Libro Cap1 3

CURSO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (MT/BT)

DOCUMENTO No. 8755-00-EL-ST-002-01 REVISIÓN: 0

Itagüí, Julio de 2005

Empresas Públicas de Medellín E.S.P.

Documento No. 8755-00-EL-ST-002-01

Curso de coordinación de protecciones en el sistema de distribución de energía eléctrica (MT/BT)

Revisión: 0 Fecha: 18-07-05

TABLA DE CONTENIDOS

1. FUNDAMENTOS Y TEORÍA TEORÍA DE PROTECCIONES.................................................... PROTECCIONES.................................................... 2 1.1

INTRODUCCIÓN..............................................................................................2

1.2

Principios y objetivos ........................................................................................ 2

1.3

Confiabilidad.....................................................................................................3

1.4

Selectividad Selectividad ...................................................................................................... 4

1.5

Sensibilidad Sensibilidad ...................................................................................................... 5

1.6

Velocidad..........................................................................................................5

1.7

Diseño de la red ............................................................................................... 5

1.8 1.8.1 1.8.2

Consecuencias de una falla..............................................................................6 Fallas temporales temporales versus fallas permanentes. permanentes. ............................................... 6 Interrupciones Interrupciones momentáneas momentáneas del servicio...................................................... 7

1.9 1.9.1 1.9.2

Requerimientos Requerimientos de las proteccione proteccioness y prácticas ............................................... 7 Protección de alimentadores alimentadores seccionados y ramales..................................... 7 Equipos de protección protección remoto remoto y de respaldo respaldo ................................................. .................................................88

1.10 1.10.1 1.10.2 1.10.3

Equipos de protección ...................................................................................... 9 Relés de sobrecorriente.................................................................................9 Fusibles ......................................................................................................... 9 Reconectadores...........................................................................................10

1.11

BIBLIOGRAFÍA...............................................................................................11

2. 2.1 2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4

CÁLCULO DE CORTOCIRCUITO CORTOCIRCUITO EN REDES DE DISTRIBUCIÓN............ 12 EFECTOS de los los cortocircuitos cortocircuitos ...................................................................... 12 Corrientes elevadas.....................................................................................12 Variación de tensión .................................................................................... 12 Inestabilidad Inestabilidad del sistema.............................................................................. 12 Esfuerzos mecánicos en en equipos equipos y estructuras estructuras ........................................... 13

HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

Empresas Públicas de Medellín E.S.P. Curso de coordinación de protecciones en el sistema de distribución de energía eléctrica (MT/BT)

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2.2 2.2.1 2.2.2

Componentes Componentes simétricas ................................................................................ 13 Sistemas de Secuencia ............................................................................... 13 Ejemplo........................................................................................................14

2.3 2.3.1 2.3.2 2.3.3 2.3.4

Tipos de Cortocircuitos...................................................................................16 Falla trifásica simétrica ................................................................................ 17 Falla monofásica a tierra..............................................................................18 Falla bifásica................................................................................................18 Falla bifásica a tierra....................................................................................19

2.4

Corrientes De Secuencia Secuencia Cero ....................................................................... 19

2.4.1 2.4.2 2.4.3 2.4.4 2.4.5

Sistema Y (4 hilos) - ∆ ................................................................................20 Sistema Y (4 hilos) – Y (3 hilos)...................................................................20 Sistema Y (4 hilos) – Y (4 hilos)...................................................................20 Conceptos Conceptos de balance de de amperios - vuelta vuelta ................................................ 21 Conexión de transformadores......................................................................25

2.5 2.5.1 2.5.2 2.5.3

Valores de impedancia impedancia para cálculo de fallas fallas ................................................. 26 Impedancia de de las líneas aéreas o subterráneas......................................... subterráneas......................................... 26 Impedancia de transformadores transformadores .................................................................. 26 Impedancia Impedancia de de generadores generadores ........................................................................ 27

2.6 2.6.1 2.6.2 2.6.3

Parámetros DEL SISTEMA SISTEMA DE DE EEPPM EEPPM ......................................................... 27 Parámetros Parámetros del equivalente equivalente en barras de subestación subestación de EEPPM............... 27 Impedancias Impedancias de circuitos de distribución...................................................... 30 Impedancia de falla......................................................................................31

2.7 METODOLOGíA PARA EL CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO........................................................................................................33 2.8

EJEMPLO CÁLCULO CÁLCULO DE CORRIENTES CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO CORTOCIRCUITO .................. 33

2.9

BIBLIOGRAFÍA...............................................................................................36

3. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Y FACTORES DE APLICACIÓN GENERALES GENERALES DE LOS DISPOSITIVOS DISPOSITIVOS DE PROTECCION dE MEDIA TENSIÓN........ 37 3.1 3.1.1 3.1.2

EQUIPO DE SECCIONAMIENTO SECCIONAMIENTO .................................................................. 37 Interruptor....................................................................................................37 Seccionador.................................................................................................40




3.1.3 3.1.4

Reconectadores...........................................................................................42 Seccionalizador Seccionalizador ........................................................................................... 50

3.2 3.2.1 3.2.2

EQUIPOS DE PROTECCION.........................................................................56 Relés ........................................................................................................... 56 Cortacircuitos, Cortacircuitos, caja primaria o cuchilla fusible.............................................. 67

3.3

Esquema de protección protección de circuitos primarios................................................ primarios................................................ 78

3.4

Bibliografía Bibliografía ..................................................................................................... 79






1. FUNDAMENTOS Y TEORÍA DE PROTECCIONES 1.1 INTRODUCCIÓN Las protecciones son componentes vitales de los sistemas eléctricos. Su principal objetivo es detectar y aislar las fallas cuando éstas ocurren. Al hacer esto se puede lograr una operación segura del sistema y se puede evitar o minimizar el daño a los equipos involucrados en las fallas. Para lograr esto es necesario garantizar la correcta ubicación y coordinación de los diferentes dispositivos de protección utilizados. En general las fallas se producen por: -

Rompimiento del aislamiento: gaseoso (aire, SF6), líquido (aceite), o sólido (porcelana, vidrio, resina epóxica, polietileno, mica, algodón, papel, etc.). Las causas que provocan ruptura del aislamiento: Envejecimiento, Humedad, Contaminación salina o industrial, sobretemperaturas, fuego y sobretensiones .

-

Agentes físicos exteriores como árboles, viento, animales y acercamientos accidentales.

Un adecuado entendimiento y comprensión de los fundamentos y de la teoría es esencial para poder atender y solucionar los problemas relacionados con la protección de los sistemas eléctricos de distribución. Con el fin de minimizar los efectos indeseados de las fallas, el ingeniero de protecciones debe conocer muy bien los tipos de perturbaciones que pueden producirse en la red, la naturaleza de su causa y los medios para minimizar sus efectos. 1.2 PRINCIPIOS Y OBJETIVOS Los sistemas de distribución están directamente ligados a los usuarios y por lo tanto estos sistemas juegan un papel muy importante en la confiabilidad percibida por éstos. El mejoramiento y optimización de los sistemas de protección permiten, de manera muy efectiva, reducir las interrupciones en el servicio. En general los objetivos de las protecciones contra sobrecorriente en los sistemas eléctricos son los mismos en todas las áreas de la red de distribución: -

Asegurar que no exista riesgo para los usuarios ni para el personal de mantenimiento involucrado en manipular las redes.

-

Prevenir el daño a los equipos que hacen parte de la red.

-

Mantener la prestación del servicio de energía con el menor número de interrupciones posibles.


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Para diseñar las protecciones de un sistema de distribución deben tenerse en cuenta tres consideraciones principales: -

• Dónde instalar los dispositivos de protección

-

• Cómo calcular los ajustes de dichos dispositivos

-

• Cómo lograr una adecuada coordinación entre dichos dispositivos

Las etapas de planeación, diseño y operación de los sistemas de distribución son esenciales para proveer los equipos con los elementos necesarios para maximizar su confiabilidad, tal como la utilización de equipos de seccionamiento, equipos de protección, elementos de medida, uso de conductores apropiados para las fases y la realización de las inspecciones periódicas de la red y el correcto mantenimiento a todos los equipos. 1.3 CONFIABILIDAD El Sistema de protección debe siempre operar correctamente. La confiabilidad se refiere a la capacidad de la protección de no sólo operar correctamente ante la presencia de una falla, sino de garantizar que no ocurran operaciones indeseadas para fallas externas a su zona de operación Si se pudieran resumir todas las necesidades del operador de red en una sola palabra, ésta sería Confiabilidad. Esta palabra puede tener varias interpretaciones, pero en este caso se refiere a: -

Seguridad

-

Fiabilidad

Los sistemas de protección son en conjunto mecanismos y procedimientos que ayudan a que el sistema de distribución cuente con un buen nivel de confiabilidad; por lo tanto las protecciones deben: -

Limitar la parte afectada por una falla por medio de la selectividad

-

Minimizar el tiempo requerido para re establecer la tensión en la red.

-

Ser equipos que cuenten con sistemas de auto-supervisión y auto-diagnostico, los cuales reducen la posibilidad de falla y de disparos indeseados.

-

De ser posible, incorporar alguna forma de control automático con fin de restaurar la operación de la red.

Todos los usuarios de la red eléctrica (residenciales, industriales, institucionales, comerciales, etc.) dependen de la disponibilidad de energía. Cada uno de estos usuarios sufre consecuencias diferentes en caso de una ausencia de energía; por HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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ejemplo el residencial “sólo” pierde la facilidad de usar los equipos domésticos pero los industriales se ven enormemente afectados pues se detienen sus procesos productivos con los correspondientes perjuicios económicos. Debido a esto todos los usuarios de las redes se han vuelto muy concientes de su dependencia de la disponibilidad de la energía. La confiabilidad del sistema se ve afectada por la frecuencia y la duración de la falla y los esfuerzos de las empresas de energía por evitar fallas en sus sistemas debe enfrentar estos dos factores. Las fallas se pueden definir como cualquier pérdida en la prestación del servicio por tiempos mayores a los presentes en los intervalos de recierre de los reconectadores o interruptores. Por esto, una falla puede ser definida como una pérdida de servicio por un mínimo de tiempo de uno o dos minutos. Para medir la confiabilidad de un sistema en término de fallas históricas se hace uso de índices, internacionalmente definidos, que permiten hacer comparaciones dentro de un misma o diferentes secciones. Longitud del alimentador como un factor en la confiabilidad Varios factores han revelado que la confiabilidad se deteriora para los sistemas de distribución de mayor nivel de tensión. A medida que la tensión aumenta se posibilita tener alimentadores más largos y por lo tanto más usuarios por alimentador, produciendo que cada falla afecte mayor cantidad de usuarios, y de igual manera surge la necesidad de tener mas cuadrillas que puedan localizar y tomar acciones en los casos de fallas. Incluso sin aumentar la tensión, la confiabilidad del servicio se afecta a medida que hay mas usuarios en las redes. Una práctica común muy utilizada es seccionalizar la longitud de los alimentadores, limitando el número de usuarios perjudicados en el caso de una falla. 1.4 SELECTIVIDAD La selectividad consiste en la capacidad del sistema de protección en aislar únicamente la porción del circuito que ha sido afectada por una falla. Los diferentes equipos de protección deben operar apropiadamente para que este procedimiento ocurra tan rápido como sea posible. En la practica, el análisis de selectividad consiste en determinar los diferentes ajustes (umbrales y retardos) para los equipos de protección, de manera que asegure una compatibilidad en los tiempos de operación entre las protecciones aguas arriba (respaldo) y las protecciones aguas abajo (remotas). En este tipo de análisis se tienen en cuenta las diferentes fallas que pueden ocurrir en diversos puntos de la red y a su vez se verifica que cada tipo de falla pueda ser aclarada por al menos dos dispositivos de protección diferentes.


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Un análisis de selectividad debe incluir: -

La descripción de los modos de operación de la red.

-

EL diagrama unifilar.

-

Los valores esperados de falla.

-

Las curvas de selectividad, diagramas de protección de fases y de tierra.

-

Hojas de datos técnicos de los equipos.

-

Registro de los ajustes de cada dispositivo.

1.5 SENSIBILIDAD La sensibilidad se describe como la habilidad de la protección de operar confiablemente ante la menor condición de falla para la cual está programado o construido para operar. Por ejemplo un relé de sobrecorriente debe operar ante la menor condición de falla esperada en el sistema. 1.6 VELOCIDAD La velocidad es la habilidad de la protección de operar en el tiempo requerido. Esta característica es muy importante ya que tiene relación directa con la cantidad de daño que puede producirse en los equipos, y en general en el sistema, debido a la falla, por lo que el fin último del sistema de protección es remover la falla tan rápido como sea posible. 1.7 DISEÑO DE LA RED Con el fin de cumplir con las necesidades y lograr los objetivos fundamentales de las redes de distribución, utilizando medidas económicamente justificables, existe un método que puede usarse, el cual consiste de cuatro fases: 1. Determinar los objetivos y confiabilidad requerida para las diferentes zonas y secciones del sistema. 2. Basar el diseño de la red en las necesidades de potencia de las diferentes zonas geográficas. 3. Definir un plan de protección especificando los criterios a utilizar y el análisis de selectividad. 4. Asegurar que se logran los objetivos de confiabilidad del sistema. HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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Con el fin de hacer frente a las corrientes de sobrecarga y demás corrientes de falla, el diseñador de la red debe implementar una correcta protección para todos los equipos que la conforman (transformadores, capacitores, reguladores de voltaje, etc.), al igual que para todos los segmentos que la componen. Una gran cantidad de equipos son utilizados para conseguir esta protección, los cuales van desde fusibles de acción sencilla hasta reconectadores automáticos e interruptores controlados por relés. Todos estos equipos deben estar coordinados y en algunos casos no sólo se limita su función a proteger un equipo específico, sino que también son usados como respaldo para proteger otros dispositivos en conjunto con otras protecciones. 1.8 CONSECUENCIAS DE UNA FALLA Las consecuencias de una falla eléctrica son diferentes, no siempre son obvias y son, algunas veces, difíciles de percibir. Estos son algunos ejemplos: -

Aguas abajo de la falla se produce una interrupción parcial o total de la instalación.

-

El lugar donde ocurre la falla generalmente sufre daños, teniendo que remover partes, reparar o reemplazar elementos.

-

Durante la falla las personas en las cercanías pueden tener el riesgo de sufrir choques eléctricos, quemaduras o algún tipo de traumas.

-

Se pueden producir daños en equipos electrónicos cercanos al lugar de la falla.

-

Las máquinas rotativas pueden perder estabilidad y esto puede empeorar su funcionamiento, incluso después de despejada la falla, generando una falla total en el sistema de distribución e incluso afectando las fuentes de energía de respaldo en el sistema.

1.8.1 Fallas temporales versus fallas permanentes. La mayoría de las fallas en las redes de distribución aéreas son temporales (aproximadamente el 70% u 80%). Las fallas temporales son aquellas que tienen una naturaleza transitoria, como lo es la caída de un árbol en los conductores por un corto tiempo, o en algunas ocasiones la generación de un arco, desde alguna de las fases a tierra, debido a diferentes factores. Si el arco es eliminado de manera rápida antes de convertirse en una falla permanente, y la causa de la falla desaparece, no se producen daños en los equipos y el circuito puede ser energizado inmediatamente para restaurar el servicio. Debido al corto tiempo en que ocurre la falla y la re energización del circuito, este tipo de incidentes no se clasifican como fallas reales o “interrupciones”. Una falla permanente es aquella donde se ha producido algún tipo de daño, ya sea por causa de la falla o por el arco asociado a ésta. Ejemplo de este tipo de fallas es por ejemplo un aislador quebrado por algún elemento externo. Cuando este tipo de fallas HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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ocurren, la línea debe ser desenergizada y una cuadrilla debe ir al sitio y reparar la falla. El tiempo para reestablecer el servicio puede variar desde minutos hasta varias horas. La máxima confiabilidad del sistema se logra cuando un sistema de distribución es diseñado y operado para minimizar los efectos de cualquier falla cuando éstas ocurren. Dado al alto porcentaje de fallas temporales, se han definido dos reglas básicas para la protección en el área de distribución: -

Todas las fallas deben tener la posibilidad de ser temporales, mediante la operación de un sistema de recierre para las fallas en cualquier parte del sistema, siempre y cuando sean aceptables las interrupciones momentáneas.

-

Teniendo en cuenta el bajo porcentaje de fallas permanentes, luego de un número determinado de operaciones de recierre, los dispositivos de protección deben retirar del servicio la porción más pequeña de la red necesaria para su reparación.

1.8.2 Interrupciones momentáneas del servicio En la actualidad una interrupción del servicio de energía genera grandes problemas a los usuarios, causando normalmente el mayor impacto en el sector industrial y en general a los que hacen uso de los avances tecnológicos. Los siguientes son algunos pasos que pueden seguir los operadores para controlar el número de interrupciones momentáneas y limitar sus efectos. 1. La aplicación y coordinación de reconectadores en subestaciones y alimentadores pueden proporcionar una buena protección a los equipos, lo que reduce las interrupciones en los alimentadores. 2. Interrupciones momentáneas en los alimentadores principales pueden ser reducidas seccionalizando su longitud. Al adicionar un reconectador en el medio de la línea y proporcionando una coordinación de disparo con el reconectador en el lado de la alimentación, fallas temporales aguas abajo no afectarán a los usuarios aguas arriba. 3. Las cargas industriales críticas pueden ser protegidas instalando reconectadores en el alimentador principal justamente aguas debajo de la carga crítica. 1.9 REQUERIMIENTOS DE LAS PROTECCIONES Y PRÁCTICAS 1.9.1 Protección de alimentadores seccionados y ramales Para minimizar los efectos de las fallas en los alimentadores principales se utilizan dispositivos seccionalizadores (reconectadores o seccionalizadores o una combinación de ambos) para dividir el alimentador en las porciones deseadas. HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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Todos los ramales o derivaciones del alimentador deben estar protegidos (fusibles para ramales de poca cargabilidad, reconectadores o seccionalizadores para ramales con mayor cargabilidad), en los puntos donde se derivan del alimentador principal. Sin importar el grado de seccionalización en un alimentador particular, la combinación de fusibles y reconectadores y/o seccionadores es utilizada para proteger segmentos del alimentador y sus ramales contra fallas temporales y permanentes. La curva de disparo rápido del reconectador es utilizada para desconectar todas las fallas transitorias en el alimentador principal y sus ramales. Para fallas permanentes en los taps, la curva de tiempo retardado permite al fusible del tap operar, resultando la interrupción únicamente en el tap. Algunos otros pasos pueden ser considerados para minimizar los efectos de las fallas transitorias por medio de dispositivos electrónicos con controladores y microprocesadores.

Figura 1.1. Reconectadores y fusibles protegiendo los ramales del alimentador 1.9.2 Equipos de protección remoto y de respaldo Con el fin de proporcionar seguridad ante interrupciones inesperadas para todos los casos de fallas por sobrecorrientes, se deben disponer una serie de dispositivos de protección que deben operar de manera coordinada. Por definición convencional, cuando dos o más dispositivos de protección hacen parte de un sistema, el dispositivo de protección adyacente a la alimentación se denomina como la protección de "respaldo" y al dispositivo más cercano a la carga se denomina como dispositivo "remoto".


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Figura 1.2. Equipos de protección remoto y de respaldo. 1.10 EQUIPOS DE PROTECCIÓN Dentro de los equipos de protección más utilizados en las redes de distribución se encuentran los relés de sobrecorriente, los fusibles y los reconectadores. 1.10.1 Relés de sobrecorriente. Un relé se sobrecorriente es, en general, el relé más simple que se puede disponer. Como su nombre lo indica está diseñado para operar cuando se supera un determinado nivel de corriente en el sistema. Existen dos tipos básicos de relés de sobrecorriente: el instantáneo y el temporizado. El relé instantáneo debe operar sin ninguna temporización intencional cuando la corriente supera el nivel ajustado. Por su parte el relé temporizado opera con una determinada temporización, bien sea de tiempo definido o dependiente del nivel de corriente en el sistema (inversa).

Figura 1.3. Relé ABB DPU 2000R y Relé GE IAC51 1.10.2 Fusibles El fusible es la protección contra sobrecorrientes más simple en el sistema de distribución. Su función básica es servir de medio de «conexión débil» y de bajo costo, para la interrupción de sobrecorrientes y la protección contra efectos dinámicos y térmicos causados por cortocircuitos o sobrecargas de valores iguales o superiores a las corrientes mínimas de corte de los fusibles. Los fusibles son ampliamente recomendados para proteger ramales o derivaciones, transformadores, cables subterráneos, capacitores, etc. Los fusibles desempeñan un papel importante en la protección de equipos y redes eléctricas asegurando que los efectos de las fallas, que inevitablemente ocurren, sean HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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limitados y que la continuidad del suministro a los consumidores sea mantenida en un alto nivel.

Figura 1.4. Fusibles utilizados en los sistemas de distribución. 1.10.3 Reconectadores El reconectador automático de circuito ha demostrado ser el dispositivo ideal para eliminar virtualmente cortes prolongados en sistemas de distribución debido a fallas temporales o condiciones de sobrecorriente transitorias y que permiten ser integrados en esquemas de control. La función de este tipo de elementos es la de detectar una condición de sobrecarga o cortocircuito, interrumpir el flujo de corriente en el circuito y luego, después de un lapso de tiempo preestablecido, cerrarse automáticamente para re energizar el circuito. Esta operación de apertura -recierre se repite automáticamente, si la falla persiste, hasta un máximo de veces definido por el operador. Cuando se da por concluida su operación se asume que se trata de una falla permanente en el alimentador y por tanto el reconectador quedará definitivamente abierto.


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Para definir el tiempo para la aclaración de una falla, es necesario comparar el riesgo eléctrico contra el costo total del dispositivo de protección. Es muy posible que una protección más costosa pero con un tiempo de disparo mas corto, reduzca el riesgo de daños en los equipos del sistema de forma tal que resulte la solución más económica.

Figura 1.5. Reconectador utilizado en los sistemas de distribución.

1.11 BIBLIOGRAFÍA 

Cooper Power Systems. Electrical Distribution-system Protection. Section A3. Protective equipment Applications and Coordination.



Protection of industrial and commercial MV networks. Cahiers Techniques No. 174. Merlin Gerin. 1995.



Protection of electrical distribution networks by the logic selectivity system. Cahiers Techniques No. 2. Merlin Gerin.


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2.


CÁLCULO DE CORTOCIRCUITO EN REDES DE DISTRIBUCIÓN

Como pasos preeliminares para una Coordinación de Protecciones están no solo conocer la topología del sistema a proteger sino la fortaleza del mismo en los diferentes puntos donde se ubican las protecciones. Esta fortaleza se mide en proporción al nivel de cortocircuito que presenta el sistema en determinado lugar. Es por esto que el cálculo de nivel de cortocircuito resulta primordial a la hora de determinar los ajustes o selección de una protección de sobrecorriente. En este capítulo se hace un análisis de los efectos y forma de analizar circuitalmente los diferentes tipos de fallas que pueden presentarse en un sistema, las herramientas metodológicas que existen para realizar este tipo de cálculos y algunos ejercicios que ilustren el procedimiento con base en datos reales del sistema de EEPPM. 2.1

EFECTOS DE LOS CORTOCIRCUITOS

Los cortocircuitos resultan perjudiciales para los equipos y para el sistema de transmisión y distribución en general. Son causantes de los siguientes problemas: 2.1.1 Corrientes elevadas Incremento de la corriente a un nivel muy superior a la corriente de trabajo, generándose calentamiento perjudicial para el aislamiento o conductores y esfuerzos que pueden deformar o romper los aisladores de sujeción o incluso romper los propios conductores. 2.1.2 Variación de tensión Un cortocircuito produce caídas de tensión en ciertos puntos de la red, lo cual se puede reflejar en la desconexión de motores, perturbaciones en alumbrado, etc. El efecto inverso, la sobretensión se presenta para ciertos tipos de falla. Una falla 1 φ-T, la cual puede provocar aumento de tensión en las fases sanas dependiendo del tipo de puesta a tierra del sistema. 2.1.3 Inestabilidad del sistema Las fallas amenazan con la pérdida de sincronismo entre las secciones interconectadas, principalmente en enlaces simples donde la apertura de líneas o circuitos interrumpe el flujo de potencia. Los disparos monopolares de los interruptores suavizan el riesgo porque permiten la circulación de potencia sincronizante por las fases sanas. HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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2.1.4 Esfuerzos mecánicos en equipos y estructuras Las corrientes de cortocircuitos generan fuerzas que pueden deformar devanados de generadores y transformadores. Estas corrientes también producen esfuerzos sobre pórticos y estructuras de soporte en subestaciones. 2.2

COMPONENTES SIMÉTRICAS

Un sistema de transmisión trifásico, generalmente, puede considerarse balanceado, pero cuando quieren analizarse sobre él fenómenos asimétricos como fallas de una o dos fases, desaparece el carácter balanceado de las fases. Se debe recurrir entonces a modelos matemáticos más complejos que permitan este tipo de análisis Uno de estos métodos es el de las Componentes Simétricas, el cual, es un método desarrollado por C.L Fortescue en 1918, que pretende resolver fallas DESBALANCEADAS o ASIMÉTRICAS tratando el problema con base en un sistema simple por fase. El principio fundamental de esta metodología es que cualquier sistema trifásico de fasores desbalanceados puede convertirse en tres sistemas de fasores balanceados: - Sistema de secuencia positiva - Sistema de secuencia negativa - Sistema de secuencia cero 2.2.1 Sistemas de Secuencia 2.2.1.1 Sistema de secuencia positiva Es el conjunto trifásico de fasores balanceados que posee la misma secuencia del sistema original. Poseen la misma magnitud y su desplazamiento angular o ángulo de fase entre cada uno de ellos es 120°. Se denotan con el superíndice (+) o el subíndice (1). 2.2.1.2 Sistema de secuencia negativa Es el conjunto trifásico de fasores balanceados que posee secuencia contraria a la del sistema original Poseen la misma magnitud y su desplazamiento angular o ángulo de fase entre cada uno de ellos es -120°. HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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Se denotan con el superíndice (-) o el subíndice (2) 2.2.1.3 Sistema de secuencia cero u homopolar Es el Conjunto de tres componentes monofásicos. Poseen la misma magnitud y el mismo desplazamiento angular o ángulo de fase Se denotan con el superíndice (0) o el subíndice (0). 2.2.2 Ejemplo

W

W VC

VC

8

120

4

36 9

VA

120

3

49

VA 18 4O

120

VB VB

Sistema trifásico desbalanceado W

Componentes de secuencia positiva VAO

VB V

+

1,0 a ang ((143,1 O )

W

VBO

120

VCO 120

-86 2O 21 VA

Componentes de secuencia negativa


Componentes de secuencia cero

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Por definición de los sistemas de secuencia (3 ecuaciones 9 incógnitas) +

−

0

+

−

0

+

−

Va = Va + Va + Va

Vb = Vb + Vb + Vb Vc = Vc + Vc + Vc

0

Se define el operador vectorial “ a”: a = 1∠120° 1+ a + a2 = 0 +

2

V b = a V a −

V b = aV a 0

V b = V a

+

+

V c = aV a −

−

+

2 V c = a V a

0

0

V c = V a

−

0

Sustituyendo las anteriores ecuaciones en la ecuación original +

−

V a = V a + V a + V a +

2

0

−

0

−

0

V b = a V a + aV a + V a +

2

V c = aV a + a V a + V a

Expresando el sistema en forma matricial: V 3φ = [ A]V S

V a  1 1 V  = 1 a 2  b  V c  1 a


0 1  V a 



+



a V a   − 2  a  V a 





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Resultando lo siguiente: −1

V S = [ A] V 3φ

V a 0  1 1  + 1  V a  = 3 1 a V a −  1 a 2  

1  V a 

 V   b  a  V c 

a

2

También es aplicable a sistemas desbalanceados de corriente: Ia 0  1 1  + 1  I a  = 3 1 a Ia −  1 a 2  

1  I a 

 I   b  a   I c 

a2

Considerando el ejemplo original Va = 4 Vb = 3∠ − 90o Vb = 8∠143,1o

Evaluando la componente de secuencia cero de la fase A 0

V a =

0

V a =

1 3 1 3

(V a + V b + V c )

[4,0 + (− j3) + 8(− 0,8 + j 0,6 )]

0

V a = −0,8 + j 0,6 0

o

V a = 1∠143,1

2.3

TIPOS DE CORTOCIRCUITOS

La forma de conexión de los circuitos de secuencia depende del tipo de falla que se presente en el sistema. Los circuitos equivalentes para cada secuencia se establecen "vistos" desde el punto de la falla. Para la red de secuencia cero hay que tener en cuenta que no necesariamente hay circulación de corrientes por todo el sistema. HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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En los sistemas de potencia se presentan cortocircuitos simétricos (trifásicos) y asimétricos. Tipo de cortocircuito

Conexión

Frecuencia de ocurrencia

Tipo

Trifásico (3φ)

0,03

Simétrica

Trifásico a tierra (3 φ t)

0,01

Simétrica

Bifásico (2φ)

0,15

Asimétrica

Bifásico a tierra (2 φ t)

0,06

Asimétrica

Monofásico (1φ t)

0,75

Asimétrica

2.3.1 Falla trifásica simétrica I f 3φ =

V n

( Z 1 + Z f )

-

If3φ: Corriente eficaz de cortocircuito. - Vn: Tensión de fase eficaz nominal o de prefalla en el punto de falla. - Z1: Impedancia de secuencia positiva. - Zf: Impedancia de falla. Se puede observar que las corrientes de fase forman un sistema equilibrado ya que su suma es cero.


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2.3.2 Falla monofásica a tierra I f1φ T = I a = 3I 0 =

-

3Vn Z1 + Z 2 + Z 0 + 3 ⋅ Z f

If1φT: Corriente eficaz de cortocircuito. I0: Corriente de secuencia cero Vn: Tensión de fase eficaz nominal o de prefalla en el punto de falla. Z1: Impedancia de secuencia positiva. Z2: Impedancia de secuencia negativa. Z0: Impedancia de secuencia cero. Zf: Impedancia de falla.

En la figura se muestra la conexión de las redes de secuencia para una falla monofásica a tierra a través de una resistencia. Las tres secuencias están conectadas en serie debido a que las corrientes de secuencia son iguales: I 1 = I 2 = I 0

2.3.3 Falla bifásica V n I f 2φ = − j 3 Z 1 + Z 2 + Z f

-

If2φ: Corriente eficaz de cortocircuito. I0: Corriente de secuencia cero Vn: Tensión de fase eficaz nominal o de prefalla en el punto de falla. Z1: Impedancia de secuencia positiva. Z2: Impedancia de secuencia negativa. Zf: Impedancia de falla.

Al no existir retorno de corriente de falla por la tierra, la red de secuencia cero no se tiene en cuenta.


18




2.3.4 Falla bifásica a tierra   Vn (Z 0 + 3 ⋅ Z f − a ⋅ Z 2 )  I f2φ T = − j 3 ( ) ( ) Z Z Z Z Z 3 Z ⋅ + + ⋅ + ⋅ 1 2 0 f   1 2

-

If2φ: Corriente eficaz de cortocircuito. I0: Corriente de secuencia cero Vn: Tensión de fase eficaz nominal o de prefalla en el punto de falla. Z1: Impedancia de secuencia positiva. Z2: Impedancia de secuencia negativa. Z0: Impedancia de secuencia cero. Zf: Impedancia de falla.

Considerando que la impedancia de secuencia positiva es de igual valor que la de secuencia negativa (Z 1 = Z2) y con una Z f = 0 Ω, la ecuación anterior se puede simplificar así: I f2φ T = −

2.4

3Vn Z1 + 2Z 0

CORRIENTES DE SECUENCIA CERO

Siempre que se tenga un sistema trifásico de tres hilos SIN retorno de neutro, la componente de secuencia cero de la corriente de línea es CERO

Sistema e en ““Y” ssin n neutro

Sistema e en ““∆”

Las corrientes de secuencia cero pueden circular por sistemas trifásicos de cuatro hilos. También se pueden encontrar en las deltas de los transformadores ya que poseen la misma magnitud y ángulo de fase.


19





2.4.1 Sistema Y (4 hilos) - ∆

Para este caso, en las líneas del lado secundario NO circulan corriente de secuencia cero. I a 0 = I b 0 = I c 0 (Iguales en Magnitud y fase)

Sin embargo en el lado de alta si puede circular por existir retorno de neutro y por tenerse BALANCE DE AMPERIOS-VUELTA en el transformador 2.4.2 Sistema Y (4 hilos) – Y (3 hilos)

En este tipo de conexiones NO circulan corrientes de secuencia cero aunque el primario tenga retorno de neutro Esto se debe a que no existiría BALANCE DE AMPERIOS-VUELTA en el transformador 2.4.3 Sistema Y (4 hilos) – Y (4 hilos)


20





En este tipo de conexiones puede circular corriente de secuencia cero ya que existe retorno y existe BALANCE DE AMPERIOS-VUELTA en el transformador 2.4.4 Conceptos de balance de amperios - vuelta Por concepto básico de máquinas electromecánicas, en lo que se refiere a corriente de carga, los amperios vuelta del primario del transformador deben estar balanceados con los amperios vuelta del secundario del transformador

Se quiere conectar una carga monofásica en el siguiente transformador

No es posible conectar la carga monofásica ya que Iap NO puede salir del punto n porque no existe balance de AMPERIOS - VUELTA para las fases b y c. Situación similar ocurre si se coloca un corto circuito en lugar de una carga, dando como resultado que no puede circular corriente de secuencia cero. Se puede decir que una corriente de carga monofásica tiene la naturaleza de la corriente de secuencia cero. Se quiere conectar una carga monofásica en el siguiente transformador Pero Ahora para este caso:


21



La DELTA TERCIARIA hace posible la alimentación de cargas monofásicas (o desbalanceadas). Supongamos M la corriente circulando por la delta. - Por el primario en la fase A circularía 2M y por las otras fases circularía M. - La suma en la fase A de los amperios en el primario y en el terciario sería M+2M=3M - Lo cual se balancea con los 3M del secundario La corriente M en las fases B y C se balancea con las corrientes en la delta El devanado terciario adicionalmente sirve para filtrar la corriente del tercer armónico y permite la conexión de cargas entre sus terminales por ejemplo cargas de servicios auxiliares. Al no existir el neutro en el primario, por sus líneas solo circulan corrientes de secuencia positiva y negativa, mientras que por el devanado terciario circulan las homopolares para así compensar las corrientes de secuencia por la carga. 2.4.4.1 Otras conexiones de cargas monofásicas


22




2.4.4.2 Ejemplo N P = N S = N T

a

I ap

I cs = 0

I as = 60∠0o

c

I cp

b

CARGA

I at

n

T

I bp

a

I bt

I bs = 0

I ct

S b

Calculando las corrientes de secuencia para el devanado secundario:

Calculando las corrientes de secuencia para el devanado secundario:

Por el devanado primario NO puede circular corriente de secuencia cero (no hay retorno). Todos los AMPERIOS-VUELTA de la corriente de secuencia cero tienen que ser compensados en el devanado terciario HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

23





En efecto la delta solo lleva corriente de secuencia cero

Las corrientes de secuencia positiva y negativa secundarias son balanceados por los AMPERIOS-VUELTA del devanado primario

Luego:


24



2.4.5 Conexión de transformadores En la siguiente figura se ilustra el diagrama de secuencia cero según la conexión de los devanados de un transformador y según la puesta a tierra del neutro del mismo.


25




2.5


VALORES DE IMPEDANCIA IMPEDANCI A PARA CÁLCULO DE FALLAS

Cada fabricante acostumbra expresar las impedancias de los equipos en porcentaje o en p.u referidos a su tensión y potencia nominal. Impedancia de secuencia negativa es igual a la de secuencia positiva para los elementos no rotativos (transformadores, líneas, etc.) ⇒ insensibles al orden de sucesión de fases. La impedancia de secuencia cero u homopolar es generalmente diferente a las de las otras secuencias. Una impedancia de puesta a tierra se incluye en la red homopolar igual al triple de la original, ya que las corrientes homopolares en cada una de las fases se suman directamente para dar una corriente de neutro de valor 3·I 0. Las componentes positivas generan campos giratorios en motores. Las componentes negativas producen pares de frenado, calentamiento y pérdidas. Las componentes homopolares generan inducciones en las líneas vecinas a aquellas por las que circulan las corrientes de secuencia cero.

2.5.1 Impedancia de las líneas aéreas o subterráneas Depende de la configuración de los conductores. Para una línea trifásica con conductores de radio r se se tiene una inductancia X'e normalmente expresada en Ω /km. La resistencia puede ser hallada de tablas conociendo las características del conductor (material y calibre). '

2 D  − 4 Ω  1 + 2 ⋅Ln 10 km r   2

X e = 2π ⋅ f 

D = 3 D AB D BC D CA

-

Xe' :

Inductancia (Ω /km) f : Frecuencia (Hz) D: Media Media geométrica de las distancias entre ejes de conductores conductores de fase.

2.5.2 Impedancia de transformadores transformador es Reactancias típicas de cortocircuito de los transformadores de potencia dependiendo de su nivel de tensión: Para potencias y tensiones bajas de 3 kV a 15 kV: impedancia del 4%. o


26



Curso de coordinación de protecciones en el sistema de distribución de energía eléctrica (MT/BT) o

o

Para tensiones hasta de 50 kV: impedancia de 8%. Para tensiones y potencias altas: impedancia impedancia del 12 al 16%.

2.5.3 Impedancia de generadores La componente resistiva es menor que la componente reactiva y por lo tanto despreciable. - Secuencia positiva: Para cálculos de cortocircuito cortocircuito es la reactancia subtransitoria (X"d). - Secuencia negativa: En máquinas de polos salientes la componente de secuencia negativa es el promedio de las reactancias subtransitorias de eje directo y de cuadratura (X2 = (X"d+ X”q)/2), pero en máquinas de rotor liso es igual a la reactancia subtransitoria de eje directo (X 2 = X"d). - Secuencia cero: La reactancia de secuencia cero es menor que los valores valores de secuencia positiva y negativa.

2.6

PARÁMETROS DEL SISTEMA DE EEPPM

2.6.1 Parámetros del equivalente en barras de subestación de EEPPM En un estudio realizado previamente, en el cual se utilizó un software para la simulación de sistemas eléctricos de potencia se realizó el cálculo de los niveles de cortocircuito trifásico y de una fase a tierra en todos los barrajes del sistema de EEPPM. A su vez, el programa arrojó las impedancias de secuencia equivalentes y la tensión de pretalla, lo que permite configurar el equivalente de Thevenin del sistema en cada barra y, a partir de este, implementar el circuito o subsistema donde se quiere realizar el cálculo de cortocircuitos. 2.6.1.1 Parámetros 13,2 kV A continuación se presentan los resultados de cortocircuito trifásico y de una fase a tierra en los barrajes del sistema de EEPPM a 13,2 kV y los respectivos componentes del equivalente de Thevenin. SUBESTACIÓN TRF

Tensión Prefalla (kV)

Parámetros de Secuencia (Ω) R1

X1

R0

X0

Nivel de Corto en S/E Icc 1F(kA)

Icc 3F(kA)

R02

1

13,49

0,0622

0,5532

0,0010

0,1854

18,0

14,0

R02

3

13,39

0,0462

0,3920

0,0014

0,1403

25,0

19,6

R03

1

13,48

0,0335

0,4084

0,0007

0,1359

24,4

19,0

R03

2

13,14

0,0214

0,3210

0,0007

0,1493

28,7

23,6

R04

1

13,44

0,0387

0,3851

0,0007

0,1324

25,7

20,1


27



Curso de coordinación de protecciones en el sistema de distribución de energía eléctrica (MT/BT) SUBESTACIÓN TRF


Parámetros de Secuencia (Ω) R1

X1

R0

X0

Nivel de Corto en S/E Icc 1F(kA)

Icc 3F(kA)

R05

1

13,28

0,0941

0,5821

0,0005

0,1690

17,1

13,0

R05

2

13,36

0,0819

0,5760

0,0007

0,1667

17,4

13,3

R06

1

13,31

0,0747

0,5654

0,0010

0,1803

17,5

13,5

R06

2

13,40

0,0483

0,4149

0,0017

0,1429

23,7

18,5

R07

1

13,39

0,0493

0,4250

0,0030

0,1497

23,1

18,1

R07

2

13,36

0,0542

0,4502

0,0028

0,1702

21,5

17,0

R08

1

13,25

0,0084

0,5022

0,0010

0,1758

19,4

15,2

R08

2

13,03

0,0524

0,5797

0,0108

0,6112

12,7

12,9

R09

1

13,65

0,0660

0,5492

0,0005

0,1828

18,4

14,2

R09

2

13,52

0,0772

0,5617

0,0005

0,1683

18,0

13,8

R10

1

13,76

0,0554

0,6213

0,0197

0,6806

12,4

12,7

R10

2

13,02

0,0763

0,5644

0,0185

0,6393

12,7

13,2

R11

1

13,06

0,0693

0,4253

0,0026

0,1633

22,1

17,5

R11

2

13,52

0,0565

0,4516

0,0026

0,1685

21,7

17,2

R12

1

13,42

0,0263

0,0423

0,0007

0,1551

23,2

18,3

R12

2

13,62

0,0533

0,5724

0,0005

0,1823

17,7

13,7

R13

2

13,53

0,0678

1,0669

0,0005

0,3007

9,6

7,3

R14

1

14,48

0,1505

1,1259

0,0000

0,5933

8,8

7,4

R15

1

13,30

0,0887

0,5687

0,0010

0,1725

17,4

13,3

R17

1

13,14

0,0624

0,5766

0,0026

0,1638

17,2

13,1

R20

1

14,04

0,2237

1,0362

0,1509

1,4713

6,8

7,6

R20

1

14,04

0,2237

1,0362

0,1509

1,4713

6,8

7,6

R21

1

13,38

0,7034

1,9902

0,0000

0,6098

4,8

3,7

R24

1

12,69

0,3865

1,6969

0,0000

0,6368

5,4

4,2

R26

1

13,22

0,0742

0,5579

0,0014

0,1821

17,5

13,6

R27

1

13,36

0,0324

0,4307

0,0028

0,1584

22,6

17,9

R29

1

13,55

0,0516

0,6098

0,0373

0,7079

12,1

12,8

R31

1

13,28

0,0873

0,6104

0,0261

0,7053

11,9

12,4

R34

1

14,95

0,2234

1,2136

0,0000

0,6238

8,4

7,0

R35

1

13,43

0,0382

0,6098

0,0382

0,6947

12,1

12,7

R50

1

13,39

0,0814

2,1864

0,0000

1,4288

4,0

3,5

R51

1

13,58

0,0432

1,4622

0,0000

1,1744

5,7

5,4

R52

1

13,27

0,1979

2,3097

0,0000

1,6013

3,7

3,3

R53

1

13,62

0,0531

2,4451

0,0127

1,2598

3,8

3,2

R54

1

13,75

0,0697

1,9178

0,0000

1,1535

4,8

4,1

R55

1

13,82

0,5159

1,9604

0,0000

0,6098

5,2

3,9


28




2.6.1.2 Parámetros 44 kV A continuación se presentan los resultados de cortocircuito trifásico y de una fase a tierra en los barrajes del sistema de EEPPM a 44 kV y los respectivos componentes del equivalente de Thevenin. PARAMETROS DE SECUENCIA EN CIRCUITOS A 44 kV Parámetros de Secuencia (Ω) SUB

CTO

Corrientes de falla


R1

X1

R0

X0 Icc 1F(kA) Icc 3F(kA)

R02

40

44,63

0,8615

9,9259

0,0000

0,0000

0,00

2,59

R02

41

44,05

0,8131

8,6830

0,0000

0,0000

0,00

2,92

R03

40

44,27

0,2614

6,4837

1,4423

9,6800

3,37

3,94

R04

40

44,34

0,1336

3,3125

0,0000

0,0000

0,00

7,72

R04

41

44,93

0,5731

8,8146

0,0000

0,0000

0,00

2,94

R05

40

43,16

0,7279

5,8487

0,1626

5,4208

4,35

4,23

R05

41

43,16

0,7279

5,8487

0,1626

5,4208

4,35

4,23

R07

40

44,43

0,7396

9,3218

0,0000

0,0000

0,00

2,74

R08

40

44,08

0,1200

8,9095

0,0000

0,0000

0,00

2,86

R09

40

45,72

0,8712

9,2773

0,0000

0,0000

0,00

2,83

R09

41

44,64

0,1375

3,4287

0,0000

0,0000

0,00

7,51

R09

42

44,17

0,2284

3,3067

0,0000

0,0000

0,00

7,69

R09

43

44,17

0,2284

3,3067

0,0000

0,0000

0,00

7,69

R09

44

44,17

0,2284

3,3067

0,0000

0,0000

0,00

7,69

R10

50

41,94

1,3049

9,5948

0,3795 11,1649

2,38

2,50

R11

40

44,09

0,7608

8,9888

0,0000

0,0000

0,00

2,82

R11

41

42,11

1,2565

8,4642

0,0000

0,0000

0,00

2,84

R12

44

45,80

0,3252

3,2854

6,2107 17,7918

3,13

8,01

R13

47

44,38

0,4511

7,2600

0,0116

-1,7017

5,98

3,52

R13

48

44,94

0,1723

3,9475

0,0000

0,0000

0,00

6,57

R13

49

44,38

0,4511

7,2600

0,0116

-1,7017

5,98

3,52

R14

40

45,28

1,1655

4,7219

8,1176 24,6124

2,20

5,38

R15

40

44,50

1,3378 10,9694

0,0000

0,0000

0,00

2,32

R16

43

44,26

0,8402

0,0000

0,0000

0,00

2,55

R17

40

43,42

1,1790 10,8474 172,0930 45,8696

0,40

2,30

R17

41

43,42

1,1790 10,8474 172,0930 45,8696

0,40

2,30

R19

40

44,07

0,3833 10,7409

0,0000

0,0000

0,00

2,37

R26

40

43,83

0,8383

9,1166

0,0000

0,0000

0,00

2,76

R27

40

44,47

0,4511

8,6152

0,0000

0,0000

0,00

2,98

R29

40

43,89

0,5537

9,5096

0,3853 10,4912

2,57

2,66


9,9820

29



Curso de coordinación de protecciones en el sistema de distribución de energía eléctrica (MT/BT) PARAMETROS DE SECUENCIA EN CIRCUITOS A 44 kV Parámetros de Secuencia (Ω) SUB

CTO

Corrientes de falla


R1

X1

R0

X0 Icc 1F(kA) Icc 3F(kA)

R31

40

43,84

0,2478

8,9559

0,3524

9,8175

2,74

2,83

R35

40

45,85

0,4995

8,7043

0,4976

9,3915

2,96

3,04

2.6.2 Impedancias de circuitos de distribución Las impedancias de secuencia de un circuito primario aéreo operando a una frecuencia constante son dependientes de varios factores. Los principales factores son el tamaño, material y espaciamiento o configuración de los conductores de fase y neutro y el tipo de circuito de circuito de distribución. En menor grado incluye factores tales como stranding de conductores, altura sobre la tierra, temperatura del conductor y resistividad del terreno. El problema de identificar las impedancias para un circuito dado involucra primero determinar valores para estos diversos factores y entonces hallar las impedancias correspondientes en tablas publicadas o utilizando ecuaciones de impedancias. En el sistema de Empresas Públicas de Medellín existen diferentes tipos de configuraciones de distribución aérea y subterránea, tanto en el nivel de tensión de 13,2 kV como en el nivel de tensión de 44 kV. Con base en estas configuraciones se calcularon los valores de las impedancias de secuencia para todos los circuitos. A continuación se presenta el resumen de los parámetros de secuencia para las distintas configuraciones de redes aéreas y subterráneas utilizadas en el sistema de distribución a nivel de 13,2 kV y 44 kV.


30




Parámetros de secuencia circuitos a 13.2 kV PARÁMETROS DE SECUENCIA DE CONDUCTORES Y CABLES DESCRIPCIÓN CONFIGURACIÓN

VOLTAJE (KV)

CONDUCTOR DE FASE

CONDUCTOR NEUTRO

IMPEDANCIAS DE SECUENCIA (Ohmios/km) CAPACITANCIA Y KVAR R1 X1 R0 X0 C1(nF/km) KVAR/fase/km

CABLE A REO AISLADO

Cable aéreo aislado

13.2


13.2


7.62

Cable subterráneo

44

Cable subterráneo Cable subterráneo Cable subterráneo

13.2 13.2 13.2

4/0 Aluminio, aislamiento 100% 1/0 Aluminio, aislamiento 100% 1/0 Aluminio, aislamiento 100%

3x500 KCM, Cu 3x350 KCM, Cu 3x1/0, Cu 3x1/0, Cu

1/0 AWAC

0.309

0.152

1.074

0.488

167.17

3.66

1/0 AWAC

0.619

0.170

1.425

0.542

150.59

3.30

1/0 AWAC

0.966

0.512

150.59

3.30

CABLES SUBTERRÁNEOS Pantalla electrostática 0.104 Neutro concéntrico 0.146 Neutro concéntrico 0.412 No 2 Cu 0.353

0.248

1.074

0.845

122.56

29.82

0.141 0.163 0.170

0.479 1.191 1.150

0.130 0.393 0.570

171.10 119.04 141.81

3.75 2.61 3.11

CABLES A REOS CUBIERTOS

Cable aéreo cubierto Adecuación delta trifásico Cable aéreo cubierto Adecuación delta trifásico Cable aéreo cubierto compacto Cable aéreo cubierto compacto Cable aéreo cubierto compacto monofásico Cable aéreo cubierto Adecuación delta trifásico Cable aéreo cubierto compacto

13.2

266.8 Aluminio

1/0 Acsr Raven

0.243

0.399

0.678

1.199

11.65

0.26

13.2

1/0 Aluminio

1/0 Acsr Raven

0.605

0.435

1.039

1.234

10.86

0.24

13.2

266.8 Aluminio

1/0 AWAC

0.243

0.272

0.852

1.216

18.07

0.40

13.2

1/0 Aluminio

1/0 AWAC

0.605

0.307

1.214

1.251

16.25

0.36

7.62

1/0 Aluminio

1/0 AWAC

0.755

0.715

8.07

0.18

44

266.8 Aluminio

1/0 Acsr Raven

0.243

0.413

0.600

1.334

11.24

2.73

44

266.8 Aluminio

3/8 Super gx

0.242

0.287

0.622

2.013

18.08

4.40

RED AÉREA DESNUDA

Red aérea desnuda Delta trifásica Red aérea desnuda Horizontal trifásica Red aérea desnuda Delta trifásica Red aérea desnuda Horizontal trifásica Red aérea desnuda Delta trifásica, neutro inferior Red aérea desnuda Delta trifásica, neutro inferior

44

4/0 Acsr

1/0 Raven

0.299

0.414

0.656

1.335

10.74

2.61

44

4/0 Acsr

Sin Neutro

0.299

0.421

0.477

1.873

10.55

2.57

44

1/0 Acsr

1/0 Raven

0.603

0.440

0.959

1.361

10.06

2.45

44

1/0 Acsr

Sin Neutro

0.603

0.447

0.781

1.899

9.90

2.41

13.2

266.8 Acsr

1/0 Acsr Raven

0.243

0.378

0.606

1.369

11.75

0.260

13.2

4/0 Acsr

1/0 Acsr Raven

0.298

0.386

0.661

1.377

11.56

0.253

2.6.3 Impedancia de falla La impedancia de falla es simplemente la impedancia en la falla. Esta no es una impedancia de secuencia positiva o cero las cuales son características del sistema. No esta necesariamente relacionada a alguna impedancia de tierra o a los llamados efectos de tierra. La resistividad del terreno y la impedancia mutua entre conductores aéreos y el plano conductor de tierra son ejemplos de efectos de tierra.


31



Ambos de estos afectan los valores de impedancias de secuencia pero no la impedancia de falla la cual es un valor altamente variable, dependiendo de la causa de la falla, del tipo de falla y del ambiente. Si la impedancia de falla pudiera ser medida en una gran variedad de situaciones de falla, el valor podría hallarse en forma estadística distribuida sobre un amplio rango. En el sistema de distribución a 13,2 kV de EEPPM. se han detectado corrientes de cortocircuito que superan los 10.000 A, y más del 60% de las fallas tienen corrientes de cortocircuito que superan los 2.400 A. Asumiendo una impedancia de cortocircuito de 3 Ω, se observa que las corrientes de cortocircuito de un alimentador típico no superarían los 3000 A, para una fuente equivalente de cortocircuito de 13.000 A en el nivel de tensión de 13,2 kV. Dado que existe incertidumbre en la magnitud de la impedancia de falla, se propuso una metodología probabilística para estimar la función de densidad de probabilidad (fdp) aplicable a la impedancia de falla. Para el desarrollo y aplicación del método, EEPPM dispone de los registros de corrientes de fallas obtenidos de los relés DPU, correspondientes a once (11) subestaciones de energía. Los registros fueron tomados entre el 1 de Junio de 1998 y el 29 de Agosto de 1999, y totalizan 903 registros. Para la estimación de los parámetros de la función de distribución (f) se realizaron simulaciones de Monte Carlo de la corriente de corto circuito línea-tierra. En dichas simulaciones se utilizan las impedancias zc + y zc0 correspondientes al tramo principal del alimentador, típicamente ACSR 266 AWG; además, se tiene en cuenta que aproximadamente el primer kilómetro es subterráneo. Igualmente, se asume que la longitud del alimentador (L), o del tramo protegido por el relé, es de 6,3 km. Estas características se consideran típicas, promedios y representativas del sistema de EEPP a 13,2 kV. Para la función acumulada de probabilidad resultante se hallaron su valor medio y el valor más probable, encontrándose valores de 3,51 Ω para el primero y de 0,51 Ω para el segundo. Por lo tanto, la recomendación más directa fue emplear como baja impedancia el valor más probable (0,5 Ω) para los estudios de corto circuito en los alimentadores de 13,2 kV.


32




2.7

METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO

Para realizar el cálculo de las corrientes de cortocircuito en los circuitos de media tensión del sistema de EEPPM se deben seguir los siguientes pasos: 

Ubicar la subestación y el transformador o la barra de la cual parte el circuito



Realizar el diagrama unifilar del circuito identificando los tipos de configuración que se presentan y sus respectivas longitudes.



Localizar en el diagrama los puntos donde se ubican las protecciones, que son los sitios donde se deben calcular los diferentes niveles de falla.



Según la subestación identificada, consultar los valores de R1, X1, R0 y X0 correspondientes y la tensión de pretalla, estos conformarán el equivalente de Thevenin del sistema.



Para cada una los tramos y configuraciones que se presentan identificar los parámetros R1, X1, R0 y X0 en ohmios por unidad de longitud.



Multiplicar estos parámetros por la respectiva longitud para obtener el resultado pero en ohmios.



Sumar la R1, X1, R0 y X 0 del equivalente del sistema con la R1, X1, R0 y X0 de cada uno de los tramos hasta llegar al sitio donde se quiere calcular el cortocircuito.



Una vez obtenidas las R1, X1, R0 y X0 totales calcular la magnitud de la Z1 y la Z0.



Por último, con estos valores de Z1 y Z0 y el valor de la tensión de pretalla reemplazar en las ecuaciones planteadas en el numeral 2.3 para calcular el valor para cada tipo de falla.

2.8

EJEMPLO CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO

Con el fin de ilustrar el procedimiento de cálculo para un circuito de distribución de media tensión se ha seleccionado un circuito de la subestación Zamora, el cual opera a una tensión de 13,2 kV y para la cual se tienen los siguientes datos: •

Tensión de prefalla: 13,06 kV fase-fase equivalente a 7,54 kV fase-neutro

•

Parámetros de secuencia:

R1=0,0693 Ω

X1=0,4253 Ω

Ro=0,0026 Ω

Xo=0,1633 Ω


33




•


Nivel de cortocircuito en S/E: Icc 1F =22,1 kA Icc 3F = 17,5 kA

El circuito tiene aproximadamente 3.560 m de longitud y se ilustra en el siguiente diagrama unifilar:

Se determinan las distancias para las cuales se desea realizar el cálculo de cortocircuito a fin de asociarlas con los parámetros de secuencia de los conductores. Se define: HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

34




•

El tramo de la subestación hasta el punto A es subterráneo, con un cable 3 x 350 kCM de cobre y una longitud de 500 m.

•

El resto del circuito es aéreo con cable 266,8 ACSR desnudo con disposición en delta trifásica y con neutro interior, a excepción del tramo H-I, el cual está construido con cable aéreo cubierto compacto.

Se deben determinar las impedancias de secuencia de los conductores de cada tramo, multiplicando las impedancias por unidad de longitud características de cada tipo por la respectiva longitud. A estas impedancias en ohmios se le adicionan los parámetros de secuencia del equivalente de la subestación. R1( cable ) = 0,146 R1( subestación ) = 0,0693 Ω

Ω km

X 1( cable ) = 0,141

X 1( subestación ) = 0,4253 Ω R0 ( subestación ) = 0,0026 Ω

R0 ( cable ) = 0,479

X 0 ( subestación ) = 0,1633 Ω

X 0 ( cable ) = 0,130

Ω km

Ω km

Ω km

× 0,5 km = 0,0730 Ω × 0,5 km = 0,0705 Ω × 0,5 km = 0,2390 Ω × 0,5 km = 0,0650 Ω

Y ahora se suman estos valores para determinar las impedancias de secuencia en el punto A: Z 1 = Z 2 = Z 0 =

(0,0693 + 0,073)2 + (0,4253 + 0,0705 )2 = 0,5158 Ω

(0,0026 + 0,2390 )2 + (0,1633 + 0,0650 )2 = 0,3324 Ω

Con los valores obtenidos se procede a calcular las corrientes de falla en el punto A: Para falla trifásica: I f 3φ =

V n Z 1

=

7,54 kV 0.5158 Ω

= 14,617 kA

Para falla de una fase a tierra: I f1φ T = I a = 3I 0 =

3Vn Z1 + Z 2 + Z 0

=

3 × 7,54 kV 2 × 0.5158 Ω + 0.3324 Ω

= 16,578 kA

Para falla de dos fases: HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

35




I f 2φ =

 V n   7,54 kV   = 3 ×   = 12,659 kA + × Ω 2 5158 Z Z   2   1

3 ×

Para falla de dos fases a tierra: I f2φ T =

3Vn Z1 + 2Z 0

=

3 × 13,06 kV 0.5158 Ω + 2 × 0.3324 Ω

= 19,147 kA

De esta manera, se calcula la falla para cada uno de los puntos escogidos. Es importante tener en cuenta que los valores de las impedancias se suman a medida que se recorre el circuito. Es decir, para saber los parámetros de secuencia en el punto B, es necesario sumar los valores desde la subestación hasta el punto A y posteriormente sumar los valores desde el punto A hasta el punto B.

2.9 BIBLIOGRAFÍA •

Cooper Power Systems. Electrical Distribution-system Protection. Section A3. Protective equipment Applications and Coordination

•

Análisis de Sistemas de Potencia, Grainger J. John, Stevenson D. William. McGraw Hill, 1997.


36


3.


CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Y FACTORES DE APLICACIÓN GENERALES DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCION DE MEDIA TENSIÓN

Una vez establecidas las bases para análisis y cálculos de fallas, en este capítulo se trataran los equipos que reducen o eliminan los posibles daños por sobrecorrientes y cortocircuitos en el sistema de distribución. Con el sistema de protecciones se asocian dispositivos que deben operar adecuadamente para garantizar la protección de los equipos y el despeje de las fallas. −

−

−

Equipos de seccionamiento: Este tipo de equipos son utilizados en la red para permitir la conexión o desconexión de un tramo de red, de un ramal, del alimentador o del circuito en general. (Por ejemplo: Interruptor, reconectador, seccionador, seccionalizador, etc.). Equipos de protección: Este tipo de equipos son utilizados para detectar condiciones intolerables o no deseadas dentro de un área asignada (Por ejemplo: relés, fusibles, etc.). Se tienen dispositivos para protección contra sobrecorrientes que operan una vez y deben ser reemplazados (fusibles expulsión), mientras otros equipos realizan varias operaciones para despejar la anomalía (relés en conjunto con interruptores o reconectadores).

El grado de complejidad del sistema de protecciones depende de los requerimientos de tiempos de despeje de fallas, de la selectividad y de la probabilidad de ocurrencia de fallas. Si un dispositivo falla, el sistema de protección no opera u opera en forma indeseada, la falla permanece hasta presentarse la destrucción de la parte afectada o la perdida de selectividad. La magnitud del daño, el tiempo y los gastos involucrados en la reparación dependen esencialmente del tiempo de duración de la anomalía.

3.1 EQUIPO DE SECCIONAMIENTO 3.1.1 Interruptor Los interruptores son dispositivos capaces de conducir corrientes se utilizan para llevar, interrumpir o establecer la corriente en condiciones normales de operación y también debe estar en la capacidad de llevar, interrumpir o establecer por un determinado tiempo las corrientes de falla de un circuito. HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

37





Figura 3.1. Interruptor de 38 kV

Los interruptores pueden clasificarse según: 





El sitio de la instalación:  Interiores: Comunes en tensiones 4,6< Um< 34,5 kV.  Exteriores: Para tensiones Um > 34,5 kV, y estos pueden ser: de tanque vivo (el mecanismo de interrupción se encuentra en pequeñas cámaras, las que se ubican en soportes aislantes) o de tanque muerto (consiste en un tanque con el mecanismo de interrupción que se conecta a la alta tensión mediante bujes). El medio de extinción Aceite : los contactos se encuentran sumergidos en aceite el cual tiene la función  de refrigerar y de extinguir el arco  Interruptores en aire comprimido: El arco eléctrico es soplado por aire comprimido en la cámara de extinción.  Interruptores en SF6: El SF6 es un gas que se encuentra a presión dentro de la cámara de extinción y es el que produce el soplado del arco.  Interruptores en vacío: Tienen aplicación para tensiones entre 5 kV y 38 kV. El mecanismo de operación:  Resortes: la energía se almacena en resortes. Requiere motor para cargar el resorte Neumático: la energía se almacena en aire comprimido. Requiere un moto compresor para mantener la presión constante. Hidráulico: La energía se almacena en aceite a presión. Se requiere una bomba  para mantener la presión de aceite.


38



Características técnicas que se especifican: Corriente asignada en servicio continuo: Son los amperios RMS a la frecuencia  nominal que el interruptor debe soportar continuamente con condiciones térmicas adecuadas.  Frecuencia asignada: Es la frecuencia para la que esta diseñado el interruptor para operar. Frecuencia normalizada 60 Hz.  Duración asignada del cortocircuito: Máximo9 intervalo de tiempo entre la energización del circuito de disparo y la interrupción de corriente en todos los polos del interruptor. Poder de corte asignado en cortocircuito: Valor mas alto de la corriente de  cortocircuito que el interruptor debe ser capaz de abrir (Ik) Poder de cierre asignado en cortocircuito: Valor pico de corriente de cortocircuito  que el interruptor debe poder cerrar, 2,6 x Ik  Tensión asignada máxima: Es la tensión máxima RMS para la que el interruptor esta diseñado y es el límite superior de operación.  Niveles de aislamiento  Tensión asignada para la alimentación de los circuitos de apertura y cierre  Tiempo de apertura (Puede ser en ciclos o en ms).  Secuencia de maniobra asignada Definiciones generales: 

Arco eléctrico: Corriente que se desarrolla entre los contactos del interruptor después de estar separados debido a la diferencia de tensión que ioniza el aire.



Tensión de arco: Tensión entre contactos durante del tiempo de extinción del arco eléctrico.



Tensión transitoria de recuperación (TTR): Es el valor de la tensión transitoria que aparece entre los contactos del interruptor cuando se extingue el arco.

3.1.1.1 Interruptor en red de 44 kV El interruptor se ubica en la subestación bien en el campo de 44 kV o en una celda si se trata de una subestación encapsulada, para permitir la conexión o desconexión del alimentador al barraje de 44 kV del transformador de potencia de la subestación. El interruptor está equipado con un relé de protección y transformadores de corriente (transforman la corriente a magnitudes menores). Desde el punto de vista de protección, la función del interruptor es recibir la orden de disparo de la protección y abrir para desenergizar un alimentador con falla. HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

39



3.1.1.2 Interruptor en red de 13,2 kV En redes aéreas se utilizan interruptores aislados con gas SF6 o aceite para montaje en poste. Su operación se realiza dentro de un tanque herméticamente sellado y resistente a la corrosión logrando un excelente desempeño ante condiciones adversas tales como contaminación, arena, vegetación, sal, aves y otros elementos del medio ambiente. Su alta capacidad de extinción del arco, permiten una mayor seguridad en la operación y una considerable confiabilidad en el suministro. Este interruptor bajo carga por su construcción compacta permite una fácil instalación en poste y presenta una alta durabilidad eléctrica y mecánica de sus componentes, requiriendo un mínimo mantenimiento, ya que no necesita llenado del gas durante su vida útil. Puede ser accionado en forma manual o motorizado, con lo cual puede ser operado a control remoto y dispone de un indicador de posición visible desde el suelo, inclusive durante la noche. Para un circuito a 13,2 kV de la red de EEPPM se tiene un interruptor con las siguientes características: Corriente asignada en servicio continuo 630 amperios, poder de corte de cortocircuito 16 kA, 3 seg. y poder de cierre 40 kA.

3.1.2 Seccionador Los seccionadores sólo se pueden operar cuando hay una diferencia de tensión insignificante entre sus terminales o para interrupción de corrientes insignificantes. Se utilizan para el seccionamiento de circuitos y para aislar componentes para su mantenimiento.

Los seccionadores se clasifican según: Su función  Seccionadores de maniobra (by pass o paso directo, aislamiento de  componentes, maniobra y transferencia de circuitos.  Seccionadores de operación en carga  Seccionadores de tierra El tipo constructivo (Seccionador de apertura central, seccionador de apertura  vertical) El mecanismo de operación (Manual, motorizado).  Características técnicas: Tensión asignada: Corresponde a la tensión máxima del sistema a la cual operará el  seccionador. HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

40

Empresas Públicas de Medellín E.S.P. Curso de coordinación de protecciones en el sistema de distribución de energía eléctrica (MT/BT) 

   


Nivel de aislamiento: Corresponde a la resistencia del equipo a los esfuerzos dieléctricos. Sobretensiones de origen externo (descargas atmosféricas) Sobretensiones de origen interno (sobretensiones de maniobra) Sobretensiones a frecuencia industrial Corriente asignada en servicio continuo Corriente de corta duración admisible asignada Corriente pico admisible asignada. Duración del cortocircuito asignado

3.1.2.1 Seccionadores operables sin carga Los seccionadores se utilizan en las redes a 44 kV para operar sin carga. Se ubican bien en la salida del circuito de la subestación, en los puntos de transferencia del circuito (extremo del circuito) o en los puntos de derivación de los usuarios. En las redes aéreas de 13,2 kV se ubican seccionadores en los puntos de transición del cable subterráneo al cable aéreo en la salida del circuito, o bien en los puntos de transferencia de 2 circuitos o en una referencia del circuito con el fin de seccionar un tramo del circuito. Deben ser operadas sin carga, por lo que para su accionamiento se requiere que el circuito se encuentre desenergizado, con lo que resulta un elemento no óptimo para brindar una continuidad en el servicio al cliente. No presentan protección ante fallas en la red. Dicho dispositivo puede ser operado manualmente mediante una pértiga y su montaje se especifica en la norma RA2-010 del Manual de Diseño y Construcción de Redes Aéreas. 3.1.2.2 Seccionador operable con carga. Este elemento se ubica las redes de 13,2 kV en los puntos de transferencia de circuitos, o en los puntos de seccionamiento de un alimentador. Presenta una ventaja sobre los seccionadores y es el que permiten abrir con carga (corriente nominal) el ramal o el tramo del circuito a seccionar ya que tienen elementos extintores del arco. Su mando es tripolar y permite accionarlo en forma manual con pértiga (cuchilla normal), con operación desde el piso (suiche) o motorizada, por esta última característica podría pensarse en un telemando para dichos dispositivos.


41





No permite cerrar bajo falla, ya que dicha corriente ocasionaría su destrucción; algunos suiches de este tipo disponen de cámaras de interrupción que permiten cerrar con condiciones de falla (ej. Suiche Omnirupter).

3.1.3 Reconectadores El reconectador automático de circuito ha demostrado ser el dispositivo ideal para eliminar virtualmente cortes prolongados en sistemas de distribución debido a fallas temporales o condiciones de sobrecorriente transitorias y que permiten ser integrados en esquemas de control.

Figura 3.2 Reconectador La función de este tipo de elementos es la de detectar una condición de sobrecarga o cortocircuito, interrumpir el flujo de corriente en el circuito y luego, después de un lapso de tiempo preestablecido, cerrarse automáticamente para reenergizar el circuito. Esta operación de apertura-recierre se repite automáticamente, si la falla persiste, hasta un máximo de tres veces, dando por concluida su operación en la cuarta etapa, significando esto, que se trata de una falla permanente en el alimentador y por tanto el reconectador quedará definitivamente abierto. La utilización de este tipo de elementos es recomendable en zonas donde la incidencia de fallas transitorias sea considerable ya que puede despejar la falla en una de las operaciones de recierre y evitar de este modo la acción del interruptor del circuito en la subestación con lo cual se minimiza la cantidad de usuarios afectados ante una falla en un ramal extremo de este.


42





3.1.3.1 Clasificación −

Según el número de fases los reconectadores pueden ser trifásicos o monofásicos (Los reconectadores monofásicos se utilizan para proteger circuitos o ramales monofásicos, o en circuitos trifásicos donde la carga es predominantemente monofásica).

−

Según el tipo de control pueden ser hidráulicos, electrónicos o microprocesados.

−

Según el medio de interrupción pueden ser en aceite, vacío o SF6.

−

Según el medio aislante pueden ser en aceite, aire o SF6.

Reconectadores Hidráulicos Las corrientes de falla son sensadas por la bobina de disparo (conectada en serie con los contactos de recierre) que inicializan la operación de disparo, soltando el resorte de disparo de apertura. La energía para el cierre es suministrada por la energización de una bobina de cierre, la cual simultáneamente carga los resortes de apertura, preparando el reconectador para una operación de disparo. Como medio de extinción del arco utiliza el aceite. Los cuales tienen un contacto tipo puente provisto de dos secciones en serie en cada fase. Disparos secuenciales facilitan una simple y confiable operación, porque la energía para iniciar la operación de disparo es tomada directamente de la línea. Los reconectadores hidráulicos no requieren una fuente externa para las funciones de control. El control hidráulico incorpora elementos separados para gobernar operaciones temporizadas y regulan el número de operaciones para el bloqueo. Las secuencias requeridas para operaciones rápidas y temporizadas y el número de operaciones requeridas son ajustadas en fábrica, según las especificaciones dadas por el cliente. Sin embargo, una o ambas variables son fácilmente cambiables en campo, sin requerirse de herramientas especiales. Ajustes internos permiten que el recierre sea programado para dos, tres o cuatro operaciones de disparo antes de bloquearse. Si se seleccionan cuatro operaciones para el bloqueo y la leva es ajustada para dos operaciones rápidas, la secuencia será dos operaciones rápidas seguidas de dos operaciones temporizadas. Las operaciones temporizadas son establecidas por el mecanismo retardo de tiempo (time-delay) de cada fase. La curva seleccionada es establecida por el tiempo de engranaje del mecanismo de retardo. Entre las ventajas de este tipo de reconectador, se tienen: −

No requieren fuente externa de tensión para control


43




−


La energía para iniciar la operación de disparo es tomada directamente de la línea.

Y como desventajas −

Para efectuar cambios en los parámetros es necesario desenergizar la línea y efectuar los ajustes mecánicos necesarios.

−

Alto mantenimiento

−

Difícil coordinación con otros elementos.

−

Poca flexibilidad

Reconectadores Electrónicos Los reconectadores de control electrónico ofrecen más exactitud de operación que los reconectadores hidráulicos ya que permiten cambiar las características de tiempocorriente, el nivel de corriente de disparo, las operaciones de secuencia, sin desenergizar o desmontar el reconectador. Entre las ventajas de este tipo de reconectador, se tienen: −

Como tienen la facilidad de programar las curvas de disparo, ofrecen una óptima garantía de coordinación con los relés de la subestación.

−

No hay necesidad de cortar servicio para efectuar cambios de parámetros.

−

Mayor precisión

−

Menor mantenimiento

Entre sus desventajas están: −

Elevado costo de inversión, que incluye no solo el valor del equipo si no el costo de capacitación del personal.

−

Elevado costo de mantenimiento, al tener que mantener existencias de repuestos, como tarjetas electrónicas.

−

Versatilidad limitada por uso de tarjetas

−

Gama limitada de curvas


44





Reconectadores Microprocesados Los reconectadores microprocesador ofrecen muy buena exactitud de operación, que permite además de las funciones de protección por sobrecorriente y recierre funciones adicionales de registro de fallas, reporte de eventos, y otras funciones de protección (arranque en frió, curvas de sobrecorriente modificadas, en algunos casos funciones de protección por tensión, etc.). Al igual que los reconectadores electrónicos, se pueden hacer ajustes en reconectador, sin necesidad de desenergizar o desmontar el equipo. El mecanismo de operación: es del tipo de solenoide de alta tensión, de un solo tiempo para cerrar. Este cierre se lleva a cabo al conectarse el solenoide entre dos fases de la red primaria. Durante el cierre se almacena energía en un resorte para una operación de apertura. Aunque también existen en el mercado reconectadores que no tienen dicha solenoide y por lo tanto no requieren tensión para el cierre. Los reconectadores microprocesador poseen interrupción en vacío y aislamiento en SF6. Los reconectadores son un conjunto de elementos donde las decisiones inteligentes de protección son realizadas por el Módulo de Control y Protección basadas en la retroalimentación proveniente de los transformadores de corriente y los transformadores capacitivos de tensión instalados dentro de cada reconectador. La información es enviada a un sistema de control utilizando las comunicaciones RS232 o V23 FSK incorporadas. La inclusión de protocolos de comunicación estándar tales como Conitel, DNP3 e IEC-870 permite una integración simple dentro de esquemas DSA y SCADA. Una de las funciones adicionales con que cuenta el reconectador es la del registro de eventos detallado de cada operación de protección para asistir al personal operación en el proceso de detección de la falla. También se registra una extensa historia de la demanda para proveer la capacidad de trazar perfiles de demanda y permitir que los ingenieros optimicen la calidad del sistema. La duración de los cortes puede ser monitoreada y la información obtenida para el cálculo de los índices estándar de calidad DES y FES (SAIDI y SAIFI). Entre las ventajas de este tipo de reconectador, se tienen: −

Facilidad de programar varias funciones de protección, ofrecen una óptima garantía de coordinación con los relés de la subestación.

−

No hay necesidad de cortar servicio para efectuar cambios de parámetros.

−

Mayor precisión

−

Menor mantenimiento. Sólo las baterías necesitan ser reemplazadas en ciclos promedios de 3 a 5 años, dependiendo de las condiciones de operación.

Entre sus desventajas están: HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

45




−

Elevado costo de inversión, que incluye no solo el valor del equipo si no el costo de capacitación del personal.

−

Elevado costo de mantenimiento.

A continuación se indican las características de los reconectadores que se tienen en la res de EEPPM Tabla 3.1. Características reconectadores en redes de EEPPM Corriente Bobina Disparo (A)

Corriente Mínima Disparo (A)

560 A

N/A

Ajustable: entre el 20 320% de In

6 y 12

Bobina de alta

Ajustables

Aceite

280 A

N/A

50A-280A

6

Bobina de alta

Con tarjeta

Vacío

Aceite

560 A

N/A

50A-400A

6

Bobina de alta

Con tarjeta

110

Vacío

Aceite

400 A

N/A

10-1280 A pasos de 10

8

Bobina de alta

tarjeta llamada TCC1 TCC2

15

110

Aceite

Aceite

100 A

50, 70 y 100 A

200% In

2

Bobina de alta

A, B, C

Hidráulico

14,4

110

Aceite

Aceite

100 A

25-100 A

200% In

50-100 A: 2 kA <50A : 1.4 kA

Bobina de alta

3

Hidráulico

14,4

110

Aceite

Aceite

100 A

25-100 A

200% In

50-100 A: 2 kA <50A : 1.4 kA

Bobina de alta

3

Hidráulico

14,4

110

Aceite

Aceite

400 A

25-400 A

200% In

100-400 A: 6 kA <100A : Dism

Bobina de alta

Control

Voltaje Corriente BIL Medio Medio Nominal Continua (kV) Interrup. Aislam. (kV) Máx. (A)

Marca

Modelo Fases

Hawker

PMR3

3

Microproc.

15

110

SF6

SF6

SEV280

3

Electrónico

15

110

Vacío

SEV560

3

Electrónico

15

110

Cooper

VXE15

1

Electrónico

15

Lexington

Tipo A Modelo D

1

Hidráulico

4H

1

6H

RX

Corriente Tipo de Interrupción (kA Cierre rms Simetricos)

Curvas

Westinghouse

McGrawEdison

3.1.3.2 Operaciones de apertura cierre Cuando un reconectador detecta por primera vez una falla, la cortará muy rápidamente, en apenas 3 ó 4 centésimas de segundo, minimizando con ello cualquier probabilidad de daño en el sistema de distribución; luego cerrará en 1 ó 2 segundos, lo que significa una corta suspensión del servicio. Es importante ajustar esta primera operación tan breve en tiempo, que no permita la caída de los arrancadores de motores. Después de 1 ó 2 operaciones rápidas según el ajuste del tiempo de disparo, se cambia automáticamente a una operación de disparo lento, el cual permite más tiempo para despejar fallas más persistentes y así con esta combinación de disparos rápidos y lentos lograr una coordinación más eficaz con otros dispositivos de protección del sistema.


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Curso de coordinación de protecciones en el sistema de distribución de energía eléctrica (MT/BT) INSTANTE DEL CORTOCIRCUITO DISPARO DISPARO RÁPIDO CERRADO RÁPIDO

DISPARO (LENTO)

DISPARO (LENTO)

ABIERTO 1 SEGUNDO

1 SEGUNDO

1 SEGUNDO

TIEMPO DE RESET (REPOSICIÓN) APROXIMADAMENTE 7 MINS.

BLOQUEO DEBE SER MANUALMENTE REPUESTO

Figura 3.3. Diagrama Secuencia de Recierre Típico Si antes de la cuarta operación de apertura es despejada la falla, el reconectador se repondrá automáticamente a su posición original y será capaz de llevar a cabo otra secuencia completa de cuatro operaciones, pero, si la falla persiste después de la cuarta operación, éste quedará abierto y habrá que reponerlo manualmente para una nueva secuencia de operación, pero antes debe ser localizada la falla permanente y despejada, de aquí la importancia de la coordinación con otros elementos de protección con el fin de que la falla permanente se aísle por este otro elemento sin que se abra todo el sistema. La secuencia de operación esta definida por: O – 1er tr - CO - 2do tr - CO - 3er tr - CO donde tr = tiempo de recierre o tiempos muertos. Esta secuencia repetitiva de apertura-recierre con bloqueo final realiza dos (2) importantes funciones: −

El reconectador “prueba” repetidamente la línea para determinar cuando la condición de falla ha desaparecido.

−

El reconectador puede discriminar entre fallas temporales y permanentes. Si después de tres pruebas, la falla persiste puede asumirse que es permanente y por lo tanto el reconectador queda abierto.

La mayoría de las fallas de los sistemas de distribución aéreos son del 70% u 80%, e igualmente son de carácter temporal y en su mayoría duran sólo unos pocos ciclos o unos pocos segundos. Los reconectadores automáticos de circuito pueden eliminar hasta aproximadamente 95% de cortes en sistemas aéreos de distribución. Esto significa más clientes satisfechos, mayores ingresos y significativa reducción de los costos de mantenimiento. 3.1.3.3 Aplicación de reconectadores Los reconectadores modernos con las mejores prestaciones técnicas son utilizados en redes aéreas donde se presenta cualquiera de las siguientes condiciones: HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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−


Elevada actividad de rayos, líneas aéreas de alimentación expuestas.

Una tormenta eléctrica puede generar fallas extremadamente grandes con un potencial de daño enorme. Un tiempo de apertura rápido reduce el riesgo para el equipo y el peligro para la seguridad pública. El tiempo entre el inicio y el despeje de la falla puede ser logrado desde 75ms., utilizando la protección instantánea. El uso de la operación instantánea puede permitir el empleo de estrategias para evitar que se quemen los fusibles de una línea o un transformador aguas arriba. Esta estrategia es sólo exitosa, generalmente, con fusibles grandes, ya que grandes corrientes en forma repetida pueden producir que los fusibles más pequeños fallen en condiciones de carga. −

Áreas propensas a incendios forestales.

Los incendios forestales producen un daño enorme en muchas partes del mundo. Estudios en Australia han determinado que, para poder minimizar el riesgo de incendio la protección primaria debe operar en menos de un segundo. Los reconectadores actuales son capaces de ser coordinados muy cerca para permitir un máximo número de unidades de protección en serie sin exceder ésta regla de un segundo. Algunas empresas de energía ajustan todos sus reconectadores para operar solamente una vez en períodos de alto riego de incendios, basándose en la coordinación de corriente para aislar la falla en forma correcta. −

Gran concentración de clientes en un alimentador

Utilizando los reconectadores en los cruces de líneas o en los alimentadores ramales permite dejar a la menor área posible sin suministro de energía. Una falla hace que el primer reconectador aguas arriba que opere aísle el segmento con la falla. La reconfiguración de los puntos normalmente abiertos junto con las capacidades de los sistemas SCADA permite la reconfiguración del sistema para reestablecer el suministro al mayor número de clientes lo más rápido posible, reduciendo los minutos perdidos por el cliente. −

Sistemas de redes de anillos abiertos o sistemas de redes complicadas.

Las redes complicadas o de anillo abierto se pueden beneficiar enormemente del esquema “Automatización de anillos” que ofrecen algunos reconectadores. Este utiliza el sensado de tensión en las 6 terminales para permitir que la red sea capaz de reconfigurarse automáticamente en respuesta a una falla en cualquier segmento. El esquema actúa para minimizar la pérdida del suministro al menor segmento posible de la red mientras que reestablece la alimentación a todos los segmentos que no fueron afectados. El esquema también reconfigurará en forma automática el sistema cuando se detecten las condiciones normales de operación si se utiliza la opción Auto-Restitución. −

Alimentadores radiales

Los alimentadores radiales largos requieren unidades de protección múltiple para proveer zonas de protección traslapada. Esto es logrado a través de la coordinación de HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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varios reconectadores en serie para minimizar la posibilidad de que las fallas no sean detectadas por la unidad aguas arriba más cercana. −

Sitios remotos de difícil acceso.

Los reconectadores controlados en forma remota permiten una maniobra rápida y la reconfiguración de la red para minimizar los minutos perdidos por el cliente. Donde los tiempos de viaje son importantes, esto puede proveer beneficios inmediatos con respecto a la satisfacción del cliente y a menores costos por viajes. Los reconectadores con posibilidades de control remoto, pueden ser controlados remotamente en forma muy eficiente utilizando el software del equipo. Las líneas telefónicas fijas, o redes digitales/analógicas de teléfonos celulares proveen un medio para un control remoto inicial eficiente donde no hay un sistema SCADA disponible. Las características apropiadas de llamado de la unidad de control y las capacidades opcionales del software de control permiten el envío preprogramado de mensajes por correo electrónico, mensaje de texto o mensajes de voz pre-grabados para alertar sobre el problema al personal en servicio. Mediante el llamado al reconectador y la utilización de tonos DTMF para efectuar un cierre remoto se provee un control limitado. Si esto no se logra el operador puede descargar el registro de eventos completo en forma on-line con el software de control y programación utilizando su laptop o módem. Actualmente el software de control y programación del reconectador puede ser usado en una red de radios VHF o UHF. −

Desea que operen los fusibles que protegen las líneas aguas abajo

En forma alternativa, se puede adoptar una estrategia para quemar fusibles; esto permite a un fusible aguas abajo despejar una falla sin que el reconectador opere. Esta estrategia es más exitosa en áreas rurales protegidas por fusibles trifásicos. En éste caso se puede seleccionar un multiplicador con un tiempo mínimo como un elemento modificador a una curva Inversa y proveer también una rápida operación para despejar fallas elevadas generadas por la actividad de tormentas. −

Sitios de Intercambio de Cogeneración

Las plantas de cogeneración pueden utilizar un reconectador en el sitio de intercambio. La función de verificación de sincronismo permite la conexión de fuentes separadas una vez que estén sincronizadas. Las aperturas por baja y sobre frecuencia permiten que la carga sea transferida y reestablecida progresivamente sin la intervención de un operador. En forma conjunta en un paquete éstas características proveen una unidad de protección vital para instalaciones de cogeneración. Las capacidades de control remoto de los reconectadores facilitan la automatización.


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Respecto al reconectador la aplicación de fusibles como medio de protección tiene las siguientes desventajas: La operación del fusible debido a una corriente superior a la nominal de éste, en el tiempo necesario para su fusión, implica la suspensión del servicio hasta tanto no se repare la falla. Disparo del fusible aún con una corriente menor que la nominal, debido al cambio en sus características de fusión por operaciones de maniobra antes realizadas, que lo hayan debilitado. Su fusión no distingue entre una falla temporal y una permanente y queda inservible después de su operación. Los fusibles no se prestan a interrupciones de maniobra con el fin de una transferencia de carga y otros programas de control en el crecimiento de un sistema de distribución.

3.1.4 Seccionalizador Los seccionalizadores automáticos tipo cortacircuito para protección de redes aéreas de distribución, eliminan las molestias ocasionadas por operaciones inadecuadas de elementos fusibles, mejorando el funcionamiento y la confiabilidad del sistema de distribución eléctrica, restringiendo las salidas de servicio ante fallas transitorias.

Figura 3.4 Seccionalizador Los seccionalizadores se diseñan para ejecutar maniobras conjuntas con los reconectadores (o interruptores con ciclos de recierre) para despejar las fallas transitorias, actuando el seccionalizador solo ante las fallas permanentes.


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Los seccionalizadores, igual que cualquier otro seccionador, no tiene la capacidad de interrumpir la corriente de falla, pero aprovecha la apertura del reconectador para seccionar el tramo fallado. Sin embargo puede interrumpir la corriente de carga nominal y por tanto puede utilizarse como interruptor de carga para seccionalizar los circuitos. El trabajo conjunto entre estos el seccionalizador y el reconectador no tiene ninguna relación entre las conexiones eléctricas y mecánicas. El seccionalizador no posee curvas características de tiempo-corriente, mientras que el reconectador si las posee, para las diferentes etapas de operación. Este hecho lo hace bastante ventajoso en un esquema de coordinación reconectador-seccionalizador. 3.1.4.1 Clasificación Los seccionalizadores se clasifican −

Según el número de fases y pueden ser trifásicos o monofásicos.

−

Según el tipo de control pueden ser hidráulicos, electrónicos o microprocesados.

3.1.4.2 Características técnicas Las variables que deben ser consideradas para la aplicación de los seccionalizadores son: −

Tensión asignada. Es la tensión rms mas elevada para la cual el equipo esta diseñado a operar y es su límite máximo de operación El seccionalizador debe tener una tensión asignada igual o mayor que la tensión del sistema.

−

Frecuencia asignada: Es la frecuencia del circuito para el cual el seccionalizador esta diseñado a operar. La frecuencia nominal esta basada en una frecuencia de 60 Hz.

−

Corriente asignada continúa. Es la máxima corriente rms a la frecuencia nominal que puede ser transportada continuamente sin exceder los límites de aumento de temperatura especificados. El seccionalizador debe tener una corriente asignada continua igual o mayor que la máxima que pueda pasar de forma continuada por la línea donde está instalado.

−

Corriente de actuación: Es la mínima corriente rms que activa el circuito lógico del seccionalizador.

−

Corriente simétrica de corta duración 1 segundo: Es el valor de la más alta corriente rms para la cual el equipo esta diseñado a transportar por un segundo


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−

Corriente momentánea asimétrica (valor cresta): Es el valor asimétrico rms de la corriente fluyendo a través del seccionalizador en el pico mayor del máximo ciclo como es determinado de la envolvente de la onda de corriente.

−

Número de conteos. Es el número de operaciones especificado de fábrica que contabilizara el circuito del seccionalizador antes de accionarse para su apertura. El seccionalizador debe estar ajustado en un conteo menos que el dispositivo que efectúa las operaciones de cierre-apertura aguas arriba.

3.1.4.3

Principio de Funcionamiento y Partes Constitutivas

El equipo esta constituido por una base portafusible idéntica a la del tubo portafusible de un cortacircuito primario (ver figura 3.5). Posee un tubo conductor metálico dentro del cual se aloja un circuito electrónico conectado a 2 bobinas toroidales externas que abrazan el tubo, una de ellas se utiliza para censar la corriente que circula por el equipo y la otra para cargar un capacitor incluido en el tubo, cuya descarga, en el momento que el circuito lógico lo determina, permitirá el accionamiento de un mecanismo que producirá la apertura definitiva del seccionalizador, desbloqueándose mecánicamente el tubo conductor y causando la caída del tubo de idéntica manera que actúa un fusible de expulsión. Contacto Superior Plateado Fundición Superior del Tubo Ojo de halada con Pértiga

Electrónica

Tubo de Cobre, nivelada

Contacto Inferior Fundición Inferior del tubo Anillo para Pértiga Dispositivo Asegurador

Muñon

Figura 3.5. Partes constitutivas de un Seccionalizador electrónico El circuito electrónico contabiliza las operaciones de apertura que realiza sobre el circuito el reconectador de cabecera (aguas arriba) y determina el disparo del actuador mecánico. El restablecimiento del equipo se produce mediante el rearme del dispositivo en forma manual. HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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Contando con un interruptor con recierre aguas arriba (o reconectador), el seccionalizador automático electrónico instalado en una derivación (aguas abajo), contabiliza las operaciones y cuando llega al conteo especificado interrumpe el circuito durante un lapso en que el mismo permanece abierto el reconectador. 3.1.4.4 Operación del Seccionalizador ante fallas transitorias. En los circuitos de red aérea las fallas transitorias constituyen un alto porcentaje de las fallas. Las mismas son eliminadas mediante operación del interruptor o reconectador de cabecera. En caso de producirse actuará el equipo de cabecera (contando una 1 apertura el seccionalizador), luego recierre el equipo de cabecera con éxito (la falla transitoria se elimina) quedando ambos equipos, el de cabecera y el seccionalizador, conectado y el circuito en servicio. FALLA

CORRIENTE SERVICIO RESTAURADO CARGA

ABIERTO

RECLOSER

CERRADO

ABIERTO 100 ms

SECCIONALIZADOR CONTEO 1 CONTEO 0

T IE M P O R ES ET

CERRADO

CONTEO 0

Figura 3.6. Secuencia de operación del Seccionalizador ante fallas transitorias. 3.1.4.5 Operación del Seccionalizador ante fallas permanentes Para fallas permanentes en la red, las sucesivas operaciones de recierre no eliminan la falla. Pero el seccionalizador cuenta las operaciones de apertura y cuando llega al conteo especificado en el equipo (2 ó 3 operaciones) este abre, permitiendo así, el recierre exitosos del reconectador y la continuidad del servicio aguas arriba del seccionalizador. HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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En caso de utilizar fusibles en muchos casos no hay coordinación entre la curva del fusible y la curva lenta del reconectador, produciéndose la apertura de éste y la pérdida de la continuidad del servicio en el circuito innecesariamente.

FALLA

SERVICIO RESTAURADO A SECCION NO

CORRIENTE

FALLADA

CARGA

ABIERTO

RECONECTADOR

CERRADO

ABIERTO 100 ms 100 ms

SECCIONADOR

F C CONTADOR 0

CONTADOR 3 CONTADOR 2

CERRADO CONTADOR 1

SERVICIO RESTAURADO A SECCION NO FALLADA

Figura 3.7. Secuencia de operación del Seccionalizador ante fallas permanentes. 3.1.4.6 Aplicación de seccionalizadores Hay dos motivos principales de utilización de los seccionalizadores: los motivos técnicos y los motivos económicos: −

Motivos técnicos

Estadísticas ha permitido determinar que el 85% de los cortocircuitos que se producen en las líneas aéreas son a tierra y entre el 75% y el 85% por ciento de los cortocircuitos son transitorios, motivados frecuentemente por la descarga del rayo, por el contacto con ramas de árboles, por contactos de aves de gran tamaño y otros incidentes de este tipo. La protección contra estos defectos se efectúa habitualmente en las líneas eléctricas aéreas, mediante fusibles de expulsión, que no tienen capacidad para diferencia entre un cortocircuito permanente y un cortocircuito transitorio, en consecuencia se funden, abriendo el circuito, cada vez que hay un defecto en la línea donde están instalados HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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El reconectador, situado aguas arriba, en presencia de una falla va a abrir el circuito; e inicia el primer ciclo de recierre y si el defecto ha desaparecido el reconectador no volverá a abrir el circuito, pero si no es así volverá a intentar los otros ciclos de recierre El seccionalizador, ubicado en la línea o en una derivación de la misma, en presencia de una corriente de falla actuará, junto con el reconectador, de la siguiente forma: −

Percibe la existencia de dicha falla: también el reconectador detecta la falla y abre el alimentador

−

El seccionalizador ve que hay una ausencia de tensión.

−

El reconectador cierra el circuito y si la falla persiste: el seccionalizador también detecta nuevamente la falla.

−

El reconectador abre de nuevo el alimentador

−

El seccionalizador, que ha visto dos corrientes de cortocircuito y dos ausencias de tensión juzga que el cortocircuito es permanente y después de la apertura del reconectador abrirá también el alimentador, cuando en el mismo no hay tensión.

−

El reconectador cierra nuevamente el circuito, donde la falla ha sido aislada por el seccionalizador, y continúa el normal suministro de energía al resto del circuito.

Si la falla es temporal, la falla sería aclarada por el reconectador en una de sus maniobras de apertura, permaneciendo cerrado el seccionador. A si mismo el seccionalizador, que no vuelve a ver corriente de cortocircuito, ni ausencia de tensión, para automáticamente el mecanismo contador de los ciclos de operación, preparándose para otro ciclo de operaciones de una nueva falla. Cuando se produce la actuación de un seccionalizador la cuadrilla que hará el restablecimiento del servicio no debe hacer recambios de equipos, basta con rearmar manual el seccionalizador. El seccionalizador es un elemento que tiene una larga vida de servicio, si se tiene en cuenta que el circuito electrónico debe ser inmune ante las sobretensiones atmosféricas, ante las corrientes de cortocircuito y ante los cambios de temperatura. Una de las ventajas del seccionalizador es la Intercambiabilidad y adaptabilidad a cualquier base portafusible de un cortacircuito. Se debe tener en cuenta que en la intercambiabilidad del portafusible, se debe tomar como cortacircuitos intercambiables aquellos en que el tubo portafusible del cortacircuito ofrecido, pueda intercambiarse con los cortacircuitos de otras marcas-tipos, de los principales fabricantes reconocidos en el país así:


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Fabricante

Tipo

Celsa S.A.

IX

Melec S.A.

IMCX

S&C Electric Company

XS

A.B. Chance

C

Lorenzetti

LON

ABB

ICX


Además de todo lo dicho, el seccionalizador actuara solamente en el 25% de los casos en que se produce un cortocircuito, exclusivamente cuando éste es permanente. Si conocemos que el tiempo medio de reposición del servicio es de tres horas, tanto en un cortocircuito de expulsión como en un seccionalizador, salta a la vista que la calidad de servicio se incrementa notoriamente, sustituyéndose los fusibles tipo expulsión por los seccionalizadores, ya que las faltas de servicio se producirán, utilizando seccionalizadores, en el 75% menos de ocasiones que utilizando fusibles de expulsión. −

Motivos económicos

Exclusivamente desde el punto de vista económico, un seccionalizador se amortiza, según los casos, en tiempos comprendidos entre uno y tres años.

3.2 EQUIPOS DE PROTECCION 3.2.1 Relés Los relés de protección son dispositivos empleados para detectar condiciones intolerables o no deseadas dentro de un área asignada y operan en conjunto con los interruptores. En las redes se pueden tener varios tipos de relés: de sobrecorriente, de sobre y baja tensión, de impedancia, de frecuencia, de potencia, diferenciales, etc.

Figura 3.8 Relés de protección HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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En los alimentadores a 44 kV se tiene un esquema de protección de un relé principal de distancia que cubre o protege la totalidad del circuito y un relé de sobrecorriente para respaldo. 3.2.1.1 Relés de distancia Ya que la impedancia de una línea es proporcional a su longitud, para medir distancias es apropiado el uso de un relé capaz de medir la impedancia de una línea hasta un punto dado. Tal relé se describe como relé de distancia y se diseña para operar solamente con fallas que ocurren entre la localización del relé y un punto seleccionado, discriminando así fallas que pueden ocurrir en diferentes secciones de la línea. El principio básico de medida consiste en la comparación entre la corriente de falla "vista" por el relé y la tensión en el punto de aplicación del mismo, siendo posible de esta manera medir la impedancia de la línea hasta el punto de falla. Los relés de distancia se diseñan para poseer una alta sensibilidad direccional, obteniéndose así buena discriminación y seguridad contra mala operación.

Figura 3.9. Protección de distancia Los relés de distancia se clasifican por su característica de operación y los mas comúnmente utilizados son los de características mho, poligonal o cuadrilaterales Los relés mho son aplicados para protección de fallas entre fases y los relés cuadriláteros son aplicados para protección de fallas a tierra ya que se requiere un amplio rango de tolerancia para la resistencia de falla.


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Característica mho polarizada

Característica cuadrilateral

Figura 3.10. Zonas de la protección de distancia En los relés de distancia se ajustan varios alcances (etapas) que se ajustan típicamente así: Zona 1: 80% de la línea Zona 2: 120% de la línea ó 100% de la línea + 50% de la línea adyacente más corta. Zona 3: 120% de la propia línea más la línea adyacente más larga. Si la línea termina en un transformador se ajusta al 80% de la impedancia del transformador 3.2.1.2 Relé de Sobrecorriente Las protecciones de sobrecorriente operan para fallas dentro de la zona protegida y para fallas fuera de la zona protegida (respaldo). Este tipo de protecciones son muy adecuados para proteger equipos en sistemas radiales. Para sistemas enmallados se deben tener algunas consideraciones las cuales dependen de los sistemas de potencia interconectados. Generalmente un sistema de protección diseñado para operar ante fallas entre fases es diferente de un sistema de protección de fallas a tierra. Esto debido a que las corrientes HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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de secuencia cero, especialmente en sistemas de media tensión, son bajas en condiciones normales de operación. Así, el ajuste de arranque de un relé para falla a tierra puede ser más sensible que el relé para falla entre fases. La magnitud de la corriente de falla entre fases está usualmente gobernada por las impedancias de los circuitos, en cambio las corrientes de falla a tierra pueden estar limitadas por: El sistema de puesta a tierra del neutro del sistema, por la conexión del devanado del transformador de potencia (estrella o delta) y por la resistencia en la trayectoria de la falla. −

Detección de fallas entre fases

Los relés se ajustan para que operen sensando la corriente de fase cuando se presenta una falla entre fases, ya sea trifásica o bifásica −

Detección de fallas a tierra

La corriente de falla monofásica puede ser representada por medio de componentes simétricas así: I f = 3 I0 = Ia + I b + Ic = In

Lo anterior significa que la detección de fallas a tierra puede ser realizada sensando la corriente que circule por una conexión a tierra o sensando la corriente residual del sistema, la cual se obtiene mediante la suma de las tres corrientes de fase.

Conexión de los relés de sobrecorriente: Los relés de sobrecorriente generalmente se conectan a transformadores de corriente conectados en estrella y normalmente se instala uno por fase y uno en forma residual o en el neutro, el cual sólo es sensible a corrientes de secuencia cero. En algunas ocasiones solamente se instalan en dos fases y uno en el neutro, lo cual es suficiente para detectar cualquier tipo de falla. Con frecuencia se incluye un relé instantáneo (I>>) y un relé de tiempo temporizado (I>) en una misma unidad, porque a menudo se requieren las dos funciones. Los dos relés son ajustables independientemente, pero accionados por la misma magnitud.


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Figura 3.11 Conexión típica de los relés de sobrecorriente. Conexión residual Otra conexión del relé de falla a tierra se logra con un transformador de corriente (toroidal) que abarque las tres fases.

Figura 3.12 Conexión del relé de sobrecorriente de secuencia cero

Características de operación: Las protecciones de sobrecorriente pueden tener características de tiempo inverso o definido para proteger contra sobrecargas y características instantáneas para cortocircuitos.

Figura 3.7. Características protección de sobrecorriente HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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El prefijo "sobre" significa que el relé arranca cuando la cantidad actuante sobrepasa el valor de ajuste del relé (i1S). Cuando ocurre una falla en el sistema de potencia, la corriente de falla es casi siempre mayor que la corriente de carga prefalla en cualquier elemento del sistema. Por lo tanto el ajuste del valor de arranque de un relé de sobrecorriente se selecciona entre la máxima corriente de carga y la mínima corriente de falla. Normalmente su ajuste se hace en veces la corriente nominal del transformador de corriente o en amperios secundarios. Para la selección del tiempo de operación, normalmente se ajustan temporizadores que controlan la acción del relé y pueden seleccionarse características de tiempo inverso o de tiempo definido.

Figura 3.13. Características operación relé sobrecorriente Las características o curvas de tiempo se agrupan en tres categorías, que son la inversa, muy inversa y extremadamente inversa. Para este tipo de características, el tiempo de operación depende de la magnitud de la corriente de falla: Ante una corriente de falla pequeña, el tiempo de operación es grande y a medida que la magnitud de la corriente aumenta, el tiempo de operación se hace menor. Hoy en día en los relés numéricos se puede seleccionar, además del ajuste de tiempo y corriente, el tipo de curva que se desea utilizar, es así que las normas IEC-255 BS-142 o ANSI tienen definidas matemáticamente cada una de las curvas de operación de los relés de tiempo inverso. HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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Curvas IEC t = TMS x

β α

 I    −1  I > 

En donde: t = Tiempo de operación del relé en segundos TMS = Multiplicador de tiempo de operación I/I> = Corriente de falla en veces el ajuste de corriente (valor de arranque) Las constantes α y β determinarán la pendiente de la característica del relé y para los tres tipos normalizados las constantes son: Tabla 3.2 Factores curvas IEC

TIPO DE CURVA Inversa

0,02

0,14

Muy inversa

1

13,5

Extremadamente inversa

2

80

Curvas ANSI:     A    14n − 5  t =  + B  x   p 9   I       I >  − C     

En donde: t = Tiempo de operación del relé en segundos n = Multiplicador de tiempo de operación I/I> = Corriente de falla en veces el ajuste de corriente (valor de arranque)


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Tabla 3.3 Factores curvas ANSI

TIPO DE CURVA

A

B

C

P

Inversa

0,0086

0,0185

1

0,02

Muy inversa

2,855

0,0712

1

2,0

Extremadamente inversa

6,407

0,025

1

2,0

Sea cual fuere la característica o curva de tiempo del relé, ésta se puede desplazar en el eje de tiempo lo cual crea una familia de curvas.

Figura 3.14. Familia de curvas La curva se selecciona de acuerdo al tiempo esperado para cierto valor de corriente (ajuste del dial o TMS) y se selecciona con retardo en tal forma permita coordinar con las protecciones de los elementos aguas abajo. Las curvas se trazan en función de los múltiplos del valor de arranque, de tal manera que puedan utilizarse las mismas curvas para cualquier valor de corriente de arranque.


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En general las características muy inversas o extremadamente inversas son usadas en las redes de distribución, teniendo en cuenta que proporcionan una buena coordinación con las características de operación de los fusibles. La característica de sobrecorriente instantánea generalmente se habilita con una corriente de arranque (I2S) tal que se detecten cortocircuitos en el elemento protegido.

Protección de sobrecorriente instalada en las redes de EEPPM: EEPPM posee en sus sistemas de subtransmisión y distribución la unidad de protección de sobrecorriente DPU 2000R que es un relé microprocesado. Con funciones de: 

Protección de sobrecorriente de fases temporizado / instantáneo



Protección de sobrecorriente de tierra temporizado / instantáneo



Protección de sobrecorriente temporizado de secuencia negativa



Recierres múltiples



Protección de sobrecorriente temporizado direccional, secuencia de fase positiva



Protección de sobrecorriente temporizado direccional, secuencia de tierra negativa



Protección de baja tensión y sobretensión de una y tres fases



Localizador de fallas



Registro y detalles de fallas, para los últimos 32 disparos.



Tres tablas para ajustes seleccionables



Mediciones de voltaje, corriente, potencia activa, factor de potencia, frecuencia, contador de potencia activa y contador de potencia reactiva.

En general, este relé es una herramienta muy versátil para control y protección de líneas de distribución, el cual permite la comunicación punto a punto con el usuario, por medio del ECP (External Communications Program). Este ECP puede ser accedido localmente (panel frontal) o remotamente por medio puertos de comunicación RS-232 ó RS-485. 3.2.1.3 Relés de recierre Debido a la alta probabilidad de fallas transitorias en las redes de distribución, es recomendable la utilización de relés de recierre. El relé recierre es arrancado por el relé de sobrecorriente después de que la protección ha detectado la falla y enviado orden de apertura al interruptor. HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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La función del interruptor es la de abrir e iniciar el ciclo de recierre un número ajustado de veces para desenergizar un alimentador con falla.

Definiciones generales: 

Tiempo de apertura: Es el tiempo que transcurre entre la energización de la bobina de apertura del interruptor y el instante en que se separan los contactos del interruptor.



Tiempo de arco: Es el tiempo entre el instante de separación de los contactos del interruptor y el instante de la extinción del arco.



Tiempo muerto: Es el tiempo en que se inicia el esquema de recierre y la orden de cierre del interruptor



Tiempo de cierre: Es el tiempo desde la energización del circuito de cierre del interruptor y el cierre de los contactos.



Tiempo de reclamo: Es el tiempo seguido después de una operación de cierre exitosa, medido desde a orden de cierre del interruptor, el cual debe finalizar antes de iniciar otro intento de la secuencia de recierre en el evento de otra falla.



Conteos de recierre. Es el contador de número de recierres habilitados.


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Figura 3.15. Esquema de recierre En la gráfica 3.10 se presentan los tiempos de la protección, del interruptor y del relé de recierre a ser considerados durante el ciclo de recierre. En el primer diagrama se presenta el ciclo de recierre para una falla transitoria y en el segundo diagrama se presentan los ciclos de recierre para una falla permanente. Ante falla transitoria se tiene operación de la protección, una vez se supere el ajuste de tiempo del relé a la corriente de falla, el relé envía orden de disparo energizando las bobinas del interruptor y arrancando el primer ciclo de recierre (inicia el conteo del tiempo muerto), el interruptor abre completamente sus contactos y después de transcurrido el tiempo muerto, se envía orden de cierre al interruptor. Si la falla es despejada y transcurre el tiempo de reclamo, se considera un recierre exitoso. Ante una falla permanente, el primer ciclo de recierre tiene la misma secuencia de disparo del relé, apertura del interruptor, orden de recierre y cierre del interruptor. Como el cortocircuito es permanente el relé detecta nuevamente falla sin haberse culminado el tiempo de reclamo, el relé envía orden de disparo al interruptor y se bloquea la secuencia de recierre del interruptor.

Esquema de operación de un relé de recierre: Si la falla es temporal, el interruptor abre en una operación temporizada o disparo instantáneo y recierra en 3 s; el intervalo de 3 s permite que el gas generado por la operación ante la falla se disipe. Una vez que el arco se desioniza, el aislamiento se restablece y el interruptor puede recerrar exitosamente reenergizando así el circuito de nuevo. HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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Si la falla es permanente, el interruptor abre en una operación temporizada o disparo instantáneo y recierra en 3 s, se abre de nuevo en una operación temporizada determinada par el ajuste del relé de sobrecorriente, recierra en 20 s, abre de nuevo en su operación temporizada y finalmente se abre.

3.2.2 Cortacircuitos, caja primaria o cuchilla fusible Los fusibles deben ser utilizados en conjunto con otros equipos para operar adecuadamente. El dispositivo más común es un cortacircuito ampliamente recomendado para proteger ramales o derivaciones, transformadores, cables subterráneos, capacitores, etc. Los cortacircuitos constan de un soporte aislante y un tubo móvil llamado "cañuela", "tubo portafusible", "vela" o "chopo" equipado con un fusible, el cual al fundirse permite que el tubo "cañuela" donde reside este, se abra y caiga para proveer una señalización visual que el fusible ha operado. Los cortacircuitos pueden ser del tipo abierto o cerrado y se seleccionan a partir de la tensión nominal del sistema, del nivel de aislamiento, de la máxima corriente de falla en el punto de instalación, de la relación X/R y de la máxima corriente de carga. Los cortacircuitos tienen las siguientes especificaciones: − Tensión nominal máxima: Se selecciona fase-fase o fase-tierra dependiendo del tipo

de aterrizamiento del sistema o si es un sistema trifásico o monofásico.

− Corriente nominal continua: La corriente nominal debe ser mayor que la máxima

corriente normal que puede circular, considerando corrientes de sobrecarga y corrientes con contenido de armónicas. (Para el caso de EEPPM se tienen 100 A o 200 A).

− Capacidad de corte asignada: es la corriente asimétrica que para el caso de EEPPM

se tiene normalizado en 10 kA, 16 kA ó 20 kA

− Nivel de aislamiento (BIL): 95 kV o 110 kV al nivel del mar y a 20 °C; al variar estas

condiciones se debe corregir.

Para el nivel de 13,2 kV, se tienen normalizados en EEPPM cortacircuitos de 100 A de corriente nominal, 15 kV de tensión nominal y 20 kA de capacidad de interrupción asimétrica. La operación de apertura, cierre de la caja primaria, debe efectuarse sin carga (corriente igual a cero), solamente puede operarse bajo carga con la ayuda de un elemento independiente a ella denominado “Load Break, mediante el cual podrá extinguirse el arco al abrirse o cerrarse.


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La placa de características del cortacircuitos debe incluir por norma (ANSI C37.42): Nombre del fabricante, corriente nominal continua, tensión máxima nominal y capacidad nominal de interrupción. 3.2.2.1 Fusibles El fusible es la protección contra sobrecorrientes más simple en el sistema de distribución. Su función básica es servir de medio de «conexión débil» y de bajo costo, para la interrupción de sobrecorrientes y la protección contra efectos dinámicos y térmicos causados por cortocircuitos o sobrecargas de valores iguales o superiores a las corrientes mínimas de corte de los fusibles.

Figura 3.16 Fusibles. Los fusibles desempeñan un papel importante en la protección de equipos y redes eléctricas asegurando que los efectos de las fallas que inevitablemente ocurren sean limitados y que la continuidad del suministro a los consumidores sea mantenida a un alto nivel. De acuerdo con la norma ANSI C37.42 las características de los fusibles están dadas por: − Corriente nominal: Es el valor de la intensidad que el fusible puede soportar

permanentemente sin calentamiento anormal. Los valores normalizados de corriente son: 6 A, 10 A, 15 A, 25 A, 40 A, 65 A, 100 A, 140 A, 200 A.

− Tensión nominal: Tensión máxima fase-fase o fase-tierra de la red en la que podrá

ser instalado el fusible. Los valores normalizados son 15 kV, 27 kV, 38 kV.

− Capacidad de interrupción: Valor nominal de la capacidad de Interrupción simétrica

del fusible, la cual es mayor a la corriente máxima de falla del lado de la carga.

3.2.2.1.1 Clasificación de los fusibles: Según la forma en que actúan, existen dos tipos de fusibles utilizados en los sistemas de distribución: fusibles tipo expulsión y fusibles limitadores de corriente. HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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−

Fusibles tipo expulsión

El fusible consta de un elemento metálico, denominado hilo fusible, el cual está construido con diferentes materiales y espesores, los cuales le dan su característica tiempo-corriente. En paralelo con el elemento fusible se encuentra generalmente un elemento tensor, el cual evita la tensión mecánica sobre el primero. El fusible se encuentra dentro de un «tubo auxiliar» el cual ayuda a la extinción de las corrientes de falla de poco amperaje. ARANDELA PRISIONERA Mantiene en su lugar Y no deja caer el hilo Fusible dentro del tubo. Puede ser removida ELEMENTO FUSIBLE DISEÑADO si es necesario Para una precisa fusión Usando un único elemento De estaño para la operación de Enfriamiento.

CABEZA TIPO BOTÓN

HILO TENSOR Provee alivio de Tensión mecánico excepcional

TUBO AUXILIAR Provee Gases para interrupción A Baja Corriente

FERULA (UNIÓN O CASQUILLO) Construida en cobre para un mejor Esfuerzo, conductividad y soldadura

CONDUCTOR TERMINAL TRENZADO Para da Resistencia Mecánica Y Flexibilidad

Figura 3.17 Partes constitutivas de un fusible tipo expulsión El fusible opera bajo el principio de expulsión, cuando el elemento fusible se funde, la alta temperatura hace que las paredes del tubo auxiliar emitan gases desionizantes, los cuales se acumulan en su interior. Esto hace que el arco sea estirado, comprimido y enfriado dentro del tubo mientras que el gas que escapa por los extremos evacua una parte de las partículas que sostienen el arco. El reencendido del arco es evitado por los gases desionizantes y por las altas presiones y turbulencias, las cuales incrementan la rigidez dieléctrica entre el espacio Interior del tubo. Los gases a alta presión expelen finalmente los iones restantes que mantienen el arco. La característica de operación de un fusible tipo expulsión esta dada por curvas tiempocorriente y están representadas por dos tipos de curvas: la curva mínima de fusión , en la cual se grafica el tiempo mínimo contra la corriente requerida para fundir el fusible y la curva total de aclaramiento , en la cual se grafica el tiempo máximo contra la corriente requerida para fundir el fusible y extinguir el arco.


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Figura 3.18. `Características típicas para un fusible 10 K Estas características son para una temperatura de 25 ºC sin condiciones de precarga. Los fusibles están bajo la norma ANSI C37.42, la cual define su clasificación de acuerdo a la respuesta en el tiempo (relación de velocidad ) para una misma corriente (rápidos o lentos) ;así los fusibles duales, H y K, son rápidos (protegen transformadores) y los tipo T son lentos (protegen ramales y derivaciones de circuitos primarios). 

Los fusibles tipo K tienen una relación de velocidad que varía 6 para regímenes de 6 A, a una relación de 8 para 200 A,



Los fusibles tipo T manejan para los mismos regímenes de corriente, relaciones de velocidad 10 a 13 respectivamente.

La relación de velocidad es la relación que existe entre la corriente mínima de fusión a 0,1 s y la mínima corriente de fusión a 300 s (para fusibles de capacidad mayor a 100 A se toma el valor de 600 s). Los fusibles tipo H, aunque no es normalizado, es llamado fusible extra rápido y sus relaciones de velocidad son de 4 a 6 respectivamente. HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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En las características de operación, con el fin de cumplir con la norma, se establecen para 3 puntos específicos, a 0,1 s, 10 s y 300 s (ó 600 s para fusibles de 140 A y 200 A). Adicionalmente se define para el fusible la corriente que puede soportar indefinidamente como el 150% de la corriente nominal para fusibles de estaño y el 100% de la corriente nominal para fusibles de plata. Los fusibles tipo K y T han sido preferidos por el sector eléctrico debido a su intercambiabilidad mecánica y eléctrica. Sin embargo, esta longevidad ha sido contrastada con la introducción de los fusibles tipo dual, los cuales reportan grandes beneficios no sólo a la protección de la red sino también en el máximo provecho de la capacidad de los transformadores de distribución donde son instalados. Selección del fusible: La selección del fusible, si es para proteger un equipo dependería de las características del equipo protegido. Por ejemplo si es un transformador, dependería de la curva de daño de éste. Pero si el fusible se emplea para seccionar la línea, este debe coordinar con los otros dispositivos del sistema.





En general, los fusibles mas utilizados con los tipo T (lento) y tipo K (rápido). Su elección depende de la filosofía de protección del sistema de distribución. Los fusibles rápidos tiene tiempos menores de despeje de fallas y coordina mejor con relés de característica inversa. Los fusibles lentos tiene una capacidad mayor de soportar transitorios y corrientes de magnetización.



La corriente continua de operación depende de la corriente máxima de carga incluyendo corrientes de magnetización.



La selección también depende de la máxima corriente de cortocircuito disponible en la localización del fusible.

Se deben considerar factores de compensación para las características de operación de los fusibles, uno por corrientes de precarga y otro por temperatura.




71


Figura 3.19. Factor de derrateo por condiciones de precarga


Figura 3.20. Factor de derrateo por condiciones de temperatura

Los fusibles tipo K y T son normalizados según las normas ANSI C37-42 y los fusibles tipo dual y tipo H bajo la norma NEMA SG2 - 1986. −

Fusibles Duales

El fusible tipo dual, es llamado así porque en el mismo elemento se encuentran reunidas la protección contra cortocircuitos y sobrecargas, con la ventaja de no subutilizar la capacidad del transformador. El fusible dual presenta la mejor característica tiempo-corriente de todos los fusibles. Además de permitir el uso máximo del transformador en su capacidad de sobrecarga, la construcción del fusible dual asegura la remoción inmediata del circuito en caso de falla del transformador o un daño esporádico. Los fusibles tipo dual son fusibles extralentos, cuya relación de velocidad es de 13 y 20 (para 0,4 y 21 amperios, respectivamente).


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Curso de coordinación de protecciones en el sistema de distribución de energía eléctrica (MT/BT) CURVAS FUSIBLES DUALES MARCA LUHFSER 1000

0.4

0.6

1.0 1.6 2.1

3.5

6.3

14

100

] S [ o p m e i T

10

1

0,1

0,01 1

10

Corriente[A]

100

1000

Figura 3.21. Característica de operación fusibles duales A continuación se indica comparativamente las características de los fusibles tipo expulsión y duales.


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Curso de coordinación de protecciones en el sistema de distribución de energía eléctrica (MT/BT) CURVAS FUSIBLES DUALES MARCA LUHFSER

1000

100

] S [ o p m e i T

10

1

0,1

6H 6K

6T

dual

0,01 1

10

Corriente[A]

100

1000

Figura 3.22. Comparación característica diferentes tipos de fusibles −

Fusibles limitadores de corriente

Los fusibles limitadores de corriente limitan la energía transferida al elemento protegido, reduciendo la probabilidad de daño de los equipos. Existen básicamente tres tipos de fusibles limitadores: −

De respaldo o de rango parcial: Debe ser usado con un fusible tipo expulsión o algún otro dispositivo de sobrecorriente, debido a que solo tiene capacidad de interrumpir corrientes por encima del valor especificado (típicamente 500 A)

−

De propósito general: Es diseñado para interrumpir todas las corrientes de falla por debajo de su capacidad nominal de interrupción hasta las que causan fusión en 1 hora.

−

De rango completo: Tiene la capacidad de interrumpir cualquier corriente continua hasta la corriente nominal de interrupción que puede causar fusión.

En los fusibles limitadores se establece la corriente limitada, la capacidad de fusión I 2t, la capacidad limitada I2t y la tensión pico del arco. HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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Figura 3.23. Característica de limitación de corriente La capacidad mínima de I 2t indica la habilitad del fusible para soportar transitorios sin dañarse. La capacidad limitada indica la habilitad del fusible para reducir los efectos destructivos de las fallas −

Fusibles de potencia (Power Fuses)

Los fusibles de potencia proporcionan protección contra fallas de cortocircuito en diferentes tipos de circuitos y pueden ser utilizados en conjunto con interruptores de manera que entre ambos exista una buena coordinación. Adicionalmente, fuera de proporcionar una interrupción de la corriente en el caso de una falla, también suelen ser silenciosos y normalmente no expulsan partes luego de su fusión. Sus aplicaciones mas frecuentes son para proteger circuitos alimentadores y transformadores. Los fusibles de potencia se clasifican de acuerdo con la Norma ANSI C37.46-1981: −

Tipo E: Los fusibles de 100 A o menores, se fusionan en 300 s para una corriente dentro del rango de 200 % y 240 % de la corriente nominal. Y los fusibles mayores a 100 A se fusionan a los 600 s para corrientes entre 220 % y 264 % por ciento la corriente nominal Las curvas de fusión para corrientes mayores de 200% hasta 240% ó 264% son propias de cada fabricante.


75




−


Tipo R: El fusible se funde entre 15 s y 35 s para corrientes de 100 veces de R (Los fusibles tipo R no tiene corriente nominal, se les asigna una máxima corriente para dos casos de temperatura del ambiente). Las curvas de fusión para corrientes mayores de 200 veces R son propias de cada fabricante.

Capacidad de corriente: El fusible debe ser capaz de soportar la corriente continua del circuito sin sobrecalentarse, y también debe de soportar corrientes transitorias como las de magnetización (inrush) y de energización de motores. Además el fusible debe estar en capacidad de soportar la máxima corriente de cortocircuito asimétrica en el punto de instalación del fusible.

Limitaciones de los fusibles para protección de fallas: La principal limitación de un fusible es que toda vez que es sometido a una corriente superior a su mínima corriente de fusión, operará y el servicio de toda la parte del sistema más allá de ese fusible se interrumpe hasta que un técnico pueda llegar a ese lugar. El servicio frecuentemente queda interrumpido por muchas horas, o aún días en líneas lejanas. En efecto, un fusible puede operar y causar una interrupción prolongada aunque nunca este sujeto a una corriente mayor que su valor mínimo de fusión. Corriente previas de baja magnitud pueden haber debilitado el fusible y cambiado sus características. Además, un fusible puede producir cortes del sistema totalmente innecesarios debido a que no puede discriminar entre fallas temporales y permanentes, por lo que resulta costoso enviar a un equipo de reparación para reponerlo. La flexibilidad de un fusible es limitada debido a que no pueden ser aplicados en programas de control remoto automático o manual, como son la seccionalización remota, la transferencia o movimientos de carga y otros programas comunes en los sistemas de distribución. 3.2.2.1.2 Selección de fusibles para proteger transformadores Un transformador impone principalmente tres esfuerzos a un fusible; por eso, los fusibles deben de ser capaces de: −

Resistir la corriente de energización que acompaña la conexión del transformador. La corriente mínima de fusión del fusible a 0,1segundos debe de ser mas elevada que 12 veces la intensidad nominal del transformador. Ifusión (0,1 s) > 12 x In transformador.

−

Cortar los corrientes de defectos a las bornes del secundario del transformador.


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El fusible para protección de un transformador debe de evitar, cortando antes, el cortocircuito previsto para este transformador (Icc) Icc > If(2 s) −

Soportar la corriente de servicio continuo y las eventuales sobrecargas. La intensidad nominal del fusible tiene que ser superior a 1,4 veces la corriente nominal del transformador. In fusible > 1,4 In transformador.

Elección del calibre: Con el fin de elegir correctamente la intensidad nominal del fusible para la protección de transformadores, hay que saber y tener en cuenta los siguientes comentarios: −

Características del transformador.

−

Potencia (kVA).

−

Tensión de corto-circuito (Ucc en %).

−

Intensidad nominal.

−

Características de los fusibles.

−

Características tiempo / intensidad (Ifusión a 0,1 s y Ifusión a 2 s).

−

Permanencia o no de sobrecargas permanentes.

−

Corriente de cortocircuito en el punto de instalación.

3.2.2.1.3 Selección de fusibles para proteger motores Asociado a un contactor, el fusible permite de realizar un dispositivo de protección particularmente eficaz para motores en media tensión. Los esfuerzos específicos que deben soportar los fusibles son debidos al motor a proteger y a la red sobre la que se encuentra. Esfuerzos debidos al motor: −

Corriente de arranque (Id).

−

Tiempo de arranque (Td).

−

Número de arranques sucesivos.


77





−

Durante todo el periodo del arranque la impedancia del motor es tan fuerte que consume una corriente bastante superior a la corriente nominal en carga In. Normalmente, esta corriente de arranque Id es más o menos 6 veces la corriente nominal, (Id/In=6).

−

La duración Td de arranque depende del tipo de carga a la cual es sometida el motor. (± 10 s).

−

Hay que tener en cuenta la posibilidad de varios arranques sucesivos para la elección del calibre de los fusibles.

Esfuerzos debidos a la red: Las redes con motores de media tensión son generalmente redes de alta potencia cuya intensidad de cortocircuito es muy elevada. Selección del calibre es función de tres parámetros: −

Corriente del arranque

−

Tiempo del arranque

−

Frecuencia de los arranques

3.3 ESQUEMA DE PROTECCIÓN DE CIRCUITOS PRIMARIOS Los fusibles en los ramales laterales, dentro de la sección del circuito protegido por el interruptor o el reconectador se seleccionan de tal manera que una falla temporal es aclarada por el disparo instantáneo del interruptor o por la curva temporizada de disparo rápido del reconectador antes que el fusible se dañe. Si la falla es permanente, el fusible aclara la falla antes que el interruptor o el reconectador en su curva temporizada de disparo retardado o lento, tengan oportunidad de operar. Al ser la mayoría de las fallas de tipo transitoria, éstas las despeja el interruptor o reconectador dejando intacto el fusible. Al incluirse los seccionalizadores en los ramales, se evita que una falla permanente en uno de éstos saque fuera de servicio a todo el circuito troncal, desconectando solo el ramal fallado. La determinación de cuando un ramal debe protegerse con cortacircuitos-fusibles o seccionalizador, depende del análisis económico, del costo de racionamiento a los usuarios, del tipo de ramal, de la probabilidad de falla existente y del nivel de confiabilidad que requieren los usuarios. La ventaja del esquema reconectadorseccionalizador es que se puede coordinar, independientemente del nivel y tiempo de falla, el reconectador con el seccionalizador de cada ramal sin necesidad de coordinar con las curvas tiempo-corriente de los fusibles de cada ramal. Los reconectadores se deben instalar en la línea principal y en los ramales principales. Los ramales y subramales se deben proteger con fusibles y seccionalizadores. HMV Ingenieros Ltda. Archivo: CAP1_2_3

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Puede haber ocasiones donde haya necesidad de instalar reconectadores en los ramales o subramales debido a que la corriente de cortocircuito simétrica en la localización de los fusibles hace difícil la selección de los fusibles apropiados. Si existen fusibles aguas abajo del seccionalizador, el fusible debe estar coordinado con el recloser o disyuntor para que el fusible opere en al menos una conteo antes de que se abra el seccionalizador.

3.4 BIBLIOGRAFÍA

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IEC 62271-100 High-voltage Alternating current circuit-breaker

−

ANSI C37-12. AC Hight-voltage circuit breaker rated on a Symmetrical Basis – Specification guide

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ANSI C37.32: High-voltage Air disconnected Switches, Interruptor Switch, Fault Initiating Switches, Grounding switch.

−

ANSI C37-42. American Nacional Standard. Specifications for Distribution Cutouts ands Fuse Links.

−

ANSI C37.46. American Nacional Standard. Specifications for Power Fuses and Fuse Disconnecting Switches.

−

ANSI C37-47. American Nacional Standard. Specifications for Distribution Fuse Disconnecting Switches, Fuse Supports and Current-Limiting Fuses.

−

ANSI C37.63. IEEE Standard Requirements for Overhead, Pad-Mounted, DryVault, and Submersible Automatic Line Sectionalizers for AC System.

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IEC-60282-1. High-voltage Fuses. Current-Limiting Fuses

−

IEC-60282-2. High-voltage Fuses. Expulsion and Similar Fuses

−

IEC 60694: Common specifications for high voltage switchgear and Controlgear standards

−

IEC 62271-102 Alternating Current Disconnectors (isolators) and Earthing switches

−

EEPP. Manual de operación electrónico. Abril de 2002.


y mantenimiento

equipo seccionalizador

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Libro Cap1 3

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