectará, en algunos casos, ligeramente los tiempos mínimos de fusión y su efecto puede ser ignorado. No obstante, donde el rango de variación de las temperaturas es apreciable, puede ser recomendable considerar el corrimiento de la curva. •

Calor de fusión , es el calor adicional requerido para convertir un sólido a líquido, a la tempe-

ratura de fusión. Las corrientes de fallas de corta duración pueden suministrar una fracción de este calor, causando daño al elemento fusible debido a una fusión parcial. Todos estos factores son importantes en la selección de fusibles que se requieren coordinar, y determinan el factor de 0.75, definido más adelante, empleado en la coordinación entre fus ibles. D.2

Métodos de Coordinación

Se tratarán dos métodos de coordinación entre fusibles: • •

Mediante el uso de las curvas características de operación, y Mediante el uso de tablas de coordinación.

Cualquiera sea el método empleado, vale tener presente que en estos casos al fusible de respaldo se le denomina fusible protegido y al fusible de la protección principal se le conoce como fusible de protección, lo cual se ilustra en la figura 13.

A

B Fusible Protegido

Fusible de Protección



Figura Nº 13. Fusible protegido y fusible de protección También es imprescindible tener siempre presente las siguientes reglas en toda coordinación entre estos elementos: Regla 1.

El tiempo máximo de aclaramiento del fusible de protección deberá ser menor o igual al 75% del tiempo mínimo de fusión del fusible protegido.

Esta regla del 75% provee que la corriente de falla sea despejada por el fusible de protección antes que el fusible protegido sea dañado alterando sus características de operación. Regla 2.

La corriente de carga en el punto de ubicación del fusible en el sistema, no deberá exceder a la capacidad de carga permanente que el fusible es capaz de conducir.

Si el valor fuese excedido, podría quebrar el fusible causando interrupciones innecesarias del servicio. -

Coordinación mediante uso de curvas Tiempo-Corriente. Puesto que como se mencionó, las curvas características de operación de los fusibles son impresas en papel traslucido, es posible contrastar superponiendo las curvas de tiempo máximo de aclaramiento con las curvas de tiempo mínimo de fusión. Las curvas de los tiempos mínimos de fusión puede desplazarse en un 25% respecto al eje del tiempo de las curvas de los tiempos máximos de aclaramiento. Este corrimiento en el eje vertical, y puesto que la curvas son dibujadas en papel log-log, automáticamente provee la tolera ncia del 75% que se especifica en la Regla 1. Con las curvas arregladas de este modo, rápidamente se podrá determinar el par de fusibles que coordinan convenientemente dentro del rango de corrientes de fallas correspondientes a las zonas de protección bajo estudio. El método puede comprobarse en base a un ejemplo encontrado en la bibliografía [16] y mos trado aquí en la figura 14, donde se indican las corrientes de carga de cada alimentador y el nivel de cortocircuito en cada barra. El resultado de esta coordinación se muestra en el gráfico de la misma figura.



C

B

105 (A)

1000 (A) 25T

15T

30T

A

36 (A)

1630 (A)

21 (A)

1550 (A)

B0T 2

16

15

1 08 07 00 05 051

04

031

03

021

02

016

015

0 0 2

0 0 3

0 0 4

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 6 7 8 0 1

Corriente (amp.)

0 0 0 5 3 0 5 6 0 1 1 2

0 0 0 3

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 5 6 7 8

) . g e S ( o p m e i T

01 0 0 0 0 1

Figura Nº14. Coordinación de fusibles El fusible en la barra A resulta ser el 15T, debido a que éste soporta 12(A) como corriente máxima permanente. En la barra B debe instalarse un fusible que permita que circulen 36(A) y que además coordine con el fusible 15T para la falla máxima de 1550 Amp. El fusible 25T permite 30 amp., pero no coordina con el fusible 15T, puesto que, como se puede ver, no cumple con la Regla 1. El fusible 30T cumple bien, por lo tanto coordina. En la barra C, debe instalarse un fusible que soporte 105 amp. en forma permanente y que coordine con el fusible 30T para una corriente de falla máxima de 1630 amp. El fusible 80T soporta una corriente máxima de 120 amp. por consiguiente cumple con la Regla 1, y, dado que para 1630 amp., su tiempo mínimo de fusión es de 0.16 segundos y el tiempo máximo de aclaramiento del fusible de 30T de la barra B, para la misma magnitud de corriente, es de 0.051 seg., entonces, resulta que este tiempo es el 32% del tiempo de fusión del fusible 80T, por lo tanto, existe una buena coordinación entre estos fusibles para este caso particular. Coordinación mediante uso de tablas.

-

Para simplificar el proceso de coordinación, los fabricantes de estos elementos de protección suministran al cliente tablas de coordinación adecuadas a sus productos . Estas tablas se utilizan para determinar el fusible protegido de tamaño mínimo apropiado, cuando se conoce la corriente de cortocircuito máximo de coordinación y el tamaño de fusible de protección. Tabla Nº3. Tabla de coordinación de fusibles tipo T F U S I B L E S

8K 6T 8T 10T 12T 16T

10K

12T

360

680 376

FUSIBLE PROTEGIDO (Amperes) 14T 20T 26T 30T 40T 50T 65T 80T 100T CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO MAXIMO DE COORDINACION (Amperes) 920 1200 1500 2000 2540 3200 4100 5000 8100 800 1200 1500 2000 2540 3200 4100 5000 8100 530 1100 1600 2000 2640 3200 4100 6000 8100 680 1280 2000 2640 3200 4100 6000 8100 730 1700 2600 3200 4100 6000 8100

140T

200T

9700 9700 9700 9700 9700

16200 16200 16200 16200 16200



D E P R O T E C C I O N

20T 26T 30T 40T 50T 65T 80T 100T 140T

900

2100 1400

3200 2000 1500

4100 4100 3100 1700

6000 5000 5000 3000 1760

8100 8100 8100 8100 4400 2200

9700 9700 9700 9700 9700 9700 7200 4000

16200 16200 16200 16200 16200 16200 16200 13800 7600

Estas tablas han sido determinadas de las curvas de operación de los fusibles correspondientes, tomando en consideración la Regla 1 citada anteriormente, luego se obtendrá la misma coordinación con menos trabajo, como se podrá comprobar tomando el mismo ejemplo anterior (ver tabla 3). D.3

Coordinación con Reconectadores

En todo estudio de coordinación, en que está involucrada la acción de un reconectador con otro elemento de protección, se debe tener siempre presente la siguiente regla básica: El dispositivo de protección más próximo aguas arriba de la falla, debe despejarla, ya sea ésta de carácter permanente o transitorio, antes que el elemento de protección de respaldo opere si no se tiene reconexión automática, o antes que las agote en caso de tenerlas.

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Coordinación de reconectadores con fusible. Se deben distinguir dos casos: i ) Cuando el fusible está instalado al lado carga del reconectador (aguas abajo) y ii ) Cuando el fusible está instalado al lado del reconectador (aguas arriba). En ambos casos, se usa el método de trazado de curvas del reconectador y del fusible, con el fin de obtener el rango de corrientes de cortocircuitos en que existe coordinación. Coordinación con fusible en el lado carga del reconectador (reconectador-fusible). En este caso el reconectador deberá detectar las fallas ocurridas en su zona y también las de la zona del fusible (ver figura 15). De acuerdo a la experiencia, se ha hallado que se obtiene mejor coordinación programando la secuencia de operación del reconectador como dos operaciones rápidas seguidas de dos lentas. También es aconsejable, pero en menor grado, la secuencia de una operación rápida seguida de tres lentas. Con cualquier otra programación es imposible conseguir coordinación eficientemente entre estos elementos.



Curva de aclaramiento o p m e i T

Curva de fusión RE

65T C K1xA

Corriente Figura Nº15. Coordinación de reconectadores – fusible Las siguientes dos reglas básicas rigen la coordinación en este caso: . Regla 1

Para toda corriente de falla dentro de la zona de protección del fusible, su tiempo mínimo de fusión debe ser mayor al tiempo de operación del reconectador en curva rápida modificada por un factor K1, dado por el fabricante (Tabla 4) y su valor depende de la secuencia de operación programada y del tiempo de la primera reconexión.

Tabla 4. Valor del factor de corrección K1. Tiempo de reconexión (ciclos) 20-25 50 75 100

Una Rápida Med. Máx. 1.3 1.3 1.3 1.3

1.2 1.2 1.2 1.2

Med

Dos rápì das Máx.

2.0 1.5 1.5 1.5

1.8 1.35 1.35 1.35

. Regla 2

Para toda la corriente de falla dentro de la zona de protección de fusible, su tiempo máximo de aclaramiento debe ser menor que el tiempo de operación del reconectador en curva lenta.

El reconectador debe necesariamente estar programado en dos o más operaciones lentas, de modo que si las curvas están muy juntas, el reconectador podrá operar simultáneamente con el fusible, pero el reconectador repondrá el servicio al resto del sistema. Coordinación de fusible ubicado en el lado fuente reconectador (fusible-reconectador). En la figura 16 se muestra un caso típico de coordinación entre fusible y reconectador. El fusible en este caso, protege el sistema de fallas internas en el transformador, o en la barra de la subestación, que no pueden ser detectadas por el reconectador.



Curva de fusión o p m e i T

60ES

Curva de aclaramiento RE

K2xC

A

Corriente Figura Nº16. Coordinación de fusible-reconectador Para el estudio de coordinación en este caso, es necesario considerar las fallas en el lado carga del reconectador. También será necesario referir las curvas de tiempo mínimo de fusión del fusible, al lado de baja tensión donde está ubicado el reconectador (tensión base común). Regla La curva de tiempo mínimo de fusible deberá estar por sobre la curva de operación lenta

del reconectador en todo el rango de corriente de cortocircuito. Esta última debe ser modificada, por un factor de corrección K2, dada en la tabla 5, antes de comparar ambas curvas ya ref eridas a una tensión base común.

Tabla 5. Factor de corrección K2. Tiempo de Reconección 20 25 50 75 100 200 500

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22 2.7 2.6 2.1 1.85 1.7 1.4 1.35

Secuencia de Operación 13 3.2 3.1 2.5 2.1 1.8 1.4 1.35

04 3.7 3.5 2.7 2.2 1.9 1.45 1.35

Coordinación entre reconectador e interruptor

En las subestaciones donde el nivel de cortocircuito en la barra de alimentadores primarios es de 250 KVA o mayor, los alimentadores son protegidos mediante interruptores, comandados por relés de sobrecorriente de tiempo extremadamente inverso. El relé debe ser ajustado de manera que detecte y de orden de aclaramiento para todas las fallas que ocurran dentro de la zona del



alimentador, comprendidas entre la ubicación del primer reconectador, pero, no obstante, debe tener un retardo suficiente de manera que no operen simultáneamente. El factor crucial para coordinar la operación entre estos elementos de protección, es el tiempo de reposición del relé de sobrecorriente durante la secuencia de operación de reconectador. Si el relé usado es un relé electromecánico en lugar de uno de estado sólido, sucede que mientras se cumple el tiempo de operación de reconectador durante una falla, el relé comienza a integrar el tiempo, avanzando su disco en el sentido de disparo. Si la reposición del disco es lenta cuando el reconectador está en el período de reconexión (abierto), el relé irá ac umulando avance en la dirección de disparo, de manera que puede suceder una orden de apertura falsa durante las sucesivas operaciones de apertura y cierre de reconectador. Los tiempos típicos de reposición de los relés de sobrecorriente electromecánicos, para la curva de operación de mayor nivel, es de alrededor de 6 segundos para relés de características extremadamente inversas. Una regla práctica que algunos ingenieros aplican para determinar si hay o no coordinación entre estos elementos, es la siguiente: Es posible que no se logre una selectividad adecuada, si para un valor cualquiera de corriente de falla, el tiempo de operación del relé, es menor que dos veces el tiempo de operación del reconectador en curva lenta, suponiendo que la secuencia de operación del reconectador incluye dos operaciones en este tipo de curva.

-

Coordinación entre reconectador y un seccionalizador

Tal como se mencionó anteriormente, el seccionalizador es un elemento de protección que no posee capacidad de ruptura y que cuenta las operaciones de reconectador asociado instalado aguas arriba. El seccionalizador es un dispositivo de protección que se emplea para proteger los arranques principales derivados de la línea troncal. Para fallas abajo del seccionalizador, éste cuenta las aperturas y los cierres efectuados por el equipo dotado de reconexión automática y, de acuerdo al ajuste, el seccionalizador abre en el momento en que el reconectador está abierto. Es decir, el seccionalizador cuenta los pulsos de corriente de falla que pasan por él, ajustándose para que abra después de un determinado número de pulsos que pueden ser uno, dos o tres; pero siempre el número de pulsos programados para el seccionalizador, debe ser uno menos, como máximo, que el número de operaciones del reconectador aguas arriba de él. Lo que no hay que olvidar en este caso es que la corriente de cortocircuito de la zona protegida por el seccionalizador, debe ser mayor que la corriente mínima de operación del reconectador y del seccionalizador. -

Coordinación entre reconectadores

Para coordinar reconectadores en serie en una alimentador de distribución, existen tres modos: -

Por corrientes nominales

Este método consiste en escoger las corrientes de operación de cada reconectador, de modo que vayan decreciendo al alejarse de la fuente, aunque todos tengan programada la misma secuencia de operación, que normalmente son dos operaciones rápidas y dos lentas (ver figura 17).



100(A) 70(A) o p m e i T

50A

70A

100A

100(A) 70(A)

50(A)

50(A)

Corriente

Figura Nº17. Coordinación entre reconectadores por corriente nominal. Es prácticamente imposible que no haya operación simultánea cuando operan en curva rápida, sin embargo se debe mantener una diferencia a lo menos de 12 ciclos, entre las operaciones en curvas retardadas para asegurar en estos casos una buena selectividad. -

Combinando el número de aperturas.

Es posible coordinar en serie, de iguales corrientes de operación, siempre que sus secuencia de operación sean diferentes, de tal manera que el reconectador ubicado más cercano a la falla, tenga una operación menos en curva lenta que el reconectador ubicado más cercano aguas arriba, de tal manera que se produzca el despeje de la falla selectivamente. Con esto se logra que ambos operen simultáneamente, pero uno de ellos agotará su secuencia de operación antes, cuando aún al otro le quede una operación más.

C22 100(A)

C31 100(A)

C31 100(A)

Figura Nº 18. Coordinación entre reconectadores combinando el número de aperturas -

Combinando en curvas de operación retardadas.

En este método las corrientes de operación son idénticas, sólo que además de tener programadas diferentes secuencias de operación, también realizan las aperturas con retardo en curvas diferentes. Esto se puede apreciar en el ejemplo ilustrado en la figura 19.



C13 100(A)

B22 100(A)

B22 100(A)

Figura Nº 19. Coordinación entre reconectadores combinando curvas de operación retardadas. D.4

Coordinación entre fusibles e interruptores

La coordinación en este tipo de combinación es similar a la coordinación entre fusible y reconectador. La diferencia está en que si el interruptor tiene capacidad de reconexión, los intervalos entre apertura y cierre son mucho mayores que en los reconectadores. Para encontrar una buena selectividad entre un interruptor y un fusible, es preciso, como en el caso anterior, distinguir dos situaciones: cuando el fusible está al lado carga o al lado fuente con respecto a la ubicación del interruptor. -

Fusible en el lado carga.

Se logra una adecuada selectividad, en este caso, si el tiempo de aclaramiento del interruptor (interruptor + relé) es el 150% del tiempo máximo de aclaramiento del fusible en todo el rango de corrientes de cortocircuitos del tramo a proteger. -

Fusible en el lado fuente.

Se logra selectividad si el tiempo mínimo de fusión del fusible es el 135% del tiempo de aclaramiento del relé más el de apertura del interruptor, para todoel rango de corrientes de cortocircuitos del tramo de línea a proteger. Además, cuando el interruptor opera sin retardo, tiene que aclarar la falla antes que se funda el fusible. Por otra parte, el fusible en el lado carga tiene que aclarar la falla antes que opere el interruptor en curva con retardo. Del mismo modo, es necesario que la curva característica de los tiempos de operación del relé, para todo valor de corriente superior al máximo disponible en punto de ubicación del fusible en el sistema, quede por sobre la curva característica de los tiempos máximos de aclaramiento del fusible. Debe cuidarse que la diferencia de tiempos de operación sea de 0.1 a 0.4 segundos. D.5 Coordinación entre fusibles limitadores de corrientes.

La figura 20 ilustra el principio general de coordinación entre estos elementos de protección. Nótese que para que exista selectividad, la energía de aclaramiento del fusible D debe ser menor que la energía necesaria para completar la fusión del fusible A y las reglas de coordinación son iguales a las ya vistas para la coordinación entre fusibles. También en este caso existe el método de coordinación por tablas.


1 E - Protecciones en Sistemas Electricos de Distribucion (Imp)

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