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Curso: Protección de Sistemas Eléctricos de Distribución Texto de Apoyo. Marzo 2013 ASIMEI

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Texto de apoyo seminario impartido a la Asociación Salvadoreña de Ingenieros Mecánicos, Electricistas e Industriales.

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Curso: Protección de Sistemas Eléctricos de Distribución

Texto de Apoyo.

Marzo 2013

ASIMEI

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ASIMEI Curso

Protección de Sistemas de Distribución

02 – Marzo – 13

Ing. Manuel Reinosa

ÍNDICE

1. INTRODUCCION. ......................................................................................................................................... 1-1

1.1. CONCEPTOS BÁSICOS. ....................................................................................................................... 1-1 1.2. EQUIPOS CONSTITUTIVOS DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCION ............................................... 1-2 1.3. LA SUBESTACION DE DISTRIBUCION ............................................................................................. 1-3

1.3.1. CONFIGURACIONES DE UNA SUBESTACION .............................................................................. 1-4 1.4. LA PROTECCION DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA. ......................................... 1-7 1.5. FILOSOFIA DE LA PROTECCION ....................................................................................................... 1-9

2. CONCEPTOS BÁSICOS SOBRE FALLOS EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION. ............................... 2-1

2.1. CONCEPTO DE MAGNITUDES DE CORTOCIRCUITO .................................................................... 2-1 2.2. FUENTES Y APORTACIONES A LAS CORRIENTES DE C.C. .......................................................... 2-2 2.3. CALCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITOS ...................................................................... 2-3

2.3.1. REDUCCIÓN A MAGNITUDES UNITARIAS ................................................................................... 2-4 2.4. FALTAS TRIFASICAS ........................................................................................................................... 2-5 2.5. FALTAS DESEQUILIBRADAS. COMPONENTES SIMETRICAS ..................................................... 2-6 2.6. CORRIENTES INSTANTANEAS DE CORTOCIRCUITO................................................................. 2-10 2.7. OSCILACIONES DE VOLTAJE .......................................................................................................... 2-11

3. CRITERIOS DE PROTECCION DE SISTEMAS DE DISTRIBUCION ................................................. 3-1

3.1. DEFINICIONES RELACIONADAS. ..................................................................................................... 3-1 3.2. CRITERIOS DE PROTECCION. ............................................................................................................ 3-3

4. SISTEMAS DE PROTECCIÓN .................................................................................................................... 4-1

4.1. PROTECCIÓN DE LÍNEAS ................................................................................................................... 4-1 4.2. PROTECCIÓN DE BARRAS ................................................................................................................. 4-1 4.3. PROTECCIÓN DE REACTANCIAS ..................................................................................................... 4-2 4.4. PROTECCIÓN DE BANCOS DE CONDENSADORES ........................................................................ 4-3 4.5. PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR .............................................................................................. 4-3 4.6. PROTECCION CONTRA SOBRETENSIONES .................................................................................... 4-6 4.7. PROTECCIÓN CONTRA FALLO DE INTERRUPTOR ....................................................................... 4-6

5. EQUIPO A UTILIZAR .................................................................................................................................. 5-1

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1. INTRODUCCION.

1.1. CONCEPTOS BÁSICOS.

Al iniciar este curso sobre protección de sistemas de distribución, debemos tener presente como

primer idea que el nivel de distribución es en definitiva el último eslabón de la cadena y la razón de

la existencia de la generación de electricidad y su transporte, ya que es el punto de enlace entre la

utilización de la energía eléctrica y su producción (resultado de la respectiva conversión de un tipo

de energía natural en energía eléctrica).

Si bien es cierto los niveles de generación y transporte son más complejos y conllevan análisis más

extensos, de nada serviría dicho esfuerzo si al nivel de distribución no se le brinda la atención

necesaria para garantizar que la energía eléctrica sea utilizada en el momento y con la mínima

calidad requerida.

Debido a que las centrales de generación se encuentran más lejos de los centros de consumo,

típicamente a cientos de kilómetros, y si consideramos la regla empírica que nos dice que por cada

kV se puede cubrir el área comprendida en un radio de 1 km, comprendemos entonces la razón por

la que se necesitan de diferentes niveles de tensión para satisfacer la demanda de los centros de

consumo ya que el voltaje de utilización de ellos es de menos de 1 kV.

Para solucionar lo anterior se utilizan diferentes niveles de tensión, con lo cual se logra transmitir

grandes bloques de potencia desde sus diferentes fuentes hasta los lugares en los que se va a

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consumir esta potencia. Siendo el último de ellos el nivel de distribución, que posee ciertas

características como podremos ver a lo largo del presente curso.

1.2. EQUIPOS CONSTITUTIVOS DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCION

Un sistema de distribución eléctrica, puede ser configurado de varias maneras, dependiendo de lo

que el ingeniero de planificación determine, dependiendo de la disponibilidad física de los

consumidores, las peculiaridades de la red de alimentación, etc. Pese a ello, se puede establecer una

lista de elementos eléctricos que siempre están presentes en el sistema. Básicamente, éstos son:

1. Sistema de alimentación:

Constituido por la línea o líneas que la compañía de transporte pone a disposición para la

alimentación de las subestaciones frontera entre la transmisión o subtransmisión y la distribución.

2. Transformadores:

Su función es adecuar la tensión a los niveles requeridos para la operación de los usuarios finales.

En un circuito de distribución coexisten varios niveles de tensión para el usuario final en función

de los requerimientos de cada uno de ellos, por lo que existen varios transformadores de muy

distintas características. El transformador (o transformadores) de potencia principal, que entra en el

parque de intemperie puede ser, bien propiedad de la compañía, o bien propiedad de la propia

transmisora.

3. Subestación de acometida:

La subestación constituye el nexo de unión entre la compañía y el cliente. Esta formado por un

juego (o una serie de juegos) de embarrados (buses) dispuestos de acuerdo a la filosofía de diseño

(básicamente a efectos de fiabilidad y operación) establecida por el cliente.

4. Embarrados de media y baja tensión:

Ya dentro de la propia instalación se disponen, en función de las necesidades de alimentación, los

embarrados necesarios para la conexión a los mismos de los equipos a alimentar, contemplando las

potencias y tensiones adecuadas para ello.

5. Circuito de Distribución:

Generalmente constituidos por cables aéreos operando en media tensión. Constituye el “sistema

circulatorio del sistema” y su misión es hacer llegar la energía a los distintos puntos neurálgicos de

la región a la que sirven.

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6. Cuadros de mando y sistemas de mando:

Se agrupan aquí los elementos visibles de maniobra de los elementos de la subestación así como las

configuraciones que establecen la lógica de funcionamiento de los mismos.

7. Interruptores, seccionadores y elementos de corte en general:

Previstos para la maniobra de conexión, desconexión y aislamiento de los diversos sistemas y

subsistemas que integran eléctricamente la subestación, bien de manera voluntaria, bien por acción

de las protecciones.

8. Servicios Auxiliares:

Sistemas independientes del principal encargados de proveer de energía a los demás circuitos de

mando y control de la planta, así como los servicios generales de la misma (iluminación,

calefacción, etc...).

9. Baterías de condensadores y reactancias:

Utilizada básicamente para compensar las caídas y elevaciones inadmisibles de tensión que pueden

aparecer en los sistemas diversos.

10. Baterías:

Encargadas de proveer una fuente de energía totalmente independiente del sistema que permanezca

operativo en caso de un fallo general. Suelen conectarse a equipos cuyo funcionamiento es

primordial en caso de avería (sistema de control, etc...).

11. Protección:

Dado que es el objetivo principal del curso, se describirán con profundidad a lo largo del mismo.

12. Otros equipos:

Podrían agruparse aquí equipos electrónicos no convencionales, ordenadores, contadores y

medidores, etc.

1.3. LA SUBESTACION DE DISTRIBUCION

Es un conjunto de dispositivos eléctricos, que forman parte de un sistema eléctrico de potencia; sus

funciones principales son: transformar tensiones y derivar circuitos de potencia

Las subestaciones pueden denominar, de acuerdo con el tipo de función que desarrollan, en tres

grupos.

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a) Subestaciones de punto de entrega

b) Subestaciones de maniobra o seccionadoras de circuito

c) Subestaciones mixtas (mezcla de las dos anteriores)

La nomenclatura y simbología de los diagramas y el equipo que se menciona en este texto, están de

acuerdo con las normas americanas ANSI y con las normas internacionales CEI (Comisión

Electrotécnica Internacional)

El diagrama unifilar de una subestación eléctrica es el resultado de conectar en forma simbólica y a

través de un solo hilo todo el equipo mayor que forma parte de la instalación, considerando la

secuencia de operación de cada uno de los circuitos. El diseño de una instalación eléctrica tiene su

origen en el diagrama unifilar correspondiente, que resulta del estudio de las necesidades de carga

de la zona en el presente y con proyección a un futuro de mediano plazo.

Las subestaciones de distribución son la parte fundamental del sistema, ya que unen los grandes

bloques de potencia que desde la generación se transportan en las líneas de transmisión, con los

consumidores finales de dicha potencia. Las funciones básicas que realiza la subestación son tres:

1. Conexión y desconexión de elementos del sistema eléctrico de potencia, que lo realizan

los interruptores, seccionadores y equipos de protección.

2. Aumento y disminución de tensiones en el sistema, que lo realizan los transformadores.

3. Regulación de las tensiones del sistema, función desarrollada por reguladores de voltaje,

reactancia en paralelo, condensadores en paralelo, condensadores estáticos, etc.

A la subestación se le nombra según sea la función específica que desarrolle, y así tenemos:

estación de conexión o conmutación, estación reductora, estación de regulación, etc.

1.3.1. CONFIGURACIONES DE UNA SUBESTACION

La elección del diagrama, de una subestación depende de las características específicas de cada

sistema eléctrico y de la función que realiza dicha subestación en el sistema.

El diagrama de conexiones que se adopte. Determina en gran parte el costo de la instalación. Este

depende de la cantidad de equipo considerado en el diagrama, lo que a su vez repercute en la

adquisición de mayor área de terreno y, finalmente, en un costo total mayor.

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Por otra parte, en la realización de un mismo diagrama de conexiones, se puede adoptar diferentes

disposiciones constructivas, que presentan variaciones de la superficie ocupada, en función del tipo

de barras, del tipo de estructuras, de la mayor o menor sencillez de la instalación, del aspecto de la

instalación, etc., mismas que también repercuten en el costo final de la subestación.

Los Criterios que se utilizan para seleccionar el diagrama unifilar más adecuado y económico de

una instalación son los siguientes.

a) Continuidad del servicio

b) Versatilidad de operación

c) Facilidad de mantenimiento de los equipos

d) Cantidad y costo del equipo eléctrico

Con base en lo anterior, a continuación se describen los diagramas unifilares más utilizados en

subestaciones, siguiendo un orden creciente de complejidad.

Diagrama con un juego de barras

a) Es el diagrama más sencillo. En condiciones normales de operación, todas las líneas y

bancos de transformadores están conectados al único juego de barras.

b) Con este arreglo, en caso de operar la protección diferencial de barras, ésta desconecta

todos los interruptores, quedando la subestación completamente desenergizada; si en la

barra se instala un juego de cuchillas seccionadoras, en caso de una falla en las barras

mencionadas, queda fuera toda subestación. Entonces se abren las cuchillas mencionadas,

se deja fuera la parte dañada y así puede trabajar la mitad de la instalación que no sufrió

daños.

c) El mantenimiento de los interruptores se dificulta porque hay que dejar fuera parte de la

subestación.

d) Es el arreglo que utiliza menor cantidad de equipo y, por lo tanto, es el más económico.

Diagrama con un juego de barras principales y uno de barra de transferencia

Es una alternativa del caso anterior, en la cual las barras de transferencia se utilizan para sustituir, a

través del interruptor comodín, cualquier interruptor que necesite mantenimiento. Supongamos que

se desea reparar el interruptor del circuito 1, primero se abre el interruptor 1, luego sus cuchillas de

entrada y salida. Ahora se cierran las cuchillas de transferencia del circuito 1 y las de entrada y

salida del interruptor comodín. Finalmente se cierra el interruptor comodín con lo cual queda en

servicio el circuito1, y el interruptor 1 queda desenergizado y listo para su reparación.

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Diagrama con doble juego de barras o barra partida

A este diagrama también se le conoce con el nombre de barra partida y es de los más utilizados.

El diagrama tiene características que la mitad de las líneas y transformadores se conectan a un

juego de barras y la otra mitad a otro juego.

a) Desde el punto de vista de continuidad, el arreglo no es bueno debido a que por cada

interruptor que necesite revisión se tiene que desconectar el transformador o línea

correspondiente.

b) La subestación, en condiciones normales, se opera con el interruptor de amarre y sus dos

juegos de cuchillas en posición de cerrado, de tal manera que, en caso de una falla en uno

de los juegos de barras, el otro sigue operando, trabajando la subestación a media

capacidad, mientras se efectúan las maniobras necesarias para librar las cuchillas de

todos los circuitos de las barras dañadas dejando la subestación conectada al juego de

barras en buen estado, mientras se reparan las barras afectadas.

c) Para dar mantenimiento a cada interruptor, se necesita desconectar el circuito

correspondiente, lo cual representa una desventaja para este diagrama.

d) Este arreglo es un 30% más caro que el tratado en el caso de un juego de barras, pero más

barato que el caso de interruptor y medio que se trata más adelante.

Diagrama con arreglo en anillo sencillo

Es un esquema muy flexible en su operación; se utiliza mucho en la salida de 23 kV de las

subestaciones de distribución, utilizando anillo sencillo o doble. También se utiliza en

subestaciones de 230 kV.

a) Permite perfecta continuidad de servicio, aun en el caso de que salga de servicio

cualquier transformador de línea.

b) Al salir de servicio cualquier circuito por motivo de una falla, se abren los dos

interruptores adyacentes, se cierran los interruptores de enlace y queda restablecido el

servicio instantáneamente.

c) Si falla un transformador o una línea, la carga se pasa al otro transformador o línea y se

reparten entre los dos adyacentes.

d) En caso de haber más de dos transformadores, se puede usar un arreglo con doble anillo.

e) Si el mantenimiento se efectúa en uno de los interruptores normalmente cerrados, al

dejarlo desenergizado, el alimentador respectivo se transfiere al circuito vecino, previo

cierre automático del interruptor de amarre.

f) Prácticamente requiere el mismo equipo que el primer caso de barra sencilla, con la

ventaja de que se ahorra la protección de barras.

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Barra Simple.

Es la configuración más fácil de operar,

puesto que el interruptor conecta un

circuito (línea o transformador). Sin

embargo es el menos fiable, ya que un

fallo en una barra causaría el corte

completo de la subestación.

Simple Barra Partida por Interruptor

En esta disposición se secciona la barra

de manera que un fallo no causará un

corte completo de manera que solo la

zona defectuosa quede aislada.

Anillo

La barra tiene forma de anillo, en la que a

cada pieza del equipo le corresponden

dos interruptores separados. En caso de

falta, solamente la zona defectuosa queda

aislada.

Simple Barra con Barra de Transferencia

La barra principal de la subestación se

conecta a una auxiliar (de transferencia)

mediante un interruptor de acoplamiento.

Esto permitirá al interruptor de

acoplamiento sustituir al interruptor de

línea cuando este fuera de servicio por

mantenimiento.

1.4. LA PROTECCION DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA.

Se tratará en este curso de uno de los aspectos menos apreciado o más desconocido del diseño de

sistemas eléctricos; la adecuada selección y aplicación del conjunto de equipos que constituyen los

sistemas de protección para sistemas de distribución eléctrica.

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Si en el diseño de un Sistema de Distribución se consideran tan solo las condiciones normales de

operación, tal diseño seria selectivamente sencillo. Se asumiría que no existen fallos en los equipos,

no hay errores de operación y no existen problemas “aleatorios” tales como fuego o rayos.

Solamente sería necesario diseñar una instalación capaz de repartir eficientemente la suficiente

energía a los equipos para satisfacer las cargas necesarias, contemplando quizá una cierta holgura

para futuros cambios de la instalación.

Un diseño basado tan solo en estas condiciones “normales” sería absolutamente ineficaz desde el

punto de vista de la seguridad y la fiabilidad de funcionamiento, es por ello que surge la necesidad

de realizar el diseño contemplando tanto las condiciones “normales” de servicio como todos

aquellos posibles errores o fallos que pueden ocurrir.

La función principal del diseño de las protecciones del sistema y su correcta operación es

minimizar el número de situaciones peligrosas que pueden aparecer y limitar la duración y

magnitudes de los mismos en caso de que irremediablemente aparezcan.

Consideraciones de carácter económico y de necesidades de equipamientos serán las que definen el

nivel y calidad del sistema de protección necesitado. En la mayoría de los casos, mejor que realizar

modificaciones en un sistema previamente diseñado para mejorar su seguridad, es mucho más

fiable contemplar las necesidades de seguridad en el mismo diseño, obteniéndose mayor nivel de

fiabilidad y seguridad del sistema quizás a costa de un mayor desembolso inicial rápidamente

amortizable (generalmente, la eliminación de uno solo de los problemas que puedan aparecer es

suficiente como para considerar el esfuerzo inicial “amortizado”). Como resumen, podemos

establecer la necesidad de un sistema de protección como solución a problemas:

de falla en los equipos.

de falla de operación (tanto humanos como del sistema).

de condiciones extraordinarias de explotación que no deben producirse.

de daños al personal.

de repercusión de la falta en un circuito de distribución al sistema eléctrico exterior que lo

abastece.

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1.5. FILOSOFIA DE LA PROTECCION

La filosofía de protección de un sistema de distribución está encaminada a minimizar de la manera

oportuna los efectos de una anomalía. Estas acciones se podrían especificar como:

Rápido aislamiento de la posición afectada del sistema mientras se mantiene el servicio a los

demás elementos de la instalación y se minimiza el daño a la porción afectada.

Minimizar la magnitud de las corrientes de cortocircuito con objeto de restringir los daños

potenciales.

Seleccionar los equipos necesarios para la reconexión rápida de los elementos afectados, así

como establecer las secuencias de transferencia para que todo funcione correctamente mientras

se elimina la falla.

Para llevar a cabo esas acciones es necesario establecer claramente el concepto de zona de

protección. Se entiende por zona de protección: al área de un sistema en la que una falta causa la operación de un relé, que no opera para faltas fuera de la zona asignada. Idealmente, las zonas

de protección, deberían solaparse e incluir al interruptor, como en la figura 2.

Figura 2: CONCEPTO de ZONAS DE PROTECCIÓN.

Por razones prácticas esto no es posible. Lo normal es encontrarse transformadores de intensidad a

un solo lado de cada interruptor, a veces, en el lado de línea. Esta disposición deja una zona en la

CD

CD

CD CD

CD

CD CD

CD

CD

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que una falta localizada entre el transformador de intensidad y el interruptor no es despejada por la

protección que la detecta. Por este motivo, es necesario ampliar el concepto de zona de protección.

Por otro lado, los interruptores, o las propias protecciones pueden fallar en el despeje de una falta.

Esto motiva la necesidad de dotar a las protecciones de una segunda o incluso de una tercera zona

que cubra los riesgos más arriba descritos. Esta operación está normalmente temporizada para

permitir la operación en la zona 1 de las protecciones. Aunque una operación en zona 2 y 3 implica

el disparo de más interruptores, y la puesta fuera de servicio de un mayor número de equipos,

siempre es más deseable que mantener una falta en el sistema.

Otro factor importante a contemplar en la filosofía de la protección es la fiabilidad del sistema. La

fiabilidad de un sistema eléctrico depende siempre de sus protecciones. Muchos factores pueden

causar un fallo de protecciones, o el fallo de un interruptor. Por esta razón, es usual suplementar la

protección principal con otros sistemas para “apoyar” la operación de una falta del sistema. A este

sistema redundante se le llama protección de reserva, y puede cumplir las funciones encomendadas

a la protección principal, teniendo las mismas características o no.

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2. CONCEPTOS BÁSICOS SOBRE FALLOS EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION.

2.1. CONCEPTO DE MAGNITUDES DE CORTOCIRCUITO

Cuando se establece un cortocircuito en un sistema eléctrico las magnitudes características del

sistema (tensión e intensidad) se modifican respecto a su condición de equilibrio. Como los

equipos que existen en un sistema de distribución están diseñados para operar bajo condiciones

equilibradas, es necesario, por tanto, analizar la influencia de la magnitud y grado de

desequilibrio sobre tales equipos. Como estas influencias se traducen generalmente en daños, en

el diseño del sistema de protección se observa la necesidad del cálculo de tales magnitudes.

Generalmente, el efecto más característico de un cortocircuito es la elevación de la intensidad por

encima de los límites admisibles en los equipos. Ello es cierto en la mayoría de los casos, pero

existen situaciones en las cuales ello no es así. Para realizar el ajuste y coordinación de las

protecciones se suelen emplear las corrientes de cortocircuito trifásico, actualmente se extiende el

estudio a cortocircuitos de tipo desequilibrado. Los cortocircuitos trifásicos suelen presentar los

máximos valores de corriente, mientras que en casos desequilibrados se suelen reducir estos

valores de corrientes. Estimativamente estos se relacionan con los máximos de acuerdo a la

siguiente tabla.

Cortocircuito Trifásico: I3φ (máxima)

Cortocircuito Bifásico: 0.87 x I3φ

Cortocircuito Monofásico: 0.25 – 1.25 x I3φ

De la tabla anterior se observa que el caso monofásico presenta un gran margen de variación en el

valor de las corrientes. Se hace la observación de que estas magnitudes se refieren a la corriente

máxima que puede circular en alguna de las fases. La variación en el caso monofásico se debe

fundamentalmente a la aparición de impedancias homopolares de los elementos y retornos, y por

tanto del método de puesta a tierra del sistema.

En muchos casos, la intensidad que aparece en caso de falta monofásica puede ser incluso menor

que la corriente normal de carga, pero sus efectos (básicamente debidos al desequilibrio) siguen

siendo muy peligrosos. Es por ello que para este tipo de faltas se adopten disposiciones de

protección específicas (relés de neutro, transformadores toroidales, etc...).

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Otro factor importante en el cálculo es la resistencia de falta que aparece. Esta resistencia es

consecuencia de dos causas:

1. El establecimiento de un arco eléctrico en la falta.

2. Contactos no francos entre las fases falladas.

El valor de esta resistencia es muy importante en el caso de faltas desequilibradas.

2.2. FUENTES Y APORTACIONES A LAS CORRIENTES DE C.C.

Anteriormente se han comentado algunas de las consecuencias que en las magnitudes

características de la red tiene la aparición de un cortocircuito. Pero además de este aspecto es

necesario contemplar qué elementos son capaces de aportar estas corrientes en un sistema

industrial. El valor de la aportación dependerá fundamentalmente de la generación activa en el

momento de la falla, la topología de la red y el carácter activo o pasivo de los elementos. Estas

fuentes se pueden clasificar en:

Sistema de transmisión asociado al sistema de distribución

Generadores que existan en los circuitos de distribución

Motores síncronos

Motores asíncronos

La magnitud característica que se utiliza para al cálculo de cortocircuitos es la denominada

Potencia de Cortocircuito en barras de alimentación. Esta potencia se define como:

donde Vff es la tensión nominal en el punto de alimentación e Icc es la intensidad que aparece en

caso de un cortocircuito trifásico. Junto con la relación R/X del sistema de transmisión y la

potencia de cortocircuito se establece un equivalente Thevenin en el punto de conexión que

representa dicha red. El valor de la potencia de cortocircuito puede variar entre un límite máximo

y mínimo dependiendo de la configuración del sistema. En algún caso es posible incluso

considerar que la alimentación se comporta con potencia infinita, que equivale a decir que puede

suministrar la corriente necesaria de aportación sin variación apreciable de tensión (en el

equivalente Thevenin equivale a eliminar la impedancia).

IccVPcc ff ××= 3

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El comportamiento de los generadores existentes en los circuitos de distribución (principalmente

en esquemas de cogeneración) ante un cortocircuito es idéntico al de un generador del sistema.

Se observa que dependiendo del valor del factor de potencia se obtiene mayor o menor cantidad

de componente continua. En el caso de carga resistiva pura (o flujo de potencia activa mucho

mayor que de reactiva), el valor de la componente de corriente continua prácticamente se anula.

La influencia de este valor en el cálculo es la determinación del valor máximo de pico de la

intensidad de cortocircuito (figura 1). En este fenómeno asimétrico también interviene el

amortiguamiento de la intensidad de cortocircuito por efecto de faltas de carácter resistivo.

Figura 1: ONDA ASIMÉTRICA Y SUS COMPONENTES.

2.3. CALCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITOS

Para obtener una correcta operación de los elementos de protección de un sistema de distribución,

es necesario conocer a priori los valores que alcanzan las magnitudes características en caso de

fallo. El objetivo de este apartado es establecer una metodología para realizar cálculos en caso de

fallo e interpretar los resultados para la coordinación. Es necesario conocer tanto los valores

máximos como mínimos de la corriente de cortocircuito, a efectos de determinar capacidades de

corte y criterios de coordinación. Dado que la corriente varía en el tiempo es necesario conocer

valores de la misma en distintos instantes post – falta (en general los elementos serie necesitarán

de los instantes iniciales, mientras que aquellos que funcionen con un retardo tendrán que cortar

menores corrientes). De acuerdo con el IEEE, se recomienda calcular los valores máximos de

cortocircuito en los siguientes instantes:

1. Primer ciclo: Generalmente sólo se utilizan estos valores (máximos) para realizar la

coordinación de fusibles y elementos de protección en baja tensión.

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2. Periodo de 1,5 a 4 ciclos: Considerados importantes tan sólo a efectos de cálculo y selección

de interruptores. No se tendrán en cuenta a nuestros efectos.

3. Régimen permanente (=30 ciclos): El objeto de realizar el cálculo en tiempos de este orden es

conocer las corrientes que circularán en la coordinación de elementos con temporización.

También es necesario conocer con el máximo de detalle las características eléctricas de todos los

elementos del sistema, a fin de obtener un diagrama unifilar representativo de la instalación. En

la mayoría de los casos, serán los suministradores de los equipos quienes aporten mayor

información. Si no se conocen estos datos se suele recurrir a tablas de valores estándar

establecidos por las distintas normativas siguientes.

Los métodos más comúnmente empleados para realizar el cálculo son dos:

Cálculo directo

Reducción al circuito equivalente en magnitudes unitarias.

El cálculo directo tiene la ventaja de la aplicación directa de valores reales. Sin embargo, en

sistemas con varios niveles de tensión se prefiere el método de magnitudes unitarios, que elimine

el problema de reducción de impedancias a uno u otro lado de los transformadores y simplifique

las operaciones notablemente. Este método será el que se expone a continuación.

2.3.1. REDUCCIÓN A MAGNITUDES UNITARIAS

El método de reducción a magnitudes unitarias se basa en una adimensionalización de los

parámetros del sistema. Las ventajas del método son:

1. La información que se obtiene es de carácter relativo, por lo que permite una rápida

interpretación de los efectos.

2. Las operaciones para reducción son mucho más sencillas.

3. Se elimina el efecto de los transformadores, lo que permite trabajar con varios niveles de

tensión sin tener que transformar a los distintos niveles.

El objetivo principal es reducir el sistema a un circuito sencillo de fácil resolución. Los criterios

para aplicación de este método son conocidos por lo que avanzaremos en el tema calculando la

potencia de cortocircuito en reactancia unitaria.

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Pcc

PbaseZpu =

En muchos casos, las compañías sólo dan la intensidad de cortocircuito asimétrico disponible en

el punto de conexión y la relación X/R. Para obtener la impedancia equivalente se opera:

3××=

VbaseIsim

PbaseZpu

Una vez reducido el circuito a su equivalente en impedancias, el cálculo se reduce a la

combinación de estos elementos desde la fuente o barra de referencia hasta el punto de falta. Este

aspecto se cubre en el siguiente apartado.

2.4. FALTAS TRIFASICAS

Para realizar el cálculo de selección de interruptores, el criterio clásico adoptado es realizar un

cálculo aproximado de cortocircuitos trifásicos en distintos puntos de la red (aquellos que

interesan a efectos de operación). Las simplificaciones más comúnmente adoptadas en el cálculo

son:

Despreciar la resistencia de los elementos.

Despreciar la impedancia de algunos elementos de muy baja impedancia.

A efectos del cálculo de la magnitud de corriente de cortocircuito el hecho de despreciar R frente

a X no afecta considerablemente la magnitud de la intensidad (siempre que R sea suficientemente

pequeña frente a X. Un buen criterio es despreciar R frente a X cuando la relación X/R sea

superior a 5). Sin embargo, en aquellos casos en que es crítico conocer el desfase, esta relación es

importante siendo, además, influyente en la asimetría de la onda. Despreciar elementos conduce a

pérdida de precisión en el orden de la magnitud, quedando a criterio del ingeniero de

coordinación tal simplificación.

Las faltas trifásicas presentan la peculiaridad de ser simétricas. Ello permite simplificar los

cálculos y manejar equivalentes monofásicos de circuitos trifásicos. Se considera en el cálculo el

máximo valor de corriente simétrica de cortocircuito. Ello equivale a utilizar para las máquinas

las impedancias de carácter subtransitorio. Si se deseara calcular regímenes transitorios o

permanentes se repetirán los cálculos seleccionando las impedancias adecuadas. Una vez

determinado el equivalente unitario del circuito, el problema se reduce a determinar la

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impedancia equivalente entre la barra de referencia y el punto donde se produce la falta. Como se

ha comentado anteriormente, sólo se considerará el cálculo de la intensidad máxima simétrica. El

cálculo de la asimetría (y el nuevo valor máximo asimétrico) se contemplará en apartados

posteriores. Por simplicidad despreciaremos valores de resistencia.

2.5. FALTAS DESEQUILIBRADAS. COMPONENTES SIMETRICAS

El método descrito en el apartado anterior es, con mucho, el más utilizado en cálculos de

coordinación, dado que las faltas más severas son de tipo trifásico. Sin embargo, existe

multiplicidad de faltas desequilibradas que se pueden producir en el sistema (bifásicas aisladas y

a tierra, monofásicas), en las cuales no se puede aplicar el método anterior. Generalmente la

magnitud de las corrientes de falta en el caso monofásico no supera las que se producirán con

cortocircuito trifásico en el mismo punto, por lo que a efectos de coordinación no se toman en

cuenta (en el caso de magnitudes). Sin embargo, y debido a características peculiares de los

elementos del sistema, las faltas monofásicas pueden dar lugar a intensidades mucho más

peligrosas que las trifásicas.

Para el cálculo de faltas desequilibradas, el método empleado se basa en la descomposición en

componentes simétricas. El fundamento del método es que cualquier sistema de magnitudes

trifásicas desequilibradas se puede descomponer en tres sistemas, dos de ellos trifásicamente

equilibrados y uno no equilibrado trifásicamente pero reducible a monofásico con ciertas

peculiaridades, sin embargo el análisis de este método escapa del alcance del presente curso, pero

se mencionan algunos de sus efectos prácticos de cálculo. El objetivo del método es descomponer

el sistema desequilibrado en tres sistemas equivalentes (reducibles a monofásicos) y realizar el

estudio mediante estos tres circuitos.

Por otro lado, estos tres circuitos equivalentes han de constar de unas determinadas impedancias.

Estas impedancias serán las que presentan los elementos frente a magnitudes que se comportan

como las componentes simétricas y son conocidas como impedancia de secuencia directa, inversa

y homopolar. Las impedancias de secuencia directa e inversa se obtienen aplicando magnitudes

de secuencia directa e inversa. Por tanto, la impedancia de secuencia directa será igual a la que

consideramos en un caso de corto trifásico. La de secuencia inversa es básicamente igual, ya que

el problema es simétrico. Las impedancias de secuencia homopolar son un concepto totalmente

distinto, ya que ahora las magnitudes pulsan en fase y por tanto, el comportamiento de los

elementos frente a este tipo de magnitudes es sustancialmente diferente. A continuación se

analiza este comportamiento de manera simplificada.

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Máquinas síncronas. El valor de la impedancia homopolar es menor debido a que las tres

corrientes en fase dan lugar a un campo resultante prácticamente nulo, por lo que

prácticamente no hay inducciones y la tensión de entrada es prácticamente la interna del

generador, lo que implica impedancia aproximadamente nula (en realidad, el valor no nulo es

debido a los efectos de ranura y terminaciones de los devanados).

Transformadores. El valor de la impedancia homopolar depende del tipo de núcleo y del

grupo de conexión. Dada la cantidad de casos posibles entre configuraciones, se adjunta en la

figura 2 un resumen de los circuitos equivalentes de los transformadores y un valor relativo a

la impedancia de secuencia directa.

Cables de potencia. La impedancia homopolar es mayor debido a que el retorno de corriente

homopolar introduce una impedancia adicional. Por ejemplo, si el retorno es por una

cubierta, la caída de tensión originada es tres veces la que se produce en un conductor, por lo

que la impedancia efectiva del cable puede decirse que aumenta a 3 veces su valor de

secuencia directa.

Líneas. Similar a los cables, ya que el retorno se produce bien por los hilos de tierra, bien por

tierra directamente, aumentándose, por tanto, la impedancia efectiva.

Figura 2

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NE −φ

Como consecuencia final a estos aspectos, comentar que en cualquier caso, una máquina rotativa

nunca podrá aportar corriente de secuencia inversa a homopolar, dada su naturaleza. Sin

embargo, y como consecuencia de una falta desequilibrada, si puede ser recorrida por corrientes

de este tipo, frente a las cuales presentará una impedancia. Este comentario justifica que en los

circuitos equivalentes de secuencia inversa y homopolar no aparezcan fuentes de este tipo de

magnitudes. En una falta desequilibrada, la única fuente desequilibrada que aparece es la que

origina la falta. El método de cálculo para faltas desequilibradas se basará por tanto en realizar

los circuitos equivalente monofásicos de las tres secuencias y determinar, en función de las

impedancias de los elementos y de las tensiones de prefalta la intensidad de cortocircuito que

aparece en el conductor o conductos en falta (esta intensidad será la máxima y por tanto, la que

determina la coordinación). En la figura 3 se presenta un circuito compuesto de un generador y

una línea junto con una fuente de potencia infinita. Las fórmulas válidas para el cálculo de

corrientes (y que admitiremos sin demostración) son las siguientes:

Falta monofásica:

021

3

XXX

E N

++−φ

Falta bifásica aislada:

21

3

XX

E N

+−φ

Falta bifásica a tierra:

)(

)(3

21021

02

ZZZZZ

XXE N

++⋅+−φ

Falta trifásica:

1X

E N−φ

Donde es la tensión fase neutro previa a la falta.

El cálculo puede realizarse tanto en magnitudes unitarias como reales, presentándose un ejemplo

con los dos tipos de cálculo, basado en la red de la figura 3. Se despreciarán todas las

resistencias.

GS

6/120 kVX1=X2=50Ω

X"d= 180ΩX2 = 252ΩX0 = 72Ω

XL1=XL2=216ΩXL0=432Ω

25% Línea de Transmisión. 120/400 kV

X1=X2=X0=58Ω

Red de PotenciaInfinita.

Figura 3

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Todos los valores están referidos a 120 kV. Tensión previa a la falta en el punto de falla:

Consideraremos una caída de tensión tan pequeña debido al tramo de líneas que podemos

suponer que esta es la misma que la de la línea (120 kV), tensión en pu es igual a 1. Obteniendo

los circuitos equivalentes:

Secuencia directa:

58Ω180Ω 50Ω 0.25x216Ω 0.75x216Ω Secuencia inversa:

58Ω50Ω 0.25x216Ω 0.75x216Ω252Ω Secuencia homopolar

o cero:

58Ω50Ω 0.25x216Ω 0.75x216Ω252Ω

Figura 4

Los resultados de la reducción a impedancias equivalentes hasta el punto de falta y el cálculo de

intensidades de defecto se resumen a continuación:

Secuencia directa: X1=124Ω

Secuencia inversa: X2=158Ω

Secuencia homopolar: X0=382Ω

Falla monofásica: 313 amperios.

Falla bifásica aislada: 425 amperios.

Falla bifásica a tierra: 258 amperios.

Falla trifásica: 559 amperios.

El cálculo anterior puede realizarse en magnitudes pu, para lo cual como ejemplo, si tomamos

una potencia base de 1000 kVA, los valores base quedan:

Intensidad base: 4.81 amperios

Tensión base: 69.3 kV

Impedancia base: 14407.5 Ω

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Las impedancias quedan:

X1=8.6x10-3

X2=0.10966

X3=0.02651399

Falta monofásica = 65.1 pu

Por la corriente base = 313 amperios.

2.6. CORRIENTES INSTANTANEAS DE CORTOCIRCUITO.

Hasta ahora hemos abordado el problema del cálculo de intensidades de cortocircuito simétricos.

Sin embargo, como se contempló al principio del tema, existe una asimetría en la onda que puede

modificar sustancialmente el pico de intensidad en los primeros ciclos. Se vio que este dependía

fundamentalmente del factor de potencia de la red, que determinaba la carga circulante en el

instante anterior. Es costumbre calcular el máximo valor de la intensidad (muchas veces

denominado “corriente de choque de cortocircuito”) de acuerdo a una tabla de valores. Esta tabla

establece una relación entre la razón R/X de la impedancia de la red y un coeficiente de asimetría

K (Kappa) que multiplicado por el valor de defecto simétrico establece el máximo valor de

intensidad de cortocircuito. Este cálculo se corresponde con el estudio que se realiza en la norma

VDE0102 y la gráfica de cálculo se presenta en la figura 5.

1.0000

1.2000

1.4000

1.6000

1.8000

2.0000

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00 1.10 1.20

Figura 5

De acuerdo a la figura, el valor máximo de intensidad (en un pico) toma el valor:

Kax IK "2Im ⋅⋅=

R/X

pu

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siendo I”K la intensidad eficaz simétrica subtransitoria máxima, que es la que se obtenía de los

cálculos anteriores. Como conclusión a este apartado, se hace notar que este valor K se suele

utilizar también para cortocircuitos desequilibrados, siendo muy acertado su empleo en caso de

cortocircuitos monofásicos.

2.7. OSCILACIONES DE VOLTAJE

Como consecuencia de los cortocircuitos, aperturas de interruptores en la red y determinadas

condiciones de operación, se producen oscilaciones de potencia, debido a la ruptura del equilibrio

generación-carga existente antes de la perturbación. Se entra en un período transitorio, en el que

los generadores, mediante sus reguladores de carga y de tensión, tienden a adaptarse al nuevo

estado de equilibrio. La forma típica de la oscilación de tensión, durante este fenómeno, viene

representada en la figura 6.

Figura 6

Por otro lado, en gran parte de la red existen relés de mínima tensión, para abrir interruptores en

caso de cero de tensión y agilizar la posterior reposición de servicio. La temporización de estos

relés es del orden de 3÷10 s, e incluso superiores, por lo que no existe problema de coordinación

ante cortocircuitos.

Las sobretensiones en el sistema pueden ser:

• transitorias rápidas, de maniobra o de origen atmosférico.

• de régimen permanente, por defectos de regulación en las centrales o por maniobras

anómalas de reposición de la red.

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Los relés de sobretensión deben ajustarse por encima de la máxima sobretensión posible, durante

tiempo limitado, en operación que se considere normal.

En las líneas pueden existir relés de sobretensión. Su misión es actuar ante sobretensiones en

régimen permanente, para evitar, tanto posibles daños al material, como una evolución de la

perturbación. El ajuste típico de su unidad de disparo es de 1,2 veces la tensión nominal,

temporizada a 1 s, con característica de tiempo independiente o inverso. Pueden disponer de

una unidad de alarma, con ajuste típico de 1,15 veces la tensión nominal.

El fenómeno de variación de frecuencia es consecuencia de la aparición de un desequilibrio

generación - demanda en el sistema. Las pequeñas variaciones de frecuencia son corregidas por el

estatismo de los reguladores de carga de los generadores, que se adaptarán a la nueva carga.

Las protecciones son necesarias para perturbaciones ante las cuales la regulación primaria no sea

capaz de responder adecuadamente. Ante circunstancias de mínima frecuencia, la protección

principal está en la red, que deberá disponer de relés de frecuencia con diversos escalones de

disparo de cargas, en función de la bajada de frecuencia. El objetivo del deslastre de cargas es

evitar la caída de la frecuencia a valores inadmisibles.

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3. CRITERIOS DE PROTECCION DE SISTEMAS DE DISTRIBUCION

Como criterio general, los cortocircuitos deben eliminarse en tiempo inferior al crítico y con

selectividad. A lo largo del texto se matizará este criterio, en función de:

a) el tipo de falta,

b) la ubicación de la misma, y

c) que falle simultáneamente algún elemento del sistema de protección.

3.1. DEFINICIONES RELACIONADAS.

Falta eléctrica (en adelante, falta)

Falta es la causa eléctrica origen de una perturbación. En el contexto de criterios ante

cortocircuitos, falta equivale a cortocircuito.

Elementos del sistema de protección

Los elementos del sistema de protección son: transformadores de intensidad (T/i), transformadores

de tensión (T/t), alimentación auxiliar, cableado, protección, enlace de comunicación de protección

(teleprotección más telecomunicación) e interruptor de potencia.

Fallo

Fallo es el comportamiento de un equipo de forma distinta a la especificada.

Selectividad

Propiedad asociada al sistema de protección, en virtud de la cual se aísla una falta desconectando el

mínimo número de elementos del sistema.

Tiempo de eliminación

Tiempo de eliminación de un cortocircuito es el que transcurre desde que aparece la intensidad de

falta hasta que desaparece. En función de los distintos sistemas de protección actuales, el tiempo de

eliminación de faltas es típicamente del orden de:

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• 80 ms/120 ms, con protecciones instantáneas (sin temporización voluntaria) sin/con

comunicación.

• 250 a 350 ms, con protección de fallo de interruptor.

• 400 a 600 ms, con disparos de segunda zona (distancia, subimpedancia).

• 0,9 a 1,3 s, con disparos de tercera zona (distancia, subimpedancia).

• según curva de tiempo, con protecciones con dicha característica (en general, protecciones de

sobreintensidad de tiempo dependiente).

Tiempo crítico de eliminación

El tiempo crítico de eliminación se define como el tiempo máximo que puede mantenerse un

cortocircuito, sin que se produzca una perturbación crítica para el sistema en su conjunto, por la

presencia de uno de los fenómenos siguientes:

a) Pérdida de sincronismo de generadores, u oscilaciones entre ellos, que afecten a la estabilidad

del sistema.

b) Pérdidas de mercado significativas, que no sean debidas a la selectividad del sistema de

protección, o que pudieran aparecer por la formación de subsistemas aislados en los que no se

hubieran adoptado instrucciones de operación que garantizasen el equilibrio generación- demanda.

c) Incumplimiento de los criterios de seguridad estáticos en el régimen permanente, después de la

perturbación. Se considerará aceptable el caso en que, aunque exista un incumplimiento de este

requisito, las variables pudieran ser conducidas operativamente a valores dentro de los criterios de

seguridad establecidos.

Hueco de tensión

Hueco de tensión, en este contexto, es el tiempo en que la tensión se encuentra por debajo de un

umbral definido, como consecuencia de una perturbación. Incluye el tiempo de eliminación, más el

tiempo de recuperación del sistema.

Protección de apoyo

Protección de apoyo es aquélla cuya función es operar cuando una falta no ha sido eliminada en su

debido tiempo, por:

a) fallo o incapacidad en el funcionamiento de la o las protecciones principales, o

b) fallo del o de los interruptores asociados.

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3.2. CRITERIOS DE PROTECCION.

Criterios de redundancia

Las mejores prácticas y los criterios establecidos para eliminar faltas obligan a disponer

redundancias en los sistemas de protección.

La mayoría de las veces será necesario duplicar el sistema de protección, con protecciones

asociadas al mismo circuito primario o elemento de la red.

En otros casos, la redundancia se establece desde elementos distintos al protegido. En general se

debe entender la duplicación del sistema de protección con las siguientes matizaciones:

• No se contempla la duplicación completa de los T/i’s y T/t’s, ya que tiene

grandes implicaciones de ubicación física, coste e incremento de

equipamiento en alta tensión. No obstante, deben duplicarse los devanados

de intensidad, alimentando cada uno un sistema de protección. Conviene,

además, que los sistemas de protección de elementos adyacentes del

sistema de potencia, (p.ej.: un embarrado y una línea conectada al mismo),

no compartan devanados de intensidad. En cuanto a los de tensión, se

admite emplear un sólo devanado, en cuyo caso habrá que independizar los

circuitos, convenientemente protegidos, para alimentar cada sistema de

protección. Se recomienda separar circuitos desde pie de aparato. De este

modo, queda cubierto el fallo en todo el circuito secundario, incluido el

cableado.

• En caso de falta en el propio T/i o T/t, se producirá, en general, una pérdida

total de los sistemas de protección asociados. Esta falta, si bien es poco

probable, tendría que ser eliminada, para el caso más desfavorable, en

tiempo superior al crítico y con pérdida de selectividad.

• En cuanto a la alimentación de corriente continua, debe existir doble

batería. En instalaciones existentes se recomienda también y, en cualquier

caso, debe conservarse independencia en la distribución de circuitos entre

ambos sistemas de protección. La existencia de doble batería facilita,

adicionalmente, el mantenimiento de las mismas.

• No se contempla la duplicación completa del interruptor de potencia, ya

que tiene implicaciones similares a las descritas para T/i’s y T/t’s. No

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obstante, debe existir doble bobina de disparo en los interruptores, salvo en

interruptores existentes en que no sea posible su instalación. En cualquier

caso, se supervisará la continuidad de cada circuito de disparo.

• Debe existir protección de fallo de interruptor, que cubrirá otros fallos (por

ejemplo, el de los circuitos de potencia).

Cuando las redundancias se establezcan, no duplicando el sistema de protección, sino desde

elementos distintos al protegido, la independencia entre sistemas de protección es intrínsecamente

mayor.

Cortocircuitos en líneas

Se consideran aquí las posiciones de línea en las que el tiempo crítico, para faltas en salida de

línea, es inferior a 500 ms. Utilizando elementos temporizados o instantáneos de sobrecorriente.

Cortocircuitos en barras

Los criterios establecidos exigen, en la práctica, instalar protección diferencial de barras con la

suficiente sensibilidad. En subestaciones con configuración de doble barra y con barra de

transferencia, hay que analizar, en cada caso, si es admisible la pérdida de selectividad que se

produciría con falta en la barra de transferencia, si no existe protección diferencial específica para

la misma. En cualquier caso, se recomienda su instalación.

En función del criterio de cada empresa, la protección diferencial de barras puede o no dejar

imposibilitado el cierre de interruptores tras su actuación. Los procedimientos de desbloqueo, en su

caso, deben estar coordinados con los requisitos establecidos en los Planes de Reposición.

Falta con fallo simultáneo de algún elemento del sistema de protección

Los criterios establecidos exigen en principio duplicar el sistema de protección, con las salvedades

indicadas. La probabilidad de falta en barras, con fallo simultáneo del sistema de protección

principal (diferencial de barras), es muy baja. Por otra parte, debe evitarse el disparo intempestivo

de embarrados, disparo cuya probabilidad aumenta al duplicar sistemas de protección.

En base a estas consideraciones, se establecen los siguientes criterios de duplicidad. Con ellos, el

tiempo de eliminación, en caso de fallo, puede resultar superior al crítico.

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• Configuración de barra simple:

Por las consideraciones antedichas, no se considera imprescindible duplicar la protección

diferencial, aunque sí recomendable si el tiempo crítico es muy inferior a 500 ms. El fallo del

sistema de protección principal (salvo fallo de interruptor) queda cubierto por segundas zonas de

líneas y apoyos de trafos, en tiempo generalmente superior al crítico.

Debe procurarse que este tiempo sea lo menor posible. Se recomienda cuidar especialmente las

funciones de supervisión y señalización ante bloqueo de la protección diferencial, para optimizar su

fiabilidad.

Debe instalarse protección de fallo de interruptor.

• Configuración de doble barra:

Por las consideraciones antedichas, no se considera conveniente duplicar la protección diferencial.

No obstante, debe existir una protección asociada al acoplamiento, para aislar la barra sana en caso

de fallo. El fallo del sistema de protección principal (salvo fallo de interruptor) queda cubierto por

la protección del acoplamiento, segundas zonas alejadas de líneas y apoyos de trafos, sin pérdida de

selectividad.

Se procurará que la protección de acoplamiento elimine la aportación de la barra sana en 300 ms.

No obstante, quizá no sea posible asegurar siempre este comportamiento del acoplamiento, para

todas las configuraciones del parque y en todas las situaciones de red.

En ese caso, será necesario adoptar un compromiso entre:

a) el nivel mínimo de falta a detectar en barras, y

b) el comportamiento selectivo de la protección ante falta en salida de línea.

Se recomienda cuidar especialmente las funciones de supervisión y señalización ante bloqueo de la

protección diferencial, fallo de imagen de seccionadores y situación de barras acopladas. Ello, para

optimizar la fiabilidad del sistema de protección principal.

Debe instalarse protección de fallo de interruptor. El interruptor de acoplamiento también se

equipará con protección de fallo de interruptor, para, ante esta contingencia, eliminar la aportación

de la barra sana en 300 ms.

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Cortocircuitos en transformadores

Se consideran aquí los transformadores en los que, en alguna de las tensiones, el tiempo crítico,

para faltas en salida de trafo, es inferior a 500 ms.

Consideraciones generales

Todas las protecciones asociadas al transformador, tanto las protecciones propias, internas a la

máquina (Buchholz, imagen térmica, temperatura, etc), como las protecciones externas (diferencial,

de sobreintensidad, de distancia), deben, asegurando la integridad de la máquina:

a) permitir el funcionamiento del transformador, con sobrecarga de al menos el 20%, y

b) comportarse selectivamente con las protecciones del entorno, ante cortocircuitos en la red

externa.

Este último punto es aplicable, aun en caso de fallo (no doble) de las protecciones del entorno.

Cuando desde el terciario se alimenten redes de distribución, las protecciones del transformador

deben comportarse selectivamente ante cortocircuitos en esta red, manteniendo la función de

transformación principal de la máquina.

Los criterios establecidos exigen, en la práctica, instalar:

a) protección diferencial de transformador, con la suficiente sensibilidad, y

b) relé Buchholz, para faltas entre espiras o en el tramo del devanado más próximo al neutro, no

detectables por la protección diferencial, si bien este tipo de faltas no comprometen sensiblemente

la seguridad del sistema.

Falta con fallo simultáneo de algún elemento del sistema de protección. Los criterios establecidos

exigen duplicar el sistema de protección. Son posibles soluciones de protección basadas en:

a) protecciones propias para faltas internas a la máquina, y

b) protecciones de sobreintensidad y/o distancia para faltas externas a la máquina, pero internas a la

zona delimitada por los interruptores del trafo.

No obstante, habrá casos en que puede ser necesario instalar una segunda protección diferencial, en

función de:

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a) las magnitudes aportadas desde un nivel de tensión a una falta situada en otro nivel de tensión

del transformador, o

b) la dificultad de coordinar con las protecciones de salida de línea.

Cuando desde el terciario del transformador se alimenten barras no de transporte, se recomienda

duplicar el sistema de protección en la alimentación a dichas barras para faltas en ellas. Ello, a fin

de optimizar la disponibilidad del transformador en las redes de transporte y de distribución

primaria.

Cortocircuitos en reactancias

Se consideran aquí las reactancias en las que el tiempo crítico, para faltas en bornas de alta tensión,

es inferior a 500 ms. Todas las protecciones asociadas a la reactancia, tanto las protecciones

propias, internas a la máquina (Buchholz, imagen térmica, temperatura, etc), como las protecciones

externas (diferencial, sobreintensidad), deben, asegurando la integridad de la máquina, comportarse

selectivamente con las protecciones del entorno en el caso de cortocircuitos en la red externa.

Este último punto es aplicable, aun en caso de fallo (no doble) de las protecciones del entorno.

Los criterios establecidos hacen recomendable, en la práctica, la instalación de protección

diferencial de reactancia, con la suficiente sensibilidad.

Falta con fallo simultáneo de algún elemento del sistema de protección. Los criterios establecidos

exigen duplicar el sistema de protección. Son posibles soluciones de protección distintas a la

diferencial, basadas en:

a) protecciones propias para faltas internas a la máquina, y

b) protecciones de sobreintensidad para faltas externas a la máquina, pero internas a la zona

delimitada por el o los interruptores de la reactancia.

Cortocircuitos en bancos de condensadores

Se consideran aquí los bancos de condensadores en los que el tiempo crítico, para faltas en la

entrada de alta tensión, es inferior a 500 ms. Todas las protecciones asociadas a los condensadores,

tanto las protecciones propias, (protección interna de desequilibrio, de los filtros, si existiesen, etc),

como las protecciones externas (sobreintensidad, sobretensión y diferencial, si existiese), deben,

asegurando la integridad del banco, comportarse selectivamente con las protecciones del entorno en

el caso de cortocircuitos en la red externa.

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Este último punto es aplicable, aun en caso de fallo (no doble) de las protecciones del entorno.

Se recomienda, en la práctica, la instalación de protección diferencial del banco de condensadores,

con la suficiente sensibilidad, si se considera que no hay fallo de protección simultáneo, en caso

contrario se exige duplicar el sistema de protección. Son posibles soluciones de protección distintas

a la diferencial, basadas en:

a) protecciones propias para faltas internas al banco de condensadores, y

b) protecciones de sobreintensidad para faltas externas al banco de condensadores, pero internas a

la zona delimitada por el o los interruptores de dicho banco de condensadores.

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4. SISTEMAS DE PROTECCIÓN

4.1. PROTECCIÓN DE LÍNEAS

Los sistemas de protección contra cortocircuitos utilizan dispositivos de protección, cuyo

principio de medida son fundamentalmente de dos tipos:

Medida del valor de la intensidad desde el punto de la protección hacia la falta, y control de su

dirección (Protección de sobreintensidad direccional: la más utilizada es activada por la

intensidad residual, o suma de las tres intensidades de fase, que sólo existe en caso de falta

involucrando contacto con tierra). Puede actuar instantáneamente, o con tiempo tanto menor

cuanto mayor sea el valor de la intensidad.

Medida de sobreintensidad no direccional de fases y neutro

4.2. PROTECCIÓN DE BARRAS

Para la protección principal de barras se utilizan protecciones de alcance definido, según el

principio diferencial. Su tiempo de actuación es instantáneo.

El criterio de actuación de una protección diferencial es detectar un valor superior al ajustado,

en la suma vectorial de dos o más magnitudes eléctricas. En la práctica, los vectores sumados

son las intensidades que confluyen sobre un elemento de la red. La suma será distinta de cero,

con falta dentro de la zona delimitada por los transformadores de intensidad que informan a la

protección. Por tanto, es una protección de alcance definido contra cortocircuitos.

Magnetización, pérdidas y saturación de los núcleos de los transformadores de intensidad

introducen errores y provocan una intensidad diferencial de desequilibrio permanente. En faltas

externas al elemento, con intensidades altas pasantes, este desequilibrio es aún más acusado. El

ajuste de la protección por encima del máximo valor de desequilibrio la haría muy poco

sensible, por lo que es necesario introducir factores de estabilización.

La protección diferencial de embarrados tiene requisitos específicos:

• Al haber muchos circuitos cuyas intensidades hay que sumar, se acumula mayor desequilibrio,

debido a errores en los transformadores de intensidad.

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Pág. - 4-2 -

• La potencia de cortocircuito es muy elevada; una falta externa cercana puede provocar la

saturación total de los transformadores de intensidad de la línea de salida al cortocircuito, por la

que circula la suma de las intensidades de aportación del resto de las líneas.

• El esquema de explotación de un parque no es siempre el mismo. Por ello, hay que informar a

la protección de la configuración real en cada momento, para que la medida sea correcta y sean

selectivas las órdenes de disparo emitidas.

• Las graves consecuencias que sobre el sistema tiene, tanto la pérdida de un embarrado como la

presencia mantenida de falta en barras, exigen a la protección rapidez, seguridad, obediencia y

selectividad.

La protección de acoplamiento, en configuraciones de doble barra, puede ser de sobreintensidad

o de distancia con característica de impedancia. Su actuación es temporizada y da orden de

disparo al interruptor de acoplamiento. Su tiempo de actuación debe ser inferior al de apoyo de

los embarrados (tiempo de segunda zona en caso de líneas), y superior al de fallo de interruptor.

Su alcance debe permitir detectar faltas en barras, sin entrar en competencia con las segundas

zonas de líneas.

Puede ser difícil o imposible hacer compatible estos criterios con el de selectividad ante faltas

externas a las barras, sobre todo si la protección es de sobreintensidad de tiempo inverso.

4.3. PROTECCIÓN DE REACTANCIAS

Se utilizan protecciones diferenciales y de sobreintensidad, además de las protecciones propias

de la máquina.

La protección diferencial de reactancia tiene condicionantes menos severos que las diferenciales

de barras o de transformadores. El posible origen de desequilibrio en una protección diferencial

de reactancia está en los errores en los transformadores de medida, o en su distinta respuesta

ante transitorios de conexión.

Se utilizan protecciones de sobreintensidad de fase, con característica de tiempo inverso, para la

protección contra sobrecarga por sobretensión mantenida. Esta protección también cumple una

función de apoyo ante cortocircuitos en la reactancia. Los cortocircuitos externos a la máquina,

pero internos a la zona delimitada por los interruptores, se pueden proteger con unidades de

sobreintensidad instantánea de forma selectiva.

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La protección de sobreintensidad de neutro detecta condiciones mantenidas de desequilibrio o

aportación de la reactancia a faltas a tierra en el entorno.

Las protecciones propias (imagen térmica, Buchholz, etc...) detectan faltas en la propia

máquina, algunas de las cuales no son detectables, o no de forma instantánea, por las

protecciones externas descritas. Por ejemplo, faltas entre espiras.

Por seguridad de la máquina, las protecciones sensibles a faltas internas a la reactancia disparan

habitualmente a través de relés de disparo y bloqueo.

4.4. PROTECCIÓN DE BANCOS DE CONDENSADORES

En los sistemas eléctricos considerados, tiene una gran importancia la protección de las baterías

de condensadores, (usualmente en la red de media tensión).

Normalmente se utilizan sistemas de protección digitales múltiples, en los que se incluye la

protección contra sobrecarga, sobretensión, subcarga y desequilibrios. Utilizan como principio

de actuación la medida de intensidad y de tensión,

4.5. PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR

Esta protección detecta los cortocircuitos entre fases y las derivaciones a masa en el lado de

alta, dentro de su zona protegida. Actúa rápida y selectivamente ante los defectos internos al

transformador.

El relé actuará cuando la corriente de operación supere un valor determinado. Sin embargo, en

la aplicación de la protección diferencial al transformador, se dan varias circunstancias que

dificultan su planteamiento:

• Las corrientes a uno y otro lado del transformador son de distinta magnitud.

Para conectar directamente el relé a los secundarios de los T/i’s, se deberán elegir éstos

con relaciones de transformación tales que igualen las intensidades entrantes al relé,

ante faltas externas o condiciones de carga.

Ello, sin embargo, no es viable en la práctica, debido al uso de T/i’s de relaciones de

transformación normalizadas y, en general, no dedicados. Por ello , es preciso recurrir a

T/i’s auxiliares o, de forma más generalizada, a relés que dispongan de tomas de

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igualación de corriente. Aun así, no es posible igualar totalmente las corrientes y

eliminar completamente el error.

• El grupo de conexión del transformador introduce un desfase entre las corrientes primaria y

secundaria, que obliga a conectar los secundarios del T/i de forma adecuada. Hoy en día, los

fabricantes de protecciones incorporan T/i ‘s internos en sus diseños para la compensación de

fase.

• Si uno de los arrollamientos puede dar corriente de falta a tierra y el otro no, para evitar la

actuación del relé ante faltas a tierra externas es preciso filtrar las componentes homopolares

del circuito diferencial, de dos maneras:

a) mediante conexiones en triángulo de los T/i’s, o

b) con un filtro de intensidad homopolar, que facilite a la misma un camino de mínima

impedancia.

• En la energización del transformador, se establece una corriente magnetizante transitoria . Esta

corriente de inserción aparece como falta interna para un relé diferencial.

En la sensibilidad del relé, se debe tener en cuenta:

• El efecto producido por las tomas en vacío o regulación en carga (si existe).

• El error de igualación de las tomas de corriente del relé.

• Los errores de transformación de los T/i’s (relación y ángulo), sobre todo en condiciones

transitorias (errores de saturación, magnetismo remanente, etc.)

Para evitar actuaciones por corriente diferencial ante faltas externas, este relé incorpora un

frenado, que es función de los niveles de corriente en los devanados. Este frenado permite

incrementar la velocidad y seguridad, con razonable sensibilidad, ante corrientes de falta

reducidas.

La cantidad de frenado se establece como un porcentaje que relaciona la corriente de operación

(diferencial) y la corriente de frenado, habitualmente proporcional al valor medio de las

corrientes de ambos devanados. Ello significa que, a niveles elevados de corrientes, se admiten

mayores valores de corriente diferencial, dado que los errores de igualación aumentan con los

niveles de corriente. El porcentaje no se mantiene para bajas intensidades, de modo que la

intensidad diferencial debe superar un valor umbral que determina la sensibilidad mínima.

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La mayoría de los fabricantes disponen de relés con porcentaje variable o ajustable, con un

rango de 15 a 40% aproximadamente. Esta pendiente o porcentaje se seleccionará para que

queden cubiertos:

• a) el error de relación de los T/i’s,

• b) el de igualación de las tomas de corriente del relé, y

• c) el producido por el cambio de relación de transformación nominal del transformador,

debido al cambiador de tomas.

Sin embargo, los relés pueden actuar indeseadamente, por las corrientes de inserción que se

producen al energizar el transformador.

Dado el elevado contenido en armónicos presente en estas corrientes (alrededor del 70% en el

2º armónico), ciertos relés diferenciales utilizan, al menos, el 2º armónico de corriente para

frenar o reducir la sensibilidad del relé, durante el periodo de energización del transformador.

Para realizar las funciones de frenado, estos relés utilizan circuitos selectivos de frecuencia,

donde se genera una tensión proporcional a la intensidad de 100 Hz que circula por la bobina

diferencial. Si la corriente tiene un alto contenido en 2º armónico (superior al 15% o 20%),

dicha tensión bloquea el relé.

El propósito de estos diseños es proporcionar un frenado, independientemente de la cantidad de

corriente de inserción, y permitir la operación si se produce una falta interna durante el proceso

de energización. Otros diseños se basan en no incorporar excesivo frenado de armónicos, ya que

éstos también están presentes en las corrientes secundarias, debidas a la saturación del T/i

durante una falta interna severa. Las corrientes de inserción pueden ser de tres tipos:

• Inicial: producida al energizar el transformador.

• De recuperación: después de despejar una falta externa, y al volver la tensión a su nivel

normal.

• De influencia o simpatía: al poner en paralelo un transformador con otro ya energizado. Este

último, por influencia, se ve sometido a una corriente de inserción, con mayor grado cuanto

menor sea la potencia de cortocircuito del sistema.

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Frecuentemente, el relé diferencial con frenado de armónicos incluye también una unidad

instantánea, que se ajusta por encima de la máxima corriente de inserción, pero por debajo de la

corriente que podría resultar en la saturación de los T/i’s. Los fabricantes suelen fijar este valor

en 8 a 10 veces el valor de la toma.

4.6. PROTECCION CONTRA SOBRETENSIONES

Dos son los tipos de sobretensiones que pueden afectar al funcionamiento normal del sitemas de

distribución:

• Sobretensiones transitorias. Son tensiones transitorias rápidas. Pueden ser:

•Sobretensiones de maniobra

•Sobretensiones de origen atmosférico.

• Por defectos de regulación. Son de origen interno, debidas a un funcionamiento anómalo del

regulador de tensión, por avería, por ineficacia, o por falsa maniobra del mismo en modo

manual.

Se utilizan relés de sobretensión, con dos escalones de actuación.

El primero es instantáneo y se ajusta aproximadamente a 1,4 veces la tensión nominal. El

segundo se ajusta entre 1,10 y 1,20 veces la tensión máxima de servicio, y puede ser de tiempo

fijo o de característica de tiempo inverso.

4.7. PROTECCIÓN CONTRA FALLO DE INTERRUPTOR

El fallo de un interruptor se produce cuando, recibida la orden de apertura, y transcurrido el

tiempo normal de ésta, una o varias fases del interruptor permanecen cerradas.

La apertura puede fallar por diversas causas, que afectan a las dos condiciones establecidas para

considerar el interruptor abierto:

• El interruptor abre sus polos mecánicamente de modo completo.

• Se produce la extinción del arco.

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Cuando actúen las protecciones, ya sea por falta dentro o fuera de la zona de la subestación,

resulta imprescindible desconectar dicha subestación de la red de transporte.

La actuación de la protección de fallo de interruptor provoca el disparo de otros interruptores,

capaces de ejercer una acción sustitutoria del interruptor en que se produce el fallo.

Dependiendo de la configuración existente a la salida de grupo, estos interruptores pueden estar

situados en la misma instalación en la que se encuentra el interruptor que falla, o puede ser

necesario transferir el disparo a otros interruptores de instalaciones alejadas.

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5. EQUIPO A UTILIZAR

Para la protección de los sistemas eléctricos de distribución es necesario considerar los

siguientes equipos utilizados:

• Fusibles

• Seccionalizadores

• Pararrayos

• Dispositivos mecánicos o sensores

• Relevadores de protección.

Con respecto a los relevadores, a continuación se muestran algunos de los dispositivos que se

utilizan en la protección de sistemas eléctricos.

Device

NumberDefinition and Function

Device

NumberDefinition and Function

21

Distance relay is a device that functions when the

circuit admittance, impedance, or reactance

increases or decreases beyond a predetermined

value.

52

AC circuit breaker is a device that is used to close

and interrupt an ac power circuit under normal

conditions or to interrupt this circuit under fault

or emergency conditions.

25

Synchronizing or synchronismcheck relay is a

synchronizing device that produces an output

that causes closure at zero-phase angle

difference between two circuits. It may or may

not include voltage and speed control. A

synchronismcheck relay permits the paralleling

of two circuits that are within prescribed limits

of voltage magnitude, phase angle, and

frequency.

59Overvoltage relay is a device that operates when

its input voltage exceeds a predetermined value.

27

Undervoltage relay is a device that operates

when its input voltage is less than a

predetermined value.

67

AC directional overcurrent relay is a device that

functions at a desired value of ac overcurrent

flowing in a predetermined direction.

49

Machine or transformer thermal relay i s a device

that functions when the temperature of a

machine armature winding or other loadcarrying

winding or element of a machine or power

transformer exceeds a predetermined value.

79

Reclosing relay is a device that controls the

automatic reclosing and locking out of an ac

circuit interrupter.

50

Instantaneous overcurrent relay is a device that

operates with no intentional time delay when the

current exceeds a preset value.

81

Frequency relay is a device that responds to the

frequency of an electrical quantity, operating

when the frequency or rate of change of

frequency exceeds or is less than a

predetermined value.

51

AC time overcurrent relay is a device that

functions when the ac input current exceeds a

predetermined value, and in which the input

current and operating time are inversely related

through a substantial portion of the performance

range.

87

Differential protective relay i s a device that

operates on a percentage, phase angle, or other

quantitative difference of two or more currents

or other electrical quantities.