![10 Protecciones en las instalaciones eléctricas
®
[[] Prol.c:tión no dlreccionol
rn Protección direccionol
Fig. 1.9 Protecciones de reserva (local y remota).
Cuando la protección de reserva está situada en otra dependencia se califica como
remota. Es de destacar que las protecciones pueden asumir la doble función de protec-
ción principal yde reserva según la localización de la falta. Así, en la figura 1.9 la protec-
ción 9es principal para faltas en el punto B, al tiempo que es protección de reserva re-
mota para faltas en el punto A. La protección 4 es de reserva local para ambos casos.
En caso de una falta en A y fallo de la protección l. deben disparar las protecciones
de 4.8 y 9.
Otro punto importante que hay que tener en cuenta en la planificación de las pro-
tecciones es encontrar el óptimo entre las características, la fiabilidad y el coste. Para
ello, además de lo dicho, es de gran utilidad conocer estadísticas fiables tanto de la red y
del equipo que hay que proteger como de los relés de protección que deban usarse.
1.3 Exigencias básicas de los equipos de protección
La protección ideal sería aquella que actuara solamente ante los disturbios para los que
ha sido instalada, que lo hiciera en el menor tiempo posible y que su precio fuera mí-
nimo. Evidentemente, este ideal no es fácil de conseguir, por lo que es preciso valorar
una serie de aspectos que, generalmente, son opuestos entre si.
Los requisitos más destacables son:
l. Seguridad. La probabilidad de no actuación de un sistema o componente cuando
no debe hacerlo.
Generalidades 11
2. Obediencia. La probabilidad de actuación de un sistema o componente cuando
debe hacerlo.
3. Fiabilidad. La probabilidad de que un sistema o componente actue unica yexclusi-
vamente cuando debe hacerlo. La fiabilidad de un equipo es el producto de la segu-
ridad y la obediencia. Disponer dos relés en paralelo aumenta la obediencia y dis-
minuye la seguridad del sistema; por el contrario, dos relés en serie aumentan la
seguridad y disminuyen la obediencia (fig. 1.10).
4. Precisión. La respuesta a los valores de entrada.
5. Rapidez. El tiempo invertido desde la aparición del incidente hasta el momento en
que cierra suscontactos el relé. Solamente será interesante esta característica en las
aplicaciones donde no se introducen temporizaciones adicionales. El aumento de
la rapidez implica una disminución de la fiabilidad.
6. Flexibilidad, para adaptarse a cambios funcionales.
7. Simplicidad. en el diseño, reduciendo al mínimo el numero de funciones e interac-
ciones.
8. Mantenimiento. Reducción al mínimo de piezas sujetas a desgaste, evitando el
mantenimiento periódico.
9. Facilidades de prueba. Se valora el que el equipo tenga incorporados dispositivos
que faciliten su verificación sin que sea necesario desconectar ningún conductor
para realizar las pruebas. ,
10. AUlOdiagnóstico. La inclusión de funciones de autoverificación en la protección.
Ésta es una de las ventajas que aportan las protecciones digitales.
11. Modularidad. El montaje de las protecciones en módulos enchufables posibilita la
localización y reparación de las averías.
12. Precio. Reducido.
1$$ 1 $$
~Oi•••,. r----Disparo
<±)
Lo o... rio ele uno el. lOS 1 r.'., putat suponer un di'poro LCI a ...",ro Ot uno el. 101 1 ,.,tI. no IUPOf'lI un disparo
1
1'I1,,,,pe.liyo ¡n''''''pt't h'o
lo 0 .....;0 Ot "'"0 ~ los 2 " ttl. no impOl ibi,ilo t' oi,po.o lo 0....:.1·0 dt",no de 101 1 , ..Ii, IUPO",' impOlibilidad
df Cl i.po,o
Fig. 1.10 Ejemplo de los conceptos de obediencia V seguridad.](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-15-320.jpg)
![24 Protecciones en las instalaciones eléctricas
y como
entonces
es decir,
u' ~
P ___o p-- -z·
« U2 ' ~~
z--
p.
De la misma forma,
De modo similar, si por ejemplo una línea aporta una P" a unjuego de barras, esta
potencia de cortocircuito puede representarse por una impedancia, en valor relativo,
referida a la potencia de base del cálculo:
9o,ros
Así, si en un juego de barras connuyen 4 generadores de potencias PI' P" PJy P" e
impedancias relativas Z/. Z]o ZJ y Z" se tendrá que
pC'(" - PC'C'I + Ptt2 + Pcc) + Ptt4
P _!í+!í.+!í.+~
'" ZI Z2 Z) Z4
Generalidades 25
Sea 2 el valor óhmico de una impedancia y z su valor relativo en función de una
potencia determinada. Si se desea expresar esa impedancia en función de otra potencia
base 1'". distinta, el valor relativo pasaría a ser z':
u'
2 - =·-
p.
. 1'".
z -z·_-
U'
2 -z· ·--
Volviendo al ejemplo anterior:
1'".
Un • l kY
P n - 12 MYA
XST - 0,15 A
p.
=_0,15 ' 12 _ 0,15: 4 _ 0,2 base 12 MVA
3' 3
0,15 · 100 15 5 -
z- -----I,6baseIOOMVA
3' 9 3
P 12 100
P -!..I- - - - - 60 MVA
'" z 0.2 1.6
Sean z' y z" dos impedancias expresadas en valores relativos conectadas en para-
lelo. Si se desea sustituir ambas impedancias por una impedancia equivalente Z. puede
optarse por:
1. Expresarlas en valor relativo para la misma potencia de base. Este método es el más
común.
2. Expresarlas en el mismo valor relativo, cambiando la potencia base de una de ellas.](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-22-320.jpg)
![46 Protecciones en las instalaciones eléctricas
100
2""" - - - arco tg 6 - 0,04 180,53
2.500
~ 0,006576 + j 0,039455
2 0hnu - 32,16 (0,0895 + j 0,2356) - 0,081 169,2
100
- 0,028783 +j 0,075769
2",,,, - 0,8 . 0,04 180,53 - 0,032 180,53
- 0,00526 +j 0,03156
Zo"nu - 32,16 (0,1965 +j 0,5895) - 0,2 171,56
100 _ 0,0632 +j 0,1897
100 •
2 0",'0- Zo.,,'o = 0,16 . - - 0,17 l2Q
90 - jO,17
A partir de estos valores, pueden representarse las redes de secuencia.
RED DI RECTA
0,Q41 00,S3
Z o s is •.
0,00'1 69.'
Zo IIn .
2 0T - (0,006576 + 0,028783) + j (0,039455 + 0,075769)
- 0,03535 + jO,11522
2 0T - 0,1205 172.94
REO INVERSA
l¡ list .
O
,0811J!¿
Zi IIn.
F
F
Generalidades
RE: o H0f040 POLAR
I
lo ais',
0,0]2 t aa,53
lo Irolo
O.'~~
2""" + Zohn - 0,00526 + 0,0632 +j 0,03 156 + j 0, 1897
- 0,06846 +j 0,22 126 =0.2315 172,8
2."", + 2m
.. + 2"''''0- 0,06846 +j (0.22126 + 0,17)
- 0,06846 + j 0,4 - 0.4048 180,26
Zo - 0,2315172,8 · 0,17 l2Q _0 10 168 182,53
T 0,4048 180.26 '
- 0,01322 + jO, 1
F
0,1205 In,')1, F O,U 15 l2..!L!...
_)---C::::::5=--";
o ;. t cto + 1,"'''' 10 + Ho mopolor
47
'00
Ahora puede calcularse el valor de la corriente de cortocircuito y las componentes
simétricas.
En nuestro caso,
20 + 2 , + 20- 2(0, 1205 172.94) + 0,10168 182.53
- 2(0,03535 + j 0,11522) + 0,0 1322 +j 0,1 -](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-33-320.jpg)
![54 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Incluso cuando la fase R está desconectada, el trafo sigue aponando corriente de
conocircuito:
F
s ____~__--------~~~__....~
.-__...-¡..------ Co,~o
.----------------
Al " 1I'...t,o ____
"..-_ILI_______)
..~>__----...J
<1. 1 l ;l tr mo
En efecto, las corrientes procedentes del sistema, puesto que el trafo sólo permite
que le entren corrientes 1 en fase, son:
A panir de aquí.pueden obtenerse:
I.L> - J.. (l. + al, + a' /T) _ J.. (- 1) - - ~
3 . 3 3
IR, - J.. (l. + a' /S+ a/T) _ J.. (- 1) - - ~
3 3 3
lo- .!.. (l. + Is + IT ) - .!.. 2/ - 21
3 3 3
1es,evidentemente. la intensidad de falta en el punto de contacto. Las tensiones fa·
se-tierra en el punto de defecto son:
V. - O
Vs - VSN - Is020 - Is,2, - 1020
VT - VTN - 1m 2, - ITJ2, - 1020
Poniendo todos los factores en función de la fase R, se obtiene:
V. - O
Vs - a ' V' N- al/R020 - al.,2, - 10Zo
VT - a VRN - a/R02 0 - a'/R,2, - 1020
Generalidades
Sustituyendo
se obtiene:
V
II - J.. (- VRN - .!...- 2,)- .!...- 2, - 4.!...- 2 0) - _.!.. [3VRN + 1(20 + 2, + 4Zo))
3 3 3 3 9
I
En nuestro caso 2L> - 2,: luego VRO - - - [3 V'N + I (220 + 4Zo)]
9
55
Nótese que la tensión Voque aparece en el punto F corresponde a la caída de ten-
sión (c.d.!.) producida en el transformador por la corriente homopolar 1; por lo tanto:
12T - - J.. [3 VRN + 1(220 + 4Zo)]; 1 . 92T - -3 VRN - 1(220 + 4Zo)
9
Por consiguiente,
- 3VRN
1 - ----""---
92T + 220 + 4Zo
En nuestro caso:
220 - 2 (2""" + 2 0".) = 2 (0,03535 +JO, 11522) - 0,0707 + j 0,23044
420 - 4 (Zo.,,, + Zo.,.) - 4 (0,06846 + j 0,22120) - 0,27384 + j 0,88504
luego:
92T + 220 + 4Zo - 0,3445 + j 2,71 - 2,73 182.75"
Por consiguiente:
1_ 3VRN _ 31'80 _1,1 197,25
2,73 182.75 2,73182,75
1- 1,1 · 437,4 ~ 480A](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-37-320.jpg)
![58 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Srrrión
mm!
35
50
10
95
120
150
185
240
300
Conductores de Aldrey
R .''fl
45 k V óOkV 80 kV l/O kV 150 kV
n /km X z X z X z X z X z
y por
losl!'
0.91
0.68
0.5 1
0.36
0.29
0.23
0.19
0.14
0. 12
Q(km Q(km n /km n /km n /km Q(km n /km O/km Q(km n /km
y/
as(> .v/tu,. ,v/
as,. y faSt! J'fas," yl
ast!' y/
as€' y /as€' y faS!' )' fasl'
0.41 1.05 0.43 1.06 - - - - - -
0.40 0.19 0.42 0.80 0.43 0.81 0.44 0.81 - -
0.39 0.64 0.41 0.65 0.42 0.66 0.43 0.67 0.45 0.68
0.38 0.52 0.40 0.54 0.4 1 0.55 0.42 0.55 0.44 0.57
0.38 0.48 0.39 0.49 0.40 0.50 0.4 1 0.50 0.43 0.52
0.37 0.44 0.38 0.45 0.40 0.46 0.40 0.46 0.43 0.49
0.36 0.41 0.38 0.42 0.39 0.43 0.40 0.44 0.42 0.46
0.35 0.38 0.31 0.39 0.38 0.40 0.39 0.42 0.41 0.43
0.35 0.37 0.36 0.38 0.37 0.39 0.38 0.40 0.40 0.42
Cables tripolares bajo plomo, aislamiento compound
Conductores de cobre
JO kV 45 kV óOkV
R,. X Z X Z X Z
Soccidn n /km n / km !l/km n / km n / km O/km n /km
mm.' y porfasl .v/
ose y/OSt y/
ose y/ose y/ose y/
ose
35 0.53 0.160 0.55 - - - -
50 0.36 0.155 0.39 0.165 0.40 - -
10 0.27 0.145 0.31 0.160 0.31 0.172 0.32
95 0.20 0. 140 0.24 0.153 0.25 0.166 0.26
120 0.16 0.137 0.21 0. 150 0.22 0.162 0.23
150 0. 13 0. 135 0.19 0.147 0.20 0.158 0.21
185 0. 11 0. 130 0.17 0.143 0.18 0.155 0. 19
240 0.08 0. 128 0.15 0.140 0.16 0.152 0.11
300 0.07 0. 125 0.14 0.138 0.1 5 0.150 0.17
Conduclores de aluminio
JOkV 45 kV 60 kV
R," X Z X Z X Z
S~;dn n /km n/km Q(km n/km n (km Q(km Q(km
mm] y por fast y/ast y/ast y/
ase y/ ase y/ose Y/O
s.
35 0.88 0. 160 0.89 - - - -
50 0.62 0.155 0.64 0,165 0.64 - -
70 0.44 0.145 0.46 0.160 0.47 0.172 0.47
95 0.33 0. 140 0.36 0.153 0.36 0.163 0.37
120 0.21 0.137 0.30 0.150 0.3 1 0.160 0.31
150 0.21 0. 135 0.25 0.144 0.25 0.152 0.26
185 0.18 0.130 0.22 0.140 0.23 0.145 0.23
240 0.14 0.128 0. 19 0.135 0.20 0. 142 0.20
300 0.11 0. 125 0.17 O. IJO 0.17 0.136 0, 18
110 kV
X Z
n(km n /km
y fas(' Y /tul"
S«cion
- - mm!
- -
- - 95
0.45 0.58
0,44 0.53
0.43 0,49
0.43 0.47
0.42 0.44
120
150
185
240
300
0.42 0.43 400
500
Soccujn
mm}
95
120
150
185
240
300
400
500
Srcci6n
mm}
95
120
150
185
240
300
400
500
Generalidades
Cables unipolares, armados, a temperatura ambiente
Conductores de cobre
59
60 kY (aisl. compound) 60 kV (aisl. auitr) 110 kV (aisl. auite) 110 kV (oisl. aceite)
R1fI, X Z R,.. X Z R,.. X Z R,.. X Z
Q(km n / km Q(km Q(km Q(km n / km n /km n / km Q(km Q(km Q(km Q(km
y/ose y/ose Y/Os. y/ose y/ose y/ose y/ost y/ose Y/Os. y/ose y/ose y/ose
0.31 0.22 0.38 0,32 0.20 0,38 0.32 0.19 0.37 - - -
0.27 0.21 0.34 0.28 0.19 0.34 0.28 0,18 0.33 - - -
0.24 0.20 0.3 1 0,25 0,19 0.31 0,25 0,18 0,3 1 0.24 0. 18 0,30
0.21 0.20 0.29 0.22 0.19 0.28 0.22 0. 18 0.28 0,21 0,18 0,28
0.19 0.19 0.27 0,20 0.18 0.27 0,20 0,18 0,27 0, 19 0.11 0,26
0.11 0.18 0.25 0,18 0,18 0.25 0. 18 0, 11 0,25 0,17 0, 11 0,24
0.16 0.11 0.23 0,16 0,17 0.23 0.16 0,17 0,23 0,15 0,11 0.23
- - - - - - 0.15 0. 16 0.22 0,14 0,16 0,22
Conductores de aluminio
60 kV (aisl. compound) 60 kV (aisl. oc,,;,e) 110 kV (aisl. aC
fitt!') 220 kV(aisl. ace;,,,)
R"" X Z R,.. X Z R,.. X Z R,.. X Z
n /km n / km n / km n / km n / km n /km n /km n /km n /km Q(km n /km n /km
y /ase y/
ose Y/Os. y/ose Y/Os. y/ose y/ose y/ost y/OSt y/ast y/ase y/ase
0.44 0.22 0.49 0,46 0.20 0,50 0,46 0,19 0,50 - - -
0.37 0.21 0.42 0.39 0,19 0,43 0,39 0.18 0,43 - - -
0.32 0.20 0.38 0.34 0.19 0.39 0,33 0,18 0.38 0,32 0, 18 0.37
0.28 0.20 0.34 0.30 0.19 0.36 0,30 0,18 0.35 0,29 0. 18 0.34
0,24 0, 19 0.3 1 0,25 0, 18 0,32 0,25 0,18 0,31 0,24 0.17 0,30
0.22 0.18 0,28 0,23 0.18 0,29 0,22 0,17 0,28 0.21 0.17 0.27
0.19 0.11 0.26 0,20 0,17 0,26 0,20 0,17 0.26 0,19 0.17 0,25
- - - - - - 0.18 0.16 0,24 0.17 0,16 0.23
Cables unipolares, no armados, a temperatura ambiente
Conductores de cobre
60 kV (aisl. compound) 60 kV (a;sl. Q
uitr) JJOkV (aisl. auite) 220 kV(aisl. ac~ilt)
R)Ir X Z R,... X Z R,.. X Z R,.. X Z
Q(km n / km Q(km n /km n /km n /km n /km n /km Q(km Q(km n /km Q(km
y/ase )1 fas~ y/ase y/ase y/ast y/ose y/ase y/ose y/ast y/ost y/
ose y/ose
0.22 0.23 0.32 0.23 0,21 0.31 0.24 0,20 0,31 - - -
0. 18 0.22 0.29 0.19 0,20 0.28 0,19 0,19 0,27 - - -
0. 15 0.2 1 0.26 0,16 0,20 0.26 0. 16 0.19 0.25 0. 11 0,19 0.26
0.12 0.2 1 0.24 0.13 0.20 0.24 0.13 0. 19 0,23 0.15 0.19 0,24
0. 10 0.20 0,22 0.11 0, 19 0,22 0. 11 0,19 0,22 0,12 0.1 8 0,22
0.09 0.19 0.2 1 0,09 0,29 0,2 1 0,09 0, 18 0,20 0, 10 0,18 0,21
0.08 0.1 8 0.20 0,08 0.18 0,20 0.08 0,18 0,20 0,09 0, 18 0,20
- - - - - - 0.07 0,17 0,19 0.08 0.11 0.19](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-39-320.jpg)
![60 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Conductores de aluminio
60 kV (aisl. compound) 60 k V (aisl. actitt) 110 kV (aisl. actitt) 220 k V (aisl. actitt)
SC'Cdon
mm!
95
120
150
185
240
300
400
500
R""
n¡km
y/ase
0.35
0.29
0.23
0,20
0,16
0. 13
0.11
-
X Z R,.. X Z R,.. X Z R,..
n/km n/km n/km n¡km n¡km n¡km n¡km n¡km n /km
y/as. y/as. y/ase y/as. y/ase y/as. y/as. y/ase y/as.
0,23 0.42 0,38 0,21 0,43 0.38 0.20 0,43 -
0.22 0,36 0.30 0.20 0.37 0.31 0.19 0.36 -
0,21 0.31 0.25 0.20 0.32 0.26 0.19 0,32 0.27
0,21 0,29 0.21 0,20 0,29 0,22 0,19 0,29 0,22
0,20 0.26 0.16 0.19 0.26 0,17 0.19 0,25 0.18
0.19 0.23 0,14 0.19 0.24 0,14 0,18 0,23 0,15
0,18 0.2 1 0.11 0.18 0.2 1 0,11 0,18 0.2 1 0,12
- - - - - 0,10 0,17 0,20 0,11
Reactancias de compensadores slncronos y motores
eléctricos de tensiones superiores a 2.300 V
ReaClancia Reaclancia
sublran.sitorio ~n ,rOn$iloria en
porcrmaje poreen/aje
Del orden Valor Del orden Valor
X
n / km
y/ase
-
-
0.19
0.19
0.18
0,18
0,18
0,17
Tipo de mdquina d. medio d. medio
Compensadores sincronos 20 a 35 30 -
MOlores síncronos
De 600 r.p.m. o más 10 a 20 17 15 a 35
De 500 r.p.m. O menos 20 a 35 30 20 a 50
MOlores asíncronos 15 a 25 25 -
Valores de las reactancias de cortocircuitos
de transformadores
-
25
40
-
Tensión en el ReaClancia
dn'onado de alta POUncia aparente en porcentaje
kV KVA de cortocircuiro
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION
Mono/dsicos
menor de 100 1,7 a 3,4
De 2.4 a 4.8
de 150 a 500 3,3 a 4,4
menor de 100 1.7 a 4.8
De 6.9 a 13.8
de 150 a 500 4,0 a 4,9
De 22 a 33 igualo menor que 500 4,1 a 5,5
De 44 .66 igufll O menor que 500 5,5 a 7,5
Z
n¡km
y/as.
-
-
0,33
0.29
0.25
0,23
0,21
0,20
Generalidades 61
Valores de las reactancias de cortocircuito de autotransformauores con
arrollamiento terciario en triángulo
Rt'ladón de'
transformación
120 MVA
275/132 kV
180 MVA
275/132 kV
240 MVA
275/132 kV
240 MVA
275/132 kV
500 MVA
400/ 275 kV
750 MVA
400/275 kV
P(}I('II('la
.11 '..1 3,) O '
1 4.75
5 -
10 -
15 -
30 -
45 -
60 -
90 -
120 -
110 -
425 -
600 -
800 -
RC'oclancio C'n porcl'nrajC'
dt' rorlodrcllilO
X"T,"1T X.n 8T XMT/ U X"
15.0 38.0 18.0 17.5
14.6 40.2 19.8 17.5
20.0 45.0 21.6 21.7
20.0 32.5 11 .5 20.5
12.0 80.0 52.0 20.0
12.0 85.0 60.0 18.5
Valores de las reactancias de cortocircuito
de transformadores de dos arrollamientos
TenSIón nom/l1al drl arrollam/C'l1Io df A.T.
XMT
-2.5
- 2.9
-1.7
-0.5
-8.0
-6.5
6.6 kl' l/kV ]}H' )JkV 66 kl' JJ2 kl' }7j Id '
4,75·6.0 4.74·6.0 5.0-6.0 5.0-6.0 6.0 - -
6.0-7.0 6.0-7.0 6.0-7.0 6.0-7.0 7.5 - -
9.0-11.0 9.0-11.0 9.0-11.0 9.0-11.0 9.0-11.0 10.0 -
12.5·15.0 12.5· 15.0 12.5·15.0 12's·IS.0 10.0-11.0 10.0 -
- - - 12.5 10.0-11.0 10.0 -
- - - - 10.0-12.5 12.5 -
- - - - 10.0-12.5 12,S -
- - - - - 15.0-22.5 -
- - - - - - 15.0-20.0
- - - - - - 17.0
- - - - - - 17.0
- - - - - - 17.0
- - - - - - -
..fu
20.5
22.7
23.3
12.0
60.0
66.5
400 kl'
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
14.0-16.0
14.0-16.0](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-40-320.jpg)
![80 Protecciones en las instalaciones eléctricas
•
'1
'1 .,
~
fig. 2. 14 Corrección del fenómeno de ferrorresonancia cargando un secundario en conexión trián-
gulo abieno.
Una de las principales causas del elevado coste de este transformador con el
aumento de la tensión primaria es el aislamiento necesario, ya que resulta muy dificil
realizar el devanado primario en una sola bobina. Por ello se construyen dividiendo el
arrollamiento primario en varias bobinas, con lo cual éstas sólo estarán afectadas por
una parte de la tensión total.
Estos transformadores se denominan «de cascad3» y tienen generalmente varios
núcleos, con dos bobinas en cada uno de ellos y el circuito secundario bobinado en el
mismo núcleo de la bobina primaria, con el potencial más bajo.
Una ventaja adicional de estos transformadores es la de disminuir los errores en
vacío debidos a la reducción de la impedancia del primario.
Transformadores de tensión capacitivos (TTe)
Este tipo de transformadores está constituido por un divisor capacitivo al cual se co-
necta un transformador bobinado en paralelo con la parte del divisor puesta a tierra,
cuya tensión nominal varía de 6 a 20 kV. En serie con él, se conecta una inductancia con
núcleo de hierro que está en resonancia a la frecuencia nominal con la capacidad del di-
visor (fig. 2.15).
Una ventaja muy importante, desde el punto de vista económico, es que el divisor
capacitivo del TTC puede utilizarse para la inyección de señales de alta frecuencia en
las líneas de transporte. Para ello basta añadirle una bobina de drenaje y las proteccio-
nes adecuadas (pararrayos, seccionador de puesta a tierra, etc.) sin que por ello se vean
alteradas de forma apreciable las características del transformador de tensión.
Como esquema equivalente se podría utilizar el general de transformadores de
medida de la fig. 2.2. No obstante, y a fin de poder estudiar con más detalle las diver-
sas magnitudes que afectan a su precisión, nos irá mejor utilizar el que aparece en la
fig. 2.16.
Equipos asociados a las protecciones 81
u.
L "
']ft Us
=r= c, , 72011'1 'c
Fig. 2. 15 Esquema de un transformador de tensión capacitivo.
el .. C2
,', ,',
te
fs
'c 'o
u. Uc - s 'o U's
Fig. 2 . 16 Esquema equivalente de un transformador de tensión capacitivo.
En el que:
u.
e, + e,
L,
R,
L'J
- tensión primaria del transformador
- capacidad del divisor
~ suma de la inductancia de la bobina L" y la inductancia de dispersión del
transformador bobinado T (fig. 2.15)
- resistencia del arrollamiento primario del transformador Tjunto con la re-
sistencia serie que representan las pérdidas en el cobre yel hierro de L, y las
dieléctricas del condensador e, + e,
- impedancia correspondiente a la inducción y a las pérdidas del hierro del
transformador
- inducción de dispersión secundaria del transformador T, reducida al pri-
mario
- impedancia de carga reducida al primario
- relación de transformación](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-50-320.jpg)
![120
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I
1
...
Protecciones en las instalaciones eléctricas
C>
<1
1 '- '- '- " --
] [ t------t--ir----,---t--t---...,J- Cobl. apo"loUo60
(
---
Tl.na de lo .510ciÓn
Tubo d. ".,colgo de gos como
protección di IlObrete",s¡ón
, i"
. .
L._._ . _~-..l
Con".iÓt! carla., robullo al
sistemo d" tiene ck lo ulo(ió,..
Fig. 3.9 Instalaciones tipo V. Protección por tubo de descarga de gas.*
Como se ha indicado anteriormente, en la clasificación de los tipos de una instala-
ción influyen las condiciones de la puesta a tierra y la proximidad entre los cables de se-
ñal y las fuentes de perturbaciones. Los conductores de señales de control y los de ali-
mentación con tensiones generalmente inferiores a 250 V para, por ejemplo, un equipo
automático, no están sujetos a grandes cortocircuitos, por lo que no causarán perturba-
ciones de baja frecuencia. No obstante, las perturbaciones de alta frecuencia deben ser
tenidas en ,uenta debido a las posibles cargas inductivas no filtradas a que están conec-
tadas. En cables de potencia a alta tensión sí se pueden producir cortocircuitos de gran
corriente de falta, por lo que pueden inducir perturbaciones de baja frecuencia en cables
sensibles próximos.
C>
<J
r Transformador d, ai,lom i ento
] [t--------i==:~~--t_-----]_ Cobllt' op~nloll~ÓOCOI'I
f'le'Yodo olslOmlenlQ
<Sil' lo 1"0",0110
Fig. 3. 10 Instalaciones tipo V, Protección con transformador de aislamiento.
En la figura 3.11 y su tabla se muestra un ejemplo esquematizado de las distancias
que hay que considerar.
Como resumen, puede decirse que todo cable de señales sometido a perturbacio-
nes puede afectar al funcionamiento de un equipo electrónico. Esto puede ser evitado
• El cable apantallado tiene un aislamiento a tierra superior a la mayor tensión de falta a tierra
de la estación. La pantalla se pone a tierra en las dos estaciones ytodos los conductores de señal es-
tán protegidos por tubos descargadores de gas.Cuando el tubo está cebado después del transitorio
inicial, se puede desarrollar una corriente estable de 50 Hz. Es necesario comprobar que el tubo
puede soportarla. Mientras el tubo está conduciendo. la conexión de señal no funciona.
Perturbaciones 121
introduciendo barreras a las perturbaciones. Las barreras basadas en relés, optoacopla-
dores y transformadores actúan como aislamiento galvánico y son particularmente
efectivas contra perturbaciones de baja frecuencia. Dado que estas barreras tienen tam-
bién un cierto acoplamiento capacitivo (PF) entre las entradas y las salidas, cabe esperar
una cierta cantidad de acoplamiento.
Dmoflcltu fl'('OInl'"dodas ,"11 mf'tros ~tlfrl' los
C'tIhlt'S tk miO/I' 1M (UMIt'J dI" ,,",urbaclOfln
Conductor" dI" COfto Condue/orf'! dI" ron·
Tlpodl' Irol l' of""l'rUOClQnN /101 )' o/",tl'n/QC/Qnn
/11$10'
NII't'ldC' Pu¡<Slo Q f/t'rro di'
< 110V ('ti 101111101dl"I > 2201'", longl/udl'J
10C/ml
prlll'ho 1m ('quIpos < Jm > 3m < 1m > 1m ObJ('fI'QClOfl(!$
, NIvel local e5pc- > O,] > , > 1 > 1 Medio Imbienle prOltlldo. ellml'
elal en la sala de nación de relés y eOflllC10S. Ali·
ordenadores mcn~ción desde un lransfonnador
propiO.
11 11 St5lemas de tIerra > 0. 1 > 0,3 > O,] > , M«lio ambienle con pocas penur·
de proteCCión le- bacionu. Alimentación libre do
ne~t penurbaciones.
tlt 11 / 111 Sistema de lIerra 0.51.nlo > 0.1 > O., > 0.3 Medio ambiente normal.
de proteccIón le- cable
neral
'V 111 SIStema de lIerra Distinto > O
., > 0.3 Medio Imblenle difIcil. ConSIdera·
de protección le- cable ble Icoplamlentocon lal ruentesdc
neral o SIstema perturbaciones de alta frtcuenclI.
de tierras de ,.
subcstaclón
V
"' SIStemas de lIerra Pueden apar«er perturbacIones de
de diferentes alta tensIón para scñlJcs ltansmlU-
subcslaclonu dll fuera del .area de lIerras.
,Im c : : = :===========::~I o/
1,~,§~~~~-~-~
& 2; ílc:J-i>
C::~:,d.c : : : : : = :==========..~I ~
,. ·1
lo uporatión pued.. redu<;ue e-n
di.,ondo. c.orIO • • El , Dentro de uno
condu<ciOn de (O bl••
Fig. 3.11 Ejemplo sobre las distancies para perturbaciones de los cables de señales de control en
instalaciones 11 y 111.](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-70-320.jpg)
![160 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Si el transformador funcionase al 10 %de la plena carga y la tensión en bornes del
relé fuera de 0,2 Y, cuando eltrafo trabaje a plena carga se puede pensar que la tensión
será de 2 Y. Si la reactancia de cortocircuito del transformadores del 8 %,Ia intensidad
de cortocircuito trifásico será 12,5 veces la nominal y la tensión a bornes del relé 25 Y.
Se ajustará el relé a 25 + 30 Y.
La experiencia de utilización de este tipo de protección muestra que deben tomarse
precauciones en la elección del relé que vaya a emplearse, habida cuenta de las magnitu-
des de tensión que pueden producirse.
La instalación de resistencias YDR (Vo/tage Dependent Resistor) en paralelo con el
relé ofrece protección a éste y permite utilizar equipos sin necesidad de que respondan a
unas características especiales.
4.4.4 Protección diferencial longitudinal
En el caso general de protección diferencial de un circuito trifásico se precisa montar
tres relés diferenciales conectados a las fases y el neutro, es decir, son necesarios 4 con-
ductores entre los dos extremos.
Aun utilizando el mezclado de corrientes, que permite reducir el número de relés y
de conductores, no se resuelven todos los problemas que pueden presentarse en el caso
d~ protección de líneas o cables.
Para un reparto eficaz de cargas entre los secundarios de los T / l de ambos extre-
mos lo ideal es que la longitud de los hilos pilotos entre los T / I Yla protección, a cada
lado de ésta, sean iguales.
Como ello no es posible en el caso de lineas O cables de cierta longitud, por estar el
equipo de protección en una de las dos dependencias, es evidente que los secundarios
de los T / 1 más alejados se resentirán.
~
l·,
E,
'í
-
I Cabt~
!
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• 1 :12 ,',
-
Rtole' ~~ t",:",-'í : O
-",
Fig. 4 .42 Principio de funcionamiento.
,,
~
-
1"
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 161
Aun suponiendo vencido este obstáculo, e instalado el relé en un punto dado, se
haría preciso enviar los impulsos de disparo al interruptor de cada extremo, incremen-
tándose el coste y las dificultades de los circuitos auxiliares.
El sistema de protección que resuelve estos problemas es el de «protección diferen-
ciallongitudinab>. Existen dos versiones, según los relés utilizados, que reciben el nom-
bre de protección diferencial longitudinal de comente o de tensión. En definitiva, una y
otra versión precisan de dos hilos piloto y dos relés, uno en cada extremo del circuito
protegido.
En la figura 4.42 se define el principio de funcionamiento de una protección dife-
rencial clásica, que consiste en un relé que detecta la diferencia de comente entre extre-
mos del cable que se protege. En servicio normal, suponiendo que el cable no tiene nin-
gún fallo de aislamiento y despreciando la 1 capacitiva, las corrientes l' , el', son
idénticas y la corriente que mide el relé es Id - l' , - l' 1 - O.
Para que haya fidelidad en la medición es imprescindible que el relé esté situado
precisamente en el punto medio (M) del circuito del cable piloto, pues este punto es
donde no hay tensión entre los dos hilos cuando en los primarios hay la misma co-
mente en ambos extremos. Las tensiones E, yE, en bornes secundarios de los T / 1son
las que corresponden a las caídas de tensión en el cable piloto producidas por las co-
mentes secundarias r, e l' ,.
Si, contrariamente, el relé estuviera situado en otro punto quedaría falseada la me-
dición, como se desprende en las figuras 4.43 y 4.44, según sea el relé diferencial de in-
tensidad o de tensión.
rE'
" ,
1
IA
.,,;~t.,_,d']
-
,', -
,',
Fig. 4.43 Relé de intensidad.
•
,,
-
E,
E,
En la figura 4.43 se considera un relé de intensidad con resistencia nula, por lo que los
puntos A' y B' (son un solo punto) están al mismo potencial; esto se traduce en que las
tensiones E I YE, producidas por l' , y r,son diferentes y en consecuencia las relacio-](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-90-320.jpg)
![176 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Al producirse una falta interna o una falta externa severa (que satura el transforma-
dor de intensidad de la línea en falta) aparecerá una intensidad diferencial de desequili-
brio Id" la cual pasa a través de la resistencia de ajuste Rd" y de un transformador de
intensidad auxiliar T....d.
La intensidad secundaria de este transformador auxiliar es rectificada en el puente
de doble onda y produce una caída de tensión Vd] en la resistencia Rd]. En el caso de
que esta tensión sea superior a la de frenado la intensidad IR' será positiva y actuará el
relé diferencial dR
. En caso contrario, la intensidad IR' tendría sentido contrario y pasa-
ría a través del diodo D2 bloqueando la actuación del relé diferencial.
El tiempo de actuación del relé diferencial debe ser del orden de 1 + 3 ms para ase-
gurar el funcionamiento de la protección diferencial aun en el caso de que se saturen rá-
pidamente los transformadores de intensidad de línea.
Con este tipo de protección diferencial de barras se obtiene un gran frenado para
las faltas externas y un frenado despreciable para las faltas internas, debido al efecto
shunt de los transformadores de intensidad pasivos (fig. 4.60).
• .5 '.
. '.5
o) CorOCI.,i.,ic01o de trenado poro 1011010
•• relno,
b) Corocle,í.,ic01o de operación poro foltoli
¡nrelnos
Fig. 4 .60 Características de frenado y operación de una protección diferencial de parras con
frenado.
4.4.6 Protección diferencial transversal
Se conoce con este nombre un sistema de protección que detecta el desequilibrio en las
corrientes de dos circuitos conectados en paralelo. La filosofia de este sistema de pro-
tección no es la de una protección diferencial, puesto que no se comparan las corrientes
de entrada y salida. No obstante, puede realizar -con limitaciones- funciones similares
a las de una protección diferencial. Este sistema de protección se suele aplicar a circui-
tos o equipos en paralelo, sin derivaciones intermedias.
En esencia, el sistema consiste en comparar, fase a fase, las corrientes de uno yotro
circuito. Asi. el relé de la fase R mide la corriente 6/. - 1.,-1.,. En condiciones norma-
les o en el caso de falta externa, el valor de 61 ha de ser nulo. Naturalmente, hay que
contar con toda la gama de errores ya comentados anteriormente y, además, con las di-
ferentes impedancias de uno y otro circuito.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 177
Cuando se produce una avería en alguno de los dos circuitos protegidos, entonces
~/>O (fig. 4.61).
I • ',. '1
61a,,-IIIO
01 "0110 in',rrlO
I le " .. "
".".1/1
&1.',-11,,0
Fig. 4 .61 Protección diferencial transversal.
El inconveniente de esta protección es que el relé no puede detectar determinados
casos de falta interna cuando las dos corrientes sean de similar magnitud, como sucede
en la estación A en el caso mostrado en la figura 4.62.
"
-
---
llll:lll o
Fig. 4.62 Falta en un extremo de la línea.
-al!)r. I
•
Si también en el otro extremo existe el montaje de protección diferencial transver-
sal. funcionaría en primer lugar la protección del extremo B y seguidamente la protec-
ción del extremo A. A este tipo de actuación se la denomina «secuencial».](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-98-320.jpg)
![182 Protecciones en las instalaciones eléctricas
tas a tierra. En definitiva, tampoco sirve por sí sola para un esquema de comparación de
fase de aplicación general, pero nótese que seria casi perfecta para protección de un
equipo en que fuese imposible una falta polifásica (por ejemplo, un circuito de tres ca-
bles unipolares).
La distribución de la componente homopolar sobre la red es muy distinta de las
componentes directa e inversa que son prácticamente idénticas. Esto hace que apenas
se utilice en el mezclado.
La componente inversa tampoco es válida por sí misma, ya que teóricamente no
existe en las faltas trifásicas.
FALTAS ~ONOI"ASIC.S" TIERAA
RN ~N TN
ri'r A A
'1 lO 'o 1,
FALTAS S'F"SICAS A TIERRA
RSN sr. TRN
'. '. '.
¿ 1,· ~
" "
'. '.
"
ttAl TAS e'''''SICAS
RS ST TR
'. '. '.
~ t ~
" "
"
FALTA TAIFASICA R5T
f"".'.
Flg. 4 .68 Salidas del filtro de secuencias para las faltas de la tabla anterior. El filtro extrae las com-
ponentes simétricas de la fase R. La posición espacial entre los vectores difiere según el tipo de
falta.
En las figuras 4.68,4.69 Y4.70 se analiza el resultado de las componentes simétri-
cas para diferentes faltas, así como las resultantes que se obtienen según el tipo de
mezcla.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 183
El resultado de estas consideraciones, conduce a que los sistemas de protección por
comparación de fase utilicen un mezclado de componentes directa e inversa, sin consi-
derar la componente homopolar. En la mezcla, se toma mayor proporción de compo-
nente inversa para minimizar los efectos de la corriente de carga.
lo
1M - /, - -
K
1M - intensidad mezcla
1, - componente inversa
lo - componente directa
K - constante
El valor de la cons:ante K está íntimamente ligado con el ángulo de estabilidad.
En las figuras 4.69 y 4.70 se obtienen distintas salidas de un posible mezclador. Se
representan los seis casos de faltas monofásica y bifásica (RN, SN, TN, RS, ST y RT)
con una corriente de carga de valor similar a la componente directa de cortocircuito
monofásko. Para mayor simplificación se consideran 90" de desfase entre la corriente
de carga y la componente directa. Uno de los extremos es de menor potencia de corto-
circuito que el otro, pero es capaz de suministrar mayor corriente homopolar.
BARRAS A
E:3
1
t
v. -
1
,~.
FALTA RN
IAFD
.L-'AlO
/~I"I-
FALTA SN
FALTA TN
e.RRAS B
ES]
- v.
,~.
1
'." r
7"BO
'.,
." 'T
~'B'](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-101-320.jpg)
![186 Protecciones en las instalaciones eléctricas
sistema de protección podría producir disparos intempestivos para faltas externas de
magnitud próxima a dicho nivel de arranque. Así, si en la estación B no actúa el arran-
que debido a la intensidad capacitiva o por tolerancias del sistema,en A se producirá un
disparo incorrecto. En la pane inferior de la misma figura se muestran las mismas con-
diciones de falta externa para un sistema con dos niveles de arranque. El AB pone en
funcionamiento la transmisión de la señal, lo que permite al sistema estabilizarse ante
falta externa, independientemente de que, como antes, sólo opere el AA en A.
• 8
le I~
no.
If])1
-
1
W.
fJ1 ll~'
~
A 8
le I
ISO"
't9
1
1
ll~'
-t .. .. ~- ...
1"
I
'0'"
.. 'l- '00 "
Flg. 4.71 Necesidad de dos niveles de arranque. La diferencia entre ambos establece que siempre
exista transmisión entre los extremos para que pueda haber disparo. (AS a 800 A ; AA = 900 A) .
La diferencia entre los valores de operación del AA y AB debe cubrir la máxima in-
tensidad capacitiva de la linea más los errores de todos los elementos que intervienen
en la detección (T/ I, relés. etc.).
La existencia de dos niveles de arranque resulta muy útil para garantizar la estabili-
dad del sistema al eliminarse una falta externa. De existir un único nivel, la reposición
en ambos extremos debería ser totalmente sincrónica ya que, en caso contrario, se pro-
duciría un disparo intempestivo al eliminarse una falta externa. En cambio, cuando con
dos niveles, se da ciena temporización (t,)a la recaída del AB, se consigue que, una vez
desactivado el AA al eliminarse la falta, aún exista transmisión, dando tiempo a la re-
caida del AA en el otro extremo. En tal caso, aunque los AB se desactiven asincrónica-
mente, ya no hay riesgo de disparo por cuanto los AA ya se encuentran desactivados
(fig. 4.72).
Para mayor seguridad, algunos sistemas realizan una transmisión continua (no
modulada) en el instante de reponerse el AB para, de esta manera, bloquear la posible
actuación del discriminador del otro extremo. Obviamente, si el relé local ha emitido el
disparo al detectar una falta interna, debe impedirse esta transmisión de seguridad de
forma que pueda producirse el disparo en el otro extremo de la linea. La duración
de esta transmisión continua (t',) suele ser de 0,1 a 0,3 s (fig. 4.73).
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 187
Fig. 4.72
I f Al T " I CAAGA
••
L
Retardo de seguridad entre la reposición del AA y AS para estabilizar el sistema de pro-
tección durante la eliminación de una falta externa.
I fAl lA I CARCa
i IL-.-___
I
••
1I1/1fl/VI/I,/I/I,flflflfl/'III/I1l/' Slrllol Iro", Mi I i do
,
r-" -o.-t¡.'---I'. - -
Fig. 4 .73 Transmisión -no I'flodul¡ada- de seguridad ala reposición del AS para bloquear la medida
en el otro extremo al eliminarse una falta externa.](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-103-320.jpg)
![208 Protecciones en las instalaciones eléctricas
dire! disparo hasta haber obtenido 2 pulsos consecutivos de coincidencia en un inter-
valo de 20 ms (1 período). lo que supone que la medida se ha efectuado en el
semiperiodo negativo y en el positivo. consecutivamente.
d) Caracter(sticas Milo ofJset
Un relé Mho off-set tiene una característica circular. típica del relé Mho, pero que no
pasa por el origen del diagrama R-X.
Este tipo de característica se obtiene haciendo pasar la intensidad 1 por dos impe-
dancias. 2. y 2". con lo que se obtienen dos tensiones: El y E, (fig. 4.97).
El - - V + / .2 M- f [l . (ZM - ZFL)]
E, -V + / .Z. - f [l ·(ZFL + 2.)]
siendo 2" la impedancia de ajuste del relé y 2. una impedancia variable. 2. y 2 M pue-
den tener distinto argumento.
1
Flg 4 97 ObtenCión de las magnitudes necesarias para la medida de la distancia por un relé Mho
off-sel.
La ecuación que define la actuación del relé en este caso será:
arg E, - 90 < arg El < arg E, + 90
que equivale a
arg (ZFL + 2.) - 90 < arg (ZM - ZFt) < arg (ZFL + Z.) + 90
El lugar geométrico de los puntos que cumplan esta ecuación en el plano X-R será
un círculo de diámetro ZM - Z. (fig 4.98).
Los elementos de medida. tanto en el diseño electromecánico como en el estático.
serán idénticos al de la característica Mho.
Como puede apreciarse en la figura 4.98. la característica Mho-off-set. en compara-
ción con la Mho. permite un mayor alcance en resistencia.
Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 209
o) !"OLlo •••• r"o
Ar,. CIFL·ZA)-'O
Fig. 4.98 Característica de actuación de un relé Mho off-seto
e) Caracter(stica de m(nima reactoncio
La impedancia que mide un relé de distancia es la suma de la impedancia propia de la lí-
nea y otras magnitudes resistivas, tales como la posible resistencia del arco. Dicho en
otras palabras, el valor medido será la reactancia de la linea más una resistencia que va-
riará en función del tipo de falta (más o menos resistiva).
Si al elemento motor de un relé de balanza se le aplica una tensión proporcional al
producto de la intensidad y la reactancia de ajuste y al elemento antagonista, una ten-
sión proporcional al producto de la tensión y el seno del ángulo entre la tensión y la in-
tensidad. entonces
Vmot-l , Xm
V'O! - V sen <p - V (!n.) -IZFt
ZFL](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-114-320.jpg)
![244 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Esta es también una protección tipica de minicentrales conectadas a una linea de
distribución M.T. Es usual que el transformador de la minicentral opere con neutro ais-
lado a fin de no aumentar la corriente de falta a tierra en la red M.T. En el supuesto de
falta a tierra en la propia línea es preciso desconectar el generador de la minicentral para
evitar que se mantenga el arco. La protección se basa en un relé de máxima tensión que
mide la tensión residual -indicativa de desequilibrio a tierra- y tiene una temporiza-
ciónadicional de 5+ lOs para lograr cierta selectividad en el caso de falta a tierra en otra
linea de la red de distribución procedente del mismo embarrado (fig. 5.8).
5 . 1.5 Protección de pérdida de excitación (sub-excitación)
La pérdida de la excitación de un alternador puede producirse por:
- Apertura no intencional del interruptor de campo.
- Circuito de campo abierto o en cortocircuito.
- Avería en el regulador automático de tensión.
Cuando un generador, con una cierta carga, pierde su excitación, pierde también el
sincronismo con la red y pasa a funcionar a una frecuencia superior a la del sistema, ab-
sorbiendo de ésta la potencia reactiva que necesita para la excitación. La máxima po-
tencia que puede estar suministrando un generador para mantener el sincronismo al
perder la excitación, depende de sus caracteristicas.
®
COl'u:lrI'lIOdo' ,íncflmo Iub- ..diodo
Motor ,ínctol'lo sub-e.citodo
Generador de inducci ón de'pue', d.
petde, lo •• cilodó"
I AdelQl'llodo
-------I-'~:.....----_ MW 'Solienle5'
1040101 ,ioctono SObr.-ellCitado
(ol'lI:1_"Iodo, dncrono lobr. -.ocilodO J-
jo4/A, "So,ie"'eS"
l/1.lro,oc:Jo
® ]~
C.mp. 1rr
Fig. 5.9 Diagrama de funcionamiento de una máquina síncrona.
En el caso de un generador de polos salientes esta dentro del 15 + 25 %de la poten-
cia nominal: para turboalternadores, puede ser sólo del 3 + 5 %.
El resultado es un sobrecalentamiento de la parte final del estátor y de porciones
del rotor si la máquina funciona asi durante cierto tiempo. La tensión en bornes del ge-
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 245
nerador varia periódicamente debido a la variación de la corriente reactiva absorbida
de la red. En los momentos en que la tensión es baja podrian fallar los motores de induc-
ción auxiliares, lo que ocasionaria la pérdida de la central.
La pérdida de sincronismo también puede producirse con el circuito de excitación
en perfectas condiciones. En este caso, seria debido a cortocircuitos en la red exterior o a
la operación con carga capacitiva elevada y, por tanto, un campo relativamente débil.
En estas condiciones, el par de la máquina sufre fuertes oscilaciones con variación de
corriente, potencia y factor de potencia.
Podria recuperarse el sincronismo si la carga se redujese suficientemente, pero si
esto no ocurre en pocos segundos, será necesario desconectar el generador de la red y
volverlo a sincronizar (lig. 5.9).
Los generadores síncronos no están diseñados para operar asincronamente y la sa-
lida de la máquina oscilará según las oscilaciones del rotor en un intento de volver a sin-
cronizar. La pérdida de sincronismo no requiereel disparo inmediato a menos que con-
lleve un importante descenso de la tensión de salida que ponga en peligro la estabilidad
del sistema. Se conocen casos en que algún alternador ha estado funcionando fuera de
sincronismoal perder la excitación, sin resultar dañado, por espacio de varios minutos.
En pequeños generadores no suele instalarse protección contra pérdida de excita-
ción. Si se instala, es normal que se limite exclusivamente a controlar, mediante un
shunt, la corriente de excitación. Si ésta desciende por debajo del valor mínimo (por
ejemplo, el 8 %) se produce la actuación del relé, con un cierto retardo, del orden de
2 + lOs (lig 5.10).
G
u<
I"t~rrl,lp'o'
d.compo
® ---1_----. Disparo (óolormo)
} • ,...d'.,,;,
Fig. 5 .10 Protección simple contra subexcitación.
La protección de pérdida de excitación que se instala en grandes alternadores, tra-
baja con la impedancia medida en los terminales del estator. La figura 5.11 muestra la
curva de funcionamiento de un generador y su transformación al diagrama de impe-
dancias. Para cada punto de la curva existe un ángulo pque permite leer el valor de la
potencia trifásica aparente (S). El valor de la impedancia aparente, en valor secundario,
viene dado por
U' I
z-_.(.!L)
S "V](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-132-320.jpg)
![258 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Uno de los sistemas consiste -precisamente- en trabajar con el tercer armónico.
Cuando se produzca un contacto a tierra del estátor, la corriente del tercer armónico
en el neutro será tanto menor cuanto más cerca del neutro se produzca el contacto
(fig. 5.22)
En efecto, con el generador en servicio, por el neutro del generador circula la co-
rriente de tercer armónico 1], que produce una c.d.!. en la resistencia de puesta a tierra
R PT' El relé de mínima tensión, que cubre el 100 %del estátor, dispone de un filtro que
refuerza la tensión de tercer armónico. En cambio. el relé de máxima tensión, que cubre
el 90 %. dispone de filtro de rechazo de tercer armónico. En condiciones normales, el
contenido de lercer armónico mantiene abierto el contacto a. Para que se produzca el
disparo es necesario. además, que la tensión sea la de servicio. Esto evita el disparo
cuando la máquina está parada o se encuenlra regulando la velocidad.
Para inslalar esta protección es importante conocer la corriente de tercer armónico
que la máquina enlrega en lodas las condiciones de servicio. Obsérvese también que el
relé de control de la tensión de servicio está conectado a una tensión compuesta.
Otro sistema, más sofisticado que los anteriores, consiste en inyeclar en la puesta a
tierra una tensión (fig. 5.23). Normalmente se trata de una lensión con una frecuencia
tf) dislinta a la fundamental (f) y que no coincida con la de ningún subarmónico. En
condiciones normales. mientras no exista un contacto a tierra, apenas circula corriente
de esla frecuencia. Sólo en caso de contaclO a tierra se cierra el circuito.
Transformador
de tensi ón
12 Hz
GENERADOR
-:- c±)~..
,-----......
~ Disparo
Fig. 5.23 Esquema con inyector de baja frecuencia. Cobertura del 100 %.
La corriente será tanto mayor cuanto más cerca de la estrella se encuentre el con-
lacIo a tierra. El ajuste del relé ha de ser tal que quede garantizado que sólo funcionará
para defectos en el estátorde la máquina. Como normalmente se instala también la pro-
lección al 90 %, se ajusta el relé del 100 % para cubrir, como máximo, el 10+ 20 %del
arrollamiento del estátor.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 259
5.1.8 Protección de falta a tierra en el rotor
Un contacto a tierra unipolar en el rotor de un generador síncrono no perturba, por sí
solo, el servicio de la máquina.
En la mayoría de los casos, esta protección se instala solamente para dar una
alarma: Se deja a criterio del personal de servicio el momento más convenienle para
qullar de servicio la máquina y efecluar una medida exacta del contacto a tierra (por
ejemplo, durante el servicio nocturno, con carga débil).
El gran problema aparece con el segundo contaclO a tierra; en este caso queda anu-
lada una parte del arrollamiento inductor.
Aparte de los efeclos térmicos sobre los conductores del rotor, la doble falta a tierra
supone una distorsión del flujo magnético creado por el arrollamiento inductor, de
forma que la fuerza atractiva puede ser muy poderosa en un polo y muy débil en el polo
opuesto. ESla fuerza desequilibradora gira según lo hace el propio rotor, produciéndose
una violenta vibración que puede dañar los cojinetes e inc/uso desplazar el propio ro-
tor. El alternador corre gravísimo peligro.
Son varias las posibilidades de deteclar el primer contacto a lierra del circuilo de
excitación.
a) M élodo del pOlenciómelro
Este sistema de detección es el más simple. Se lrata de una resislen~ia con una toma
intermedia conectada en paralelo con el inductor. La toma media está conectada a tie-
rra a través de un relé que no aClúa en condiciones normales. Cuando se produce un
contacto a lierra aparece una tensión a bornes del relé yéste cierra, con una cierta tem-
porización, un contacto de alarma (fig. 5.24).
Este sistema presenta un inconveniente. Cuando existe un contacto a tierra en las
proximidades del centro del arrollamiento del rotor, el relé no queda sometido a nin-
guna ~ensión y.no produce alarma. El problema se resuelve mediante otra toma del po-
tenclometro. SI. no eXiste contacto a tierra, al conmutar la toma tampoco opera el relé.
Esta conmutación debe efectuarse periódicamente y tomar la precaución de volver el
conmutador a su posición original.
b) MélOdo de inyección di' corrien/e cOll/inua
El relé, alimentado por una tensión c.a., inyecla una lensión de c.c. (L'm ) en el polo
ROlO,
.-----~-------------- '+1
"
.10 ,otll ou ir
•
------L----r--~::::::::::::~'-I
.. Alo.1I'O
.,. +
Fig. 5.24 Mélodo del potenciómetro.](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-139-320.jpg)
![290 Protecciones en las instalaciones eléctricas
• ARRAS 4.T.
r----] [----,
I!IAARASIo4.r. 8ARRAs Iot. T.
Fig. 5.52 Protección de sobreintensidad de dos fases y neutro instalada en cada uno de los tres
devanados. Esquema de disparos.
En el caso de existir dos arrollamientos M.T., por ejemplo en un transformador de
110/25/1 1kV (fig. 5.52), cada secundario incorpora, además de la protección instalada
en el neutro fisico, relés de sobreintensidad de fases, de forma que si las protecciones del
transformador han de actuar como función de reserva por faltas en 11 kV..sólo desco-
necten este interruptor y permanezca el servicio en la red 25 kV.
Para cubrir la posible falta en la zona comprendida entre los transformadores de
intensidad y el interruptor, estas protecciones disparan inicialmente su propio inte-
rruptor, ysi la falta se mantiene se efectúa el disparo del resto de interruptores deltrans-
formador, tras una cierta temporización.
En cuanto a los elementos de sobreintensidad «instantáneos», la experiencia acon-
seja dejar en servicio únicamente el correspondiente a los relés de sobreintensidad de
fases de A.T.
Para evitar actuaciones intempestivas por faltas en media tensión externas, este
elemento se ajusta por encima de la máxima intensidad de cortocircuito (1",) para una
falta en M.T. Por ejemplo, para un trafo 30 MVA, 110/11 kV, con una X", - 10 %, la
máxima corriente para un cortocircuito trifásico en M.T. es de unos 1.570 (en alta ten-
sión); el elemento instantáneo de los relés de sobreintensidad se ajusta a un valor pró-
ximo a los 2.000 A, de forma que sólo actuará para faltas internasen el lado primario del
transformador (fig. 5.53).
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas
-...,-- 110 .....
] .1.510 ...
1I/110llV
JO UVA
Xet 3' 10 '1.
- ........._....,_l1kV
Fig. 5.53 Ajuste del elemento instantáneo de la protección de sobreintensidad A.T .
291
En el caso de autotransformadores, frecuentemente utilizados para la intercone-
xión de redes de transporte, lo usual es instalar protecciones de sobreintensidad a
tiempo inverso, de fases y de neutro en ambos lados de la máquina. En el neutro fisico
se suele instalar un relé de sobreintensidad a tiempo independiente para dar alarma en
caso de circulación sostenida de corriente por el neutro.
5 .2 .10 Protección de mínima impedancia
En grandes transformadores, utilizados para enlazar dos niveles de tensión de trans-
porte, o de interconexión, es usual el empleo de una o dos protecciones de impedancia.
Su cometido es reforzar el número de protecciones principales del transformador para
detección de faltas internas y también actuar como protección de reserva de las redes
enlazadas, facilitando la coordinación de la selectividad (fig. 5.54).
'''''''0 totAl IAT
• • 10'1, 10'1. e D
I r'''l ~ f"": I
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Fig. 5.54 Protecciones de distancia en transformadores de interconexión.](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-155-320.jpg)
![300 Protecciones en las instalaciones eléctricas
1, - Tiempo de apertura del interruptor
1, - Tiempo ajustado para el disparo en segundo escalón
'_l::t:..... '+1
. Recepción leledisporo B
"'llnte"uptor
OUlo"';I;<O • r ]'-:-__'+1
Dispolo lA
Q) Esqu~mQ dt'1 leledisparo en ...
~f--I==<: - 1
1-----,}'-I=l
ze
=<:--1'1~
Cenlrol
" Tehedisporo
b) Esquema de lo Itd
Fig. 5.59 Teledisparo. Con falta en la línea A·B. se produce disparo en A a la recepción de la señal
procedente de B.
El sistema de teleprotección más utilizado es el de orden. En la figura 5.60 se su-
pone una falta muy próxima al extremoB, cuando el relé Z. dispara en primer escalón y
al propio tiempo emite una orden al extremoA;ésta, al ser recibida, conmuta el alcance
de Z. al segundo escalón de medida. Con este sistema se consigue un tiempo de disparo
minimo para faltas en todo el recorrido de la línea protegida. La prolongación del al-
cance de medida proporciona unos resultados muy similares a los obtenidos con el tele-
disparo, y tiene la ventaja de que en el relé receptor no se produce el disparo, a menos
que realmente opere el elemento de medida. Con ello se aumenta la seguridad, aunque a
expensas de alargar el tiempo de eliminación, al tener que añadir a la expresión anterior
el tiempo de actuación de la protección del extremo receptor.
En las líneas cortas, el primer escalón de medida de los relés de distancia no puede
ajustarse de forma convencional, ya que los márgenes disponibles son muy limitados y
la incidencia de los errores del sistema es muy significativa. En estos casos, el primer es-
calón se regula a «sobrealcance», con lo que mide más allá de la propia línea y por tanto
puede actuar, en tiempo de primer escalón, para faltas internas y externas a la línea pro-
tegida.
Para conseguir un funcionamiento selectivo a ••sobrealcance», se utilizan alternati-
vamente dos sistemas de teleprotección: bloqueo y permiso.
En la figura 5.61 se muestra el sistema de teleprotección por bloqueo. En el caso de
una falta en la línea protegida, no existe bloqueo y ambas protecciones, al estar ajusta-
das a sobrealcance, disparan en tiempo de primer escalón. Si la falta está fuera de la Ii-
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 301
Borros A Borras 8
Fig. 5.60 Teleprotección por orden.
nea protegida, uno de los relés de distancia detecta que la dirección es hacia «barras» y
eavia una señal de bloqueo al otro, para que no dispare. En la figura, Z. enviará señal de
bloqueo a Z•.
Recepción uñal bloqueo.
------~-~------;J_,
A,ronque le
Disporo la
o) Esquemo de' bloqueoen B
Barras A Borros B
~ _____ ~u!!.eJ! ~b!!~c~c.!.~!! __________ ___ ~
,._________ __A.~s!.!.. ~so~r~~~e~e..!.8_______ ~
b) Esquema de lo red
Fig. 5.61 Sistema de sobrealcance con bloqueo.
En la figura 5.62 se muestra el sistema de teleprotección por permiso. En el caso de
una falta en la linea protegida, la protección de di~tancia de cada extremo, además
de medir la falta, debe recibir permiso le disparo de la del otro extremo, para poder ac-
tuaren tiempo de primer escalón. Si la falta está fuera de la línea protegida, no se produ-
cirá el envío de permiso mutuo y por tanto no habrá disparo en tiempo de primer es-
calón.](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-160-320.jpg)
![324 Protecciones en las instalaciones eléctricas
• B e A B e
D,
o) Co,."iguroc:ión plono b) Cor¡'íguroción l,io"';uIO,
Lo di,'o,."io DZ depende de lo conriguroción de 101 conduclor"s
Fig. 5.89 Detector de falta a tierra por desequilibrio del campo magnético.
la necesaria evolución, podrán sustituir a los fusibles e intensificar el grado de automa-
tización de estas redes.
En las redes de A.T., la utilización de cables se limita, dado su elevado coste, a apli-
caciones específicas y con unas condiciones de trazado que facilitan la identificación de
una eventual avería.
En cambio, en las redes de distribución, particularmente las situadas en zonas ur-
banas, que son aquéllas en las que se utilizan en mayor cantidad los cables, es necesario
disponer de sistemas de aviso que faciliten al máximo una rápida localización de la
avería.
El método de localización más utilizado se basa en el principio de que, en la prác-
tica totalidad de las faltas producidas en los cables, existe un retorno de la intensidad de
falta por la pantalla metálica protectora.
Basándose en ese principio, se instalan, a intervalos del cable, un transformador
toroidal que alimenta un relé de sobreintensidad y un cargador de corriente continua.
En caso de detección de una intensidad por la pantalla, lo cual significa que se ha produ-
cido una anomalía, se emite una señal que puede ser local (luminosa) o a distancia (me-
diante un equipo emisor).
En la figura 5.90 se representa esquemáticamente un sistema de localización de
averías basado en un procedimiento luminoso combinado con el envío de una señal a
distancia. Ello permite, mediante la utilización de un vehículo, efectuar las maniobras
necesarias para el rápido aislamiento de la avería.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 325
o) flqultlnO parcia' del bucle M. T.
Fig. 5 .90 Esquema de localización de un tramo averiado en un bucle de estaciones transforma·
doras.
5.4 Protecciones de barras
En las instalaciones eléctricas, los diversos elementos de un mismo nivel de tensión es-
tán unidos a lo que se denomina «barras colectoras». Ello permite, con ayuda de seccio-
nadores e interruptores, una mayor flexibilidad de la explotación. Cada terminal dis-
Fig. 5.91
Barrell; A
-.,¡-..
-
"-o.~:------]..,,.
"""""" d,
I,InlÓl borro.
SK'_O_._
-B
..J,....,.~~O~~~_____ S.ce
o
Interruptor outomotlco
'rolOI delen"on
o follo .~'erl'1O a ba'ras
!'"aUa en ba. roa que e.e/ge
f'l la descontción e" el 01'0
~ lI"emo ct.lltrmlnal
fi. Fallo." borras . l1minable
.::.,J pi)( la protección local
Esquema de la aparamenta de un terminal de Unea en una estación de doble barra. Identi-
ficación de tres cortocircuitos típicos.](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-172-320.jpg)
![328 Protecciones en las instalaciones eléctricas
·If---lt----h----h----r----,
I )
-I--,_--....--...._~ Bonos 15kV
...,~'T'-T""....--'T'....,..."'T- Borros 11 kV
] ] ]
p'ol~tción d«
bofia. ZSIIV
Fig. 5.94 Esquema de una subastación 25/ 11 kV con protección de sobreintensidad en barras.
b) Protección de cuba
En las subestaciones M.T. es frecuente la utilización de cabinas metálicas. Si cada grupo
de cabinas a uno y otro lado del interruptor de unión de barras se aísla del suelo y de la
cabina del interruptor citado, es posible dotar a las barras de una protección fiable y
económica, similar a la protección de cuba de los transformadores. Para un correcto
funcionamiento del sistema, es suficiente un aislamiento superior a 25 ohmios.
En las instalaciones blindadas, con aislamiento SF" también sería aplicable este
sistema de protección, pero en la práctica no se utiliza debido al coste que supondría su-
perar los inconvenientes de aislamiento con respecto al suelo y otras partes metálicas.
El sistema de protección de cuba es selectivo para faltas en el interior de las cabinas
y no se ve afectado por los fenómenos de saturación de los transformadores de intensi-
dad. Hay que precisar que esta protección no detecta las faltas polifásicas que no in-
cluyan un contacto a tierra; no obstante, hay que tener en cuenta que es muy improba-
ble que ocurra este tipo de falta en tales instalaciones.
El principio de esta protección se muestra en la figura 5.95. Cualquier falta a tierra
en las cabinas produciría la actuación de alguna de las protecciones de cuba CI, CU o
O, según cual sea el grupo de cabinas donde se ha producido la falta. Cuando actúa la
protección, se produce la desconexión de los interruptores del sector correspondiente y
del interruptor de unión barras. Cuando la falta a tierra se produce en la cabina del pro-
pio interruptor de unión barras, es necesario desconectar éste y los del sector de cabinas
que quedan alimentando la falta. La discriminación se consigue mediante los detecto-
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 329
res DI y D2, instalados en las entradas alimentadoras. Una vez abierto el interruptor de
unión barras,sólo se mantendrá activado uno de los detectores, DIo D2;así se determi-
nan los interruptores que hay que desconectar. Una ligera temporización permitirá que
vuelva a reposo el detector Dio D2 que no quede alimentando la falta.
!Nelo,1
j -
I
I
I
I
I
I
I
r"".m',.,o
Unión BorrOI
-T-----~-- - -~--T-
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Cortocircuito
Cortocircuito
Corlocl,t.ólo
Cortocircu ito
C',CU~Cl
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o l 5;1.1"11'10 "t l St e tOfu; elt proltcc ión el, tu y el
Orbe d"coneclo,., tI int.'fupl.;w U8, lodo. 101 dtl Sector I
Otb. desconecto••• tllnl'''uplof ue y lodol 10$ dt' 5 111::10' 1
Idt"'· 0
Idt",. <D
P,oltCClón dt cuba tn codo 9'UPO d. coblno.
~
~-¡--r---- DI.poro SlIcto, I
DI~poro u.a.
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Flg . 5 .95 Protección de cuba para barras de cabinas metálicas.](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-174-320.jpg)
![340 Protecciones en las instalaciones eléctricas
La compensación mediante condensadores serie tiene su justificación en el
aumento de la capacidad de ¡ransporte de las líneas y los márgenes de estabiliúaú de la
red, yen la reducción de las pérdidas, al mejorar la distribución de carga en las líneas pa-
ralelas.
5.5.1 Fenómenos de conexión y desconexión en las baterías
de condensadores
Al maniobrar una batería de condensadores aparece en la red un régimen transitorio
que se puede separar en dos fenómenos disúntos. El primero se produce por el hecho
de que la carga del condensador no puede variar instantáneamente, en el momento pre-
ciso de la conexión; la tensión de la red toma bruscamente el valor de la tensión inicial
del condensador y, en consecu.encia, recibe un choque. Tras este choque inicial, el con-
densador se carga de acuerdo con una ley que viene determinada por la inductancia y la
resistencia de la red, régimen generalmente sinusoidal y amortiguado.
En muchas ocasiones se han detectado incidentes de la red (deterioro de bornes,
perforación de transformadores) imputables a las ondas de frente escarpado provoca-
das por maniobras de condensadores.
Por otra parte, por razones diversas, es necesario fraccionaren escalones las gran-
des baterías de condensadores. Estos escalones se conectan en función de las necesida-
des de potencia reactiva de la red.
i
1
i
i
i
L
0-
r '- ' - ' - ' - ' -1
: ¡;¡ 1
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L _
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(2) lIor.....
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o R.,i.l,"( io in".,ciÓn
r - '- '- '- ',
i i
1
L 1
·-l-·-"
Fig. 5.106 Interruptor con resistencia de inserción para baterías de condensadores.
Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 341
Cuando se dispone de varios escalones conectados y se conecta otro, es posible que
se presenten corrientes muy elevadas entre ellos, las cuales pueden deteriorar los inte-
rruptores de maniobra.
Si bien para la conexión de una batería de condensadores no fraccionada no se pre-
cisa imperativamente un interruptor de gran velocidad de cierre, en el caso de una bate-
ría constituida por escalones la velocidad de conexión debe ser suficientemente elevada
para limitar el número de precebados.
En las baterías con varios escalones, la impedancia de las conexiones entre ellos es
pequeña, lo que requiere aumentarla artificialmente con el fin de limitar las sobreinten-
sidades de conexión a valores compatibles con el poder de cierre de los interruptores.
Para ello se utilizan inductancias serie, de choque, de algunas decenas de micro-
henrys. En algunas ocasiones se utilizan resistencias que se intercalan durante el pro-
ceso de conexión (figs. 5.106 y 5.107).
Los interruptores para baterías de condensadores deben tener, a la apertura, una
elevada velocidad de restablecimiento de la rigidez dieléctrica, para poder efectuar des-
conexiones correctas sin recebados o reencendidos.
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Fig. 5 .107 Beterra de condensador,s derivación con cuatro escalones. conexión doble estrella,
con inductencias de choque en serie.](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-180-320.jpg)
![394 Protecciones en las instalaciones eléctricas
visto (el situado inmediatamente «aguas arriba» de la falta o aparato sobrecargado).
Esto se consigue cuando las características <<liempo-corriente» no se cortan, existiendo
entre ellas una separación que garantice la no interferencia señalada.
En la figura 6.1, se muestran dos ejemplos de selectividad, con representación de
las curvas de funcionamiento.
1"
11'11 1n2 [11'13" ,] In' 1,,2 [In]. rt]
a) S~It:tli.,idad enln interruptores b) St'tCli""idad C'llr. fusibles b.1 . , 101. T.
outo",ótlcoa b.t. y fu.lb l... en "'.T.
Fig. 6 .1 Curvas de selectividad.
La selectividad en la zona de las corrientes de cortocircuito no puede plantearse ba-
sándose en los tiempos de funcionamiento de los elementos magnéticos o fusibles, ya
que a tales niveles de corriente éstos son muy pequeños y se llegaría asi a conclusiones
erróneas.
Como puede observarse en la figura 6.2 para que exista selectividad en condiciones
decortocircuitodebe introducirse un retardo adicional, de modo que, cuando se haya ex-
tinguidoel arco,en el interruptor más cercanoala falta nosehayainiciado ladesconexión
(antes de iniciarse el tiempo mecánico). Para asegurar la selectividad, es necesario que
inicio dlP lo
rQII~
( lpo)
Ti.",po d.
preorco
(10)
Tiempo a. arro
01···0 ••••11::===:::1
~9." 1~_-=.!I."a'-_t-_.;.I::.a_....,
b(~A~I~)~.~.IJas'·i·~a~d:i'!
i.~n~a~I~~~~~JI........r:=======:J
Di, • . 0 ~
Fig. 6 .2 Tiempos de actuación de interruptores automáticos. Margen de selectividad.
Coordinación de los sistemas de protección 395
1"
I
I I 1110".1'1
T'
I I
'I <!i)
11
I
Fig. 6 .3 Selectividad entre fusibles.
exista un margen ( t::,. 1) entre el la del interruptor «cercano» y el la del interruptor
«alejado». Normalmente. se toma:
t::,. l ;;. (tpa + la)
Margen = (Ipa + la)
Con carácter general, ycon independencia del nivel de tensión que se considere, la
selectividad entre dos niveles de protección debe fijarse con un margen de tiempo si-
tuado entre 0,3 + 0,5 s. Esta conclusión es aplicable a cualquier tipo de protección.
Para los fusibles la situación es parecida, con la diferencia de que el tiempo de
prearco corresponde al tiempo necesario para llevar el elemento fusible a la fusión y va-
porización, sucesivamente.
También en este caso debe preverse un margen, para evitar que el fusible lejano
quede afectado en sus características, aunque no funda, durante el cortocircuito
(fig. 6.3).
De lo indicado se deduce que dos o más fusibles, para que sean selectivos, deben te-
ner intensidades nominales distintas. La relación .!...L que asegura la selectividad va-
1 1
ría según el tipo, fabricante y condiciones de empleo de los fusibles (tensión, forma de
instalación, 1«, etc.).
En general, puede afirmarse que cuando esta relación es igualo superior a 2 existe
siempre selectividad. Con fusibles de tipo cilíndrico y de cuchillas, dicha relación
puede ser 1,6 + 1,8, según las marcas. Para los fusibles de tipo doméstico (Un 380 S V),
se llega a relaciones de 1,3 + 1,4.
6.2 Trazado de curvas de intensidad-tiempo
En el catálogo de todo relé de sobreintensidad consta la familia de curvas características
de operación, que ofrecen el tiempo de actuación del relé para una magnitud l., expre-](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-207-320.jpg)
![416 Protecciones en las InstalaCiones eléctricas
x"', - XSTG + Xs + XT - 10- 3
(120 + 7 + 23) - 150 . 10-3
n
2",,_10-3 .j34.22'+ 150'-10- 3
.j23671- 154 · 1O- 3
n
1 _ 0.38/ JJ _14 kA
«, 154 . 10- 3 •
En la ligura 6.16 se muestran las distribuciones de corrientes para los diferentes ca-
sos analizados.
1.
t17'"
l','kA
10.7 U
1,' kA
1,711A t 1.5" t
o) COrlocirc:,t¡to,"tI ] b) Cortocircuito _n 2 c:) cOfloci,cuito.n 1
Fig. 6 . 16 Distribución de las corrientes para los tres cálculos de conocircuito.
Planteamiento de la selectividad.
El generador tiene una l. de 450 A Y. en el caso de falta en la línea. puede aportar como
máximo. en el periodo subtransitorio. una corriente de 1.4 kA (3 l.).
Un ajuste razonable de la protección de sobreintensidad del generador será de
500 A (110 % l.). con una curva de disparo de 0.15 s a 5 1". Ycon el elemento a tiempo
independiente ajustado a 1.000 A. Esto protegerá al generador contra sobrecargas y per-
mitirá su desconexión instantánea para faltas dentro de la minicentral o en la linea de
distribución. en la proximidad a la centra.
Aquí no es necesario trazar las curvas de selectividad. De hecho. con los ajustes de
la protección de M.T. no existe tal selectividad. ya que el ajuste previsto para la protec-
ción en M.T. (ver lig. 6.19) es de 15 A. que pasados a 380 V. resultan:
20
15 · - - 800 A ~ 5oo A
0.38
Coordinación de los sistemas de protección 417
Esto no es lo frecuente. Lo usual es que los generadores se encuentren en el escalón
más alto de selectividad. al final del sistema. En nuestro ejemplo. el generador está co-
nectado en "T», por lo que en el caso de falta en la línea es indiferente que desconecte el
interruptor M.T. o el de b.l. Sin embargo. el generador ha de tener su propia protección,
ya que todo cortocircuito dentro de la instalación precisa la desconexión del interruptor
del propio generador.
6.4.3 Análisis de la zona e
La zona e es la delimitada por los diversos dispositivos de interrupción en la línea de
distribución 20 kV. Se supone una línea de 12 km de longitud, de una sección de
50 mm' de cobre. con las siguientes características:
Longitud: 12 km
Sección: 50 mm ' de cobre
R/ km: 0.3625 n
X/km: 0.4125 n
Ro/km: 0.508 n
Xo/ km: 1.025 n
En la cabecera de la línea existe una protección de sobreintensidad que debe detec-
tar faltas a tierra y entre fases en la línea protegida. A 3 km de la estación existe una deri-
vación protegida por cortacircuitos fusibles de calibre 50 A. En el extremo de la línea
(zona A) existe un conjunto interruptor + protección de un suministro en A.T. a una
importante factoría. En el centro de la línea existe otro conjunto interruptor + protec-
ción. correspondiente a una minicentra.
Es evidente que la protección en la cabecera de la línea debe ser selectiva. con las
protecciones y fusibles mencionados. Su zona de actuación debe ser la sombreada en la
figura 6.17. Para faltas fuera de esa zona. la protección de cabecera actuará como pro-
tección de reserva de las otras protecciones y fusibles.
En los cálculos de cortocircuito. por simplicidad. no se considerará la aportación
de corriente de la minicentra.
En las barras de media tensión de la estación de cabecera se supone una P« de
500 MVA. La red de media tensión está puesta a tierra mediante una resistencia. de
valor 19 n. El transformador de alta tensión a media tensión es del grupo de cone-
xión DYn.
Cálculos en la zona e
Se trata de calcular las corrientes de cortocircuito trifásico y monofásico en los puntos
I a 4 (fig. 6.17). Las fórmulas básicas son:
1 30i-~ - U
« 20. JJ 20.](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-218-320.jpg)
![420 Protecciones en las instalaciones eléctricas
k, = 12
k, - 6
kJ - 3
k. - O
Resultando las siguientes corrientes de cortocircuito (fig. 6. l8):
k.
1S
"
"
12
11
'.
•
•
,
5
4
,
J,,30 l -
1..,101 =
J,,302 -
J,,102-
J,,303 =
1,,103 -
1,,304 -
J,,10 4 =
Icc 1 11
1.600 A
450 A
2.930 A
525 A
5.000 A
565 A
14.430 A
600 A
01 :z ] 4 567 la t 1011 I2KM
Fig. 6.18 Curvas de intensidad de conocircuito en función de la distancia.
PLANTEAMIENTO DE LA SELECT[VIDAD
PrOlecciones de sobreintensidad dejase (lig. 6.19)
Los ajustes en la cabecera de la linea han de ser selectivos con las curvas del fusible y con
los ajustes de sobreintensidad de las protecciones en M.T. de la minicentral y la factoría
de la zona A. Los T/[instalados en [a cabecera de la linea son de relación 30015 y se su-
pone que admiten permanentemente una corrientede[ [20 %J.. es decir, 360 A. Éste es
el máximo ajuste recomendado para los relés de sobreintensidad de fase. Se han esco-
gido relés de característica normal inversa (N.I.) con un tiempo de actuación de l s a
cinco veces la corriente ajustada. El elemento a tiempo independiente se ajusta a
3.500 A.
Coordinación de los sistemas de protección 421
La protección de sobreintensidad de fases en el suministro M.T. a la zona A ha de
ser selectiva, en condiciones normales, con las protecciones b.t. de [os transformadores
20/0,38 kV. Primeramente debe representarse la curva de disparo de ambos interrupto-
res conjuntamente. Para ello, los valores de la curva J" 1, de la figura 6. l3, antes de tras-
ladarse a la figura 6.19, se han de multiplicar por:
(0;~8) . 2 _ 0,038
El elemento a tiempo independiente se ajusta por encima de 500 A, de forma que
no actúe para faltas en b.1. El elemento a tiempo dependiente se ajusta por encima de la
1, del suministro (28 A), a 40 A, con una característica de disparo tal que ~I tiempo de
actuación a cinco veces la corriente ajustada es de 5 s.
Aunque se observe una aparente falta de selectividad, ha de tenerse en cuenta que
en caso de falta en una salida de las barras b.1. principales, y suponiendo que falle el inte-
rruptorde la salida en cuestión, el interruptor lu abriría al cabo de 0.3 s. A partir de este
instante, la protección a la entrada sólo ha de ser selectiva con la protección b.1. de uno
de los trafos 20/0,38 kV.
El caso más desfavorable de selectividad es una falta en las barras auxiliares b.I.,
con fallo de la protección del interruptor J., lo que, con los ajustes de J" I , e Iu
(lig. 6. l3), supondría el disparo de los interruptores de b.1. de los trafos, es decir, inte-
rrupción del suministro. Por'tanto, la zona no selectiva que aparece en la representa-
ción de las curvas de operación de los relés no afectará a la calidad del servicio.
El alternador de la minicentral tiene una potencia de 300 kVA y una reactancia
subtransitoria del 25 %; la reactancia de cortocircuito del trafo es del 5 %. La intensidad
nominal del generador, a 20 kV, es de 9A, y la 1" del conjunto resulta 27 A (fig. 6.16).
Los relés de sobreintensidad de fases M.T. se ajustarán a 15 A con un tiempo de
operación de 0.5 s a cinco veces la intensidad ajustada. Inicialmente, podría pensarse en
ajustar a un valor lo suficientemente bajo para disparar el interruptor durante el pe-
ríodo subtransitorio, pero este ajuste podría producir disparos intempestivos en la co-
nexión del transformador. En cuanto al elemento a tiempo independiente, se ajustará
de forma convencional, para que no actúe por cortocircuitos en b.1. La tensión de c.c.
del trafo MTl bt es del 5 %; por tanto, la máxima corriente resultará:
I" b.l.- 100/,,_20.9 _ 180A
5
lo que conduce a un ajuste, conservador. de 300 A.
Los relés de fase tendrán control por tensión, de forma que con tensión inferior a la
nominal del servicio funcionarán con corrientes de arranque y tiempos de disparo infe-
riores a los de ajuste. Esto reducirá los tiempos de disparo para faltas en la linea alimen-
tadas desde la minicentraJ.
Protecciones de sobreilltensidad de neutro (lig. 6.20)
Todos los trafos MTIbt trabajan con el neutro M.T. aislado de tierra. Por consiguiente,
los relés de neutro de las protecciones M.T. de la minicentral y la factoría pueden ajus-
tarse a valores bajos. Se suponen relés de sobreintensidad a tiempo independiente,](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-220-320.jpg)
![422 Protecciones en las instalaciones eléctricas
In del suministro o lo rociada: 2: a A
Interruptor Irolo 20/0,]11 kV e,.. minlcl'nlrol I U -'DO -l.}
Inh:r,uplor bIt. trafo 20/0,3' kV toctorlo
2 interruptores '1' '2 Iralo 20/0,3' kV en loclorío
Inlerruplor A, T , foclor í o
6 Fusi ble 50 A
I mlhima adm isible pl'rmonenlf': 270 A
a Protección en cabecero
9 I málimo pora corloclrcullo en b . t . loctoría : 500 A
10 I mdaimo poro cortocircuito en '"'. T . loclorío: 1, &00 A
11 I mÓ.imo POlO cortocircuito en "'. T. de lo ml"icenlrol : J kA.
12 I mda/ma poro cortocircuito en lo derh'ocló": 5 itA
13 I mÓ.imo poro 10110 en lineo ".4 kA
0,' _ _
100 1.000 10.000 A
Fig. 6. 19 Curvas de selectividad de los relés de fases.
ajustados a 15 A, con una ligera temporización de 0,3 s para evitar actuaciones in-
tempestivas en la conexión de los transformadores.
En cabecera de la línea se dispone en el relé de neutro de un elemento a tiempo in-
dependiente, que se ajusta a 30 A. Este elemento queda anulado al producirse una cone-
Coordinación de los sistemas de protección 423
xión manual o reconexión automática. Por ello, aunque en caso de faltas (<aguas abajo»
del fusl~le o de los relés de la factoría y minicentral podría actuar antes que ellos, no
ocumra lo mIsmo después de la reconexión, ya que sólo queda activo el elemento a
tiempo dependiente. Este se ajusta a 90 A, con un tiempo de actuación de 0,75 s para
CIOCO veces I'J' valores suficientemente selectivos tanto con el fusible de 50 A como con
los relés de neutro de factoría y minicentral.
lO JO
Protltc:c:!ón en 'aCfO,(O W' ",i"lcentral
Proteccló" en cabecero
1 Fusible SO"
4 '0 má.i"'a 600 ..
'OO~~~~~~L~;:~-u~~~~~L-Lj~UlU.
.00
Fig. 6.20 Curvas de selectividad de 105 relés del neutro.
La explotación de una linea de distribución de estas características requiere que la
reconexlón o conexión del interruptor de cabecera se efectúe con control de tensión de
«retorno», para garantizar que no se realice esta maniobra con el generador de la mini-
central fuera de sincronismo con la red.](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-221-320.jpg)
![444
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Protecciones en las instalaciones eléctricas
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R de un transformador.](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-232-320.jpg)
![470 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Una vez revisada la instalación conforme a los datos facilitados, el personal de
campo emitirá un documento en el que conste su dictamen, y si la anomalía queda re-
suelta se archivará en el expediente de ese equipo.
La acumulación de resultados, consecuencia del seguimiento de las instalaciones,
constituye un capital que puede ser utilizado en la mejora continua de las instalaciones
y sistemas.
Cuando el conjunto de instalaciones a controlar es muy elevado, deberá acudirse a
la informatización de los datos acumulados, lo que permitirá posteriores tratamientos
estadísticos.
¿Qué datos interesa almacenar? La respuesta a esta pregunta dependerá de la am-
plitud con que se haya planteado el sistema.
Para ilustrar este aspecto se muestra a continuación un ejemplo de un sistema en el
que los datos recogidos penenecen a una estadística de alto nivel.
En el impreso que sigue se muestran los diferentes campos tratados.
INFORME DE INCIDENTE NUIo4ERO (!li]/ G::lim
0"'00<0"" . .... . .•..... [ili]/ ~-I.IGIHII IJI-ffi
'ECHA •••••• ', •••• EI!]/rn HOPIA •••••••• • • , ••• EB'rn
-~~~I~;~;; ----T~~;~N- ~ ~ ~ -
.-.-.-~ ~~-.-1~i~ (oTK:-------------------~~~~-.
-~ ~~ ~-.-,-~ ~~~ -.-.-,;I~I/I~l;i;f
CONS(CUENCtAS •• . . .. ~ lXTfNSION.• , ••••••... ~
NOAt.lAUlACIOH , $ISTUoIA •• • •••• • •• rn TlEIo4It() • ••• • •• • ••• ' ffi, ~
co..roc."cooo, lOCAlIZACION . . . .... leI01 HI TIPO •. •. .. ... . , • •• . ~/ ~
_
~::A~~~_____~~:U_Z~~I~~~_._._~~~~_~_____________________~~~~_~_~U~~N~~_
~~~~~_'J~!~l0.1:J~~A~I_
"AoncelON EN lSTUOIO .,,8~P~ . ... . . 10 1 1151 TI/~-EB
M"'''CA. MODELO •••.•• GI3-(![,!]!] JUICIO ACruACION . . . . . • . e o R
TIIr:MPO OP("''''C. . . . . • . Gl '~ S "ECONUCK)N. • . • , . , • . • • S 1 N
_____________
':T~:A~:r_O~~S~_._~~~~~_~_____________________~Ir:~~~~:~~~~~~.:~~.:.~~ ~_ ~_~_____ _
p"'onCCION EN UTUOIO ,'.G tliJ. . , ... ·101 II siTI/ ffi]-rn
""A"CA . MOOIlO ••••• . GQ-Q!I!] JUICIO ACTUAOON •• . •. , • [ill
TIEMPO OPE"'AC. . .• - .• G, G1] S A[CONUUOH.•...•..••• ~
____________ ~~T~~~:r_O~~s__.•._ ~~~~_~_____________________~(~S~C~~H_ ~~:~~~~~~~ : ~J~g~______
oaSfIIIVACK)HU I ¡, 15101 31-111-1 ul NI Al
11 1 11 11 /1 111 11 1 l l
11 1 11 11 111 1 l 1111 l
IOIRIUIAI J1PICJ9 ILIAI liBNI,IAI 111111111111111111 1111111 l l
111111 11111 111 1111111 11 111111111111111l 11111
l l l l 1 I
En el ejemplo, se ha codificado un incidente, al que se ha asignado el número 1583,
correspondiente al año 1982. El incidente se produjo en la línea 4, que une las estacio-
nesABCDE y FGHIJ,el día 12deenero,a las 16,13 horas. La línea penenecea la red de
transpone l 10 kV y la causa del incidente se supone debida a agentes externos (AE) a la
explotación, concretamente a trabajos de excavación (TRA). Una grúa produjo el cor-
Etapas fundamentales para la definición, instalación y conservación 471
tocircuito. Como consecuencia del incidente, se produjo una interrupción del suminis-
tro a un abonado conectado en «T» sobre la línea (ABO). La falta producida era del tipo
resistente y produjo disparo de otras protecciones, por lo que se consideró que el inci-
dente se «extendió» a otros equipos distintos de aquél en que se había iniciado (RES).
La línea se normalizó mediante una conexión manual (CM), tras una reconexión auto-
mática sin éxito. El tiempo durante el cual la línea estuvo fuera de servicio fue de 3 mi-
nutos. El conocircuito se produjo sobre los propios conductores (CON) y afectó a la
fase R, resultando un conocircuito RN y de naturaleza transitoria (T). No se produjo
avería permanente (SIN) y se estableció que la potencia no suministrada alcanzó los
3 MVA-h.
En ambos extremos actuó el relé de distancia de la línea (DIST/LIN/..)de la marca
LM y modelo XYZ. eljuiciode actuación de los relés se consideró correcto (COR) y los
tiempos de disparo fueron de l s y 0,75 s, respectivamente. En ambos extremos actua-
ron los equipos de reconexión automática, pero sin éxito (SIN), por mantenerse toda-
vía el contacto grúa-línea. Los interruptores actuaron correctamente (COR) y, en una y
otra estación. la reposición se hizo manualmente, al no disponerse (SEC) de automatis-
mos de conexión automática.
En el apanado «observaciones» se hace constar el número del incidente y se añade
una cifra que indica que el impreso es el número 1de los rellenados por el mismo inci-
dente. A continuación se añade de forma resumida un texto explicativo.
Lógicamente, con toda la información disponible de todos los incidentes se podrán
emitir informes sobre causas de incidentes, componamiento de los diferentes equipos,
energía no suministrada, etc.. que servirán para posteriores estudios de nuevos diseños
y mejoras.
7.7 Mantenimiento
Se entiende por mantenimiento el conjunto de aquellos trabajos preventivos destina-
dos a verificar que los diversos componentes del sistema de protecciones están en con-
diciones de ejecutar correctamente su cometido.
Un buen servicio de mantenimento exige revisar los equipos con ciena periodici-
dad. Que dependerá de la imponancia del elemento al que la protección está asociada.
Por ejemplo. en las lineas de M.A.T. se considera necesario realizar un chequeo bianual
de las protecciones y equipos asociados (teleprotección, equipo de sincronismo, etc.).
En cambio. en los relés de sobreintensidad de una línea M.T., la periodicidad puede ser
de cuatro o cinco años.
Un buen chequeo de un relé de protección abarcaría todo el abanico de pruebas
funcionales. idéntico al realizado por el laboratorio en la recepción. Se comprende que
en un sistema eléctrico de gran tamaño realizar este tipo de mantenimiento resultaría
económicamente inviable. Por consiguiente, las pruebas de mantenimiento deben ten-
der a comprobar funciones básicas y por ello es explicable que se utilicen cada vez más
relés capaces de simplificar al máximo las tareas de mantenimiento.
En este sentido. resulta muy útil que el relé incorpore algunos elementos de señali-
zación. Por ejemplo, en un relé estático de sobreintensidad direccional a tiempo in-
·erso. carente de elementos móviles. la única forma de determinar la zona de trabajo](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-245-320.jpg)
![u
490 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Antes de pasara describir las pruebas dinámicas, es conveniente conocer el funcio-
namiento interno de esta protección.
Como se dijo anteriormente, se trata de una protección de distancia con un único
elemento de medida, el cual recibe las magnitudes para la medida seleccionadas en fun-
ción de los arranques (lig. 8.11).
~=t~~,~~,~,~rt-1--=~KlDD. 1 ___~::::~I~.'~'~'~~==~
oI.lIlt&HQIJ( "TI t- I
-........._ 01)111 I I
I I
][ j-----!------'
L ___________ ...J
Fig. 8. 11 Esquema de bloques de una protección de distancia conmutada.
A pesar de ser una protección estática, la conmutación se realiza por medio de re-
les, con lo cual se emplea un tiempo del orden de 5 + 10 ms en realizarla, con «rebotes»
de los contactos en dicho intervalo.
La medida propiamente dicha está compuesta de tres partes totalmente diferen-
ciadas:
- Medida de dirección.
- Medida de impedancia.
- Lógica de disparo.
La dirección se determina por medio de un elemento direccional qu~ tiene un án-
gulo de par máximo de 45' y que realiza la medida por determinación del tiempo de
coincidencia de la intensidad de falta y una tensión seleccionada. Para ello, en primer
lugar, se convierten las senoides en ondas cuadradas y la parte positiva de la misma es
llevada al comparador superior(lig. 8.12); si el tiempo de coincidencia de las dos supera
los 6 ms (108°), da un pulso en la salida.
Con el fin de obtener un tiempo de disparo menor, se realiza el mismo proceso con
las semiondas negativas (comparador inferior).
Para la medida de la impedancia se utiliza un comparador angular similar al de la
medida de la dirección, pero al ser mucho más critica la medida,en este caso se determi-
nan tanto el tiempo de coincidencia como el de ausencia de las dos señales; con ello,
para obtener disparo es necesario que las ondas sean simétricas y la frecuencia próxima
a los 50 Hz.
El comparador angular da orden de salida cuando la fase entre los vectores IMEO
y U"'ED es inferior a 45°, lo cual indica que la impedancia es inferior a la ajustada
(fig. 8.13).
It.4ED
UDIR
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección
Fig. 8.12 Unidad direccional.
~ lona m"dldO dir.c:c: ió,.
~ lona med ido imp.dOMio
mlona d" dispo,o
Fig. 8. 13 Sistema de medida.
491
En la lógica de disparo (fig. 8.14) se comparan los impulsos de salida de la medida
impedancia y dirección y, en caso de coincidencia de ambos, conmuta la báscula de
lida, quedando ésta activada mientras persista el arranque. A fin de eliminar el riesgo
disparos incorrectos, se dispone de diversas seguridades, como, por ejemplo, un blo-
eo del disparo al producirse un arranque o al conmutar el escalón de duración 5 ms
el primer caso y 12 ms en el segundo. Otro dispositivo de seguridad que incorpora la
otección es un integrador que entra en servicio de 10 a lOO ms después del arranque
. la protección y que hace que sean necesarias cuatro coincidencias consecutivas de](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-255-320.jpg)
![522 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Este efecto, el bajo ajuste de intensidad y tiempo del relé direccional de neutro daba
lugar a los funcionamientos incorrectos.
8.8.4 Conclusiones
Para resolver este problema bastó con introducir en el relé direccional de neutro una
temporización de O
,I + 0,2 s y se evitaron los efectos de estas «puntas» de corriente.
En los casosen que la instalación lo permita, para mantener la rapidez de funciona-
miento y evitar temporizaciones adicionales, resulta ideal alimentar los relés de so-
breintensidad de neutro a partir de un transformador de intensidad toroidal que abrace
el cable que hay que proteger y que, como es obvio, queda inmune de los efectos antes
expuestos.
Este ejemplo es ilustrativo de la necesidad de contrastar con la realidad de los he-
chos aquellas magnitudes ysoluciones que a veces seconsideran suficientes en un análi-
sis teórico.
8.9 Explosión de un trensformador de tensión originada por el fenómeno
de resonancia
8.9.1 Antecedentes
En una instalación de 220 kV a la que se conectan varias lineas y transformadores
(lig. 8.47), mientras se realizaban maniobras al finalizar trabajos de mantenimiento so-
bre un interruptor automático se produjo la explosión de un transformador de tensión
(TfT) de medida y protección, con proyección de cascotes de porcelana a distancias de
hasta 50 m.
---,----------------~----T_-----A
S",cionodoru
barros
--~-1------------~-4---+--T--8
"'I",ruptor
Sec:cionodort's
Unt'o
Unión borras
] ]
TlT TlT
....-...11· ¡""'_-l!I'
~-i'
linto Trofo
Flg.8.47 Esquema simplificado de la red.
Borras 120 kV
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 523
8.9 .2 Análisis de la instalación
Dada la gravedad de los hechos, se efectuó un análisis pormenorizado de las circunstan-
cias en las que ocurrió la citada explosión, llegándose a la conclusión de que se producia
un fenómeno de resonancia serie entre la reactancia inductiva de los transformadores
de tensión y la reactancia capacitiva de los condensadores incorporados en el inte-
rruptor.
Los interruptores de alta tensión equipados con varias cámaras de ruptura, como
era el caso. disponen de condensadores en paralelo con las cámaras, para obtener un
reparto equilibrado del potencial aplicado durante y en la situación de apenura
(fig. 8.48).
r-----~;:d~;;d;;;e-;:------l
,~::,k~[IIIII1L~::.l.
Comaras de ruptura
L _________________J
Fig. 8 .48 Interruptor A .T. con seis cámaras de ruptura .
Las maniobras que se realizaron después de haber terminado los trabajos de man-
tenimiento del interruptor fueron las siguientes (fig. 8.49):
----~¡__-------A
5A
58
-_'-+___8
r---.ll·
51~
r ,l'
lineo
80rrol. UOkV
Fig. 8 .49 Conexiones para trabajos de mantenimiento.](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-271-320.jpg)
![526 Protecciones en las instalaciones eléctricas
Int~rruplor (J) cet'rado Int~rruplor (J) obi~rlo
Fig. 8. 52 Registros de tensiones con la incorporación de un filtro.
seño. Por tanto, las dificultades que se planteen durante su explotación requieren solu-
ciones imaginativas que eviten restricciones en la medida de lo posible.
8.10 Consecuencias de la falta de sincronismo entre los contactos
principales y auxiliares de los interruptores
8.10.1 Antecedentes
En una instalación de 110 kV (fig. 8.53) se observó que al realizar la maniobra de aper-
tura del interruptor fu de la linea 1, estando el otro extremo de la misma desconectado.
se producia el disparo del interruptor f u de la línea 2, señalizando la actuación del relé
de distancia.
Al mismo tiempo que se realizaba la maniobra descrita yse producia el disparo in-
tempestivo de la otra línea, se puso de manifiesto que actuaban uno O ambos interrup-
tores magnetotérmicos de protección de los circuitos secundarios de los T(f 110 kV de
ambas lineas.
Analizados los sistemas de señalización y registro locales y remotos, se concluyó
que. al no existir ninguna anomalia en la red, la causa de la actuación incorrecta sólo po-
dia ser imputable a la instalación en cuestión.
8.10.2 Análisis de la instalación
Efectuada una minuciosa revisión de la instalación sin encontrar ninguna anomalia, se
centró el análisis en los circuitos secundarios de tensión de los T(f 110 kV.
En la figura 8.54 se muestra el esquema de los circuitos secundarios de tensión de
las dos líneas 110 kV. Como puede apreciarse, los dosjuegos de transformadores de ten-
Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 527
liMO I l(l'eo l
~T1
"-lI' ~~
Tlfll) s" liT (2) s"
'1
TI! (1)] TII(l)]
'LI 'U
[ ~LI
ro"aortolllOkY
f' f
'TI ,"
TRAI'"Q I TRAFO 1
Fig. 8.53 Esquema de la instalación.
sión alimentan las protecciones de distancia y equipos de medida y sincronismo de
cada línea.
Con el fin de poder comprobar el sincronismo de dos líneas de 110 kV de tensión
cuando van a ser conectadas a las mismas barras, y al no existir transformadores de ten-
sión de 110 kV en las barras, se establece una (<tensión de barras equivalente» mediante
los contactos auxiliares de los seccionadores y el interruptor correspondiente a cada lí-
nea de 110 kV.
El motivo más razonable que justifica el funcionamiento de los interruptores mag-
netotérmicos en el momento en que se abre un interruptor de línea, estando su otro ex-
tremo desconectado, es que a través de los circuitos secundarios se establezca un para-
lelo momentáneo entre ambos T(f, causado por un desajuste de los contactos
auxiliares del interruptor que se desconecta. En esta situación, los interruptores magne-
totérmicos se ven atravesados por la corriente de excitación que absorben los T(f que
previamente han sido desenergizados por desconexión de los interruptores A.T. en uno
y otro extremo de la línea.
8.10.3 Comprobación del sincronismo de 105 contactos principales y
auxiliares de los interruptores A.T.
Para confirmar la hipótesis anterior se procedió a continuación a analizar el sin-
cronismo entre los contactos principales y auxiliares de los interruptores de las líneas
110 kV denominados fL • e fu.](https://image.slidesharecdn.com/scribd-230116143453-6f377840/85/Protecciones-MT-MT-BT-273-320.jpg)
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Protecciones MT-MT-BT
- 1. Paulino Montané ." PROTECCIONES EN LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS EVOLUCiÓN Y PERSPECTIVAS ...- ..xa...
- 2. Amigo lector: La. obra que usted tiene en sus manos posee un gran valor. Fin ello, suau/ar, havertilÚJ C01lbCimUmIos, experieIlCiaY nwcIw trabc¡jo. El editar ha procurad<> una ~ digna ere su contenido y está poniendo Wdo su empeño y recursos para que sea ampliamente difundida, a través de su red de wmercia- lizacilm. Usted¡nude obteMrfotocopUls CÚi /aspágimls dellWro para su uso personaL Pero desco>¡fie Y _ CtUIlquier 'liemplar "piraia' ofoUJeopia ilegal del mis>rw p<>rq1re, ere la coni1'ari<>, contribuiría al lucro de quienes, conscienI.e oinconscienlemen- te, se aprovechan ilegU:imarnenle del esfuerzo del autor y del editor. La reprografla indiscriminada Y la pimleria edilorioJ, no solamente son prácticas ilegales, sino que atentan contra la creatividad y cxmtm la difusión de la cuUura. PROMUEVA LA CREATIVIDAD !/ESPE:FE EL DERECHO DE AUTOR LuisAn uzarraga GO.1:aiCl. ING. EN ENERGIA Reg CIP. N· 76625 Paulino Montané Sangrá Dr. Ing.niero Industri.¡ " • PROTECCIONES EN LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS Evolución y perspectivas marcombo BOlXAII.EU EDlTOItES BARCELONA
- 3. o Paullno Montn, 1993 Reservados todos lOs derechOs de publicación, reproduct:l6n, prés1amo, alquiler o cualquier otra formI de c:esIOn del uso de este ejemplar en cualquier idioma po!" MARCOMBO, SA Gran VIa de les Corts Catalanes, 594 08007 Barcelona (Espal'la) 2.' Edición Quedan rigl6OS8mente prohibidas, sin la autorización escrita de los titulares del 'Copyright', balo las sanciones establecidas en las leyeS, la reproducción total o parcial de esta obra por cualquier medio o procedimiento, comprendidos la reprogralla y el tratamiento Informático, y la distribución de eJemplares de ella mediante alquiler o préstamo públicos, asl como la exportación e Importación de esos ejemplares para su distribución en venta, fuera del ámbito de la Comuridad Económica Europea. ISBN: 97s.84-267-0688-1 DepósIto Leoal: 8-25009-2008, U.E.. Impreso en EspafIa Prlntecl In Spaln Fotocomposlcl6n: gama, s.a.•Arlslldes Malllol. 3. 08028 Barcelooa AeaIIzaci6n: THEMA, Buenos Aires, 60. 06036 Barcelona DIseno de la cubierta: Irene Ak:araz y Ju~ Garcfa Impresión: Publidisa Texto basado en la tesis doctoral de D. Paulina Montané Sangrá, Doctor Ingeniero Industrial, y con la colaboración de D. Enrique Bondia Domper y D. Enrique Suárez Figaredo
- 4. INDICE Prólogo XVII Introducción XIX Capitulo 1 Generalidades 1.1 Desarrollo histórico 1.1.1 Sistemas de protección directos 1.1.2 Sistemas de protección indirectos 1.2 Planificación de las protecciones 1.3 Exigencias básicas de los equipos de protección 1.4 Instalaciones de un sistema eléctrico 1.4. 1 Elementos de un sistema eléctrico 1.4.2 Incidente en un sistema eléctrico 2 2 3 9 10 12 13 13 1.5 Tratamiento del neutro en un sistema eléctrico 14 1.6 Cálculo de conocircuitos 17 1.6.1 Cálculo en valores óhmicos 18 1.6.2 Cálculo en valores relativos 19 1.6.3 Transformaciones estrella-triángulo 29 1.6.4 Componentes simétricas 31 1.6.4.1 Determinación de las componentes simétricas para diferentes tipos de conocircuitos 38 1.6.5 Tablas de valores 56 Capítulo 2 Equipos asociados a las protecciones 2.1 Transformadores de medida 2.1.1 Transformadores de intensidad 63 63 64 VIII fndice 2.1.2 Transformadores de tensión 7S 2.2 Interruptores automáticos 87 2.3 Fuentes de alimentación auxiliar 91 2.3.1 8aterias de acumuladores 91 2.3.2 Cargadores 92 2.4 Equipos de sel'lalización 94 1.5 Equipos de automatismo 96 2.6 EqUIpos de comunicación asociados a las protecciones 97 Capitulo 3 Perturbaciones 103 31 Tipos de penurbaciones 104 3.2 Limitación de las penurbaciones 107 3.3 EspeCificacIones de ensayo para las protecciones 108 3.3.1 Ensayo de tensión soponada 108 3.3.2 Clasificación para ensayos de onda de choque y distur- bios de alla frecuencia 109 3.3.3 Ensayo de onda de choque 112 3.3.4 Ensayo de disturbIos de alta frecuencia 113 3.3.S Ensayos de disturbios por campos electromagnéticos ra- dIados 114 3.3.6 Ensayos de disturbios por descargas de electricidad es- tática lIS 3.4 Penurbaciones y su medio ambiente 116 Capitulo 4 Enumeración y descripción de 1 01 sistemas de protección mas usuales 123 4.1 Protección de 50breintensidad 123 4.1.1 Protección de 50bretntensidad a !lempo independiente 123 4.1.2 Protección de 50breintensldad a lIempo dependiente o tiempo inverso 126 4.1.3 Protección de 50breintensidad con frenado de tensión 132 4.2 Protección de sobreintensidad direccional 132 4.2.1 Principio de la protección de sobrcintensidad direccional 136 4.2.2 Protección direccional de fases 140
- 5. índice IX 4.2.3 Protección direccional de neutro 142 4.3 Configuraciones típicas en protecciones de sobreintensidad 145 4.4 Protección diferencial 147 4.4. 1 Principios básicos 147 4.4.2 Mezclado de intensidades 153 4.4.3 Detección de faltas resistentes 156 4.4.4 Protección diferencial longitudinal 160 4.4.4. 1 Protección diferencial longitudinal de inten· sidad 163 4.4,4.2 Protección diferencial longitudinal de tensión 166 4.4.4.3 Supervisión de los hilos piloto 166 4.4.5 Protecciones diferenciales de barras 168 4.4.5.1 Protección diferencial de barras de alta impe- dancia 169 4.4.5.2 Protección diferencial de barras con transducto· res lineales 171 4.4.5.3 Protección diferencial de barras con estabili- zación 173 4.4.6 Protección diferencial transversal 176 4.5 Protección de comparación de fase 178 4.5. 1 Principios básicos 178 4.5.2 Mezclado de intensidades 181 4.5.3 Elementos de arranque 185 4.5.4 Transmisión de la se!al 188 4.5.5 Análisis funcional 190 4.5.6 Dispositivos de pruebas 192 4.6 Protección de comparación direccional 193 4.7 Protección de sobretensión y subtensión 196 4.8 Protección de frecuencia 197 4.9 Protección de distancia 200 4.9. 1 Sistemas de medida 201 4.9.2 Escalones de medida 212 4.9.3 Aplicación de las protecciones de distancia a redes trifá- sicas 214 4.9.4 Particularidades de la medida en las faltas monofásicas 220 4.9.5 Particularidades de la medida en las faltas bifásicas 223 4.9.6 Panicularidades de la medida en las faltas trifásicas 226 4.9.1 Elementos de arranque 228 4.9.8 Protecciones conmutadas 23 1 X índIce Capítulo 5 Recomendaciones para la protección de Inatalaclones ."ctricas lJ7 5.1 Protecciones de generadores 237 5.1. 1 PrOlccción diferencial de generador 239 5.1.2 Protección de sobretensión 241 5.1.3 Protección de subtensión 242 5.1.4 Protección contra falta 3 tierra en la red exterior 243 5.1.5 Protección de pérdida de excitación (sub.excit3ción) 244 5.1.6 Protección de conocircuitos entre espiras 247 5. 1.7 Protección de contactos a tierra en el estator 25 1 5.1.8 Protección de falta a tierra en el rotor 259 5.1.9 Protección de retornos de energ.ia 261 5.1.10 Protección de carga asimetrica 261 5.1.1 1 Protecdón de minima impedancia en la estrella del ge· nerador 264 5. 1. 12 Protección de mínima impedancia en el lado de A.T. del transformador 265 5.1.13 Protección de subfrecuencia 265 5.1.14 Protección de sobrevelocidad 267 5.1.15 Protección de energización involuntaria o de «máquina muena~ 267 5.1.16 Fatiga en el eje 268 5.1.1 7 Disparos de las protecciones 269 5.2 Protecciones de transfonnadores 271 5.2.1 Protección primaria contra sobretensiones 272 5.2.2 Protección de las instalaciones de refrigeración 273 5.2.3 Protección Buchholz 273 5.2.4 Protección de sobrecarga 273 5.2.5 Protección del dispositivo de regulación 275 5.2.6 Protección diferencial 216 5.2.7 Protección diferencial de neutro 285 5.2.8 Protección de cuba 286 5.2.9 Protección de sobreintensidad 288 5.2. 10 Protección de minima impedancia 291 5.2. 11 Protección de sobretensión 292 5.2.12 Protección de sobreexcitación 292 5.3 Protecciones de lineas y cables 292 5.3. 1 Protección de sobrecarga 294 5.3.2 Protección de sobreintensidad 294 5.3.3 Protección de sobreintensidad direccional 295 5.3.4 Protección de distancia 296 5.3.5 Protección de distancia con dispositivos de telepro- tección 299
- 6. índice XI XII índice 5.3.6 Protección de antipenduleo de potencia 304 Capitulo 6 Coordinación de 101 sistemas de protección 393 5.3.7 Protección de falta a tierra en un sistema con neutro aislado 305 6.1 Criterios sobre la selectividad 393 5.3.8 Protección para fallas resistentes 307 5.3.9 Protección diferencial longitudinal 312 6.2 Trazado de curvas de intensidad-tiempo 395 5.3.10 Protección de comparación de fases 313 5.3.11 Protección de comparación direccional 313 6.3 Consideraciones sobre los valores límite de ajuste 399 5.3.12 Protección de discordancia de polos 318 5.3.13 Equipos de normalización del servicio 318 6.4 Resolución de un ejemplo práctico 400 5.3. 14 Equipos de localización de averías 322 6.4.1 Análisis de la zona A 402 6.4.2 Análisis de la zona B 411 5.4 Protección de barras 325 6.4.3 Análisis de la zona C 417 5.4.1 Protección de barras M.T. 327 6.4.4 Análisis de la zona D 424 5.4.2 Protección de barras A.T. 332 6.4.5 Análisis de la zona E 427 6.4.6 Análisis de la zona F 433 5.5 Protetciones de baterías de condensadores 339 5.5.1 Fenómenos de conexión y desconexión en las baterías de Capitulo 7 Etapas fundamentales para la definición, Instalación y condensadores 340 conservación de las protecciones 441 5.5.2 Protección de baterías de condensadores derivación 342 5.5.3 Cálculo del desequilibrio en baterías de condensadores 7.1 Definición del esquema de protección 442 derivación 347 5.5.4 Protección de baterías de condensadores serie 355 7.2 Proyecto 442 5.6 Protecciones de motores 358 7.3 Recepción 443 5.6.1 Protección contra fallo de cojinetes 359 5.6.2 Protección térmica del estator 359 1.4 Instalación y verificación 452 5.6.3 Protección diferencial de fases 359 7.4.1 Verificación del aislamiento de los circuitos secundarios 453 5.6.4 Protección de sobreintensidad 360 7.4.2 Comprobaciones en los transformadores de intensidad 453 5.6.5 Detección de condiciones anormales de funcionamiento 361 7.4.3 Comprobaciones en las protecciones diferenciales 455 5.6.6 Protecciones adicionales para motores sincronos 366 7.4.4 Verificación de un relé de secuencia inversa 456 5.6.7 Relé universal para protección de motores 368 7.4.5 Dispositivos de conmutación para pruebas 457 7.5 Puesta en marcha 457 5.7 Protecciones comunes para la red 369 7.5.1 Procedimiento de verificación y ajuste 458 5.7.1 Protección de frecuencia 370 7.5.2 Hojas de filiación 463 5.7.2 Detección de pérdida de estabilidad 373 7.5.3 Comprobaciones en 105 transformadores de tensión 466 5.7.3 Protección contra colapsos de tensión 374 7.5.4 Verificación de un relé direccional de neutro 466 7.6 Seguimiento del funcionamiento 468 5.8 Protecciones en instalaciones de baja tensión 375 5.8.1 Dispositivos de protección reglamentarios 378 7.7 Mantenimiento 471 5.8.2 Protección contra sobrecargas 379 5.8.3 Protección de cortocircuitos 381 7.8 Reparación de averías 475 5.8.4 Protección de contactos a tierra 385 5.8.5 Cortacircuitos fusibles 388 7.9 Investigación 475
- 7. indice XIII XIV Indlce Capítulo 8 Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 477 8.6.1 Antecedentes 506 8.6.2 Regjstros de perturbaciones en la central 508 8.1 Ensayo de la protección diferencial de un transformador 8.6.3 Medidas provisionales 509 62 MVA 110/6,9 kV 479 8.6.4 Registros de perturbaciones en la subestación 509 8.1.1 Antecedentes 479 8.6.5 Conclusiones 512 8.1.2 Ensayo de los transformadores de intensidad auxiliares 479 8. 1.3 Registros de intensiclad de conexión del transformador 479 8.7 Actuaciones incorrectas de relés direccionales de fases 513 8.1.4 Ensayos en la protección diferencial 480 8. 7. 1 Antecedentes 513 8.1.5 Conclusiones 482 8.7.2 Comprobación de la instalación 513 8.7.3 Incidencia de los transformadores 25/ 11 kV 515 8.2 Comportamiento de las protecciones de distancia en lineas de B.7.4 Modificación de los ángulos de conexión y de par aponación débil de corriente de COJ1ocircuito fase a tierra 483 máximo 518 8.2.1 Antecedentes 483 B.7.5 Conclusiones 518 8.2.2 Registro de un cortocircuito monofásico 484 B.2.3 Di~ño complementario para situaciones de apoJ1ación B.B Actuaciones incorrettas de los relés direccionales de neutro 519 débil de cortocircuito fase a tierra en un extremo de la B.B.I Antecedentes 519 linea 4B7 B.B.2 Comprobación de la instalación 519 B.2.4 Conclusiones 4B9 B.B.3 Análisis de la saturación de los transformadores de inten- sidad 520 B.3 Respuesta de una protección de distancia electrónica conmutada B.B.4 Conclusiones 522 ante faltas evolutivas 489 B.3.1 Antecedentes 489 B.9 Explosión de un transformador de tensión originada por el renó- B.3.2 Ensayos de la protección de distancia con ma&nitudes es- meno de resonancia 522 tacionarias. Funcionamiento de la protección 4B9 B.9.1 Antecedentes 522 8.3.3 Ensayo de la protección en un simulador de red 492 B.9.2 Análisis de la instalación 523 B.3.4 Comprobación del funcionamiento de la protección con 8.9.3 Registros de las tensiones secundarias de Jos TIT 524 un analizador lógico 494 B.9.4 Conclusiones 524 8.3.5 Conclusiones 49B 8.10 Consecuencias de la falta de sincronismo entre los contactos 8.4 Efectos de la componente continua de la corriente de coJ1ocir- principales 'i auxiliares de los interruptores 526 cuito en el funcionamiento de las protecciones de distancia 500 8. 10.1 Antecedentes 526 8.4. 1 Antecedentes 500 8.10.2 Análisis de la instalación 526 8.4.2 Ensayos reales de cortocircuito 501 8. 10.3 Comprobación del sincronismo de los contactos pOnci- 8.4.3 Ensayos sobre una maqueta 501 pales y auxiliares de los interruptores A.T. 527 8.4.4 Conclusiones 502 8.10.4 Conclusiones 529 8.5 Actuaciones incorrectas de relés de frecuencia al desenergizar 8.11 Influencia de las perturbaciones en el funcionamiento de los una subestación 503 equipos electrónicos 529 8.5.1 Antecedentes 503 8.11.1 Antecedentes 529 8.5.2 Ensayos del relé de frecuencia 503 8.11 .2 Señales inducidas enfre circuitos de un cable multicon- 8.5.3 Ensayos de los transfonnadores de tensión 504 ductor 530 8.5.4 RegislrOs del transitorio de desconexión en la subestación 504 8.11 .3 Señales inducidas en los circuitos de los cables al manio- 8.5.5 Conclusiones 506 brar sectionadores A.T. 532 8.11.4 Efectos de los filtros contra perturbaciones en las señales 8.6 Influencia de la capacidad conductor-pantalla de los cables de de entrada 533 control en peJ1urbaciones conducidas 506 B.11.5 Conclusiones 537
- 8. índice xv Capitulo 9 laa protecciones del futuro, una nueva concepción 539 Capitulo 10 Perspectivas de evolución de loa sistemas eléctricos y su equipamiento 543 10.1 Los medios de generación 10.1 .1 Concentración de los medios de generación 10.1.2 Evolución de los generadores 10.1.3 Sistemas de control y medida 10.2 los medios de transporte 10.2.1 la regulación de la tensión 10.2.2 Estabilidad de la red 10.2.3 El diseño de las subcstaciones del futuro 10.2.4 Aspectos ambientales 10.3 Los medios de distribución 10.3. 1 Planificación de la distribución de energJ'a eléctrica 10.3.2 Evolución de los diseños y equipamiento 10.3.2. 1 Estaciones de maniobra y transformación 10.3.2.2 Ventajas de las estaciones prefabricadas 10.3.2.3 El interruptor automático 10.4 Supervisión y control 10.5 Capitulo 11 11.1 1.2 11.3 1.4 11.5 1.6 11.7 1.8 1.9 11.10 11.11 Fiabilidad, disponibilidad y seguridad en los sistemas eléctricos y las protecciones 10.5.1 Criterios de seguridad en los sistemas eléctricos 10.5.2 Fiabilidad de los sistemas de protección 10.5.2.1 Fiabilidad de los aparatos 10.5.2.2 Fiabilidad de los sistemas de protección Bibliografía General Capítulo I Capítulo 2 Capítulo 3 Capítulo 4 Capítulo 5 Capitulo 6 Capitulo 7 Capítulo 8 Capitulo 9 Capítulo 10 544 546 541 551 555 556 551 559 560 561 563 56' 564 566 566 566 569 511 514 514 515 583 583 583 584 586 588 590 594 595 596 596 591 PROLOGO Con excepciones, nuestros electrotécnicos siguen siendo remisos a transmitir sus cono- cimientos. El intercambio de experiencias, la iniciación de nuevas generaciones de es- pecialistas y, en definitiva, la fonnación continuada, requieren la entrega generosa de nuestrosexpertos.l..adeficiencia es mayor en la publicación de tratados que cubran una especialidad. Sorprendentemente. en el presente caso la literatura técnica extranjera tampoco ofrece una obra moderna global sobre protecciones en las instalaciones eléc- tricas. hecho que contrasta con la abundancia de aportaciones e infonnaciones parcia- les. Alentemos esta anticipación que contra4ice la injusta subvaloración de nuestros tecnólogos. Paulino Montan~ dedicó buena parte de su vida al ejercicio de la especialidad y aprovechó el vasto campo de experiencia que le proporcionó Fuerzas Eléctricas de Ca. talu"a, S. A. Esta 4CCXpertez» le fue bien reconocida en organizaciones y foros naciona- les e internacionales. Finalmente, hay que aiadir que responsabilidades de mayor al· canee. en su compaiía, han proporcionado al autor visiones que amplían las del especialista estricto. Lo referido. y su inquietud, explican que Paulino Montané se sintiera inducido iI aportar sus conocimientos en fonna de tesis doctoral. El desarrollo de esta tesis contri. buyó a impulsar una modalidad, desatendida en nuestro país, según la cual el grado Doctor es la culminación de una experiencia profesional. la complejidad creciente del entorno humano requiere mayores seguridades de los suministros de energía eléctrica. El WEC83 creó el eslogan 4CCnergía-desarrollo-calidad de vida>t. Agréguese la participación porcentual en aumento de esta fonna noble, pero cara, que constituye la energía eléctrica. las evaluaciones realistasde los perjuicios cau- sados por las perturbaciones en los suministros pondrlan de manifiesto que es necesa- rio dispensar una mayor atención a las perturbaciones (-). La tesis doctoral llamó la atención sobre la posible mejora de la calidad de los servicios, que, sin embargo, repre- sentarla el encarecimiento de esta fonna de energía; ambos factores son importantes para la competitividad de la industria de un país. La vigilancia del binomio coste-fiabi· lidad requiere la revisión constante de las técnicas de protección, en evolución ince- sante. • En visión ptoSpectiva, el autor llama la atención sobre las perturbaciones de ori¡en ex· temo, hoy poco atendidas .un. En el ruturo, tales perturbaciones eXÓlCllls pueden crear situacio- nes crfticas.
- 9. XVII I Prólogo Las ideas precedentes condujeron al autora prefigurar el concepto prolección-con- troJ. Los sistemas de protección vigentes actúan generalmente por hechos consumados. Hay quedesarrollar los métodos de preavisocon las concepciones que permiten las po- sibilidades actuales de la electrónica y de la telemática. El autor insiste en que la evolu- ción moderna de los sistemas eléctricos requiere la estrecha colaboración de los especia· listas en explotación y en planificación con los expertos en protecciones. En este contexto, reclama una mayor profesionalidad del especialista en protecciones, uno de los responsables de la calidad de servicio. En los dos años largos de preparación de la tesis, Montan~ alimentó el propósito de cubrir una parcela de la formación continuada, de la puesta al día, importante en la tec· nología electrotécnica. Se trataba de transmitir sus experiencias ajóvenes in,enieros, al tiempo que aportar una obra de apoyo para las empresas ycátedrllS. Sin duda, los cursos de su especialidad impartidos en la Asociación Nacional de In&tnieros Industriales de Catalui'la le han servido para la «reconversión» de la tesis. La preparación de un texto más general ydidáctico suponía una empresa adicional que Paulino Montané y sus ca- laboradores no dudaron en acometer. No solamente ha requerido una nueva redacción apropiada, sino también inclusiones y exclusiones de capítulos y apartados, yespecial- mente una abundante aportación gnifica suplementaria. Son diversas las especialidades que integran el dominio de la generación yel sumi· nistro de la energia eléctrica. Si el presente ejemplo induce a otros excelentes especiali5-- taS del país a una entrega semejante, el valor de esta obra será doble. En este sentido, hay q ue agradecer a FECSA el respaldo que no ha regateado al proyecto. No cabe duda de que, en la formación postuniversitaria, las aportaciones de los ingenieros en ejercicio y de las empresas son decisivas para que un país pueda pretender figurar en primera línea de la tccnología. Es con hechos como se establece la tan reclamada colaboración univer· sidad-empresa. ENRIQUE RAs OUVA Profesor Emérito de la Universidad Politécnica de CataJuia Barcelona. febrero de 1998 INTRODUCCION Los sistemas de protección constituyen boyen el sector eléctrico una de las más complejas y cambiantes disciplinas, no sólo debido a la evolución experimentada en los sistemas eléctricos, sino también a los adelantos tecnológicos introducidos en los equipos. Tan fulgurante es la evolución, que no resulta posible establecer normas rígidas ni patrones invariables, basta el punto de que los nuevos medios disponibles son más bien fruto de la experiencia -adquirida en el análisis continuado del comportamiento de los elementos que componen los sistemas eléctricos- que de descubrimientos espectacu- lares. El origen de este texto se remonta a las propias dificultades de encontrar materia escrita y, sobre todo, convenientemente estructurada, de esta especialidad. En el obligado capftulo de reconocimientos, además de la confianza y apoyo rccibi~ dos del catedrático D. Enrique Ras Oliva. debe patcntizarse que la obra no habría sido posible de no contar con los medios aportados por Fuen..as Eléctricas de Cataluia, S.A.; siendo particularmente de agradecer la desinteresada colaboración prestada por las Srtas. Alberich y Molí, y los Sres. Jané y Anguera, en la confección gráfica de texto y fi· guras, asr como en labores de corrección. y en fin,a nuestras familias, que de una forma u otra han visto perturbada la normal convivencia por las horas hurtadas al tiempo libre. Anímense todos aquellos excelentes profesionales del sector eléctrico a compilar por escrito sus conocimientos y experiencias, ya que - por modestos que puedan pare~ cerles- resultan de incalculable valor para los noveles. Para dejar ilesa su modestia, considérenlo como otra de las obligaciones que les imponen su entusiasmo y carino ha- cia la profesión. PAULlNO M ONTAN! SANGRÁ Doctor [ngeniero [ndustrial Barcelona, febrero de 1988
- 10. lujsAn I Ltzarraga Go,'1Zatel ING_EN ENERGIA Reg CIP. 110 76625 CAPITULO 1 GENERALIDADES la calidad del servicio en el suministro de energía eléctrica se mide, básicamente. en terminos del numero y duración de las interrupciones en el suministro, así como por el mantenimiento de la tensión y frecuencia dentro de unos limites prefijados o nomi- nales. La acción de los agentes atmosféricos, fallos del material y errores humanos hacen que se produzcan disturbios (incidentes) en la red. Estos pueden reducirse al mínimo si los sistemas están correctamente proyectados, con márgenes de seguridad económica- mente razonables, una estudiada selección de los equipos. una organización del mante- nirnientoque tienda a detectar la parte de la red en Que han disminuido sus coeficientes de seguridad Y. por ültimo. una adecuada sele<:ción, formación y motivación del perso- nal encargado de la explotación. Pero, aun en los casos en que los sistemas eléctricos estan cuidadosamente proyec- tados, conservados y explotados. siempre existen posibilidades deque se produzcan in- cidentes y, en tal caso, éstos deben ser eliminados de forma que quede desconectada del sistema la menor parte posible, a fin de que éste siga funcionando. Esto se logra me- diante la implantación generalizada de equipos de protección. En el sentido amplio de la palabra, se puede definir el concepto de 4q>rotecciónl+ como el conjunto de equipos necesarios para la detección y eliminación de los inciden- tes en tos sistemas o instalaciones eléctricas. Lo ideal sena disponer de equipos de protección que indicasen con antelación sufi- ciente el lugar o zona de ocurrencia de incidentes en Jugar de limitar sus efectos. Por el momento, los actuales equipos de protección, a pesar de su elevado grado de prestaciones, solamente son capaces de eliminar los incidentes en un tiempo mínimo (del orden de algunos milisegundos). El gran reto que debe superarse en un futuro próximo, consiste en disei'larequipos capaces de pronosticar un incidente y, a partir de ello, tomar las decisiones que permi- tan evitar la presencia de avenas en la forma actual. Los medios informáticos y su rápido desarrollo, la evolución de los equipos de me- dida (transformadores de intensidad yde tensión) mediante la optoelectrónica, los nue- vos diseños de interruptores automáticos, etc., han de permitir que el método de pro- nóstico yel de detección por variación brusca de magnitudes, se fundan en uno solo que
- 11. 2 Protecciones en las Instalaciones eléctricas permita, en definitiva, modificar el actual concepto de detección y eliminación de averías. En ,los capitulos Que siguen se exponen, bajo diferentes aspectos. los equipos de protecCión: desde su descripción y enumeración, hasta su aplicación. evolución tecno- lógica y precauciones que deben ser tenidas en cuenta. Los conceptos básicos de protección son independientes del nivel de tensión de que se trale. de ahí que su aplicación sea indistinta. Son las limitaciones económicas las que, en ultima instancia, aconsejarán el número de equipos que deban instalarse. puesto que, salvo en casos singulares. no tendria justificación proteger con un mayor coste que el que pueda corresponder a lo que se protege. 1.1 Desarrollo histórico Con la irrupción, hacia finales del siglo XIX, de los primeros sistemas eléctricos alter- nos. empezaba una elapa entonces apenas insospechable del desarrollo de la energía eléctrica. El descubrimiento del transformador permitió, alrededor de 1885, vislum- brar la posibilidad de expansión a grandes áreas geográficas del transporte y distribu- ción de la energía eléctrica. El crecimiento de los sistemas eléctricos fue generando unas necesidades auxilia- res. entre las cuales se incluyen los sistemas de protección. Entre las muchas clasificaciones que podrían establecerse por el desarrollo histó- rico. se ha elegido la que fija etapas bien definidas en la evolución de los sistemas de protccción: 1. 1.1 Sistemas de protección directos ~n todos aquellos sistemas en los cuales el elemento de medida es, generalmente, el mismo que el de corte -o está incorporado en éJ- y la magnitud que hay que controlar normalmente la intensidad, se aplica a la protección sin ningun tipo de transfor: mación. a) Fusibles Es el método de protección más antiguo de todos los utilizados. Se basa en el incre- mento de temperatura que sufre un conductor al ser atravesado por una intensidad. Se calibran de forma que el conductor se funde cuando es atravesado por una intensidad prefijada, interrumpiendo el circuito. Los fusibles constituyen un método de protección simple y relativamente econó- mico que además tiene como principal ventaja el hecho de eliminar elevadas corrientes de cortocircuito en tiempos inferiores a los S ms; con ello evita que la intensidad al- ~ance s~ valor de pico y reduce por tanto las solicitaciones térmicas y dinámicas de la m~talaclón. No obstante, presenta una serie de desventajas, como su poca precisión. baJO poc;ler de cort~, e~vejecimiento, etc., que hacen que en la actualidad su uso quede restnngldo a I .os CIrCUItos de baja tensión ya derivaciones de líneas y equipos de pe- queña potencIa de la red de media tensión. Generalidades J b) Relts directos Al igual que los fusibles., protegen contra cortocircuitos. Consisten en una bobina en se- rie con la entrada del interruptor automático, y que, por tanto, está recorrida por la in- tensidad controlada (lig. 1.1). F¡g. 1. 1 Rete directo. En el momento en que, por incremento de la intensidad, aumenta la fuerza del campo electromagnético generado en la bobina y supera la de un muelle antagonista Que tiene el aparato. se produce la desconexión (disparo) del interruptor automático o se desenclava un sistema de relojería que produce este disparo con un cierto retraso, se- gun el modelo de relé de que se trate. 1. 1.2 Sistemas de protección indirectos Son aquellos en los que las magnitudes que hay que controlar (tensión, intensidad, tem· peratura. etc.) se transforman en valores normalizados antes de inyectarse al relc! de protección. En general, estos sistemas son más costosos que los directos al precisarse -además de la protección propiamente dicha- transductores '1 elementos de corte. Sin embargo. con su aparición el concepto de protección alcanza su plenitud. Los principales tipos son:
- 12. 4 Protecciones en las Instalaciones eléctricas a) Sistemas eltctromagnlticos La información suministrada a los relés en forma de intensidad o tensión es transfor- mada por éstos en una fuerza capaz de cerrar unos contactos que establecen la continui- dad en el circuito de disparo. Según su construcción, los podemos clasificar en: - J:mbolooarmadura articulada (tip. 1.2 Y1.3). Al superarla fuerza del campo ma,m~ tico de la bobina el esfuerzo antagonista de un resone,la armadura se une al polo del electroimán, arrastrando un contacto móvil Que lleva solidario. 10'I N. CONT"'CTOS Fig. 1.2 Relé d, émbcHo. ' . ReNn' ....ut:lll {I_ l ' , ........nES DE C- A DE 1O".1lA Fig. 1.3 Relé de armadura articulada. Generalidades 5 - Disco de inducción (fig. 1.4). El campo magnético generado en la bobina produce un parde giroen eldisco, proporcional a la tensión o intensidad aplicada, obteniéndoSt:. por tanto, un tiempo deactuaci6n inversamente proporcionala la magnitud medida. _,-II--c:/'~ CON'ACTOS DISCO C"OJlfoIE1( OE 1'''''0 .....ILlOS DE SO..,,,, Fig. 1.4. Relé de disco de inducción. - Copa ocilindrode inducción (tig. I.S). Al disponer el núcleo (estator)de varios polos, permite su utilización en aquellos relés de protección en 105 Que sea necesario com· parar más de una magnitud (por ejemplo: relés vatimétricos). El par de giro es pro-- parcional al producto vectorial de las dos magnitudes utilizadas. '. '. T sil. va , vb ,cos f3. K"'utlLt: l.'.' '1'" Ipol.. 1 Fig. 1.5 Rel' de copa o cilindro de inducción. !''' Uco"
- 13. 6 PrOTeCCiones en las insTalaciones eléctricas b) Sistemas de bobina mÓVIl (fig. /.6) los equipos de bobina móvil ocupan una situación intermedia entre los equipos elec- Tromagnéticos y los electrónicos. Poseen algunos elemenTOS eleclrónicos tales como diodos, resiSTencias y condensadores, pero la medida se efectúa aún electromagnética- mente por medio de un dispositivo de medida polarizado de cuadro móvil. Este sistema mide por integración los valores mediOS de la magmtud de entrada. La rapidez de este sistema es superior al electromagnético, y su consumo y tamaño son inferiores. I ' - 1 I " I • , '.~o' h."'..... I c......,. a....t.oao 01 u.....~o' , ••""01. " ~"""u<,';n P' s, ! " I '-", l ·) I I I ..-,; '" I "0 I I " I I , ., I Ftg. 1 6 Rel4 de bobine móVil e) Sistemas d, e/«trónica com·enclOnal (fig. 1.7) Este sistema mide por integración los valores instantáneos de la magnitud de entrada. La aplicación de la electrónica al campo de los sistemas de protección ha permitido desarrollar una nueva gama de tipos de protección.así como mejorarsuscaracterfstlcas Generalidades 7 de funcionamiento. lanlaen precisión como en rapidez como asimismo en fiabilidad y duración. Olra novedad imponantees la construcción modular de losequipos,lo que ha per. milido ~ducir el volumen y simplificar el discr'o al existir módulos de funciones espe. cifi(';¡~ que se pueden utilizar para diverso~ tipos de protección. lOO' 0 1 1 U If-'o'- +++- u 0 I • ._--- -.-1 0 • ¡..., C!) " '. -u T......'O....o.k.. do 0..10",. I!I.."' ....... d....n'rodo 1 EI..",..nIO d.. ",.. dldo qu.. do•.,,,,i..o ... u",brol " T, ..n,for",ador do ..,condido 5 Th,.'¡IIo, , Itobi..... 0..1 i,lo"upla, 1) Ti.",po p'opio funcio ..o",¡....lo <1..1 .tleí · -1 12 Ti..,,"PO p.opio funclono",¡....lo <1.., ¡,,'''ruplo, Ftg. 1.7 ReI6 electrónico conveneionel. d) Sislemas elec/rónicos digilalizados (fig. 1.8) La aparición en el mercado de los primeros microprocesadores, a finales de los ar'los se. senta, impulsó a los grandes fabricantes de protecciones a diser'lu sistemas basados en microprocesadores y aprovechar los desarrollos en tecnología de comunicaciones PQr fibra óptica que transmiten gran cantidad de infonnación a alta velocidad_
- 14. 8 Protecciones en las IOstalaciones eléctricas El esquema básico de las protecciones digitalizadas es muy parecido al de las pro- tecciones electrónicas. La diferencia fundamental es que las segundas realizan la me- dida de forma analógica, mientras que las digitales la realizan por medio de unos algo- ritmos que operan con los valores instantáneos de la señal de entrada. Para ello es necesario disponer de una unidad que realice un muestreo de esta señal y de un conver- sor analógico-digital. I Transformadores de medida principales I + , I Transformadores de entrada I + r Filtros analógicos I t I Toma de muestras I + I Conversión analógica/ digital I t I Procesado de la información I t I Interfase de salida I I Equipos periféricos (interruptores. etc...) I Fig. 1.8 Esquema de bloques de un rekl digital. Las principales ventajas que presenta la introducción de los microprocesadores en estos sistemas son: 1 ) Facilidad para incorporar autodiagnósticos y funciones automáticas de inspec- ción, lo cual representa unagran mejora en la fiabilidad y la seguridad. La supervi- sión continua permite la verificación de los circuitos de la CPU (unidad central de procesamiento), memorias, dispositivos de ajuste yelementos de entrada y salida. Generalidades 9 11) Mejora de características. La complejidad de los sistemas eléctricos requiere unas sofisticadas características en los equipos de protección que implican una gran cantidad de hardwarecuando se utilizan relés convencionales, mientras que en los relés digitales la consecución de una característica determinada es sólo problema de software. 111) Mejora de la flexibilidad y la aplicación. En los relés de protección digitales las funciones del relé son realizadas en la medida de lo posible por software, y por tanto se pueden normalizar varios tipos de relés que tengan idéntico hardware. IV) Reducción del conexionado entre equipos. La utilización de microprocesadores posibilita la realización de sistemas jerarquizados en los que las tradicionales uniones entre equipos que precisan un conductor para cada una de las señales, se sustituyen por comunicaciones en serie en las que un solo par de conductores pue- den transmitir la totalidad de la información. La aplicación de los microprocesadores es ya en la actualidad un hecho pues, exis- ten en funcionamiento todo tipo de relés. No obstante, quedan por resolver todavía al- gunos problomas;así, en el caso de las protecciones, deben ser desarrollados con tecno- logía digital nuevos esquemas de protección que satisfagan plenamente los requisitos de los sistemas eléctricos. Respecto al hardware, se trabaja en la miniaturización de los periféricos, en el desarrollo de nuevos transductores yelementos con baja disipación de potencia y en tecnologías para la inmunidad a las penurbaciones (ruidos, sobretensio- nes, etc.). 1.2 Planificación de las protecciones Para procedera la determinación de las protecciones necesarías en una instalación cual- quiera, es preciso disponer de la información completa de ésta, y conocer debidamente la incidencia de la misma sobre el resto del sistema eléctrico al que está conectada. Con- secuentemente, se debe proceder a una planificación general de los sistemas de protec- ción, que podría concretarse en los siguientes puntos: a) Conocimiento detallado de la red y I o de la instalación que hay que proteger. b) Definición concreta de las zonas de influencia de cada protección y su compona- miento para cada tipo de disturbio previsible. e) Definición concreta de los márgenes y zonas de solapamiento de cada sistema de protección. Las protecciones de tipo <<cerrado» sólo actuarán para faltas dentro del tramode instalación limitado por los transformadores de medida que las alimentan. Las de tipo <<abieno» actúan al superarse su ajuste independientemente de la situa- ción de la falta. d) Definición de las protecciones de reserva que deben actuar en caso de fallo de una protección principal asociada a un interruptor para cada tipo de falta. Estas protecciones de reserva se califican como locales cuando se hallan en la misma estación que la protección principal y pueden estarasociadas al mismo interrup- tor, en cuyo caso las llamaremos secundarias.
- 15. 10 Protecciones en las instalaciones eléctricas ® [[] Prol.c:tión no dlreccionol rn Protección direccionol Fig. 1.9 Protecciones de reserva (local y remota). Cuando la protección de reserva está situada en otra dependencia se califica como remota. Es de destacar que las protecciones pueden asumir la doble función de protec- ción principal yde reserva según la localización de la falta. Así, en la figura 1.9 la protec- ción 9es principal para faltas en el punto B, al tiempo que es protección de reserva re- mota para faltas en el punto A. La protección 4 es de reserva local para ambos casos. En caso de una falta en A y fallo de la protección l. deben disparar las protecciones de 4.8 y 9. Otro punto importante que hay que tener en cuenta en la planificación de las pro- tecciones es encontrar el óptimo entre las características, la fiabilidad y el coste. Para ello, además de lo dicho, es de gran utilidad conocer estadísticas fiables tanto de la red y del equipo que hay que proteger como de los relés de protección que deban usarse. 1.3 Exigencias básicas de los equipos de protección La protección ideal sería aquella que actuara solamente ante los disturbios para los que ha sido instalada, que lo hiciera en el menor tiempo posible y que su precio fuera mí- nimo. Evidentemente, este ideal no es fácil de conseguir, por lo que es preciso valorar una serie de aspectos que, generalmente, son opuestos entre si. Los requisitos más destacables son: l. Seguridad. La probabilidad de no actuación de un sistema o componente cuando no debe hacerlo. Generalidades 11 2. Obediencia. La probabilidad de actuación de un sistema o componente cuando debe hacerlo. 3. Fiabilidad. La probabilidad de que un sistema o componente actue unica yexclusi- vamente cuando debe hacerlo. La fiabilidad de un equipo es el producto de la segu- ridad y la obediencia. Disponer dos relés en paralelo aumenta la obediencia y dis- minuye la seguridad del sistema; por el contrario, dos relés en serie aumentan la seguridad y disminuyen la obediencia (fig. 1.10). 4. Precisión. La respuesta a los valores de entrada. 5. Rapidez. El tiempo invertido desde la aparición del incidente hasta el momento en que cierra suscontactos el relé. Solamente será interesante esta característica en las aplicaciones donde no se introducen temporizaciones adicionales. El aumento de la rapidez implica una disminución de la fiabilidad. 6. Flexibilidad, para adaptarse a cambios funcionales. 7. Simplicidad. en el diseño, reduciendo al mínimo el numero de funciones e interac- ciones. 8. Mantenimiento. Reducción al mínimo de piezas sujetas a desgaste, evitando el mantenimiento periódico. 9. Facilidades de prueba. Se valora el que el equipo tenga incorporados dispositivos que faciliten su verificación sin que sea necesario desconectar ningún conductor para realizar las pruebas. , 10. AUlOdiagnóstico. La inclusión de funciones de autoverificación en la protección. Ésta es una de las ventajas que aportan las protecciones digitales. 11. Modularidad. El montaje de las protecciones en módulos enchufables posibilita la localización y reparación de las averías. 12. Precio. Reducido. 1$$ 1 $$ ~Oi•••,. r----Disparo <±) Lo o... rio ele uno el. lOS 1 r.'., putat suponer un di'poro LCI a ...",ro Ot uno el. 101 1 ,.,tI. no IUPOf'lI un disparo 1 1'I1,,,,pe.liyo ¡n''''''pt't h'o lo 0 .....;0 Ot "'"0 ~ los 2 " ttl. no impOl ibi,ilo t' oi,po.o lo 0....:.1·0 dt",no de 101 1 , ..Ii, IUPO",' impOlibilidad df Cl i.po,o Fig. 1.10 Ejemplo de los conceptos de obediencia V seguridad.
- 16. 12 Protecciones en las instalaciones eléctricas 1.4 Instalaciones de un sistema eléctrico Todos los sistemas eléctricos, con independencia de su tamaño y extensión, tienen en su concepción global cuatro partes fundamentales (tig. 1.11 ): -Generación RED ELÉCTRICA EN su CONCEPCiÓN GlOBAL T,oIO o"Onq.... CO"'UfYlOI prop'OI (tnotOl't'. ) DEULLE DE UN ESQUEMA r ípiCO EN UN CENTRO GENERA DOR Fig. 1.11 Modelo de red eláctrica. -Transporte-Interconexión -Transformación -Distribución-Consumo e_Iumo Las protecciones Que se analizan en los capítulos siguientes deben proteger coordi- nadamente cada uno de los elementos o equipos que componen cada una de las partes ciladas de un sistema eléctrico. Es esencial para el experto en protecciones tener un conocimiento global del fun- cionamiento de un sistema eléctrico, así como del comportamiento de cada uno de sus elementos. En otras palabras, suele decirse que el experto debe saber «Ver la red>. con el fin de poder diseñar las protecciones combinadas con sistemas de automatización que inci- den de forma directa en el funcionamiento dinámico del sistema eléctrico. Generalidades 13 Conviene, por tanto, resaltar que en la especialidad de las protecciones hay dos fa- cetas, cada una de gran importancia en sí misma, pero que deben ser aunadas con el fin de alcanzar el grado de protección deseado. Una faceta sería la definición de las protecciones necesarias para proteger cada ele- mento de la red frente a incidentes propios; la otra faceta sería la definición de las pro- tecciones que desempeñan un papel más general en el sistema eléctrico. 1.4.1 Elementos de un sistema eléctrico Dentro de las cuatro partes fundamentales en que se ha dividido un sistema eléctrico (o red eléctrica) cabe citar los elementos más destacados de las mismas (fig. 1.11): a) Generación. Dentro de este apartado cabe citar los propios generadores, los transfor- madores -elevadores O reductores, según la función que desempeñen- y los servi- cios auxiliares y/ o de arranque, tales como motores, equipos de excitación, etc. b) Transporte-Interconexión. Dentro de este apartado se incluyen las líneas y cables que realizan la función de enlazar los centros de generación con los centros prima- rios de 'distribución, o bien la unión en redes de una y otra empresas eléctricas. e) Transformación. Corresponde a los centros donde se realiza la transformación de la tensión, desde el nivel de transporte al de distribución. d) Distribución-Consumo. Corresponde a las lineas, cables y transformadores necesa- rios para distribuir la energía eléctrica hasta la diferente gama de receptores de con- sumo, incluyendo, naturalmente, a estos últimos. e) Elementos asociados. Corresponde a aquellos elementos asociados o auxiliares utili- zados para contribuir a facilitar las funciones básicas de los apartados anteriores. Cabe incluir: condensadores, reactancias, transformadores de medida (de in- tensidad, de tensión), dispositivos de maniobra (interruptores, seccionadores), etc. 1.4.2 Incidente en un sistema eléctrico Todo cambio en la red no deseado se denomina «incidente,,". Puede ser causado por faltas o por variación de algún parámetro que define la red. Un ejemplo de falta"" puede ser un cortocircuito trifásico, mientras que la apertura intempestiva de un interruptor, una sobrecarga o subtensión serían ejemplos de varia- ciones no deseadas. Las faltas se pueden dividir en dos grandes grupos: las faltas serie ylas paralelo. Las primeras se caracterizan por presentar diferentes valores las impedancias de las tres fa- ses y pueden ser causadas por la rotura de una o dos fases de una línea. Las faltas para- lelo, o cortocircuitos, son las más comunes yse caracterizan por el contacto eléctrico en- tre fases o entre fase y tierra, generalmente por medio de un arco. A partir de ahora, siempre que hablemos de faltas nos estaremos refiriendo a faltas paralelo (fig. 1.12). • Existen diversas denominaciones para el mismo concepto; por ejemplo: disturbio, pertur· bación. anomalia. elc. •• También son frecuentes las denominaciones: defecto, falla.
- 17. 14 Protecciones en las instalaciones eléctricas R • • s • • Fo llo parO le lo (cortocircuito Q t ierro de lo IOle T) R .- • S • • T ') G Fallo se ri e ( desequ ili brio por fotura de l conductor T) Fig. 1. 12 Ilustración de f~lta serie y paralelo. El número de faltas en un sistema está en función de muchos parámetros, entre ellosel nivelde la tensión,yse puede observaren las estadísticas que el número de faltas por año y 100 km aumenta al disminuir la tensión nominal de la red. Así, las redes de 400 kV tienen 0,25 faltas / 100 km, mientras que una red de 25 kV puede alcanzar hasta 20 faltas / 100 km. A título de ejemplo se indica la distribución de los diferentes tipos de faltas en una red de 400 kV.: Monofásicas Bifásicas Trifásicas 78 % 19% 3 % Como puede apreciarse, la mayoría de las faltas son monofásicas. Estos índices son aplicables,en general, a todas las redes aéreas independientemente del nivel de tensión. El análisis y las estadísticas de las faltas son un aspecto muy importante que debe tenerse en cuenta para la definición del sistema de protección adecuado. 1.5 Tratamiento del neutro en un sistema eléctrico El tratamiento del neutro en un sistema eléctrico es un aspecto que debe tenerse siem- pre presente para una adecuada protección del mismo. No es fácil dar una receta al res- pecto: no obstante, dada su trascendencia tampoco se puede orillar. Conviene, al me- nos, acotar los criterios fundamentales. Generalidades 15 Inicialmente, el tratamiento del neutro era aislado, es decir, no conectado a tierra. El argumento más sencillo parajustificaresta tendencia es que, en caso de contacto de una fase a tierra, permitía -con el resto de la red en perfectas condiciones de aislamien- to- seguir explotando el sistema o la instalación eléctrica durante un aceptable período de tiempo, en tanto la avería fuese localizada. Las limitaciones al uso de este sistema fueron apareciendo a medida que los siste- mas eléctricos se mallaban ycrecían en longitud, con el consiguiente aumento de las co- rrientes capacitivas a tierra. En consecuencia, por el efecto de extinción y reencendido del arco en el punto de contacto, los fenómenos de sobretensiones pasaron a ser impor- tantes. Las razones que acabamos de señalar llevaron, hacia 1920, a que la mayoría de in- genieros se mostraran partidarios de que los sistemas eléctricos se conectaran con el neutro a tierra, lo que, en efecto, se hizo. Seguidamente se establece una tabla comparativa entre las cinco variantes men- cionadas y utilizadas en sistemas eléctricos. (Véase figura 1.13.) CONOICIONES AI SLAMIEN TO DEl MATERIAL VALOR CON tACTO A TI ERRA SEGURIDAD PARA El GRADIENTE DE TENSION DE TI ERRA ESTABI LIDA D PRO TE CCIONES ARCOS A TIE RRA EF ECTOS DE FALTA S o AVE RI AS FALTAS DOBLES INFLUENCIA EN EQUIPOS DE RADIO FACT OR DE DISPONIBI LI DAD ADAPTABILIDAD DE INTERCDNEXIO N INT ERRUPTORE S AUTO MATIC OS SI STEMA DE OPERACION o MANIOBRA CO STE TOTAL A AISLADO c..'-Ol_. bueno ..e"",o ... ~cCKOOf Ioho ........tOneo .... . os las... s.,.. ""1I0••" ..do o.',eul ' lIlo hc.s" ÓIt......o.." la. to••• son". '" 'odo ...."...." E'_d" d",....~ la ,,~ ..iG !toIooo..,.,. -.eI " POOlt .t'd. O.'oc........."' .. l>I.c·_".....b-.. (1, .,._- CaQO(ldIOC! '" 'UII' um 0"'''''''' _ 1" 10110 ,..'as"" r..n...olm..... S"-':IUO _ ... cas.;:.o. laltol OObIn _ . U ta . ",OIt•• InOS B RIGIDAMENTE CONEC TADO A Tl I:RRA 1I'''ue",o Cl CONECTADO A TI ERRA PO R REAC TAN CI A C2 CONECTADO A TI ERRA POR RESIST f:NCI A 1040.....0001... ...........,. 1+0""..,0'0'" 0 1/' ....pe._o, I "tO.,~o del =so 11 II,ouell;lo 00 ......)IOI'9"Od'...'• ."'""0...."""..... co....,uc....... ° "..r" No oSIouobtt "c .."'''bl. con ....O_oo~_OIl ...."" _ ....1(0'0 I J el ~ohstoClO"O tcI.... _I".ooc~ 'M 1Deo'..0 .....0<..... dt' o.... lo ' . "ct"n(IO It'O mu, t't'YOdo NO _bit' o ..~ N" ÓltMClbl. " ,"'t'PttOn deq... 10 '!JOC'onc ", t:It _lO . . .. "..,.;;" .... m", .,..._ ..." ....., ........"0 ..0)'Ol_ ..... «Is"lI ......... _ ... "'coso I ,,,.... " , "ueIO" Fig. 1.13 Tabla comparativa. o CON E CTA DO A TIERRA FORMA R ~ SO NA N TE EII_Ool".....noI_ » C,,"IKIt tUII. lo baO"... P.I •• s .... [OUIIIOS ' S_OOI" lIItO'CI SlIlll tOtlQt'1I ['''''''00 "",,,n,, 10 0....:" 0.1 6D ", 10"1. (1" ,,," tGIOl ldtm(¡Ut' 11 IOf>m _ ••"' .. r:t~~":::"?r':~~~~ nIOO.lQI'locOÑ~ ÓIt" 'I_
- 18. 16 Protecciones en las instalaciones eléctricas En los ultimas años se ha comprobado que el numero de averías en sistemas aisla· dos. con los adecuados niveles de aislamiento y sistemas de protección, no ha sido supe- rior al de los sistemas conectados a tierra. En EE.UU., la primera tendencia que se utilizó al conectarel neutro a tierra fue ins- talar resistencias, yen Europa, bobinas supresoras Petersen, con el objetivo, en ambos casos, de limitar el valor de las corrientes de cortocircuito a tierra, de forma que siendo detectables no llegasen a valores excesivos. Con el creciente aumento de las tensiones de transporte (más de 400 kV), dicha SISTEMA AISLAQO º "'.."~"".",,,.§ Ilf-+.. ,'-------t~ ~,,'''--------;: A TIERRA • -:- @) SISTEMA CONECTADO A TIERRA POR REAC TANCIA @~-----,-b#----.JIR_r- C.i" ----==-=-±-J..,.." SISTEM A CONEC TADO A TIE RRA ~ POR RESISTENCIA @),------,--b#----.JI SISTEMA CONECTADO A TIERRA EN FORMA RESONANTE 'e Icj;JL ~tT l Ttif Fig. 1.14 Distribución de la corriente de falta a tierra. ~I~:O Generalidades 17 tendencia, por consideraciones de coste del aislamiento, de protección y otras, condujo al uso de sistemas rfgidamente conectados a tierra. Resumiendo, el tratamiento del neutro puede ser: a) Aislado b) R(gidamente conectado a tierra . { Reactancia Cl e) Conectado a l/erra por R ' . C 2 eS1SlenClQ . d ) Conectado a tierra en forma resonante En la figura 1.14 se esquematizan las variantes anteriores. El principio de funcionamiento del sistema conectado a tierra enf orma resonante es sustancialmente distinto a los demás, cuya simplicidad no merece mayores detalles, yconsiste en una reactancia ajustable por tomas, conectada entre el neutro del transfor- mador y tierra. Cuando una fase del sistema toma contacto con tierra, una corriente inductiva fluye de la reactancia hacia el transformador a través del contacto a tierra, al propio tiempo que una corriente capacitiva (1,) de la red fluye al contacto a tierra. Ambas ca- rrientes están desfasadas 180·, con lo cual, si la reactancia del neutro del transformador está perfectamente adaptada a la reactancia capacitiva equivalente de la red, la diferen- cia entre ambas será nula yen el punto de contacto a tierra la corriente de falta será cero (fig. 1.14). Se comprende que en redes cuya configuracióncambia constantemente esta idea es dificilmente mantenible y, en consecuencia, este sistema no se usa en demasía. Como recomendaciones finales cabe senalar que: - El neutro aislado se recomienda para redes de media tensión (6 kV a 30 kV)en el caso de industrias, servicios auxiliares de centrales térmicas y otros en que las circunstan- cias de la continuidad de servicio sean vitales. También se utiliza en los generadores. - El neutro rígidamente conectado a tierra se recomienda para redes de 110 kV Yten- sión superior -con las debidas precauciones en la elección de los sistemas de protec- ción-, así como en redes de baja tensión (400 V). - El neutro conectado a tierra a través de reactancia o resistencia se recomienda para redes de media tensión (6 kV a 30 kV) en el caso de distribución de energía con red suficientemente mallada, yen industrias o centrales térmicas donde la continuidad de servicio tenga elementos suficientes de reserva. - El neutro conectado a tierra en forma resonante no se aconseja dado su elevado coste y sus limitaciones al exigir una red sin modificaciones frecuentes. 1.6 Cálculo de cortocircuitos Para un correcto ajuste de los relés de protección es casi siempre imprescindible el co- nocimiento de los valores que pueden asumir las magnitudes de medida, tanto en con- diciones normales de servicio corno en determinadas situaciones, especialmente corto- circuitos.
- 19. 18 ProteCciones en las instalaciones eléctncas El cálculo más usual -y más simple- es el correspondiente al cortocircuito trifá- sico. ya que a partir de los datos obtenidos se puede determinar la potencia de ruptura de los interruptores que hay que instalar. No obstante. en algunas aplicaciones será también necesario realizar cálculos de cortocircuitos desequilibrados (bifásico y mono- fásico). En todo caso. al producirse un cortocircuito en un sistema en condiciones de carga, las corrientes resultantes serán las producidas por el cortocircuito más las absorbidas por la carga en función de las tensiones impuestas por el cortocircuito. Para la mayoría de aplicaciones será suficiente considerar exclusivamente las corrientes debidas al cor- tocircuito; sin embargo, en especial en caso de faltas a tierra existiendo elemento limita- dor en el neutro ysi se desea un cálculo preciso, será necesario considerar la corriente de carga. El valor de la corriente de cortocircuito resulta del cociente entre la tensión de ser- vicio y la impedancia del sistema, desde la fuente de tensión hasta el punto de cortocir- cuito. Así, si la tensión se expresa en voltios y la impedancia en ohmios, el resultado del cociente es el valor de la intensidad, en amperios. Sin embargo, como veremos, el cálculo empleando valores relativos presenta ciertas ventajas sobre el realizado con las magnitudes convencionales, especialmente cuando se trata de cálculo en redes que in- cluyen distintos niveles de tensión. 1.6 .1 Cálculo en valores óhmicos Cuando el sistema estudiado incluye distintos niveles de tensión, se hace necesario -previamente- reducir todas las impedancias a un mismo nivel de tensión. Sea Z el valor de una impedancia situada en un punto de un sistema trifásico cuya tensión de servicio es U. Si se desea renejaresta impedancia en otro nivel de tensión U' distinto, el nuevo valor de esta impedancia puede calcularse a partir de: t v 1 z V- .J!.... .j3 l' t v' 1 v_..!L .j3 V 3V' 3U' u' P -3V·/ -3V· ---- - - - Z Z 3Z Z V 3V' 3U" U' P' - 3V.J' - 3V ·- - - - - - - Z' Z' 3Z' Z' z' Generalidades 19 y de la condición P - P' resulta u' U"'I ' U' '1 2=Z.' z -z(u) Una vez realizada esta operación, pueden sumarse todas las impedancias para de- terminar la impedancia total. Para hallar la corriente de cortocircuito se calcula el co- ciente r _ U·¡.j3 cr --z- Naturálmente, el resultado obtenido será el valor de la corriente de cortocircuito referida a la tensión U'. Para hallar el valorde la corriente referida a la tensión U, deberá calcularse / = r .(..!L) cr cr U Obviamente, el valor de la potencia de cortocircuito es independiente del nivel de tensión. con lo cual P' = U' l'cr .j3 P - U · /cr .j3 / - l' .!:!... cr cr u P=U'l'cr.j3; ! P=p'! 1.6.2 Cálculo en valores relativos Toda impedancia puede expresarse en valor relativo respecto a otra; de esta manera, por ejemplo, si Z - 50 Z.- 200
- 20. 20 Protecciones en las instalaciones eléctricas podemos decir Que Z - 0,25 Z.; Z - 25 % Z. z-~-0,25 Z. z - valor relativo de Z respecto de Z •. Así, por ejemplo, es posible reducir las siguientes impedancias a una impedancia base de 20 n. 'A lOA ISA zS 'l. 50 "l. 15 'l. " r " ·, r' 'l c::::=:J c:::::J }-----_.- ~.- - - - - { lOA ISO". (10.0..) " " En lugar de establecer una impedancia de base, se puede establecer una. potencia de base. La impedancia de base resulta siendo V la tensión del sistema. Así, para la misma figura anterior, suponiendo V - 220 V, se tiene, eligiendo una P. - I.000VA 51 IOn. IS..n. O,lOl 0,106 0,31 6Z ' 101 1.000 VA) E==:J=:J-::J Z - ~. z - ~ - z·(~) z' V' V' . - p. 1.000 300 3 z-(5+ 10+ 15) · - - - - - - - - - 0,619 = 62% 220' 22' 4,84 Cuando en el sistema existan diferentes niveles de tensión deberá referirse cada impedancia a la tensión en Que esté conectada. En el siguiente ejemplo, suponiendo una potencia p. de I MVA, los valores obteni- dos son: y, por lo tanto: Por consiguiente: 10 kV • I ZA - 25 ·--- 2,7 % lOO MVA 3D' I z.-5·- - - 5 % 100 MVA 102 7 7 10'· . Z - -'_ .-- - 7,7 n (refendos a ID kV) lOO I 77 3D' . Z - -'_ .-- - 70 n (refendos a 30 kV) IDO I V' Z-z ·- p. Generalidades 511. CID 2511. ZB ZA Troto Ideal 10/30 kV 21 .30 kV Si se efectúa el cálculo de los elementos del ejemplo, dispuestos del modo en Que aparecen en la figura superior en valores óhmicos, se puede comprobar Que: ZT - 5 · ( ~~ )' + 2S - 4S +25 - 70 n (referidos a 30 kV) ( 10 ) - ZT - S + 25 30 '- 5 + 2,7 - 7,7 n (referidos a ID kV) Los fabricantes de transformadores, generadores, motores, y otras máquinas eléc- tricas, suelen suministrar los datos de la impedancia de estos equipos en valor porcen- tual, referido a la tensión nominal de la máquina. Así, un generador con los siguientes datos V.-30kV p. - 120 MVA xST -20%
- 21. 22 Protecciones en las instalaciones eléctricas Implica una reactancia subtransitoria (a 30 kV) de ( U' ) 900 18 X=x · P - 0,2 · 120 -1T- 1,5n La tensión de cortocircuito o reactancia porcentual de un transformador es aquel porcentaje de la tensión nominal que hay que aplicar a un devanado para que circule por él la intensidad nominal estando cortocircuitado el otro devanado. Los transformadores tienen dos tensiones de servicio, pero el dato porcentual de la reactancia es válido para cualquiera de las dos tensiones. Así, un trafo 110 / 25 kV, 30 MVA, l/" = 12 %, supone: X - 0,12( I~~' )= 48,4 n (a 110 kV) X - 0,12( 2;; )-2,5 n (a 25 kV) Evidentemente, resulta mucho más fácil recordar que, por ejemplo, «un trafo tiene una reactancia del 12 %», que recordar que «un trafo tiene una reactancia de 48 n visto desde el lado A.T». Por .otro lado, al experto en protecciones, ya familiarizado con los cálculos de cortocircuito, le resulta muy fácil establecer mentalmente, en función de la potencia nominal y de la tensión de funcionamiento, el valor relativo de las impedan- cias de transformadores y máquinas rotativas. Por ejemplo, en alternadores de polos salientes es usual considerar una reactancia subtransito,;a del 20 .;. 25 % sin necesidad de leer la placa de características. Para trafos de dos arrollamientos,entre 15 y 40 MVA, puede suponerse una reactancia del orden 8 .;. 12 %. Además, el cálculo empleando valores relativos presenta algunas otras ventajas cuando se trata de determinar los valores de potencia e intensidad de cortocircuito. Para ilustrarlo, consideremos el siguiente ejemplo, en el que se trata de calcular la P", y la 1" que puede dar el generador. Un = 3 kV Pn = 12 MVA XST = 20 '/. En valores óhmicos: 3' 1 8 X - 0,2 .- = - '- - O15 n 12 12 ' Generalidades 23 11,6 kA P = !J.3 . 11 6 = 60 MVA ce y J I En valor relativo: 12 P - - - =60MVA " 0,2 60 1 ---=116kA " .j3 ·3 ' En efecto, conocida la impedancia, en valor relativo que presenta el sistema hasta el punto de cortocircuito, puede calcularse la P" según: ya que, pero con lo cual, P" -.j3U · I ,, PB =J'3U ·/ B P = !.Ji " z U' P =-- " Z " T z
- 22. 24 Protecciones en las instalaciones eléctricas y como entonces es decir, u' ~ P ___o p-- -z· « U2 ' ~~ z-- p. De la misma forma, De modo similar, si por ejemplo una línea aporta una P" a unjuego de barras, esta potencia de cortocircuito puede representarse por una impedancia, en valor relativo, referida a la potencia de base del cálculo: 9o,ros Así, si en un juego de barras connuyen 4 generadores de potencias PI' P" PJy P" e impedancias relativas Z/. Z]o ZJ y Z" se tendrá que pC'(" - PC'C'I + Ptt2 + Pcc) + Ptt4 P _!í+!í.+!í.+~ '" ZI Z2 Z) Z4 Generalidades 25 Sea 2 el valor óhmico de una impedancia y z su valor relativo en función de una potencia determinada. Si se desea expresar esa impedancia en función de otra potencia base 1'". distinta, el valor relativo pasaría a ser z': u' 2 - =·- p. . 1'". z -z·_- U' 2 -z· ·-- Volviendo al ejemplo anterior: 1'". Un • l kY P n - 12 MYA XST - 0,15 A p. =_0,15 ' 12 _ 0,15: 4 _ 0,2 base 12 MVA 3' 3 0,15 · 100 15 5 - z- -----I,6baseIOOMVA 3' 9 3 P 12 100 P -!..I- - - - - 60 MVA '" z 0.2 1.6 Sean z' y z" dos impedancias expresadas en valores relativos conectadas en para- lelo. Si se desea sustituir ambas impedancias por una impedancia equivalente Z. puede optarse por: 1. Expresarlas en valor relativo para la misma potencia de base. Este método es el más común. 2. Expresarlas en el mismo valor relativo, cambiando la potencia base de una de ellas.
- 23. 26 Protecciones en las instalaciones eléctricas I Tomando como base P' , ,, ( P' ) z ·z -- P" z - ---'--'-----'- referida a P' , ,, ( P' ) z +z - P" 2 Tomando corno base z' z" valdría z' si estuviese referida a una potencia P'" z z' ---- P" P'" p'''.p'' (Z' ) -;-: ~ referida a (P'+P" ') En el siguiente ejemplo se pretende hacer intervenir las variantes antes mencio- nadas: Calcular la potencia y la corriente de cortocircuito que atravesará el interruptor D en caso de falta en el punto A tO MVA GI 5 kV 20 MVA 15 ." G2 P ee lOO MVA 1. En valores relativos - los generadores 13 . 15 . _10 _ z ___---=2:..::.0 -4,75%(10 MVA) 13 + 15 . _10_ 20 - la aportación exterior - el transformador - la línea 5 kV - la línea 20 kV P lO = _ ~ __.lOO· 10% (lO MVA) Pcr lOO lO z-5 · - - 100%(IOMVA) 0,5 z - lOO (5 . ~~) - 200 % (lO MVA) z- lOO (IO~) - 25 % (lO MVA) 20' - la impedancia total será Generalidades ZT - ( 10 ' 4,75) + lOO + 200 + 25 - 328,22 % (10 MVA) 14,75 - la corriente base, resulta: enlances: lB - _1_0__ 288,675 A (red 20 kV) .j320 p". _lJ. __ 1_0__ 3,046 MVA z 3,2822 1 _ !.M _288,675 _ 88 A ". z 3,2822 27
- 24. 28 Protecciones en las instalaciones eléctricas 2. En valores óhmicos. 5 kV 5' 2a, - 0.13 ·- - 0.325 O 10 5' 20 ,=0.15 .--0. 1875 O - 10 5' 2", - - - 0.25 O 100 5' 2,~,o = 0.05 · - - 2.5 O 0.5 1"A - _-.::2c:,0;,,:'OOO..:...:.._ - 88 A 3 · 131,288 P"A - 0,088 . 20 ·J3 - 3,046 MVA 1.6.3 Transformaciones estrella-triángulo Generalidades 29 Supuesto, por ejemplo, un triángulo de resistencia R, R, RJ Yse desea convertirlo en una estrella de resistencias " " 'J, será necesario efectuar las siguientes operaciones: 51 Rl 2"", '0 kV - 10 · 20' - 0.625 O R, · RJ 2T - I I I + 2.5 + 5 + 0,625 --+---+-- 0,325 O. I875 0,25 2T - _ + 8. I 25 :. 8. I 25 + _ 1_ - 8.205 O 3.076 + 5,3 + 4 12,41 1 - 5.000 _ 352 A ( d 5 kV) " 8,2 J3 re 1 ". - 352 · ~ - 88 A 20 p". = 5 · 0,352 J3 ~ 3,046 MVA 3. En valores óhmicos. 20 kV 20' 20, - 0.13 ·- - 5.2 O 10 20' 20 , - O, I5 .- - 3 O - 20 20_5,2 . 3_1.90 8,2 20' 2", - ---4 O 100 20' 2''''0 - 0,05 . - - 40 O 0,5 2H"" 5 kV - 5 · (2~)' -80 O 2Hm 20 kV - JO O 2T - 1,9 · 4 + 40 + 80 + JO _ 13 I,288 O 5,9 Ejemplo: " - ---=~"-- R,+R,+RJ R, · RJ " -----'-"-- R,+R,+ RJ _---'R:..;,,~ . ",R.!."_ ' J - R, + R, + RJ ,,·(4 ' 5)/(3+4+5)-20/12- 1,6 " - 3 · 5/12 - 1,25 'J - 3 . 4/J 2 - l Si se tiene una estrella de resistencias " " 'J y se desea convertirla en un triángulo de resistencias R, R, RJ, procederemos como sigue: ., " . '2 + " .') + '2 ' ') R - , "
- 25. 30 Protecciones en las instalaciones eléctricas EJEMPLO Supóngase la estrella obtenida en el ejemplo anterior: r,r,+r,r,+r,r,=_1 (10 · 7,5+ 10 .6+7,5.6)_180_ 5 36 36 con lo que podemos deducir 5 R, ---- 3 10/6 5 R,--...::....-- 4 7,5/6 R, - _5__ 5 6/6 es decir, el triángulo original. Impedancias relativas de un trafo de tres devanados Cuando en un circuito se encuentra intercalado uno de estos transformadores es có- modo para el cálculo sustituirlo por una estrella de 3 brazos de reactancias de valores X" X, Y X,. Los ensayos de tensión de cortocircuito efectuados por el fabricante proporcionan los valores X!l' X" YXII de los arrollamientos, tomados dos a dos con el tercero a cir- cuito abierto. Estos datos figuran siempre en la placa de características del aparato en cuestión. Entre estos valores existen las siguientes relaciones: de donde se deducen X,,- X, + X, X" - X, + X, Xll - X, + X, I X, - - (X" + X" - X,,) 2 1 X, - - (X" + X" - X,,) 2 I X, -"2 (X" + X" - XIl ) Generalidades EJEMPLO Supóngase un trafo con las siguientes reactancias de cortocircuito: XAT/MT - 13 % (40 MVA) XATlBTa 14%(40 MVA) XMT/BT - 15 % (40 MVA) XAT -..!... (13+ 14-15)=6% 2 X"IT-..!... (13+ 15-14) - 7% 2 XBT -..!... (14+ 15-13) -8% 2 (No debe extr~ñar que, en algún caso, resulte un valor negativo.) Comprobándose que: XMT + XBT - 8 + 7 - 15 % MT MT 0,07 1.6.4 Componentes simétricas 31 Cuando se trata de calcular cortocircuitos no trifásicos, los procedimientos antes des- critos no son los más adecuados, especialmente cuando el sistema estudiado es de cierta complejidad e interesa conocer las magnitudes en diversos puntos del mismo. En estos casos se utiliza el método de cálculo denominado de «Componentes Simétrica!», que se basa en que un sistema de tres vectores, entre los cuales alguno(s) puede(n) ser nulo(s), puede ser descompuesto en tres subsistemas vectoriales denominados:
- 26. 32 Protecciones en las instalaciones eléctricas - de secuencia directa o positiva (D) - de secuencia inversa o negativa (1) - de secuencia homopolar o nula (O) El subsistema directo está compuesto por tres vectores iguales en módulo y desfa- sados entre si en 120': es decir. es un sistema trifásico equilibrado. 4 0 - 0 0*C O =0 Secuencia: Aa. 9 0r CO' A o "" El subsistema illl'/?rSO es idéntico, en su composición, al anterior. excepto que la se- cuencia es contraria. A, ., e, • A I *8 1 -e l o Secuencio: Al' CI,BI,A 1,,,· El subsistema homopolar está compuesto por tres vectores iguales en módulo yar- gumento: es decir. es un sistema trifásico desequilibrado cuya resultante es el triple de uno de los componentes. ---.....~ - - - AO+ BO +ca:: J AO :: J BO :: J ca Secu encio : AO BO Co ' AO BO Co ,.. El subsistema homopolar sólo se dará en el caso en que el sistema de panida esté desequilibrado. Tres vectores R. S. T. pueden, por lo tanto. descomponerse como sigue: R- Ro+ R, + Ro S-So+S, +So Generalidades al ser de distinta secuencia los subsistemas directo e inverso, se establece Que: siendo a ya' operadores, en la forma: y Que por )0 tan,to, puede escribirse: a-11120 a' - I 1240 Ro-So-To R - Ro + R, + Ro (1) s - a' Ro + a R, + Ro (2) T - a Ro + a' R, + Ro (3) si sumamos las tres ecuaciones nos queda: R + S + T - (1 + a + a') (Ro + R,) + 3 Ro pero I + a + a' - I l.Q + I 1120 + I 1240 - O resultando a I R R+S+T 0- 3 - So- To --}-, al I Si se multiplica por a la ecuación (2) y por a2 la (3): R - Ro+ R, + Ro 33
- 27. 34 Protecciones en las instalaciones eléctricas Si se suman las tres ecuaciones: R + aS + a' T - Ro (1 + a l + a l) + R, (1 + a4+ a') + Ro (1 + a + a' ) al - a' .a - 1 240 · 1 120 - 1 l.Q = I a4 = a l . a _ 1. 1 120 = 1 120 - a por lo tanto R R + aS + a'T 0- 3 Si se multiplica por a' la ecuación (2) y por a la (3): R - Ro + R, + Ro a'S- a4RO+ aJR, + a'Ro aT= a'Ro + alR, + aRo Si se suman las tres ecuaciones: R + a'S+ aT -(Ro+Ro) (1 +a+ a' ) + 3 R, por lo tanto R R + a'S+ aT ,- 3 Se demuestra, pues, que conocidos los módulos yargumentos de tres vectores cua- lesquiera, éstos pueden descomponerse en tres subsistemas simétricos de vectores (di- recto, inverso y homopolar) con cuya composición puede, a su vez, obtenerse el sistema vectorial de partida. EJEMPLO En una línea eléctrica se sabe que las corrientes de fases R, S, Ttoman los siguientes va- lores: l. = 5 llQ Is = 10 l2Q Generalidades Calcular las componentes simétricas para la fase R: ,. 1 I _;k~D ___ JO° I 1 IRO ITO EJEMPLO 530+ 10 120_51210= 16210 I RO - • 3 3 I 5 llQ + 10 1330 _ 13 - j2,5 = 4 4 l=J.l ., = 3 _ 3 ' 5 llQ + O l2Q = 4,3 + j12,5 = 4 4 Llll I RO := • 3 3 ISI In 35 Conectado un filtro de componentes simétricas al circuito secundario de los transfor- madores de intensidad de una línea eléctrica, se obtienen las siguientes componentes para la fase R: Calcular las corrientes en la línea. De los datos se deduce que: l RO = 1,6 210 1.,=4,4 W 10 = 4,4 Lll I N = 3/0 = 13.2 Lll Iso =a'l.o - 1,6 L.2Q
- 28. 36 Protecciones en las instalaciones eléctricas ls - Iso + lSI + lo - 1,6 l2Q + 4,4 1109 + 4,4 l1! lT - ITD + lTl + lo - 1,6 1- 30 + 4,4 1229 + 4,4 l1! 1. - IRo+1RI+lo -I,6 1210+4,4 l.::ll+4,4 l1! IR = j (- 0,8 - 0,84 + 4,16) + (- 1,44 + 4,32 + 1,432) - j 2,52 + 4,3 IR - 5 llQ ls - j (1 ,6 + 4,16 + 4,16) + (O - 1,432 + 1,432) = j 10 ls - 10 l2Q lT - j (- 0,8,3 - 3,32 + 4, 1.6) + (1 ,443 - 2,886 + 1,443) - jO + O lT - O l. "" 'r; o Una red eléctrica trifásica (ver figura 1.15) puede reducirse a una fuente de genera- ción con una impedancia (por fase) 20.alimentando un consumo de impedancia (por fase) 4-. a panir de tres tensiones en bornes (VR, Vs, VT ) y ocasionando una circulación de corrientes IR, ls, lT en dirección a la carga. Por consiguiente, las tensiones y corrientes que puedan medirse en cualquier punto de la red forinarán sistemas vectoriales trifásicos a los que se puede aplicar el mé- todo de resolución basado en las componentes simétricas. En el sentido de giro de los generadores determinará una ciena secuencia en las tensiones del sistema; si a dicha secuencia la calificamos como «directID>, se concluye - GENE AACIQN l. ~ CONSUMO lA - l, l. ~_/ IT - lp, 1 VA y. ~.=- Y, - Fig. 1.15 Red eléctrica trifásica simplificada. Generalidades 37 que el generador no suministra otras tensiones que las de dicha secuencia, por lo que, de medirse tensiones y / o corrientes de secuencia inversa y homopolaren la red, éstas sólo aparecerán en la misma en el caso de existir alguna anomalía. Estas anomalías o dese- quilibrios se deben a faltas paralelo: cortocircuitos (entre fases o entre fase y tierra); o faltas serie (apertura de una o dos fases), y, en general, impedancias desiguales en las tres fases. A lA l S Is l 1, l 1 ~ A lA l J s IS l '{..¿.. T 1, l' Un solo punto o tierro ...... lA. 15. Ir:l: O lA ~ Ir 15 1 • lA l IS l IT l' l. DoI puntos Q lierro ..... IR + 15. I T : lO 1- O Is 1 1 .1 ~ 115 11 lIT 1I 1101 lO 1, Fig. 1. 16 Establecimiento de corrientes homopolares.
- 29. 38 Protecciones en las instalaciones eléctricas Podemos establecer los siguientes postulados: l. Las componentes homopolares sólo pueden aparecer cuando el sistema trifásico tenga resultante; porconsiguiente, las faltas monofásicas ybifásicas a tierra introdu- cen componentes homopolares. Para que una red trifásica tenga resultante es preciso que dicha red tenga, al me- nos, un punto a tierra. Las aperturas de fase o los desequilibrios de impedancias solamente producirán circulación de corriente homopolar cuando exista un segundo punto contactado a tierra (lig. 1.16). 2. Las componentes inversas, por tener la secuencia diferente a las directas, rompen el equilibrio establecido por el sistema directo. Dicho de otra manera, cualquier dese- quilibrio introduce componentes inversas; por consiguiente, toda condición de la red que no sea compuesta por la carga trifásica equilibrada introduce componentes inversas. 3. Las componentes directas están presentes en cualesquiera condiciones. 1.6.4.1 Determinación de las componentes simétricas para diferentes tipos de cortocircuitos Para calcular las magnitudes eléctricas que se dan en un cortocircuito en un cierto punto, F, de un sistema eléctrico, deben conocerse las distintas impedancias de secuen- cia directa, inversa y homopolar que presenta el sistema, vistas desde el punto F. También debe conocerse la tensión V'" previa a la falta en el punto F, aunque en la mayoría de los casos, será suficiente considerar V",como la tensión nominal del sis- tema, V" en el nivel de tensión en que se encuentra localizado F. En los ejemplos que siguen, se establecen, para los tipos más comunes de conocir- cuitos, los criterios básicos que permiten conocer las diversas componentes de secuen- cia que aparecen así como las fórmulas que, conocidas las distintas impedancias, con- ducen a los valores de las corrientes de las distintas secuencias. A partir de estos valores, puede construirse el sistema de circuitos resultante en el punto de defecto y-multiplicadas por las impedancias correspondientes-las tensiones de las distintas secuencias. A partir de éstas puede contruirse el sistema de tensiones re- sultante en el punto de defecto. Las representaciones vectoriales no están necesariamente a escala. En cuanto a las relaciones angulares, por simplicidad, sólo son correctas las observadas en los sistemas de corrientes y en los de tensión, pero no entre unos y otros. En el defecto es evidente que: ya que toda la tensión suministrada por los generadores se transforma en caída de ten- sión a lo largo de la línea. Generalidades 'TO Q) Cortocircuito trifósico '. - ....!..L- ...!..L- CO~PO~ENTES '.0 'so /'" '. ~ 'T ~ ............. 's~ ..2..L ~ -!..L 'T RESULTANTES '. Las componentes simétricas, para la fase R, se deducen de: VD _ V. + Vs + VI _ .!:A _O 3 3 JI: - V. +aVS+a'VI V (1 +a+a') O RO - '"'"' R ... 3 3 JI: _ V. +a'VS+aVI ,,(1 +a'+a) O RI - - "R - 3 3 es decir, que con las condiciones expuestas al principio: siendo " 39
- 30. 40 Protecciones en las instalaciones eléctricas de lo que se deduce o, lo que es lo mismo: donde Zd - impedancia directa, en 'lb. b) Cortocircuito bifósico a ti~ rro A " ---!..L - S , r - ¡ ~ T 'o¡ 'O = '5 + ',. - COMPONENTES RESULTANTES 'AO ~ 'n '" 'ro 'so y ,1Lt 'o Generalidades En el defecto es evidente que de donde se deduce que I Ro - - (IR' + lo> Por otro lado: como Vs y V T = O VR, - VR /3 es decir. Sabemos también que I VRN - V RO RO - Zo IR' __ VR, __ VRO Z, Z, Vo VRO 10 - - - - - - Z. Z. Despejando VRO se obtiene ., VRN 2, Z. "RO- - VR1 - Vo 2,Z. + ZoZo + Zo2, 41
- 31. 42 Protecciones en las instalaciones eléctricas Sustituyendo este valor de VRO en las ecuaciones de l RO IR, lo tenemos: 0, lo que es lo mismo: I VRN (Z, + 2 0) RO - A I - VRN Z. A' - A lo __ VANZ, A A - Z,z. + Zoz. + 2,20 I 00 z, + Zo Ao-I /. ' - - A /A' - - 100/• . Zo A lo - - 100/. ~ , A donde Zd! z., Zo - impedancias directa, inversa y homopolar, en %. e) eorlocircuito bifdsico 's~I COMPONENTES RESULTANTES v. Vs j VT Generalidades 43 En el defecto es evidente que: COD lo que Como no hay contacto a tierra en el defecto, no habrá componentes homopolares: con lo que se tiene de donde se deduce siendo Vs - VT - VRO(a'-a)+ VR,(a-a')-O _ (VRO - VR,)(a' - a) - O La corriente en la fase R es nula: de donde se deduce con lo que
- 32. 44 Protecciones en las instalaciones eléctricas o, lo que es lo mismo: Zo + z, con las impedancias en %. d} Cortocircuito mono f óslco _________________________________ R _____________________________ 5 -------== " ==.~----~------~._"-------- , }, ·'0 COMPONENTES RESULTANTES IT ,. lO ,'o 'so 'SI En el defecto es evidente que: 1.- /s=O V T = O 1 I .+ /S+ /T ,,- 3 al, - a'/m + a'IT, + a/TI3 ~ IT , = IT /3 a'!/J( - 04/ TI> + a l / TI + a!/r/3 'o Generalidades 45 por consiguiente Hemos visto que en el defecto VT - O VTO + Vn + Vo - O VTN - lTOZO - lTOZ, - laZo - O de donde se deduce que o, lo que es lo mismo: con las impedancias en %. Un ejemplo de cálculo, utilizando este método, permitirá comprobar el efecto de los transformadores estrella-triángulo como compensadores de neutro, aumentando el nivel de la corriente de falta a tierra. Tomemos los datos del esquema que sigue: E JE MPLO l ~ H,16 Km 13 2 kV Pcc : 2.S00MVA l, R ,. , Zo : 0,8Z0 IU / 13 kV 393 /1S74 ... Datos linea: Zo - 0,0895 + j 0,2356 % Ykm Zo - 0,1965 + j 0,5895 % Ykm Co r go Se desea calcular la corriente de falta a tierra (F) en el lado A.T. del transformador. La carga está desconectada. Se supondrá falta en la fase R y que el trafo no absorbe nin- guna corriente de excitación. Empezaremos obteniendo las impedancias en t.p.u. con una potencia base de 100 MVA de los diversos elementos.
- 33. 46 Protecciones en las instalaciones eléctricas 100 2""" - - - arco tg 6 - 0,04 180,53 2.500 ~ 0,006576 + j 0,039455 2 0hnu - 32,16 (0,0895 + j 0,2356) - 0,081 169,2 100 - 0,028783 +j 0,075769 2",,,, - 0,8 . 0,04 180,53 - 0,032 180,53 - 0,00526 +j 0,03156 Zo"nu - 32,16 (0,1965 +j 0,5895) - 0,2 171,56 100 _ 0,0632 +j 0,1897 100 • 2 0",'0- Zo.,,'o = 0,16 . - - 0,17 l2Q 90 - jO,17 A partir de estos valores, pueden representarse las redes de secuencia. RED DI RECTA 0,Q41 00,S3 Z o s is •. 0,00'1 69.' Zo IIn . 2 0T - (0,006576 + 0,028783) + j (0,039455 + 0,075769) - 0,03535 + jO,11522 2 0T - 0,1205 172.94 REO INVERSA l¡ list . O ,0811J!¿ Zi IIn. F F Generalidades RE: o H0f040 POLAR I lo ais', 0,0]2 t aa,53 lo Irolo O.'~~ 2""" + Zohn - 0,00526 + 0,0632 +j 0,03 156 + j 0, 1897 - 0,06846 +j 0,22 126 =0.2315 172,8 2."", + 2m .. + 2"''''0- 0,06846 +j (0.22126 + 0,17) - 0,06846 + j 0,4 - 0.4048 180,26 Zo - 0,2315172,8 · 0,17 l2Q _0 10 168 182,53 T 0,4048 180.26 ' - 0,01322 + jO, 1 F 0,1205 In,')1, F O,U 15 l2..!L!... _)---C::::::5=--"; o ;. t cto + 1,"'''' 10 + Ho mopolor 47 '00 Ahora puede calcularse el valor de la corriente de cortocircuito y las componentes simétricas. En nuestro caso, 20 + 2 , + 20- 2(0, 1205 172.94) + 0,10168 182.53 - 2(0,03535 + j 0,11522) + 0,0 1322 +j 0,1 -
- 34. 48 Protecciones en las instalaciones eléctricas - 0,0707 +j 0,23044 +jO, 1 + 0,01322 - 0,084 +j 0.3304 - 0.341 175.78 Y, así, 3lQ IF - -881-75.78 0.341 175.78 ' A 100 MVA, corresponde una I base de I - ~_ 100.000 _ 437 4 A b J3u 132 J3 ' En consecuencia, lF - 437,4 . 8,8 '" 3.840 1-75.78 A 1.0 - 1" - lo- 3.840 '" 1.280 1-75,78 A 3 Por lo tanto. en el punto de falta a tierra F (falta paralelo) se tiene: • Sistema Trato • ¡I " ~ IR: 3840 • 15 = O • 'T O A lO :r. 3840 A - L.. Interesa determinar las corrientes en el punto de desequilibrio. Desglosaremos las componentes homopolares: lo - 1.280 1-75,78 1..;. - 1.280 1-75.78· 0,17 L2Q _ 562 1-66.04 A 0,4048 180,26 entonces. Generalidades 49 IOt~ro - 1.280 1-75.78· 0,2315172,8 - 732 1-83.24 A 0,4048 180,26 IN"" - 3 . 562 1-66,04 - 1.687 1-66.04 A IN,~ro - 3 . 732 1-83,24 - 2.196 1-83.24 A CORRIENTES DEL SISTEMA 'SO __ ._=-J '.0 U&o ... 'TO W=' su ... 1ll A 15 IT l. - 1.0 + 1., + lo - 2/.0 + lo '., 1280 " 96,75 • '. 3115 A - 2.560 1-75,78 + 562 1-66,04 'SI - 628,85 + 228.31 - j(2.481.56 + 513,75) = 857.16 - j 2.995,31 l. - 3,115 1-74,03 A Is - lT - Iso + Isr + lo Iso- I.o 1240 Iso -1" 1120 - 1.0 1120
- 35. 50 Protecciones en las instalaciones eléctricas 1,=/T= /Ro 1240+/RO 1120+/0 = IRo(a+a')+/o = - IRO + lo = 1.280 1104,22 + 562 1-66,04 = - 314,42 + 228,31 + j 1.240,78 - j 513,75 = - 86, II + j 727 CORRIENl ES DEl TRAFO - --mT.-------ll- ~ ~ ~ OJ,"· ~ ISO 'TO 732 .A 'R 's 'T 112.0. al,H· 'o 2196 A sólo existen componentes homopolares Con estos datos, puede dibujarse la siguiente distribución de corrientes: In o .--_t----L------ ;=::;;;;:::l__..-;_ Co r go lo Corrienlr que sr r$,lcbletr dentro d.1 " ;0"9uIO r'sutlo : 132 1 '04 ~ 732 . II . "i = 1690 G De no estar puesto a tierra el trafo 132/33 kV, la única impedancia que resulta mo- dificada es la impedancia homopolar. que resultaría: y entonces: Generalidades o,12 os l..!.b.!! F 0,1205 171!9~ o.nls~ c." l..!Q.. 'RO 101 =O,I016l111,S' + Inverso + Homopolo, 21) + 2, + 20 = 2 (0.03535 + j 0. 11522) + 0.06846 + j 0.22126 - 0.13916 + j 0.4517 = 0.4726 172,87 I F = 3 LQ _ 6.34 1-72,87 0.4726 172,87 IF =6.34 437.41-72,87=2.7761-72,87 A 51 F 'RO Se aprecia. pues. que el efecto de compensador de neutro del transformador incre- menta en este ejemplo la corriente de falta a tierra en la proporción yen valor absoluto O R o n16 A S ~ -,- 100 . ( 3.840 - I ) - 38 % 2.776 3.840 - 2.776 = 1.064 A O 1 CO'!ileI Elefecto de compensador de neutro también se manifiesta en el caso de que el neu- tro no esté a tierra en el otro extremo. En este caso:
- 36. 52 y así, Protecciones en las instalaciones eléctricas Zo.,,, - 00 Z OT ~ Zo."ro = 0,1 '¡ l2Q Las redes de secuencia resultan: o,lzosj 71.94 + La corriente de defecto resulta: IF = 3 VRN Zo+ Z, + Zo IRo~ l., =/o=~ I F 3 ).12051 ?2..~'" '., + Zo + Z, + Zo= 2 (0,03535 + j 0,11522) + jO, 1'¡ = 0,0707 +j 0,408 = 0,4143 180,17" IF = 3lQ =7 0,4143 180,14 ,24 1-80,17 I F = 7,24 · 437,4 = 3.167 A 1-80,17 I - I I 3.167 1 O 6 1 RO - R' = 0- - - = . 5 -80,17 3 0,19' L!.Q.. l1omopolor Generalidades 53 1056 ... 1056 A . ----------~------------....~ r-"'__-~--~- Corgo lOS! A •--------~----_r--+-__...r~ 1112 .. 3167 A JI' 1 .. Las corrientes a la izquierda del defecto son: 'RO 1056 's 'T 'R' 1056 1 """ = O Las corrientes a la derecha del defecto son: lo,,,ro = 1.056 1- 80,17 resultando la siguiente distribución de corrientes: -l~ IRQ ISO ITO 1056 IR 's 'T 1056
- 37. 54 Protecciones en las instalaciones eléctricas Incluso cuando la fase R está desconectada, el trafo sigue aponando corriente de conocircuito: F s ____~__--------~~~__....~ .-__...-¡..------ Co,~o .---------------- Al " 1I'...t,o ____ "..-_ILI_______) ..~>__----...J <1. 1 l ;l tr mo En efecto, las corrientes procedentes del sistema, puesto que el trafo sólo permite que le entren corrientes 1 en fase, son: A panir de aquí.pueden obtenerse: I.L> - J.. (l. + al, + a' /T) _ J.. (- 1) - - ~ 3 . 3 3 IR, - J.. (l. + a' /S+ a/T) _ J.. (- 1) - - ~ 3 3 3 lo- .!.. (l. + Is + IT ) - .!.. 2/ - 21 3 3 3 1es,evidentemente. la intensidad de falta en el punto de contacto. Las tensiones fa· se-tierra en el punto de defecto son: V. - O Vs - VSN - Is020 - Is,2, - 1020 VT - VTN - 1m 2, - ITJ2, - 1020 Poniendo todos los factores en función de la fase R, se obtiene: V. - O Vs - a ' V' N- al/R020 - al.,2, - 10Zo VT - a VRN - a/R02 0 - a'/R,2, - 1020 Generalidades Sustituyendo se obtiene: V II - J.. (- VRN - .!...- 2,)- .!...- 2, - 4.!...- 2 0) - _.!.. [3VRN + 1(20 + 2, + 4Zo)) 3 3 3 3 9 I En nuestro caso 2L> - 2,: luego VRO - - - [3 V'N + I (220 + 4Zo)] 9 55 Nótese que la tensión Voque aparece en el punto F corresponde a la caída de ten- sión (c.d.!.) producida en el transformador por la corriente homopolar 1; por lo tanto: 12T - - J.. [3 VRN + 1(220 + 4Zo)]; 1 . 92T - -3 VRN - 1(220 + 4Zo) 9 Por consiguiente, - 3VRN 1 - ----""--- 92T + 220 + 4Zo En nuestro caso: 220 - 2 (2""" + 2 0".) = 2 (0,03535 +JO, 11522) - 0,0707 + j 0,23044 420 - 4 (Zo.,,, + Zo.,.) - 4 (0,06846 + j 0,22120) - 0,27384 + j 0,88504 luego: 92T + 220 + 4Zo - 0,3445 + j 2,71 - 2,73 182.75" Por consiguiente: 1_ 3VRN _ 31'80 _1,1 197,25 2,73 182.75 2,73182,75 1- 1,1 · 437,4 ~ 480A
- 38. 56 Protecciones en las instalaciones eléctncas Con estas consideraciones, puede dibujarse la siguiente distribución de corrientes: 'o 'RO 'so 1 10 "0 ". ISI " Is~L"" '·y ~y _ ~L __.~ ~· 160 !ti o ' RO IRI '00 3: I nOI a 48 0. n ' 71 r-------, s ________________~~--~'O~O ~....~_4 _________________ Jr-__- ' ~O~ O __....._~ ,----iII........J----.....-:- COf IJO L-____. . . .~~----~------ 1.6 .5 Tablas de valores Para efectuar los cálculos de cortocircuito en una red eléctrica, así como para analizar las diferentes condiciones de funcionamiento, es necesario conocer las magnitudes más características. Seguidamente, se ofrece una serie de tablas en donde se recogen los valores de resis- tencia, reactancia e impedancia en una serie de elememos fundamentales de la red, tales como: - Lineas aéreas de alta tensión - Cables tripolares bajo plomo - Cables unipolares armados - Cables unipolares no armados - Condensadores síncronos - Motores - Transformadores - Generadores Generalidades 57 Es evidente que en dichas tablas no se pueden recoger todos los casos y situaciones que la práctica plantea. Por otro lado, en lineas y cables el valor de la reactancia (x) de- pende muchísimo de la configuración del tendido, distancia entre conductores, distan- cias al suelo, etc. No obstante, los valores intermedios se podrán obtener grosso modo por interpolación y, en cualquier caso, servirán de referencia para aquellas situaciones desconocidas. Cuando se efectúen cálculos complejos por el método de componentes simétricas debe tenerse en cuenta que con la excepción de los elementos rotativos, donde sólo exis- ten ligeras diferencias, la impedancia de secuencia inversa asume el mismo valor que la de secuencia directa. R l O 45 kV n / km X Z St"l'ción y po' n/km n / km mm! fase y fase yfase 35 0.53 0.41 0.67 50 0,36 0,40 0,54 70 0.21 0.39 0.47 95 0.19 0.38 0.43 120 0.15 0.38 0.41 ISO 0.12 0.37 0.39 185 0.098 0.36 0.37 240 0,074 0.35 0.36 300 0.06 0.35 0.35 R !fj 45kV n/k", X Z Sl"C'Ción y por Q¡km Q¡km mm! lase .vfase yfase 35 0.84 0.41 0.93 SO 0.58 0,40 0.70 10 0.44 0,39 0,59 95 0.32 0.38 050 120 0.24 0,38 0,45 150 0.19 0,37 0,42 185 0. 16 0.36 0.39 240 0.12 0.35 0.31 300 0. 10 0,35 0,36 Líneas aéreas de alta tensión Conductores de cobre 60kV 80kV J/OkV X Z X Z X Z n /km n/km n / km Q¡km Q¡km n/km yfase yfase yfas- yfase y fase yfase 0.43 0.68 - - - - 0,42 0,55 0,43 0,56 0,44 0,57 0.41 0.49 0.42 0.50 0,43 0.51 0.40 0.44 0.41 0.45 0,42 0,46 0.39 0.42 0.40 0.43 0.41 0.44 0.38 0.40 0.40 0.42 0.40 0,42 0.38 0.39 0.39 0.40 0.40 0,41 0.37 0.38 0,38 0.39 0.39 0.40 0.36 0,37 0,37 0.37 0,38 0,38 Conductores de aluminio 60kV 80kV J/OkV X Z X Z X Z Q¡km n / km Q¡km Q¡km Q¡km n/km yfase yfas. yfas. yfase y fase yfas. 0.43 0.95 - - - - 0.42 0,72 0.43 0,72 0,44 0,13 0.41 0.60 0,42 0,61 0,43 0,61 0.40 0,51 0,41 0.52 0.42 0,53 0.39 0.46 0,40 0.47 0,41 0,48 0.38 0.42 0,40 0,44 0.40 0.44 0,38 0,41 0,39 0,42 0.40 0,43 0.31 0.39 0.38 0,40 0,39 0.41 0.36 0,37 0,37 0,38 0,38 0,39 150kV 220kV X Z X Z n / km n /km Q¡km n /km yfase yfase yfas. yfas. - - - - - - - - 0,45 0.52 - - 0,44 0,48 0.45 0.49 0,43 0.46 0,44 0,41 0,43 0.45 0,43 0.45 0,42 0,43 0,43 0,44 0,41 0.42 0.42 0.43 0,40 0,40 0,42 0,42 J50kV 210 kV X Z X Z Q¡km Q¡km Q¡km n¡km yfase yfase yfas. yfas. - - - - - - - - 0,45 0,63 - - 0,44 0,54 0.45 055 0,43 0,49 0,44 0.50 0,43 0,47 0,43 0,47 0.42 0,45 0,43 0,46 0,41 0,43 0,42 0.44 0.40 0,41 0,42 0,43
- 39. 58 Protecciones en las instalaciones eléctricas Srrrión mm! 35 50 10 95 120 150 185 240 300 Conductores de Aldrey R .''fl 45 k V óOkV 80 kV l/O kV 150 kV n /km X z X z X z X z X z y por losl!' 0.91 0.68 0.5 1 0.36 0.29 0.23 0.19 0.14 0. 12 Q(km Q(km n /km n /km n /km Q(km n /km O/km Q(km n /km y/ as(> .v/tu,. ,v/ as,. y faSt! J'fas," yl ast!' y/ as€' y /as€' y faS!' )' fasl' 0.41 1.05 0.43 1.06 - - - - - - 0.40 0.19 0.42 0.80 0.43 0.81 0.44 0.81 - - 0.39 0.64 0.41 0.65 0.42 0.66 0.43 0.67 0.45 0.68 0.38 0.52 0.40 0.54 0.4 1 0.55 0.42 0.55 0.44 0.57 0.38 0.48 0.39 0.49 0.40 0.50 0.4 1 0.50 0.43 0.52 0.37 0.44 0.38 0.45 0.40 0.46 0.40 0.46 0.43 0.49 0.36 0.41 0.38 0.42 0.39 0.43 0.40 0.44 0.42 0.46 0.35 0.38 0.31 0.39 0.38 0.40 0.39 0.42 0.41 0.43 0.35 0.37 0.36 0.38 0.37 0.39 0.38 0.40 0.40 0.42 Cables tripolares bajo plomo, aislamiento compound Conductores de cobre JO kV 45 kV óOkV R,. X Z X Z X Z Soccidn n /km n / km !l/km n / km n / km O/km n /km mm.' y porfasl .v/ ose y/OSt y/ ose y/ose y/ose y/ ose 35 0.53 0.160 0.55 - - - - 50 0.36 0.155 0.39 0.165 0.40 - - 10 0.27 0.145 0.31 0.160 0.31 0.172 0.32 95 0.20 0. 140 0.24 0.153 0.25 0.166 0.26 120 0.16 0.137 0.21 0. 150 0.22 0.162 0.23 150 0. 13 0. 135 0.19 0.147 0.20 0.158 0.21 185 0. 11 0. 130 0.17 0.143 0.18 0.155 0. 19 240 0.08 0. 128 0.15 0.140 0.16 0.152 0.11 300 0.07 0. 125 0.14 0.138 0.1 5 0.150 0.17 Conduclores de aluminio JOkV 45 kV 60 kV R," X Z X Z X Z S~;dn n /km n/km Q(km n/km n (km Q(km Q(km mm] y por fast y/ast y/ast y/ ase y/ ase y/ose Y/O s. 35 0.88 0. 160 0.89 - - - - 50 0.62 0.155 0.64 0,165 0.64 - - 70 0.44 0.145 0.46 0.160 0.47 0.172 0.47 95 0.33 0. 140 0.36 0.153 0.36 0.163 0.37 120 0.21 0.137 0.30 0.150 0.3 1 0.160 0.31 150 0.21 0. 135 0.25 0.144 0.25 0.152 0.26 185 0.18 0.130 0.22 0.140 0.23 0.145 0.23 240 0.14 0.128 0. 19 0.135 0.20 0. 142 0.20 300 0.11 0. 125 0.17 O. IJO 0.17 0.136 0, 18 110 kV X Z n(km n /km y fas(' Y /tul" S«cion - - mm! - - - - 95 0.45 0.58 0,44 0.53 0.43 0,49 0.43 0.47 0.42 0.44 120 150 185 240 300 0.42 0.43 400 500 Soccujn mm} 95 120 150 185 240 300 400 500 Srcci6n mm} 95 120 150 185 240 300 400 500 Generalidades Cables unipolares, armados, a temperatura ambiente Conductores de cobre 59 60 kY (aisl. compound) 60 kV (aisl. auitr) 110 kV (aisl. auite) 110 kV (oisl. aceite) R1fI, X Z R,.. X Z R,.. X Z R,.. X Z Q(km n / km Q(km Q(km Q(km n / km n /km n / km Q(km Q(km Q(km Q(km y/ose y/ose Y/Os. y/ose y/ose y/ose y/ost y/ose Y/Os. y/ose y/ose y/ose 0.31 0.22 0.38 0,32 0.20 0,38 0.32 0.19 0.37 - - - 0.27 0.21 0.34 0.28 0.19 0.34 0.28 0,18 0.33 - - - 0.24 0.20 0.3 1 0,25 0,19 0.31 0,25 0,18 0,3 1 0.24 0. 18 0,30 0.21 0.20 0.29 0.22 0.19 0.28 0.22 0. 18 0.28 0,21 0,18 0,28 0.19 0.19 0.27 0,20 0.18 0.27 0,20 0,18 0,27 0, 19 0.11 0,26 0.11 0.18 0.25 0,18 0,18 0.25 0. 18 0, 11 0,25 0,17 0, 11 0,24 0.16 0.11 0.23 0,16 0,17 0.23 0.16 0,17 0,23 0,15 0,11 0.23 - - - - - - 0.15 0. 16 0.22 0,14 0,16 0,22 Conductores de aluminio 60 kV (aisl. compound) 60 kV (aisl. oc,,;,e) 110 kV (aisl. aC fitt!') 220 kV(aisl. ace;,,,) R"" X Z R,.. X Z R,.. X Z R,.. X Z n /km n / km n / km n / km n / km n /km n /km n /km n /km Q(km n /km n /km y /ase y/ ose Y/Os. y/ose Y/Os. y/ose y/ose y/ost y/OSt y/ast y/ase y/ase 0.44 0.22 0.49 0,46 0.20 0,50 0,46 0,19 0,50 - - - 0.37 0.21 0.42 0.39 0,19 0,43 0,39 0.18 0,43 - - - 0.32 0.20 0.38 0.34 0.19 0.39 0,33 0,18 0.38 0,32 0, 18 0.37 0.28 0.20 0.34 0.30 0.19 0.36 0,30 0,18 0.35 0,29 0. 18 0.34 0,24 0, 19 0.3 1 0,25 0, 18 0,32 0,25 0,18 0,31 0,24 0.17 0,30 0.22 0.18 0,28 0,23 0.18 0,29 0,22 0,17 0,28 0.21 0.17 0.27 0.19 0.11 0.26 0,20 0,17 0,26 0,20 0,17 0.26 0,19 0.17 0,25 - - - - - - 0.18 0.16 0,24 0.17 0,16 0.23 Cables unipolares, no armados, a temperatura ambiente Conductores de cobre 60 kV (aisl. compound) 60 kV (a;sl. Q uitr) JJOkV (aisl. auite) 220 kV(aisl. ac~ilt) R)Ir X Z R,... X Z R,.. X Z R,.. X Z Q(km n / km Q(km n /km n /km n /km n /km n /km Q(km Q(km n /km Q(km y/ase )1 fas~ y/ase y/ase y/ast y/ose y/ase y/ose y/ast y/ost y/ ose y/ose 0.22 0.23 0.32 0.23 0,21 0.31 0.24 0,20 0,31 - - - 0. 18 0.22 0.29 0.19 0,20 0.28 0,19 0,19 0,27 - - - 0. 15 0.2 1 0.26 0,16 0,20 0.26 0. 16 0.19 0.25 0. 11 0,19 0.26 0.12 0.2 1 0.24 0.13 0.20 0.24 0.13 0. 19 0,23 0.15 0.19 0,24 0. 10 0.20 0,22 0.11 0, 19 0,22 0. 11 0,19 0,22 0,12 0.1 8 0,22 0.09 0.19 0.2 1 0,09 0,29 0,2 1 0,09 0, 18 0,20 0, 10 0,18 0,21 0.08 0.1 8 0.20 0,08 0.18 0,20 0.08 0,18 0,20 0,09 0, 18 0,20 - - - - - - 0.07 0,17 0,19 0.08 0.11 0.19
- 40. 60 Protecciones en las instalaciones eléctricas Conductores de aluminio 60 kV (aisl. compound) 60 k V (aisl. actitt) 110 kV (aisl. actitt) 220 k V (aisl. actitt) SC'Cdon mm! 95 120 150 185 240 300 400 500 R"" n¡km y/ase 0.35 0.29 0.23 0,20 0,16 0. 13 0.11 - X Z R,.. X Z R,.. X Z R,.. n/km n/km n/km n¡km n¡km n¡km n¡km n¡km n /km y/as. y/as. y/ase y/as. y/ase y/as. y/as. y/ase y/as. 0,23 0.42 0,38 0,21 0,43 0.38 0.20 0,43 - 0.22 0,36 0.30 0.20 0.37 0.31 0.19 0.36 - 0,21 0.31 0.25 0.20 0.32 0.26 0.19 0,32 0.27 0,21 0,29 0.21 0,20 0,29 0,22 0,19 0,29 0,22 0,20 0.26 0.16 0.19 0.26 0,17 0.19 0,25 0.18 0.19 0.23 0,14 0.19 0.24 0,14 0,18 0,23 0,15 0,18 0.2 1 0.11 0.18 0.2 1 0,11 0,18 0.2 1 0,12 - - - - - 0,10 0,17 0,20 0,11 Reactancias de compensadores slncronos y motores eléctricos de tensiones superiores a 2.300 V ReaClancia Reaclancia sublran.sitorio ~n ,rOn$iloria en porcrmaje poreen/aje Del orden Valor Del orden Valor X n / km y/ase - - 0.19 0.19 0.18 0,18 0,18 0,17 Tipo de mdquina d. medio d. medio Compensadores sincronos 20 a 35 30 - MOlores síncronos De 600 r.p.m. o más 10 a 20 17 15 a 35 De 500 r.p.m. O menos 20 a 35 30 20 a 50 MOlores asíncronos 15 a 25 25 - Valores de las reactancias de cortocircuitos de transformadores - 25 40 - Tensión en el ReaClancia dn'onado de alta POUncia aparente en porcentaje kV KVA de cortocircuiro TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Mono/dsicos menor de 100 1,7 a 3,4 De 2.4 a 4.8 de 150 a 500 3,3 a 4,4 menor de 100 1.7 a 4.8 De 6.9 a 13.8 de 150 a 500 4,0 a 4,9 De 22 a 33 igualo menor que 500 4,1 a 5,5 De 44 .66 igufll O menor que 500 5,5 a 7,5 Z n¡km y/as. - - 0,33 0.29 0.25 0,23 0,21 0,20 Generalidades 61 Valores de las reactancias de cortocircuito de autotransformauores con arrollamiento terciario en triángulo Rt'ladón de' transformación 120 MVA 275/132 kV 180 MVA 275/132 kV 240 MVA 275/132 kV 240 MVA 275/132 kV 500 MVA 400/ 275 kV 750 MVA 400/275 kV P(}I('II('la .11 '..1 3,) O ' 1 4.75 5 - 10 - 15 - 30 - 45 - 60 - 90 - 120 - 110 - 425 - 600 - 800 - RC'oclancio C'n porcl'nrajC' dt' rorlodrcllilO X"T,"1T X.n 8T XMT/ U X" 15.0 38.0 18.0 17.5 14.6 40.2 19.8 17.5 20.0 45.0 21.6 21.7 20.0 32.5 11 .5 20.5 12.0 80.0 52.0 20.0 12.0 85.0 60.0 18.5 Valores de las reactancias de cortocircuito de transformadores de dos arrollamientos TenSIón nom/l1al drl arrollam/C'l1Io df A.T. XMT -2.5 - 2.9 -1.7 -0.5 -8.0 -6.5 6.6 kl' l/kV ]}H' )JkV 66 kl' JJ2 kl' }7j Id ' 4,75·6.0 4.74·6.0 5.0-6.0 5.0-6.0 6.0 - - 6.0-7.0 6.0-7.0 6.0-7.0 6.0-7.0 7.5 - - 9.0-11.0 9.0-11.0 9.0-11.0 9.0-11.0 9.0-11.0 10.0 - 12.5·15.0 12.5· 15.0 12.5·15.0 12's·IS.0 10.0-11.0 10.0 - - - - 12.5 10.0-11.0 10.0 - - - - - 10.0-12.5 12.5 - - - - - 10.0-12.5 12,S - - - - - - 15.0-22.5 - - - - - - - 15.0-20.0 - - - - - - 17.0 - - - - - - 17.0 - - - - - - 17.0 - - - - - - - ..fu 20.5 22.7 23.3 12.0 60.0 66.5 400 kl' - - - - - - - - - - - 14.0-16.0 14.0-16.0
- 41. 62 Protecciones en las instalaciones eléctricas Valores de las reactancias de cortocircuito de generadores s(ncronos Secuencia StcUencia directa inversa Tipo y caracteristicas de mdquina XST XT Xs X, II kV polos salientes alternador sin amoni- guadores 22,0 33,0 110 22,0 11 ,8 kV 75 MVA turoo.alternador 12,5 17,5 201 13,5 11 ,8 kV 70 MVA gas luroo.alternador 10,0 14,0 175 13,0 11,8 kV 87,S MVA gas turoo.alternador 14,0 19,0 195 16,0 13,8 kV 125 MVA luroo.alternador 20,0 28,0 206 22,4 16,0 kV 324 MVA turoo.alternador 16,0 21,S 260 18,0 18,5 kV 353 MVA luroo.alternador 19,0 25,S 265 19,0 22 kV 588 MVA luroo.alternador 20,S 28,0 255 20,0 23 kV 776 MVA turbo-alternador , 23,0 28,0 207' 26,0 luiS AA Lizarraga GOnla:eZ ING. EN ENERGIA Reg CIP. N" 76625 S~u~ncia homopolar X. 6,0 6,7 5,0 7,5 9,4 6,0 11,0 6,0. I 2,0 15,0 CAPITULO 2 EQUIPOS ASOCIADOS A LAS PROTECCIONES Se consideran como tales aquellos que suministran la información o realizan las opera- ciones necesarias para que las protecciones puedan llevar a cabo su cometido. 2.1 Transformadores de medida Para el control y protección de los sistemas eléctricos es necesario disponer de informa- ción de su estado, es decir,conocerel valorde la tensión y de la imensidad. Estas magni- tudes se utilizan en relés, aparatos de medida, contadores, etc., que normalmente están momados en paneles o pupitres centralizados. En general, las magnitudes que se deben controlar o medir son tensiones ycorrien- tes elevadas. Los inconvenientes de utilizar directamente estas son evidentes. Por ello. cuando se in ició el uso de la corriente alterna se utilizaron transformadores de medida (1899) para obtener la separación galvánica de los circuitos, aparatos de medida y pro- tecciones respecto a la alta tensión, y reducir los valores de la intensidad y la tensión a niveles más manejables. En función de su utilización se clasifican en: - Transformadores de intensidad (TI') - Transformadores de tensión (T/T) Las principales características que cabe consideraren la elección de un transforma- dor de medida son: 1. Dimensionamiento del aislamiento para la tensión de utilización y la ubicación. 2. Precisión en la reproducción de la magnitud primaria. 3. Calentamiento del equipo y capacidad de sobrecargas. De la correcta definición de estos parámetros dependerá el funcionamiento de los equipos de protección en los momentos críticos.
- 42. 64 Protecciones en las instalaciones eléctricas Asi. en lo referente al aislamiento existe una gran diferencia entre los transforma- dores que deben ir destinados a servicio interior o a servicio exterior, ya que estos últi- mos necesitan una linea de fuga que evite contorneos en condiciones de lluvia, niebla, depósitos superficiales debidos a polución. ambiente salino, etc. 2.1 .1. Transformadores de intensidad Son transformadores de medida en los cuales la intensidad secundaria es, en condicio- nes normales de uso. prácticamente proporcional a la intensidad primaria, desfasada con relación a la misma en un ángulo próximo a cero, para unas conexiones apropiadas. Son muy parecidos a un transformador de potencia monofásico, aunque presentan ciertas diferencias fundamentales: _ El primario está dispuesto en serie con el circuito principal, mientras los transforma- dores de potencia lo están en paralelo. La corriente primaria es, en todo momento, independiente de la carga conectada en el secundario. _ La carga secundaria debe ser minima, funcionando con el secundario en condiciones similares a las de cortocircuito. u:primera clasificación que se puede establecer para los TII es según se utilicen para protección o para medida. Estos últimos deben mantener su precisión hasta el ni- vel de corrientes próximo a la nominal, y es conveniente que se saturen rápidamente PRIMARIO p, PRI MARIO PI p, '" 151 l Sl SECUHOAAIOS ." 151 2S1 SECUNDARIOS Fig. 2.1 Transformador de intensidad. EquIpos asociados a las protecciones 65 cuando ésta se sobrepase. con objeto de proteger los instrumentos de medida. En cam- bio. cuando se trate de protección. la precisión debe existir tanto para intensidades ba- jas como altas. dado que estas últimas son las que indican la existencia de falta en la red. Por tanto. no podrán utilizarse TII de medida para protección ya que. en caso de una falta. la información que suministrarian no seria correcta. El caso contrario, consistente en conectar aparatos de medida a transformadores de intensidad de protección, es posible. si bien se deberá tener en cuenta que en caso de una falta el aparato de medida recibirá una intensidad muy elevada que puede llegar a desajustarlo o incluso averiarlo. En el caso de que se necesiten. para una aplicación determinada, varios transfor- madores de intensidad. de protección. de medida O combinaciones de ambos tipos. por razones de economia se montan todos ellos dentro de un mismo contenedor. Aeste tipo de transformadores se les denomina de forma impropia «T1I con varios secundarios». cuando en realidad son varios T1I con sus correspondientes núcleos magnéticos independientes (fig. 2.1). En el caso de conectarse dos circuitos secundarios a un mismo núcleo. la intensidad suministrada sería una función de las cargas conecta- das en ellos. Otra posible clasificación de los transformadores de intensidad es en función de sus características constructivas. siendo las más normales: - Barra pasante o toroidal. El devanado primario es el propio conductor cuya intensi- dad se mide, ysobre el circuito magnético que lo abraza se bobina el devanado secun- dario. Una aplicación muy importante de este tipo de transformadores es la medición de la intensidad de falta a tierra de los sistemas trifásicos. Para ello se pasan las tres fases por el interior del núcleo, estableciéndose en éste un flujo proporcional a la suma de las tres intensidades, es decir, la corriente secundaria resulta proporcional a la co- rriente de desequilibrio del sistema primario. - Bobinados. El circuito primario puede estar compuesto por varias espiras. Estos T1I son los de aplicación más común en las instalaciones. Generalmente, el bobinado del devanado primario está realizado en varias secciones, lo que permite, por medio de una conexión adecuada, obtener una misma corriente secundaria con una, dos o tres intensidades primarias nominales distintas. Para el equilibrado de las protecciones diferenciales se utilizan T1I bobinados, que permiten en la mayoría de los casos obte- ner distintas relaciones de transformación por medio de las conexiones apropiadas de sus devanados. - Atravesador. Son transformadores cuyo devanado primario también tiene una sola espira y normalmente están montados en los aisladores de las entradas de los trans- formadores de potencia. Si bien las potencias y número de devanados que se pueden conseguir con este tipo de transformadores de intensidad es inferior al de los bobina- dos, la gran economia que representan hace que se utilicen en las instalaciones eléc- tricas siempre que es posible. La precisión de un transformador de medida está en función de varios parámetros. Para su determinación se parte del esquema equivalente de la fig. 2.2.
- 43. 66 Protecciones en las instalaciones eléctricas l' , " 51 PI - ¡" I ---- I l', ,. u', lo E. U. 1 1 1 PI SI F'9. 2.2 Esquema equivalente simplifIcado de un transformador de medida. Z', - Impedancia del arrollamiento primario, reducida al secundario Z, - Impedancia del arrollamiento secundario Z" - Impedancia de magnetización Z, - Impedancia de la carga del circuito secundario r, - Intensidad primaria. reducida al secundario 1, - Intensidad secundaria " 1" - Intensidad de magnetización del núcleo representativa de las pérdidas en el hie- rro y en el cobre (l. - 1, + J.) /1', - N.u espiras del arrollamiento primario N, - N." espiras del arrollamiento secundario R - Relación de transformación; R - Npl Ns C', - Tensión primaria. reducida al secundario V, - Tensión secundaria En el caso de un transformador de intensidad el error será, por tanto, igual a l ., que es el vector diferencia entre la intensidad primaria y la secundaria. y será máximo cuando 1, e 1, estén en fase. El error puede expresarse en función de la intensidad pri- maria: Siendo: Is - Esl ZI (Z, - Z, + Z.) Es - 2,22 . N•.¡j .S · 10-6 B - Inducción, en Gauss L - Longitud circuito magnético, en cm Ii - Error de ángulo Equipos asociados a las protecciones 67 I! _ Permeabilidad de la chapa (Gaussl AVIcm) S - Sección del circuito magnético, en cm 2 N ·1 H-~' B-I!H L ' que pueden reflejarse en el siguiente diagrama vectorial. lo = 1)1 .. , ... I'p=lo." E. = Us 'laZa " Fig. 2.3 Diagrama vectorial del transformador de intensidad. y sustituyendo en la fórmula del error: e _ 450.000 _..:L::...·..:Z::!,I_ N,' ·S' I! Consecuentemente, el error dependerá del tipo de plancha elegida, dando menor error las chapas de tipo Mumetal y siendo las peores las antiguas, de hierro. Otros facto- res que influyen de igual manera son el número de espiras secundarias y la potencia apa- rente. Del análisis de esta fórmula se desprende que una forma de disminuir el error es aumentar el número de espiras secundarias. pero esto implica una elevación de la impe-
- 44. 68 Protecciones en las instalaciones eléctricas dancia 2, y, por tanto, un aumento del error, por lo que hay que llegara un compromiso entre todos los parámetros en el momento de calcular un T/ I. Un fenómeno que debe tenerse muy en cuenta en general, yen la proximidad dege- neradores en particular, es que, al producirse un cortocircuito, la intensidad contendrá una componente continua cuyo valor dependerá del momento en que se produce el cor- tocircuito -siendo máxima si éste se produce en el momento en que la tensión pasa por cero- y cuya duración dependerá de la constante de tiempo (X/R) del circuito. La figura 2.4 muestra, para un transformador ideal de relación 1/1, las corrientes primaria y secundaria, las fuerzas electromotrices inducidas y las condiciones del flujo establecido en el núcleo. Puede apreciarse que el máximo flujo es varias veces superior al flujo alternativo, que sería el único requerido si no hubiese componente asimétrica en el arrollamiento primario. Co,"pon ltnlt o.i",itr;co Ip Clombiél'lU•• 1, Itn ..,.., I,akl ¡dltOII T "ujocU.rno ~L-~------'~--~---7L-------r-- ~ Flg. 2.4 Comportamiento de un transformador ideal. Nótese que si la impedancia de magnetización (20) fuese infinita, el máximo flujo transitorio dependería del grado de asimetría de la propia corriente primaria, es decir, de la constante de tiempo (X/R) del sistema primario, t., y abarcaría el total de la zona sombreada de la figura. Sin embargo, cuando el valor de 20 es finito, como sucede en la práctica, la componente asimétrica de 1, es inferior a la de l. en la cantidad absorbida por la corriente de excitación lo. Esto reduce la componente asimétrica en la salida U, y, por consiguiente, se reduce el flujo unidireccional necesario para establecerla. En la fig. 2.5 se puede ver la respuesta de un T/I al aplicarle una intensidad prima- ria l. con un gran contenido de componente continua, resultando una corriente 1, fuer- temente deformada. Equipos asociados a las protecciones "''' h"s>ó" ... (."dOIlO Ip '"' ... ..(100 """'0"0 '''eluc;dO 01 'Kundoroo i. 'n't'... ,ood ...",,,,do,,o (o," 'O~Ddo) " F'UIO P""'C IPO' S Tronslo,modo. el .. '''''...... dOd 'olu'OdO ,",5 f,on"O'MOdor d. ¡nllt""doCl no ,olu,odo CAAAe' EA! S TlCAS PotPrw;:,o, (Ion 'VA , S D20 '"" '.4' A ',1'1 I I lIT .. '.Ieno 75 le '. ti. Fig. 2.5 Comportamiento de transformadores de intensidad auxiliares. 69 En los sistemas de alta tensión (A.T.) y muy alta tensión (M.A.T.) resulta impres- cindible que los transformadores de intensidad sean capaces de reproducir sin dificulta- des las corrientes de cortocircuito de la red a fin de evitar falsas actuaciones o retrasos en las protecciones. Para cumplir estos requisitos han sido desarrollados tres tipos de transformadores según denominaciones CEI: Tipo TPX: sobredimensionados (sin entrehierro) Tipo TPY: antirremanentes (pequeilos entrehierros) Tipo TPZ: lineales (amplios entrehierros) En la tabla de la página siguiente se pueden comparar las características de estos tres tipos de transformadores. Además de lo expuesto, ycomo resumen, enumeraremos las características que de- ben tenerse en cuenta para la elección del transformador de intensidad. a) Tipo de instalación Interior o intemperie. b) Tensión nominal de aislamiento y naturaleza del mismo La tensión nominal de aislamiento deberá ser, por lo menos. igual a la tensión de servi- cio más elevada de la red donde va a ser utilizado.
- 45. 70 Protecciones en las Instalaciones eléctricas Sobredimensio- nados Anrirremanenle Lineal Intensidad nominal primaria 500 a 40.000 A 500 a 40.000 A 1.000 a 20.000 A Intensidad secundaria loSA loSA loSA Máxima potencia 15 VA 15 VA 15 VA Máximo error 0,5 'MI I ,S 'MI I 'MI Error de ángulo 60' 60' 180' Transfonnación de la compo- Depende de la cons· neOle continua Ex.acta Exacta tante de tiempo de la red. Volumen 600 'MI 300 'MI 100 'MI Cálculo del n.o de espiras Posible Posible Generalmente no po- sible Componente transitoria al inte- rrumpir la I primaria Despreciable Despreciable Imponanlc Remanencia Importante Inferior al lO 'MI Despreciable La naturaleza del aislamiento puede ser: aire y resina sintética (para material de baja tensión), aislamiento de aceite y cubierta de porcelana o aislamiento con resina sintélica (material de media tensión). Para alta lensión y muy alta tensión lo usual es utilizar aceite o hexafluoruro de azufre (SF6) con porcelana exterior. e) Reali=ación Los Iransformadores de intensidad pueden obtenerse con uno O varios circuitos magné- ticos. según su aplicación y necesidades. Cuando son varios núcleos separados. cada uno de ellos tiene una función bien de- finida. Por ejemplo. en un caso de 3 núcleos sería: - Un circuito magnético para medida o conlaje de precisión. - Un segundo circuito magnético para alimentar, exclusivamente, una protección di- ferencial. - Un lercer circuito magnético para una prolección de sobreintensidad. d) Forma conSlrUCI/I'a Aparte de la concepción clásica. mediante un devanado primario y secundario bobina- dos. otras formas muy corrienles son las de tipo toroidal y atravesador. el IlIIensidades nO/llinales Se procura utilizar valores normalizados, siguiendo reglamenlaciones nacionales e in- Icrnacionales. a saber: UNE. VDE. CEI, ASA, elc. Equipos asociados a las protecciones 71 Para determinar el valor primario se toma el inmedialo superior a la intensidad de servicio previsible en el circuito primario. Los valores secundarios más generalizados son 5 A Y 1 A. .0 Carga secundaria Es el valor. expresado en ohmios con indicación de su factor de potencia, de la impe- dancia de los equipos conectados al secundario, incluyendo los circuitos de conexiones. Por la propia filosofia del transformador de intensidad, interesa que el valor óhmico sea el mínimo posible. Es interesante resaltar que la impedancia del circuito secundario puede no ser constante. sobre todo cuando predominan aparatos de medida y relés electromecánicos que pueden saturarse. No obstante. al comprobar la precisión de un T/I. no es necesario considerar la saturación de los consumos, salvo en el caso de que la precisión determi- nada ya resulte inaceptable. g) POlencia nominal Es la potencia aparente secundaria bajo una intensidad nominal determinada, teniendo en cuenta las prescripciones relativas a límites de errores. Este concepto tiene gran im- portancia en el tamaño y precio del transformador. Valores usuales: 5. 10. 15.30.60 VA. 11) Clase de precisión Se designa con un número (0,1: 0,5; I ...) ycorresponde al máximo error de relación ad- misible. en porcentaje. y ángulo en minutos, para una intensidad comprendida entre 0.1 y 1.2 In. con cos <p - 0.8. inducción y carga secundaria entre 0,25 y I veces el valor nominal. Cuando se trata de transformadores para protección, para indicar este valor se uti- liza un número y la letra P; por ejemplo, 5P y 10P. La letra P indica la finalidad del transformador y el número corresponde al máximo error compuesto para la intensidad límite de precisión y la carga nominal. Como refe- rencia. un transformador 5P tiene un error del I % para la intensidad nominal; un 10P eI3%. 1) FaClOr I/mile de precisión La relación entre la intensidad límite de precisión y la intensidad nominal. La intensidad límite de precisión es la intensidad primaria más elevada con la que el transformador cumple las especificaciones relativas al error compuesto. (Se utiliza en TII de protección.) (El error cQmpuesto se define como el valor efica¡ de la diferencia, integrada a lo largo de un período. entre los valores instantáneos de la inten~idad primaria y los de la intensidad secundaria real. éstos multiplicados por la relación nominal de transfor- mación.)
- 46. 72 Protecciones en las instalaciones eléctricas j) Factor de seguridad (F, ) Es la relación entre la intensidad de seguridad del aparato de medida, (1..). y la intensi- dad primaria nominal; siendo 1" aquel valor con la intensidad primaria más baja para que el valor eficaz de la intensidad secundaria, multiplicado por la relación de transfor- mación. no exceda en 0,9 veces a la intensidad primaria con la carga secundaria nomi- nal. (Se utiliza en T/I de medida.) k) Intensidad de sobrecarga Es el valor eficaz de intensidad que el transformador puede soportar en forma perma- nente. Generalmente acostumbra a ser 1.2 l •. 1) Intellsidad limite térmica Es el valor eficaz más elevado de la intensidad primaria que el transformador puede so- portar por efecto Joule durante I seg sin sufrir deterioro, estando el secundario en corto- circuito. Se expresa en KA eficaces. m) Intensidad limite dinamica Es el valor de cresta de la primera amplitud de la intensidad que puede soportar. es- tando el secundario en cortocircuito. sin sufrir deterioro. Se toma como I din - 2.5 I térmica. n) Respuesta frente a fenómenos transitorios y armónicos De estar ubicados los T/I en instalaciones donde la presencia de fenómenos transitorios y armónicos puedan tener importancia, deberá efectuarse un estudio minucioso de la repercusión de las saturaciones y si las magnitudes de intensidad distorsionadas inci- den o no en el sistema de protección o medida. o) Tratamiento de los secundarios Deberá tenerse especial cuidado de que en ningún caso ningún circuito secundario del T/ I quede abierto, es decir, que de no tener ninguna carga secundaria conectada, los bornes de cada secundario del T{1deberán estar unidos o, dicho de otra forma, el deva- nado secundario en cortocircuito. Si no se toma esta precaución, toda la corriente primaria actúa como corriente de magnetización al no existir Av secundarios de compensación, con el consiguiente ca- lentamiento del núcleo y aparición en el secundario de una tensión que puede alcanzar centenares de voltios. De ello se puede derivar peligro para las personas e, incluso. es posible la explosión. Normalmente. los secundarios de los T/I se conectan en estrella. Muy ocasional- mente. se conectan en triángulo; por ejemplo, en los circuitos de protección diferencial de un transformador de potencia en conexión estrella/triángulo (fig. 2.6). -r l. - 1, - ~ '.s ::ll !lll o '1 1 "! "I r EQUIPOS I Equipos asociados a las protecciones l. - 1, - I EQU I POS 1 I J I .,J,. Fig. 2.6 Conexiones más usuales de T11. 73 Otra cuestión importante en el conexionado de los transformadores de intensidad es el conocimiento de la polaridad de los arrollamientos. La polaridad de un transfor- mador ha de verificarse siempre y es importanlisimo respetarla, especialmente en el caso de alimentación a relés direccionales o diferenciales. Por otro lado. los bornes de polaridad han de aparecer convenientemente marcados en los esquemas y en los apa- ratos. Para obtener. en el secundario. la corriente de neutro del sistema, es usual conectar los 3 T/ 1de fase en estrella, formando un circuito residual por donde circula la corriente resultante de la suma vectorial de las corrientes de fase. La corriente en el circuito residual no será nula. aunque el sistema primario esté perfectamente equilibrado, si existe un error en el conexionado del T{1 de una fase. Cuando la corriente circulante en el circuito primario alcance un cierto valor, podría producirse la actuación intempestiva del relé de neutro (fig. 2.7). Cor r i~nt ~ s primarios Corri~ntes secundarias
- 47. 74 Protecciones en las instalaciones eléctricas 'O =* • .2.- " Fig. 2 .7 Consecuencia de errores de conexión en los circuitos de intensidad. En la ligura 2.8 se pueden comprobar las consecuencias de un error de conexión en el secundario de un T/1, que se traducen en un desequilibrio en uno de los relés de pro- tección diferencial. GENERADOR ~ ....------... o lO- 4 ( s !..4. 2.L- } , !I.... _ / - - o S T I - - I --.. -- tI o MOtt M o ¡, . o ¡s" o ít>O -L Fig. 2 .8 Consecuencia de errores de conexión en los circuitos de intensidad. También es muy importante el tratamiento de la puesta a tierra de seguridad en los circuitos secundarios (lig. 2.9). Cada circuito de corriente debe tener un único punto de conexión a tierra. De existir, por ejemplo, dos tierras, es posible que en caso de circula- Equipos asociados a las protecciones 75 ción de corriente porla red de tierras de la instalación A.T. pase cierta corriente a través de los relés. produciéndose una operación intempestiva. También es posible el caso contrario. es decir. la no operación del relé al desviarse por tierra parte de la corriente que debiera provocar su operación. Ip = o !-----, - t'm I ~--------------~~ 1 I I I I I I T t'm i L _________________ J I,¿j .,..ti,' Fig. 2 .9 Consecuencias de la doble puesta a tierra en un circuito secundario de un T/ I. 2. 1.2 Transformadores de tensión Son transformadores de medida en los cuales la tensión secundaria es, en las condicio- nes normales de uso. prácticamente proporcional a la tensión primaria y desfasada con relación a la misma en un ángulo próximo a cero, para unas conexiones apropiadas. Estos transformadores, a diferencia de los de intensidad, están conectados en para- lelo en los puntos en que se quiere medir la diferencia de tensión. La conexión usual de los transformadores de tensión es entre fase y tierra, si bien para algunas aplicaciones se utilizan dos transformadores conectados entre fase (cone- xión en «V»); de esta forma sólo son precisos 2 TjT para la medida de las 3 tensiones compuestas. Este último tipo de montaje se utiliza, principalmente, para equipos de medida en M.T.. pero no para propósitos de protección, al no permitir la obtención de las tensiones simples que son necesarias para muchos sistemas de protección. Otra ven- taja de la conexión fase-tierra en los sistemas de neutro aislado o puesto a tierra a través de un elemento limitador es que los efectos de una avería en el devanado primario del propio transformador son mucho menos dañinos para el resto de la instalación cuando el primario está conectado fase-tierra que cuando lo está entre fases (lig. 2.10).
- 48. 76 Protecciones en las instalaciones eléctricas • s 1r 1 Conu ió" or" ... ".ella: s. dispone ..ti 111 ucu"u~Q';O de le",ionel . ;",p,,,. )' co,"p",... IOI " rrf Fig. 2. 10 Conexiones típicas de transformadores de tensión. Para la medida con precisión de fenómenos transitorios o de frecuencia distinta de la nominal. los TIT presentan una serie de limitaciones que son mucho más importan- tes en los de tipo capacitivo y es por ello que en el apartado correspondiente se dedicará una atención especial a este tema. Para la medida de tensiones con importante conte- nido armónico no deberían utilizarse los transformadores capacitivos. pues sus errores de respuesta son muy importantes. En los transformadores electromagnéticos. su preci- sión dependerá de la capacidad de los devanados, pero su respuesta hasta el armónico 30 es lo suficientemente buena para que puedan utilizarse sin problemas en tensiones Equipos asociados a las protecciones 77 de hasta 30 kV. Para tensiones superiores, se presentan fenómenos de resonancia entre la ey L Yserá necesario conocer la curva de respuesta a diferentes frecuencias de cada modelo. Una solución alternativa para la medición de estos fenómenos es dividir la tensión en lugar de transformarla y para ello se utilizan divisores resistivos. capacitivos o mix- tos. los cuales tienen, en vacío, la adecuada propiedad de fidelidad, aunque presentan las desventajas de que su precisión está muy afectada por la carga secundaria y su uso queda prácticamente restringido a cargas -como un osciloscopio- de alta impedancia de entrada. Otro problema que presentan los divisores es su falta de'aislamiento galvá- nico en el circuito que se quie.re medir y ello obliga a realizar siempre mediciones fase- tierra y a tomar muchas precauciones, pues la apertura de la toma de tierra implica la aparición de la tensión primaria en bornes del equipo de medida. Los transformadores de tensión se dividen en dos grandes grupos: - Transformadores electromagnéticos. - Transformadores capacitivos. La ventaja principal de los segundos respecto a los primeros es puramente econó- mica. pues el precio de los transformadores electromagnéticos para tensiones superio- res a los 110 kV se incrementa en forma importante respecto a los capacitivos; éstos. por contra. presentan ciertas limitaciones de respuesta ante fenómenos transitorios. pero su usoen las redes de A.T. y M.A.T. está ampliamente extendido. Otra ventaja adi- cional de los capacitivos es que permiten la inyección de senales de A.F. para com uni- caciones. En los transformadores de tensión no existe diferencia entre los devanados de me- dida y de protección. En el peorde los casos. la máxima tensión a que puede quedar sometido el TITes la tensión compuesta (U - J3 . V) de la red. lo que no presenta problemas de precisión. En cambio, un T/ I. durante un cortocircuito. puede verse sometido a una corriente del orden de 20 o más veces la nominal. No obstante. en caso de disponerse de varios secundarios, se suele utilizar uno ex- clusivamente para contaje. De existir un solo secundario. los contadores se conectan en un circuito protegido independiente a fin de conseguir el doble objetivo de que una falta en los circuitos de medida (voltímetros. vatímetros. etc.) o en los de protección no im- pida seguir efectuando el contaje y no anadir errores suplementarios debido a la impe- dancia que presentan los circuitos secundarios. En efecto. supóngase un TIT de 110 V de tensión secundaria. clase 0.2 y una poten- cia de 100 VA.el cual está cargado a su plena potencia y que el circuito secundario tenga una resistencia de I n. En este caso. la caída de tensión es: que en porcentaje será: ti =.!.....R = 100 I = 0.909 V V 110 0.909 100 _ 0.82 % 110
- 49. 78 Protecciones en las instalaciones eléctricas yesto implica una precisión en la medida de tensión del 1,02 %(0,82 + 0,2) en lugar del 0,2 que tiene el transformador de medida. En los equipos de contaje de las interconexio- nes entre empresas eléctricas se limita la caída de tensión en los circuitos secundarios al 1 %O. Transformadores de tensión electromagnéticos Estos transformadores dilieren menos del transformador de potencia que los transfor- madores de intensidad, y en caso de precisarse varios devanados secundarios éstos es- tán bobinados sobre un único núcleo magnético al no existir aquí las limitaciones indi- cadas en los T/1 (lig. 2.1 1). PR'toIIARIO P' PI 151 153 lSl 2SJ 151 251 SECUNDARIO Fig. 2.11 Transformador de tensión. Fig. 2. 12 Diagrama vectorial del transformador de tensión. A partir del esquema simplificado de la ligura 2.2 y considerando la parte resistiva e inductiva de las impedancias representadas en este esquema, se puede representar el siguiente diagrama vectorial (lig. 2.12) en el que se han exagerado las caídas de tensión a fin de poderlo interpretar más fácilmente. En ausencia de carga en el secundario, la corriente primaria es la corriente de exci- tación l•.Al no existircorriente en el secundario, la tensión secundaria U, sería igual a la f.e.m. inducida en el secundario E,. Se ha considerado despreciable el flujo de dis- persión. Equipos asociados a las protecciones 79 Si se aplica al primario del transformador una tensión constante U.' es conve- niente trazar el diagrama de error de la ligura 2.13, en el que se muestra, en ordenadas, el porcentaje de error de magnitud, y en abscisas, el error de fase (o porcentaje de ten- sión en cuadratura). Conocidos los errores para dos condiciones de carga secundaria, por ejemplo, en vacío ya 100 VA con un factor de potencia igual a 1, puede construirse el diagrama de los errores para cualquier otra carga y distintos factores de potencia. '0' Sincorgo JA f~ SOYA "- 50 VA l ! 100 YA ~ '" .!: " • " "'-- ~VA Ad~lonlo ., '1 o Fig. 2 . 13 Diagrama de error. -1 ., .1 . , • E o o ~ - - Para cada valor de la tensión aplicada se obtendrán diferentes errores para la con- dición de operación sin carga secundaria (punto A), y el diagrama completo se despla- zará en la misma proporción. Debe notarse que el error de fase con factor de potencia I es el resultado del flujo de dispersión, que equivale a una inductancia en serie. En los transformadores de tensión electromagnéticos pueden aparecer fenómenos de ferrorresonancias en función de las características de la red y del transformador. Sin embargo, estos fenómenos son menos frecuentes que en el caso de los transformadores de tensión capacitivos y por ello se tratará con mayor detalle más adelante. No obs- tante, cabe señalar que en los T/T electromagnéticos prácticamente se elimina este fe- nómeno si se conecta uno de sus circuitos secundarios en triángulo abierto y se carga con una resistencia de valor adecuado por la que no circulará ninguna intensidad al es- tar las tensiones equilibradas. Ello supondrá una fuerte carga para el transformador que genera la sobretensión debido a la ferrorresonancia (lig. 2.14).
- 50. 80 Protecciones en las instalaciones eléctricas • '1 '1 ., ~ fig. 2. 14 Corrección del fenómeno de ferrorresonancia cargando un secundario en conexión trián- gulo abieno. Una de las principales causas del elevado coste de este transformador con el aumento de la tensión primaria es el aislamiento necesario, ya que resulta muy dificil realizar el devanado primario en una sola bobina. Por ello se construyen dividiendo el arrollamiento primario en varias bobinas, con lo cual éstas sólo estarán afectadas por una parte de la tensión total. Estos transformadores se denominan «de cascad3» y tienen generalmente varios núcleos, con dos bobinas en cada uno de ellos y el circuito secundario bobinado en el mismo núcleo de la bobina primaria, con el potencial más bajo. Una ventaja adicional de estos transformadores es la de disminuir los errores en vacío debidos a la reducción de la impedancia del primario. Transformadores de tensión capacitivos (TTe) Este tipo de transformadores está constituido por un divisor capacitivo al cual se co- necta un transformador bobinado en paralelo con la parte del divisor puesta a tierra, cuya tensión nominal varía de 6 a 20 kV. En serie con él, se conecta una inductancia con núcleo de hierro que está en resonancia a la frecuencia nominal con la capacidad del di- visor (fig. 2.15). Una ventaja muy importante, desde el punto de vista económico, es que el divisor capacitivo del TTC puede utilizarse para la inyección de señales de alta frecuencia en las líneas de transporte. Para ello basta añadirle una bobina de drenaje y las proteccio- nes adecuadas (pararrayos, seccionador de puesta a tierra, etc.) sin que por ello se vean alteradas de forma apreciable las características del transformador de tensión. Como esquema equivalente se podría utilizar el general de transformadores de medida de la fig. 2.2. No obstante, y a fin de poder estudiar con más detalle las diver- sas magnitudes que afectan a su precisión, nos irá mejor utilizar el que aparece en la fig. 2.16. Equipos asociados a las protecciones 81 u. L " ']ft Us =r= c, , 72011'1 'c Fig. 2. 15 Esquema de un transformador de tensión capacitivo. el .. C2 ,', ,', te fs 'c 'o u. Uc - s 'o U's Fig. 2 . 16 Esquema equivalente de un transformador de tensión capacitivo. En el que: u. e, + e, L, R, L'J - tensión primaria del transformador - capacidad del divisor ~ suma de la inductancia de la bobina L" y la inductancia de dispersión del transformador bobinado T (fig. 2.15) - resistencia del arrollamiento primario del transformador Tjunto con la re- sistencia serie que representan las pérdidas en el cobre yel hierro de L, y las dieléctricas del condensador e, + e, - impedancia correspondiente a la inducción y a las pérdidas del hierro del transformador - inducción de dispersión secundaria del transformador T, reducida al pri- mario - impedancia de carga reducida al primario - relación de transformación
- 51. 82 Protecciones en las instalaciones eléctricas - tensión secundaria del transformador T reducida al primario - resistencia del arrollamiento secundario del transformador T reducida al primario Es de destacar que los valores de Zo. R, YL, varían con la frecuencia y la tensión. En el diagrama vectorial (lig. 2. 17), que se deduce del esquema equivalente, se puede observar la función correctora del error angular que realiza la bobina L , conec- tada en serie con el transformador intermedio T. lp A, 'e Vp El 1; A'Z Ve • 1, o Fig. 2. 17 Diagrama vectorial de un transformador de tensión capacitivo. A partir del puntoA, que representa el error en vacio del TIC para la tensión y fre- cuencia nominal, se puede dibujar un diagrama de errores en función de la carga equi- valente al realizado para transformadores de tensión bobinados y tomando como lími- tes la plena carga resistiva e inductiva con un cos cp - 0,6. No obstante, tal como se indicó anteriormente, existen algunos parámetros, ade- más de la carga, que afectan a la precisión del TIC, y se puede demostrar que los errores aumentan con el productodeooR.C,; portanto, la frecuencia tendrá una gran importan- cia en la medida. En la ligura 2.18 se pueden ver las variaciones del diagrama de errores de un transformador de 400/ J3 kV de tensión nominal para variaciones del 1,5 %del valor de la frecuencia.Otro dato que se puede obtener de la relación anterior es que para una tensión secundaria lija no es posible disminuir la capacidad del lado de AT, C,. al aumentar la tensión nominal. " o SI'" IOO YA / I / / " ,1 / / cos P z 1 4 / 4' / r', 7 '" " ../ .., -- f :o 50.15 H. -u -, Equipos asociados a las protecciones • o VA o 01<. k · V i ~1 "" 1 ' ,,~ , .' ~- .;... , , , , 1 " , , " ... , +- ._ .. _..~ ~ ..., I --- p- cOS'P aO,6 0,_ · 0.• s " l OC VA ~- l . 50, 00 H, l . '.,:15 H. o ., .,, ." 1041n. .,. EU + 0,1 o - 0, 1 - O," - O, , Fig. 2. 18 Diagrama de errores. Diagrama para 50 Hz - - _. - - - - Diagrama para 49.25 Hz - - - - - - Diagrama para 50.75 Hz 83 La temperatura es otro de los factores que influyen en la precisión de los TIC; aun- que su efecto sobre la parte inductiva (transformador intermedio y reactancia) es des- preciable, no sucede lo mismo con el divisor capacitivo. Una elevación homogénea de temperatura sobre la totalidad de los condensadores implica un error adicional poco importante y sus valores son semejantes al caso de las variaciones de frecuencia; pero si se producen aumentos de temperatura diferentes en las dos ramas del divisor, esto se traduce automáticamente en una variación importante en la división de la tensión pri- maria, dado que la variación de capacidad en función de la temperatura es del orden de un 0,06 %por grado centígrado y por tanto, una diferencia de sólo 10' significa un error próximo al 0,6 %. El efecto de la tensión primaria sobre la precisión de este tipo de transformadores es menos importante todavía que en el caso de los transformadores de tensión bobi- nados. Todas las magnitudes indicadas anteriormente inciden directamente sobre la pre- cisión de los TTC en régimen estable, pero dado que estos transformadores están com- puestos por inductancias con núcleo de hierro junto con capacidades, podrán presen- tarse fenómenos transitorios y oscilaciones de frecuencia en caso de variaciones rápidas de las magnitudes primarias o secundarias; y si se utiliza el transformador para alimen- tar protecciones, éstas pueden aCluar de forma errónea en la determinación de la direc- ción de las faltas.
- 52. 84 Protecciones en las instalaciones eléctricas Las oscilaciones a frecuencias diferentes de las nominales se pueden clasificar en dos tipos:de ferrorresonancia y transitorias. Las primeras se presentan en caso de satu- ración de un núcleo de hierro conectado en el interior del transformador o como carga. y el fenómeno puede llegar a ser estable y producir medidas incorrectas y averías. tanto en los equipos de medida y protección como en el propio TTC. Las oscilaciones transitorias se originan después de una bajada repentina de la ten- sión. al quedar una energía almacenada en el conjunto formado por las capacidades y las inductancias. Esta energía se disipa por medio de oscilaciones más o menos amorti- guadas. que causan una desviación de la tensión secundaria respecto a la primaria. Además de los fenómenos mencionados anteriormente, existen otros regímenes transitorios durante los cuales la respuesta de un TTC no será correcta. En la figura 2. 19 se puede observar el fenómeno transitorio que aparece en el circuito secundario en es- tos casos. MAN IO BAA U COf". iól'l de lo '."" 'Ó" de A 1 NIVW De.:on,.ió" de lo 1' "1101'1 dlt'" 1 N!VJ , 11 1 -IO~ " ) O• • con, .iO" 15t'il ",¡do dlr r.e" go nche 1rvvvN' COrlocorcu.lo en bo'"e. de ' .ecundarlo ---NJVV' Cor locuc", lo e n bo,"•• de ' primario W[- Fig. 2. 19 Fenómeno transitorio. Para reducir estas anomalías a valores y duraciones aceptables, tanto desde el punto de vista de averías del propio transformador como de fiabilidad de las proteccio- nes conectadas. generalmente es suficiente la utilización de un circuito oscilante para- lelo. adaptado a la frecuencia de la red, al que se incorpora una resistencia serie de amortiguación. Aeste dispositivo se le denomina «protección antiferrorresonanci3». Si se utilizan protecciones estáticas extrarrápidas es posible que no sea suficiente este tipo de protección y entonces se incorpora una protección electrónica, con la cual la dura- ción de estos fenómenos se reduce de forma drástica (fig. 2.20). En la figura 2.2 l se muestra la sección de un TTC con todos los elementos que lo forman. La reactancia de compensación (5) se utiliza para el ajuste del error de ángulo entre la tensión primaria y la secundaria, y los terntinales de ajuste (lO) permiten corre- gir el error de módulo. En caso de utilizarse el divisor capacitivo para transmisión de A.F., se conectará el equipo de onda portadora al borne de salida; en caso contrario. éste irá conectado a tierra. Equipos asociados a las protecciones 85 r;;::::::======. a TrOl'1llormodOf I!prllión bobinado b TTC con prOIt'cd6" onl'iI."onelOnOnCio co"~ndono l e TTC con prOIt'cci';" on,ite,rorrlP.o"onc:io . 'ectrÓnico Fig. 2.20 Oscilaciones transitorias. I Po,c,lOnG d, oi.lorÑenlo 1 COfId,n.odo' dt ano t,n.ión (e I ) ) COt'lCltn.odo, dt It...,ió... ¡...It,m,dio (C J ) .. Tto....lo,modor d' t,".ió" inl"mtd io (TI T I S A,ot'onc io (O",,,,,n,,odo,o , T.,m;nol" &t(U... dOfio. Devonodol d,l l,anUo,moClor Dilp.olilivo amo,l i{luadof " O,vO"Odol d, ajult, Fíg. 2.21 Sección de un transformador de tensión capacitivo. Además de lo expuesto y a modo de resumen enumeraremos seguidamente las ca- racterísticas que deben tenerse en cuenta para la elección del transformador de tensión. a) Tipo de instalación. Interior o intemperie.
- 53. 86 Protecciones en las instalaciones eléctricas b) Tensión nominal de aislamiento y naturaleza del mismo. Las consideraciones indi- cadas para los TI I son igualmente aplicables. c) Realización. Los Trr pueden obtenerse con uno o varios secundarios, según su apli- cación. De haber varios secundarios, es con el objeto de separar los equipos que van co- nectados a cada uno de ellos por razones de precisión o disparidad de funciones. d) Forma constructiva. Inductivos y capacitivos. e) Tensiones nominales. Se procura utilizar valores normalizados, siguiendo reglamen- taciones nacionales e internacionales, a saber: UNE, YDE, CEI, ASA, etc. Para determinar el valor primario se toma el más aproximado posible a la tensión de servicio de la instalación. 110 Los valores secundarios más usuales son: - Y, 110 Y. .J3 f) Carga secundaria. Es el valor de la potencia de los equipos conectados al secundario, incluyendo las caídas de tensión en los circuitos si las distancias son grandes. g) POIencia nominal. Es la potencia aparente secundaria bajo una tensión nominal de- terminada. Valores usuales: 5 VA, 10 VA, 15 YA, 30 YA, 60 VA, lOO YA, etc. 11) Clase de precisión. Se designan por las cifras 0,1,0,2,0,5, etc. Corresponde al error máximo de relación admisible en porcentaje y ángulo en minutos para una tensión de 0.8 a 1,2 U., cos <p - 0,6 y con una carga comprendida entre 0,25 a I del valor no- minal. i) Potencia I{mite térmico. Es la potencia límite aparente que puede ser conectada al Trr. fuera de su clase de precisión, sin sufrir deterioro. Protección de transformadores de tensión La protección del devanado secundario de un transformador de tensión contra cono- circuitos y sobretensiones es simple y generalmente se realiza por medio de fusibles o interruptores magnetotérmicos. La elección de estos elementos debe realizarse te- niendo en cuenta que un fusible de calibre muy sensible introduce un error suplementa- rio en la relación de transformación, debido a la elevada resistencia que presenta, y por el contrario, un calibre demasiado elevado no aponará una protección suficiente al transformador, dado que la máxima corriente de conocircuito es del orden del 20 l •. Para la protección del circuito primario, en caso de transformadores de media ten- sión: también se pueden utilizar fusibles, de un calibre de 2 a 3 A, ya que la carga de este devanado es del orden de unos pocos mA. En tensiones superiores a 30 kY no se utilizan protecciones de este tipo y sólo en algunos casos se utilizan relés de gases idénticos a los de los transformadores de po- tencia. Equipos asociados a las protecciones 87 Una avería en un transformador de medida con aislamiento interiorde aceite yex- terior de porcelana, normalmente produce una sobrepresión del aceite que llega a hacer explotar el contenedor. Para evitar este fenómeno se instalan «fusibles mecánicos» que liberan esta presión en caso de faltas. En algunos transformadores de tensión se instalan detectores de presión que permiten medir la presión interna. Tratamiento de los secundarios Al igual que en el caso de los transformadores de intensidad. es muy imponante tomar las debidas precauciones en el conexionado y la puesta a tierra de los circuitos secunda- rios de los transformadores de tensión. Las consideraciones expuestas para los T/1 son aplicables a los T/T con la obvia excepción de no conectar en conocircuito los circuitos secundarios de tensión. Cuando se instalen interruptores magnetotérmicos para protección de los circuitos secundarios de T /T, el hilo neutro no se conectará al magnetotérrnico, para evitar des- conexiones-intempestivas al circular corrientes entre las puestas a tierra de los neutros de distintos juegos de T/T. 2.2 Interruptores automáticos El interruptor automático es el que en definitiva materializa las órdenes de conexión o/y des-conexión ordenadas por las protecciones y automatismos. La misión de los interruptores es doble: a) Unión o separación de redes o instalaciones en el caso de maniobras. b) Separación de las zonas averiadas en el menor tiempo posible. En este segundo caso se produce, durante la avería, un elevado incremento de la in- tensidad, que, aunque de breve duración, puede causar daños enormes al aparellaje. De aquí se deduce que, al igual que las protecciones, también los interruptores deben ac- tuar en el menor tiempo posible. En las maniobras de servicio, los interruptores deben conar intensidades desde un amperio hasta algunos miles. Sin embargo, en las desconexiones por conocircuito. es- tas intensidades se elevan hasta más de 100.000 A para media tensión yalgunas decenas de kA en las altas tensiones. Como quiera que la desconexión de un conocircuito es la misión más dificil de cumplir por el interruptor yesta misión es un factor determinante de su tamaño, se uti- liza. como medida para elegir el más adecuado, la potencia de ruptura. que es la mayor potencia de conocircuito que puede desconectar dicho interruptor. Se indica en MYA o, también, en GYA. Hay que precisar que la potencia de ruptura indicada en la placa de características se refiere a la tensión nominal de trabajo del interruptor. Si se utiliza este interruptor en una red de tensión inferior, la poten<;ia de ruptura se reduce en la misma pro- porción.
- 54. 88 Protecciones en las instalaciones eléctricas En redes de distribución, son usuales 500 MVA de potencia de ruptura, mientras que para tensiones elevadas (110 kV a 380 kV) se emplean magnitudes del orden de 4.000 MVA a 35 GVA. En los interruptores de corriente alterna no se interrumpe la corriente en un mo- mento cualquiera, sino que se aprovecha el hecho de que dicha corriente pasa dos veces por cero dentro de cada período, es decir, a la frecuencia normal de 50 Hz, 100 veces cada segundo. La interrupción del circuito en el paso por cero de la intensidad se denomina ma- niobra síncrona. Es muy dificil efectuar esta maniobra con contactos desplazables me- cánicamente, porque haría falta una enorme exactitud de mando para el movimiento de contactos y que dicho movimiento se efectuase, además, de forma extraordinaria- mente rápida. Es cierto que la mayoría de los interruptores de corriente alterna trabajan con el sis- tema de maniobra síncrona, pero la separación de los contactos metálicos no se efectúa sincrónicamente, sino con ayuda del arco. Si se abren dos contactos sobre los cuales nuye una corriente alterna en un instante cualquiera, se forma entre ellos un arco que, cada vez que la intensidad pasa por cero, se extingue durante un tiempo muy breve para volver a originarse inmediatamente después. Para interrumpir definitivamente la ca- rriente es suficiente con evitar su reencendido después de uno de sus primeros pasos por cero. En la construcción del espacio de ruptura de los interruptores se presta especial atención a aquellas medidas que evitan el reencendido del arco bajo la innuencia de la tensión de restablecimiento. El arco recorre un camino formado por gases que se han vuelto conductores como consecuencia de su elevada temperatura. Por encima de 3.000", aproximadamente, se presenta la ionización de choque de las moléculas a causa de su movimiento térmico impetuoso. El núcleo del arco puede alcanzar temperaturas superiores a 10.000". Aunque la temperatura del arco se adapta rápidamente a la co- rriente respectiva, con un retraso de unos 50 milisegundos, este retraso es suficiente para hacer posible sin medidas especiales un reencendido del mismo después del paso de la corriente por cero, incluso con tensiones pequeñas. Por esta razón debe refrige- rarse el trayecto del arco procurando, además, que el gas ionizado que integra dicho trayecto sea sustituido lo más rápidamente posible por gas nuevo, más frío. Para la re- frigeración del arco se utilizan distintos procedimientos. Uno de ellos consiste en aumentar de forma eficaz su superficie prolongando su recorrido, como sueede, por ejemplo, al separar rápidamente los contactos. Otro tipo de prolongación se consigue &~sviando el arco lateralmente mediante un campo magnético, de manera que forme un lazo de longitud suficiente. En este procedi- miento se procura -además- poner el arco en íntimo contacto con las paredes frías de un material resistente. Sin embargo, el medio más eficaz para refrigerar el arco consiste en «soplarlo» me- diante un gas o un liquido. Mientras que el primero afecta a una mayor superficie del arco, no penetra, sin embargo, en el núcleo del mismo. El soplado transversal tiene la ventaja de incidir también sobre dicho núcleo. Ninguna de las clases de refrigeración mencionadas se emplea por sí sola en los interruptores construidos en la práctica, sino que se realizan todas las combinaciones posibles de los distintos procedimientos (fig. 2.22). Equipos asociados a las protecciones 89 Ca) Cb) e" 'di Fig. 2.22 Sección de una cámara de corte. Cámara de corte - El funcionamiento de la cámara de corte es muy simple y se produce al moverse el contacto mó· vil. No necesita ningún tipo de válvulas ni dispositivos móviles auxiliares. - Con el interruptor cerrado (a) las presiones en el interior y en el exterior del cilindro son iguales. Durante el movimiento de apertura (b V el el arco salta entre los contactos fijo y móvil. - Con el movimiento del cilindro se genera una presión en su interior. La presión mínima de interrup· ción es función de la intensidad. es decir. se dispone de una regulación automática de la presión necesaria en el instante de la interrupción, - El barrido del arco regenera el dieléctrico entre los contactos. evitando reencendidos V perturba- ciones en el circuito. El alargamiento del arco unido a su enfriamiento por paredes frías se emplea para interruptores de pequeñas potencias, mientras que unido al soplado magnético o tam- bién a un gas librado de las paredes puede utilizarse hasta potencias de algunos cientos de MVA, para tensiones de hasta 15 kV. Para tensiones y potencias mayores, los interruptores utilizan exclusivamente el sistema de soplado. De este sistema cabe distinguir dos ejecuciones distintas: la que uti- liza soplado propio -la energía necesaria para el fluido es obtenida a partir de la degra- dada en el arco- y soplado ajeno, cuando la energía necesaria se produce en una fuente exterior. Podemos distinguir, además, interruptores con un medio de extinción liquido, e interruptores con un medio de extinción en forma de gas. Salvo raras excepciones, los primeros trabajan mediante un sistema de fluido propio, en tanto que en los segundos, dicho fluido se produce de forma ajena. Pertenecen al primer grupo los interruptores en baño de aceite y al segundo los de aire comprimido. Aún hoyes posible encontrar en estaciones antiguas un tipo de interruptor que hasta casi 1930 se empleaba como única alternativa en los campos de altas potencias: el interruptor de aceite en forma de cuba (fig. 2.23).
- 55. 90 Protecciones en las instalaciones eléctricas Fíg. 2.23 Representación esquemática de un interruptor con cuba de aceite. El peligro de incendios yexplosiones, las limitaciones en potencia de cortocircuito y tensión de servicio de este tipo de interruptores han conducido al desarrollo de inte- rruptores de vacío, pequeño volumen de aceite, aire comprimido y SF. -hexafluoruro de azufre. La elección de cada uno de los sistemas mencionados dependerá de los siguientes aspectos generales: - Tensión nominal - Intensidad nominal - Potencia de ruptura - Tiempo de desconexión - Tiempo de conexión - Ciclo conexión-desconexión - Ciclo desconexión-conexión-desconexión - Elementos que hay que maniobrar - Instalación interior o intemperie y condiciones climáticas - Limitaciones de espacio Instalaciones auxiliares necesarias - Exigencias de mantenimiento - Coste etcétera. Como recomendación final cabe reseñar que es fundamental para el especialista de protecciones conocer las características de los interruptores que hay que utilizar, con el fin de evitar hipótesis erróneas que conduzcan a un tratamiento inadecuado de las pres- taciones que aquéllos puedan aportar. Equipos asociados a las protecciones 91 2.3 Fuentes de alimentación auxiliar Son elementos fundamentales dentro del sistema de protección, cuya finalidad es sumi- nistrar energía a determinados circuitos, para que éstos puedan llevar a cabo su co- metido. La fuente de alimentación primaria es la propia tensión alterna disponible en la instalación. Normalmente se dispone de dos alimentaciones independientes y un cam- bio automático entre ellas. Al no poder garantizarse la continuidad del servicio en el 100% del tiempo, las instalaciones importantes disponen de grupos electrógenos que entran en servicio automáticamente al quedarse «a cero» las dos alimentaciones simul- táneamente, alimentando los circuitos considerados como prioritarios A pesar de estas precauciones, es necesario almacenar energía en la instalación para la maniobra de los interruptores y los dispositivos complementarios que deben ac- cionarse con la red perturbada. La fuente de energía que se utiliza para el mando de los interruptores es, en la prác- tica totalidad de los casos, una tensión continua, normalizada, utilizada también para alimentar los relés estáticos o los electromecánicos complejos (p. ej. protecciones de distancia) por la ventaja que presenta de poderse almacenar en baterías de acumula- dores. La fuente de tensión auxiliar está formada por un conjunto batería-cargador, en el cual el cargador es un rectificador alimentado por la red alterna mencionada anterior- mente. La capacidad nominal de una batería se expresa en amperios-hora (A-h) y es la energía que suministraría la batería, en perfectas condiciones y completamente car- gada, sometida a un régimen de descarga igual al 20 % de su capacidad. No obstante, la carga disponible en cada instante estará en función del mantenimiento y carga previa de la batería. 2.3.1 . Baterías de acumuladores Actualmente son usuales 2 tipos de baterías de acumuladores: Baterías de plomo Baterías de níquel-cadmio Este segundo tipo ha sustituido al hierro-níquel, actualmente en desuso. - Baterías de plomo (electrólito ácido) La tendencia actual es la de no utilizar baterías de plomo, salvo en instalaciones que requieran baterías de gran capacidad. Baterías de níquel-cadmio (electrólito alcalino) Además de las cualidades bien conocidas de los acumuladores de plomo (Pb), los acumuladores de níquel-cadmio (Ni-Cd) presentan ciertas ventajas complementa- rias: mantenimiento más reducido y económico, gran duración, posibilidad de carga a regímenes variados, nivel de electrólito visible en caso de elementos de caja de plás- tico, menor peso, etc.
- 56. 92 Protecciones en las instalaciones eléctricas 2.3.2. Cargadores Son los encargados de suministrar la tensión continua a la carga ya la batería de acumu- ladores, pudiendo ir montados,en el caso de baterías de Cd-Ni, en el mismo armario de éstas. En la figura 2.24 podemos ver los elementos que los componen. AUIoIENTAClON 5..ñol falla QI;",~"'ació" (S..ñol 10110 C. O ) RECTIFICADOR M ancio manual (Señal fol lo ( .c J t----------+--~ Bo,"," . ut;li¡oc:ió" T BATERIA ACUMULADORES Fig. 2.24 Conjunto cargador y baterfa. - Rectificador. Es el elemento que convierte la tensión alterna en continua. Puede ser monofásico o trifásico, y rectificar en media onda u onda completa. En este último caso, normalmente se utiliza un puente mixto formado por diodos y tiristares, éstos gobernados por la unidad de control. - Unidad de control. Es el elemento encargado de regular la tensión e intensidad sumi- nistrada por el rectificador. Las unidades de control también admiten hasta tres tipos distintos de niveles de carga: de flotación, profunda yexcepcional. En funcionamiento automático esta uni- dad selecciona el régimen de carga entre los dos primeros. Al tercer nivel sólo se puede acceder de forma manual yse utiliza en el mantenimiento periódico de la bate- Equipos asociados a las protecciones 93 ría. Dado que el valor de tensión que se alcanza en este estado puede dañar los equi- pos conectados, es necesario desconectar la carga y alimentarla desde otra fuente o utilizar sólo una parte de los vasos de la batería que está siendo cargada en forma «ex- cepcionab,. - Filtro. A la salida del rectificador suelen instalarse dispositivos formados con con- densadores y reactancias que permiten filtrar las ondulaciones propias de rectifica- ción de ondas alternas, consiguiendo una tensión de salida sensiblemente aplanada. - Señalización y alarma. Son elementos adicionales que permiten, mediante lámparas piloto o contactos auxiliares, saber en qué régimen se está efectuando la carga e iden- ¡ificar, si existe, la anomalía que sufre el cargador (falta de alimentación, etc.). A modo de resumen, enumeramos las características que deben tenerse en cuenta para la elección del conjunto batería-rectificador adecuado a cada caso. l. Bateria Tipo de batería. Existen dos tipos:ácida (Pb) yalcalina (Cd-Ni); dentro de éstas, existen varios tipos en función de que la descarga sea continua, con puntas, etc. Capacidad. En función del número de horas de autonomía y de la descarga perma- nente,se elegirá sobre catálogo la capacidad apropiada. Se debe tener en cuenta que, con el tiempo, disminuye la capacidad y que es usual encontrar baterías al 70 u 80 %de su capacidad de carga. Número de elementos. Estará determinado por la tensión nominal de los equipos que hay que alimentar y de sus márgenes admisibles. 2. Rectijicador Alimentación. Se deberá determinar la tensión y el número de fases de la alimentación. Una alimentación trifásica implicará, en principio, un filtro de salida más sencillo. Tensión de salida. El valor nominal de la tensión de salida será función del número de elementos, y se indicará también la ondulación máxima admitida en la tensión de salida, que vendrá dada por la expresión: Um., - valor máximo tensión salida Um1n - valor mínimo tensión salida Um<d - valor medio tensión salida 3. Regimenes de carga En las baterías de tipo alcalino son suficientes dos tipos diferentes de carga, de flota- ción y excepcional con cambio manual, si se realiza un mantenimiento correcto. No
- 57. 94 Protecciones en las instalaciones eléctricas obstante, existen muchos rectificadores con dos regímenes diferentes en funciona- miento automático -flotación y profunda- más un tercero -excepcional, con conmu- tación de accionamiento manual-o Los niveles de salida admiten UDa regulación, que será precintable. 4. Equipos de seflali=ación y medida Para el control del funcionamiento del equipo es necesario incorporar un voltímetro y un amperímetro para la medida de los valores de salida, así como indicadores locales o remotos. 5. Limitadores de tellsión U n desajuste en los reguladores de tensión puede originar una sobretensión que, de su- perar los límites establecidos, sería la causa de averías de las fuentes de alimentación de las protecciones electrónicas, y por este motivo debe instalarse un relé de sobretensión en la salida que desconecte el rectificador en caso de sobretensión. La desaparición de la tensión de salida del rectificador causará la descarga de la ba- tería y la consiguiente bajada de tensión. En caso de que la batería alimente equipos vi- tales (protecciones. telemando,etc.)es usual instalar un dispositivo de subtensión para la desconexión de las cargas no vitales. 2.4 Equipos de señalización La finalidad de estos equ ipos es suministrar la información básica que permita analizar el componamiento de las protecciones y aparatos de interrupción y maniobra. Lo más usual en instalaciones poco complejas es el clásico equipo de señalización por medio de lámparas. En caso de incidente suena una alarma acústica y se iluminan las lámparas correspondientes a los relés e interruptores que han aCluado. El operador loma nota de las lámparas encendidas y, acto seguido, pulsa el botón de borrado. Es imponante no caer en el error de que sea el mismo pulsador el que anule la alarma acústica y reponga las lámparas. También es un error fijar el tiempo que las lám- paras van a mantenerse encendidas. Conforme las instalaciones crecen en complejidad, se hace necesario no sólo insta- lar protecciones más sofisticadas, sino también equipos de señalización acordes con las circunstancias. Para estos casos son útiles los equipos osciloperturbográficos (lig. 2.25) y los registradores cronológicos. El registrador cronológico sustituye los equiposde señalización de lámparas, con la particularidad de que el operador ya no debe tomar nota de las señalizaciones apareci- das en caso de incidente. Su gran ventaja es que las señales se registran sobre el papel de forma cronOlógica. con tal precisión que permite analizar con lodo pormenor el inci- dente. Las señales se muestran normalmente en forma codificada (fig. 2.26), pero tam- bién puede utilizarse una impresora de mayor número de columnas que permite la ins- cripción literal de cada alarma recibida. 26 o 04400002 '~60 2.(,4 03000002 90260 260 02000002 ~60 260 01000002 ~60 260 OO. 00 I7IOM~3 Equipos asociados a las protecciones - E.ll. SMT 101 ___ IDENTIFICACiÓN DE LA INSTALACION 260 00000002 90260 259 2:lnOOOO2 90260 25' 22'n"5 25t25 259 2246:1075 25123 259 224:50492' 25127 259 22~' 2512') 25' 22432488 25131 259 22430703 3:S300 259 22000002 90260 25' 21000002 '0260 25' 20000002 '~60 25' 19000002 90260 95 Fig. 2 .25 Recorte de la impresión de un registrador cronológico. En cada Ifnea: dfa juliano. hora. minutos. segundos y 1/100 de segundo; finalmente: la señal codificada en 5 dígitos. , :./1../1../V//V rJ.Ij'.J'J/A'/I/,V'V'v'IN.J/'I/JVI./ :;· '¡VV'.J',I·.'V/, VVV/J../../J/,[/''/I/'..['.J'I/j/v /VVVVVVV'v',f<.//,I./,fV//./¡ Fig. 2.26 Registro osciloperturbográfico.
- 58. 96 Protecciones en las instalaciones eléctricas Un equipo oscilográfico permite, merced a su memoria mecánica o electrónica, vi- sualizar las magnitudes de tensiones e intensidades antes, durante y después del inci- dente. Otras lineas de registro permiten controlar el estado (abierto o cerrado) de inte- rruptores y la actuación de relés de protección. 2.5 Equipos de automatismo Son aquellos equipos que desempeñan, con mayor O menor complejidad, una labor de automatización con influencia sobre las protecciones o, en otros casos, condicionada a éstas. Un ejemplo de la primera posibilidad podría ser la modificación automática de la relación de transformación de un transformador. Como ejemplo de la segunda posibili- dad podría hablarse de un equipo de reposición automática que en caso de incidente desconecte y conecte interruptores en una secuencia programada y atendiendo a las condiciones particulares de cada elemento. Uno de los equipos de automatismo más común en las estaciones es el denomi- nado genéricamente «de sincronismo». Previamente a la conexión de todo interruptor que tenga la posibilidad de acoplar dos sistemas, es necesario comprobar que existen condiciones de sincronismo entre ellos, es decir, que el módulo, argumento y frecuencia de las tensiones a ambos lados del interruptor son iguales (fig. 2.27). La conexión de dos sistemas fuera de sincronismo es equivalente a un cortocircuito trifásico cuyas proporciones dependerán de las diferen- cias entre las tensiones en el momento de la conexión, así como de las potencias de cor- tocircuito de cada uno de los dos sistemas independientes. Pce (A) Pce (8 1 H-+----Y+-----~------~ ef [~J 'b l .. ... io" 'Iodo barras" 'L T, n,iÓ,. "Iodo .i"te" Pce PO',ncia d, corlad.cuilo Fig. 2.27 Esquema de sincronismo. S,st''''a • La comprobación de sincronismo puede efectuarse ocularmente por medio de un simple voltímetro alimentado por la tensión diferencia (VL - Va) de las tensiones de una misma fase a ambos lados (linea y barras) del interruptor. Cuando esta tensión es mí- nima, indica que 'existen condiciones para la conexión. Equipos asociados a las protecciones 97 En el caso de que la orden de conexión proceda de automatismos de reposición de servicio o de un reenganchador lento, se hace necesaria la instalación de ciertos disposi- tivos que según cuales sean los equipos que controlan pueden dividirse en: Comprobadores de sincronismo. Cuando interconectan redes que se suponen sin- cronizadas y que no permiten la conexión en caso de diferencias de frecuencia (desliza- miento) de 0,01 Hz; en estos casos. el desfase entre las tensiones Va YVL será sólo fun- ción de la longitud de las líneas y la potencia que se está transmitiendo por otros caminos paralelos. SincrOllizadores. Sirven para interconectar sistemas separados, como puede ser la conexión de un generador a la red. Los limites de frecuencia son más amplios y la orden de conectar se envía al interruptor con una cierta antelación (1) al punto de sincro- nismo, igual al tiempo de cierre del interruptor, de forma que cuando se produzca el cie- rre ambas tensiones estén, prácticamente, en fase. Otro automatismo de utilización generalizada es el reconectador automático, tam- bién denominado «equipo de reenganche» . Este automatismo se instala de forma casi exclusiva asociado a interruptores automáticos de líneas aéreas. 2.6 Equipos de comunicación asociados a las protecciones El progresivo aumento de las cargas en las redes eléctricas y los efectos de los cortocir- cuitos sobre los grandes grupos de generación van imponiendo unos tiempos de elimi- nación de las faltas imposibles de obtener sin la utilización de protecciones del tipo «ce- rrado», esto es, con intercambio de información entre los extremos del elemento protegido. Cuando estos elementos tienen los interruptores próximos, como en el caso de transformadores, este intercambio se puede realizar fácilmente, pero en casos, por ejemplo de líneas, en que sus extremos están a gran distancia, es necesario estableceren- laces de telecomunicación. en cuyo caso el sistema de protección puede considerarse compuesto por las siguientes partes (fig. 2.28): - Equipo de protección - Equipo de teleprotección - Equipo de telecomunicación 'QU'''O DI L-.J (ou'''o ti( "1I01.t(.o" 1 1'(lIO'llOTU.c IQul"'O QI 1--'""' ''''''''''''"'-'.'''''''''''''-'''.'''''''''''''"', (OUt'O OlE t¡-t((¡UI'O DI L -I fOU11>O Of l [lICO,,",,""C6 IlnlaJloolUItKA TUI...-r'tt'O., "'OU((1Ot! Sil"". 01 I (Uc.o"u ..,t&C lO Fig. 2.28 Esquemático.
- 59. 98 Protecciones en las Instalaciones eléctricas En función del tipo de información que deba transmitirse los sistemas de telepro- tección se clasifican en analógicos y lógicos. Los sistemas analógicos son aquéllos en los que se transmite una información ana- lógica entre los dos extremos para ser comparada con la información local. Correspon- den a este tipo de sistemas de protección las protecciones de comparación de fases, dife- rencial, etc. En los sistemas lógicos se utiliza la señal transmitida como información auxiliar para las protecciones. A su vez, las teleprotecciones pueden ser clasificadas en: Bloqueo. Cuando la señal que se transmite sirve para impedir el disparo de la pro- tección. Permiso. La señal transmitida sirve para permitir la actuación de un relé cu)'o dis- paro está eventualmente bloqueado. Orden. La señal transmitida sirve para la realización de un cambio en los ajustes de la protección. Una aplicación especial de las comunicaciones es elteledisparo, en el cual la orden recibida actúa directamente sobre el interruptor sin estar condicionada a la actuación de las protecciones locales. Los sistemas de telecomunicación pueden clasificarse en exclusivos, cuando se uti- lizan sólo para protección, ycompartidos, cuando se utilizan para otros cometidos (por ejemplo, fonía) yconmutan toda la potencia para la teleprotección cuando es necesario. Las vías empleadas son: a) Hilos piloto Históricamente, éste fue el primer medio de transmisión para el intercambio de infor- mación entre dos instalaciones, pero en la actualidad su uso está limitado a zonas urba- nas o distancias limitadas. Su principal ventaja es la simplicidad de los elementos de te- lecomunicación, que puede ser un simple contacto en el caso de transmith señales de corrienlecontinua o corriente alterna a la frecuencia del sistema. o moduladores de se- ñales de audiofrecuencia de l 02 kHz. yen caso de transmisión de senales analógicas. la utilización de la propia intensidad o tensión de los secundarios de los transformadores de medida. Sus principales ventajas son: - Reducido número de averías - Bajo coste - Baja inducción de las lineas de potencia cuando se utilizan rutas separadas. Sus principales desventajas son: - Limitaciones de longitud - Alto coste de tendido (en especial cuando no se realiza simultáneamente con la línea o cable que hay que proteger) Equipos asociados a las protecciones 99 - Problemas de tensiones a tierra entre las dos estaciones - Alta sensibilidad a las tensiones inducidas por las lineas de potencia cuando se utili- zan trazados paralelos - Vulnerable a agentes físicos exteriores (excavadoras. roedores. humedad. desliza- mientos del terreno. etc.). h) Ondas portadoras superpuestas a las lineas A. T. Es un sistema de telecomunicación que utiliza las lineas de potencia como medio de transmisión. El rango de frecuencias que se utiliza normalmente va de 40a 500 kHz yel ancho de banda para cada comunicación es de 4 kHz. Debido a los ruidos producidos en las lineas (descargas, efecto corona, etc.) la rela- ción señal/ruido que se tiene en los equipos de transmisión es más débil a medida que las longitudes de las lineas crecen. Por ello, es recomendable (yen la práctica se procura) no utilizar este sistema para longitudes superiores a 200 km. Si bien para casos especia- les y con potencias del orden de 400 W en los equipos de transmisión se utilizan para longitudes mayores. El sistema de acoplamiento a la linea debe elegirse cuidadosamente, con el fin de reducir el efecto negativo resultante de los fenómenos atmosféricos y de cortocircuito que aparecen en las líneas (fig. 2.29). Existe un general consenso en que el acoplamiento a dos fases es el que ofrece el grado de seguridad adecuado. Las principales desventajas de este sistema son: - Ancho de banda disponible pequeño y, por tanto, limitado número de uniones - Bandas estrechas que limitan a 5 ms el mínimo tiempo de transmisión - Atenuación adicional en el caso de falta eléctrica en la linea. c) Enlace por radio Este sistema es independiente de los efectos de cortocircuito, pero se ve afectado por los fenómenos de polución, atmosféricos, etc. Permite transmitir códigos complejos para obtener velocidades superiores. Tiene limitaciones por la orografía del terreno, lo cual obliga a instalar repetidores, con el consiguiente aumento de los tiempos de transmi- sión. coste y disminución de la fiabilidad. No obstante, debido a la creciente saturación del espectro de frecuencias de trans- misión en ondas portadoras superpuestas a las líneas A.T, el futuro apunta hacia un cre- ciente uso de los radioenlaces. La gama de frecuencias normalmente utilizada es: de 80 a 170 MHz y de 1.500 a 7.500 MHz. d) Enlace por fibra óptica Una transmisión de este tipo,como se observa en la fig. 2.30, está formada básicamente por un sistema transmisor óptico, una fibra óptica como medio de transmisión y un re- ceptor óptico que recibe ydemodula la señal. Los emisores son diodos LED o semicon- ductores láser.
- 60. 100 . - o z o ;0 Protecciones en las instalaciones eléctricas BARR AS ,....._._ ._ ._ ._ ._-, I I I I ~~~~'t11r+i...."......,.., : L.__..J I I I . o • • o _ z ~ o ~ :'-~~-~~I~==r1 . I I . ~__~ r'-'-'~ I I t-t---+l : HHHI....,-,w~ I L_. _ ._..J I I I I L.__._.__.__.J r--~E~;D . I t-t----'lH ~~ I I I ~.__._- I I ...... I I I L,w¡,....; I . i • • z • o • • ¡-'-~_:~~~===r~ I I '------' ---_._- o , I , H H H oH-r-JJIL-JY I '-_ ._ ._....J I L.._ _ _ ._ _ __ _ _ ..J BARRAS ; ~ ~ f " o . Fig. 2.29 Ondas ponadoras superpuestas a las Ilneas A.T. ~ ~ f i BRA OPllCA ~ OEMOou LAOOR MODULADOR q: =) St"OI o TfO"'III"or RtU·ptor ItOnl",ll i. óptic.o ópt,co Fig. 2.30 Enlace por fibra óptica. 28 uu .. ;;; o· U O :--- I ~ I Senol ttCt b ,ckI Equipos asociados a las protecciones 101 La principal ventaja de este lipo de enlace es su total inmunidad a interferencias electromagnéticas. Otras ventajas son: - Total aislamiento galvánico - Gran ancho de banda y velocidad de transmisión - Bajo nivel de errores En cuanto a las desventajas que hoy ofrecen, pueden señalarse: - Necesidad de repetidores para distancias superiores a 30 km - Elevado coste En todos estos sistemas, las formas de transmisión son: On-ojJ La forma de transmitir es por medio del paso de reposo a transmisión o viceversa. Se utiliza para la transmisión de señales lógicas. Despla:amiento de frecuencia La actuación del emisor provoca un cambio de frecuencia en el equipo transmisor que. como consecuencia, activa el receptor. Se utiliza para transmitir señales lógicas con una velocidad máxima de 1.200 baudios. Desplazamiento de fase En este sistema el emisor y el receptor están funcionando sincronIcamente. Cuando se activa el emisor se provoca un desplazamiento de la onda emitida con res- pecto a la de reposo. Este sistema se utiliza cuando se precisa gran velocidad de trans- misión. Frecuencia modulada Se utiliza para la transmisión de señales analógicas y consiste en producir un des- plazamiento de la frecuencia proporcional a la magnitud que se quiere transmitir. Es de destacar en este punto que en los sistemas de teleprotección analógicos se puede utilizar un sistema de telecomunicación lógico. como en el caso de digitalización de la señal. Los requerimientos de los sistemas de teleprotección en un sistema de protección dependen de su configuración. No serán necesarios los mismos requerimientos para un sistema de teledisparo que para uno de permiso. Así, en el primercaso se necesitará una alta seguridad, mientras que en el segundo una alta fiabilidad. Los parámetros más significativos de los sistemas de teleprotección yque afectan a la seguridad y fiabilidad, son: - Tiempo de transmisión - Ancho de banda
- 61. 102 Protecciones en las instalaciones eléctricas - Relación señal-ruido - Protección contra interferencias En principio, el usuario de los sistemas de teleprotección desea un tiempo de trans- misión muy corto, baja probabilidad de señales falsas, alta probabilidad de captura de la señal, potencia de transmisión mínima y un ancho de banda lo más pequeño posible. Es evidente que no se pueden dar estos requerimientos conjuntamente y lo lógico es establecer las relaciones equilibradas entre los diferentes parámetros. Un tiempo de transmisión muy corto implica que el canal de teleprotección debe ser ancho (esto es debido a que el receptor puede ser influenciado por mucho ruido) y que el tiempo de decisión o de proceso de la señal recibida debe ser corto. Esto implica empeorar la fiabilidad y la seguridad. Permitir tiempos más largos implica permitir un menor ancho de banda para la transmisión, mejorando la relación señal-ruido; al disponerse de un mayor tiempo de decisión se reduce el número de errores y, por tanto, se mejoran las características del sistema. En la tabla se pueden ver los valores típicos del tiempo de transmisión de ór- denes. SISfl'ma I (ms) Errores Bloqueo 7 a 25 Una orden indeseada por I a 10 equipos año Permiso 8 a 40 Una orden indeseada por 100 equipos año Teledisparo 30 a 60 Una orden indeseada por 500 equipos año Luis AA L1zarragaGO.1zalel ING. EN ENERGIA Reg CIP. 111' 76625 CAPITULO 3 PERTURBACIONES Amediados de los años sesenta, con el inicio de la instalación de las primeras proteccio- nes electrónicas con transistores, se observó que éstas eran sensibles a las perturbacio- nes electromagnéticas. cosa que no sucedía en un nivel apreciable en las protecciones electromecánicas o en las electrónicas con válvulas. El progresivo aumento de las potencias de cortocircuito y de los niveles de tensión. junto con el incremento del uso de cables de plástico no apantallados en sustitución de los antiguos cables con cubierta de plomo. puso claramente de manifiesto la necesidad de tomar en consideración los efectos de las perturbaciones. Recientemente, el desarrollo más importante de la tecnología electrónica ha sido la integración en gran escala (LSI) de funciones en un solo chip. La principal ventaja del LSI es la posibilidad de producciones masivas de elementos electrónicos de mayor fia- bilidad a un coste relativamente bajo. con lo cual pueden ser diseñados sistemas com- plejos antes impracticables o de coste prohibitivo que permiten reemplazar equipos convencionales. más caros. Muchos de estos componentes son diseñados para consumos muy bajos y alta ve- locidad de actuación. Así, un comparador analógico-digital puede actuar con señales de unos pocos milivoltios en un tiempo del orden de nanosegundos. Estos comparadores. que se utilizan en fuentes de alimentación o como detectores de paso por cero. pueden verse fácilmente afectados por campos electromagnéticos radiados. Los componentes digitales también tienen una gran velocidad de actuación con un consumo relativa- mente más elevado -unos cientos de milivoltios-, por lo que puede que no les afecten las mencionadas perturbaciones, pero siguen siendo vulnerables a impulsos de tensión de corta duración. Todas estas dificultades encontradas durante la utilización de los primeros relés electrónicos y los resultados obtenidos en investigaciones de perturbaciones efectuadas en varios países demuestran que se requiere tomar medidas eficaces a fin de evitar la avería de sus componentes. actuaciones incorrectas o no actuaciones. Estas medidas deberán observarse tanto en el diseño de las subestaciones y del relé como en el cone- xionado. Tomar precauciones en uno sólo de estos campos no es suficiente para garan- tizar la seguridad requerida. Por tanto. son necesarias acciones coordinadas en ambos niveles.
- 62. 104 Protecciones en las instalaciones eléctricas En el diseño de subestaciones se pueden tener en cuenta algunas recomendaciones simples y no muy costosas que pueden limitarlas perturbaciones debidas a la maniobra de los seccionadores ya las faltas eléctricas. de forma que no excedan de unos cientos de 'oltios. En los últimos años estas medidas se han generalizado en varios países y con- ciernen al sistema de puesta a tierra de los equipos de alta tensión, los circuitos auxilia- res y las pantallas (blindadas) de los cables. Esto significa que los requisitos que deberá cumplir el constructor de relés serán más moderados y que los relés podrán incorporar los dispositivos básicos contra per- turbaciones. más ampliamente usados. En todo caso. conviene señalar que el tema de las perturbaciones y su incidencia en el funcionamiento de los equipos de protección es muy complejo y todavía está lejos de una total sol ución. La dificultad fundamental. como ya se ha indicado, se puede situar en la coordina- ción de los relés. los equipos intermedios (transformadores, interruptores, cables, etc.), las fuentes de alimentación. etc. En este capítulo en particular se intentan poner de manifiesto las causas de las per- turbaciones y a lo largo de todo el texto se irá comentando su incidencia, con especial énfasis en el capítulo de experiencias. 3.1. Tipos de perturbaciones En las instalaciones eléctricas existen varios tipos de fuentes de perturbaciones que se- gún su origen y espectro de frecuencias pueden ser catalogadas en seis grupos princi- pales. l. Perturbaciones de 50 Hz generadas durante faltas eléctricas en el sistema A.T. Las tensiones longitudinales inducidas (conductor-tierra) son del orden de 10 V por cada kA de corriente de falta. En los circuitos secundarios de tensión e intensi- dad, puestos a tierra en un extremo, la tensión longitudinal aparece íntegramente en el otro extremo entre conductor y tierra. , Perturbaciones de alta frecuencia generadas por maniobras o faltas eléctricas en el sistema A.T. Los arcos que se originan durante las maniobras de A.T., por ejemplo manio- bras de seccionadores, generan trenes de ondas de corriente y tensión que se propa- gan a través de las barras a tierra induciendo perturbaciones en los circuitos secun- darios (fig. 3. 1). Las sobretensiones se manifiestan entre conductores y tierra lo mismo que entre conductores. La magnitud depende del nivel de tensión de la subestación. longitud ydiámetro de la conexión a tierra, mallado de la red de tierra y la distancia entre los circuitos secundarios y la conexión a tierra. Se pueden alcanzar 10 kV si no se toman precauciones respecto al mallado de la red de tierra yel apanta- llamiento de los cables. Puede limitarse a unos pocos cientos de voltios si se toman precauciones simples. Las frecuencias de estas sobretensiones dependerán del tipo de maniobra: asi.la apertura de un seccionador presentará unas ondas amortiguadas de pseudofrecuencia entre 100 kHz y algunos MHz mientras que en subestaciones capsuladas de SF, esta frecuencia puede alcanzar los 20 MHz. Las maniobras de ba- Perturbaciones 105 terías de condensadores pueden producir sobretensiones de algunos cientos de vol- tios. pero con un espectro limitado a unos pocos kHz. Borro$ d, 0110 Ilrn,ián , I I I I I 'rgntolo,modo' copocitivo Coblf "cundo.io Molla d, li,uol Fig. 3 .1 Fuente de transitorios de A .T. 3. Perturbaciones producidas por rayos. lran$lormodo. copocl, i",o En lo que se refiere a perturbaciones, los rayos pueden ser comparados con una intensidad de impulso cuya amplitud no excede de 100 kA (el valor del 50 %de la distribución global se sitúa alrededor de 25 kA). Estas ondas de intensidad presentan un tiempo de subida entre I y másde 10 liS Yuna semiamplitud de duración general- mente entre los 50 y varios cientos de liS. Los datos estadísticos parecen indicar que una amplitud elevada corresponde en general a un tiempo de subida mayor. La forma de la tensión inducida en los cables apantallados, debido a los efectos de estas solicitaciones, es generalmente una onda amortiguada con una seudofre- cuencia principal dependiente de la frecuencia de resonancia del cable. La amplitud de las tensiones entre conductor y tierra depende, además de otros factores, sobre todo de la impedancia de transferencia del cable blindado. Para cables blindados or- dinarios puede sobrepasar I kV durante las condiciones más severas de rayo. 4. Perturbaciones generadas por los circuitos de baja tensión. Las operaciones de conexión y desconexión de los circuitos de baja tensión, y más específicamente la apertura de circuitos inductivos, son una importante fuente de perturbaciones que ocupan un ancho espectro de frecuencia, de hasta 50 MHz. El
- 63. 106 Protecciones en las instalaciones eléctricas desarrollo teórico de la tensión a través de la inductancia, durante la apertura del cir- cuito, está dada por: 1I - ~ ~ e - (~ t sen -.,JIT-;~=C=--) donde L es la inductancia de la bobina, R su resistencia y ela capacidad de las espi- ras de la bobina y de la circuitería. La figura 3.2 muestra la onda resultante. En el caso de relés de uso común este valor puede alcanzar varios kilovoltios. ------ Fig. 3.2 S. Perturbaciones debidas a equipos de alta radiación. Un cierto número de actuaciones incorrectas de equipos controlados por semí- conductores pueden estar generadas por la proximidad de transmisores de radio portátiles. cuyo campo de radiación alcanza directamente al equipo o, en algunos ca- sos, a los conductores de entrada o salida cerca del equipo. Estas operaciones anor- males pueden producirse por una sensibilidad elevada de los circuitos o semicon- ductores a una frecuencia específica. La desconexión de seccionadores puede ser también otra importante fuente de campos de alta frecuencia en las subestaciones de A.T. Campos transitorios de valor elevado (campos magnéticos de algunos Alm en una gama de frecuencia de algunos MHz) son igualmente generados durante actua- ciones normales a pocos metros de estos equipos. 6. Perturbaciones generadas por electricidad estática. En una atmósfera seca, y en especial cuando se utilizan moquetas en la sala de ordenadores, los operadores pueden cargarse con altas tensiones. Si se toca un orde- nador se pueden generar falsas actuaciones debidas a la chispa de descarga. La capa- cidad del cuerpo humano es de aproximadamente 1SO pF Ylas resistencias de des- carga de 150 n, pudiendo llegar a tensiones del orden de 10 kV. Si bien la electricidad estática no causa problemas en los grandes ordenadores instalados en salas con aire acondicionado donde la humedad relativa es superior al 50 'lb, en el caso de microprocesadores instalados en salas sin acondicionar han sido detectadas falsas actuaciones e incluso averías. Perturbaciones 107 3.2. Limitación de las perturbaciones Se pueden considerar diversos medios de acción para prevenir las perturbaciones: ac- tuando en el circuito perturbador, reduciendo el acoplamiento, protección del circuito de comunicación, protección del propio equipo, etc. En el caso de perturbaciones debidas a maniobras de A.T. y averías, no se pueden tomar acciones en la propia fuente, pues las tensiones en las barras y las intensidades inyectadas en la red de tierra son elevadas. Es posible tomar acciones sobre los elemen- tos característicos del acoplamiento entre el circuito perturbador (barras, trafos, sis- tema de tierra) y el circuito perturbado. Estas medidas consisten en: - Reforzar la malla de tierras, sobre todo en la base de los transformadores. Reducir la impedancia que a altas frecuencias presenta la puesta a tierra de los equi- pos de A.T.. en especial en caso de transformadores de tensión capacitivos. - Utilización de transformadores de intensidad y tensión que tengan una pequeña ca- pacidad entre el circuito primario y el secundario. - Evitar los paralelismos de los circuitos secundarios con losjuegos de barras en la pro- ximidad de estos últimos; reducción del bucle formado por el circuito secundario de los transformadores de tensión y la conexión a tierra de estos transformadores. Estas medidas serán igualmente eficaces para reducir las solicitaciones debidas a los rayos. La puesta a tierra de los pararrayos de A.T. debe serde baja impedancia. Una acción en el propio cable puede ser utilizar cables apantallados puestos a tierra en am- bos extremos. La reducción de las tensiones entre conductores y tierra puede exceder de un factor de 10 ydepende. entre otras cosas.de la impedancia de transferencia del cable. La impedancia de transferencia (relación entre la tensión inducida en un circuito de longitud unitaria formado por los conductores y la pantalla, y la corriente en la pan- talla) es igual -en las bajas frecuencias- a la resistencia de la pantalla: su evolución con la frecuencia depende de la estructura de esta última ydecrece en altas frecuencias para pantallas continuas (funda de plomo o cobre), pero para banda de acero. helicoidal o alambrado y apantallamiento trenzado, aumenta cuando se incrementa la frecuencia. Sin recurrir a blindajes muy complejos es posible reducir las tensiones de modo co- mún (es decir. entre conductores) debidas a maniobras de seccionadores por debajo de 500 O 1.000 Ven los circuitos secundarios de los transformadores y por debajo de 200 o 400 V dentro de otros circuitos de la subestación. Las perturbaciones por maniobras en baja tensión son limitadas de forma más efectiva en la propia fuente. El montaje de equipos de protección --diodos. varistores, resistencia más diodo, resistencia más con- densador- en paralelo con la bobina puede eliminar, o por lo menos limitar de forma significativa, las sobretensiones. Esta acción en la fuente debe ser considerada casi in- dispensable para los relés conectados directamente a equipos electrónicos. Igualmente se evitará colocar en el mismo cable hilos de circuitos electrónicos no protegidos y de relés. Aun en el caso de tramos cortos en paralelo pueden aparecer problemas impor- tantes. Las medidas tomadas a nivel de los aparatos constituyen la mejor forma de protec- ción y. en algunos casos. complementan otras medidas tomadas solamente en su medio
- 64. 108 Protecciones en las instalaciones eléctricas de acción (caso de las influencias de los emisores de radio portátiles). El apantallado, fil- trado, utilización de separación galvánica y el diseño apropiadO del circuito son los me- jores medios de reducir las perturbaciones. Los limitadores para bandas pasantes de se- ñales utilizadas por los relés de protección. de algunos kHz. permiten, entre otras cosas, el filtrado de las señales de entrada. 3.3. Especificaciones de ensayo para las protecciones Las medidas y estudios realizados en estos últimos años en varios países están ayudando a definir los requerimientos de especificación de los relés de protección con relación a la inmunidad frente a las perturbaciones. El cumplimiento de las especifica- ciones del relé se establece por prueba, pero estas pruebas deben ser: a) Representativas de las perturbaciones que se producen en las subestaciones. b) Simples de realizar, limitadas en número y ejecutables con un número limitado de aparatos. Seguidamente. a modo de ejemplo, se describen unas normas CEI que cumplen es- tos requisitos yque están aceptadas por los países más representativos. Estas normas se refieren a los siguientes ensayos: - Tensión soportada - Onda de choque (255-5) _ Disturbios de alta frecuencia (255-4 Apéndice E) 3.3.1 Ensayo de tensión soportada Valores de la tensión de ensayo durante I min - Circuitos con tensión de aisla- miento igualo inferior a 60 V. - Circuitos con tensión de ais- lamiento nominal superior a 60 Ve inferior a 500 V - Entre los 2 terminales de un circuito que contenga un con- tacto abierto ... . . . . 500 V 50 Hz 2.000 V 50 Hz El valor debe acordarse entre fabricante y usuario· • Las normas 8.S 142 indican para este caso la tensión de ensayo de 1 kV. Las normas CEI 255·5 no se pronuncian a este respecto. Perturbaciones 109 Observaciones - Para circuitos que se alimenten a través de transformadores de medida, la tensión de ensayo no será inferior a 2 kV. - Cuando se prueba entre dos circuitos destinados a trabajar a la misma tensión en ser- vicio normal, la tensión de ensayo es reducida al menos a 500 V o al doble de la ten- sión de aislamiento nominal (se toma la que resulte más alta). Puntos de aplicación de la lensión de ensayo a) Entre cada circuito y masa (o partes metálicas expuestas) conectándose juntos los bornes de cada circuito independiente. b) Entre circuitos independientes, conectándose juntos los bornes de cada circuito in- dependiente. e) Entre los dos extremos de un mismo contacto abierto. Este ensayo debe ser acordado previamente entre fabricante y usuario, así como fijar el valor de la tensión de prueba. . 3.3 .2 Clasificación para ensayos de onda de choque y disturbios de alta frecuencia • Valores de la lensión de ensayo Los valores dependen de la ••c1ase» de tensión de·ensayo asignada a los relés o cir- cuitos de relés. Existen las ••c1ases» 1, 11 y 111. (No/a. Un relé puede tener diferentes clases de tensión de ensayo para sus diferentes cir- cuitos: alimentación, auxiliares y de salida.) Clase 1 Los relés de esta clase no son sometidos a los ensayos de sobretensiones transito- rias (onda de choque y disturbios de alta frecuencia). Se trata de relés que forman parte de un equipo de protección y no es necesario aplicarles tensiones de ensayo de este tipo. puesto que el equipo (como conjunto del que forman parte) será ensayado de acuerdo con su propia ••c1ase» . Clase 11 Los relés O circuitos de relés con niveles de tensión de ensayo clase 11, son: a) Aquéllos cuyos circuitos auxiliares (circuitos de alimentación) están conectados a una fuente de tensión que se utiliza exclusivamente para alimentar relés estáticos. Si los conductores son cortos y no existen conmutaciones en los otros circuitos conec- tados a la fuente de tensión, los niveles de tensión transitoria sobre los conductores de alimentación serán bajos (inferiores a I kV). b) Aquéllos cuyos circuitos de alimentación de entrada no están conectados directa- mente a transformadores de medida o donde exista un buen apantallamiento ' puesta a tierra de los conductores de conexión. .
- 65. 110 Protecciones en las instalaciones eléctricas ,) Aquéllos cuyos circuitos de salida estén conectados a sus cargas por hilos de corta longitud. d) Aquéllos en que no se requiere normalmente tensión de ensayo (clase 1), pero si un alto grado de seguridad. Clase lIf Tensión onda de choque Tensión disturbios alta frecuen- cia para relés estáticos: Modo longitudinal' - Modo transversal" 1 kV cresta 1 kV cresta pri- mer semiciclo 0,5 kV cresta pri- mer semiciclo Los relés o circuitos de relés con ni veles de tensión de ensayo clase III son los si- guientes: a) Aquéllos cuyos circuitos auxiliares (circuitos de alimentación) están conectados a baterías centrales, etc. Debido a las largas longitudes de línea, pueden aparecer en este caso transito- rias y elevadas tensiones longitudinales en los conductores de alimentación, asi como tensiones transversales como consecuencia de la conmutación en otros circui- tos conectados a la misma batería central. b) Aquéllos cuyos circuitos de alimentaciónde entrada están conectados a transforma- dores de medida o cuando los conductores son de gran longitud con apantalla- miento y puesta a tierra poco eficaces. e) Aquéllos cuyos circuitos de salida están conectados a sus cargas a través de conduc- tores de gran longitud, puesto que en este caso pueden aparecer tensiones transito- rias longitudinales elevadas en los terminales de salida. d) Aquéllos para los que, a pesar de estar dentro del grupo clase 11, se requiera un alto grado de seguridad. Tensión onda de choque Tensión disturbios alta frecuen- cia para relés estáticos: Modo longitudinal Modo transversal 5 kV cresta 2,5 kV cresta pri- mer semicido 1 kV cresta pri- mer semiciclo • Entre un circuito y masa o entre dos circuitos independientes (lig. 3.3). Entre entrada y salida del mismo circuito (fig. 3.4). 0 ,.(10 de cho que Oi , turbio. d. ¡l,lIo F••c......c;a o. 0' . ...'odo' onda d. choque I .¡ o. 0' ... e o .... rodor d. disturbIos d. Alta "' ltc "' . r>eio Circu il OS '..d.". "d;I..I'I'I de l • ••• Capaci dod 0 ,5 p" In d ...<: IO"<;;O I, S ... 101 I Perturbaciones 0' c-- - • • '-- '---- 1 .-l c"jo d.1 ,.té • I I • e e ~rc~ ~I-f~ l l l AI ;mtnIOd on. d. 1 'eh!' coneclodo l 0 1 "" , mo I l Fig. 3 .3 Modo longitudinal. Di".... bios de ""0 "'ltcu...do Co c. O. 0' J- .. It .odor ondo dlt choqu e 0' .."Ruldor d. di , turbios d. Allo fncult"do A a , ¡. cuila. if'ldep.ndi . nI U d.1 ,• .• e Ca patidad 0,5/",' hut utl a llcia 1, 5 ... H I Cojo de. ,.l~ c-- - • • '-- - I -b , • I 1 • J ~1 r~ l l l ....i.... "lador• • d. ¡ • • ,IÓ con. dado & a l "'i...... l Fig. 3 .4 Modo transversa!. 111
- 66. "2 Protecciones en las instalaciones eléctricas 3 .3 .3 Ensayo de onda de choque (fi9. 3 .5) 100 Definición de la onda de choque Tensión de cresta .. . . . . Tiempo de subida Tiempo de caída Energía u (°1. ' ,.. •• "'~ 50 ...u5 La indicada en 3.3.2 (+0 - 10 %)· 1,2 liS ± 30 % 50 liS ± 20 % 0,5 Joule ± 10 % ONDA DE CHOQUE ¡-.. , 1.... -- "71- r- • ¡.... ., " I'l •• • ¡.... 1: I I I " /1 1/ V " ...- /1 I I I I I t- .lo'Y- ~ -- lo lcielol la fi)ola Apro• . lS .... 25 mi Cadencia d. aplicación d. lo. Ir."•• d. onda. : 400 por '.9'-1ndo Duracicín d.1 e"lo)'o ; 1 '.9I1ndol ONDA DISTURBIOS DE ALTA FFlE CUENCIA Fig. 3.5 I I I I I I " I , !-y__ r- ¡.... • Como los ensayos repetidos de onda de choque pueden reducir la vida de los materiales. los valores indicadossobre tensión de ensayo solamenle serán aplicables a los reles en eSlado nuevo. Si es necesaria una repetición de las pruebas la tensión de cresta que debe utilizarse es el 60 %de la indicada. Perturbaciones "3 Puntos de aplicación de la onda de choque a) Entre todos los bornes exteriores conectados juntos y a masa (modo longitudinal). b) Entre todos los circuitos independientes del relé con los bornes de cada circuito in- dependiente conectados juntos (modo longitudinal). c) Entre bornes de un mismo circuito (excepto circuitos de contacto) (modo trans- versal). Nota I Cuando los diferentes circuitos de un relé (de medida, auxiliares, salida) corres- ponden a «clases» de tensión de ensayo diferentes, la prueba que denominamos con una e) se lleva a cabo con la tensión correspondiente a la «clase» asignada al circuito. Las restantes pruebas se realizan a la tensión de ensayo correspondiente al circuito de «clase» más alta. Nota 2 Estas pruebas se llevan a cabo con el relé desconectado de todas sus alimenta- ciones. Nota 3 Estas pruebas están consideradas como ensayos de <<lipa» y no se realizarán nor- malmente sobre la totalidad de la panida. 3 .3.4. Ensayo de disturbios de alta frecuencia Definición de la onda de disturbios de alta frecuencia (tren de ondas) (fig. 3.5) Forma Frecuencia Tensión Cadencia de repetición Duración del ensayo Onda oscilatoria amoniguada cuya envolvente decae al 50 % de su valor de cresta inicial al cabo de 3 a 6 períodos 1 MHz ± 10% La indicada en 3.3.2 (+ 0% - 10 %) La onda de ensayo es aplicada al relé bajo prueba a una ca- dencia de 400 veces por se- gundo 2 seg· (+ 10% - 0%) • E.cepto para reh'scon un tiempo de respuesta superior a 2s. en cuyo caso la duración del cn- sayo debe ser suoerior al tiempo de respuesta del relé.
- 67. 114 Protecciones en las instalaciones eléctricas Puntos de aplicación de la onda de disturbios de alta frecuencia: a) Entre cada juego de bornes de entrada o salida y tierra (modo longitudinal). b) Entre todos los circuitos independientes del relé (modo longitudinal). e) Entre bornes del mismo circuito (modo transversal). Nota I Las partes metálicas accesibles del relé serán conectadas a tierra. Nota 2 La prueba e) no es aplicable a circuitos de salida con contactos metálicos, pero debe ser aplicada a circuitos de salida de semiconductores. Nota 3 Cuando los diferentes circuitos de un relé (de medida, auxiliares, salida) corres- ponden a «clases» de tensión de ensayo diferentes, la prueba e) se lleva a cabo con la ten- sión correspondiente a la «clase» asignada al circuito. Las restantes pruebas se hacen a la tensión de ensayo correspondiente al circuito del relé de «clase» más alta. Nota 4 Estas pruebas se llevan a cabo con el relé alimentado. Nota 5 Estas pruebas están consideradas como ensayos de tipo y no será necesario reali- zarlos con el resto de la partida. 3.3.5 Ensayos de disturbios por campos electromagnéticos radiados En la actualidad, no existe ninguna norma de ámbito internacional referente a este tipo de ensayos. No obstante, en 1982 CEI publicó un proyecto de norma en el cual seespeci- fica un ensayo consistente en verificar el correcto funcionamiento de un relé colocado en el interior de un recinto apantallado. El recinto es de unas dimensiones como las que se indican en la figura 3.6 y el en- sayo consiste en que un equipo emisor emita con una potencia de 10 W barriendo las frecuencias de 25 a 500 MHz con una velocidad máxima de barrido de 1,5 . 10-1 déca- das/s. Pruebas como las indicadas anteriormente son adecuadas para la homologación de un equipo por parte de los fabricantes, pero son caras y difíciles de realizar por parte de los usuarios. Por esta razón está en estudio la confección de una Norma Internacio- nal, siguiendo lo indicado en la Norma Sueca a este respecto, en la cual se realizan las pruebas con el relé montado y comprobando que actúa normalmente con una intensi- dad de campo E - 10 V/m. El valor de E para un radioteléfono dado se obtiene de la aplicación de la fórmula k E-- Ji> r donde: E - valor de la intensidad de campo eléctrico en V1m r - distancia entre el emisor y el relé, en metros P - potencia del emisor en vatios Perturbaciones 115 K - constante, con un valor de 1,6 para antenas de L I4 y de 1 para antenas de L I8 Estas pruebas deben realizarse para todas las frecuencias que se utilicen, pues es fá- cil encontrar protecciones complejas que presenten ciertas anomalías para 75 MHz, ninguna para 150 MHz y otras diferentes para 450 MHz, dado que las perturbaciones de menor frecuencia entran por el cableado mientras que las de frecuencias elevadas afectan directamente a los componentes. 104;'''"'0 211'1 EqUIPO o probor Fig. 3 .6 ReCinto apantallado para pruebas. 3.3.6 Ensayos de disturbios por descargas de electricidad estática Al igual que en el caso de los campos electromagnéticos radiados, no existe ninguna norma de ámbito internacional para las descargas porelectricidad estática. En la misma propuesta de norma CEI mencionada anteriormente, existe un apartado referente a la electricidad estática. Las pruebas propuestas se realizan solamente en los puntos a los cuales tiene acceso el operador con un mínimo de diez descargas por punto y con un in- tervalo mínimo de un segundo. Existen cuatro niveles diferentes de severidad de la prueba, siendo el mínimo de 2 kV y el máximo de 15 kV.
- 68. 116 Protecciones en las instalaciones eléctricas Las características del generador de descargas son muy parecidas a las del cuerpo humano y, por lo tanto, el condensador de almacenamiento de las energías es de 150 pF + 10 'lb y la resistencia de descarga de 150 n ± 5 'lb. La polaridad de la tensión de salida será siempre positiva; en la figura 3.7 se mues- tra la forma de onda tipica de la intensidad de salida del equipo de pruebas. O.' O.' 0.1 5,.,tlO'I. ~ 10"1 :!:)O'I. Fig. 3.7 Forma de onda típica de la intensidad de salida del generador. 3.4 Perturbaciones y su medio ambiente Despues de las consideraciones de carácter general y de la descripción de los ensayos normalizados expuestos en los apartados anteriores sobre perturbaciones, es conve- niente analizar el conjunto de una instalación. En la planificación de los dispositivos de control y protección de cualq'uier instala- ción eléctrica, el medio ambiente en el cual deben funcionar determina el tipo de apa- rato apropiado. el nivel de las señales, disposición de los equipos yde los cables de cone- xión, elc. Como ejemplo, se ha considerado oportuno examinar el caso de una central nu- clear. por ser el tipo de instalación donde, por su complejidad, se puede encontrar una gama más amplia de tipos de instalaciones y de perturbaciones. En la figura 3.8 se mues- tra ellal'our de los cables e instalaciones de lacentral; se pueden definir cinco tipos dife- rentes de instalaciones -1, 11,111, IV. V- ordenadas de menor a mayor grado de severi- dad. En el resto de industrias e instalaciones eléctricas en las cuales existen equipos eléctricos concentrados, pueden existir las mismas fuentes de perturbaciones. Un edifi- cio de oficinas puede estar expuesto a las mismas perturbaciones que el ejemplo selec- cionado. Los cinco tiposde instalaciones están presentes en procesos industriales ordinarios tales como acerías, papeleras, aunque las instalaciones no tengan la misma trascenden- cia que en las centrales nucleares. CO' tIO de plotudo" I :- lro",...;sor•• i ~ "'d;(Qció.. Perturbaciones 117 t 0 - -------' tri:: T'o",dllCto,t'S (. :1 Co""ol Fig. 3 .8 Ejemplo de layout de cables y tipos de instalaciones (A·EI en una central. Las perturbaciones atmosféricas son comunes a las industrias dispersas. como pueden ser las plantas químicas y las redes eléctricas en áreas residenciales. En estos ca- sos, la dispersión geográfica es suficiente para clasificar un sistema como del tipo V. Instalaciones tipo I (A) Este medio ambiente es el que tiene el nivel de perturbaciones más bajo y se utiliza para instalaciones con ordenadores. Las señales usadas normalmente son pulsos digitales de pocos voltios y frecuencia del orden de I a 10 MHz. Los equipos disponen de su propio transformador de alimentación y no debe co- nectarse a éste ninguna carga inductiva (relés, motores, etc.), ya que causan perturba- ciones severas en los ordenadores. Esta consideración debe extenderse a todo el equipo auxiliar no relacionado directamente con los ordenadores, como por ejemplo los siste- mas de aire acondicionado. La red de tierra es el llamado «suelo» de ordenadores, constituido por conductores de más de 10 mm' de sección, formando una retícula (por ejemplo, 0,75 m x 0,75 m) unida en los cruces. Deben tomarse precauciones para evitar que pasen por esta malla corrientes de falta externa. Los armarios, a fin de minimizar las perturbaciones de alta frecuencia. estarán lo más juntos posible y conectados a tierra por conexiones cortas. Además de este sistema de tierra, todos los armarios estarán conectados al conduc- tor de tierra del cable de alimentación.
- 69. 118 Protecciones en las ¡nstalaciones eléctricas Los conductores de señal deben ser apantallados y puestos a tierra en ambos extre- mos con conductores cortos, preferiblemente con conexiones también apantalladas. En algunas ocasiones es necesario instalar un ordenador en una caseta de un par- que de alta tensión, quizá debajo de una línea de 400 kV. En estas localizaciones el campo eléctrico puede tener un nivel sobre tierra de 10 kV/m, que es excesivo para la mayoría de ordenadores. Los aparatos pequeños y armarios con microprocesadores son capaces de funcionar en este medio ambiente, pero los microordenadores con uni- dades de memorias de disco son fácilmente afectados por las perturbaciones. Los ordenadores, según su diseño, pueden tener reacciones distintas con el apanta- llado contra perturbaciones. Para ser efectivo, se requiere una malla tupida donde las varillas de hierro están apantalladas,juntas ycon un intervalo máximo de 5 cm. Los ca- bles de señal deben ser apantallados yconectados con conectores coaxiales. En estos ca- sos. el factor de atenuación puede llegar a 1.000. nivel que puede ser adecuado. El factor de atenuacion de contenedores de chapa de hierro simples tales como los armarios de control, varia de 3 a 5 y puede ser inadecuado bajo condiciones de perturbaciones seve- ras. En tales casos. se recomienda que la habitación completa sea apantallada de forma que el campo original de 10 kV1msea reducido un centenar de veces. Por ejemplo, una plancha de aluminio con agujeros de 6 mm de diámetro, que sumen una superficie co- rrespondiente al 46 %, tiene un factor de apantallado de 200 dentro del rango com'pleto de la alta frecuencia. Un edificio normal, con cubierta de hierro y paredes de hormigón, puede tener un factor de atenuación del orden de 10. Insla/aciones tipo II (B) Se utilizan para señales analógicas de niveles próximos a los 10 mV y frecuencia de hasta 1kHz o señales digitales de unos pocos voltios y hasta 100Hz (por ejemplo, medi- dores de Oujo de neutrones, impulsos para medición de la velocidad, etc.). Correspon- den a este tipo de instalaciones las salas de control. Al sistema de alimentación solamente se pueden conectar cargas filtradas. Los ca- bles de tierra dentro de la sala de control deben disponerse de forma que se evite el paso de las elevadas corrientes de faltas externas. Los cables de señales deben situarse a una distancia superior a 30 cm de los cables de control y alimentación no filtrada para ten- siones inferiores a 250 V, Ya una distancia superior a un metro para niveles de tensión superiores. Los aparatos instalados deben ser ensayados de acuerdo con la clase 11. Insta/aciones tipo 111 (e) Se utilizan para control y señalización con señales analógicas de nivel superior a 1VYfrecuencias inferiores al kHz, yconvertidores de medida de 1-5 mA y 10 V. Las medidas de indicación y control digital utilizan niveles superiores a los 10 V, 5 mA. Este medio ambiente puede ser considerado como normal y los equipos externos son puestosa tierra al sistema general. Los conductores de señales, incluso en distancias cortas, no son mezclados en el armario con conductores que pueden causar perturba- ciones. Puede ser suficiente verificar los equipos con pruebas del nivel 11. Perturbaciones 119 IlIsta/aciones tipo IV (D) Son aquellas que incluyen cables o conductos en los cuales no pueden separarse los con- ductores de «electrónica» de los causantes de perturbaciones. Asimismo. se incluyen las conexiones con interruptores de alta tensión, transfor- madores de tensión e intensidad, etc. Las señales analógicas y digitales utilizadas tienen niveles superiores a los 10 V Y 100 mA. A los equipos con este tipo de instalaciones se les aplicará los ensayos de nivel 111. Es recomendable la utilización de cables con pantalla puesta a tierra en ambos ex- tremos y tendidos paralelos al cable de tierra de la subestación. Las puestas a tierra de la pantalla deben ser lo más cortas posible, sin superar nunca los 20 cm. Instalaciones tipo V (E) Están constituidas por conductores de señales que se extienden por áreas exteriores a la red de tierras, como es el caso del control remoto, señales de y para presas, grandes com- piejosquímicos. etc. Los circuitos de señal pueden estar «flotando» o puestos a tierra en un punto. Las perturbaciones de baja frecuencia son causadas por faltas a tierra en la subesta- ción o en las lineas, mientras que las perturbaciones de media frecuencia son causadas por descargas eléctricas. Dada la gran probabilidad de que se generen tensiones muy elevadas. es importante el uso de descargadores como protección, con lo cual los equi- pos podrán ser diseñados para soportar las pruebas de clase 111; así, una protección con descargadores de gas. puede soportar corrientes transitorias de 10 kA. Los tubos descar- gadores de gas necesitan un cierto tiempo (1 ms) para cebarse y a menudo se utiliza un varistor como protección de reserva a fin de absorber la primera punta. Puede suceder que el varistor seleccionado limite a 110 V y se intente probar el aparato en un ensayo de clase 111. Si se instala un tubo descargador de gas que limite a 200 V, una descarga eléctrica destruiría fácilmente el varistor antes de que se cebe el tubo. Es por tanto im- portante que se realicen los ensayos tipo con la protección adicional. La figura 3.9 muestra un ejemplo de protección por medio de tubos descargadores de gas. Si los tubos no se ceban simultáneamente, se genera una elevada tensión de modo común. Para evitar esto. se utiliza una combinación de tubo con tres electrodos, dos conectados a tierra y uno entre las partes de utilización. Se pueden emplear varisto- res para absorber el pulso debido a la diferencia de tiempos de encendido. Nótese que la transmisión de señal no funciona durante el tiempo en que el tubo conduce. Si se requiere que las conexiones de señal puedan funcionar incluso bajo condicio- nes extremas, se pueden utilizar otros métodos, más caros. La figura 3.10 muestra el uso de un transformador de aislamiento que funciona como un filtro efectivo para las ten- siones de modo común de baja frecuencia. Las tensiones de modo serie (las señales) no se ven afectadas. La tensión se toma de un transformador inicial de aislamiento. La pantalla del ca- ble (o un conductor de tierra puesto a tierra fuera de la estación) va conectada sobre el transformador a tierra.
- 70. 120 t I 1 ... Protecciones en las instalaciones eléctricas C> <1 1 '- '- '- " -- ] [ t------t--ir----,---t--t---...,J- Cobl. apo"loUo60 ( --- Tl.na de lo .510ciÓn Tubo d. ".,colgo de gos como protección di IlObrete",s¡ón , i" . . L._._ . _~-..l Con".iÓt! carla., robullo al sistemo d" tiene ck lo ulo(ió,.. Fig. 3.9 Instalaciones tipo V. Protección por tubo de descarga de gas.* Como se ha indicado anteriormente, en la clasificación de los tipos de una instala- ción influyen las condiciones de la puesta a tierra y la proximidad entre los cables de se- ñal y las fuentes de perturbaciones. Los conductores de señales de control y los de ali- mentación con tensiones generalmente inferiores a 250 V para, por ejemplo, un equipo automático, no están sujetos a grandes cortocircuitos, por lo que no causarán perturba- ciones de baja frecuencia. No obstante, las perturbaciones de alta frecuencia deben ser tenidas en ,uenta debido a las posibles cargas inductivas no filtradas a que están conec- tadas. En cables de potencia a alta tensión sí se pueden producir cortocircuitos de gran corriente de falta, por lo que pueden inducir perturbaciones de baja frecuencia en cables sensibles próximos. C> <J r Transformador d, ai,lom i ento ] [t--------i==:~~--t_-----]_ Cobllt' op~nloll~ÓOCOI'I f'le'Yodo olslOmlenlQ <Sil' lo 1"0",0110 Fig. 3. 10 Instalaciones tipo V, Protección con transformador de aislamiento. En la figura 3.11 y su tabla se muestra un ejemplo esquematizado de las distancias que hay que considerar. Como resumen, puede decirse que todo cable de señales sometido a perturbacio- nes puede afectar al funcionamiento de un equipo electrónico. Esto puede ser evitado • El cable apantallado tiene un aislamiento a tierra superior a la mayor tensión de falta a tierra de la estación. La pantalla se pone a tierra en las dos estaciones ytodos los conductores de señal es- tán protegidos por tubos descargadores de gas.Cuando el tubo está cebado después del transitorio inicial, se puede desarrollar una corriente estable de 50 Hz. Es necesario comprobar que el tubo puede soportarla. Mientras el tubo está conduciendo. la conexión de señal no funciona. Perturbaciones 121 introduciendo barreras a las perturbaciones. Las barreras basadas en relés, optoacopla- dores y transformadores actúan como aislamiento galvánico y son particularmente efectivas contra perturbaciones de baja frecuencia. Dado que estas barreras tienen tam- bién un cierto acoplamiento capacitivo (PF) entre las entradas y las salidas, cabe esperar una cierta cantidad de acoplamiento. Dmoflcltu fl'('OInl'"dodas ,"11 mf'tros ~tlfrl' los C'tIhlt'S tk miO/I' 1M (UMIt'J dI" ,,",urbaclOfln Conductor" dI" COfto Condue/orf'! dI" ron· Tlpodl' Irol l' of""l'rUOClQnN /101 )' o/",tl'n/QC/Qnn /11$10' NII't'ldC' Pu¡<Slo Q f/t'rro di' < 110V ('ti 101111101dl"I > 2201'", longl/udl'J 10C/ml prlll'ho 1m ('quIpos < Jm > 3m < 1m > 1m ObJ('fI'QClOfl(!$ , NIvel local e5pc- > O,] > , > 1 > 1 Medio Imbienle prOltlldo. ellml' elal en la sala de nación de relés y eOflllC10S. Ali· ordenadores mcn~ción desde un lransfonnador propiO. 11 11 St5lemas de tIerra > 0. 1 > 0,3 > O,] > , M«lio ambienle con pocas penur· de proteCCión le- bacionu. Alimentación libre do ne~t penurbaciones. tlt 11 / 111 Sistema de lIerra 0.51.nlo > 0.1 > O., > 0.3 Medio ambiente normal. de proteccIón le- cable neral 'V 111 SIStema de lIerra Distinto > O ., > 0.3 Medio Imblenle difIcil. ConSIdera· de protección le- cable ble Icoplamlentocon lal ruentesdc neral o SIstema perturbaciones de alta frtcuenclI. de tierras de ,. subcstaclón V "' SIStemas de lIerra Pueden apar«er perturbacIones de de diferentes alta tensIón para scñlJcs ltansmlU- subcslaclonu dll fuera del .area de lIerras. ,Im c : : = :===========::~I o/ 1,~,§~~~~-~-~ & 2; ílc:J-i> C::~:,d.c : : : : : = :==========..~I ~ ,. ·1 lo uporatión pued.. redu<;ue e-n di.,ondo. c.orIO • • El , Dentro de uno condu<ciOn de (O bl•• Fig. 3.11 Ejemplo sobre las distancies para perturbaciones de los cables de señales de control en instalaciones 11 y 111.
- 71. 122 Protecciones en las instalaciones eléctricas Los filtros, varistores y condensadores supresores también pueden ser considera- dos como barreras para la reducción de impulsos. Es posible convertir una instalación de un nivel alto de perturbaciones en otra de nivel inferior utilizando relés auxiliares para aislar la fuente de perturbación. La utilización de fibra óptica elimina los problemas de perturbaciones en los cables pero no en los equipos. Además, la utilización de fibra óptica implica instalaremisores, receptores ygeneralmente multiplexores que sí se ven afectados por las perturbaciones. Por todo ello, estos sistemas de comunicación sólo se utilizarán cuando se justifique por razones económicas. luisAn Uzarraga GO,7lalel ING. EN ENERGIA Reg CIP. r.r 76625 CAPITULO 4 ENUMERACION y DESCRIPCION DE LOS SISTEMAS DE PROTECCION MAS USUALES 4.1. Protección de sobreintensidad Se trata de la protección más extendida en su aplicación. Controla la intensidad de paso por el equipo protegido; cuando el valor es superior al ajustado en el relé, se produce la acción subsiguiente (por ejemplo, se dispara un interruptor, se activa una alarma óptica o acústica, etc.). En principio. las protecciones de sobreintensidad admiten su clasificación en dos grandes grupos, en función del tiempo de operación: - A tiempo independiente - A tiempo dependiente 4. 1.1 Protección de sobreintensidad a tiempo independiente Un relé de sobreintensidad a tiempo independiente operará siempre en el mismo tiempo para todo valor de intensidad superior al ajustado en el propio relé. La figura 4.1. muestra esquemáticamente un relé de sobreintensidad a tiempo inde- pendiente, compuesto por un elemento de control de corriente, de tipo <<todo o nadro>, que excita un elemento de temporización ajustado a un valor determinado que puede ser nulo, en cuyo caso se puede hablar de un relé «instantáneo». Casi todos los relés de sobreintensidad incorporan una unidad de sobreintensidad, denominada «elemento instantáneo», en serie con el relé de sobreintensidad a tiempo dependiente, de forma que ambas unidades están recorridas por la misma corriente. Usualmente esta unidad se ajusta a un valor muy superior al de la intensidad de arran- que del elemento a tiempo dependiente.
- 72. 124 Protecciones en las instalaciones eléctricas I I I I I I I I I +-+T-- I 1 1 I I 1> - ------, 1> I I I I I I I I I I ....-3-+---- Oisparo I I L _____________ ...J Fig. 4. 1 Relé de sobreinlensidad a tiempo independiente. El siguiente ejemplo ilustra la utilidad de la «unidad instantánea». Previamente se han de efectuar algunos cálculos de cortocircuito. Se supone que en caso de cortocir- cuito en la estación B, la intensidad es de 1.200 A. Para faltas más allá de la estación B, lógicamente la intensidad alcanzará valores inferiores, al aumentar la impedancia (fig. 4.2). e • 600A 1.200 A Fig. 4.2 Selectividad entre elementos instantáneos. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 125 Con los ajustes indicados en la figura 4.2 se garantiza que el elemento instantáneo de la protección en la estación A sólo puede actuar para cortocircuitos en el tramo AB. En caso de cortocircuito, por ejemplo en la salida 1, si la intensidad es superior a 600 A la protección de esta línea desconectará instantáneamente su interruptor. En ocasiones, los puntos A y B forman parte de una misma estación, las distancias son casi inexistentes y las intensidades de cortocircuito en A y B, idénticas. Aun asi es posible que los relés instalados en A dispongan de disparo rápido selectivo con los ajus- tes de las salidas (fig. 4.3). e • 600 ... 600 .. 1. 10004 Fig. 4 .3 Selectividad mediante temporización adicional. En este caso, el disparo ordenado por la unidad instantánea de los relés de la pro- tección A se temporiza ligeramente para que en caso de falta en una salida, por ejemplo en la línea 3-en cuyo caso cerrarían contactos el relé de la línea 3 y también el del gene- rador A-, exista el margen de tiempo suficiente para que abra el interruptor de la línea 3 (fig. 4.4). Acluoción de lo protección 1 Tiempo d. op.,lu'o d,1 interruptor 1-_________ ::::t 100 T 200 "", Il'IitÍo d.1 cortocircuito Cierre del (OrIIO(/O Fig. 4.4 Análisis selectividad. Tiempo (1, IGbr•• (.comdo d.' rel. L Fin d,1 cortocircuito Ap""tufo cle' tOntcclO
- 73. 126 Protecciones en las instalaciones eléctricas Un retardo de 0,3 s puede parecer muy conservador, pero no es aconsejable bajar de este valor. Los tiempos de apenura de los interruptores automáticos oscilan entre 35 y I 10 ms, dependiendo de la importancia del elemento de la red al que van asociados. Los tiempos más conos corresponden a interruptores de lineas y equipos de muy alta tensión. Por el contrario, en la red M.T. los inlerruptores tienen tiempos de apertura su- periores. Tanto en uno como en otro caso, en el supuesto de cierre sobre cortocircuito el tiempo de apenura prácticamente se duplica. De ahí el por qué del retardo mínimo de 0.3 s. 4 .1.2 Protección de sobreintensidad a tiempo dependiente o tiempo inverso Un relé de protección de sobreintensidad a tiempo dependiente operará en un tiempo que es función del valor de la corriente. de forma que cuanto mayor sea ésta, menor será el tiempo de actuación. Por este motivo, este tipo de relés suelen denominarse «3 tiempo inverso». Los fabricantes pueden suministrar relés con diferentes característi- cas de operación: a tiempo normal inverso (N.l.), muy inverso (M.I.),extremadamente inverso (E. l.), etc. El tiempo de operación y la corriente están relacionados por una ecuación que de- fine la curva de operación característica del relé siendo: Ip - intensidad de paso la = intensidad de ajuste D, k = constantes de diseño tiempo de operación (s) El exponente D define el tipo de característica (N.!.; M.I.; EJ., etc.) (fig. 4.5). Para un cociente Ip {la y un exponente D dados, el tiempo de operación será tanto mayor cuanto mayor sea k. Por consiguiente, dentro de una característica determinada por D, laconstante k define los tiempos de actuación, y por ello suele hablarse de «carac- terística Normal Inversa, tiempo cortO», «característica muy inversa, tiempo largo», et- cétera. Lo normal es que un relé de sobreintensidad, dentro de su característica, ofrezca no sólo una curva de aCluación, sino una familia de ellas (fig. 4.6). Mediante un dispositivo adecuado, se puede acceder a las diferentes curvas comprendidas entre los limites supe- rior e inferior de la familia,adecuándose así la protección a las necesidades particulares. Esto se suele hacer en la práctica rotulando el recorrido del citado dispositivo con números del I al 10. En la posición 10, la curva ajustada es la representada por la ecua- ción característica. En la posición 8, los tiempos de operación serán el80 %de los ante- Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 127
- 74. 128 Protecciones en las instalaciones eléctricas riores, etc; finalmente, en la posición 1, los tiempos de operación serán el 10 % de los obtenidos a partir de la fórmula característica. En definitiva, se puede definir la si- guiente ecuación global: ( - k Ie" (s) (ia)"-I donde 0,1 .,¡;; Ie,.,¡;; I La posibilidad de seleccionar la curva de operación puede inducir a errores en el ajuste. Generalmente, las indicaciones en el dispositivo de selección son simplemente orientativas. Por tanto, lo ideal es comprobar la curva ajustada haciendo pasar co- rriente por el relé y verificando unos cuantos puntos. La figura 4.7 muestra un circuito típico para estas pruebas. Un medidor de tiempo se pone en marcha inmediatamente cuando empieza a pasar comente por el relé. El paro del cronómetro se efectúa con el cierre del contacto de disparo del relé. A' ronqulr Poro - -""""'vr----' Al cronOmOl'IfO Fig. 4.7 Circuito de pruebas. Unode los valores más importantes por determinar es el valor de la intensidad que hay que aplicar al relé para que éste empiece a funcionar. En teoría, la intensidad de arranque ha de ser precisamente la intensidad ajustada, aunque debe admitirse una cierta tolerancia. Se considera correcto que el relé «arranque» para una corriente com- prendida dentro del margen larr - 115 % laj ± 10 % La figura 4.8 muestra un típico relé electromagnético de sobreintensidad a tiempo inverso. Dispone de un solenoide de tomas múltiples que constituyen el ajuste del relé para varias intensidades. Los polos del solenoide actúan sobre un disco de inducción: para ello, cada polo está partido, con una espira de sombra, en una de las porciones. Me- Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 129 diante la acción de esta espira de sombra se produce un giro del disco con una velocidad mayor cuanto mayor sea el flujo en el solenoide, ya que cuanto mayor sea la comente -como sea que las espiras son fijas- mayor serán los amperios-vuelta producidos. En el eje del disco de inducción se encuentra el contacto móvil; el dial de tiempos rotulado entre I y 10 permite acercar o alejar el contacto móvil del fijo, es decir, permite seleccionar la curva de operación dentro de la familia. Finalmente, un imán permanente controla la velocidad del disco amortiguándola, a fin de evitar «rebotes» en el contacto yconseguir un retroceso lo más suave posible. El frenado es tanto más intenso cuanto mayor es la velocidad de giro. Por otro lado, la magnetización aplicada al imán permitirá establecer la característica de operación den- tro de la gama: normal, muy o extremadamente inversa. Espiro dt ..omblO r F" nodo ,~ ~Oí:sc:o el. ;flducd6n '7.,,1 ojus .• ---t:..:.I ~2 Fig. 4.8 Relé de sobreintensidad a tiempo inverso. Se ha visto anteriormente que el tiempo de operación de un relé de este tipo varía según la corriente que lo atraviese. Por tanto, para especificar el ajuste de un relé no basta decir que está ajustado, porejemplo, a 300 A. Además se debe definir algún pará- metro que indique la curva seleccionada dentro de la familia y, teniendo en cuenta que las indicaciones del dispositivo que especifica el número de curva son orientativas, lo ideal es definir el tiempo de actuación para un determinado cociente (lp / la). Por ejemplo: 300 A - 1,5 s con Ip /Ia - 5
- 75. 130 ProteccIones en las instalacIones eléctricas o. lo que es lo mismo: 300 A - 1,5 s al 500 % Cuando se emplea siempre el mismo cociente Ip / la, ya no es necesario detallarlo, pues queda sobrentendido: 3OOA-I,5s Al dibujar las curvas de distintos relés para estudiar su selectividad, no se deben ol- vidar las unidades de disparo instantáneo si se desean evitar faltas de selectividad. Aun en el caso de existir retardo adicional, es posible que no haya selectividad con los ele- mentos a tiempo dependiente a su vanguardia para el caso de corrientes elevadas, como ilustra la figura 4.9. [ 0 t(S)r----------,--r------------------, 0, 35 Q) 0 611: 0,1 S ZOt"lO ,i" '~I.(I;'ti"o" Fig. 4.9 Curvas de selectividad. Un rele de inducción electromagnetico presenta ventajas e inconvenientes, siendo de destacar el tiempo de reposición. Este tiempo es el que necesita el relé, después de operar. para pasar de nuevo a las condiciones iniciales. En este relé el disco invierte un cieno tiempo en retornar a su posición inicial. Ihco~.ClDOO' eul 'H"Ó"CO Flg. 4.10 Esquema básico de protección con reconectador automático. Enumeración y descripcíón de los sistemas de protección más usuales 131 En el ejemplo de la figura 4.10. la protección de sobreintensidad, cuando actúa, realiza simultáneamente dos funciones: disparo -con su temporización- del interrup- tor, y activación del reconectador automático. El reconectador, transcurrido un tiempo (del orden de 1s), excitaría la bobina de cierre del interruptor, con lo que se produciría un (<reenganche». Si persistiese la avería, el relé de sobreintensidad debería operar en el mismo tiempo que en la ocasión anterior, pero esto sólo ocurrirá si el disco ha llegado a su posición de reposo. De no ser así, el relé actuará en un tiempo inferior. Desde este punto de vista, esta característica del relé constituye una ventaja, ya que, en caso de avería permanente, se consigue desconectar la linea en un tiempo infe- rior al prescrito, lo que evita mayores desperfectos. Fig. 4. 11 Esquema básico de un sistema selectivo. En la figura 4.11 se observa lo que puede suceder cuando existen dos protecciones en serie. En principio, para la avería representada, la protección más inmediata será la que desconectará su interruptor y excitará el correspondiente reconectador automá- tico. Sin embargo, en los dos relés habrán avanzado los discos de inducción, de forma que de persistir la avería en el momento del reenganche, puede darse el caso de que am- bos relés disparen, con la consiguiente interrupción en el suministro comprendido en- tre ambos relés. Este fenómeno no es, afortunadamente, muy frecuente. Este ejemplo pone de manifiesto las ventajas que un relé «electrónicQ» presenta frente a un relé «electromagnéticQ» . En el relé electrónico es posible conseguir una mayor exactitud en los parámetros de ajuste (toma de arranque, curva característica, etc.) y también -al no existir inercia mecánica- un valor y un tiempo de reposición im- posibles de conseguir en un relé de inducción electromagnético. Por otra parte, hay que significar que los relés electrónicos tienen su talón de Aquiles en la fuente de alimenta- ción auxiliar. En algunos esquemas de protección, incluso con relés electrónicos, no se precisa fuente auxiliar de alimentación, pues la energía necesaria para la operación de los relés la toman éstos del propio circuito de corriente. Mediante un percutor se actúa sobre el mecanismo de desconexión del interruptor. Otro sistema de desconexión consiste en excitar la bobina de disparo del interrup- tor con la propia corriente secundaria de los transformadores de corriente. La limita- ción de este sistema es que la mínima corriente ajustable es la corriente necesaria para activar el solenoide del interruptor.
- 76. 132 Protecciones en las instalaciones eléctricas 4.1.3 Protección de sobreintensidad con frenado de tensión Algunos relés de sobreintensidad a tiempo inverso incorporan un elemento muy útil para mejorar la selectividad entre protecciones. Este elemento controla la tensión de la red en el punto de instalación del relé. Cuanto menor sea ésta, menor será el tiempo de actuación del elemento de control de la corriente. Este tipo de relés se clasifican en: «controlados por tensión» y «frenados por tensión». En el relé de sobreintensidad con frenado por tensión, el valor de arranque del ele- mentode inducción está en función de la tensión de la red. Por ejemplo, al 100 %de ten- sión el valor de arranque es exactamente el ajustado; conforme la tensión disminuye se reduce asimismo el valor de arranque. En caso de tensión nula (O %) el arranque se pro- duce con sólo el25 %del valor ajustado. La figura 4.12 muestra la curva superior de la familia de un relé de sobreintensidad para diferente tensión. En la figura 4.13 puede verse que incluso con idénticos ajustes en los tres relés, A. B YC, la función de «frenado por tensión» estableceríaque fuese el relé Cel primero en ac- tuar para el conocircuito representado. En el relé «controlado por tensión» la intensidad de arranque no se controla de forma continuada como en el de «frenado», Únicamente se varía el valor de arranque a un valor inferior cuando la tensión desciende por debajo de un determinado nivel. Suele emplearse el 63 % como nivel de conmutación. En este supuesto, y volviendo a la figura 4.13, la tensión entregada alos relés B y C es inferior al 63 % de la nominal. Por tanto, si se desea mantener la selectividad entre protecciones, la intensidad de arranque del relé B deberá ser superior a la del relé C. 'a 100 ·' 5 0 25 1-" o V V 50 "'Ol leo o) 1 / 100 Y 'a 100 "/ o 5 o 50 1GOI¡ Controlado por lensión G. ó li co b) los gráficos a) yb) muestran la forma en que la tensión de la red influye sobre la in- tensidad de arranque para los dos tipos de relé. 4.2 Protección de sobreintensidad direccional En la práctica. se dan casos en que se precisan más parámetros para conseguir la necesa- ria selectividad entre protecciones. La figura 4.14 pone de manifiesto que, en el caso de Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales '0 _ _ .._-_...¡ 0,1 0,2 0,3 'o . 110 .... .., o v '1 " ' - ' .-• • ( I pI lo 1 Fig. 4. 12. Caracterrsticas tiempo / corriente en un relé de frenado por tensión. Fig. 4. 13 Niveles de frenado . 133 I
- 77. 134 Protecciones en las instalaciones eléctricas que los circuitos l y2 estén funcionando en paralelo, es prácticamente imposible garan- tizar la selectividad entre protecciones y en definitiva desconectar un circuito, en caso de avería, manteniendo en funcionamiento el otro. Si aparece una falta en el punto e, la intensidad que la estación (A) aporta al corto- circuito se bifurcará sobre ambos circuitos (1 Y2) en una proporción que dependerá de las distancias 1, 1 + x (1, > 1,) 1, I -x Si en la estación (A) las salidas cuentan con un equipo de protección contra so- breintensidades, la protección 2a tenderá a actuar antes que la protección la, ya que 1, > 1,. Una vez ha disparado el interruptor del circuito (2), en el circuito (/) aumentará (en mayoro menor grado) la corriente y, si el cortocircuito no se elimina de una manera natural. disparará el interruptor del circuito (1) al actuar su protección de sobreinten- sidad. En el momento en que esto se produzca, la estación (S) quedará sin alimentación, con la consiguiente pérdida del mercado y los problemas inherentes a toda interrupción del servicio. Supongamos que en la estación (S) (fig. 4.15) las entradas están provistas de relés de sobreintensidad no direccional. En primerlugar, los ajustes de sobreintensidad de cada una de las protecciones 1by 2b deben ser superiores a los de cada una de las salidas bx, byy bz, ya que, de otro modo, un cortocircuito, por ejemplo en la salida bJl, podría provocar el disparo de los interrup- tores lb y 2b. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 135 ,., b , ,., " lb '" ,,, 2, lb b. Fig. 4 . 15 Detalle de distribución de intensidades. Por otro lado, no existiría selectividad entre las protecciones lb y 2b; en caso de cortocircuito en uno de los circuitos alimentadores, por ejemplo el 2, la corriente que circula a traves de las protecciones lb y 2b sería prácticamente la misma y se produciría el disparo de ambos interruptores ya que, evidentemente, los ajustes de sus proteccio- nes serían idénticos. En la práctica, la protección de este tipo de circuitos se confia a un equipo de so- breintensidad direccional, cuya actuación precisa, además de que se supere el ajuste de intensidad. que la potencia circule en una dirección determinada. (A) ---. _ lB) ,, lb o ~~~-+--------~ ,,----~-----------+'~+-~~----~~ S' --.. Rel' no (li, ~ ct;CII'>c1 Rel..· " ....cclonol f c:; ¡ruo eonlocto con Dalt!ncio en el s e nlido indicado PO' lo Il e cho) Fig. 4. 16 Esquema con relés de sobreintensidad direccionales. Suponiendo que se instalen protecciones de sobreintensidad direccionales en los interruptores lb y2b de la figura 4. l6, igual que sucedía en el caso mostrado en la figura 4. l5, parte de la intensidad de cortocircuito proveniente de (A) pasará a través de los re-
- 78. 136 Protecciones en las Instalaciones eléctricas les direccionales lb Ylb; sólo el relé 2b detectará una circulación de potencia en el sen- lido en que ha sido ajustado y disparará su interruplor propio, quedando el cOrlocir- cuilo alimenlado a Iravés del interruplor 2a, hasta que dispare su correspondienle prolección de sobreinlensidad. El servicio no se interrumpe ya que el circuito (1) per- manecerá conectado en sus extremos. Al eSlablecer las seleclividades de eSIOS relés direccionales con el resto de protec- ciones, no será necesario tener en cuenta los valores de ajuste de las salidas SI y S2 de la instalación B, dado que para cualquier falla que se produzca en ellas los relés direccio- nales instalados en lb y 2b la «verám, en contradirección y no operarán. No sucede lo mismo con las ajustes de la y 2a, por lo que se deberán establecer las correspondientes selectividades con los mismos crilerios que si se tralara de relés de sobreintensidad no direccionales. 4.2.1 Principio de la protección de sobreintensidad direccional Una prolección de eSle tipo suele dividirse en dos elementos. a) Un elemenlo direccional, que controla el senlido de circulación de la potencia. b) Un elememo de sobreintensidad, que controla la magnitud de la corriente. De forma general, puede decirse que el elemento direccional permite la actuación del elememo de sobreintensidad cuando la corriente (es decir, la polencia) circula en un senlido determinado. La fig. 4. 17 ilustra el principio básico. Si se aplica tensión a una reactancia pura. la corriente que se establecerá retrasará en 90" la tensión aplicada. 'l r0,0,00 - Xl - 21tfL - - " 1 =-- XL 90" , - " " - El veClor l . tiene como módulo: - El argumenlo de l . es: - - arg 1, - arg l' -1t12 El flujo creado por la corriente Ivestá en fase con ésta y, por tanto, retrasará tam- bién 90· respecto a la tensión V. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 137 Así, si a un elemento de copa de inducción se le aplican una tensión y una corriente. se crearán dos flujos 0 v Y 0,. El flujo debido a la corriente I irá en fase con ésta, mien- tras que el flujo debido a la tensión V retrasará 90· respecto a la misma. Núclto movnílico Fig. 4. 17 Unidad direccional. En un elemento de inducción, el par máximo de giro se obtiene cuando el ángulo a entre 0 vY0, es de 90·; es decir, cuando el ángulo entre Ve I sea O·. Se dice entonces que el ángulo de par máximo es O· (fig. 4.18). L P. N. ~ A8A I R l .PM. (-) " CERRAR L P 104. 1+) l . P. Io4 . l.P .N. l.} 1-1 l"n~o por má.imo l;n~o tKI' nulo Pos i'IYO H~gol¡YO Fig. 4. 18 Definiciones típicas de un relé direccional. Si la copa de inducción es libre de girar en los dos sentidos, puede establecerse que habrá un par máximo positivo y un par máximo negativo, según se defina el sentido de giro. Solidariamente a la copa de inducción puede montarse un contacto que gira con esta; en el caso de que la copa gire en el sentido prefijado, tenderá a cerrar un contacto
- 79. 138 Protecciones en las instalaciones eléctricas que puede utilizarse para propósitos de señalización o maniobra de interruptores. En la construcción típica del relé, sólo se permite el giro de la copa en un sentido: el de cierre del contacto. En algunos modelos de relés, se inserta una resistencia en el circuito de tensión del elemento direccional. Con ello se consigue que la corriente 1.. creadora del flujo 1Il .. re- trase a Ven un ángulo determinado (ángulo interno del relé) y se modifique la caracte- rística de operación. Hay relés que están construidos de forma que este ángulo interno (a) es conmutable. Si, por ejemplo, el valor normal es de 70' (ind.) e intercalando la re- sistencia pasa a ser 45' (ind.), los ángulos (ep) de par máximo serán, por lo tanto, de 45' (cap.) o 20' (cap.) respectivamente, como se muestra en las figuras 4.19 y 4.20. l P N . '/1,, l P "' . (-) Fig. 4.19. 1 - corriente en el circuito amperimétrico 1Il ,. flujo debido a 1 V = tensión aplicada al circuito voltimétrico /, - corriente en el circuito voltimétrico III ,. flujo debido a V l .P,"'. C+) L P,N , a = ángulo de desfase entre Ve 1, (circuito voltimétrico) I{J - ángulo de desfase entre Ve 1 (para obtener el par máximo positivo) l P. N Fi9· 4.20. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales Así, el par viene dado, en general, por la expresión: cuando: a, con su signo: Par - k · V'¡' sen (ep - a) I{J- a Par nulo I{J - 180 + a Par nulo I{J - 90 + a Par máximo positivo I{J - 270 + a Par máximo negativo (-) si 1, retrasa con respecto a V (inductivo) (+) si 1, adelanta con respecto a V (capacitivo) 139 Para conseguir que la unidad de sobreintensidad a tiempo dependiente opere ex- clusivamente cuando la dirección de la corriente sea la correcta, basta hacer que el con- tacto del elemento direccional cortocircuite las bobinas de sombra en los polos del ele- mento de sobreintensidad. Una vez cerrado el contacto de la unidad direccional, la operación de la protección queda supeditada al valor de la corriente. En ese momento entra en funcionamiento el elemento de sobreintensidad, que puede ser a tiempo inverso o instantáneo, o bien el conjunto de ambas características. Según sea la situación en el plano del vector 1 (suponiéndole siempre la misma magnitud) el valor del par creado en la copa de inducción variará según los valores la diferencia de ángulos. Ángulo é,.- él Par ± 90' P máx O' 0180' O 30' o 150' 1 P . - max 2 60' o 120' .:fl P máx 2 Además de lo expuesto hasta ahora, en la característica de actuación de un relé di- reccional siempre hay que tener en cuenta la llamada «zona muerta». En esta zona se supone que la actuación del elemento direccional será dudosa, ya que el par creado es débil (fig. 4.21).
- 80. 140 Protecciones en las instalaciones eléctricas L P,M. (+) __________~~-.~~~--_V L.P.M.(-) Ftg. 4.21 Zonas de operación indefinida en un ralá direccional. 4 .2.2 Protección direccional de fases La magnitud más crítica en un relé direccional es precisamente la tensión de referencia, también llamada «de polarizacióm). Interesa que,en cualesquiera condiciones, llegue al relé una tensión mínima. de forma que pueda efectuarse la correcta determinación de la direccionalidad. Si se dispone de un relé de sobreintensidad direccional que controle la corriente de la fase R yestá polarizado con la tensión fase R-tierra, al producirse una falta en bornes del transformador de tensión, es muy posible que la tensión aplicada al relé no sea sufi- ciente para garantizar su adecuada actuación. Por esta razón se utilizan tensiones entre fases para polarizar relés direccionales; los posibles tipos de conexión se definen por el ángulo en que la tensión de polarización aplicada desfasa a la tensión de la fase a la que está conectado el elemento de sobreinten- sidad (fig. 4.22). VR VT &._______-i;.vs YS- YT Flg. 4 ,22 Tensiones simples y compuestas en un sistema trifásico. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales Así, para el relé de la fase R pueden darse los siguientes tipos de conexión: 90· indo 90· cap. ISO· indo 30· cap. 30· indo ISO· cap. VT - Vs Vs - VT VT - V. V. - VT V. - V, Vs - V. 141 El tipo de conexión se escoge en función de las características de la red. Por ejem- plo. la impedancia de una línea aérea tiene un argumento comprendido entre 30 y 80·. Si los relés de fase de la protección direccional de sobreintensidad se conectan a 90· cap. yel ángulo característico (o de par máximo) del relé es 3S· cap., la línea de par máximo quedará a SS· ind., que es el valor medio entre 30 y 80· (fig. 4.23). ,. ,. I'IE-----'---- 15 -l T Fig. 4 .23 Angulos de conexión en una Ifnea aérea. Por tanto, este tipo de conexión es idónea para la protección de equipos y circuitos con elevados ángulos inductivos. En cambio, en un cable subterráneo, la resistencia óh- mica predomina sobre la reactancia, obteniéndose generalmente argumentos de impe- dancia entre Oy 30· indo En este caso, será interesante conectar los relés a 30· cap.y utili- zar relés con ángulo característico de valor nulo próximo a 15" cap. (fig. 4.24). VA_ lT ,. Fig. 4 .24 Angulas de conexión en un cable subterráneo.
- 81. 142 Protecciones en las instalaciones eléctricas Es importante observar que en el caso poco frecuente de cortocircuito trifásico en las proximidades de los transformadores de tensión que alimentan la protección, todas las tensIOnes de polarización asumirán valores que no pueden garantizar la correcta ac- tuación de los relés direccionales. Pese a todo, los modernos relés electrónicos tienen un limite muy bajo para la tensión de polarización, llegando hasta 0,1 V. 4.2.3 Protección direccional de neutro Los relés direccionales de neutro merecen un comentario adicional. En el caso de corto- circuitos a tierra, la tensión que se lleva al relé para propósito de polarización es la ten- sión residual del sistema. Esta tensión puede obtenerse por medio de la conexión en «triángulo abierto» de los secundarios de los transformadores de tensión (fig. 4.25). ---.. OIRECCION DE DISPARO _l. ,S _ I T ..¡,. lIM: IR +/Sf. IT [1- 1Uo ¡ ...ELE 1, I ¡ 1 " / ,. '- k os I I " >-- I .... - - Fig. 4 .25 Obtención de las magnitudes de medida para un relé direccional de neutro. La figura 4.26 muestra detalladamente las magnitudes involucradas en el caso de una falta monofásica a tierra en la fase R. Se supone que las condiciones normales de servicio introducen un factor de potencia inductivo, de forma que la corriente IR re- trase a la tensión VR en un ángulo de 20 + 30". Al producirse el defecto a tierra, la ten- sión fase R-tierra en el punto de medida disminuye a consecuencia del mayor nivel de corriente IR' La corriente IR, cortocircuitada la carga por la falta a tierra, asume un nuevo ángulo respecto a VR (se ha considerado que el ángulo característico del circuito es altamente inductivo, del orden del 60·, lo que es típico para una línea aérea). La apa- rición del cortocircuito desequilibra los sistemas vectoriales de tensiones e intensida- des, apareciendo los vectores resultantes U.. IN' que vienen relacionados por UO --IN 2 0 Vo- -lo 2 0 Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 143 '. '. 'r _---.,f... 'r .E._ _ __ ....,-_-"" 's uo::vo=o IN * o 's CONDICIONES NORMALES '. '. '. c..-'-_____~ 's fALTA MQNOfASIC A R_flERAA VECTORES ENTREc.AOOS AL RELE DIRECCIONAL Fig. 4 .26 Polarización por tensión de relés direccionales de neutro. A diferencia de los relés de fase, el ángulo entre la tensión y la intensidad de neutro no es función del argumento de la impedancia del equipo protegido, sino del de la impe- dancia homopolar de la red hasta el punto de instalación. Así, si la red está puesta a tie- rra rígidamente o por medio de una reactancia limitadora, el ángulo será predominan- temente inductivo. Si en algún punto del sistema fuese insuficiente la tensión residual para polarizar un relé direccional o si los transformadores de tensión de que se disponga no satisfacie- ran las condiciones necesarias para suministrar la tensión residual, el relé puede ser po- larizado a partir de la corriente de neutro de un transformador de potencia local o con la corriente de neutro de un compensador. La corriente de neutro y la corriente residual de linea estarán en fase y, por consiguiente, el relé deberá diseñarse para, con esa condi- ción, dar el par máximo. La corriente de neutro circulará siempre de tierra a red, mien- tras que, según donde esté situada la falta, la corriente residual de línea circulará en una u otra dirección a través del relé; esto conforma el comportamiento direccional. Cuando se conectan en paralelo más de un transformador con neutro a tierra, debe ins- talarse un transformaoor de corriente para cada uno de los neutros, con sus devanados seclndarios conectados en paralelo al relé.
- 82. 144 Protecciones en las instalaciones eléctricas .... f - - - OIRECCION DE DI SPARO . . . - - - D1 RE CC ION DE DIS PARO - L- - ..- I - I -,- I ¡,- - ~ - <L¡ I I I ~ " I I '----- SI N CO MPEN SA DOR ~ ... I - CON CO MPENSAOOR Fig. 4.27 Conexiones para polarización por corriente con transformador.1 / A. La figura 4.27.muestra la conexión del relé direccional para los casos más comunes de puesta a tierra del sistema. El convenio adoptado es que el relé cerrará su contactos cuando las corrientes que recorran las bobinas de operación y polarización estén en fase. Surgen casos especiales en los que debe examinarse detenidamente la distribución de corrientes de secuencia homopolar. Un transformador estrella / estrella no es apropiado para polarizar relés direccio- nales aunque ambos puntos de estrella estén a tierra. Un transformador de corriente co- nectado a uno de los neutros no sería conveniente, ya que la polaridad de la corriente puede invertirse según en qué lado del transformador esté la falta. Tampoco sería con- veniente conectar dos transformadores de corriente en paralelo, ya que la corriente re- sultante tenderia a ser nula. Los transformadores de tres devanados, con uno O más de ellos conectados en triángu lo, si son adecuados para propósitos de polarización. En el supuesto de que sólo uno de los puntos de estrella estuviese conectado a tierra, un transformador de co- rriente conectado en ese neutro bastaría para polarizar al relé. Sin embargo, si están a tierra los dos puntos de estrella es preciso emplear un transformador de coniente en cada neutro. como en la figura 4.28, yconectarlos en paralelo con el relé. Para que la po- larización sea satisfactoria, las relaciones de los transformadores de coniente deberán elegirse teniendo en cuenta que en el transformador de potencia las conientes prima- rias son inversamente proporcionales a la relación de tensiones. Una variante de este método es utilizar un transformador de corriente sobre el de- vanado triángulo, siempre ycuando este devanado no tome carga, en cuyo caso debería emplearse un transformador de coniente en cada fase del triángulo para impedirque un desequilibrio de carga o corrientes de cortocircuito provoquen una polarización inco- rrecta. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales T I I I I 1I0 llY " I ~ I , -- - ------- ---- / 220 1lY I"UfNTE lOO I ~ A - T , - - - - - ______1 Fig. 4.28 Polarización por corriente con transformador A/ 6/ A. 145 Muchos sistemas de potencia utilizan autotransformadores rígidamente conecta- dos a tierra y un devanado en triángulo para el intercambio de potencia de una a otra red; particularmente cuando la relación de tensiones es menor de 2: l. La conexión a tierra única del neutro de los autotransforrnadores puede no sercon- veniente para la polarización. Para toda falta a tierra en el lado B.T., la coniente de neu- tro circulará hacia <<arriba»; pero, para faltas a tierra en el lado de A.T. la coniente puede dirigirse de <<arriba abajo» o viceversa, o incluso puede ser nula. Si la dirección de la corriente en el neutro fuese siempre hacia «arriba», indepen- dientemente de la situación de la falta, puede polarizarse el relé direccional con un transformador de corriente en el neutro. En circunstancias extremas, la tensión residual puede ser baja debido a la baja im- pedancia de los transformadores de alimentación conectados, mientras que, en otros casos, se da la posibilidad de que los transformadores locales estén todos desconecta- dos. En tal caso se emplean relés con sistema de doble polarización; los devanados del relé son energizados, respectivamente, por la tensión yla coniente residuales. Es proba- ble que una u otra de estas cantidades sea insuficiente, pero al aplicarlas simultánea- mente se complementan para entregar el par adecuado. No obstante, la posibilidad de actuación incorrecta de un relé polarizado por ten- sión es muy remota para cualquier condición práctica del sistema. 4.3 Configuraciones típicas en protecciones de sobreintensidad En un sistema trifásico con neutro aislado, si se desea proteger un equipo contra corto- circuitos se debería, en principio, instalar tres relés de sobreintensidad, uno en cada fase. Analizar¡do los posibles cortocircuitos que pueden darse, resultan ser cuatro. a saber:
- 83. 146 Protecciones en las instalaciones eléctricas Conocircuito bifásico R - S Conocircuito bifásico S - T Conocircuito bifásico T - R Conocircuito trifásico R - S - T J. -~ 1> Flg. 4 .29 Protección de sobreintensidad en una red con neutro aislado. Si se instalan sólo dos relés, en las,fases Sy T(fig. 4.29), todo un conocircuito será detectado por -al menos- un relé. En caso de avería de uno de los dos relés, sería impo- sible detectar uno de los cuatro casos. Es imponante hacer notar aquí el hecho de que, para reducir costes, los relés electrónicos suelen construirse con un único elemento de medida y una única fuente de alimentación. La avería de la fuente o del elemento de medida suponen la inutilidad de toda la protección. El criterio de seguridad resulta muy dificil de establecer; no obstante, en los casos de gran responsabilidad es suficiente con tres relés, uno por fase. En el supuesto de que los relés precisen una tensión auxiliar de alimentación se procurará que su procedencia sea segura. De cualquier forma, en una protección el relé no es el único elemento; pue- den fallar otros. como por ejemplo la bobina de apertura del interruptor, el mecanismo de éste, la batería de la estación, la circuitería, etc. En conclusión, en el caso de una red con el neutro aislado. lo usual es instalar dos relés en las fases. En el caso de sistemas con neutro puesto a tierra, el número de posibles conocircui- tos es siete, a saber: trifásico R - S - T bifásicos R - S; S - T; T - R monofásicos R - N; S - N: T - N También en este caso se puede ahorrar un relé de fase (fig. 4.30). Es usual que la co- rriente de conocircuito en el caso de faltas monofásicas sea inferior a la que se produce en el caso de faltas entre fases (sobre todo si en el neutro del sistema se instalan impe- dancias limitadoras). En algunos casos, esta corriente de conocircuito monofásico puede llegar a ser inferior a la corriente normal de carga del circuito protegido y, puesto que los relés de fase han de estar ajustados necesariamente por encima de ésta, la única Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 147 Fig. 4.30 Protección de sobreintensidad en una red con neutro a tierra. forma de detectar las faltas a tierra es instalar un tercer relé que controle la corriente de neutro. Se suele instalar dicho relé en el circuito residual de los transformadores de in- tensidad. Si'n embargo, lo más correcto será obtener esta intensidad residual haciendo pasar -si ello es posible-las tres fases por el interior de un transformador toroidal, dado que en el circuito residual pueden aparecer corrientes debidas a la diferente respuesta de· los tres transformadores. El error puede ser muy imponante, sobre todo en el caso de componente asimétrica en las corrientes o en el caso de saturación porconocircuitos violentos. En conclusión, en el caso de una red con neutro a tierra lo usual es instalar dos relés en las fases y uno en el neutro. 4.4 Protección diferencial Las protecciones diferenciales constituyen sistemas de protección absolutamente selec- tivos o «cerrados», es decir, sistemas en los cuales la operación y selectividad dependen únicamente de la comparación de las intensidades de cada uno de los extremos de la zona protegida. 4 .4 .1 Principios básicos Las protecciones diferenciales están basadas en la primera ley de Kirchhoff, que dice que «la suma vectorial de todas las intensidades que llegan a un nudo debe ser cero». Si se considera el elemento que hay que proteger como un nudo y se instalan trans- formadores de intensidad en cada una de sus entradas-salidas (2,3 ... n) la protección puede ser un simple relé de sobreintensidad que ordene disparo en el momento que esta suma no sea cero, lo que equivale a una falta interna. En condiciones normales, es decir, sin anomalía en la zona comprendida entre los transformadores de intensidad,la corriente «pasa» a través del elemento protegido. Lo mismo ocurre en el circuito secundario de los transformadores. El equilibrio entre am- bas corrientes secundarias no produce ninguna corriente en el circuito «diferencial» donde está instalado el relé de intensidad (fig. 4.31).
- 84. 148 Protecciones en las instalaciones eléctricas " ElEMENTO " PROTECIOO ", ,', " ~ 1 f " ", , Fig. 4.31 Protección diferencial. Naturalmente, esto es sólo teoría. Los transformadores de intensidad tienen erro- res de transformación, en módulo y argumento, no siempre despreciables. " " ElEt./ENTO >;< • PROTEGIDO • W I "1 CORTO ", 'í CIRCUITO "¡ 1 r ", ,', Fig. 4.32 Falta externa. Por ejemplo, en el caso de falta externa (fig. 4.32), las corrientes de cortocircuito pueden ser muy superiores a las normales. Porconsiguiente, también los errores se mul- tiplican. Esto lleva a la conclusión de que el relé diferencial debe tener un ajuste mínimo que garantice la estabilidad de la protección en ocasión de cortocircuilos externos. En el supuesto que el relé diferencial se ajustara para evitar disparos incorrectos, de forma que no actúe con corrientes diferenciales inferiores a lA, Ylos transformadores de in- tensidad fuesen, por ejemplo, de relación 800 /5, esto supondría que, en caso de falta interna, el relé no operaría para desequilibrios inferiores a 160 A. Existe otro fenómeno que también puede influir sobre este tipo de protecciones: la saturación de los transformadores de intensidad. Esta saturación puede producirse bien por la propia magnitud de la corriente de cortocircuito o por la posible componente asi- métrica en la forma de onda. La desigual respuesta de los transformadores produce fal- sas corrientes diferenciales. Para este problema existen varias soluciones. La primera Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 149 de ellas consiste en temporizar el disparo del relé diferencial el tiempo suficiente (del or- den de 0,5 .. 0,8 s). Esta solución es inaceptable cuando la protección se aplica a equipos de gran responsabilidad y costo (trafos ygeneradores), ya que el mantener 0,5 s un posi- ble cortocircuito interno puede dar lugar a grandes desperfectos. Una segunda solución es disponer de un relé diferencial extrarrápido, capaz de de- cidir si debe o no actuar dentro de los 5 ms siguientes al cortocircuito, cuando aún no se ha producido la saturación en los transformadores de intensidad. En el caso de falta interna, el circuito diferencial está siempre recorrido por la co- rriente de falta (1 d - 1F)' tanto en el caso de que el cortocircuito esté alimentado por un solo lado del elemento protegido como si lo está por los dos (fig. 4.33). Por otro lado, la suma aritmética de las intensidades en los circuitos secundarios 1A - l1, 1+ 1/ , Iresulta ser. asimismo, igual a la corriente de falta, si se suponen en fase las dos corrientes que confluyen al cortocircuito. En cambio, para una falta externa, la corriente diferencial Id tiende a ser nula -a ex- cepción del efecto producido por los errores de transformación-, mientras que 1A es del orden de dos veces la intensidad que el elemento protegido aporta al cortocircuito ex- terno. y " I " - " - ElEIo4["NTO PROTEGIDO ,', _I~ 1 1f-"( ••• l 104 HTO PROTEGIOO ..'í- ", ~1f 1 -r - Id a Il't • I'Z ) = I F Fig. 4.33 Falta interna. ~" I " 4" ~lt I J •
- 85. 150 Protecciones en las instalaciones eléctricas Del examen de las figuras 4.32 y4.33 se deduce que en cualesquiera condiciones de falta interna: Mientras que, en caso de falta externa Para aumentar la seguridad del relé, algunos modelos incorporan lo que se deno- mina "función de frenado por corriente circulante», que bloquea eldisparo de la protec- ción en caso de que la intensidad diferencial (l.) no supere un porcentaje preestablecido de la intensidad antagonista o de frenado (1AJ. Con esta función de frenado, se consigue insensibilizar el relé para los desequili- brios que pueden darse en caso de faltas externas; en cambio, el relé puede seguir ac- tuando correctamente para faltas internas. Las pendientes más usuales están en el mar- gen comprendido entre el 20 + 60 %. En los relés que incorporan la función de frenado, se dice, por ejemplo, que «el relé tiene una pendiente del 50 %». Esto quiere decir que para que el relé opere es necesario que la corriente diferencial sea, al menos, la mitad que la corriente antagonista. En la figura 4.34 se detallan diferentes situaciones de falta con el esquema com- pleto de un relé diferencial. La figura 4.35 muestra la característica de operación de un relé diferencial, con una pendiente del 50 % Yuna corriente mínima de operación de I A. Incluso en un relé con frenado es preciso un ajuste mínimo que cubra desequili- brios diferenciales. Para ilustrar este concepto, imagínese una protección diferencial aplicada a una línea aérea de ciena longitud y, por consiguiente, con una ciena reactan- cia capacitiva. Al conectar la línea desde un extremo, la corriente capacitiva resulta ser una co- rriente diferencial e igual al 100 % de la corriente circulante en el circuito exterior. La corriente mínima de actuación del relé diferencial ha de ser superior a la corriente capa- citiva de la línea si se desea evitar el disparo. En las conexiones en vacío de transformadores es usual obtener una elevada co- rriente de magnetización en el devanado que ha sido conectado. Como quiera que el otro devanado no lleva corriente, la corriente de magnetización aparecerá en elcircuito diferencial de la protección. El valor de esta corriente para transformadores de potencia superiores a 10 MVA y núcleos de grano orientado puede ser, en los instantes iniciales, de hasta: 5 a 10 l . al conectar el lado A.T. lOa 20 l. al conectar el lado B.T. La magnitud y duración de esta corriente depende, entre otras cosas, de: - el diseño del transformador - grupo de conexión , EnumeraciÓn y descripción de los sistemas de protección más usuales 151 HEIoI[NTO • • PROTEGIDO '1 I , I 1 --!- - j -t ~ I "'* 'Y tuonl~I( 21) " ~ o 1I 1I ~' iu- o, Fo lle fI"'no , I !l!f04E:NTO '- t¡ I PAOT!GIOO I ,1 ..!- """" - ~ ~ t iUont09. $ I{I) Id a I t1I (-+' lUOPtroe..:: 111) , HUoII:NTO ~I . • • PAOT!G IDO ' 1 I ~ 'z - j - ~ t lu~ l,=t 11 1I (i!' lu Fig. 4 .34 Esquemas de detalle de funcionamiento.
- 86. 152 Protecciones en las instalaciones eléctricas Fig. 4 .35 Función de frenado en un relé diferencial. - sistema de puesta a tierra - si hay otros transformadores en paralelo En general, la duración puede ser de algunos segundos. Las modernas protecciones diferenciales cuentan con un elemento para el frenado por corrientes magnetizantes. Este elemento se basa en el hecho que en las corrientes de este tipo hay una componente de segundo armónico muy superior a la que aparece en las corrientes de cortocircuito. Algunos transformadores (sobre todo los acoplados a un generador) pueden verse sometidos, ocasionalmente, a sobretensiones de corta duración. Los transformadores con núcleos de grano orientado tienen una densidad de flujo magnético elevada. Por este motivo, la corriente de excitación con sobretensiones del 20 al 30 % puede llegar a valores de lOa 100 veces su valor normal. Esta corriente podría provocar la actuación de la protección. Las protecciones diferenciales modernas cuentan con el hecho de que las corrientes de excitación, con altas densidades de flujo, contienen una componente del quinto ar- mónico relativamente grande. Lo usual es montar en el circuito diferencial dos circui- tos Le resonantes para las frecuencias de 100 Hz y 250 Hz, respectivamente. La tensión obtenida (suma de ambos) se resta de la tensión diferencial. El resultado es el que se compara con la tensión producida por la corriente circulante (fig. 4.36). La relación de espiras entre TI y T, determina la pendiente del relé. Evidentemente, al asegurar más y más la correcta operación de una protección di- ferencial de transformador, también se diminuye la sensibilidad del relé. En las faltas a tierra generalmente resulta inferior la corriente de cortocircuito, en especial cuando existe una impedancia limitadora entre el neutro y tierra. El valor de esta impedancia sumado a la resistencia del arco puede hacer que la corriente del cortocircuito provoque un desequilibrio que la protección diferencial sea incapaz de detectar. Enumeración V descripción de los sistemas de protección más usuales 153 ~ I '.i 1, ~ TRA N Sf'ORIoIA DOR ( o " ) " -r~ .!l- ..'1.- I I , , !ttn.¡óft ' ¡Hulan'. 1 '"nliOn chf. ' l'ndal 1·"·,",,;,.,...·,- "_do ormóÑto) l·-··-"~ 11 · ,S·) Fig. 4.36 Frenado de 2.0 y 5.0 armónico. 1 'OOO'Ó" •• Idillll' "nti o! ODoeroc ión _tirCl,llo n,. ) No se debe olvidar que, en el caso de un transformador, el relé diferencial tiene a uno y otro lado distintas relaciones de transformación. Así, un relé ajustado a l A, con transformadores de intensidad de relaciones 1.000 / 5Y4.000 /5, operará para desequi- librios de 200 A en el arrollamiento de A.T. y 800 A en el de B.T. Si este arrollamiento está puesto a tierra a través de una impedancia limitadora, es posible que una falta a tie- rra no supere los 800 A de desequilibrio. 4.4.2. Mezclado de intensidades Las protecciones diferenciales clásicas tratan de reflejar exactamente en los circuitos se- cundarios las corrientes que recorren los circuitos primarios. En el circuito secundario se monta un relé por fase. En la figura 4.37 se aprecia que el circuito diferencial es un circuito de 4 conducto- res y 3 relés diferenciales. Es económicamente muy interesante reducir el número de re- lés y conductores que hay que utilizar. Para conseguirlo se recurre al «mezclado» de in- tensidades,que consiste en realizar una suma de las tres intensidades multiplicadas por unos coeficientes determinados, con la condición de que la intensidad suma nunca sea nula para todo tipo de falta.
- 87. 154 Protecciones en las instalaciones eléctricas ~ ~ ~ -..!.1!. ~ I '" C?$$,.,..d,"""".'''- I Fig. 4 .37 Esquema secundario trifásico. La solución física de esta suma se realiza por medio de un transformador auxiliar con varias tomas en el arrollamiento primario. Las corrientes 1R, 1s' 1T se conectan a to- mas distintas. Por lo tanto, la corriente de salida 1es la resultante de la mezcla de las co- rrientes de entrada (fig_ 4.38)_ , siendo A, B, ecoeficientes proporcionales al número de espiras. " ~+ " " ,.¡ ~ " Fig. 4 .38 Relé diferencial con mezcla de intensidades. Supóngase que el número de espiras (N) es el mismo en ambos arrollamientos. Su- póngase, además, que cada tramo de arrollamiento primario abarca N/ 3 espiras_ Entonces, para conseguir la misma corriente I de salida, serán necesarias distintas corrientes de entrada: IR -N-I -N; IR-I 2 2 IS - 3 N- I -N; Is · 3 -1; Is - 1,5/R 1 I lT -3 N - 1-N; ; - 1; lT - 3 IR N 1 l . s ---I -N; ~=I; I.s - 3/. 3 3 Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 155 En el caso de alimentación trifásica, se tiene que: pero con lo que En resumen, si una corriente Id produce la operación del relé diferencial, para cada tipo de falta se precisará una corriente distinta, según se relaciona en la siguiente tabla: Tipo de falta Corriente necesaria R Id S 1,5 Id T 3 Id RS 31d ST 3 Id RT 1,5 Id RST 1,73 Id
- 88. 156 Protecciones en las instalaciones eléctricas El «mezclado» de intensidades tiene ventajas y también inconvenientes, ya que la sensibilidad de la protección depende del tipo de cortocircuito. Esto no es muy grave en el caso de cortocircuitos polifásicos ya que las intensidades de falta son elevadas. En el caso de cortocircuitos monofásicos, en particularen la fase T del ejemplo, pudiera suce- der que la protección diferencial no los detectase (es sabido que es usual limitar la co- rriente de falta a tierra en determinadas tensiones de distribución). Es práctica usual en las protecciones que utilizan este tipo de mezclado condicio- nar el disparo de la protección diferencial a la actuación de un elemento de sobreinten- sidad (arrancador), con lo que se consigue tener una sensibilidad independiente de la fase afectada por la falta. En ocasiones, el sistema de protección realiza un mezclado de las componentes si- métricas de las intensidades en vez de mezclar las corrientes en sí mismas (lig. 4.39). T .J.- I "L TAOS DE SECUENCIA 1 'o r¡¡- E A'O+ 81 1 + Cl o Z " e l • 'o o o R '-- Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 157 -r l 'B" lOO" ~ ~ Rui"~"ci. 1,75l 1.1t 'OOI ~ - 6y+ 1,1 S ,! ~ I'''' ~~ .J,. .) 'Olla u¡n"o 'T'" 1BY ~ :, "...I....nci. "'!l '001 I LJ6y-t • •• " Fig. 4.39 Mezcla de componentes simétricas. bl '.11. i"tuftO Este sistema es de coste superior a los anteriores, por lo que sólo se utiliza en aque- llos casos en los que se precisa una gran sensibilidad. Normalmente no se utiliza la com- ponente homopolar, sino las componentes directa e inversa. La componente inversa está presente en todo tipo de cortocircuito desequilibrado. La componente directa está presente en cualesquiera condiciones. Puesto que la presencia de componente inversa es sinónimo de anomalía, su proporción en la mezcla es superior a la de la componente directa. Los valores más generalizados son A - -1 YB - 6. 4.4.3. Detección de faltas resistentes Suponiendo que en un arrollamiento de 25 kV de un transformador se limita la co- rriente de falta a tierra a un máximo de 600 A, se comprende que, si aparece una falta a Fig. 4.40 Funcionamiento de la protección diferencial de neutro. tierra, el valor de la corriente de cortocircuito puede ser tan pequeño que no pueda ser detectado por la protección diferencial de fases, al pasar por el devanado de operación una corriente inferior al valor de ajuste. Por este motivo. es usual instalar una protección denominada diferencial de neu- tro o protección Holmgreen. La filosofía de esta protección se basa en que, en condicio- nes normales del servicio, no pasa corriente por el circuito residual de los T / 1. Esta protección, que puede montarse aislada o conjuntamente con la protección diferencial de fases, no se ve afectada por el hecho de que el transformador tenga o no cambialor de tomas. La figura 4.40 muestra cómo se comporta este tipo de protección ante faltas a tierra, intemas o externas, con alimentación unilateral.
- 89. 158 Protecciones en las instalaciones eléctricas ¿Qué tipo de relé deberá utilizarse para la protección diferencial de neutro? En principio parece que no existiría inconveniente alguno en que este relé fuese amperimé- trico (de baja impedancia). Sin embargo, se verá en el siguiente ejemplo (fig. 4.41) que es más conveniente emplear un relé voltimétrico (de aha impedancia). Si se supone un transformador de potencia 30 MVA con una reactancia de corto- circuito del 8 %, que trabaja, en secundario, a 11 kV, con una resistencia de puesta a tie- rra de 6,35 n que limita a 1.000 A la comente de falta a tierra en el secundario, la co- rriente nominal resulta: 1, - 30.000 _ 1.574 A llJ) en caso de cortocircuito trifásico: IIIt" I SOOt5 , [:J'."I UOOI lu. T --"--, , u, :A$ : I l_" _.3 , I ,~ Fig. 4.41 Ejemplo trato 30 MVA. Los T 11 tienen las siguien1es características: s - 30 VA; clase 1; 1.50015 A -r Es posible que, a plena carga, el error de los T 11 sea del orden del 2 %; es decir, 0,1 A en el secundario. En el caso de un cortocircuito trifásico el error podrá alcanzar el 4 % (2,6 A en el secundario). 4 19.675 _5__ 2,6 A 100 1.500 Yeste valor, llevado al primario 2 6 1.500 _ 780 A , 5 Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 159 Es decir, para impedir una operación intempestiva del relé (amperimétrico) por una falta externa, debe dársele un ajuste que cubra los posibles errores de los T / 1, con lo cual la protección es muy insensible. Así, en el caso de un cortocircuito a tierra, para que sea detectado por la protección deberá tener, como máximo, un valor óhmico de Un relé vohimétrico puede resolver este problema de una forma más satisfactoria. A plena carga, en bornes de cada T 1 l aparecerá una caída de tensión máxima de 30 V---6V 5 En el caso más desfavorable para la protección, es decir, el cortocircuito trifásico con lo cual v- 12,5' 6 - 75 V De esta tensión, el relé sólo podrá ver una pequeña parte producida por los errores de los T 1 1, ya que teóricamen1e los T 1I de fase entregan al relé un sistema trifásico y si- métrico de tensiones. En el caso de una faha interna, monofásica a tierra, no pasa corriente de cortocir- cuito por elT / I de la fase afectada, pero si por el TI I de neutro. Esto equivale a que el T I I de neutro trabaja en condiciones similares a las de circuito abierto. Obsérvese que. aunque la l sea pequeña y también la tensión en bornes del prima- rio. la tensión que se obtendrá a bornes del relé será una tensión elevada: u - U 1.500. U - 300 U I P 5 • s p Esto en teoría. pues la saturación magnética del transformador implica un limite en la tensión secundaria. Sin embargo, no es dificil encontrar tensiones entre 100 Y 150 V. En caso de una falta externa, pasa la misma corriente por el TI I de neutro que por el de la fase afectada y, por tanto. como estas corrientes producen caídas de tensión opuestas, el relé queda sometido a una tensión relativamente baja. Por tanto, un relé de tensión es lo más adecuado para esta protección. Para deter- minar el ajuste de la protección, lo ideal es medir la tensión a bornes del relé en condi- ciones de máxima carga y. a continuación, calcular la tensión que aparecería en el caso de cortocircuito trifásico externo. El relé de tensión se ajustaría a un valor superior al ubtenido en el cálculo.
- 90. 160 Protecciones en las instalaciones eléctricas Si el transformador funcionase al 10 %de la plena carga y la tensión en bornes del relé fuera de 0,2 Y, cuando eltrafo trabaje a plena carga se puede pensar que la tensión será de 2 Y. Si la reactancia de cortocircuito del transformadores del 8 %,Ia intensidad de cortocircuito trifásico será 12,5 veces la nominal y la tensión a bornes del relé 25 Y. Se ajustará el relé a 25 + 30 Y. La experiencia de utilización de este tipo de protección muestra que deben tomarse precauciones en la elección del relé que vaya a emplearse, habida cuenta de las magnitu- des de tensión que pueden producirse. La instalación de resistencias YDR (Vo/tage Dependent Resistor) en paralelo con el relé ofrece protección a éste y permite utilizar equipos sin necesidad de que respondan a unas características especiales. 4.4.4 Protección diferencial longitudinal En el caso general de protección diferencial de un circuito trifásico se precisa montar tres relés diferenciales conectados a las fases y el neutro, es decir, son necesarios 4 con- ductores entre los dos extremos. Aun utilizando el mezclado de corrientes, que permite reducir el número de relés y de conductores, no se resuelven todos los problemas que pueden presentarse en el caso d~ protección de líneas o cables. Para un reparto eficaz de cargas entre los secundarios de los T / l de ambos extre- mos lo ideal es que la longitud de los hilos pilotos entre los T / I Yla protección, a cada lado de ésta, sean iguales. Como ello no es posible en el caso de lineas O cables de cierta longitud, por estar el equipo de protección en una de las dos dependencias, es evidente que los secundarios de los T / 1 más alejados se resentirán. ~ l·, E, 'í - I Cabt~ ! I • 1 :12 ,', - Rtole' ~~ t",:",-'í : O -", Fig. 4 .42 Principio de funcionamiento. ,, ~ - 1" Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 161 Aun suponiendo vencido este obstáculo, e instalado el relé en un punto dado, se haría preciso enviar los impulsos de disparo al interruptor de cada extremo, incremen- tándose el coste y las dificultades de los circuitos auxiliares. El sistema de protección que resuelve estos problemas es el de «protección diferen- ciallongitudinab>. Existen dos versiones, según los relés utilizados, que reciben el nom- bre de protección diferencial longitudinal de comente o de tensión. En definitiva, una y otra versión precisan de dos hilos piloto y dos relés, uno en cada extremo del circuito protegido. En la figura 4.42 se define el principio de funcionamiento de una protección dife- rencial clásica, que consiste en un relé que detecta la diferencia de comente entre extre- mos del cable que se protege. En servicio normal, suponiendo que el cable no tiene nin- gún fallo de aislamiento y despreciando la 1 capacitiva, las corrientes l' , el', son idénticas y la corriente que mide el relé es Id - l' , - l' 1 - O. Para que haya fidelidad en la medición es imprescindible que el relé esté situado precisamente en el punto medio (M) del circuito del cable piloto, pues este punto es donde no hay tensión entre los dos hilos cuando en los primarios hay la misma co- mente en ambos extremos. Las tensiones E, yE, en bornes secundarios de los T / 1son las que corresponden a las caídas de tensión en el cable piloto producidas por las co- mentes secundarias r, e l' ,. Si, contrariamente, el relé estuviera situado en otro punto quedaría falseada la me- dición, como se desprende en las figuras 4.43 y 4.44, según sea el relé diferencial de in- tensidad o de tensión. rE' " , 1 IA .,,;~t.,_,d'] - ,', - ,', Fig. 4.43 Relé de intensidad. • ,, - E, E, En la figura 4.43 se considera un relé de intensidad con resistencia nula, por lo que los puntos A' y B' (son un solo punto) están al mismo potencial; esto se traduce en que las tensiones E I YE, producidas por l' , y r,son diferentes y en consecuencia las relacio-
- 91. 162 Protecciones en las instalaciones eléctricas nes de transformación no serán rigurosamente iguales por quedar afectados los TI) de diferente corriente de excitación. Este error de relación lo medirá el relé cuando real- mente en los primarios de los TI) no exista diferencia de corrientes. El punto A' B' so- lamente es accesible en los extremos del cable piloto, donde los errores serán más acen- tuados. En la figura 4.44 se considera un relé de tensión con resistencia infinita. En este caso. el relé mide cierta tensión (e) cuando tendría que medir e - Opor ser iguales las co- rrientes primarias. ~ 1 1I "' I} I Cnbl~ ...., ...!.!- . ~ I ! I I ..'.L i. ...'.Í- . A' lE, ! 1 E, ."'~ I ; -lO' lO ~ ,', ,', . Fig 4.44 Relé de tensión. Como consideración de carácter general, hay que tener en cuenta que eh el caso de que el tendido de los cables piloto sea paralelo al circuito protegido (una línea aérea) pueden aparecer unas tensiones inducidas peligrosas en el circuito piloto. En una línea aérea, con una falta a tierra, la línea y los cables pilotos se comportan como dos espiras paralelas de un transformador sin núcleo, y en los extremos de los cables piloto se pre- senta una diferencia de tensión longitudinal U/, Esta tensión longitudinal afecta a todos los cables piloto y, por tanto, todos ellos quedan sometidos al mismo potencial y no se- rán dañados porello. Sin embargo, debido al reparto de su capacidad a tierra, en los ex- tremos aparece entre el hilo piloto ytierra una diferencia de potencial igual a la mitad de la tensión inducida. La tensión longitudinal inducida (U,) por la corriente (3/0) de falta a tierra puede cortocircuitarse a través de tierra con la instalación de dos TI) de aislamiento con un devanado a tierra en su punto medio. Puede circular una pequeña corriente i, que re- duce la tensión longitudinal inducida a la caída de tensión que i, produce en la resisten- cia del terreno y también la resistencia óhmica del semidevanado secundario del TI) (frg. 4.45). Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 163 GENERADOR lI. '" ", r.- ~ l' Trans'ormador d~ oislomi.nlo ~ ~ Fig. 4 .45 Protecci6n de los hilos piloto con transformadores de aislamiento. Como el circuito es simétrico, las corrientes i, en los dos semidevanados son igua- les yopuestas y. por tanto. no se transfiere al primario ninguna corriente de igualación; los relés están totalmente desacoplados. La reducción conseguida de la tensión longitudinal inducida puede ser del orden del 75 'lb. 4.4.4.1 Protección diferencial longitudinal de intensidad El esquema de la protección diferencial longitudinal porcirculación de corriente se muestra en la figura 4.46. En condiciones normales o durante una falta exterior, las intensidades de cada lado del circuito producen unas caídas de tensión U, y U2 idénticas (despreciando los valores de las intensidades de «fuga» del circuito yasimismo los de las intensidades de- bidas a desigualdades entre los transformadores de intensidad); en consecuencia. no circula intensidad a través de los cables piloto y de los elementos de operación de los re- lés de porcentaje; en cambio, los elementos antagonistas reciben corriente para ejercer su cometido. En el caso de cortocircuito interno, la tensión en una de las resistencias R es nula (si ocurre en un circuito provisto de alimentación unilateral) o bien opuesta a la del otro extremo (cuando el circuito tiene alimentación bilateral); aparece una tensión
- 92. 164 Protecciones en las instalaciones eléctricas " -+ 11 +" ¡" ,, --" • ¡ --~ ,A~I. 1 ---1 AH Eh:menlo Q"'0901l1.lo O'" ElemC'nlo de Opero(. ió... A. A Re'¡'.endo I I A~I,f 1 _ ,- -- A. I --l I I O, O I r<> oi'",olo A ..tremo 1 Oi.poro II ••tremO 1: OP • I I J ! ··í 1 u, I i u'l ~ t" L _ _--- - ~ L. _ __--~ O Fig. 4.46 Esquema de principio. v, - V, de un valor sustancial y los elementos de operación de los relés son recorridos por una corriente proporcional a la corriente de falta, con lo que se produce su actua- ción, disparando cada uno de ellos de forma simultánea el interruptor correspon- diente (tig_ 4.47)_ Cuando la impedancia de la bobina de operación del relé es igual a la resistencia de los hilos piloto, se obtiene un mínimo consumo del dispositivo de protección; también es mínima la caída de tensión en la resistencia de acoplamiento y, en consecuencia, es mínima la tensión entre los hilos piloto_ A diferencia de la protección diferencial clásica, la pendiente del relé puede ser de un valor reducido, ya que la corriente de equilibrio entre los T/1 de ambos extremos se 1:1 +" " --- ¡ -- I ,t I ('.4't L__ ~ Ae.í I ---1 •• I O' 1 ~u'_ _1C ~" I .. J =1 A••• 2 _ ,- -- AH i Ii o. ~---- - -l I I I A ~ - ~ 1 Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales ~ ¡ " --- / Rt,é 1 ,, -- 165 :1 • ¡--¡---- -I t A. I !(- t Re" 1: ,----A. I -- ~ l I I O. 1 ~ 61(~ A. I i O. 1 A I I i *i L _ _ ;c J ¡U, ¡--- - - ~ + i U, t H L_ _ _ _ --~ =:J R. =;;¡ bl AI;m"nloci," bitalfral Fig. 4.47 Funcionamiento en caso de falta interna. reparte, por un lado, entre los hilos pilotos ylos elementos de operación de ambos extre- mos, y por el otro, por una de las resistencias_Es usual una pendiente del orden del 5 + 10%_ :~(} A", i l .•"(:OI Ro a""sl...rio hilo p;lolo [" [1.........10 6. oc..uociÓ.. --~~------------~C==========="='=II=F====~C~"="====~~r-----------~===:~ "¡ .,1 ["-[2 ~1 ~-!b .. O. c.. Ror I ~OO· Ro' 1: lilac. Soo- '2 ",,'4 Fig. 4.48 Esquema de principio. "¡ "
- 93. 166 Protecciones en las instalaciones eléctricas 4 .4.4.2 Protección diferencial longitudinal de tensión La protección diferencial longitudinal de tensión se basa en un artificio consistente en tener accesible en cada extremo el punto medio eléctrico, en donde se sitúan sendos re- lés de tensión conectados según el esquema de la figura 4.48. El funcionamiento es como sigue: en ambos extremos del cable piloto se instala una resistencia de acoplamiento (RK ) de valor igual a la R interna del relé menos la re- sistencia de una cuarta parte del cable piloto. El relé de cada extremo está conectado en- tre los puntos Mb, que son imagen del puntoAB. Con esta disposición ysuponiendo ali- mentación unilateral, cuando hay una fuga en el cable protegido, es decir, cuando en general la corriente que sale (/,)es inferior a la que entra (/,), el punto Ose desplaza hacia E" ya que esta tensión disminuye de acuerdo con 1" y los relés miden la mitad de lo que mediría un relé situado en AB, según muestra la figura 4.49. " 1,) 11 ~-~----~c~====*====}r=~:l----~~- "~ ,,¡ "l "! I " D ___ _ (, r:-===---- .. 1" Fig. 4.49 Funcionamiento en caso de fuga. En el caso de alimentación bilateral y suponiendo un cortocircuito franco, el com- portamiento es el que se indica en la figura 4.50 a. En el caso que toda la corriente es aportada por un extremo (fig. 4.50 b), o sea, que 1, - O, entonces los T/1de ese extremo quedan inactivos y su secundario tiene aplicada la tensión E,. En este caso se observa que los relés conti núan midiendo también la mi- tad de la tensión en AB. 4.4.4.3 Supervisión de los hilos piloto El estado del circuito piloto de una protección diferencial puede controlarse fácilmente mediante el sistema que se muestra en la figura 4.51. En funcionamiento normal, cir- Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 167 - e :l - I,o·,i r- "¡ I ¡" Ri , soon " Oo, I j' 1 o., " ni . ~oot - J I , I l r" b Rñl. I A11.1. • " " t.. C3 I i ! O ..! I I • -) .,1L:::==_ '0 f['b ' ',. " " • o - e :l - r- ,,1 ',' I Ai . ~.I. • .., 1 " 1 o" " 11,. OOn ·f J , , , l - • ~1i: I Añn • i I I " t·· ~ <=.1 ,.! ¡ [, L [, I '0 I ,,1k-----ml·!'o l·· Fig. 4.50 Funcionamiento en el caso de falta interna. cula por el circuito piloto una corriente continua de valor i,; en el caso de rotura de un hilo, la corriente pasa a ser i,/2 ya que se ha doblado la resistencia del circuito; un relé a mínimo de corriente. con un ajuste i. < i, daría aviso de la anomalía. Otro relé a má- .imode corriente. con un ajuste id > i, daría aviso en el caso de cortocircuito en los ca- bles piloto. Ambos relés deben tener una cierta temporización. unos lOs. para que las señalizaciones sean fiables. Cabe senalar que la misión fundamental del dispositivo de supervisión consiste en dar una alarma mediante la cual se tenga conocimiento de anomalía en los hilos piloto.
- 94. 168 Protecciones en las instalaciones eléctricas En tanto no se repare totalmente la avería en los hilos piloto, es preciso poner fuera de servicio la protección diferencial longitudinal si se quieren evitar disparos intempes- tivos. r:-;-_________-,-______-...,'II .-___ :rl Hi lOI pilolo ®e ,.....nltdet . t. e.abierto ten CDf' loci,(ui'o _ . - -__ II.~ T, T,. T1 Tron,fo,Mado". de Gil la",,;,"'. Fig. 4.5 t DIspositivo supervisión de los hilos piloto. 4.4.5 Protecciones diferenciales de barras La característica que se debe exigir con mayor rigor a una protección diferencial es que sea estable para las faltas fuera de la zona protegida. y máxime en el caso de la protec- ción di ferencial de barras. Al examinar la figura 4.52 para el caso de falta externa, se aprecia que en el terminal en falta los transformadores de intensidad deben transformar toda la corriente de falta 1 ,. en tanto que los transformadores de intensidad del resto de terminales sólo deben transformar una parte de la corriente total de falta. En las barras de A.T. y M.A.T., las potencias de cortocircuito pueden alcanzar va- lores de decenas de miles de MVA, incluso para faltas monofásicas. En estas condicio- nes, las posibilidades de actuaciones incorrectas por el fenómeno de saturación de los transformadores de medida aumentan considerablemente. A esto ha de añadirse la apa- rición de componente asimétrica, que puede ser muy importante ya que en estas redes se obtienen cocientes X/R elevados. Como solución elemental a estos problemas, cabría utilizar un relé diferencial a tiempo independiente en lugar de un relé instantáneo, pero ello no es viable por ser ne- cesidad fundamental la rápida eliminación de la falta, especialmente en las redes A.T. Y M.A.T. Las protecciones diferenciales de barras que cumplen los requisitos de estabilidad y rapidez se pueden clasificar en los tres tipos siguientes: - de alta impedancia - de transductores lineales - con estabilización. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 169 BARRAS t o) "0110 eah'nO + + + i' BARRAS ." , t t t •.?- Fig. 4 .52 Principio básico de operación de una protección diferencial de barras. 4.4.5 . 1 Protección diferencial de barras de alta impedancia En este esquema de protección diferencial. el relé de medida es un relé de tensión conec- tado a transformadores de intensidad convencionales, pero de idénticas relaciones de transformación y características. La suma de las intensidades de todos los T/I se debe realizar lo más próxima posible a los bornes secundarios de los transformadores de in- tensidad -a fin de disminuir la resistencia del bucle- yen un punto equidistante de unos y otros a fin de igualarla. La diferencia fundamental con las protecciones diferenciales clásicas es que se utiliza, sustituyendo al relé amperimétrico. un relé voltimétrico y una resIstencIa de ajuste del orden de 1.000 a 3.000 n. y que en algunos casos se incluye un filtro para eliminar la posible componente continua de la tensión. En la figura 4.53 se muestra el esquema unifilar de una protección diferencial de alta impedancia en una barra con tres terminales. Antes de describir su funcionamien to es interesante recordar el comportamiento de los TII ante faltas internas y externas: - En faltas externas. el circuito secundario de un transformador totalmente saturado puede representarse sólo por su resistencia total en corriente continua. - En faltas internas.el circuito secundario de los T/I sin carga pueden representarse por una ImpedanCIa de magnetización predominantemente inducti va y con una ele- vada constan te de tiempo.
- 95. 170 Protecciones en las instalaciones eléctricas SARAAS • • e Fig. 4 .53 Esquema de una protección diferencial de barras de alta impedancia. En caso de una falta externa, la tensión en bornes del relé diferencial sería teórica- mente nula, pero aparecerá una cierta tensión debida a errores de transformación y a sa- turaciones de los T11. Por el contrario, en caso de una falta interna, aparecerá una ten- sión motivada por la elevada resistencia del relé ( = 2.000 n )que para los transforma- dores de intensidad es equivalente a circuito abierto. Para limitar esta tensión, generalmente -al igual que en las protecciones diferenciales de neutro de transformado- res- se instala un varistor, en paralelo con el relé, de características apropiadas. El ajuste del relé voltimétrico deberá ser superior a la máxima tensión que puede aparecer en sus bornes en caso de una falta externa y suponiendo el transformador de intensidad del terminal en defecto completamente saturado. Suponiendo en las barras de la figura 4.53 una potencia de cortocircuito de 10.000 MVA a 200 kV, Yque los T/I son de relación 1.000/1 A,la intensidad secundaria será: 1 _..!ss..... - ~.ooo _26 KA primo - 26 A seco "J3u 3 · 220 que se suponen repartidos entre las dos alimentaciones. Al estar saturado, el transformador de intensidad de la salida en falta se compor- tará como una resistencia y, por tanto, el esquema equivalente será el de la figura 4.54. IS ,.. Rn+ Re • e ;-- I f1: I,¡~ ~IA UR '-- 1 ATI : Resistencia ele' deyonado ucunClo,io CI.' T1I Ay¡" Re liS pt... ,Ra.Re . Resislencia del bucle hosla el punlO de unión de los clrcuilOs secundarios Flg. 4 ,54 Esquema equivalente de una protección diferencial de barras de alta impedancia. Enumeración V descripción de los sistemas de protección más usuales 171 Si la resistencia del transformador de intensidad y la del bucle son de 3.5 n , la ten- sión U. que aparecerá en bornes del relé será: U. - Is' (RTI + Rcl- 26 · 3,5 - 91 V Este valor será el valor de referencia limite para proceder al ajuste del relé. Consecuentemente, el ajuste del relé diferencial, para que se mantenga estable la protección para faltas externas, será función de la máxima intensidad de cortocircuito y de la resistencia tanto de los transformadores de intensidad como del bucle con mayor resistencia. La sensibili<lad de la protección para faltas internas será: /s min - U. + (Iv + N ·1,) R. donde: N - Número de terminales conectados a la barra 1, - Intensidad de excitación secundaria que toma el Tila la tensión de ajuste del relé R. - Resistencia interna del relé U.- Valor de ajuste del relé en voltios Iv - Intensidad que toma el varistor a la tensión de ajuste del relé En el ejemplo analizado se supone: R. - 2.500 n N - 3 1, - 0,09 A Iv -.0,02 A 91 Is mm - + (0,02 + 3 ·0,09) - 0,3264 A 2.500 que, en A.T.. representará - 0,3264 · 1.000 _ 326 A I La sensibilidad mínima del relé diferencial será función del ajuste del relé, de las características de los TI I y del número de terminales conectados a la barra. 4.4.5.2 Protección diferencial de barras con transductores lineales En este tipo de protección diferencial se utilizan transductores lineales de intensidad, sin núcleo de hierro, con lo cual se eliminan completamente los problemas de errores por saturación de los núcleos magnéticos. Los transductores lineales utilizados tienen una precisión del orden del I %y en el secundario se obtiene una tensión proporcional a la intensidad primaria. En la figura 4.55 se representa una protección diferencial con transductores lineales para el caso de falta interna y externa. El relé de medida es, tam- bién en este caso, un relé voltimétrico conectado en serie con los transductores.
- 96. 172 Protecciones en las instalaciones eléctricas .AARAS " .ARRAS ,) ,I ,t -1 I t Fig. 4.55 Principio de una protección diferencial de barras con transductores lineales. En caso de falta externa, la tensión que aparecerá en bornes del relé diferencial es prácticamente nula y estará originada por los posibles errores de los transductores. La peor situación se producirá cuando el transductor de la salida en defecto tenga el má- ximo error de clase en un sentido y todo el resto de alimentadores lo tengan en sentido contrario. En este caso, la tensión Que aparecerá en bornes del relé, para la máxima imensidad de cortocircuito, resultará: donde: 1", - Máxima intensidad de cortocircuito e - Error del transductor en t.p.u. R, Relación de transformación del transductor en V/A En consecuencia, la máxima tensión Que aparecerá en caso de falta externa -y por tanto el valor mínimo de ajuste del relé- será igual a la tensión correspondiente a la má- xima intensidad de defecto multiplicada por dos veces el error. Si la falta es interna, la tensión que aparecerá en bornes del relé diferencial será la suma de las tensiones generadas por los transductores y, suponiendo que el relé se ha Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 173 ajustado con un factor de seguridad K respecto a la tensión máxima para defectos exter- nos, la protección será capaz de detectar faltas de: 'm,.= I", K·2e si se suponen T/) de clase t y un factor de seguridad de 1,5 se tendrá: I 'm'.-'", 1,5 ·-- · 2-/", m" 0,03 100 Este esquema de protección diferencial es muy simple y no se ve afectado por el nú- mero de terminales, como en el caso de alta impedancia. Su tiempo de actuación puede ser muy corto y es inmune a los fenómenos de saturación. No obstante, presenta el in- conveniente de precisar la instalación de transductores lineales para su uso exclusivo. 4.4.5.3 Protección diferencial de barras con estabilización La principal ventaja de la protección diferencial de barras con estabilización es que puede alimentarse de transformadores de intensidad normales, de diferentes relaciones de transformación, que pueden a su vez ser utilizados (con ciertas restricciones) para otras protecciones. Cuando existen transformadores de medida de diversas relaciones de transforma- ción, se deberá instalar transformadores auxiliares qu~ igualen las relaciones a la rela- ción más elevada de todos los T/1 existentes. El esquema de conexionado de estas protecciones es idéntico al de la figura 4.52. Las diferenciasestán en el relé diferencial, más complejo, a fin de evitar actuaciones in- correctas por faltas externas. Un sistema de estabilización comúnmente utilizado consiste en llevar al relé de medida, además de la suma vectorial de las intensidades secundarias para el elemento motor, la suma aritmética de sus valores absolutos que actúan como elemento antago- nista (fig. 4.56). En el transformador TM se tiene la suma vectorial de las intensidades secundarias. Esta suma es convertida en CM en una intensidad continua, obteniéndose en R, una tensión UM proporcional a la intensidad diferencial. IUAAAS t I Al U" -r el UA " el A. Fig. 4 .56 Esquema de una protección diferencial de barras con circuito de estabilización.
- 97. 174 Protecciones en las instalaciones eléctricas Las intensidades de todos los terminales alimentan, además, a través de los trans- formadores TA, los puentes rectificadores CA; su salida, proporcional a la intensidad, provoca una caída de tensión UA en R" que será proporcional a la suma aritmética de las intensidades. Esta tensión de estabilización, a través del diodo D" carga el conden- sador C, de forma inmediata. Al disminuir UA, C, se descarga a través de R)-R, con un cieno retardo. La relación entre R) y R, es la que establece el grado de estabilización de la protección. La tensión aplicada al relé, UR, será UM-UA, y en el caso de que la diferen- cia sea positiva, podrá funcionar el relé diferencial, según la curva de actuación indi- cada en la figura 4.57. Fig. 4,57 Característica de operación de un relé diferencial con estabilización. Además del criterio de estabilización descrito, es común que las protecciones dife- renciales de barras para redesde A.T. YM.A.T. incorporen otroscriteriosque deben cum- plirseademás de la actuación del elementodiferencial. Uno de los criterioses incorporar un elementode comparación de fases y permitirel disparo sólo cuando no exista ningún terminal cuya corriente esté en oposición de fase con las otras. Para ello se convienen las ondas senoidalesde cada termi nal en ondas rectangulares yse compruebaque no existan pulsos negativos cuando los demás son positivos y viceversa (fig. 4.58). Fig. 4 .58 Esquema de bloques de la supervisión por comparación de fases. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 175 En otros diseños de relés diferenciales de barras se realiza la medida tanto para la semionda positiva como para la negativa, y para que se permita el disparo son necesa- rias condiciones de disparo en dos semiondas consecutivas. Con este criterio se trata de eliminardisparos incorrectos por faltas exteriores con un elevado contenido de compo- nente continua. Este último criterio puede mejorarse por la aplicación de una unidad de medición rápida, que en un tiempo inferior a los 2 ms (y por tanto con los Tll aún no saturados) detecta si la falta es interna o externa y, en el primer caso, conmuta la protección du- rante 40 ms para que realice disparo con medición de una sola semionda. En las protecciones diferenciales de barras con estabilización que incorporan otros criterios de seguridad en el disparo, es usual que tengan un único elemento de medida, lo que obliga a instalar transformadores mezcladores en la entrada, de lo que resultan distintos valores de actuación según el tipo de falta. En la figura 4.59 se muestra el esquema para una fase de una variante de protección diferencial de barras con estabilización que utiliza en su diseño algunos de los princi- pios de las protecciones de alta impedancia. la '., Fig.4.59 '., " n, '" l, '" BARRAS '" , '., 'd' '<l ¡Ud' ·0' Rd '1 J .. .." Esquema de una protección diferencial de barras con frenado. '., d. O, O, '., Las intensidades secundarias de los transformadores de intensidad alimentan transformadores auxiliares que sirven para igualar las relaciones de transformación. Las salidas de estos últimos se conectan a una serie de diodos a cuya salida (bornes I y 2) se tiene la suma de todas las intensidades. En caso de servicio normal o defecto externo la intensidad de entrada será casi igual a la de salida y por tanto se obtiene una corriente diferencial mínima. Las intensidades de paso originan en las resistencias RS' 2 una ten- sion de frenado Us que asegura la estabilidad del relé diferenciql.
- 98. 176 Protecciones en las instalaciones eléctricas Al producirse una falta interna o una falta externa severa (que satura el transforma- dor de intensidad de la línea en falta) aparecerá una intensidad diferencial de desequili- brio Id" la cual pasa a través de la resistencia de ajuste Rd" y de un transformador de intensidad auxiliar T....d. La intensidad secundaria de este transformador auxiliar es rectificada en el puente de doble onda y produce una caída de tensión Vd] en la resistencia Rd]. En el caso de que esta tensión sea superior a la de frenado la intensidad IR' será positiva y actuará el relé diferencial dR . En caso contrario, la intensidad IR' tendría sentido contrario y pasa- ría a través del diodo D2 bloqueando la actuación del relé diferencial. El tiempo de actuación del relé diferencial debe ser del orden de 1 + 3 ms para ase- gurar el funcionamiento de la protección diferencial aun en el caso de que se saturen rá- pidamente los transformadores de intensidad de línea. Con este tipo de protección diferencial de barras se obtiene un gran frenado para las faltas externas y un frenado despreciable para las faltas internas, debido al efecto shunt de los transformadores de intensidad pasivos (fig. 4.60). • .5 '. . '.5 o) CorOCI.,i.,ic01o de trenado poro 1011010 •• relno, b) Corocle,í.,ic01o de operación poro foltoli ¡nrelnos Fig. 4 .60 Características de frenado y operación de una protección diferencial de parras con frenado. 4.4.6 Protección diferencial transversal Se conoce con este nombre un sistema de protección que detecta el desequilibrio en las corrientes de dos circuitos conectados en paralelo. La filosofia de este sistema de pro- tección no es la de una protección diferencial, puesto que no se comparan las corrientes de entrada y salida. No obstante, puede realizar -con limitaciones- funciones similares a las de una protección diferencial. Este sistema de protección se suele aplicar a circui- tos o equipos en paralelo, sin derivaciones intermedias. En esencia, el sistema consiste en comparar, fase a fase, las corrientes de uno yotro circuito. Asi. el relé de la fase R mide la corriente 6/. - 1.,-1.,. En condiciones norma- les o en el caso de falta externa, el valor de 61 ha de ser nulo. Naturalmente, hay que contar con toda la gama de errores ya comentados anteriormente y, además, con las di- ferentes impedancias de uno y otro circuito. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 177 Cuando se produce una avería en alguno de los dos circuitos protegidos, entonces ~/>O (fig. 4.61). I • ',. '1 61a,,-IIIO 01 "0110 in',rrlO I le " .. " ".".1/1 &1.',-11,,0 Fig. 4 .61 Protección diferencial transversal. El inconveniente de esta protección es que el relé no puede detectar determinados casos de falta interna cuando las dos corrientes sean de similar magnitud, como sucede en la estación A en el caso mostrado en la figura 4.62. " - --- llll:lll o Fig. 4.62 Falta en un extremo de la línea. -al!)r. I • Si también en el otro extremo existe el montaje de protección diferencial transver- sal. funcionaría en primer lugar la protección del extremo B y seguidamente la protec- ción del extremo A. A este tipo de actuación se la denomina «secuencial».
- 99. 178 Protecciones en las instalaciones eléctricas Otro inconveniente de esta protección es que -en ejecución básica- han de dispa- rarse los interruptores de ambos circuitos, ya que no discrimina en cuál de ellos se en- cuentra la avería, por lo que su campo de aplicación práctico se reduce a la protección de arrollamientos de generadores. Una posible solución a este problema consiste en incluir en el esquema un ele- mento de balanza que conduzca el disparo al interruptor por el que circula mayor co- rriente. 4.5 Protección de comparación de fase Las proteccionesde comparación de fase forman parte de los sistemas de protección ab- solutamente selectivos o cerrados. 4 .5 .1 Principios básicos El principio básico de actuación de este sistema de protección consiste en comprobar la fase de la intensidad en los dos extremos de la línea. No obstante, la rcalización práctica conlleva determinadas dificultades en orden a conseguir los adecuados niveles de seguridad y fiabilidad. La figura 4.63 ilustra el principio de funcionamiento de este sistema de protección aplicado a una linea que une las estaciones A y B. Los transformadores de intensidad en una y otra estación están conectados simétricamente. Con la linea en condiciones nor- males de servicio o en caso de falta externa, las corrientes son «entrantes» en un ex- tremo y «salientes» en el otro. Rectificadas en media onda, convertidas en pulsos rec- tangulares y transmitidas de un extremo a otro de la línea. la combinación en cada extremo de las señales local y remota da como resultante una señal continua, sin «huecos», A • I 'A 2!- ~ 1~8~1~1'~~-~----~~=-~~'A~ 'f. ~ ~ (V. ~,. I~iii ~ · t!i. I'Á • • 1., I , Wj Wj ~S. "mn,m,SA. ', ...m',". • i ! ! i ~A". ~A". FI9. 4.63 PrinCipio básico de operación de un sistema de protección por comparación de fase. Condiciones normales de servicio o falta externa. Enumeración Y descripción de los sistemas de protección más usuales 179 La figura 4.64 ilustra las condiciones de falta interna. En este caso, la corriente es «saliente» en ambos extremos. La combinación de las señales local y remota da como resultante una señal con «huecos» de 180", si se suponen en fase las f.e.m. aplicadas a uno y otro extremo de la línea. 'A - ~ I 11 1ft. t '. fA .J,. 1 r. 1,..'. (V' : rv'l'B , A ~ ~ '-A ~ '. ~" T,on ..Ift¡.¡ón ~,. I I 1" • -- ~S"S. S....S8 F,g. 4 .64 Principio básico de operación de un sistema de protección por comparación de fase. Condiciones de ralta interna con alimentación bilateral. De lo expuesto se deduce que el sistema de protección por comparación de fase es un sistema que transmite el signo (+) o (-) de la corriente existente en el primario de los transformadores de intensidad. Por consiguiente, es un sistema híbrido con ciertas ca- racterísticas de protección diferencial analógica, pero basado, principalmente. en el sis- tema de teleprotección. Así, el sistema puede operar según los principios de «bloqueo» y «permiso» de disparo. con la intervención de un canal de comunicación apropiado. El medio de comunicación para este tipo de protección puede ser cualquiera de los ullhza- dos habitualmente para la teleprotección: radio, onda portadora, hilo piloto, etc. No obstante. la tendencia general es la utilización de la onda portadora a través de la propia línea. Es muy importante la elección del método de acoplamiento: fase-tierra, entre fa- ses. etc. El coste es superior cuantas más fases se empleen para el acoplamiento. La zona protegida por este sistema de protección es la comprendida entre los transformadores de intensidad a uno y otro lado del equipo y su filosofía de operación no le permite ac- tuar como protección de reserva para faltas en las líneas salientes de la siguiente esta- ción. Cuando el sistema opera a «bloqueo», la seguridad está totalmente condicionada a la disponibilidad del canal de comunicación. El principal campo de aplicación del sistema de protección por comparación de fase lo consti tuyen las líneas de transporte en M.A.T. Sin embargo, con algunas simpli- ficaciones. puede aplicarse a líneas y cables de A.T y M.T. Al exponer la teoria de operación del sistema, se ha planteado en condiciones «ideales>>: huecos de 180" para faltas internas y señal combinada sin huecos para faltas externas. En la práctica, son posibles huecos de 60" a 90" para faltas internas, yen condi- ciones normales, aparecen huecos de hasta 30". Los motivos, básicos, son:
- 100. 180 Protecciones en las instalaciones eléctricas - La corriente capacitiva de la línea establece un desfase entre las corrientes de uno y otro extremo, tanto mayor cuanto mayor sea la longitud de la línea protegida. - El tiempo de transmisión de la señal por onda portadora no es nulo; esto introduce un error adicional en el ángulo de desfase. - Existen errores de respuesta en todos los elementos que intervienen en el sistema, principalmente en los TI I y en el propio relé. - La intensidad de carga superpuesta a la de falta hace que el desfase entre las dos ondas sea inferior a 180". - La resistencia de defecto en caso de falta interna tiende a reducir el ángulo entre las intensidades de ambos extremos. Por consiguiente -como siempre que se analizan las condiciones prácticas- exis- tirá un valor critico al que ha de ajustarse el comparador angular que establezca la dife- rencia entre las condiciones que deben y no deben desencadenar el disparo. Al valor angular adecuado se le denomina ángulo de estabilidad (lig. 4.65). f----!--+I ' •• Fig. 4 .65 Angula de estabilidad (<f>E:) en el sistema de protección por comparación de fase. IMA e 'Me son las corrientes de modulación local Vremota, El disparo se produce cuando el desfase entre am- bas es superior al valor ajustado. La figura 4.66 muestra la filosofia linal de decisión del disparo; una puerta NOR controla el tiempo en que no coinciden ambas señales. La salida excita un temporiza- dor; si el hueco detectado es superior al tiempo establecido (a 50 Hz, 1 ms - 18°) se ex- cita la salida de disparo. Un ajuste de 2 ms producirá el disparo cuando el hueco sea su- perior a 36°. ,'-'-'-'-'-'-', s. ~ ;:csoO----1If ) 00)0 1 I~HI----· :.':i:~~~: L ._._._S"~ . _._ . ~ Flg. 4 .66 Decisión de disparo. Se produce cuando durante un tiempo superior a 2 ms (36°) no existe señal local o remota. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 181 4 .5.2 Mezclado de intensidades Una vez analizados los principios fundamentales del sistema de protección por compa- ración de fase. se describen las ejecuciones más usuales para su aplicación en redes trifá- sicas. Al igualque ocurre con las protecciones diferenciales, para la protección de una lí- n.ea trifásica cabe considerar la instalación de un sistema fase a fase (segregado) o un sIstema (no segregado-mezclado) que opere con cierta combinación de las tres corrien- tes o de sus componentes simétricas. En el caso del sistema segregado, a costa de un mayor equipamiento, precio y necesidad de un canal de comunicación más ancho. se obtienen las ventajas de una mayor obediencia y de poder obtener órdenes de disparo independientes para cada fase. Cuando se utilice el sistema de mezclado y se desee dis- poner de disparo monofásico. se precisa combinar el sistema con un dispositivo que se- leccione la fase que debe ser desconectada. El mezclado de intensidades. tal como se planteaba en el caso de protecciones dife- renciales longitudinales. presenta el problema ya expuesto de tener diferentes sensibili- dades segun la falta afecte a una u otra fase, o par de fases, y sólo se utiliza en proteccio- nes muy sencillas de M.T. en donde el precio del sistema de protección es un factor determinante. En las protecciones de comparación de fase no segregadas para redes de A.T. y M.A.T. se utilizan disenos con mezclado de componentes simétricas. En la figura 4.67 se muestra a modo de resumen una tabla con las componentes si- métricas que aparecen para cada tipo de falta y que servirá para estudiar los diversos ti- pos de mezclado posibles y los problemas que presentan. Componentes simétricas Tipo de falta Directa Inversa Homopo/ar Sin falta, en carga SI NO NO Monofásica SI SI SI Bifásica SI SI NO Bifásica a tierra SI SI SI Trifásica SI NO NO Fig. 4.67 Tipos de falta y componentes simétricas que aparecen. Aparentemente. bastaria la componente directa, 'o.para detectar todo tipo de fal- tas. Sin embargo no debemos olvidar la corriente de carga de la línea, 'L'que también circula en caso de falta en la línea. Por tanto, el desfase entre los vectores 'o resultantes (lOF + 'OL) en cada extremo depende básicamente de la relación entre las corrientes 10F e I IlL' En las redes M.A.T., es normal que no exista una gran diferencia entre la máxima corriente de carga y la mínima corriente de cortocircuito que se desee detectar en caso de faltas resistentes. Por consiguiente, esta solución no puede darse como válida para un esquema de aplicación general. En cuanto a la componente homopolar, su aparición discrimina absolutamente las condiciones de carga de las de cortocircuito; sin embargo, sólo aparece en el caso de fal-
- 101. 182 Protecciones en las instalaciones eléctricas tas a tierra. En definitiva, tampoco sirve por sí sola para un esquema de comparación de fase de aplicación general, pero nótese que seria casi perfecta para protección de un equipo en que fuese imposible una falta polifásica (por ejemplo, un circuito de tres ca- bles unipolares). La distribución de la componente homopolar sobre la red es muy distinta de las componentes directa e inversa que son prácticamente idénticas. Esto hace que apenas se utilice en el mezclado. La componente inversa tampoco es válida por sí misma, ya que teóricamente no existe en las faltas trifásicas. FALTAS ~ONOI"ASIC.S" TIERAA RN ~N TN ri'r A A '1 lO 'o 1, FALTAS S'F"SICAS A TIERRA RSN sr. TRN '. '. '. ¿ 1,· ~ " " '. '. " ttAl TAS e'''''SICAS RS ST TR '. '. '. ~ t ~ " " " FALTA TAIFASICA R5T f"".'. Flg. 4 .68 Salidas del filtro de secuencias para las faltas de la tabla anterior. El filtro extrae las com- ponentes simétricas de la fase R. La posición espacial entre los vectores difiere según el tipo de falta. En las figuras 4.68,4.69 Y4.70 se analiza el resultado de las componentes simétri- cas para diferentes faltas, así como las resultantes que se obtienen según el tipo de mezcla. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 183 El resultado de estas consideraciones, conduce a que los sistemas de protección por comparación de fase utilicen un mezclado de componentes directa e inversa, sin consi- derar la componente homopolar. En la mezcla, se toma mayor proporción de compo- nente inversa para minimizar los efectos de la corriente de carga. lo 1M - /, - - K 1M - intensidad mezcla 1, - componente inversa lo - componente directa K - constante El valor de la cons:ante K está íntimamente ligado con el ángulo de estabilidad. En las figuras 4.69 y 4.70 se obtienen distintas salidas de un posible mezclador. Se representan los seis casos de faltas monofásica y bifásica (RN, SN, TN, RS, ST y RT) con una corriente de carga de valor similar a la componente directa de cortocircuito monofásko. Para mayor simplificación se consideran 90" de desfase entre la corriente de carga y la componente directa. Uno de los extremos es de menor potencia de corto- circuito que el otro, pero es capaz de suministrar mayor corriente homopolar. BARRAS A E:3 1 t v. - 1 ,~. FALTA RN IAFD .L-'AlO /~I"I- FALTA SN FALTA TN e.RRAS B ES] - v. ,~. 1 '." r 7"BO '., ." 'T ~'B'
- 102. 184 Protecciones en las instalaciones eléctricas Tipo de mezcla Ángulo entre (1,.) Tipo de Jaita 1M, e 1MB RN ID SN 120" TN RN SSO ID + 1, SN ISSo TN 101° RN SSo ID + 1, + lo SN ISO" TN l6So RN 70° I - ~ SN 3So , S TN 37° Fig. 4 .69 Faltas monofásicas. Se muestran las componentes simétricas y la corriente de carga en I uno y otro extremo de la línea. Para las condiciones analizadas, la combinación 1 1 - -º- resulta la más adecuada. 5 FoliO aARRAS 9 BARRAS A i E3 El I I ~ - VA '." v. ~ J, FAl TA RS laFO 'AFO '.'::J IAI~ .. IALO lULO FALTA S1 laFO 'A' 'B' Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 185 F AL T A 'R 'oFO 'AFO V IAl, Tipo de mezcla ID ID + 1, ID + 1, + lo 1, _ ID S IAlO t .....'" 'BlO~ Ángulo entre Tipo deJaita 1M, e 1MB RS ST 120" TR RS 95° ST O" TR 70" RS 3° ST 70" TR ISO , Fig. 4 .70 Faltas bifásicas. Se muestran las componentes simétricas y la corriente de carga en uno y otro extremo de la línea. Para las condiciones analizadas. la combinación It - ~ resulta la más adecuada. 5 Para los casos expuestos, la combinación resultante con K - SYsin incorporar la lo es la más estable, a pesar de que el ángulo de desfase es en un caso el doble que en los otros. Si el discriminador está ajustado, por ejemplo a 2 ms, el ángulo de disparo admite un máximo de 180 - (2 . 3~~) _ 1440 (a SO Hz) lo que resulta un valor adecuado, con un buen margen de tolerancia para las condicio- nes de servicio. 4 .5.3 Elementos de arranque Para la transmisión de la señal existen dos variantes en la forma de utilizar el canal de transmisión: en forma continua y en forma discontinua. En la segunda, los relés de ambos extremos transmiten sólo en caso de detectarse falta en la red. Para ello se pre- cisan unos elementos denominados «de arranque» que normalmente vienen incorpo- rados en el propio relé. Existen dos niveles de arranque: el de ajuste bajo (AS) y el de ajlste alto (AA). La fi- gura 4.7 l ill}stra esta necesidad; en la parte superior, con sólo un nivel de arranque. el
- 103. 186 Protecciones en las instalaciones eléctricas sistema de protección podría producir disparos intempestivos para faltas externas de magnitud próxima a dicho nivel de arranque. Así, si en la estación B no actúa el arran- que debido a la intensidad capacitiva o por tolerancias del sistema,en A se producirá un disparo incorrecto. En la pane inferior de la misma figura se muestran las mismas con- diciones de falta externa para un sistema con dos niveles de arranque. El AB pone en funcionamiento la transmisión de la señal, lo que permite al sistema estabilizarse ante falta externa, independientemente de que, como antes, sólo opere el AA en A. • 8 le I~ no. If])1 - 1 W. fJ1 ll~' ~ A 8 le I ISO" 't9 1 1 ll~' -t .. .. ~- ... 1" I '0'" .. 'l- '00 " Flg. 4.71 Necesidad de dos niveles de arranque. La diferencia entre ambos establece que siempre exista transmisión entre los extremos para que pueda haber disparo. (AS a 800 A ; AA = 900 A) . La diferencia entre los valores de operación del AA y AB debe cubrir la máxima in- tensidad capacitiva de la linea más los errores de todos los elementos que intervienen en la detección (T/ I, relés. etc.). La existencia de dos niveles de arranque resulta muy útil para garantizar la estabili- dad del sistema al eliminarse una falta externa. De existir un único nivel, la reposición en ambos extremos debería ser totalmente sincrónica ya que, en caso contrario, se pro- duciría un disparo intempestivo al eliminarse una falta externa. En cambio, cuando con dos niveles, se da ciena temporización (t,)a la recaída del AB, se consigue que, una vez desactivado el AA al eliminarse la falta, aún exista transmisión, dando tiempo a la re- caida del AA en el otro extremo. En tal caso, aunque los AB se desactiven asincrónica- mente, ya no hay riesgo de disparo por cuanto los AA ya se encuentran desactivados (fig. 4.72). Para mayor seguridad, algunos sistemas realizan una transmisión continua (no modulada) en el instante de reponerse el AB para, de esta manera, bloquear la posible actuación del discriminador del otro extremo. Obviamente, si el relé local ha emitido el disparo al detectar una falta interna, debe impedirse esta transmisión de seguridad de forma que pueda producirse el disparo en el otro extremo de la linea. La duración de esta transmisión continua (t',) suele ser de 0,1 a 0,3 s (fig. 4.73). Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 187 Fig. 4.72 I f Al T " I CAAGA •• L Retardo de seguridad entre la reposición del AA y AS para estabilizar el sistema de pro- tección durante la eliminación de una falta externa. I fAl lA I CARCa i IL-.-___ I •• 1I1/1fl/VI/I,/I/I,flflflfl/'III/I1l/' Slrllol Iro", Mi I i do , r-" -o.-t¡.'---I'. - - Fig. 4 .73 Transmisión -no I'flodul¡ada- de seguridad ala reposición del AS para bloquear la medida en el otro extremo al eliminarse una falta externa.
- 104. 188 Protecciones en las instalaciones eléctricas Usualmente los elementos de arranque vienen incorporados en el propio relé y mi- den las corrientes aplicadas. una cierta combinación de éstas, o bien las componentes simétricas de las mismas. Existen dos formas básicas de arranque: por nivel y por im- pulso. En el primer caso. el arranque se produce cuando la magnitud controlada alcanza el valor ajustado. En el segundo caso. el arranque se produce cuando se detecta un incre- mento súbito superior a un valor dado y se mantiene durante un tiempo considerado suficiente para detectar una posible falta interna; normalmente unos 0.5 s. Cuando el arranque se efectúa por nivel un temporizador controla el tiempo de transmisión, anu- lándola tras un tiempo que, generosamente. cubre el tiempo máximo de manteni- miento de una falta en la red; usualmente. son 5 + 10 s. AjU$lp niwc>1 .... ....· ..·l ..-: .:;. "O:::. ... = ..:: ".,, ·~"'.__...............-==== Fig. 4.74 Arranques por nivelo incremento SÚ,bito en la magnitud controlada. En algunos relés se utilizan los dos tipos de arranque ya que, aunque el de impulso tiene ventajas sobre el de nivel. no podría detectar faltas en las que la magnitud contro- lada se incremente lentamente (fig. 4.74). Cuando la magnitud controlada sea la corriente -o la componente directa de la co- rriente- el ajuste del arranque de nivel debe ser, necesariamente, superior a la máxima corriente de carga de la línea; en cambio. el ajuste del arrancador de impulso puede ser perfectamente inferior a dicho valor. 4 .5 .4 Transmisión de la señal La transmisión de la señal no se efectúa de forma continua por dos motivos fundamen- tales. Uno de ellos son los límites impuestos por la Administración para las transmisio- nes en determinadas bandas de A.F. El otro motivo es la fatiga de los elementos A.F. del sistema; la transmisión continua implica un mayor dimensionamiento de éstos. De aplicarse la transmisión continua. es necesario disponer de elementos que con- trolen la decisión del relé de comparación de fase, al igual que se hace con las proteccio- nes diferenciales longitudinales. Para ello bastarían detectores de máxima corriente o de componente inversa, o -también-las señales de arranque de un relé de distancia. In- cluso con transmisión permanente es necesario establecer un nivel mínimo de intensi- dad para transmitir la señal de un extremo a otro O para permitir el disparo según tra- baje el sistema a permiso O bloqueo. Hay que tener presente que, en el caso de una línea funcionando en vacío, se tendría solamente la intensidad capacitiva en un extremo, y al no equilibrarse la señal de este extremo con la del opuesto se producirían disparos inco- rrectos. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 189 Otra nueva clasificación que admiten las protecciones de comparación de fase es según se compare solamente la semionda positiva (media onda) o las dos semiondas (onda completa,full wave). En el primer caso. se utiliza generalmente un sistema de co- municación del tipo on-ojJ, esto es, la transmisión se permite en sólo uno de los semipe- ríodos. Así, el relé de cada extremo de la línea incorpora un oscilador de A.F.; general- mente, la frecuencia del oscilador es idéntica en ambos relés. La salida del oscilador, .ma vez amplificada, se inyecta a la línea controlada por los pulsos de la señal local, a la ~ se denomina «corriente de modulación» y se representa por 1M (fig. 4.75) Fig. 4.75 Modulación (Dn/ Dff) de la señal A.F. A. r .os c:i loclor s.ñol inyeclodo Q Lo h"n"a En el segundo caso, se utilizan sistemas de desplazamiento de frecuencia yes nece- sario un canal dúplex, pero presenta la ventaja de un menor tiempo de detección de las faltas, inferíor a 10 ms (lig. 4.76). A local 1-) loc:ol ( +) 10400UlAQOq CANAL (41.A2) . .... • Al ",minal B !--__ Oispor o
- 105. 190 F'9 4.76 Protecciones en las jnstalacianes eléctricas fALTA INTERNA FALTA EXTERNA 1,.- Ir- 1.- 1'- 1'- 1'- SEf04I~HO'" ,.) LOCAL «1 ) 1- 1- 1- MARK RECIBIDO (2) · 1- 1- 1- fL. Ir- 1.- Ir- · 1'- 1'- 1'- SEIo4I-QHOA (-) LO CAL (3) f- r-- ~ SPACf RECIBIDO (4 ) 1- 1- 1- (3)"'0 «) ["2) '" <, .~ PERMISO A ... . I · Ir+-++-+-+- DISPARO I -ir- 0(>1 PrinCipiO de funCionamiento de un sistema de protección por comparación de fase en modo full·wave por desplazamiento de frecuencia . 4.5.5 Análisis funcional En la figura 4.77 se muestra el diagrama de bloques de un relé de comparación de fase que utiliza para modular la señal de Alta Frecuencia una ciena combinación de las componentes simétricas normales de las corrientes de línea. La transmisión se efectúa sólo en caso de actuar los arrancadores; éstos también operan con las componentes si- métricas. Las intensidades secundarias de los transformadores de intensidad entran tam- bién dentro de la protección, donde pasan por un filtro de secuencias a cuya salida se tienen señales proporcionales a las componentes simétricas. Estas señales son llevadas a los arrancadores de nivel y al mezclador, el cual, según una función deter- minada, producirá una señal de salida que se utiliza para el control de la transo misión. En algunos casos en que se desea minimizar los errores debidos a la corriente capa- citiva, se establece un umbral de modulación que en caso de sistemas de media onda consiste en utilizar este umbral como cero para distinguir entre semiondas positivas y negativas; se deja de transmitir solamente la pane de la semionda que supera este um- bral, con lo cual se consigue que el hueco resultante sea más pequeño y, por tanto, una protección más segura. No obstante, en caso de producirse faltas con valores de intensi· dad elevados, el efecto de este ••umbral de modulación» se reduce considerablemente (fig. 4.78). Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 191 f-_ _ .-CAH4l Flg . 4 .77 Diagrama de bloques de un relé de comparación de fase con mezclado de componentes simétricas. l . ". Ouilodo, Flg. 4.78 Esta.blecido ~I adecuado ~~bral de modulación, se transmite seral para un intervalo su. penor a 180 . Se mejora la estabilidad del sistema en condiciones da carga o falta externa.
- 106. 192 Protecciones en las instalaciones eléctricas El demodulador se encargade leer la señal de A.F. presente en la línea, filtrarla para extraer las frecuencias que no interesan y dar una salida en función de que exista o no señal de A. F. Debido a las tolerancias se hace necesario distinguir muy bien cuándo existe señal o ruido. Así, el demodulador incorpora un atenuador que mejora la relación señal- ruido: el ajuste de este atenuadordebe efectuarse teniendo en cuenta que el propio canal de comunicación (la línea) es un gran atenuador, especialmente en condiciones climáti- cas desfavorables (fig. 4.79). Stñol tombinoc:!o • . F . ~ Solido cltl alt"uodar Salido d,. dormodulodor ~Oilporo ----V /////////////////////////////$////////, Fig. 4 .79 Funcionamiento básico del elemento atenuador-demodulador. Se mejora la relación se- ñal / rUIdo en la señal A .F. Cuando los pulsos de salida del demodulador superan el valor ajustado para el ángulo de estabilidad. se produce el disparo. La salida del demodulador es llevada al discriminador, el cual, si está activado el arranque AA. controla el tiempo en que no existe señal ni local ni remota. y si este tiempo supera el ajuste establecido da orden de disparo que. por tratarse de una protec- ción con mezclado, será trifásico. Si se desean disparos monofásicos será necesario dis- poner de un selector de fases que decida la fase que deba desconectarse. 4 .5.6 Dispositivos de pruebas La protección de comparación de fase es un sistema de protección que depende para su funcionamiento del sistema de telecomunicación, por lo que los relés incorporan siste- mas de comprobación del canal de comunicaciones. Si se utiliza el sistema de transmisión continua, un simple detector de presencia de señal del extremo opuesto será suficiente para comprobar el funcionamiento de la co- Enumeración V descripción de los sistemas de protección más usuales 193 municación, pero en el caso de transmisión controlada por arrancadores es necesario incorporar una prueba de reflexión de señal controlada por un reloj. Esta prueba con- siste en que cuando un extremo de la línea (terminal A) recibe la orden del reloj, manda una señal al otro extremo de la línea (terminal B), el cual al recibir la señal activa su emi- sor reflejando la señal al terminal A. En éste, simultáneamente con la emisión, se activa un temporizador y si no se recibe la señal del terminal B durante este tiempo se genera una alarma de «Fallo vía», utilizable, si se desea, para bloquear la actuación de la pro- tección. La periodicidad de estas pruebas es del orden de I a 4 horas, iniciándose alter- nativamente desde uno y otro terminal. Además de esta prueba automática del canal, todos los sistemas de protección por comparación de fase incorporan, generalmente, dispositivos que permiten simular la carga óhmica de la línea y verificar el emisor sin emisión real a la línea, aparatos de me- dida con memoria que dan el nivel de emisión y recepción, puntos de prueba, etc. 4.6 Protección de comparación direccional Entre las protecciones de tipo «cerrado» los sistemas de comparación direccional son los que necesitan más sencillas características del equipo de telecomunicación. El tiempo de transmisión deja de ser crítico, aunque, evidentemente, tiene una influencia directa en el tiempo necesario para la decisión de disparo. El principio de funcionamiento básico de una protección de comparación direccio- nal se basa en unos equipos detectores de la dirección de la corriente (ángulo entre la Ue f) enlazados por medio de un canal de comunicación. En el momento en que la direc- ción de todos los terminales es la adecuada ,<hacia línea», se produce el disparo de todos los terminales. En el caso de que algún terminal detecte corriente en dirección «barras» no se produce la orden de disparo. De lo indicado anteriormente se desprende que este tipo de protección se puede utilizar para la protección de líneas con más de dos termina- les (fig. 4.80). A ,.-, -.. 1. B 8ARRAS e t 't ~ a) FALTA INTERNA El'! todos 105 ••,,,..1,,0Ir5 se drlrclo circulatiÓfl el,. (oHie"'e en dlre,dó" ",í"IrQ"
- 107. 194 Protecciones en las instalaciones eléctricas • B b) FALTA EXTERNA Uno de 101 1.'mi"ol.1 de'eclo c:ircuIOC:fÓn de corri.",Ic- ~ di'.cciÓn ·borro..... filo debe ut¡lIzor•• poro impedir la operación en A ., a '1 puede co".~i,.. ..mhiendo una uñol de bloqueo o no .",hiendo lo '."'01 d. ~,,,,ho Flg 4 .80 Principio de operación de un sistema de protección de comparación direccional. En las protecciones modernas de comparación direccional, para la detección de fallas asimétricas (monofásicas o bifásicas) se utilizan unidades de sobreintensidad di- reccional de secuencia inversa a fin de minimizar los efectos de la inducción mutua, fal- tas resistentes, carga de la linea y lineas con compensación serie. Para la detección de las fallas trifásicas se utiliza un elemento de minima impedancia direccional de secuencia directa. En el mercado existen esquemas de protecciones de comparación direccional cuyo canal de comunicación actúa según las filoscITas de bloqueo o desbloqueo (per- miso). La elección entre un sistema y otro estará en función de las necesidades de ve- locidad de eliminación de la falla y de las de obediencia o seguridad del sistema de protección. En la figura 4.81 se muestra el esquema de bloques de un terminal de protección de comparación direccional con un canal de comunicación que actúa por el principio de desbloqueo (permiso). Las tensiones e intensidades se aplican a los detectores de dirección, los cuales dis- ponen de dos salidas: una que se activa para faltas en dirección <<linea» (DL) yotra (DS) para faltas en dirección «barras». Cuando en uno de los extremos, alguno de sus detectores indique dirección ,<linea» y ninguno indique dirección «barras» se produce una emisión; si además se tiene señal de recepción desde el otro extremo, se produce el disparo. Al tratarse de un sistema que utiliza el principio de desbloqueo, si no se recibe señal del extremo opuesto debido a estar abierto el interruptor (lo que puede ocurrir al efec- tuar una prueba de la linea) o no llegan a actuar los detectores por no disponer en ese momento de potencia de cortocircuito suficiente, no se tendría disparo en el extremo que ha detectado la falla; para ello es necesario incorporar al sistema una función de rc- nexión de la señal, llamada también «eco». Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales r---------- I I I I I I I I I I I .l I I I I I I I z< IoIfOtOA u .0 L ____________ .l -------------, PER ... .l EQUI PO DIE TElECOIolUNltACION I I I I I __J 195 Fig. 4 .81 Diagrama esquemático de un terminal en un sistema de protección por comparación di- reccional. Esta función genera un impulso de transmisión (- 50 ms) después de la recepción del permiso de disparo del otro extremo de la linea, siempre que no exista criterio «di- rección barras» en el extremo local.
- 108. 196 Protecciones en las Instalaciones eléctricas 4.7 Protección de sobretensión y subtensión La tensión. junto con la frecuencia, es una característica nominal de un sistema eléc- trico. En consecuencia, los diferentes equipos conectados al sistema eléctrico han sido diseñados para una tensión nominal determinada y, por consiguiente, soportan sobre- tensiones de un cierto porcentaje sin averiarse. Existen elementos ciertamente sensibles a las sobretensiones; por ejemplo, trans- formadores, generadores, baterías de condensadores, etc. En contrapartida, existen ele- mentos que no deben funcionar a tensiones muy inferiores a la nominal, como moto- res, reguladores, etc. Las protecciones de sobre ysubtensión deben operar en un tiempo prudencial, per- mitiendo la posible corrección de la desviación de la magnitud nominal que intentarán efectuar los dispositivos reguladores. Por consiguiente, es usual utilizar relés a tiempo inverso o relés a tiempo independiente con tiempos de operación comprendidos entre 2 y 20 s. El disparo instantáneo sólo se emplea en aquellos casos en que la sobretensión es de gran magnitud. Los relés empleados para la detección de sobre y subtensión son, básicamente, los mismos que los descritos para las protecciones de sobreintensidad, sustituyendo las bo- binas amperimétricas por voltimétricas. No obstante, debería matizarse que en los relés de sobretensión es muy importante el factor de reposición. Los relés deberán conectarse a los transformadores de medida entre fases, especial- mente cuando el sistema está puesto a tierra y se desean tiempos de operación muy cor- tos. De esta forma, el relé no se verá afectado por las sobretensiones que se producen en las fases sanas en el caso de falta monofásica a tierra, ni por el descenso de tensión en la fase afectada mientras dura la falta. Hay que tener en cuenta que en la práctica, aunque el neutro esté conectado efectivamente a tierra siempre hay una cierta impedancia que, en caso de falta, da lugar a un desplazamiento de las tensiones de las fases sanas (lig. 4.82). Us Fig. 4.82 Falta monofásica RN en un sistema puesto a tierra. Las fases sanas soportan una sobre· tensión, mientras que la fase afectada sufre una subtensión. Las tensiones entre fases se mantienen estables. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 197 4.8 Protección de frecuencia En los sistemas eléctricos de corriente alterna. la frecuencia es una de las magnitudes que delinen la calidad del servicio. y para mantener estable su valor nominal es necesa- rio que exista, permanentemente, un equilibrio entre la generación y el consumo. En caso de romperse este equilibrio. se hace necesario tomar acciones inmediatas sobre la red y para ello se utilizan relés de sobre o subfrecuencia. Los relés de frecuencia de tipo electromecánico tienen generalmente un elemento de medida basado en el sistema Ferraris. Una de las bobinas (A) del relé está conectada en serie con un circuito resonante constituido por un condensador (e) y una inductan- cia (L) con tomas para el ajuste preciso de la frecuencia. La otra bobina (B) tiene una re- sistencia en serie y por tanto la intensidad que la recorre será proporcional a la tensión aplicada (lig. 4.83). ¡ u 1 (+) Sobt'elr.cu'lICio ' - ' - ' -~- ' -'- ' - ' - ' -'--' e • • • • • I I t1 i L ._ ._ ._._ ._ ._._._._ .-.J Fig. 4.83 Relé de frecuencia electromecánico. A la frecuencia de ajuste, no existe par de giro en el disco. Al aumentar O disminuir la frecuencia. el disco tenderá a girar en uno u otro sentido cerrando el contacto que co- rresponde a sobrefrecuencia o subfrecuencia. Los relés de frecuencia electromecánicos presentan una serie de limitaciones im- portantes. tales como: - Poca precisión en el ajuste del valor de actuación. Escalones de 0,2 a 0,6 Hz. - Tiempo de actuación dependiente de la tensión y la velocidad de variación de la fre- cuencia (lig. 4.84). - Variaciones de la sensibilidad del relé en función de la tensión aplicada (lig. 4.85). Los relés de diseño electrónico no presentan ninguno de estos problemas y han re- legado totalmente a los relés electromecánicos.
- 109. 198 Protecciones en las Instalaciones eléctncas I.S00 1.000 I Hz' S .00 O.SHZ/S 0,2 HZ I S V anaclón del llempo de actuación de un relé de rrecuencia electromecánico con la ten· s¡ón y gradiente de la frecuencia. 00 •• " 100"'.IUII Fig. 4.85 Variación de la sensibilidad con la tensión. A pesar de que tecnológicamente los relés de frecuencia electrónicos podrían reali- zar la medida con un valor de la tensión muy bajo (inferior a 10 %), por razones de utili- zación es necesario bloquear el funcionamiento del relé para una tensión de aproxima- damente el 50 %de su valor nominal. El bajo consumo del relé y la sencillez del diseño permiten que normalmente se utilice como alimentación auxiliar la propia tensión de medida. En la figura 4.86 se muestra el diagrama de bloques de un relé de frecuencia electró- nico. En él se puede ver que la señal senoidal, después de ser transformada a un nivel adecuado para los circuitos electrónicos, es llevada a un filtro pasa-banda y, posterior- mente. es convertida en onda cuadrada. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 199 r------- --------, I ESCAl ON 1 I l I l I I l l L _______________ ~ r-- -- - - ---- - -----, I ESCALeN 2 I l r4C+) ~~* I l '-~---' I ,~-,,-- l o.t.ag, CI' graCli.nl. (ClllelI' l I L _________________ ...J r----------------------, I ESCAL a N J I I I I I I I l L_________________ -1 Fig. 4 .86 Esquema de bloques d~ un relé de frecuencia electrónico. Un detector de flancos de subida controla el funcionamiento de un contador. el cual realiza la medida del período de la onda contando las ondas que le llegan proceden- tes del oscilador en el lapso de dos señales del detector. Aquí es donde interviene la fun- ción de bloqueo por mínima tensión; el detector de tensión sólo permite que exista sa- lida del oscilador cuando el nivel de tensión es superior al establecido. Posteriormente. se comprueba en un comparador si el número de pulsos medidos es superior o inferior al correspondiente al ajuste. lo cual implicará subfrecuencia. o so- brefrecuencia. respectivamente. El resultado se lleva a la lógica de disparo, producién- dose éste en función de si se ha programado disparo en caso de sobre o subfrecuencia, y siempre que se realice un mínimo de tres medidas consecutivas. Dadoqueen una subestación es normaldisponerde varios escalonesde frecuencia,y que algunos de ellos se utilizan para disparos porsobreo subfrecuencia y otros para repo- sición decargas.los modernos relés electrónicosestánconstruidosde forma modularcon una parte común -que incorpora la fuente de alimentación, transformador de entrada, contador,etc.- ytarjetas individuales porescalóncon el ajuste de frecuencia, la lógica de disparo (por sobre o subfrecuencia), el comparador y el relé de disparo. Para ciertas aplicaciones especiales será necesario disparar rápidamente en caso de que el gradiente (dI/dI) de bajada de la frecuencia supere un valor determinado. En tal caso se utilizan módulos incorporados a los relés de frecuencia electrónicos que reali- zan la medición de forma analógica. La salida del convertidor de onda senoidal a rec- tangular se conecta a un amplificador que da una salida de corriente continua propor- cional a la frecuencia. En una etapa diferenciadora posterior, se obtiene una señal proporcional al valor (dI/ dI) que es comparada con el ajuste previo del relé, activán- dose el relé de salida en caso de superarse este valor.
- 110. 200 Protecciones en las instalaciones eléctricas Para la medida de la frecuencia de una onda de tensión no es necesario digitalizar la onda. sino que basta, como se ha indicado anteriormente, detectar los pasos por cero. Esta caracteristica tan sencilla de los relés de frecuencia es la que ha permitido que sean la primera generación de relés que se hayan podido adaptar a la tecnologia del micro- procesador. 4.9 Protección de distancia Con el nombre genérico de «protección de distancia» se conoce toda una gama de relés cuya unidad de medida actua en función del valor de la impedancia por :ase d~l .ele- mento protegido. Probablemente. la denominación correcta sería la de «rele de mmlma impedancia» o «relé de minima reactancia». Sin embargo, dado que el prIncIpal campo de aplicación de estos relés lo constituyen las líneas de transporte y que la ImpedanCIa -o reactancia- de una línea es proporcional a su longitud. ha ventdo a denommarseles «relés de distancia» . El relé de distancia tiene un principio de funcionamiento relativamente simple, pese a su complejidad aparente. Sin embargo. su aplicación práctica como prote~ción exige tener en cuenta multiples factores tales como: la resistencia de arco. las dlst.'"tas potencias de cortocircuito en uno y otro extremo, el efecto de la no transposlclon de conductores. el efecto de la impedancia mutua homopolar en líneas paralelas, el efecto de la corriente de carga de la línea protegida, etc. Lo más relevante, es conocer los fundamentos de este tipo de relé. Para ello, se parte del estudio del comportamiento de un circuito monofásico simple. como el de la figura 4.87. y' 1 l 1 lL Impedofcio del conductor le; Impedo~lo de cargo del circuito y' hnloión nominal de ..,vicio K ls Impedonc;a de la fuente de alimentación Fig 4.87 Circuito monofásico en carga. En condiciones de servicio normal, circulará por el circuito una corriente de carga. 1, _determinada por: v Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 201 Al cerrar el interruptor K se provoca un cortocircuito en el extremo B; la corriente en el circuito será V IccK - - - - Zs + ZL Al cerrar el interruptor L se provoca un cortocircuito en el centro del conductor A-B; la corriente en el circuito será V IccL - - - - - Zs+~ 2 v ~ 2 En todo momento, el cociente V/ 1 resulta ser la impedancia del circuito «vista» desde A y, obviamente, para faltas entre los puntosA y B, en la línea, el cociente V/ 1es directamente proporcional a la distancia desde A hasta el punto de cortocircuito. Por consiguiente, resulta fácil conocer si existe o no una falta en la línea midiendo la impe- dancia desde el punto A (punto de medida). Cuando VA - < ZL l A entonces existe una falta en la línea A-B. Naturalmente, si la potencia de la fuente de ali- mentación, la carga conectada y la tensión fuesen constantes, también lo sería 1e y, por consiguiente, un relé de sobreintensidad ajustado por encima de 1e bastaría para desco- nectarel circuito en caso de falta en el mismo. Este no es el caso de una red de transporte de energia, donde lo unico que permanece invariable es el valor de la impedancia de los elementos no rotativos. De aqui la necesidad de algun tipo de relé que. independiente- mente de las condiciones de servicio, sea capaz de detectar faltas eléctricas en función del cociente ji / 1, es decir, de la impedancia. 4 .9 .1 Sistemas de medida a) Caraclerislica de m¡'nima impedancia La medición de la impedancia vista desde un punto de la red, puede realizarse fácil- mente mediante un relé de balanza como el de la figura 4.88, en el que el par antagonista es proporcional a la tensión en el punto de medida y el par motora la intensidad que re- corre el elemento protegido. El ajuste del relé se consigue variando el numero de espiras de la bobina motora, de forma que el par motor y el antagonista estén equilibrados en el momento que el co- ciente entre la tensión y la intensidad aplicadas al relé sea igual a la impedancia ajustada ZM' Al producirse un cortocircuito, aumenta la intensidad 1ydisminuye la tensión J'. Y si el cociente entre ambas es inferior a ZM el par motor superará al antagonista y el rclé cerrará su contacto de disparo.
- 111. 202 Protecciones en las instalaciones eléctricas A z, 1 I.ZFL : v 1 I •ilL+--_J-F'Qr molor "" ••,......" • .../'-- _ ~_..J Disparo Fig. 4.88 Relé de balanza conectado para operar a mínima impedancia. En un plano R-X el lugar geométrico de los puntos que cumplen la ecuación ,- I , es un circulo centrado en el origen y de radio 2 M (fig 4.89). ~---~---~~-~~. Fig. 4 .89 Característica de operación de un relé de mínima impedancia. Con diseño electrónico también se pueden conseguir relés de minima impedancia. El efecto balanza se consigue por la polaridad de la tensión que aparece en bornes de la resistencia Rh según la intensidad 1" proporcional a la corriente de linea, sea mayor o Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 203 menor a la intensidad 1" proporcional a la tensión en el punto de medida, afectada por el ajuste que se introduce en el transformador V (fig. 4.90). }. Rh ,. v Fig. 4 .90 Principio de medida de mínima impedancia. Balanza electrónica. b) Caracten'stica de m(nima impedancia direccional El relé de minima impedancia descrito en el apartado anterior no es direccional y, por tanto, ante una falta externa en dirección contraria a la linea, si el valor de la Z M es infe- rior al ajuste, se produciría un disparo incorrecto. Si a la unidad de impedancia se le añade una unidad direccional que controle a la primera, se puede obtener una característica de actuación como la indicada en la figu- ra 4.91. En la citada figura se muestra también el detalle de este control, consistente en un contacto del elemento direccional que mantiene cortocircuitada la bobina motora de la báscula, y por tanto anula su par motor si la dirección de la falta no es la correcta. ( 1 >ContoCIO d~1 elemento direccionol) t V 1 Z( r-------, • ro I ro 12.2- ro I ___ ..J + Disparo 0.) Esquema de conlrol Di~PQro x función Z ( >J;:----t---R Funció" 1) - b} Diagrama de funcionamiento Fig. 4 .91 Característica de operación de un relé de mínima impedar.cia con control de direcciona- lidad.
- 112. 204 Protecciones en las instalaciones eléctricas El elemento detector de direccionalidad debe ser lo suficientemente sensible para dar una medida correcta de la dirección de la falta en cualesquiera condiciones. El caso más desfavorable lo constituye el cortocircuito en los bornes de los transformadores de medida. En este caso V = O, con lo que el elemento direccional pierde la tensión de po- larización y el elemento de balanza pierde el par antagonista. Las características de impedancia, tanto las direccionales como las no direcciona- les no se emplean generalmente en los elementos de medida de las protecciones de dis- tancia. y su uso, como se verá más adelante, queda restringido a funciones de arranque y aplicaciones especiales. e) Caracle,.[slÍca Mha Los relés de distancia con característica Mho combinan las características de los ele- mentos de mínima impedancia ydireccional. La ejecución electromecánica consiste en una copa de inducción que puede girarentre cuatro polos en lasque existen dos pares de bobinas en oposición ya los que se les aplican las siguientes tensiones: E, = - V+ IZM La tensión Ven el punto de medida (fig. 4.92) será igual al · Z FL' Sustituyendo en las ecuaciones anteriores se obtiene: E, - IZFL ZFl.I: '( 1 'M o) !:squ~mo de lo red b) Rel é oe ino,l eción Flg. 4.92 Obtención de las magnitudes necesarias para la medida de la distancia por un relé Mho. En un elemento como el descrito, la copa de inducción gira en uno u otro sentido en función del desfase entre las tensiones aplicadas a sus juegos de bobinas. Nótese que. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 205 según sea ZFL > ZM o ZM > ZFLY para una misma posición espacial de E" el vector E, asumirá posiciones opuestas (fig. 4.93). - o) 1"0110 ._1",,.0 Zf~ > z... " v " ._._J " J .__.__.tl el I'bllo ¡",,,'rlO (di.po,o) Zn < Z"" Fig. 4 .93 Posiciones relativas de E, y E2 ante distintos tipos de faltas . considerando solamente la impedancia de la Ifnea. Si diseñamos el relé de forma que tenga su par máximo cuando E, y E, estén en fase, éste operará cuando se cumpla: ' arg E, - 90 < arg E, < arg E, + 90 que es equivalente a arg ZFL - 90 < arg (ZM - ZFd < arg ZFL + 90 El lugar geométrico de los puntos que cumplen esta ecuación es el situado en un círculo de diámetro ZM' como se indica en la figura 4.94. Obviamente, la impedancia de ajuste ZM a la que esté ajustado el relé debe ser la imagen de ZL y, por tanto, tener idéntico argumento. x o) Falta ••'.''''0 Jt Arg.( ~~.zFL) . Arg. (Z~ -Zft)X A , Zn+ 90' Z~·Zn :::=:=,.L.._• b) Falto .,...lli""lt. e) Falta 1,..I.rfIG (d¡sporo) Fig. 4.94 Falta externa. en ellfmite. e interna para un relé Mho.
- 113. 206 Protecciones en las instalaciones eléctricas En diseno electrónico, el relé de copa de inducción puede ser sustituido por un cir- cuito muy simple denominado «detector de coincidencia», que constituye la base de la mayoría de disenos electrónicos de protecciones de distancia y también de compara- ción de fase. El circuito de la figura 4.95 realiza la comparación tanto del semiperíodo positivo como del negativo de E I YE2 Ytiene un tiempo máximo de detección de las fal- tas del orden de 15 ms. Antes de entrar en el comparador, las ondas senoidales de E I Y E 1 son transformadas en rectangulares y, por tanto, la detección de la falta sólo será fun- ción del argumento entre E I YE" y No re. 11'1 E 2 & '1+ E, S' IZ Io4 -V+·- - I_ _./ E2 : '1- I E:l ; IZIo4-V- --I_ _./ Coinc: id.nc:io '+' I ~ O,.den de ~ di sparo y 1 I 1-- 1011'11 180· ~ IZ...-V I I , . . - - - - - , I ...·t .I I ,.". ."".',I coincidencia Orden __~I~~ ~ ~L_____ ~5m..·:fiL.....-l+---....J..!ñL...~--+-1--'~5...j~1m. , , , II ------lr 611'11-1 :- 6ml -: :- 6ml -:!-¡_____ I 1 -----....¡.i--~ : 1-- • 5 l. , I I pi I operación relé I reposición '11'1. Fig. 4 95 Detector de coincidencia. CirCUito completo. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 207 Ellemporizador de 5 ms. situado a la salida de la puerta ORo es el que realiza la me- dida de la diferencia de argumenlos E. Un desfase superior a 90' implica un tiempo de coincidencia inferior a 5 ms para una frecuencia de 50 Hz, mientras que un tiempo su- perior al del ajuste equivale a un desfase inferior a 90' y, por tanto, ordena el disparo. Dado que la salida ha de excitar a un relé, se hace necesario un nuevo elemento que convierta el pulso de coincidencia en una señal no pulsatoria: es decir, un convertidor pulso-señal. Cualquier impulso a la entrada origina una salida continua de 6 ms: la en- trada no-resel mantiene el estado de la salida durante el intervalo de no coincidencia. Desaparecida la senal flo·resel. la salida se mantiene durante el tiempo de reposición restante (en el ejemplo, 1 ms). Si en la fórmula de medida de la característica Mho (arg E, - 90' < arg E, < arg E, + 90') se modifica el valor de 90', varía el lugar geométrico de los puntos que cum- pl~n la ecuación. Si se aumenta el tiempo de coincidencia necesario, la característica de actuación tendrá la forma de <dente», ysi se disminuye, la forma de «tomate» (fig. 4.96). l. Follo interno Fig. 4 .96 Caracter(sticas tipo «lente. y «tomatel. Con el diseno electrónico es sencillo conseguir estas modificaciones, y para ello sólo se debe variar el ajuste del temporizador según la fórmula 1 - e x 20 _..E.... 360 18 1- tiempo de coincidencia, en ms e - ángulo de coincidencia, en grados Por supuesto, los circuitos comparadores que en la práctica incorporan los relés de distancia no son de la simplicidad del anteriormente expuesto, ya que el relé ha de ope- raren ocasiones con magnitudes de medida distorsionadas por la respuesta de los trans- formadores de medida, particularmente en los transformadores de intensidad. Por este motivo, el comparador se complementa con otras funciones tendentes a mejorar la se- guridad del relé -a costa de aumentar el tiempo de disparo-, como por ejemplo no deci-
- 114. 208 Protecciones en las instalaciones eléctricas dire! disparo hasta haber obtenido 2 pulsos consecutivos de coincidencia en un inter- valo de 20 ms (1 período). lo que supone que la medida se ha efectuado en el semiperiodo negativo y en el positivo. consecutivamente. d) Caracter(sticas Milo ofJset Un relé Mho off-set tiene una característica circular. típica del relé Mho, pero que no pasa por el origen del diagrama R-X. Este tipo de característica se obtiene haciendo pasar la intensidad 1 por dos impe- dancias. 2. y 2". con lo que se obtienen dos tensiones: El y E, (fig. 4.97). El - - V + / .2 M- f [l . (ZM - ZFL)] E, -V + / .Z. - f [l ·(ZFL + 2.)] siendo 2" la impedancia de ajuste del relé y 2. una impedancia variable. 2. y 2 M pue- den tener distinto argumento. 1 Flg 4 97 ObtenCión de las magnitudes necesarias para la medida de la distancia por un relé Mho off-sel. La ecuación que define la actuación del relé en este caso será: arg E, - 90 < arg El < arg E, + 90 que equivale a arg (ZFL + 2.) - 90 < arg (ZM - ZFt) < arg (ZFL + Z.) + 90 El lugar geométrico de los puntos que cumplan esta ecuación en el plano X-R será un círculo de diámetro ZM - Z. (fig 4.98). Los elementos de medida. tanto en el diseño electromecánico como en el estático. serán idénticos al de la característica Mho. Como puede apreciarse en la figura 4.98. la característica Mho-off-set. en compara- ción con la Mho. permite un mayor alcance en resistencia. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 209 o) !"OLlo •••• r"o Ar,. CIFL·ZA)-'O Fig. 4.98 Característica de actuación de un relé Mho off-seto e) Caracter(stica de m(nima reactoncio La impedancia que mide un relé de distancia es la suma de la impedancia propia de la lí- nea y otras magnitudes resistivas, tales como la posible resistencia del arco. Dicho en otras palabras, el valor medido será la reactancia de la linea más una resistencia que va- riará en función del tipo de falta (más o menos resistiva). Si al elemento motor de un relé de balanza se le aplica una tensión proporcional al producto de la intensidad y la reactancia de ajuste y al elemento antagonista, una ten- sión proporcional al producto de la tensión y el seno del ángulo entre la tensión y la in- tensidad. entonces Vmot-l , Xm V'O! - V sen <p - V (!n.) -IZFt ZFL
- 115. 21 O Protecciones en las instalaciones eléctricas siendo: XFL - reactancia del bucle medido ZFL = impedancia del bucle medido y el relé actuará cuando: Vmol > V:lnl IXm > IXFL; que equivale a X.. > XFL En el plano de impedancias se obtiene una recta paralela al eje de las R y despla- zada un valor igual a X ... Si se le anade, además, un elemento de sobreintensidad direc- cional, como en los relés de impedancia, se logra una característica como la de la ligu- ra 4.99. / / ./0 Angulo por mó.irno :......_----.-. r 'ul'ICió,,~ (DirttciOflol) Fig.4.99 Característica de operación de un relé de mínima reactanciacon y sin control direccional. En diseño electrónico. se empleará igualmente el detectorde coincidencia ajustado a 90·, como en el caso del relé Mho. pero las magnitudes controladas en est.e caso serán E,-IX.. E, - IX"" - V siendo X.. el valor ajustado f) Caraeter(sliea de m(nima reaetancia direccional combinada con m(nima impe- dancia La característica de operación del relé de mínima reactancia, con control direccional, es una característica del tipo «abierto», sin limitación sobre el eje de resistencia. La impedancia de carga de la línea Zc es predominantemente resistiva, por lo que ha de incluirse algún otro condicionante que evite los disparos en condiciones de servi- cio normal. La solución, en el diseño electromecánico, será añadir un elemento de mí- nima impedancia. La lig. 4.100 muestra el esquema de bloques y la característica de operación resultante. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 211 ~fttrodo, b) C.,oc.lt,islica d. aptroció" Fig. 4 100 Diagrama de bloques Vcaracterística de operación de un relé de mfnima reactancia con control direccional combinado con mínima impedancia. g) Caracter(stica poligonal En diseño electrónico no es necesario incluir una unidad de mínima impedancia para limitar la característica de disparo en el eje resistivo. Basta con ajustar el comparador a 45· y sustituir X.. por una impedancia 2 .. de argumento 45" y módulo.Ji X... mante- niendo las mismas magnitudes de entrada que en el caso de característica de mínima reactancia. La figura 4.1 01 a muestra la característica poligonal de operación de un relé electró- nico en la que el valor máximo de la resistencia que puede medir es igual al de la reac- tancia ajustada. En el caso de que se desee aumentar el alcance en el eje de las R, basta añadir a la reaclancia 2 .. el valor de resistencia deseado, R " Yse obtendrá una mayor sensibilidad para las faltas resistivas (lig. 4.101 b). --~_ _ _-L_ _ _ _ _ _~~. o) Volor d. Aal Fig. 4.101 Caracterrstica de operación de un relé poligonal.
- 116. 212 Protecciones en las instalaciones eléctricas La característica poligonal debe combinarse con una unidad direccional para obte- ner el conjunto de prestaciones básicas de la protección de distancia. Esto puede conse- guirse utilizando un elemento Mho o bien un relé direccional normal. El resultado de ambas combinaciones se muestra en la figura 4.102. ------.... " ,,, I I I I I I I >-,,-L--_. • Fig. 4 .102 Combinación de la caracterrstica poligonal con un elemento direccional. 4.9.2. Escalones de medida La figura 4.103 muestra una línea que une las estaciones A y B. En el extremo A se dis- pone de un relé de distancia que se ha ajustado al 100 % de la impedancia de la línea y que debe detectar y despejar las faltas que se produzcan en dicha línea. En la figura se han representado dos faltas, F" F2, al 90 y al 110 %de ZL' Debido a los errores de los transformadores de tensión, intensidad y circuitería del relé, es posible que el relé en A actuase, en algunos casos, para la falta F2, y en otras ocasi'ones no ac- tuase para la falta F,. • • c;en~rodor " da "I I 'l I .,. I ,. '0·'. lL ·1 l· 110'1. lL •I Fig. 4. 103 Faltas próximas all(mite del alcance de un relé de distancia. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 213 Para conseguir una cobertura total de la línea protegida sin que se planteen proble- mas de selectividad ante faltas externas, así como para conseguir protección de reserva de las líneas salientes de la estación remota, los relés de distancia disponen de varios es- calones de medida, en general tres. El primer escalón cubre un ajuste: ZM' = 80 % ZL sin temporización adicional Con ello se consigue evitar disparos para faltas situadas fuera de la línea protegida. Las situadas en el 20 % final de la línea habrán de ser detectadas por el segundo es- calón, para cuyo ajuste se debe tomar el 100 % de la impedancia de la línea protegida, más un porcentaje de la impedancia de la línea más corta de las líneas de salida de la si- guiente subestación. Se aplica a este escalón una temporización comprendida entre 0,3 y 0.5 s. Este ajuste no debe ser muy conservador ya que hay que considerar la aportación de corriente al cortocircuito procedente de otras líneas conectadas a barras de la subes- tación lejana. e • 'e f----l~, 1----- - -- - '., l l 'l' o - Fig. 4 . 104 Subalcanee en un relé de distancia producido por la aponación de otras líneas. El subal- canee es tanto mayor cuanto mayor sea el cociente le I lA' Así, en el caso de la figura 4. 104, suponiendo que la línea Beesté conectada. la co- rriente en la línea en defecto será: Si el segundo escalón de la protección de distancia en A está ajustado cubriendo el 20 %de la línea de salida BD yel cortocircuito se sitúa justo en ese punto, se demuestra que la protección en A no puede detectarlo pese a estar en su zona de disparo debido a la aportación de ' e, que hace que la impedancia «vista» desde A resulte: V, -',ZL + ZLl (l, + 'el V, - " (ZL + Zu) + ' eZu V, - ',ZM2+ (leZul
- 117. 214 Protecciones en las instalaciones eléctricas Teniendo en cuenta este aspecto, en la práctica, un ajuste razonable del segundo es- calón de las protecciones de distancia podrá abarcar el SO % de la linea más corta de las lineas de salida de la siguiente subestación sin plantear problemas de selectividad. La configuración de la zona protegida en un relé de distancia de 3 escalones de me- dida se muestra en la figura 4.105, en la que 1,,/, Y1J son los tiempos en los que se auto- riza el disparo en caso de que ZF < ZM' " " " G~nerador • • 4 I e Q) 'zl I I 4 , 1 1 I I 1 1 ~IMl ---! I I '., •I I 1• '., •I Fig. 4. 105 Alcances convencionales de un relé de distancia. El ajuste del tercer escalón debe cubrir sobradamente la linea más larga saliente de la estación remota con una temporización de I a 1,5 s, consiguiéndose con ello tener una protección de reserva lejana de las protecciones de la subestación B. Debe tomarse la precaución de que la impedancia de carga, Zc, no entre dentro de la zona de disparo del tercer escalón. Esto es muy dificil que ocurra con características de disparo Mho y elipticas, pero no imposible con características poligonales; especialmente en aquellas en que no es posible variar la compensación de resistencia para cada escalón. Es usual que mediante un contacto externo se elimine transitoriamente la tempori- zación de un escalón de medida del relé de distancia. Lo más corriente es la conmuta- ción a segundo escalón. Esta función es muy útil, por ejemplo, durante la conexión ma- nual del interruptor; en caso de cualquier falta en la linea, el disparo se produce instantáneamente, ya queel segundo escalón cubre con creces la totalidad de la longitud de la linea. 4 .9 .3 Aplicación de las protecciones de distancia a redes trifásicas En el caso general, el relé de distancia se instalará en una linea trifásica de tres conducto- res R,S, Tcon la red puesta a tierra. Por consiguiente, deberá detectartodo tipo de cor- tocircuitos que puedan producirse en la linea protegida. Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 215 Básicamente, los cortocircuitos pueden clasificarse en: - Trifásicos (RST) - Bifásicos (RS, ST, TR) - Monofásicos (RN, SN, TN) A continuación estudiaremos las relaciones entre las intensidades y tensiones que se establecen para cada uno de los tres tipos básicos de faltas. a) Corlocircuito trifásico .AARAS C~".rodo' '. • I.~ '" O) • I.~ , " ~ Y~ Ys YA ~JJ •• ,Ir Y'. l. '. " " Y ', " '. l. Fig. 4.1 06 Corrientes y tensiones en un cortocircuito trifásico RST. Para cada fase, es evidente que y también V. - l . (ZFL + RF) Vs - Is (ZFL + R F) VT - IT (ZFL + RF) v. - Vs - (IR - /5) (ZFL + RF) Vs - VT - (/s - IT) (ZFL + RF) VT - VR- (/T - l .) (ZFL + R F )
- 118. 216 Protecciones en las instalaciones eléctricas Por consiguiente, para detectar un cortocircuito trifásico existen seis posibilidades de medir la impedancia del «bucle» ZF: b) Cortocircuito bifásico BARRAS Genltrodor IS 'o ~ In o O) s " ~ , " ~ J T Ys YA ~ & -!-~-!- r • - V'o Vo V-o Fig. 4.107 Corrientes y tensiones en un cortocircuito bifásico. Es evidente que V s - Is (ZFL + ~) - V T - IT (ZFL + ~) Vs - VT = (ls - IT ) (ZF L+ ~) e e e 1, En consecuencia. para los tres distintos casos de cortocircuito bifásico es posible medir la impedancia del bucle Z F: Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales el Cortocircuito monofásico Generador --0 _ ././ 'o '." y' • lS • S , '. lARRAS VT 'Ft e e e V~ YT YS YA " ~ lO. l J ZNFL_~ · 2,..t. " 11t__-<___~___ . o '. v. V-, Flg. 4. 108 Corrientes y tensiones en caso de cortocircuito monofásico AN. Es evidente que VR -IR ZFL + IN (kN ZFL + RF) VR - ZFL (IR + kN IN) + IN RF 217 '. El factor kN, denominado «factor de compensación homopolao>, es un valor que establece la proporción entre la impedancia de retomo ZNLY la impedancia de fase de la línea ZL. y es igual a
- 119. 218 Protecciones en las instalaciones eléctricas En el caso de una línea, su valor suele estar comprendido entre 0,5 y l. Mientras que la impedancia de una línea puede calcularse con gran aproximación, en función de sus características constructivas, no ocurre lo mismo con la impedancia de retorno, ya que depende no sólo de la sección del posible conductor de tierra, sino también de la resistencia de la torre, de su puesta a tierra, de la resistividad del terreno, etc. Cuando se desea conocer este valor con la mayor exactitud es aconsejable determi- narlo por ensayo, de acuerdo con el montaje de la figura 4.1 09. Los tres !=onductores de fase se conectan a tierra en un extremo de la línea, mientras que en el otro extremo, donde se va a efectuar la medida, se aplica una tensión Voa los tres conductores simul- táneamente. El valor de la impedancia homopolar por fase (2ocl de la línea resulta del cociente Vol lo· 31 0 10 II r----~.....+------c:==>------_1-__, 'o Zl - +-- - -c:::=:::r- - - - - 'HL 2L 3'0 3 t '0 1 l HL Fig. 4 . 109 Determinación del factor k N . y la impedancia homopolar por fase es Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 219 de donde Para los tres posibles casos de falta monofásica, es posible medir la impedancia del bucle 2 F: V. ZFt.N. - l. + kN IN Vs ZF,,,,,, ... Is+kN IN VI ZF.INI - 11 + kN IN De lo visto hasta ahora se deduce que tres relés de medida, con sus bobinas de ope- ración conectadas a las siguientes magnitudes Relé R: V. Relé S: V S Relé T: VI (l. + kN IN) 2M (15 + kN IN) 2M (11 + kN I N) 2 M medirían correctamente los tres casos posibles de falta monofásica. Además, en el caso de falta trifásica, al ser IN - O, cualquiera de estos tres relés podría operar. Del mismo modo, para detectar cualquier cortocircuito entre fases serían necesa- rios tres relés de medida con sus bobinas de operación conectadas a las siguientes mag- nitudes: Relé RS Relé ST Relé TR v. - V s Vs - VI VI - V. (l. - Is) 2 M (ls - /1 ) 2 M (11 - l.) 2 M Estos tres relés medirían correctamente los tres casos de falta bifásica. Además. en el caso de falta trifásica. podría operar cualquiera de ellos. De ello se deduce que los elementos de medida de falta bifásica pueden operar en caso de falta bifásica y trifásica. pero. sin embargo. medirían incorrectamente las faltas monofásicas. Por otro lado. los elementos de medida de falta monofásica pueden ope- rar efectivamente en caso de falta mono y trifásica. pero medirían incorrectamente las faltas bifásicas.
- 120. 220 Protecciones en las instalaciones eléctricas 4 .9 .4 Particularidades de la medida en las faltas monofásicas En un caso real de cortocircuito, la impedancia de falta Z Fl consta de una resistencia y de una reactancia proporcionales al punto de localización de la falta, RFL' XFL' El corto- circuito incluye una cierta resistencia de arco, R F' Por consiguiente, la impedancia Z vista por el relé es distinta, en módulo y argumento, de la impedancia propia del tram~ de línea, ZFL' A primera vista puede parecer Que un relé de mínima reactancia no tendría proble- mas en la medida, ya Que opera sólo con la medida de la reactancia. Esto es cierto en ausencia de carga. Con la línea en carga, cuando el valor de R Fsea parecido a la impe- dancia de carga, la corriente Que medirá el relé vendrá dada por (fig. 4.110): En consecuencia ZF- VF IF(ZFL + RF 'Zc) RF+ Z, lo cual modificará el ángulo entre VFe I F' por lo Que el relé, según los casos, detectará una reactancia distinta de la de falta, XFL' '. 1, a",. t'e - '. 'n le - 1;J It, .,. 'e Fig. 4 .110 Efecto combinado de la resistencia de defecto y la impedancia de carga. . Cuando ~n relé de distancia «ve» una falta a una distancia menor Que la real, se dIce Que el rele «sobrealcanz3». Cuando el relé «Ve» la falta más lejos de lo Que en reali- dad está, se dice Que el relé «subalcanzal). La figura 4.111 muestra otros de los inconvenientes Que presenta el relé de mínima reactancia. La resistencia de arco, RF, estará recorrida por la'suma de las corrientes IAf. l. procedentes de ambos extremos del circuito AB. Por consiguiente: Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales V" = 1, (ZFLA + RF) + l . RF .!:ll. (ZFlA + RF) + ~RF 1, 1, 221 siendo Z F' la impedancia Que «veríal) el relé A de alimentarse la falta exclusivamente por ese lado. Nótese que si existe diferencia angular entre 1, e l. la corriente (1, + l.) A • ZFlA ZFUt r..- la VFA A,. J 1A"'a 1 '. Fig. 4 .1l' Variación del alcance en un relé de mínima reactancia producida por la alimentación bi- lateral de la resistencia de defecto. presentará un ángulo distinto para 1, Ypara l., de forma que adelantará a una de ellas y retrasará a la otra. El resultado es que la resistencia aparecerá como una reactancia que provocará subalcance de uno de los relés y sobrealcance del otro. Este problema sólo es relevante para faltas cerca del punto de ajuste del relé. Con el fin de evitar disparos por sobrealcance. aumentando con ello la seguridad de las protec- ciones, los fabricantes de relés de mínima reactancia y de característica poligonal in- cluyen ciertas correcciones en el elemento de medida que consisten en una pequeña in- clinación (a - 2° a 100) de la característica (fig. 4.112).
- 121. 222 Protecciones en las instalaciones eléctricas ------~------------~~------~~ R Fig. 4 . 112 Caracterrstica de disparo poligonal, corregida para evitar actuaciones incorrectas por sobrealcance debidas al efecto de la resistencia de falta. Para líneas largas, la característica de disparo circular (Mho) con tensión de polari- zación obtenida en las fases sanas, permite una buena compensación de la resistencia de defecto por cuanto la característica crece de tamaño tanto más cuanto menor sea la Pcc en la estación. En las líneas cortas la característica poligonal es más ventajosa por la posibilidad de ajustar independientemente R y X. Veamos cómo se modifica la característica circular en un relé Mho cross-polarized. Para una falta RN, la tensión de polarización aplicada será la correspondiente a las fases sanas UTS• Poniendo VS y VT en sus componentes simétricas resulta: pero por consiguiente siendo -1 V., - =-.!.I!. ZSI 3 Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales con lo cual y si suponemos ZSD - ZSI - Zso - Zs: y como V. = l. ZF Por otro lado. la tensión de operación es es decir. por consiguiente IR (ZM - ZrJ u"., - f [ (ZFL + Zs) l2Q 1 v•• -f [ ZM - ZFL 1 y puesto que la ecuación que define este elemento de medida es arg (ZFL + Zs) 1- 90 < arg (ZM - ZrJ < arg (ZFL + Zs) 1 + 90 223 el resultado es la modificación de la característica. ampliando el círculo, como se mues- tra en la fig. 4.113. 4 .9 .5 Particularidades de la medida en las faltas bifásicas La falta bifásica a tierra presenta ciertos problemas al elemento de medida de faltas bi- fásicas, especialmente cuando son muy próximas al punto de medida. Para que el ele- mento de medida de faltas bifásicas no operase sería necesario que la impedancia homopolar de la fuente detrás del relé, Z,." fuese muy superior a la impedancia di- recta, Zs.
- 122. 224 Protecciones en las instalaciones eléctricas I ) I , " If'N 'N' o o • • IO/.Hou IU I J -1,- lW A¡..,.'e de' ,.14 "'"O Zwp "¡"•.e "It' ,.,4' politono! 15 ....o.doMio d. lO '".n'lt .o"¡YOI.,,,'., la cual de'It,,,,11'OO e' lo ......... del círculo de dispor. de. ,e,I ""HO . Con ,..... CD"'¡'~v,oc iá" d. lo red dodo, e. chculo de .,i.po,. vorlo con lo IOcolil:otiÓt> d. lo tollo. Fig_4 . 113 Característica de disparo de los relés de distanCia Mho y poligonal. Representación comparativa . e ZFL 15 e • US' ZFL 1, .L e Generador V s V, 11 .. 15 KH 2Fl IN IN F,g. 4.114 Falta bifásica a tierra . En el caso normal, ante una falta bifásica a tierra, el relé de falta bifásica mide ro- rrectamente la impedancia, independientemente del valor de la resistencia de falta a tierra (R F)' Sin embargo, los elementos de medida de falta monofásica ven modificado su alcance debido a que R F está recorrida por la suma de las corrientes de fase. Enumeración Y descripción de los sistemas de protección más usuales Vs - ZFL + RF IN - ZFL + RF Is+kN/N Is+kN IN Is k -+ N IN V T IN - ZFL + RF - ZFL + RF IT+kN / N IT+kN /N IT -+kN IN- 2/s sen <¡> 1 (90 - '4»; . IN- 2/s sen <¡> l<t.=..2Q IN_ 2sen <¡> l<t.=..2Q Is I Supongamos <¡> - 30· (sen <¡> - -l: 2 por consiguiente: y suponiendo kN - I ~=2 -2 1 130-90; Is ~- I 1-60 Is IN IN - 2/T sen <¡> 1(+ 90 - '4» IN - 2/, sen <¡> ~ !J,¡ _ 2sen <¡> ~ 1, i_ 2 · ~ 190 - 30 IT 2 i_ I I.QQ 1, I _ 0,57 RF 1- 30 J3l1Q 225 La figura 4.115 muestra la impe.;lancia real de la falta (ZF) y la vista por los elemen- tos de medida de falta monofásica (Zs y Z,). Puede observa= que, para la fase en re- traso (1) la impedancia vista es superior a la real (el relé sub-alcanza). En cambio, para
- 123. 226 Protecciones en las instalaciones eléctricas 0.51 0 'o 1,.. I') z... (S) • Fig. 4. 115 Falta bifásica a tierra, sobrea/canee de la fase en adelanto para la medida de falta mono- fásica . la fase en adelanto (5) la impedancia vista es inferior a la real (el relé sobre-alcanza). Esta modificación del alcance no presenta problemas para faltas muy próximas al punto de medida, pero el sobrealcance de la fase en adelanto puede plantear problemas de selectividad. Los relés de distancia modernos incorporan un circuito discriminador que actua en el caso de falta bifásica y presencia de corriente de neutro, para que se mida siempre la falta monofásica a tierra de la fase en retraso. 4 .9 .6 Particularidades de la medida en las faltas trifásicas Se ha visto que una falta trifásica puede ser detectada mediante un: - elemento de medida de falta monofásica. - elemento de medida de falta bifásica alimentado con las tensiones ycorrientes de dos de las fases en defecto. Es obvio que en caso de falta próxima al punto de medida, las tensiones de polari- zación de los elementos de medida tenderán a ser nulas. En tales condiciones no puede garantizarse el disparo. El problema no afecta exclusivamente a la línea en defecto; el resto de relés de distancia de la estación podrían, del mismo modo, disparar en contra- dirección. Para solventar este inconveniente, es usual que el elemento de medida que debe detectar las faltas trifásicas incorpore un circuito de «memoria» en la tensión de polari- zación. La solución se aplica igualmente a relés de diseño electromecánico y electrónico. Este circuito, que sólo actua sobre la tensión de polarización, produce una cierta ten- sión de salida aun en caso de faltas próximas al punto de medida,que darían lugar a una tensión de polarización nula. Consiste en un circuito sintonizado a la frecuencia nommal de la red que «memo- riza» la tensión previa a la falta y lo hace el tiempo suficiente para que el elemento de medida tome la correcta decisión direccional. Este circuito de memoria modifica dinámicamente la característica de disparo del elemento de medida y permite medir correctamente faltas próximas. Enumeración y descripción de 105 sistemas de protección más usuales 227 Sea un elemento de medida para faltas bifásicas del tipo Mho autopolarizado ycon memoria de tensión. Este elemento de medida utiliza una tensión entre fases (VA a) Y una diferencia de corrientes (1 A - 1a), porlo que su alcance es el mismo para faltas bifá- sicas AB y para faltas trifásicas ABe. Se supone que este elemento de medida forma parte de un relé de distancia de di- seño electrónico yque la medida de la distancia se efectua por medio de un comparador angular (fig. 4.116). VOp"Z/04fIA-:a)-VAB VPOL" VAB 'NO T.",porizodor d, coirltid..,clo Tiempo op.rad';n: S ",. Ti,mpo n -posición: I mi Fig. 4 . 116 Circuito de memoria de la tensión de polarización. , 1nmediatamente después de producirse el cortocircuito (lo), la característica diná- mica establecida por el circuito de memoria evoluciona hacia la característica estática. El tiempo de operación del elemento de medida es el que determina cuál es la caracterís- tica dinámica que hay que utilizar en el momento del disparo. En lo referente a la ten- sión de polarización VAa, el tiempo 1) depende de la constante de tiempo del circuito y de la magnitud de la tensión de falta a la entrada del circuito de memoria. General- mente, esta constante de tiempo se calcula de forma que sea suficiente para obtener dis- paro para faltas en el primer cuadrante (fig. 4.117). I Z Flg. 4 .117 Característica dinámica de disparo establecida por el circuito de memoria en la tensión de polarización.
- 124. 228 Protecciones en las instalaciones eléctricas En el caso de coincidir una falta al energizar la línea, si la tensión se toma de trans- formadores de tensión situados lado línea, el circuito de memoria no tendrá ninguna tensión y será inoperante. Para solucionar esta situación se dispone de un dispositivo adicional como el de la figura 4.118. 1. I I I 1 > I I I AND y. I I I I Y.O I 1. I .. I I I I ' I ANO J A.O Olspofo y. I Y. o I I I I .-- " I I I 1 > I I I AND ' Y, I .. o I I I I COfluió" Y,' 1 I Fig. 4 . 118 Circuito detector de faltas trifásicas al conectar la línea sobre una falta. 4.9.7 Elementos de arranque La función de estos elementos consiste en detectar la presencia de faltas en el sistema, con independencia de si corresponde o no efectuar el disparo. Esta última decisión co- rresponde a las unidades de medida. Consecuentemente, hay que considerar los ele- mentos de arranque como unidades auxiliares de los elementos de medida. Los sistemas de arranque utilizados son: - de sobreintensidad - de sobreintensidad con subtensión - de impedancia Cada fase (R, S, 7) dispone de su propio elemento de arranque y, en algunos casos. se incluyen además elementos de arranque de secuencia inversa y/ o homopolar. al Elementos de arranque de sobreinfensidad y con subtensiólI Los elementos de arranque por sobreintensidad pueden presentar problemas de sensi- bilidad en el caso de lineas muy largas. faltas resistentes o potencias de cortocircuito pc- Enumeración V descrioción de los sistemas de protección más usuales 229 quenas. dado que la máxima corriente de carga de la línea puede ser del mismo orden de magnitud que las corrientes de cortocircuito. En estos casos, es usual incluir, además, un elemento que arranque cuando se produzca una subtensión simultánea con presen- cia de corriente en la línea por encima de un determinado nivel (fig. 4.119). ----------------- --r--- 0,75 0,50 0,25 .O ~---i--~--------~--------~------_r---- Fig. 4. 119 Caracterfstica de arranque de sobreintensidad y sobreintensidad con subtensión. El ajuste de sobreintensidad en este sistema combinado puede ser inferior a la in- tensidad de carga de la línea, ytambién cumple la función de evitar la actuación del ele- mento de arranque cuando la línea está desconectada y, por tanto, la tensión es nula. En algunos casos, se añade una tercera posibilidad de arranque que consiste en aprovechar el hecho de que, en un cortocircuito, el ángulo entre la intensidad y la ten- sión es próximo a 90' (argumento de la impedancia de línea: 60 + 80'), mientras que el ángulo de carga es próximo a O'. En estos casos, se produce arranque cuando el ángulo entre Ve I está entre ciertos límites y la intensidad supera el umbral prefijado. 1 I 1) I I ANO ' I Y I ±:I' l J ~ Y ( I I I ' '---- .t.rrofllilUt I ANO .J J o. I I I I 1 ) I I 1 ') L I I Fig. 4 .120 Esquema de bloques de un elemento de arranque.
- 125. 230 Protecciones en las instalaciones eléctricas En la figura 4.120 se muestra el diagrama de bloques de un elemento de arranque que actúa por las condiciones de sobreintensidad, subtensión con intensidad y ángulo de falta. El principal problema que presentan estos arrancadores es la dificultad de su ajuste, dado que su valor de actuación, en ohmios, dependerá de la potencia de cortocir- cuito, y su alcance en km dependerá, además, del tipo de falta. Por contra, tienen la ven- taja de que es muy fácil evitar el arranque por sobrecarga de la linea, al ser éste un valor en amperios, magnitud que coincide con las de ajuste. b) Elementos de arranque de impedancia Existen muchos tipos de elementos de arranque basadosen la medida de la impedancia, siendo los más comunes los de mínima impedancia y los Mho-off-set. La utilización de elementos de arranque de característica Mho convencional pre- senta la dificultad de que no existe tensión de polarización en la energización de una li- nea con una falta trifásica próxima (por ejemplo, tierras olvidadas en la línea), por lo que el relé no actuará. El ajuste de los elementos de arranque debe ser tal que no se produzca su actuación por sobrecargas y que a su vez supere el ajuste de medida del tercer escalón (fig. 4.121). En el caso de que el tercer escalón tenga un ajuste elevado, en líneas de gran longi- tud, puede suceder que aparezcan dificultades en la utilización de elementos de arran- Coroc,.,í"¡CQ dit o"onq..... circulo, , .". ....---: " .- " ./ / " , ' I ' I , e . . I 0'01:1.'15101:0 cflt I ouonqUIt el/plico ~ I I I I I I I ---- --- /' -- I / , 'A "", , I I / I I I I rCoroeleríslicQ de (or90 I I ,'._- I I Fig. 4.121 Caracter(sticas de arranque circular y elfptica. Enumeración V descripción de los sistemas de protección más usuales 231 que con característica circular, ya que es posible que ésta corte a la característica de carga. Para estos casos existen elementos de arranque con características elípticas o len- ticulares. Los elementos de arranque de mínima impedancia controlan, generalmente, una tensión correspondiente a la tensión simple y una intensidad igual a la intensidad de fase menos la intensidad residual. En algunos casos, el relé de distancia incorpora una función de «disparo por arranque» con una temporización superior a la del tercer escalón de medida. Se utiliza como reserva local en caso de fallo de la unidad de medida, para faltas muy resistentes y como reserva remota en caso de fallo de protecciones o interruptores de otras subes- taciones con localizaciones de falta fuera del alcan~e de las unidades de medida. 4 .9.8 Protecciones conmutadas Una protección de distancia completa necesitaría para cada escalón seis elementos de medida (tres monofásicos y tres bifásicos) para detectar con seguridad todo tipo de fal- tas. Un relé. tan completo tiene un coste muy elevado y sólo se aplica en redes de M.A.T., donde se precisa una gran obediencia yseguridad. El relé de distancia más utili- zado es el de «conmutación de medid.,>. En este relé se dispone de un solo elemento de medida al cual se entregan las magnitudes oportunas, según el tipo de falta detectado por los elementos de arranque. En los sistemas de medida en los que se utilice una tensión de polarización para el elemento direccional, se intenta que ésta sea de las fases sanas. Evidentemente. un relé con un único elemento de medida, especialmente en di- seño electromecánico. requiere una gran cantidad de circuitos de conmutación. Por ello. en el caso general. el relé de distancia incorpora dos elementos de medida, uno de ellos conmutado para faltas mono-trifásicas. El segundo elemento de medida no es con- mutado y detecta las faltas bifásicas. Este segundo elemento está conectado a las siguientes magnitudes: E, - (V. - Vs) - ZM (/. -/s) E, - (Vs - Vr ) - Z., (/s -Ir) Este elemento de medida es capaz de operar para todo tipo de faltas bifásicas. Veamos el comportamiento de la unidad bifásica para una falta TR. BARRAS '.nlt.odo, '. • ,.. '"'-' J " ) • '. "7-1 t -f '. " • • III III
- 126. 232 Protecciones en las instalaciones eléctricas en caso de falta TR E, = Vo - Vs - ZM lo lo - - I F E, - Vo- Vs + ZM IF Vo + Vs + VT - O; - Vs - Vo + VT E , - 2Vo + VT+/FZM VT - V T - IF • Zs 2Vo -2(V o -lo Z s) lo - - I F E, - 2Vo + 21FZS + V T - / F Zs + IF ZM 2V o + VT-(V T - Vo)a ' V T - V o -21F(Zs+ZFL) E, = 21F [al ZFL + Zs (++ al) + ~ 1 E, - 21F [al ZFL - 11 Zs l2Q + ~1 2 2 E, - (V. - VT) - z" (/s - IT) l. - O IT - /F E, - (Vs - VT) + ZM IF Vo + Vs + VT - O ; Vs - - (Vo + VT) E, - - (2 VT + Vo) + ZM IF 2VT -2VT -21FZs Vo - V o -lo Z. (2 VT + Vo) - 2V T + V o - ZS<21F + lo) lo - - /F (2VT + VO)-2VT + Vo-/FZs E, --(2VT + VO)+/F(Zs+ZM) 2VT + VO-(VT- V,.} 1 1- 60 V T - V o - 21F (Zs + Z.J E, - 2alF (Zs + ZFL) + IF(Zs + ZM) E, - 21F [ a ZFL + ~ + Zs (++ a) 1 Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales E, = 2IF[ a ZFL + 11 Zs l2Q + ~ 1 - 2 2 En resumen, y despreciando el factor multiplicador común (21 F), se tiene: E, _a' ZF-11zS l2Q+~ 2 2 E, - aZF + 11zs l2Q + ~ 2 2 Si, para mayor simplicidad, se supone nula la impedancia de la fuente, Z. Z E, - aZF+ ~ - 2 la ecuación que define la característica de operación del relé viene dada por arg E, + 180 < arg E, < arg E, 233 y se demuestra que corresponde a una circunferencia de diámetro ZM y radio ~ 2 " 'e".'. i........ c....;t.... I 1&0 •• r" eeZ,. • 1.. J« a.,_ ,.1 1, • 1.. 1 ( .. '1' 'eZ, • ht I 1"' T -¡- Fig. 4. 122 Falta bifásica lA externa. en el límite e interna.
- 127. 234 Protecciones en las instalaciones eléctricas En la figura 4.122 se muestra la posición de los vectores para faltas TR externa, en el límite e interna, con idéntico valor angular de ZFL' En los relés de distancia conmutados. los elementos de arranque, como hemos visto. establecen el tipo de falta que existe en la red y entregan las magnitudes corres- pondientes al elemento de medida. Obviamente. en los instantes iniciales deben entre- gar las magnitudes correspondientes al primer escalón;después, si persiste el estado de «arranque», entregan las correspondientes al segundo escalón y así sucesivamente. En la figura 4.123 se muestra el esquema de principio de la conmutación de alcance de una protección de distancia. Mediante dos temporizadores controlados por las unidades de arranque, y un ele- mento de medida. se consigue~ los tres escalones de medida. En cuanto se detecta falta arrancan los temporizadores;si no es posible el disparo instantáneo. porque ZF > ZM" transcurrido el tiempo ajustado en T~ se compara laimpedancia de falta ZFcon una im- pedancia Z,,, mayor que Z,,,. con lo que el relé dará disparo para faltas si ZF < Z", Si aún ZF fuese mayor que Z"u. transcurrido TJ se intercala otra impedancia ZMJ de modo que ,, / (c-;J "1) L;J ,-) ~ , ¡" , l-. 1 , ........ 1 ,/ "- I '.,-- 1 ,., 'M' • 1. 2N I ZM3) 2M2) 2MI Flg 4. 123 ObtenCión de tres escalones de medida en un relé de distancia conmutando la impe- dancia de ajuste ZM' Enumeración y descripción de los sistemas de protección más usuales 235 con lo que el relé dará disparo si A modo de resumen, conviene retener que las protecciones de distancia sin con- mutación, con 18 elementos de medida (6 por escalón), se utilizan para la protección de líneas de M.A.T ., en las cuales se requiere una gran obediencia. Generalmente, la avería de un elemento de medida no impide que se elimine la falta, como máximo, en un tiempo algo más largo. La disminución de seguridad que supone tener más unidades de medida se com- pensa con la eliminación de conmutaciones, que pueden falsear en un momento dado la medida del relé. u ~ UNIDAD 1-- UNIDAD 1-- UNI DAD 1-- UNIDAD UNIDAD , INTERRUPTOR I .,¡w. DE DE AJUSTE DE DE RRAHQUE1-- CONMU'1-- , .1-- NEOIOA DISPARO TACtON COMPEN t 1 t11'1Itd_unfdad de tiempo UNIDAD OE SEÑAlI- ZACION Fig. 4.124 Esquema de bloques de una protección de distancia conmutada. Dentro de las protecciones conmutadas, el abanico de posibilidades es muy grande. Sin embargo, en las modernas protecciones electrónicas se tiende a un único elemento de medida. En la figura 4.124 se muestra el esquema de bloques de una protec- ción de distancia conmutada que incorpora un cuarto escalón de disparo por arranque.
- 128. LuisAn UzalTagaG O,1za:e. ING. EN ENERGIA Reg CIP. N' 76625 CAPITULO 5 RECOMENDACIONES PARA LA PROTECCION DE INSTALACIONES ELECTRICAS Después de conocer el funcionamiento y particularidades de algunas protecciones de aplicación general. es necesario conocer otras que, o bien derivadas de las anteriores o bien de concepción especifica. también forman parte de la familia de protecciones. El mejor conocimiento y adecuado diseño de cada una de ellas se consigue anali- zando sus prestaciones aplicadas a las instalaciones que deben proteger. En este capitulo se describen las protecciones que deben ser utilizadas en las dife- rentes instalaciones de una red eléctrica sobre la base de una solución óptima. Evidentemente. en la medida en que los equipos que hay que proteger sean de poca potencia. o bajo coste. habrá que limitar el número de protecciones por razones de co- herencia. Pero. aun en estos casos. como podria ser en instalaciones de baja tensión o equivalentes. no hay que confundir la simplicidad por la fiabilidad y éste es, en defini- tiva. el reto permanente al que hay que enfrentarse y dar respuesta en la realidad. 5.1 Protecciones de generadores En un sistema eléctrico, los generadores constituyen un elemento claramente diferen- ciado del resto de equipos que constituyen el sistema. Obviamente, en caso de que el sistema esté perturbado por cualquier causa (cortocircuito, pérdida de estabilidad, des- censo de frecuencia, etc.) los generadores han de mantenerse en servicio siempre que sea posible, en un intento de evitar el '<apagón» general, de desastrosas consecuencias. Esto no siempre es posible debido, principalmente, a sus limitaciones mecánicas y tér- micas. Por otro lado, los generadores, como máquinas rotativas, padecen los disturbios de la red de forma muy diferente a como los sufren el resto de equipos, no rotativos. Naturalmente, también pueden producirse averías internas en sus arrollamientos rotórico o estatórico. Algunas de estas averías, aunque de poca significación en cuanto a magnitud, son muy dañinas para la máquina. La detección de tales faltas internas pre- cisa de sistemas de protección de cierta sofisticación.
- 129. 238 Protecciones en las instalaciones eléctricas Por todo ello, la protección de los generadores merece un punto y aparte al hablar de las protecciones de un sistema eléctrico. Conforme aumente la potencia de las má- qu inas, sus sistemas de protección son más y más complejos (fig. 5.1). ~r~=- I L95'" "'ínlma 1m .daneia "la p,o!~cc i ón da.rendol d.. 1 bloque 8ARRAS Tl I 1----oQTII "., Fig. 5. 1 Protecciones en generadores de potencia entre 20 y 100 MVA . Para los grandes alternadores, se instalan equipos de protección compactos, usual- mente diseñados por el propio constructor de la máquina, que incorporan los relés de protección propiamente dichos, los transformadores auxiliares de intensidad y tensión, las fuentes de alimentación para los relés y las bobinas de disparo, el equipo de señaliza- ción, relés auxiliares, equipos de vigilancia de los circuitos de disparo, etc. En estos ca- sos. las protecciones están normalmente agrupadas en dos paneles de protección. La distribución de protecciones entre los dos paneles se realiza intentando que las protec- ciones de un panel tengan la réplica de reserva local en el otro. En el caso de que esto no pueda cumplirse, se duplican las protecciones para disponer de la correspondiente re- serva. Cada panel tiene su propia fuente de alimentación y efectúa los disparos con distin- tas baterías de acumuladores, intentando alcanzar un elevado nivel de obediencia del sistema de protección (fig. 5.2). Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas l A lo prol . dUeuncial d.' tralo de 810que 1 A la pral. dif.rendol de' Bloque I I I I L._. Tlerro en e' rolar lierra Klator 100·'• . _.~ , 1 NOT A Los grupos de profección 1 y 2 paro mo.,or .~u'¡dod - - •• alimenton .,efectúon los disparos Con dist intos bol eríos BARRA!l Interruptor Flg. 5.2 Protecciones en generadores de más de 300 MVA. 239 En el lado opuesto se encuentran los generadores de las minicentrales. Se trata, normalmente, de generadores de muy baja potencia, alimentados por un salto de escasa altura. Estos generadores se conectan a una toma de distribución M.T.cercana. Las pro- tecciones que incorpora el generador suelen ser las mínimas indispensables, pero deben añadirse algunas protecciones especiales que contemplen la forma en que el generador está conectado al sistema (fig. 5.3). En las siguientes páginas se describen las protecciones usuales en grandes y peque- ños alternadores. 5 .1.1. Protección diferencial de generador La protección diferencial de generador deberá incluir elementos de frenado a fin de evi- tar actuaciones intempestivas en caso de cortocircuitos externos debidos a errores de respuesta de los transformadores de intensidad, especialmente durante el periodo sub-
- 130. 240 Protecciones en las instalaciones eléctricas transitorio, originados por la componente asimétrica de la intensidad de fal ta. Interesa que los circuitos de corriente secundarios y los relés diferenciales sean de bajo consumo para que los transformadores de intensidad respondan mejor a las altas intensidades que pueden esperarse (fig. 5.4). Falto o tierro red ultrlor Mádma tensión Mínima tensión BARRA S TIT Interruptor I'S~O~b:r.~'~~~en~.~id~a~dt-__________________________________________~ L TII Ti erro en el rolor Mínimo ucitación Flg. 5.3 Protecciones en minicentrales « 5.000 kW) conectadas a una línea de distribución M .T. GENERADOR -r ,.--- , E.loto, I I I , ..-- EIl'ml'nlos d.lrf'nodo ,í-·.-f-·-·---·, -,J=- i i i i i .,..,.---+E li!'m1'N05 dI' opl'roción L._ .. ._.- ._.- ._.-.J Fig. 5.4 Protección diferencial de generador. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 241 Existen tres modalidades de aplicación en la protección diferencial del conj unto generador-transformador-barras. Tal como puede apreciarse en la figura 5.5, las tres soluciones utilizadas van desde la separación en tres protecciones diferenciales independientes (caso a) hasta la globali- zación en una sola (caso e). eAFtAAS Prol. Oil~, ~ndol Trola PrOI . Oil l'r t'", ciOI Sorro& BARRAS G TRA"'O ,) Prol. Oit.renciol Globol Fig. 5.5 Modalidades de protección diferencial. Lo usual en grandes instalaciones es la utilización de la variante a. 5 .1.2 Protección de sobretensión Se emplea para proteger las máquinas o los transformadores, en caso de servicio sepa- rado de red, frente a elevaciones excesivas de tensión, por funcionamiento anómalo del regulador de tensión o falsa maniobra con regulador manual. Esta protección se insta- laba antaño prácticamente sólo en centrales hidráulicas, ya que, en este tipO de centra- les. había que contar con fuertes sobretensiones al producirse una pérdida brusca de
- 131. 242 Protecciones en las instalaciones eléctricas carga, y tener lugarel típico «embalamiento». Hoy en día se incluye también esta senci- lla protección en los turbogeneradores, ya que los reguladores de tensión, cada vez más complejos, pueden tener fallos de actuación. Por otro lado, los turbogeneradores po- seen reactancias transitorias considerables que pueden ocasionar, en caso de descone- xiones a plena carga, la aparición de puntas transitorias de tensión, que pueden estar próximas a las máximas solicitaciones de tensión admisibles en el generador y el trans- formador del bloque. En estos casos, es necesario supervisar la rapidez de intervención del regulador de tensión. La protección de sobretensión ha experimentado, por tanto. una creciente importancia. empleándose incluso en versión de dos etapas (instantánea y temporizada) incluidas en el mismo relé (fig. 5.6). ctfNERAOOA --o / ':" ,. ,. I I~I:. - I L u. _ ~ Fig. 5.6 Protección de sobretensión. En una minieentral, conectada en «T>. sobre una línea de distribución,el relé de so- bretensión es un relé de máxima tensión a tiempo independiente cuya principal finali- dad es desconectar la central de la red en el caso de que la tensión de distribución al- cance un valor elevado y sostenido. El relé de sobretensión suele conectarse a una tensión compuesta de forma que no le afecten las sobretensiones que se producen en las fases sanas en ocasión de falta a tierra. 5.1,3. Protección de subtensión Esta protección se instala en minicentrales. Su misión consiste en detectar corto- circuitos polifásicos en la línea de distribución de media tensión. La mayoría de alter- nadores de estas minieentrales son de muy baja potencia. por lo que después del pe- riodo subtransitorio su aportación de corriente al cortocircuito es, en general. débil y probablemente insuficiente para provocar el disparo de los relés de sobreintensidad (lig.5.7). Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 243 ÚNUMT IHlUIIIU"'OA I NEMOOlt lRA,.O r:;- i ' (Ü} '!- J J J..- ' - I I i '" V , I I .R},l I CJ CJ Ji CJ Fig. 5.7 Protección de subtensión. Tres relés de mínima tensión controlan las 3 tensiones compuestas del sistema -para detectar cualquier falta polifásica- y actuan independientemente sobre el inte- rruptor. 5.1.4 Protección contra falta a tierra en la red exterior LiNEA M T. G!:H[AAOOfI IAA"O IH I [AItU"OR '" u. ® I oi •••,. Fig. 5.8 Protección contra (alta a tierra.
- 132. 244 Protecciones en las instalaciones eléctricas Esta es también una protección tipica de minicentrales conectadas a una linea de distribución M.T. Es usual que el transformador de la minicentral opere con neutro ais- lado a fin de no aumentar la corriente de falta a tierra en la red M.T. En el supuesto de falta a tierra en la propia línea es preciso desconectar el generador de la minicentral para evitar que se mantenga el arco. La protección se basa en un relé de máxima tensión que mide la tensión residual -indicativa de desequilibrio a tierra- y tiene una temporiza- ciónadicional de 5+ lOs para lograr cierta selectividad en el caso de falta a tierra en otra linea de la red de distribución procedente del mismo embarrado (fig. 5.8). 5 . 1.5 Protección de pérdida de excitación (sub-excitación) La pérdida de la excitación de un alternador puede producirse por: - Apertura no intencional del interruptor de campo. - Circuito de campo abierto o en cortocircuito. - Avería en el regulador automático de tensión. Cuando un generador, con una cierta carga, pierde su excitación, pierde también el sincronismo con la red y pasa a funcionar a una frecuencia superior a la del sistema, ab- sorbiendo de ésta la potencia reactiva que necesita para la excitación. La máxima po- tencia que puede estar suministrando un generador para mantener el sincronismo al perder la excitación, depende de sus caracteristicas. ® COl'u:lrI'lIOdo' ,íncflmo Iub- ..diodo Motor ,ínctol'lo sub-e.citodo Generador de inducci ón de'pue', d. petde, lo •• cilodó" I AdelQl'llodo -------I-'~:.....----_ MW 'Solienle5' 1040101 ,ioctono SObr.-ellCitado (ol'lI:1_"Iodo, dncrono lobr. -.ocilodO J- jo4/A, "So,ie"'eS" l/1.lro,oc:Jo ® ]~ C.mp. 1rr Fig. 5.9 Diagrama de funcionamiento de una máquina síncrona. En el caso de un generador de polos salientes esta dentro del 15 + 25 %de la poten- cia nominal: para turboalternadores, puede ser sólo del 3 + 5 %. El resultado es un sobrecalentamiento de la parte final del estátor y de porciones del rotor si la máquina funciona asi durante cierto tiempo. La tensión en bornes del ge- Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 245 nerador varia periódicamente debido a la variación de la corriente reactiva absorbida de la red. En los momentos en que la tensión es baja podrian fallar los motores de induc- ción auxiliares, lo que ocasionaria la pérdida de la central. La pérdida de sincronismo también puede producirse con el circuito de excitación en perfectas condiciones. En este caso, seria debido a cortocircuitos en la red exterior o a la operación con carga capacitiva elevada y, por tanto, un campo relativamente débil. En estas condiciones, el par de la máquina sufre fuertes oscilaciones con variación de corriente, potencia y factor de potencia. Podria recuperarse el sincronismo si la carga se redujese suficientemente, pero si esto no ocurre en pocos segundos, será necesario desconectar el generador de la red y volverlo a sincronizar (lig. 5.9). Los generadores síncronos no están diseñados para operar asincronamente y la sa- lida de la máquina oscilará según las oscilaciones del rotor en un intento de volver a sin- cronizar. La pérdida de sincronismo no requiereel disparo inmediato a menos que con- lleve un importante descenso de la tensión de salida que ponga en peligro la estabilidad del sistema. Se conocen casos en que algún alternador ha estado funcionando fuera de sincronismoal perder la excitación, sin resultar dañado, por espacio de varios minutos. En pequeños generadores no suele instalarse protección contra pérdida de excita- ción. Si se instala, es normal que se limite exclusivamente a controlar, mediante un shunt, la corriente de excitación. Si ésta desciende por debajo del valor mínimo (por ejemplo, el 8 %) se produce la actuación del relé, con un cierto retardo, del orden de 2 + lOs (lig 5.10). G u< I"t~rrl,lp'o' d.compo ® ---1_----. Disparo (óolormo) } • ,...d'.,,;, Fig. 5 .10 Protección simple contra subexcitación. La protección de pérdida de excitación que se instala en grandes alternadores, tra- baja con la impedancia medida en los terminales del estator. La figura 5.11 muestra la curva de funcionamiento de un generador y su transformación al diagrama de impe- dancias. Para cada punto de la curva existe un ángulo pque permite leer el valor de la potencia trifásica aparente (S). El valor de la impedancia aparente, en valor secundario, viene dado por U' I z-_.(.!L) S "V
- 133. 246 Protecciones en las instalaciones eléctricas siendo: u - tensión nominal, en kV S - potencia aparente, en MVA r, 1 - relación de transformación de los T11 r, V - relación de transformación de los T/ T NVA, '·Satienl.'" Angula dell . ~ "'0"';1'10. limite pot' lo corrienle del e llolo. A"gulo del t.P no",;"ol -l<E=::==',---f--- IotW - A 1~====:JQ¡:::::f::::==- • MVA, "Entran te," límilt Por colrl'llo",l enla del I.nol dlll ellolo. -, Fig 5. 11 Diagrama de impedancia de un generador. La figura 5.12 muestra la curva de estabilidad y su transformación al diagrama de impedancias. En esta figura, Ves la tensión en los terminales en t.p.u.; X, es la impedan- cia equi valeme del sistema -tal y como se ve desde los terminales del generador-o X, es la reactancia síncrona del alternador. X, y X, están expresadas en l.p.u. en base a los MVA de la máquina. J ' J, V G 1 Q)~t--J.-~ J, -~4T--~~---R V2 1 1 - ( - + - ) 2 Xs Itct ,-"1---'¡--7'<--- MW en I.p ,u . 'o Fig. 5. 12 Curva de estabilidad. Recomendaciones para la1>rotección de instalaciones eléctricas 247 La figura 5.12 puede completarse incluyendo las curvas de funcionamiento del ge- nerador y la correspondiente allimitador de mínima excitación (fig. 5.13). Suponiendo una cierta carga en MW de la máquina ysuponiendo que vayan aumemando los MVAr absorbidos al disminuir la corriente de campo, la impedancia vista desde los terminales es la representada por la curva A de la figura. Si el regulador de tensión está en servicio, ellimitador de mínima excitación impide la operación a un nivel que perjudicaría tér- micamente a la máquina. Si el regulador no está en servicio, la impedancia continuaría disminuyendo hasta que operase el relé. Fig. 5. 13 Curvas del generador y del limitador de mínima excitación. Si la tensión fuese alta se produciría una alarma. En caso de que la tensión fuese baja se dispara la máquina tras una cierta temporización. A menudo, el relé incluye un elemento direccional para impedir el disparo en caso de falta próxima al otro lado del transformador de bloque. Con esto se obliga a que la zona de trabajo del relé sea la que ~e muestra sombreada. Se consigue así una protección de pérdida de excitación, con un relé direccional de mínima impedancia y un detector de mínima tensión. En términos estrictos, se trata de un relé Mho off-set, ya que el centro de la curva característica está desplazado respecto al origen de impedancias. 5 . 1.6 Protección de cortocircuitos entre espiras Los cortocircuitos emre espiras son roturas de aislamiento entre espiras pertenecientes al mismo arrollamiento o a arrollamientos paralelos de la misma fase. Aparecen espe- cialmeme en alternadores con gran número de conductores por ranura, es decir, en uni- dades con tensión relativamente elevada y de baja potencia. Las causas más corrientes dc esos cortocircuitos son las sobretensiones producidas por fenómenos atmosféricos o deterioros mecánicos del aislamiento. En máquinas que sólo poseen uno o dos conduc- torcs por ranura, la probabilidad de cortocircuito emre espiras es baja: esta se limita so- brc todo a la cabeza de la bobina, sobre la cual pueden ejercerse grandes fucrzas y P"'- sloncs externas.
- 134. 248 Protecciones en las instalaciones eléctricas Cuando se produce un cortocircuito entre espiras pueden aparecer grándes co- rrientes de circulación, así como fuertes densidades de corriente; es por ello que tales defectos deben ser eliminados lo más rápidamente posible, a fin de evitar la destrucción de otras partes del bobinado. A menudo, cuando se produce un cortocircuito entre espi- ras, también se produce un fallo de aislamiento contra el hierro del estátor, pudiendo provocar el funcionamiento de la protección contra defectos a tierra del estátor. a) Protección de los cortocircuitos entre espiras en máquinas con un arrollamiento porfase Un cortocircuito entre espiras implica una disminución de la tensión inducida en la fase afectada. En consecuencia, se establece una diferencia de potencial entre el punto neutro de los arrollamientos y el punto neutro de las tensiones en los bornes de la má- quina. Dicha diferencia de potencial se utiliza para detectar un cortocircuito entre espi- ras. La suma de las tensiones de fase se realiza con la ayuda de un transformador de ten- sión trifásico de acoplamiento magnético. En el lado de A.T., el punto neutro de dicho transformador se une al punto neutro del alternador. A los bornes del arrollamiento secundario, conectado en triángulo abierto, se conecta un relé de máxima tensión (fig. 5.14 a). • S l u> • s ~ v, Ys Dj,pcuo AV"VR t..,s +Vr • o COMido".' IIG,",IIolt"' .. U• u. Q) b) Fíg. 5. 14 Protección contra conocircuitos entre espiras. En condiciones normales, el relé permanece en reposo. Cuando se produce un cor- tocircuito entre espiras, la diferencia de potencial mencionada anteriormente debe pro- vocar la operación del relé de tensión. La tensión máxima durante un cortocircuito en- tre espiras que abarcase todo el arrollamiento sería igual a la tensión de fase. Dado que en condiciones normales aparece en los bornes de un arrollamiento en triángulo la suma del tercer armónico en las tres tensiones de fase, esta protección debe ser insensible a los armónicos. Pueden utilizarse, porejemplo, los relés tipo Ferraris que Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 249 son polarizados por una tensión compuesta, exenta de armónicos (fig. 5.14 b). La ten- sión del arrollamiento en triángulo del transformador también se conecta al segundo par de bobinas. El acoplamiento resultante es únicamente proporcional a la compo- nente 50 Hz de la tensión e independiente de los armónicos de tercer orden. En el caso en que se utilicen tres relés tipo Ferraris, polarizado cada uno de ellos por una tensión compuesta, puede conseguirse lo siguiente: l. Determinar la fase en defecto. 2. Ajustar la misma sensibilidad para las tres fases. Debido a la unión del punto neutro del alternador con el del transformador de ten- sión.ese esquema puede también utilizarse, sin dificultad, para alternadores con neutro a tierra limitado mediante una mayor o menor resistencia. Para precisar la sensibilidad necesaria de una protección contra cortocircuitos en- tre espiras, es necesario determinar -en función de la disposición del arrollamiento- a partir de qué mínimo número de pasos de bobina es posible el contacto entre partes de arrollamient~ de la misma fase. Entonces, podrá deducirse la tensión mínima que queda cortocircuitada en el momento del contacto. Esta tensión debe ser detectada por el relé de protección contra cortocircuitos entre espiras y ha de ser superior al máximo ,valor de las asimetrías que aparecen en condiciones normales. Es usual ajustar el valor de operación. aproximadamente, al 2 % de la tensión nominal. En los alternadores de polos salientes son posibles y admisibles grandes asimetrías de tensión. En consecuen- cia. es necesario un ajuste más alto del relé. Por otra parte, es necesario temporizaresta protección a fin de evitarque el relé tra- baje debido a maniobras de explotación (por ejemplo una variación rápida de la excita- ción que provoque asimetrías de corta duración en las tensiones de fase), a fenómenos transitorios en la red externa, etc. b) PrO Tección de corTocircuiTOSenTre espiras en máquinas con neUTro aislado .1' con I'arios arrollamientos por fase En estos alternadores,cuando aparece un cortocircuito entre espiras en una de las bobi- nas (R ,), la tensión en la fase afectada es mantenida -en parte- por el arrollamiento en paralelo (R ,). En este caso, es más indicado medir la corriente de circulación entre las dos bobinas, en lugar de medir la tensión. Para ello, se conecta un relé de sobreintensi- dad entre los dos puntos neutros (N" N,) de los conductores del arrollamiento (fig. 5.15). En condiciones normales del servicio, apenas circula corriente a la frecuencia fundamental. Solamente circula una cierta corriente armónica (principalmente el ter- cer armónico). Cuando se produce un cortocircuito entre espiras, aparece una circulación de co- rriente entre el conductor en defecto yel conductor sano paralelo de la misma fase, que puede ser detectada por el relé de sobreintensidad. El ajuste del relé ha de ser superior a la corriente normal de armónicos (alrededor del 5 %de la corriente nominal para las pequeñas máquinas yalrededor del 3 %de la co- rriente nominal para las grandes). Si el relé posee un filtro pasa-bajo con el fin de elimi- nar los armónicos, la sensibilidad que puede conseguirse será más elevada.
- 135. 250 Protecciones en las instalaciones eléctricas Esta protección puede utilizarse también cuando el alternador tiene tres arrolla- mientos paralelos por fase, lo que puede conducir a tres puntos neutros distintos. Este tipo de protección, evidentemente, sólo es utilizable en alternadores con neutro aislado. r N, N, I ®-...L~ Disporo .¿.. / / ,,- . "- A, ., V 5, " J " / T, Fig. 5.15 Neutro aislado V ....arios arrollamientos por fase. • • e) Protección de cortocircuitos entre espiras para máquinas con neutro puesto a tierra y varios arrollamientos por fase En este caso, la puesta a tierra del neutro se realiza mediante un transformador cuyos extremos del primario están unidos a los dos puntos neutros, estando puesto a tierra el centro del arrollamiento primario. Deesta manera,este transformador no presenta im- pedancia suplementaria para las corrientes que circulan hacia tierra puesto que existe compensación (fig. 5.16 a). En efecto, estas corrientes son idénticas en los dos conducto- res de arrollamiento. Por el contrario, cuando se produce un cortocircuito entre espiras circulará una corriente desde un punto neutro hacia el otro e inducirá una corriente en el arrollamiento secundario del transformador, lo que provocará la actuación del relé de corriente. Otro método consiste en comparar, con ayuda de un relé diferencial, las corrientes en los diferentes conductores de arrollamiento de la misma fase (fig. 5.16- c) o en las uniones de los puntos neutros a tierra (fig. 5.16 b). Si se controlan, dos a dos, las corrien- tes de fase de un alternador trifásico, la protección estará constituida por seis transfor- madores de corriente y por un relé diferencial trifásico (protección diferencial transver- sal). Además, puede discriminarse la fase afectada. Esta utilización supone la existencia de una distribución simétrica de las bobinas en paralelo en las ranuras del estátor. Pue- den aparecer corrientes diferenciales de toda la serie de armónicos desde el segundo hasta el décimo. Diferencias de bobinado con relación al eje medio de los dos semi- arrollamientos producen también diferencias de fase y sus correspondientes conientes de circulación, lo que pudiera impedir un ajuste lo bastante sensible (fig. 5.16 e). Es necesario destacar que los cortocircuitos entre espiras no pueden ser detectados ni por un relé diferencial convencional ni por un relé de asimetría. Los relés diferencia- les no funcionan cuando se produce un cortocircuito entre espiras, ya que la corriente es igual en lado <<neutro» yen <dado bornes» de alternador. El relé de asimetría (compo- nente inversa) no podría detectar determinados cortocircuitos entre espiras, a menos que sea de extraordinaria sensibilidad. Recomendaciones para la protección de Instalaciones eléctricas 251 __~dE=ii"i0=;Z==::~~=f---i~" H. ,. l:t .. ,. 11 N, N, 'o <±>--J...-Di.por. '" I 1 r- I 1 °OT .¡. ., CfHl'RAO~ ~ 1 '---""' I j Bobll'lG' ,h tr,IIO<I. ." t-..b1flO' d•• p.,oció", ., Fig. 5. 16 Neutro a tierra y varios arrollamientos por fase. 5 .1.7 Protección de contactos a tierra en el estátor N, " - • • A pesar de las mejoras introducidas en la elaboración de los aislamientos de las máqui- nas eléctricas de A.T., sigue siendo el contacto a tierra una de las averías más frecuentes. Tanto el contacto entre espiras como entre devanados ambos se inician la mayona de las veces a consecuencia de un contacto a tierra en el estátor. Por ello, con el empleo de esta protección se puede evitar con antelación el contacto o cortocircuito entre espi- ras y sus catastróficas consecuencias. Por este motivo, debe intentarse: a) Detectar contactos a tierra en toda la zona de los devanados, inclusive el centro de estrella. b) Desconectar el generador y su excitación lo más rápidamente posible, en caso de contacto a tierra en el estátor.
- 136. 252 Protecciones en las instalaciones eléctricas e) Mantener las corrientes de contacto a tierra tan pequeñas que no produzcan daños en la chapa del estátor. d) Aumentar de tal forma la selectividad de la protección, que sea insensible frente a penurbaciones y contactos a tierra en la red. Para cumplircon la premisa «baja intensidad de paso a tierra», se aconseja trabajar con el neutro del generador aislado o puesto a tierra a través de alta impedancia. En co- nexiones «en bloque», se tiene la ventaja de tener la máquina separada galvánicamente de la red externa. con lo cual las penurbaciones de la red no influyen directamente en la protección contra contactos a tierra en el estátor. Sin embargo, siempre existe una ciena influencia a través de la capacidad del transformador de bloque; de forma que en caso de falta a tierra en la red exterior también aparece ciena tensión entre la estrella del ge- nerador y tierra. I 1 'N T '. I I! G!N!AADOR ~ { " 'o 7 ~ 1 f· $ '. Vs Vr ¡¡¡ Flg. 5. 17 Puesta 8 tierra de un generador. , r " '. La figura 5.17 muestra uno de los esquemas típicos de puesta a tierra de un genera- dor. Se realiza por medio de una resistencia conectada al secundario de un transforma- dor de potencia. de relación V, / V,. El valor de,p' determina el máximo valor que puede asumir la corriente de falta a tierra IN' El valor real de R PT. en ohmios primarios, viene dado por: RPT _'p, . (~)2 De este valor. puede deducirse la máxima corriente de falta a tierra Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 253 siendo: VN UN - Tensiones nominales fase-tierra y compuesta del generador, en voltios 'p, - Impedancia de puesta a tierra, en ohmios secundarios V, V, - Tensiones primaria y secundaria del trafo de puesta a tierra en voltios IN - Corriente de falta a tierra, en amperios Este valor de IN es el que se obtendría -despreciando la impedancia del arrolla- miento- para una falta a tierra a bornes de salida del generador, donde se dispone del pleno valor de tensión (V). Cuanto más cerca del neutro se encuentre la falta, menor es la tensión disponible para producir corriente. I v. Rp, 1 pero GENERADOR I.----- . ---.-.- . -.~ . __ 1II.Zg (1-a).Zg . " lI. Zg (l-.). Zg ~~"~--__________~~-+__ s I i L ._._. ___ ~. _. ___. _.~ con lo cual, despreciando el valor de Z" con x en t.p.u., desde el punto neutro. Por tanto. el ajuste dado al relé de tensión -en voltios primarios- supone el grado de protección del arrollamiento. Véase un ejemplo con los datos siguientes: Tensión nominal del generador: Transformador de puesta a tierra: 11 kV 11.000/ 240 V
- 137. 254 í 1 Protecciones en las instalaciones eléctricas Resistencia secundaria: Ajuste del relé de tensión: RpT - 0,2725 ( _'_'_ ) 2 - 572 n 0,24 IN m II.~ - 11 ,1 A (máx.) 572 · 3 0,2725 n 18 V Tensión de disparo - 18 · _,_,- - 825 V (primarios) 0,24 porcentaje no protegido - ~ . 100 - 13 % 11.000 J3 porcentaje protegido - (100 - '13 %) - 87 % I-----<• ..¡~ Zona protegida I o 13 100 'l. ',. ',. (OV)(825V) ( 1t.OOO V) 'IJ Naturalmente, cuanto menor sea el ajuste del relé de tensión, mayor será la zona protegida del arrollamiento. Otro aspecto de interés es el contenido de tercer armónico en las corrientes del ge- nerador. Como se aprecia en la figura 5.18, los terceros armónicos están en fase y su re- sultante es el triple del valor del armónico. Esta corriente pasa por el neutro y podría producir un disparo intempestivo si el relé no incorpora algún filtro que elimine el tercer armónico. Si tomamos los valores del ejemplo anterior, la tensión de 825 V, so- bre la resistencia de 572 ohmios, supone una intensidad de sólo 1,44 A Ypor tanto muy débil. La figura 5.19 muestra otro posible esquema para la protección de falta a tierra en el estátor. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 255 l. l. " Flg. 5.18 Comportamiento del tercer armónico. ,1 VI' , 4 .1'. k::>< ,.) 8. 1'. t<€~ ['-.~ : '. : .. ~ " --i' V-r... D••po,o k~ r'-r--' '. .pO 1 .~'. Fig. 5.t 9 Esquema tensión residual.
- 138. 256 Protecciones en las instalaciones eléctricas Este sistema mide la tensión resultante del sistema vectorial / / / / / / / "AN::» 'IR' ----J' . " U htalor N:r.T ---1,- o Condi,io,.,,,. no, ...al". '. 3VO . VAT " "'ST ·"n 3"'0 .. vN1 'sr [ r 1"0110 o ,itlfo tn ti nlólot o una dillo,.,da (. ) d..1 .."vito ~ 'IJ fVHT -JYo~ YH1aV.I-" )Voan.!-.) Fig. 5.20 Tensiones medidas en caso de faltas a tierra en el estátor. • l· El valor de VD es usualmente nulo, excepto cuando existe una falta a tierra. En la fi- gura 5.19 se ha representado un bloque generador-transformador. Dado el grupo de co- nexión del transformador, el generador sólo puede dar corriente de falta a tierra en caso de falta en el propio alternador o en el bobinado B.T. del transformador. Aquí también existe el problema de la tensión de tercer armónico. Los relés que haya que emplear deben incluir un filtro de dicho armónico. Normalmente, los relés es- pecíficos para este cometido amortiguan el tercer armónico a un valor de 15 + 30 veces. La figura 5.21 muestra otro esquema para deteclar faltas a tierra en el estátor. A este método -también aplicado en transformadores- se le denomina «diferencial de neutro.. o «de falta a tierra restringida». En caso de falta externa, circula una corriente por el circuito diferencial y la tensión a bornes del relé es reducida. En el supuesto de falta interna, no puede establecerse esta circulación de corriente y aparece una tensión elevada a bornes del relé de tensión. Este sistema no se ve afectado por el tercer armó- nico. pues las corrientes armónicas recorren de igual modo lodos los transformadores de medida. 1'·1 I Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas GENERADoR R.r - Fig. 5.21 Esquema diferencial de neutro. 257 Todos eSlos sistemas adolecen del mismo defecto. Si la falta está muy próxima al centro de la eSlrella, es muy posible que la protección no detecle el desequilibrio de len- sión o corrienle producido. Si se quiere proteger el 100 % del estalor hay que buscar re- lés y montajes más complejos. ., 100.,. ., ~t~. ____¡-______~)_______________+--~--------.~--._(+I • '0'" Fig. 5.22 Esquema basado en el tercer armónico.
- 139. 258 Protecciones en las instalaciones eléctricas Uno de los sistemas consiste -precisamente- en trabajar con el tercer armónico. Cuando se produzca un contacto a tierra del estátor, la corriente del tercer armónico en el neutro será tanto menor cuanto más cerca del neutro se produzca el contacto (fig. 5.22) En efecto, con el generador en servicio, por el neutro del generador circula la co- rriente de tercer armónico 1], que produce una c.d.!. en la resistencia de puesta a tierra R PT' El relé de mínima tensión, que cubre el 100 %del estátor, dispone de un filtro que refuerza la tensión de tercer armónico. En cambio. el relé de máxima tensión, que cubre el 90 %. dispone de filtro de rechazo de tercer armónico. En condiciones normales, el contenido de lercer armónico mantiene abierto el contacto a. Para que se produzca el disparo es necesario. además, que la tensión sea la de servicio. Esto evita el disparo cuando la máquina está parada o se encuenlra regulando la velocidad. Para inslalar esta protección es importante conocer la corriente de tercer armónico que la máquina enlrega en lodas las condiciones de servicio. Obsérvese también que el relé de control de la tensión de servicio está conectado a una tensión compuesta. Otro sistema, más sofisticado que los anteriores, consiste en inyeclar en la puesta a tierra una tensión (fig. 5.23). Normalmente se trata de una lensión con una frecuencia tf) dislinta a la fundamental (f) y que no coincida con la de ningún subarmónico. En condiciones normales. mientras no exista un contacto a tierra, apenas circula corriente de esla frecuencia. Sólo en caso de contaclO a tierra se cierra el circuito. Transformador de tensi ón 12 Hz GENERADOR -:- c±)~.. ,-----...... ~ Disparo Fig. 5.23 Esquema con inyector de baja frecuencia. Cobertura del 100 %. La corriente será tanto mayor cuanto más cerca de la estrella se encuentre el con- lacIo a tierra. El ajuste del relé ha de ser tal que quede garantizado que sólo funcionará para defectos en el estátorde la máquina. Como normalmente se instala también la pro- lección al 90 %, se ajusta el relé del 100 % para cubrir, como máximo, el 10+ 20 %del arrollamiento del estátor. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 259 5.1.8 Protección de falta a tierra en el rotor Un contacto a tierra unipolar en el rotor de un generador síncrono no perturba, por sí solo, el servicio de la máquina. En la mayoría de los casos, esta protección se instala solamente para dar una alarma: Se deja a criterio del personal de servicio el momento más convenienle para qullar de servicio la máquina y efecluar una medida exacta del contacto a tierra (por ejemplo, durante el servicio nocturno, con carga débil). El gran problema aparece con el segundo contaclO a tierra; en este caso queda anu- lada una parte del arrollamiento inductor. Aparte de los efeclos térmicos sobre los conductores del rotor, la doble falta a tierra supone una distorsión del flujo magnético creado por el arrollamiento inductor, de forma que la fuerza atractiva puede ser muy poderosa en un polo y muy débil en el polo opuesto. ESla fuerza desequilibradora gira según lo hace el propio rotor, produciéndose una violenta vibración que puede dañar los cojinetes e inc/uso desplazar el propio ro- tor. El alternador corre gravísimo peligro. Son varias las posibilidades de deteclar el primer contacto a lierra del circuilo de excitación. a) M élodo del pOlenciómelro Este sistema de detección es el más simple. Se lrata de una resislen~ia con una toma intermedia conectada en paralelo con el inductor. La toma media está conectada a tie- rra a través de un relé que no aClúa en condiciones normales. Cuando se produce un contacto a lierra aparece una tensión a bornes del relé yéste cierra, con una cierta tem- porización, un contacto de alarma (fig. 5.24). Este sistema presenta un inconveniente. Cuando existe un contacto a tierra en las proximidades del centro del arrollamiento del rotor, el relé no queda sometido a nin- guna ~ensión y.no produce alarma. El problema se resuelve mediante otra toma del po- tenclometro. SI. no eXiste contacto a tierra, al conmutar la toma tampoco opera el relé. Esta conmutación debe efectuarse periódicamente y tomar la precaución de volver el conmutador a su posición original. b) MélOdo de inyección di' corrien/e cOll/inua El relé, alimentado por una tensión c.a., inyecla una lensión de c.c. (L'm ) en el polo ROlO, .-----~-------------- '+1 " .10 ,otll ou ir • ------L----r--~::::::::::::~'-I .. Alo.1I'O .,. + Fig. 5.24 Mélodo del potenciómetro.
- 140. 260 Protecciones en las instalaciones eléctricas AoIO' Ruj. -7 l· Tu. .,. - ,-o I I~~I " I;:t I jum J + Alormo (., '* Fig. 5.25 Método de inyección de e.e. negativo del circuito de excitación y controla el paso de corriente. El filtro elimina las componentes alternas procedentes de la tensión de excitación. Cuando disminuye la re- sistencia de aislamiento (Rais) se produce una circulación de corriente que ocasiona el cierre de un contacto de alarma con una temporización de 5 + 10 s. El ajuste mínimo del relé depende de la capacidad respecto a tierra del arrollamiento (fig. 5.25). Rolo, -z-ll' A lo ~I ,-o =:=c 1I _ I'uenle ou.ilio. de (o . n I:E I 9 I C-) Alo.1'r>CI + Flg. 5.26 Método de inyección de c.a. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 261 La temporización es necesaria para evitarque el relé trabaje por el incremento de la corriente capacitiva ocasionada por el aumento de la tensión de excitación, que suele producirse cuando se regula muy rápidamente. e) Método de inyección de corriente alterna En este sistema, se inyecta una tensión alterna al circuito de excitación por medio de un transformador yse controla el paso de corriente. Cuando se produzca un contacto a tierra, el paso de corriente ocasiona el cierre de un contacto de alarma. Se utiliza una cierta temporización, del orden de 5 + lOs. El condensador eestablece una barrera a la c. c. de la excitación para evitar descargas a través del relé. Un fil!ro pasa-banda permite rechazar las frecuencias de valor distinto a la fundamental que pueden encontrarse en la tensión de excitación (fig. 5.26). 5.1.9 Protección de retorno de energra La protección contra retomo de energía, o potencia inversa, tiene como finalidad sepa- rar el generádor de la red cuando falle la energía motriz del mismo, esto es, cuando la turbina ya no sea la que arrastre al generador sino que sea éste el que, como motor, haga girar a la turbina. Esta protección es, en realidad, una protección de la turbina, ya que solamente es ésta la que puede estar sometida a esfuerzos anormales en dicho estado de servicio. La potencia activa absorbida en estas condiciones es, en caso de turbinas de condensación, muy reducida y supone aproximadamente del 1al 3 % de la potencia nominal. En turbinas de contrapresión es mayor del 5 %, yen accionamientos Diesel del 10 %. Para detectar este reducido retomo de energía, debe disponerse, por tanto, de un relé muy sensible, el cual estará sometido normalmente a la potencia nominal total en contradirección. Una protección electrónica moderna contra retornos de energía permite un ajusté desde 0,5 % de la potencia activa nominal. La desconexión de la máquina se produce. sin embargo, con un retraso más o menos largo, en función de la actuación de las válvu- las de cierre rápido de la turbina. Con ello se asegura que no se produzcan disparos in- tempestivos en caso de fenómenos de penduleo de potencia o durante el proceso de sin- cronización. Puesto que en situación de motorización las corrientes son equilibradas, la protec- ción de potencia inversa puede conseguirse con un relé monofásico (fig. 5.27). El relé de potencia inversa típico consiste en un elemento de sobreintensidad direc- cional. La unidad direccional mide el producto l ·cos <p; es decir, potencia activa de una fase. Algunos modelos de relé incorporan una entrada que introduce una cierta tempo- rización para dar tiempo al cierre de la válvula de admisión. 5 .1.10 Protección de carga asimétrica Cualquier asimetría, es decir, carga desequilibrada, produce corrientes de secuencia in- versa. Estas corrientes, que giran en sentido inverso al establecido por el campo, produ- cen un flujo de frecuencia doble de la nominal, induciendo corrientes importantes en el campo y en el cuerpo rotórico, sobre el que causan un fuerte calentamiento.
- 141. 262 ProteccIones en las instalaciones eléctricas GENERAOOR ~______________________~~__________________~R r--t------------------------~T_----------------~ , *' 111 1, . h .. TI' p - , / - t·, Fig. 5 .27 Protección potencia inversa. Los turbogeneradores son especialmente sensibles a las cargas asimétricas. Mien- tras que. antiguamente. se aceptaban asimetrías de un IDa un 15 % de la corriente no- minal. hoy se admiten en máquinas de gran potencia valores de asimetría mucho me- nores.Se calcula alrededor de un 6 %para máquinas de gran potencia, si bien se discute ya la necesidad de limitar las cargas asimétricas al 4 %. Existen ejecuciones de relés. de una y de varias etapas, permitiendo ajustar un de- terminado tiempo a cada valor de asimetría. La ejecución normalmente más empleada es la de dos etapas. con la cual se obtienen dos posibles respuestas: una señalización re- tardada en caso de asimetría leve. y un disparo. también retardado. en caso de fuertes aSImetrías. Existen. además. relés con características de operación y reposición dependientes del tiempo y de la intensidad. que se pueden adaptar a las características «tiempo/co- rriente asimétrica» de la máquina. Esta protección dispara en tiempo largo en caso de detectarse asimetrías débiles, y en tiempo reducido si estas asimetrías son fuertes. Se instala, sobre todo, en turbogene- radores y constit~ye una solución óptima para todos los casos de asimetría que se pue- dan presentar. El típico relé de corriente inversa consta de un filtro que extrae de las corrientes de fase una tensión proporcional al contenido de corriente de secuencia inversa. En la fi- gura 5.28. de la página siguiente, se muestra un circuito en el cual, con corrientes de se- cuencia directa. no hay corriente de salida. En cambio, las componentes inversas sí pro- ducen corriente de salida. Las componentes homopolares quedan anuladas en el triángulo. .(' Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 'n • , , ® n' l.. IU 1" '" Z: Rl.!2.:. " ~,. y • :::::::, 1" V 1 " -~I en corrientes inversas Irl - ¡ rRI + IrZ' 1., - ¡IRI + l.zl J - J,. + J,Z + J'I - J'I en corrientes directas Iro - l rRD + 'rZO 1'0 = J,.o + lIzo 1,. + J,z - -J.o 1- 1,. + I,z + 1... - O Fig. 5 .28 Esquema interno de un raid de cargas asimétricas. ~ 263 •
- 142. 264 Protecciones en las instalaciones eléctricas Muchos de estos relés disponen de una salida que da una intensidad proporcional a la corriente inversa (/,), con lo cual, instalando un simple miliamperímetro en el cuadro de mando, se dispone de información de la 1, presente en el estator. 5.1.11 Protección de mínima impedancia en la estrella del generador Como protección de reserva rápida contra cortocircuitos en el generador, derivaciones del mismo, transformadores o en las barras colectoras, se emplea, en grandes generado- res. una protección de impedancia colocada en la estrella del generador, a la que se co- nectan las intensidades de los transformadores de la estrella y las tensiones de los trans- formadores de salida del generador. Para este fin, se utiliza una protección de impedancia muy simple, de un solo esca- lón de mínima impedancia (fig. 5.29). En ocasiones. la energía para la excitación del generador se toma de los propios bornes del generador. Si se produce un cortocircuito en las proximidades del generador, la tensión en bornes del generador descenderá en un cierto grado, con lo cual la excita- ción no recibe energía suficiente, de forma que quizá no pueda aportar la corriente de cortocircuito suficiente para hacer actuar a la protección de impedancia si sus elemen- tos de arranque actúan por sobreintensidad. Para esta aplicación resulta necesario un sistema de arranque por subimpedancia o bien una combinación adecuada de tensión- intensidad, de forma que, aunque la corriente descienda por debajo del valor ajustado, al mantener la tensión baja pueda actuar la protección correctamente y efectuar el disparo. Tanto el generador como los transformadores de bloque y servicios auxiliares dis- ponen ya de sus propias protecciones. Por consiguiente, en la protección de mínima im- pedancia se ajusta en ocasiones el escalón de medida, cubriendo, incluso, todo el trans- 1'- I I ..,. + T" l< r-~ I POlibl~ olirnt'ntocia. 01 cin ...¡To dt tu.itac ión GENERADOR I ~ ( ) ~ TlT Di.po.o - - Fig. 5.29 Protección de impedancia en la estrella del generador. "'1 1'0'0 " bloqut A' hola " S. S. . .... . Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 265 formador de bloque y parte de las líneas de salida. Consecuentemente, se introduce un cierto retraso para permitir que actúen las protecciones del equipo, en particular donde se encuentre el cortocircuito. La temporización empleada oscila entre 0,5 y 1se- gundos. 5.1.12 Protección de mínima impedancia en el lado de A.T. del transformador En grupos de generación importantes, cuando entre el transformador de bloque y la ins- talación de maniobra de A.T. existe una línea aérea o cable de longitud apreciable, se instala en el lado A.T. del transformador de bloque una protección de mínima impe- dancia. La labor de esta protección de impedancia es detectar rápidamente tanto cortocir- cuitos en la red de alta tensión (barras colectoras), en dirección (<hacia línea», como las faltas en «dirección-máquina» . En la mayoría de los casos se elige el mismo tipo de pro- tección de impedancia que el empleado para las líneas de la red A.T. Es necesario, por consiguiente. que esta protección sea ajustable a ambas direcciones. Suele emplearse un relé de distancia de tres escalones de medida. Dos de ellos ac- túan en caso de faltas en dirección «hacia línea» y, al menos, otro en «dirección genera- doo>. Normalmente. este último tiene un tiempo de actuación instantáneo ( " 20 ms ). La temporización de los escalones en dirección «hacia linea» se ajusta de acuerdo a la selectividad con los relés de las líneas de salida (fig. 5.30). A¡u"" tiempO. ------,Il Trolo s.... eARUS UI",O PlltINCIP,t,l Oiru.Gdor. _-t__ ._ OIr.c.. li,.foO ' - . 1_ - - , " I "1- Fig. 5.30 Protección de impedancia lado A .T. 5.1.13 Protección de subfrecuencia En el momento en que en un sistema eléctrico se rompe el equilibrio entre la generación y el consumo. se produce una variación de frecuencia proporcional a esta diferencia e inversamente proporcional al total de la energía reglante en ese momento.
- 143. 266 Protecciones en las instalaciones eléctricas En caso de que resulte un superávit de generación, éste se corrige fácilmente por medio de los reguladores de las máquinas, pero en caso contrario, si las máquinas están al máximo de su producción, se origina una caída de frecuencia. En este caso, es particu- larmente importante que no se produzca la desconexión de ninguna máquina de la red a fin de evitarque empeore la situación. No obstante,los álabes de las turbinas de los gru- pos pueden entrar en resonancia para frecuencias inferiores a la nominal y producirse con ello averías. En la figura 5.3l se puede ver un ejemplo de las limitaciones que tiene una turbina de un grupo de 1.000 MVA. La protección que suele instalarse en los grandes grupos térmicos está constituida por dos relés de frecuencia, el primero de los cuales normalmente está ajustado a 48 Hz-3 s y el segundo es de operación instantánea y tarado a 47 Hz. Fr~c:u~",ia (MI) 5J.3 1 --!- F=== SI,¡ } OPttadÓ,.. normal 1--1-- ,...--- I " •• ••• 10 ".,n Fig. 5.31 Limitaciones de frecuencia en una turbina de 1.000 MVA. El tiempo que puede estar funcionando una turbina a una frecuencia por debajo de la nominal es también función de la potencia que se está generando en ese momento; por ello, en algunos generadores se instala un monitor que controla el tiempo que la fre- cuencia está por debajo de un límite (49 Hz) y la potencia que está produciendo. En el caso usual de que el grupo pueda seguir funcionando después de producirse un gran salto en la potencia que genera, lo que se hace es disparar el interruptor de A.T. del grupo, permaneciendo éste en funcionamiento sobre los servicios auxiliares. No obstante, los saltos bruscos desde el lOO %a menos del 10 %de la potencia pueden cau- sar un embalamiento y la consiguiente sobrefrecuencia, o problemas de esfuerzos tér- micos en la caldera, y terminar disparando definitivamente el grupo a los pocos se- gundos. Para mitigar este salto y con ello asegurar el funcionamiento de la central se opta, en algunos casos, por la solución de efectuar una (<Ísl3», que consiste en dejar la central funcionando sobre un mercado local inferior a la plena potencia de la central, con lo cual se puede volver a sincronizar rápidamente al sistema una vez normalizada la fre- cuencia. En grandes grupos nucleares se presenta a menudo un triple problema, consistente en que son incapaces de soportar grandes saltos de potencia, no tener mercados próxi- mos sobre los cuales quedar en (dsl3» y, el más importante, tener que mantener la ali- Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 267 mentación de sus servicios auxiliares generales. (Recordemos que los consumos auxi- liares vitales para la seguridad disponen de fuentes autónomas locales.) Para mantener los consumos auxiliares generales que permitan un rápido acopIa- miento a la red de la central nuclear, se precisa formar una isla en la que se incorpore una central hidráulica que pueda atender dichos consumos. Para ello se debe instalar un automatismo en la central nuclear que, en función de la frecuencia, realice la transferencia de los servicios auxiliares y, posteriormente, des- conecte todas las líneas de la subestación, exceptuando aquellas que lo interconecten con la central hidráulica. Anteriormente, se ha debido desconectar consumos en la cen- tral hidráulica, de forma que, aun en las peores condiciones de generación, esté en dis- posición de alimentar los servicios auxiliares de la central nuclear. En el diseño de las islas se debe extremar la atención en reducir al mínimo el nú- mero de «puntos fronteras», pues el fallo en uno solo de ellos hará completamente inefi- caz todo el automatismo; parella es aconsejable dejar el mínimo consumo en un caso, o generación, en el otro, que garantice la estabilidad sin necesidad de apurar los límites si ello lleva aparejado aumentar el número de puntos en los que se debe actuar. 5. 1.14 Protección de sobrevelocidad En un generador acoplado a la red es prácticamente imposible que se produzca una so- brevelocidad, pero en los casos en los que se desacopla de la red mallada para funciona- miento sobre servicios auxiliares, o en casos de «islas», se pueden producir sobreveloci- dades por fallo o lentitud del regulador. La detección de la sobrevelocidad se realiza generalmente de forma mecánica, por medio de un dispositivo centrífugo de bolas. Otras formas de detectarla sobrevelocidad puede ser por medio de un relé voltimétrico conectado al indicador de velocidad, que es un generador de núcleo magnético permanente que suministra una tensión proporcio- nal a la velocidad. Los relés de sobrefrecuencia también pueden ser utilizados para este fin. La protección de sobrevelocidad no debe disparar el interruptor de máquina, pues con ello todavía provocarían un embalamiento adicional, y lo que se debe hacer es ce- rrar lo más rápidamente posible la entrada a la turbina. 5 . 1.15 Protección de energización involuntaria o de «máquina muerta» pesar de las precauciones debidas, existe el riesgo de energizar los generadores invo- luntariamente. En algunos casos se han causado severos daños a la máquina. La energización trifásica de un generador, bien esté en paro o girando, hace que éste se comporte como un motor de inducción. La máquina, en este punto, presenta al sistema esencialmente la reactancia subtransitoria y puede esperarse que la corriente absorbida fluctúe desde una a cuatro veces el valor nominal, dependiendo de la impe- dancia del sistema equivalente. La tensión en bornes de la máquina puede oscilar desde el 20 al 70 % de la tensión nominal, de nuevo dependiendo de la impedancia equiva- lente del sistema. Pueden aparecer magnitudes elevadas de corriente y tensión de má- quina (3 o 4 veces la corriente y 50al70 %de la tensión nominal) si el generadorestá co- nectado a un sistema «fuerte». Valores pequeños de corriente y tensión (J a 2 veces la
- 144. 268 Protecciones en las instalaciones eléctricas corriente y 20 al40 %de la tensión nominal) son representativos de sistemas «débiles», es decir, de baja potencia de cortocircuito. Cuando un generador se comporta como un motor de inducción trifásico, pueden desarrollarse grandes corrientesen el rotor durante el período de aceleración.Aunque el rotor puede resultar dañado térmicamente por un exceso de corriente, el tiempo necesa- rio será del orden de varios segundos. El punto más crítico es el cojinete, el cual puede ser dañado en una fracción de segundo debido a la baja presión del aceite. Por tanto, es esencial eliminar esta anomalía rápidamente. Los relés convencionales de protección del generador no garantizan un disparo rá- pido en caso de energización involuntaria. En el relé tipo Mho off-set contra pérdida de excitación, la operación es imprevisible cuando se consideran el ajuste y las tolerancias del relé; el tiempo de operación será, en cualquier caso, del orden de varias centésimas de segundo. El relé de impedancia de retaguardia y el relé de potencia inversa suelen operar con un ajuste típico de tiempo de I ... 2 o 10 ... 20 s, respectivamente. Para máquinas importantes y de gran tamaño se incluyen adicionalmente protec- ciones rápidas contra energización involuntaria, capaces de actuar en pocos milisegun- dos (fig. 5.32). El relé adecuado para esta protección será trifásico, estático y de alta velocidad. Tres unidades de sobrecorriente dan disparo instantáneo si las tensiones en los bornes del generador están por un cierto tiempo (1,) debajo del valor de operación fijado (por ejemplo, 85 %), y simultáneamente en dos unidades de subtensión. Un temporizador (lJ) impide el retraso de la función instantánea que podría prOducirse mediante el pulso de la tensión transitoria, por encima del ajuste de subtensión, que puede aparecer en los bornes de la máquina cuando el interruptores cerrado involuntariamente. Otro tempo- rizador (1,) se activa cuando actúan los dos relés de subtensión y el tiempo fijado (unos 2 s) impide disparos del relé ante faltas externas próximas. Otro relé opera si desaparece la tensión de una de las dos unidades de subtensión y da una alarma de <<anomalía ten- siones» con una cierta temporización (1,). El tiempo de operación de las unidades de sobrecorriente suele serde, aproximada- mente, 4 ms. 5.1.16 Fatiga en el eje Los generadores y la red de transporte actúan como un sistema interactivo y asi las fal- tas eléctricas ydeterminadas maniobras en la red producen pares de torsión oscilantes a lo largo del eje turbina-generador. Las consecuencias de este efecto son acumulativas y van reduciendo, de forma pro- gresiva, la vida útil del eje. Esta reducción sólo puede ser estimada por medio de estu- dios muy sofisticados en los que intervienen gran número de variables, tanto de carác- ter eléctrico como mecánico. Los resultados de todos los estudios realizados coinciden en que las principales causas de este fenómeno son: a) faltas eléctricas en la red externa b) conexiones fuera de sincronismo e) resonancia subsíncrona d) oscilaciones con la red (penduleo) Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 269 UC. (f) e --~I---+----------------~--t--- Oi,pOfO OA U) . t~ OA Fig. 5.32 Protección de energización involuntaria. yque en el caso de falta eléctrica, el efecto se ve multiplicado por un factor superior a 10 cuando ésta ,;a seguida de una reconexión sin éxito. . Otro punto de acuerdo entre todos losestudios es que los problemas empIezan a ser críticos para grupos térmicos de más de 500 MVA. Esto se debe al hecho de que: La relación entre la inercia del eje y la potencia de la máquina decrece a medida que aumenta su tamaño. _ Se incrementa la densidad de corriente y flujo. _ Suelen estar conectados a redes de A.T. de gran potencia de cortocircuito. En cuanto a la valoración del efecto que los diversos tipos de perturbaciones tienen sobre el eje,los resultados ya difieren de forma ostensible entre lo realizado en Europa y los EE.UU. No obstante, en la tabla de la página 270, podemos dar los sIgUIentes v~I~ res de orientación. Para este tipo de problemas no existe, por el momento, protecclOn específica, por lo que procede tomar medidas sobre las protecciones de la red y, de forma especial, en la filosofia de reconexión automátIca cerca de las centrales. 5.1.17 Disparos de las protecciones La aCluación de las protecciones indicadas anteriormente se debe traducir en acciones de disparo que estarán en función del esquema de conexionado del generador con el
- 145. 270 Protecciones en las instalaciones eléctricas Consumo de vida Incidente por inciden/e Falsa sincronización 20% Conexión sobre falta trifásica 10% Falta trifásica y reconexión sin éxito hasta 100 % Falta monofásica y reconexión sin éxito 1% Deslizamiento de polos después de una falta externa violenta 20% resto de equipos (transformadores elevadores, transformadores de arranque, barras, etc.) y del tipo de protección que ha actuado. Como regla general, se puede afirmar que toda protección que detecta un conocir- cuito debe disparar de forma instantánea los interruptores de máquina, excitación y bloquear la entrada de agua o vapor a la turbina. El resto de protecciones realizarán los disparos en función del esquema y de la posible gravedad del defecto detectado. Cuando sea posible, interesa la parada gradual de la máquina en lugar del disparo, esto es, disminuir la carga para después desconectar el interruptor yevitar la sobrevelocidad con los consiguientes esfuerzos en el eje de la máquina. En los generadores que no disponen de la posibilidad de quedar en «isla», el dis- paro del interruptor de máquina, sin previa reducción de carga, debe de ir acompañado del disparo del interruptor de excitación para evitar con ello sobretensiones peligrosas originadas por la pérdida brusca de carga y el tiempo de respuesta del regulador de tensión. .....'":': ............ .. -_/ u -.". " .... .... .... ,~ ................. ............ .......¡-;.:.: ............ .'-L-L-~-L-L~~~b-~ o) Di.poro .,rnullci,.~o _tI ¡"Itrr,lplor dI' WlCiq",i_ , uc,loc:ió"n -.... ........ .. .. -'-" I~ V I O¡"¡'¡ó"", l' Fig. 5.33 Registros oscilográficos de variación de la tensión y frecuencia al disparar el interruptor de máquina y excitación. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 271 En la figura 5.33 se muestran dos registros oscilográficos con la variación de la ten- sión y la frecuencia al disparar el interruptor de un generador hidráulico de 12 MVA a plena potencia con y sin desconexión del interruptor de excitación. Se observa que el efecto de freno del campo sobre la velocidad es inapreciable, mientras que la elevación de la tensión es del 60 %. En los grandes generadores que disponen de protecciones agrupadas en dos paneles de protección, es común el uso de matrices de disparos (fig. 5.34). Las señales de actua- ción de las protecciones entran por las filas venicales, mientras que las órdenes de dis- paro y señalización salen por las horizontales. Por medio de diodos situados en las in- tersecciones se consigue seleccionar las acciones a realizar por las distintas protec- ciones. PROTECCIONES TitUO Oilfttndol SobrltltnsiÓn Ulolor Tirffo rolo. (0'9° o.iméuico I ACCIONES I - +-- Disparo ;"1'''11010' ",óqu ino I I I -+- Poro moquino I I I -t - ois"oro ;"'IU.uplo' udlo..iÓ,. I I I -t - Alarmo I L ___________________ _ Fig. 5 .34 Esquema de la matriz de disparos de un generador. 5.2 Protecciones de transformadores Las averías en los transformadores pueden producirse por: - causas externas: sobretensiones, sobrecargas, conocircuitos en la red, subfrecuencia. - causas internas: defecto a masa, conocircuito entre espiras o entre fases, defecto en el núcleo por fallo de aislamiento, fallo de elementos asociados (atravesador, cable, etc.). En las páginas siguientes se describen los dispositivos usuales de protección para grandes transformadores, de potencia superior a 5 MVA. Los transformadores de me- nor potencia disponen, generalmente, de fusibles como protección contra conocircui- tos y un termómetro para detectar sobrecargas.
- 146. 272 Protecciones en las instalaciones eléctricas BARRAS A.T. [-----1 [--------~I~---------------. I 1(5- Ó --1-------.....J I I • I lr----,=--~I""""I=----1I, s-l-- --~ ® ~ M6 [ _ _ _ _ _ _ _~L__ _ _ _ _ _ _ _ _ _~ 1 ProteccIÓn de lobrecarga térmtea 4 ProteccIÓn dlfer...cl8l de neutro 2 Protecctón d. ,obtelnlenl.dad 5 Protección de cuba 3 ProtecctÓn diferent:!.1 de fel" B Protección Buckholl BARRAS 1oI . l. Fig. 5.35 Protección par. un tralo A.T./M.T. En la figura 5.35 se plantean las protecciones usuales para un transformador ATj MT. 5.2.1 Protección primaria contra sobretensiones Los transformadores, debido a la buena calidad de los aislantes y no contener partes en movimiento, pueden ser construidos a precios razonables, con una rigidez dieléctrica equivalente al aparellaje de alta tensión. Consecuentemente, la protección contra so- bretensiones se lleva a cabo con los dispositivos previstos en las instalaciones para la coordinación del aislamiento (pararrayos y descargadores). El aislamiento de los transformadores ydel aparellaje corresponde a un nivel supe- rior, mientras los pararrayos constituyen un nivel inferior o nivel de protección. Se pre- cisa, pues, que cada linea conectada a una instalación esté equipada de pararrayos y si las conexiones interiores de la instalación son largas, hay que prever además pararrayos conectados lo más cerca posible del transformador. Es usual por razones de economía instalar solamente pararrayos en el transformador y no en las líneas. A pesar de la coordinación de aislamiento pueden producirse descargas en el borne neutro de los transformadores que operan a neutro aislado a causa de fenómenos cono- Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 273 cidos, provocando oscilaciones de tensión, lo que aconseja instalar un pararrayos en el punto neutro. Si el transformador dispone de un conmutador de tomas instalado en el neutro, es asimismo necesario, para asegurar su protección, instalar un pararrayos en el borne neutro. 5 .2.2 Protección de las instalaciones de refrigeración Para aquellos transformadores que por su potencia precisan de refrigeración forzada, es sabido que,en caso de fallo de las instalaciones auxiliares que aquélla precisa, su poten- cia queda reducida de acuerdo con especificaciones que el constructor facilita. Para ese caso, aparte de las oportunas alarmas que den cuenta de una situación anómala, deberá disponerse de un automatismo que al cabo del tiempo permitido des- conecte el transformador. Similar resultado se puede obtener con un control por termó- metro de contacto de la temperatura del aceite. 5 .2.3 Proiección Buchholz La detección de avenas internas en transformadores con baño de aceite y depósito de expansión se efectúa de forma muy sensible con la protección Buchholz. Además de los defectos de aislamiento, esta protección detecta la rotura'de conductores, los contactos defectuosos, así como el calentamiento del hierro (núcleo) y sobrecargas en la parte in- terna de los bornes pasatapas del transformador. Además de las avenas eléctricas, la protección Buchholz puede detectar las varia- ciones de nivel del aceite, resultado de una fuga. Su funcionamiento está basado en queel arco que se produce en caso de avería des- compone térmicamente el aceite aislante del transformador, provocando un desprendi- miento de gas que sube a la superficie en forma de burbujas, que se acumulan en el cubí- culo señalado en la figura 5.36. Este gas puede hacer funcionar al menos una de las boyas, dando una alarma; en caso de una violenta presencia de gas, la otra boya provoca el disparo. Algunos textos definen al relé de gases como «el selectivo por excelencia». Esta afirmación se basa en el hecho de que, al no controlar ninguna magnitud eléctrica, sólo el aceite no interfiere con ningún otro sistema de protección. La experiencia demuestra que se producen actuaciones intempestivas de los relés de gases, muy especialmente en los grandes transformadores,coincidiendo con faltas externas al transformador. Ello es debido a que cuando hay un cortocircuito los sistemas auxiliares de refrigeración (mo- tores) se desaceleran y se producen seguidamente movimientos bruscos del aceite, que pueden ser interpretados erróneamente por el relé Buchholz, dando el disparo inco- rrecto. 5.2.4 Protección de sobrecarga Para poder obtener la máxima utilización y asegurar la continuidad de la explotación, un transformador debe ser capaz de soportar sobrecargas durante períodos cortos de tiempo.
- 147. 274 Protecciones en las instalaciones eléctricas TOflqut del Iron"c.tn'lQdor C,re"'IU d. -oIot ...o, "i.poro Fig. 5.36 Protección Buchholz. Circuito d. 0101''''0 Circuito eh "i.poro Necesariamente,es preciso controlarestas sobrecargas con el fin de evitar un enve- jecimiento prematuro del aislamiento de los devanados. Para este control se suele utilizar una protección térmica y un control de la tempe- ratura del aceite. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 275 Las protecciones ténnicas clásicas consisten en un relé que controla la inlensidad que circula parel transformador. Esa intensidad incide sobre un bloque bimetálico que provoca su actuación por acción del calor, ofreciendo constantes de tiempo hasta su ac- tuación de 15 a 80 minutos. (Algunos sistemas compensan la innuencia de la tempera- tura ambiente.) El inconveniente de este sistema es que sólo controla la intensidad circulante y no está asociado a la temperatura del aceite del transfonnador. Topo 6e1 tonqu-e tJD~Jl~ Arrotbnilt,.Io ~f==:r ...,.. lonqw lndKodOf d. 1.~lotu'o -Auillt - - - - lubowpitor Fig. 5.37 Protección de sobrecarga del arrollamiento de un transformador. Los nuevos sistemas combinan ambas magnitudes, con lo cual se obtiene un resul- tado más satisfactorio y se reducen los riesgos de funcionamientos intempestivos (fig. 5.37). Adicionalmente, continúa utilizándose un control, por termostato o por termóme- tro de contacto, de la temperatura del aceite. 5.2.5 Protección del dispositivo de regulación Es usual que los transformadores AT/MT dispongan de regulación en carga. El disposi- tivo, motorizado, cambia la relación de transfonnación modificando el número de es- piras de uno de los arrollamientos, normalmente el de A.T.
- 148. 276 Protecciones en las instalaciones eléctricas Un cortocircuito en la caja de regulación significa una falta interna en el transfor- mador, que puede ser detectada por las protecciones de la máquina. Sin embargo, es usual disponer de una protección específica del tipo Buchholz en la caja de regulación. Esta protección Buchholz controla el paso de aceite en dirección al depósito con- servador y tiene la particularidad de que suele incorporar un dispositivo de retención del contacto de disparo, de forma que es imprescindible reponer el contacto a la posi- ción de «servicio» antes de intentar la posterior conexión del transformador. 5.2.6 Protección diferencial La protección diferencial es muy apropiada para detectar las faltas que se producen tanto en el interior del transformador como en sus conexiones externas, habida cuenta de que los transformadores de intensidad de la misma abarcan dichas partes de la insta- lación. Conviene recordar que la protección diferencial de un transformador debe dis- ponerde elementos de filtrado que eviten desconexiones intempestivas debidas a la co- rriente de excitación (fig. 5.38). Normalmente, se trata de elementos que responden a los armónicos segundo y quinto. 'EI segundo armónico es característico de la corriente de magnetización; el quinto armónico aparece en caso de sobreexcitación de la máquina. En un buen relé, a panir de cierto nivel desaparece el frenado por quinto armónico, ya que una fuerte so- breexcitación tiende a producir una avería. '. i ' r-- Ciclo I • " 'r Fig. 5.38 Oscilograma de las corrientes de magnetización en la conexión en vacío de un transtar· mador. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 277 En la protección diferencial de transformadores se dan varias circunstancias que dificultan su planteamiento, a saber: _ Las corrientes a uno y otro lado del transformador son de distinta magnitud. _ Los transformadores de intensidad, al emplear relaciones de transformación distin- tas no compensan esa diferencia. El ~rupo de conexión del transformador introduce un desfase entre las comentes pri- maria y secundaria. _ Si los transformadores de intensidad se conectan en estrella no pueden compensar este desfase. _ En la sensibilidad del relé diferencial debe tenerse en cuenta el efecto producido por la regulación (si existe). Si uno de los arrollamientos puede dar corriente de falta a tierra yel otro no, será pre- ciso filtrar las componentes homopolares presentes en sólo un lado del transfor- mador. La protección diferencial no se ciñe exclusivamente al transformador, sino que cu- bre la zona comprendida entre los transformadores de intensidad. Por lo tanto, quedan protegidos todos los equipos que forman parte del bloque de transformación; por ejem- plo, el regulador de tensión MT/MT y el compensador de neutro (fig. 5.39). _ _..,~__ BARRAS ... .T. TA,."O ....T. ' ...J. 1" t--_J ......r<-'----;;I=-1----11 . ", -- 1"""1 1'2 ~ [----------~------,-=,.=,;; ••:-'-i----~ _ _..._ _ _ .ARRAS M , T. Fig. 5 .39 Protección diferencial para un transformador A.l ./M.T. En la M .T . existe un regulador de tensión y una balada de condensadores. La puesta a tierra se efectúa con una bobina en zig-zag.
- 149. 278 Protecciones en las instalaciones eléctricas Los inconvenientes antes citados conducen a introducir en el circuito unas cone- xiones secundarias complejas debido a la introducción de transformadores de intensi- dad auxiliares necesarios para compensar las diferencias angular y de magnif¡d en las corrientes, y -en caso de aparecer- para eliminar las componentes homopolares (lig. 5.40). -c- r-----------,; I " :- ,l' I I : -T 1 I ¡ 1 I I I I I I I I I I ~a~"~_ _ ___J ( Aquí .'10ho., eo",pOn4'ftI~!l oi' . Clo .. ¡nu-tso lo co",pon"nl¡r homofolor ., comp. nlO OQI,,. Aquí pueo.. hab., componenl•• di'KkJ ¡nn ''''o ., homopolor Fig. 5.40 Distribución de las componentes homopolares. r- Seguidamente se comentan varios ejemplos de cálculo de protecciones diferencia- les aplicadas a transformadores de uso frecuente. Se desea dotar de protección diferencial a un transformador de las siguientes carac- teristicas (lig. 5.41): Potencia nominal: Tensiones nominales: Grupo de conexión: Reactancia de cortocircuito: 30MVA 105 ± 15%y26,4kV D Ynll X",- 12 % De estos datos se deducen las intensidades nominales: lAT- 30.000/(105 · J)-165 ± 15%A ' ..n - 30.000/ (26,4 · J) - 656 A Los transformadores de intenSidad utilizados, empleando relaciones de transfor- mación normalizadas, serán: TI) en A.T 20015 A TI' en M.T 80015 A Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 279 • • VfCTOAES PRI""""IOS 656 " "S A )---_. • r-- ---;S-;Y----¡ 110015. - 15.4' I eoo,u i I I I I I ¡ L _____ ______..J ~ T ".,.O)o ,",VA • ",1U A .----{ VECTORES SECUNDARIOS Fig. 5.41 Protección diferencial de un trato "J../L:::.. 30 MVA. Las intensidades nominales secundarias, con los T11conectados -como es usual- en estrella, serán: I'AT- 165 ·(5/2oo)-4,124 ± 15 %A l' MT - 656 · (51800) - 4,1 A En principio, el valor secundario de las intensidades es prácticamente idéntico, pero el grupo de conexión del transformador introduce un desfase de 30" que se debe co- rregir con la instalación de un juego de transformadores auxiliares A/6. Dado que el transformador está puesto a tierra sólo en el lado M.T., cualquier falta a tierra en M.T. dará corrientes homopolares que no estarán presentes en el lado A.T.; por tanto, el juego de T11 auxiliares debe conectarse entre los T11 principales de M.T. y el relé dife- rencial, con el arrollamiento en 6 alimentando al relé diferencial para Que sólo se le apliquen componentes de secuencia directa e inversa. Por otra parte, se ha de convertir 4,1 A en 4,124 A.
- 150. 280 Protecciones en las instalaciones eléctricas En la conexión en triángulo, las intensidades fuera del triángulo son J3 superiores a las de los arrollamientos. Por tanto, la relación de cada uno de los T/I auxiliares ven- drá dada por: 41/ 4,124A , J3 es decir. 4,1/2,38 A o, lo que es lo mismo, 5/2,9 A Sólo queda determinar el grupo de conexión del juego de transformadores auxilia- res. Esto sólo puede conseguirse conociendo las polaridades de los transformadores principales; se supone que corresponden a las de la figura 5.41 , donde también se repre- sentan las corrientes secundarias. Obsérvese que las corrientes primarias se correspon- den con el grupo de conexión del transformador: las corrientes en el lado 1.. adelantan 3()o a las corrientes en el lado t:,. Las corrientes secundarias de M.T. se han representado circulando en sentido in- verso al impuesto por las polaridades de los T/1 principales y, por consiguiente, su re- presentación vectorial está en oposición a la expuesta para las intensidades en el prima- rio de los T( 1 principales. Para que el relé diferencial se equilibre es imprescindible que las corrientes que re- ciba sean iguales y de sentido opuesto. Ya se ha visto que para cumplir esta condición han de emplearse tres T/1 auxiliares de relación 5/2,9 A. Por otra parte, se precisa que el grupo de conexión tiene que retrasar 30 o las corrientes secundarias de M.T., es decir, ha de ser un Y DI. La figura 5.42 de la página siguiente muestra la conexión de los transformadores auxiliares y el equilibrio en el relé diferencial de las intensidades idénticas y de sentido opuesto, resultando corrientes diferenciales nulas si se prescinde del ± 15 % impuesto por la regulación en carga del transformador. Este factor impone el ajuste mínimo del relé diferencial. Con una X", del 12 %.Ia corriente secundaria, para una falta externa tendrá un va- lor máximo de: 100 100 I . - I - - 4 124 ·- - 34 3 A mu n X("C • 12 I Como el margen de regulación es de ± 15 %, la corriente diferencial puede alcan- zar un valor de: 15 - · 343- 5155 A 100 I I Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 281 ',1 A ElE> ',11' A ·1 AEL! l· 4,U' ... • DIF ERENCIAL Tro'a ou.i¡;o, .----{ ~I:=:: : 3rtl 5/1,'1 A R o) Poloridad en lOS l,on"OfmodortS o,l.il;o ••• R R s s ',124'" t 15 'l. R b) EQuilibrio Ut tI r,!, dih"nciol Fig. 5.42 Equilibrio de intensidades. A este valor hay que añadirle el correspondiente a los errores de los transformado- res de medida, con lo cualel ajuste no debe ser inferior a 6A secundarios equivalentes a: 200 6 . - - 240 A en A.T. 5 6 ( 5 ) ( 800 ) _ 960 A en M.T 2,9 J3 5 La utilización de relés diferenciales con elementos de estabilización permite ajus- tar el relé a un valor más bajo sin que se produzcan disparos intempestivos.
- 151. 282 Protecciones en las instalaciones eléctricas En el caso estudiado, las intensidades máximas que puede recibir el relé del lado alta tensión para una falta externa son de 34,3 A, Ydel lado media tensión, suponiendo la regulación en un valor extremo (34,3-5,15), de 29,15 A. Por tanto, la intensidad de estabilización será: lE - 29,15 + 34,3 - 63,45 A Si se toma la curva de actuación de un relé con un frenado del 50 %(fig. 5.43) se aprecia que una corriente diferencial de 5,15 A está claramente dentro de la zona de no actuación (punto A). Id (Al JO 20 10 5,1 S Fig. 5.43 Curva de eSlabilización. Seguidamente se exponen los esquemas de dos protecciones diferenciales. El es- quema de la figura 5.44 presenta la particularidad de ser un transformador estrella-es- trella con el neutro puesto a tierra solamente en el lado de media tensión, y con un de- vanado en disposición triángulo Que ejerce efectivamente la función de compen- sación. En este caso, es necesario instalar transformadores auxiliares estrella-triángulo a ambos lados de la protección diferencial, con el fin de compensar las componentes ho- mopolares. En la figura 5.45 se plantea el esquema de una protección diferencial de un trans- formador de tres devanados en la cual también se protege debidamente con un compen- sador de neutro. La particularidad de este montaje es la necesidad de añadir unos transformadores auxiliares en el lado de M.T., que realizan la función de compensar la componente ho- mqpolar generada por el compensador de neutro. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas '" n IU .. 4..UlUfj 0:).5 .. "d 11 - '.""'.4i'~' 1" ISI ,.,~'" r '.' '" '''-'., 5 I 1.5 IOS1IS°I.,/II.' ." "010 JOW"''' " , - , , f,lU5 ' ,0I. 0l'trt""iol '" 5.0''''. I~. S.. 1UD -,- ,. h SO'UH¡ ", l,nA '.' 'n '..y ,n '.' '., 1011•• IAI. "'1 & _ 'n 283 Fig. 5.44 Esquema de la protección diferencial de un trafo de 2 arrollamientos con uno de ellos co· neetado a tierra y terciario de compensación.
- 152. 284 Protecciones en las instalaciones eléctricas ~ -i'- í-------, . ISOOII I !stO .r. ! ' . lOOIS • • - , J . lOO/S 1" lUlo : n, I • Td 11 , J , r- L ______ ~ 65'" unu 5.0" ",1005 "010 lO MVA 105/11,' 115.'.V ! l J Td 11 i J 1[f[ SlI,n lruJ1J: [ ,.. SI1,n J I I I L ___:.J C.mp~"'Hdo, "11' ","ul,. -.' -.' -.' ... , ... ' .IU'l -.-. ' . 1005" Prol . Oitr"..cio' ( )( J( ) 5,0""-.-. ".1005& .. . ~.I."7A LI.Y .. 1005. '5 • I U'" la fi"s,ouu '" 1:., 1" Y. '., '" '¡- SI 's> '" '"Y'" 4. 11 '" ''':f,n 5.0" '., ~ '" -.' '" '., '.,~ ... '., '" ,.,~ ... '" '" Fig. 5.45 Esquema de la protección diferencial de un trato de 3 arrollamientos. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 285 5 .2 .7 Protección diferencial de neutro Cuando la corriente de falta a tierra está limitada puede ocumr que la protección dife- rencial del transformador no sea sensible a la misma y, por tanto, no dar disparo en caso de falta a tierra dentro de la zona protegida. La forma usual de limitar la comente de falta a tierra consiste en instalar entre el neutro y tierra una impedancia limitadora: re- sistencia o reactancia de puesta a tierra. Cuando el neutro es arti ficial (compensador o trafo de puesta a tierra) es la impedancia propia de estos equipos la que limita la co- rriente de falta. La protección diferencial de neutro se basa en la comparación de la comente de neutro a uno y otro lado de la zona limitada por los transformadores de int~nsidad (fig. 5.46). lRA'O .=':. '.. '.. '.. ~ • lI. § "'" -~ 9 Id ~o "'" .,¡. Flg. 5.46 Esquema de la protección diferencial de neutro (protección Holmgreen). El relé que se emplea para esta protección debe ser voltimétrico para obtener una buena sensibilidad, como se menciona en el capítulo 4. La figura 5.47 muestra los dos tipos de conexiones más usuales de las protecciones diferenciales de neutro. En el esquema a) se plantea la variante en la que el conductorde neutro es común a la protección diferencial de fases y de neutro, lo que permite que la componente homo- polar se pueda equilibrar a través de T/! de la misma relación de transformacióh. En el esquema b) se plantea la variante de equilibrar la protección diferencial de neutro con los conductores de las tres fases. En este caso, y para una misma relación de transformación de los T/! principales de fases y neutro, se precisan transformadores auxiliares de relación 3/1. La protección diferencial de neutro, al igual que otras protecciones, tiene un límite de sensibilidad, de forma que es posible que no sea capaz de detectar faltas a tierra muy próxitnas al extremo interior del arrollamiento. La figura 5.48 muestra diferentes situa- ciones en las que pueden deducirse las comentes que resultan para los diversos siste-
- 153. 286 Protecciones en las instalaciones eléctricas lonque d~' IIo,nlOf"modOf ~ 'o • Tri, LJ 'o • lO • ...~ ~$¡ ~ ! .. .. .. '.!.- { Ala prolecc.ión diferenciol de lases - Q) Equilibr io direclo Q Iro ...h de' hilo neutro onqu« del transformodo, lO nI. LJ • lO • lO • .. .. .. ~ ~ª¡ ~ 3 10 ~ t -i 1 311A ~ A lo protección { di'.re",ciol de IDUS b) Equil ibrio eM r••1 hilo .,.ulro,. los hit. 10uI Fig. 5 .47 Esquemas típicos de conexión del relé diferencial de neutro. mas de puesta a tierra del transformador. En el caso de resistencia y transformador de puesta a tierra, se supone que se limita la corrienle de neutro al valor de la l. del trafo. 5.2.8 Protección de cuba El principio de esta protección se basa en controlar la corriente que circula, en caso de falta interna a masa, entre la cuba y la conexión de la misma a tierra. Para poder aplicar esta protección es condición esencial que la cuba del transfor· mador esté debidamente aislada de tierra. Se considera adecuado un aislamiento mí· nimo de 25 fl. 1" /1" " Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 287 "cc ,. 10.'0 '. •• •• 1 , t... __ ~ •• •• '. o;.Iorocio ,,1' 0.1 ",.uUO o la 10110 .,. 01 Con•• ió", di,nl• I _ U 100 " - 'i'7J'i'[l ,.. a) Milodo opo•• imada pOro elcoleul. d. 1, O.slo",d. 11) d,,1 ",ul'Q Olo totto b) li""'oció,, oo.....1I'.M;0 • Oklo...cio 'l) dltsck el ~,._ ftt d••anod. o lo 10110 b) Volo,,,, l;p+<OS d. follo Fig. 5.48 Corrientes de falta a tierra para vanos sistemas de puesta 11 tierra. Debe tenerse en cuenta que la actuación de esta protección no signilica necesaria· mente que exista una avería en el transformador. Cualquiercontacto entre la cuba de la máquina y un elemento en tensión provocará la actuación de esta protección. El caso más frecuente son las faltas provocadas por animales (lig. 5.49).
- 154. 288 Protecciones en las instalaciones eléctricas ___ í Traro loroidol o Follo inl.rno 01 tonque o folla • .."" no 01 tonque Fig. 5.49 Protección de cuba. Esta protección también recibe el nombre de protección Howard. Con un ajuste su- ficientemente bajo puede detectar faltas próximas al extremo interior del arrolla- miento. Por otra pane, es conveniente poner de manifiesto que, de existir alguna ali- mentación auxiliar para motores de ventilación, etc., ésta se debe conducir por el interior del transformador de la protección (trafo toroidal), ya que de lo contrario, en caso de contacto a masa en un motor, la protección actuaría intempestivamente. 5.2.9 Protección de sobreintensidad Con las protecciones descritas hasta ahora, el transformador queda debidamente prote- gido con respecto a las faltas internas. No obstante, pueden producirse faltas externas que, con la excepción de las protecciones de sobretemperatura (demasiado lentas), no serian detectadas de no instalarse protecciones que actúen de reserva de las proteccio- nes principales de barras, lineas y cables que se alimentan del transformador. En la figura 5.50 se indican los tiempos máximos admisibles de conocircuito para diferentes transformadores, de donde se deduce la necesidad de introducir protecciones de reserva que eviten que dichos tiempos puedan alcanzarse. En los transformadores de dos arrollamientos, ATI MT, se instala una protección de sobreintensidad a tiempo inverso en el lado A.T.; el sistema de protección suele ser a dos fases y neutro. En este tipo de transformadores, el neutro A.T. está normalmente aislado y, por tanto, el relé de neutro no precisa ser selecúvo con otras protecciones «aguas abajo», pudiendo tener un tiempo de actuación mínimo. En el neutro fisico de M.T. se instala un relé de sobreintensidad con un ajuste sufi- cientemente selectivo con el de las salidas M.T. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 289 Reactancia Corriente de Duración del traJo Jaita máxima permitida Porcentaje (en múltiplos de l .) (S) 4 25,0 2 5 20,0 3 6 16,6 4 7 14,2 5 Fig. 5.50 Duraciones máximas admisibles de cortocircuitos en los transformadores . En ocasiones, se instala en el neutro fisico un relé de imagen térmica cuyas curvas características de operación y reposición deben ser acordes con las de calentamiento y enfriamiento del elemento limitador de corriente en el neutro. Este relé proporciona una alarma cuando se detecta una presencia de corriente en el neutro por un tiempo su- periora 10 + 20 s.Otra función del relé es el bloqueo de los equipos de reconexión auto- mática de las salidas M.T., con el fin de reducir el esfuerzo térmico en el elemento limi- tador de corriente en el neutro. Finalmente, si el calentamiento es excesivo se produce el disparo del transformador ATIMT (fig. 5.51). Id I ( S) Ib:wO.ltd '. Alarma ___1 . - . -.- . -'--+----+---'''r-~_:__---- I (A) FIg, 5 .51 Función de alarma y curvas 1 2t para un relá de ifll8gen tármica del elemento limitadorde la cQrrlente en el neutro del transformsQor.
- 155. 290 Protecciones en las instalaciones eléctricas • ARRAS 4.T. r----] [----, I!IAARASIo4.r. 8ARRAs Iot. T. Fig. 5.52 Protección de sobreintensidad de dos fases y neutro instalada en cada uno de los tres devanados. Esquema de disparos. En el caso de existir dos arrollamientos M.T., por ejemplo en un transformador de 110/25/1 1kV (fig. 5.52), cada secundario incorpora, además de la protección instalada en el neutro fisico, relés de sobreintensidad de fases, de forma que si las protecciones del transformador han de actuar como función de reserva por faltas en 11 kV..sólo desco- necten este interruptor y permanezca el servicio en la red 25 kV. Para cubrir la posible falta en la zona comprendida entre los transformadores de intensidad y el interruptor, estas protecciones disparan inicialmente su propio inte- rruptor, ysi la falta se mantiene se efectúa el disparo del resto de interruptores deltrans- formador, tras una cierta temporización. En cuanto a los elementos de sobreintensidad «instantáneos», la experiencia acon- seja dejar en servicio únicamente el correspondiente a los relés de sobreintensidad de fases de A.T. Para evitar actuaciones intempestivas por faltas en media tensión externas, este elemento se ajusta por encima de la máxima intensidad de cortocircuito (1",) para una falta en M.T. Por ejemplo, para un trafo 30 MVA, 110/11 kV, con una X", - 10 %, la máxima corriente para un cortocircuito trifásico en M.T. es de unos 1.570 (en alta ten- sión); el elemento instantáneo de los relés de sobreintensidad se ajusta a un valor pró- ximo a los 2.000 A, de forma que sólo actuará para faltas internasen el lado primario del transformador (fig. 5.53). Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas -...,-- 110 ..... ] .1.510 ... 1I/110llV JO UVA Xet 3' 10 '1. - ........._....,_l1kV Fig. 5.53 Ajuste del elemento instantáneo de la protección de sobreintensidad A.T . 291 En el caso de autotransformadores, frecuentemente utilizados para la intercone- xión de redes de transporte, lo usual es instalar protecciones de sobreintensidad a tiempo inverso, de fases y de neutro en ambos lados de la máquina. En el neutro fisico se suele instalar un relé de sobreintensidad a tiempo independiente para dar alarma en caso de circulación sostenida de corriente por el neutro. 5 .2 .10 Protección de mínima impedancia En grandes transformadores, utilizados para enlazar dos niveles de tensión de trans- porte, o de interconexión, es usual el empleo de una o dos protecciones de impedancia. Su cometido es reforzar el número de protecciones principales del transformador para detección de faltas internas y también actuar como protección de reserva de las redes enlazadas, facilitando la coordinación de la selectividad (fig. 5.54). '''''''0 totAl IAT • • 10'1, 10'1. e D I r'''l ~ f"": I ~ "7" I I I i I . I I . I I " I I I I I I . i I 1tJ I " . _-_. " Fig. 5.54 Protecciones de distancia en transformadores de interconexión.
- 156. 292 Protecciones en las instalaciones eléctricas 5.2.11 Protección de sobretensión Se emplea, en especial, para aquellos transformadores asociados a redes poco malladas y en las que existe una posibilidad notable de sobretensiones permanentes. Se acostumbra a utilizar un relé con dos ajustes. Con el ajuste menor, se dispara en un tiempo de 5 + 20 s. Si se supera el ajuste mayor, el disparo es instantáneo. 5 .2. 12 Protección de sobreexcitación Las sobretensiones en un transformador suponen un castigo para el aislamiento, asi como un aumento del flujo sobre el núcleo; ello motiva un aumento de pérdidas en el núcleo y un incremento importante en la corriente d~excitación. El flujo deriva desde el núcleo laminado hacia la carcasa. Los pernos del núcleo, que normalmente no con- ducen flujo magnético, pueden alcanzar rápidamente una temperatura peligrosa, que destruya su propio aislamiento; de contin uar el fenómeno, puede resultar dañado el ais- lamiento de las bobinas. La reducción de frecuencia, respecto al aumento de densidad del flujo, tiene el mismo efecto que la sobretensión. La ecuación fundamental de los valores nominales para la f.e.m. generada en un trafo puede expresarse por: Se comprende que la máquina puede trabajar con un cierto grado de sobretensión cuando éSla va acompañada de un aumento de la frecuencia, pero no debe permitirse la operación con una sobretensión alta y una frecuencia baja. Por tanto, existe un valor del cociente Elfque debe interpretarse como condición de desconexión del transformador. El valor de E ha de ser el valor máximo de tensión de servicio para el que ha sido dise- ñado el lransformador. El principio de funcionamiento de la protección de sobreexcitación consiste en to- mar la tensión a través de un transformador de tensión y aplicarla a una resistencia de valor elevado (R), que facilita una intensidad (1) prácticamente proporcional a la ten- sión (JI); la intensidad (1) pasa por un condensador (C) y la tensión en bornes de este condensador es función de la intensidad que lo recorre multiplicada por la reactancia del condensador, la cual, a su vez, es inversamente proporcional a la frecuencia. En re- sumen, la tensión en bornes del condensador (e) obedece a la función Elfantes citada (fig. 5.55). Normalmente, el relé dispone de dos salidas, ambas temporizadas. Los tiempos usuales son 2 a 5 s para la función de alarma y 5 a 30 s para la función de disparo. 5.3 Protecciones de lineas y cables En un sistema eléctrico, las líneas y cables tienen la misión de enlazar los centros de ge- neración-transformación con el consumo, adaptándose a las condiciones del entorno rural o urbano. v 1 Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas &ARAAS TI, v 1 , ---------- - - --, I I e I I I I I L___ _______ _____J I._V _._ ~..!...... A... "lc A Uc : le' I = ~c . ..!.... e - '- 2-. v. 2- ; k(..'!....) ..., R 2~C I A I 293 Fig. 5.55 Esquema de principio de una protección de sobreexcitación en un transformador. La protección de estos elementos precisa de la mayor atención, dado que son los más castigados del sistema. Como ejemplo orientativo, valgan los resultados estadísti- cos de una empresa eléctrica en los que, del 94 %de las perturbaciones totales acaecidas durante 1987, el 13 %corresponde a líneas y cables de las redes de transporte -de ten- sión superior o igual a 110 kV-, y el 81 %restante a las redes de distribución de 25 y 11 kV. Estos resultados se deben a que las lineas y cables están sometidos en permanencia a las consecuencias de los fenómenos meteorológicos y a los riesgos de ser afectados por circunstancias totalmente ajenas a la explotación (incendios, excavaciones, ele). Las características constructivas (sección de conductores, existencia de cable de tierra, nivel de aislamiento, pararrayos, etc.) influyen decisivamente en la capacidad de la línea o cable para soportar normalmente los fenómenos meteorológicos y las exi- gencias impuestas por la explotación. En un sistema eléctrico, suelen distinguirse varios niveles de tensión: - Transporte (400, 220 kV) - Subtransporte (132 - 110 - 66 kV) - Distribución M.T (33 - 25 - 15 - 11 kV) - Distribución b.t (0,38 - 0,23 kV) Entre las redes de transporte y subtransporte no existen diferencias sensibles. De hecho, la red de subtransporte es, en la mayoria de casos, la primitiva red de transporte, cuya función queda cubierta por nuevos circuitos de 400 y 220 kV. Consecuentemente, la red de subtransporte se equipa con protecciones más simplificadas que las utilizadas para la red principal de transporte. En estos niveles de tensión, se opera con el neutro directamente a tierra y general- mente las protecciones están diseñadas para efectuar disparo monofásico con recone- xión automática para faltas monofásicas en las líneas. Por otra parte, las líneas y cables forman parte de una red mallada en toda su extensión.
- 157. 294 Protecciones en las instalaciones eléctricas En el nivel de distribución M.T., se utilizan normalmente los sistemas clásicos de puesta a tierra del neutro (conexión directa, aislado y con elemento limitador de la co- rriente). Por otra pane, las líneas y cables suelen funcionar radialmente o formar malla en algunas zonas paniculares. Las protecciones efectuan disparo trifásico para todo tipo de faltas y en las líneas se dispone de equipos de reconexión automática de varios intentos. 5 .3. 1 Protección de sobrecarga La misión de esta protección es controlar el esfuerzo térmico a que se puede ver some- tido el circuito protegido.Su instalación es bastante frecuente en el caso de cables subte- rráneos, por la dificultad en evacuar el calor producido por las sobreintensidades de carga y lo costoso de las reparaciones. En las líneas, salvo casos excepcionales, esta pro- tección se considera innecesaria. Como excepción pueden mencionarse las líneas de interconexión entre empresas eléctricas o países. En ocasiones, como consecuencia de un disturbio regional, una em- presa pierde una pane imponante de su producción, lo que supone un incremento en la potencia absorbida de otras empresas. Si la variación fuese excesiva, podría ponerse en peligro la estabilidad de la red del resto de empresas interconectadas, lo que conduciría, mediante la reacción en cadena, a un <<apagón>. general. En algunas interconexiones suele existir una protección de sobreintensidad que controla el trasvase de potencia, pero que, en rigor, no actua como una protección de sobrecarga térmica del circuito. Dado que la sobrecarga es trifásica,para esta protección es suficiente un relé mono- fásico, que generalmente tendrá una característica térmica lo más aproximada posible al tipo de circuito que hay que proteger. 5.3.2 Protección de sobreintensidad En las redes de distribución M.T. los relés de sobreintensidad, en sus modalidades de tiempo fijo o tiempo dependiente de la intensidad, constituyen la protección de so- breintensidad básica contra conocircuitos. El numero ydisposición de los relés que hay que utilizar dependerá del tratamiento que tenga el neutro de la red. En el caso de neutro aislado de tierra, se utilizarán al me- nos dos relés de fases. En el resto de situaciones con el neutro a tierra, se utilizarán dos o tres relés en las fases y uno en el neutro. Tal como se ha dicho anteriormente, la protección de sobreintensidad tiene su ple- nitud de aplicación en las redes de distribución M.T. En las redes A.T. no se utilizan, salvo en casos muy particulares. Los relés de sobreintensidad de tiempo dependiente (características inversa, muy inversa, extremadamente inversa) se emplean con preferencia en redes malladas o de longitudes imponantes, ofreciendo curvas muy selectivas con los fusibles de posibles derivaciones del circuito principal. Los relés de sobreintensidad de tiempo fijo se emplean con preferencia en redes de poca longitud. Cuando la línea es larga. una falta a tierra lejana puede dar lugar a una corriente de neutro débil, de un nivel similar a la corriente capacitiva que la línea puede aponar en Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 295 caso de falta a tierra en otro circuito conectado a las mismas barras. En este caso, para obtener disparos selectivos del elemento de neutro será preciso dotarlo de característi- cas direccionales, polarizándolo con la tensión residual o bien con la corriente de neu- tro del transformador de potencia. Cuando se desee que la protección de sobreintensi- dad de la línea O cable sea selectiva con los fusibles instalados en sus derivaciones, y dado que la falta a tierra es el más comun de los posibles conocircuitos, el elemento de neutro deberá tener una curva de disparo adecuada a la curva de fusión de los fusibles. Esto implica dos dificultades: en primer lugar, no es posible detectar faltas a tierra muy lejanas y de un valor de corriente que no llegue a fundir ningun fusible; en segundo lu- gar, toda falta transitoria a tierra en una derivación supondría la fusión de un fusible, lo que supone una merma de la calidad del servicio a los abonados de la derivación que ha sufrido la falta a tierra. Por estos motivos, puede ser interesante que el relé de neutro tenga un elemento de disparo instantáneo, ajustado a un valor inferior al nivel de arranque del elemento a tiempo inverso. Asi, en el caso de falta a tierra en una derivación, el elemento instantá- neo de neutro desconectará el interruptor de la linea antes de que funda el fusible. Si la linea tiene equipo de reconexión, es posible que después de la reconexión se haya elimi- nado la falta, con lo cual se ha evitado la fusión del fusible a costa de una breve interrup- ción del suministro. En cuanto a los elementos instantáneos de fases, éstos se ajustan a cuatro o cinco veces la intensidad de arranque de los elementos de tiempo inverso y -normalmente- no se retarda el disparo. Si existen -aguas abajo- otros elementos de disparo instantá- neo, será preciso establecer la necesaria selectividad. Lo más fácil es introducir una temporización adicional de 0,3 + 0,5 s. También puede conseguirse selectividad me- diante un cálculo previo de conocircuitos, ajustando los elementos instantáneos de acuerdo con los resultados, de forma que operen exclusivamente para conocircuitos en su zona. Cuando existan varioselementos instantáneos de fase en cadena, puede ser preferi- ble no ponerlos en servicio y dejar que la selectividad la efectuen los elementos de tiempo inverso. 5.3.3. Protección de sobreintensidad direccional Esta protección se aplica a lineas y cables de media tensión no radiales. y consta de los mismos relés yelementos de medida que la protección de sobreintensidad, con la inclu- sión de la característica direccional. Los ángulos característicos de la función direccio- nal dependen del propio circuito (linea o cable) y del sistema de puesta a tierra del neu- tro de la red. La aplicación más usual de este tipo de protección es en redes malladas con alimen- tación por un solo extremo (fig. 5.56). En las redes M.T. totalmente malladas la prQtección de sobreintensidad direccio- nal no asegura la selectividad, por lo que en estos casos son de aplicación protecciones de distancia y diferenciales longitudinales. En las redes de transpone, la protección de sobreintensidad direccional se utiliza mayormente como protección de reserva para la detección de los conocircuitos a tierra resistentes.
- 158. 296 Protecciones en las instalaciones eléctricas 4timenlación A B e - -O AJ B '1 E Protección d~ lobreinlensidO (l C'l o Protección de ~obre in len sjdod d ireccionol E Fig. 5 .56 Ejemplo de aplicación de la protección de sobreintensidad direccional. 5 .3.4 Protección de distancia Sol i do ro (do l En las redes M.T. este sistema de protección se aplica exclusivamente a líneas y cables pertenecientes a una red mallada. Conviene que los circuitos que hay que proteger sean «limpios» entre una y otra es- tación: es decir, no deben incluir derivaciones intermedias. El relé de distancia sólo precisa dos o tres escalones de medida y la velocidad de funcionamiento no es una característica exigible de forma crítica, dado que en M.T.los riesgos de pérdida de estabilidad son menores y las potencias de cortocircuito no alcan- zan valores excesivamente elevados. Cuando se aplican las protecciones de distancia a líneas aéreas sin cable de tierra, es posible que la diferencia angular entre 2 L y 20 sea graqde. Para ello, interesará que el valor angular de 2 0sea regulable. Si las líneas son de corta longitud, se tomará con pre- ferencia la característica poligonal, para poder detectar con mayor sensibilidad la resis- tencia de la falta. Como protección de reserva, que a veces ya incorporan las propias protecciones de distancia para M.T., conviene disponer de una protección de sobreintensjdad direc- cional. Para las redes de transporte, la protección de distancia es la más comúnmente em- pleada. Las características más notables de su aplicación son: actuar solamente en direc- ción de la linea, y responder con alta velocidad y selectivamente en varios escalones. En general, el primer escalón se ajusta al 80 %de la longitud de la línea y el segundo escalón entreel 120 y el 150 'lb. El tercer escalón actúa de reserva de fallo de otra protec- ción, por lo que debe ajustarse al valorde la linea más larga de las barras siguientes al ex- tremo en que la protección está instalada. La elección de las características Mho, Mho olT-set y poligonal dependerá del tipo de red que haya que proteger. En todo caso, se tendrá especial cuidado al introducir ca- racterísticas de funcionamiento distintas a las ya ex.istentes, con el fin de reducir las po- sibles interferencias de selectividad entre las mismas. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 297 Existen aspectos de carácter general que hay que tener en cuenta, como la conexión de una línea sobre defecto en el extremo opuesto. En este caso, el tiempo de eliminación sería el correspondiente al del segundo escalón. Para evitar este retraso innecesario, en el momento de la conexión del interruptor de la linea, ya sea manualmente o por un re- enganchador, la protección de distancia deberá recibir una señal que sirva para prolon- gar durante un tiempo corto el alcance de medida, y permitir de esta forma la rápida eli- minación de la falta. Otro problema que se puede presentar es la conexión de la línea sobre una falta tri- fásica próxima (tierras olvidadas); en este caso, si la protección -como es usual- se ali- menta de un juego de T/T lado <<linea», no tiene tensión de referencia para realizar la medida y no funciona. Esta dificultad se resuelve si el disparo se realiza mediante la unidad de arranque, cuando éste no es direccional. En caso contrario, la protección deberá incorporar un sistema de medida adicional para el momento de la conexión,que usualmente se compone de un detector de sobreintensidad ligado a un detector de ausencia de tensión. La simultaneidad de ambas condiciones durante la conexión im- plica la existencia de una falta y el consiguiente disparo. Las líneas de transporte incorporan por lo general equipos de reconexión automá- tica para la p·rueba de la línea después de un disparo. Las modalidades de actuación con estos equipos son muy variadas y complejas. Las acciones pueden ser: disparo trifásico para todo tipo de faltas; disparo de sólo la(s) fase(s) afectada(s); disparo monofási- co para faltas monofásicas y disparo trifásico para el resto de casos. En las protecciones de distancia sin conmutación de la medida es la propia protec- ción de distancia la encargada de dar los disparos a cada una de las fases. En las pro- tecciones con conmutación existe una gran diversidad de disenos; en unos casos, es la propia protección la encargada de realizar la selección de las fases que se deben dispa- rar. y en otros lo realiza el equipo de reconexión automática a partir de las señales de arranque que recibe de la protección de distancia. Un aspecto interesante que hay que tener en cuenta en las protecciones de distan- cia es su respuesta ante faltas evolutivas; esto es, la falta se inicia en alguna fase y poste- riormente se pasa a otras. La figura 5.57 muestra una de estas faltas, que se inicia en la fase T y evoluciona a la fase S, resultando una falta bifásica. Follo TN Follo TS ---- Fig. 5.57 Falta evolutiva.
- 159. 298 Protecciones en las instalaciones eléctricas Cuando el relé de distancia es del tipo conmutado -es decir, dispone de un solo ele- mento de medida-, debe incorporar una seguridad en sus circuitos, de forma que al ocurrir la segunda falta no se produzcan actuaciones incorrectas en el intervalo en que los elementos de arranque proceden a entregar nuevas magnitudes al elemento de medida. Lo que suele hacerse es bloquear la salida del elemento de medida cada vez que se produce un arranque. El tiempo de bloqueo puede ser muy reducido cuando la conmu- tación se realiza por medio de circuitos electrónicos. En el caso de que se realice con re- lés convencionales, el tiempo mínimo será de unos 10 ms. De cualquier forma, es posible que, a pesar de todo, el relé actúe incorrectamente ante una falta evolutiva. Supóngase dos líneas sobre los mismos apoyos; si la falta evo- luciona de una fase de una línea a otra fase distinta de la segunda, los relés habrán de in- terpretar una doble falta a tierra: una falta en «dirección línea» yotra falta en «dirección barras». En este caso, las magnitudes entregadas por los elementos de arranque al ele- mento de medida contienen componemes de ambas faltas. Si la falta en «dirección lí- nea» estuviese en el segundo escalón, es muy posible que el relé actuase como si dicha falta estuviese en el primer escalón. Algunos relés tienen este tipo de limitación, que debe ser tenida en cuenta cuando se analizan determinados disturbios producidos en la red. Un tipo diferente de falta evolutiva es la que puede producirse en el caso de un dis- paro monofásico, si en el proceso anterior al reenganche se produce una nueva falta en alguna de las otras dos fases. Este tipo de faltas no crea ninguna dificultad para su detec- ción a las protecciones de distancia. Otro aspecto que conviene retener, por su incidencia, es el que se refiere a las pre- cauciones que deben tomarse en los circuitos secundarios de tensión de las protecciones de distancia. Los circuitos secundarios de los transformadores de tensión están protegidos por fusibles o interruptores magnetotérmicos. En caso de avería en estos circuitos secundarios, el disparo del interruptor magne- totérmico hará que las tensiones de polarización de los elementos de medida sean nu- las. En estas condiciones el cociente V/1es cero, lo que puede ser interpretado porel relé de distancia como una falta muy próxima. Ello produciría disparos intempestivos de la linea. Si se funden uno o dos fusibles, el caso es muy similar y afectará a algunos elemen- tos de medida. No existe un criterio unificado sobre si el relé de distancia debe actuar libremente o ser bloqueado. Ambas soluciones son comprometidas. En un caso se dispara la línea y en el otro ésta se queda sin protección. En elcaso de que la línea disponga de doble protección, hay que elegir sin dudar la solución de bloquear la medida (fig. 5.58). Algunos relés de distancia prevén la posibilidad de que los circuitos de tensión es- tén protegidos por fusibles e incorporan unos filtros en los circuitos de tensión e intensi- dad que permiten extraer los valores de la componente inversa y homopolar. En caso de que sólo exista componente inversa y homopolar en las tensiones, se bloquea la medida del relé de distancia, ya que ello es indicativo de que existe algún fusible fundido o algún circuito abierto. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas OelosT/T v. VS YT VH ., " " " Al reli de distoncia + Interruptor mO;F't"lote" rmico Fig. 5.58 Bloqueo de la medida por falta de tensión, 5 .3.5 Protección de distancia con dispositivos de teleprotección 299 En las redes de M.A.T.los tiempos máximos de eliminación de)as faltas no deben exce- der los 250 ms. Para reducirlos, las protecciones de distancia van asociadas a un canal de comunicación. En niveles de tensión más bajos también se utIlIzan los sIstemas de teleprotección para líneas cortas, problemas de estabilidad, proximidad de grandes grupos de genera- ción, cables, etc.. Los sistemas de teleprotección se clasifican en: teledisparo, orden, bloqueo y per- miso. Su elección dependerá de las características de la línea protegida y de las facilida- des que permitan los relés de distancia. Las aplicaciones principales delteledisparo son para el reenganche trifásico rápido -en cuyo caso interesa que ambos extremos abran su interruptor simultáneamente- y en líneas de gran longitud;en este caso la sobretensión que aparece al quedar la linea en antena, por disparo del otro extremo, puede ser peligrosa. También (fig. 5.59) se utiliza cuando existe la certeza de que el relé que lo emite sólo puede actuar para faltas en la lí- nea, por ser ésta radial. En la figura, el relé de distancia en B sólo puede ordenar disparo para faltas en la linea A-B o en la central. Para faltas próximas a la estación B, el extremo A se mantendría alimentando el defecto hasta que actúe el relé de distancia Z" en se- gundo escalón. Mediante la utilización delteledisparo, el tiempo de eliminación de la falta es: siendo: 1, - Tiempo de respuesta del relé de distancia para faltas en primer escalón 1, - Tiempo de transmisión de la señal (de relé a relé)
- 160. 300 Protecciones en las instalaciones eléctricas 1, - Tiempo de apertura del interruptor 1, - Tiempo ajustado para el disparo en segundo escalón '_l::t:..... '+1 . Recepción leledisporo B "'llnte"uptor OUlo"';I;<O • r ]'-:-__'+1 Dispolo lA Q) Esqu~mQ dt'1 leledisparo en ... ~f--I==<: - 1 1-----,}'-I=l ze =<:--1'1~ Cenlrol " Tehedisporo b) Esquema de lo Itd Fig. 5.59 Teledisparo. Con falta en la línea A·B. se produce disparo en A a la recepción de la señal procedente de B. El sistema de teleprotección más utilizado es el de orden. En la figura 5.60 se su- pone una falta muy próxima al extremoB, cuando el relé Z. dispara en primer escalón y al propio tiempo emite una orden al extremoA;ésta, al ser recibida, conmuta el alcance de Z. al segundo escalón de medida. Con este sistema se consigue un tiempo de disparo minimo para faltas en todo el recorrido de la línea protegida. La prolongación del al- cance de medida proporciona unos resultados muy similares a los obtenidos con el tele- disparo, y tiene la ventaja de que en el relé receptor no se produce el disparo, a menos que realmente opere el elemento de medida. Con ello se aumenta la seguridad, aunque a expensas de alargar el tiempo de eliminación, al tener que añadir a la expresión anterior el tiempo de actuación de la protección del extremo receptor. En las líneas cortas, el primer escalón de medida de los relés de distancia no puede ajustarse de forma convencional, ya que los márgenes disponibles son muy limitados y la incidencia de los errores del sistema es muy significativa. En estos casos, el primer es- calón se regula a «sobrealcance», con lo que mide más allá de la propia línea y por tanto puede actuar, en tiempo de primer escalón, para faltas internas y externas a la línea pro- tegida. Para conseguir un funcionamiento selectivo a ••sobrealcance», se utilizan alternati- vamente dos sistemas de teleprotección: bloqueo y permiso. En la figura 5.61 se muestra el sistema de teleprotección por bloqueo. En el caso de una falta en la línea protegida, no existe bloqueo y ambas protecciones, al estar ajusta- das a sobrealcance, disparan en tiempo de primer escalón. Si la falta está fuera de la Ii- Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 301 Borros A Borras 8 Fig. 5.60 Teleprotección por orden. nea protegida, uno de los relés de distancia detecta que la dirección es hacia «barras» y eavia una señal de bloqueo al otro, para que no dispare. En la figura, Z. enviará señal de bloqueo a Z•. Recepción uñal bloqueo. ------~-~------;J_, A,ronque le Disporo la o) Esquemo de' bloqueoen B Barras A Borros B ~ _____ ~u!!.eJ! ~b!!~c~c.!.~!! __________ ___ ~ ,._________ __A.~s!.!.. ~so~r~~~e~e..!.8_______ ~ b) Esquema de lo red Fig. 5.61 Sistema de sobrealcance con bloqueo. En la figura 5.62 se muestra el sistema de teleprotección por permiso. En el caso de una falta en la linea protegida, la protección de di~tancia de cada extremo, además de medir la falta, debe recibir permiso le disparo de la del otro extremo, para poder ac- tuaren tiempo de primer escalón. Si la falta está fuera de la línea protegida, no se produ- cirá el envío de permiso mutuo y por tanto no habrá disparo en tiempo de primer es- calón.
- 161. 302 Protecciones en las instalaciones eléctricas llana.• A Borra, 8 a, ToI.....Kd... • m ~- ____ ~"!!....! !!b'-!~~c.!.-!!!! _____________ .. ______ ______...~.!!.I!-IIO~'!!l.Lon.!..'..!."..!.8_______ ~ Fig. 5.62 Sistema de sobrealcance coh permiso. El sistema de sobrealcance con permiso tiene dificultades de funcionamiento en los casos en que un extremo de linea tenga el interruptor abieno, no tenga aponación de con ocircuito (linea en antena) o se produzca el fallo de una de las protecciones. Estos inconvenientes se resuelven incluyendo en cada protección de distancia una función de «ecO». Esta consiste en que, si una protección de la linea emite una señal y la otra permanece pasiva, se produzca reflexión o eco de esa transmisión, con el fin de que el extremo emisor pueda disparar. En el sistema de permiso, para cubrir la situación de fallo de la señal de transmisión las protecciones de distancia deben permitir que, transcurrido un tiempo inferior al se- gundo escalón, pasen a funcionar libremente del permiso, con los ajustes convenciona- les del 80 % de alcance en el primer escalón. El sistema de bloqueo tiene el inconveniente, en el caso de fallo de la señal de trans- misión y presencia de falta en el sistema, de que se producen disparos intempestivos. Por otra pane, hay que tener en cuenta que si la señal se transmite a través de la propia linea, en el momento de la falta la señal de teleprotección sopona una atenuación im- ponante, que puede llegar a comprometer su correcta transmisión. Por ello en el sis- tema de bloqueo es recomendable utilizar otros medios de transmisión de la señal. La utilización de sistemas de teleprotección no resuelve todos los casos de selecti- vidad en el caso de lineas conas o de aceleración de disparo en lineas largas. Conviene tener en cuenta también la diferente aponación de intensidad de conocircuito en cada extremo de la linea. En la figura 5.63 se muestran dos subestaciones, A y B, con distintas potencias de conocircuito (PeC>. siendo: p. ',. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas Iorro.... ' "', • P t e InA l54. Im.,.donc:¡o d, "A Pe _ Pce,"" lS8 - I~.donc ;o d. F"lI 1.. - "pO,lo<,,",° lo 10110 •• d.... le - 'portot;6n a lo tollo d.:&d. e J - Pore.MII;' Ot' di•.aneio II - ImptcJoPlCio dt lO"''''0 Fig. 5.63 Esquema de la red. !A _ZS B+ Zdl -x) lB ZS A+ZL ' X u' 258 - - - p. !A _(U'P.) + ZL (1 - x) l. (U'/PA )+ZL ' X 303 De ello se deduce que la intensidad de conocircuito que apona un extremo será lanto mayor cuanto mayor sea la potencia de conocircuito y menor la distancia a la falta. Si a ello se añade un determinado valor de resistencia de falta, la intensidad resul- lante disminuirá. En consecuencia, si la falta se produce en un extremo de linea con una aponación fuene de conocircuito ysi el otro extremo tiene una aponación débil, puede llegarse a una situación en que la protección de este extremo no inicie el arranque hasta después de eliminada la falta en el extremo de aponación fuene. Esta situación conduce, en el mejor de los casos, a la eliminación de la falta de una forma secuencial, introduciendo retardos en ocasiones intolerables. Para la eliminación rápida y selectiva de las faltas en estas circunstancias, se utiliza un dispositivo denominado weak infud (alimentación débil). La forma práctica de su aplicación dependerá del tipo de protección de distancia, asi como del sistema de tele- protección utilizado. La función weak infeed utiliza la (<Señal de permiso» recibida desde el extremo de fuene aponación de conocircuito para realizar el «eco» de la señal y forzar el disparo en el extremo de «débil aponación». Por lo general, se basa en que el relé de distancia del extremo débil no detecte falta en «dirección barras», lo que es indicativo de que está si- tuada en la linea. Si a ello se añade la condición de existencia de tensión homopolaro de subtensión, según la falta sea monofásica o polifásica, se tendrán las condiciones para el disparo (fig. 5.64).
- 162. 304 Protecciones en las instalaciones eléctricas U. OR (U, ---------l__~~ Aeupc.ión ur.al 'eleprolettÍón -----------------------------1 AH o Medida di,ución bolto. Fig. 5.64 Oispositivo weak infeed. 5 .3 .6 Protección de antipenduleo de potencia En el caso de disturbios generalizados en la red de transporte, pueden.producirse pen- duleos de potencia, especialmente cuando se produce pérdida de establhdad o.al eh~, narse una falta violenta. Antes de que la red llegue a estabilizarse, algunos reles de dIs- tancia pueden medir magnitudes como las de la figura 5.65, en las que el ~,ente VII puede resultar inferior al ajuste del relé de distanc.ia. Un disparo intempesllvo en estas condiciones es especialmente grave dada la slluaclón precana de la red, y puede desen- cadenar el hundimiento total de ésta. 1, ~WYNW~~~~~UlIIIUU!lIIIl1111 Fig. 5.65 Penduleo de la potencia. La diferencia fundamental entre el penduleo y una falta es que el primero es siem- pre trifásico y la impedancia vista por el relé de distancia necesita cierto tiempo para pa- sar del valor de servicio (2,) al valor de disparo (ZM), lo que no ocurre en el caso de una falta. Ambos criterios determinan la condición de penduleo. . . . . El equipo detector de penduleo, incorporado en las protecciones de dIstanCIa, 10- cluye dos características de tipo elíptico o blinders y controla el tiempo (tp) que la Impe- Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 305 le Fig. 5.66 Caracterfsticas de un detector antipenduloo. dancia invierte en pasar de una característica a otra (fig. 5.66). En el caso de que se'su- pere un valor prefijado, se bloquea el disparo durante un tiempo de 2 s. Hay que destacar que elequipo de protección de antipenduleo sólo se utiliza en re- des de transporte que sean propensas a ese fenómeno. Durante el tiempo en que actúa el dispositivo de bloqueo de disparo, las protecciones de distancia no pueden actuar. por lo que es necesario disponer de protecciones de reserva, con otro criterio de medida, para asegurar la detección de un auténtico cortocircuito en ese intervalo. 5 .3.7 Protección de falta a tierra en un sistema con neutro aislado En las redes con neutro aislado el valor de la corriente de defecto a tierra es despreciable y depende exclusivamente de la corriente capacitiva que suministra el resto de líneas o cables sin defecto. No obstante, es necesario detectar y aislar este tipo de faltas, dado que un nuevo contacto a tierra produciría una falta bifásica y, además, en las fases sanas se producen importantes sobretensiones que ponen a prueba el nivel de aislamiento. La protección más utilizada es un relé de sobretensión, que controla la tensión en bornes del triángulo abierto en el secundario de un juego de TIT instalados en la barra que se está protegiendo (fig. 5.67). Con esta conexión de los T/T, cualquier contacto a tierra -en las barras o en los ele- mentos conectados a ellas- produce una tensión en bornes del relé. Para obtener la ne- cesaria selectividad en la localización de la avería, se suele utilizar un «automatismo buscadoo>, que consiste en ir desconectando y conectando, secuencialmente, los equi- pos conectados a las barras, hasta que tras una de estas desconexiones desaparezca la tensión en el equipo detector, identificando el circuito en falta. Otro medio para la detección de las faltas a tierra en las redes aisladas consiste en usar el hecho de que todas las corrientes capacitivas del sistema van hacia el defecto.
- 163. 306 Protecciones en las instalaciones eléctricas Borros Al . l;t-:t. ~ y;-. 'l' Trola ~ ~ . / H- ,/ l'1-1- ~ / f- f- ,/ l¡--¡- VI--- ~ '6 G.n.rodor ~ Borros 101 . T. I l ~"T (f) -=r.-: Fig. 5.67 Protección de falta a tierra en una red M.T. aislada. En la figura 5.68 se representa esquemáticamente el fenómeno citado. Para simpli- ficar. las líneas sanas se han representado por una sola. La corriente capacitiva que aportan las fases sanas de la línea con falta retorna por el conductordonde se ha producido el cortocircuito a tierra, al que se añade la corriente capacitiva de las fases sanas de las restantes líneas conectadas a las mismas barras. En consecuencia, la aplicación de un relé de sobreintensidad de neutro ajustado a un valor comprendido entre lo e ro actuará solamente cuando la falta esté en su línea. Segün la longitud de los diferentes circuitos conectados a unas barras, es posible que un relé de sobreintensidad de neutro no asegure la selectividad; en ese caso se utili- zan relés de sobreintensidad direccionales polarizados mediante la tensión procedente de una conexión secundaria en triángulo abierto de los transformadores de tensión co- nectados a las barras. Los dos sistemas de protección descritos tienen su aplicación más frecuente en re- des de media tensión de centros de generación importantes, en factorías donde prime la continuidad del servicio y, excepcionalmente, en alguna red de subtransporte re- sidual. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 307 r::::- , . ("-'" '-- r.:l ;;... F) - l ~ Trolo .u.1"'1. .,-¡-¡-¡ - r- r" '--- N BorrOII.n. 1", - 'A·'5·'t ,,, --(IA·';) 'F Z (IA"'S·'~·'S)'" '. - " - ¡ 11 ~J, J, wjJJml. ....--- - ~ " ILínN con ~ ' IR+IS.lÁlIS ) l'O' t':::lo l ' Tef reno t', ¡ ¡ l l 1 , 1 ~/ J - -:t~ - --4"' -"'" '".'$ IÁ+' S Fig. 5.68 Circulació.n de las corrientes capacitivas de falta a tierra en una red aislada. 5.3.8 Protección para faltas resistentes En las líneas y cables de transporte y distribución la falta más frecuente es el cortocir- cuito fase-tierra. Evidentemente, todos los contactos a tierra no son de las mismas características, y a veces su magnitud alcanza valores inferiores a los ajustes posibles de las protecciones utilizadas. En los cables subterráneos o suspendidos este problema tiene menor entidad, dado que la corriente de cortocircuito fase a tierra retorna por la pantalla metálica de protec- ción y la magnitud de la falta acostumbra a ser suficiente para su detección. No obs- tante, conviene tener muy en cuenta la sección de la mencionada pantalla, para evitar su destrucción en el caso de un dimensionado insuficiente. En las líneas aéreas el problema es más delicado, pues el contacto y retorno de la co- rriente de cortocircuito se hace a través del terreno. En las líneas M.T., para detectar lo que se llama "faltas resistentes» (de magnitud inferior al ajuste usual de las protecciones) se utiliza un relé de sobreintensidad de tiempo independiente instalado en el neutro fisico de la red, con un valor de intensidad de ajuste inferior al relé de neutro de las líneas y superior a los valores capacitivos de la red; la temporización está comprendida entre 10 y 60 s (fig. 5.69). Cuando se produce una falta resistente y el relé detector supera la temporización. se genera una señal de alarma, a partirde la cual, de forma automática o manual, se pro- cede secuencialmente a la localización de la falta. En las figuras 5.70 Y5.71 se muestran dos situaciones típicas de falta resistente a tierra.
- 164. 308 Protecciones en las instalaciones eléctricas • lr-----jl· Fig, 5.69 Detector de faltas resistentes a tierra. Terreno orado ~ uco Caleto d. ",n trOfo .. dIstrIbución ... .T. I b . l . / Fig. 5.70 Rotura de un conductor y car da sobre un terreno arado V seco. (La ralta es más resistente cuando el conductor queda perpendicular a los surcos.) Flg. 5.71 eOU'IO d. un Irol • •• ctiluibucMfn ... .TJ b.1. Falta a tierra inversa. alimentada por un transformador de distribución. (Estos trafos tie· nen aislado de tierra el neutro M .T .) Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 309 La rotura de un conductor aéreo sin que se produzca cortocircuito es un fenómeno que se plantea en ocasiones en las líneas M.T. La detección de esta situación se puede conseguir mediante un relé de secuencia in- versa que controle la relación 1,1/0. No obstante, si la líneaestá en vacío no es posible la detección del fenómeno hasta que la carga alcance un valor mínimo. En las líneas de transporte, las faltas resistentes a tierra plantean dificultades al fun- cionamiento de las protecciones de distancia. En un cortocircuito con contacto a tierra, la impedancia total de falta vista por los relés de distancia Z FL está constituida por. siendo: Reactancia de la línea entre el punto de medida y el contacio a tierra Resistencia entre los mismos puntos Resistencia del contacto a tierra, que incluye la resistencia del arco eléctrico y la de puesta a tierra de la torre (fig. 5.72) Conduelor de rase -----.... Re5islenc:ia de orco Conduclor de tierra -- Rtsistmeia línea -tierra Fig. 5.72 Esquema de una torre A.T. La resistencia de un arco de longitud constante varía inversamente a la corriente de falta (RF- VARe/IF). Para una intensidad de falta constante, se incrementa, debido a que la longitud del arco -y, porconsiguiente, VARe- aumenta con el tiempo. La resisten- cia del arco sólo será relativamente importante respecto a la impedancia ZFL cuando la distancia entre los puntos de medida y cortocircuito sea muy corta. En la tabla se indican algunos valores de resistencia de arco calculados con la fór- mula de Warrington.
- 165. 310 Protecciones en las instalaciones eléctricas ¡z 1m 2m 1.000 A 1,8 n 3,6 n 1 - corriente de falta L - longitud del arco 10.000 A 0,07 n 0,14 n A diferencia de lo anterior, los valores de resistencia entre la línea y tierra pueden alcanzar magnitudes considerables. Cuando la línea tiene un conductor de tierra de alta conductividad, la resistencia de línea a tierra es sólo un pequeño porcentaje de la resis- tencia de puesta a tierra de uno de los postes, debido a que la corriente se reparte entre varios de ellos. Este reparto de corriente hace que la reactancia del bucle de cortocir- cuito sea ligeramente reducida. Al igual que en la resistencia de arco, la resistencia a tie- rra, en líneas de cierta longitud, es insignificante comparada con la impedancia de la sección protegida (fig. 5.73). - / ~ ,.., / :'-. - - - - h' b l - - / '" I h ? - - Conductor de~ Conductor d~lal.t...:J - - - Fig. 5.73 Unes A.T. con postes conectados a tierra y con conduclor de tierra. En las líneas sin conductor de tierra, la resistencia entre línea y tierra es la resisten- cia de puesta a tierra del poste afectado. Aunque se intente mantener valores bajos (de alrededor de 5 ohmios y hasta un máximo de 20 ohmios), existen casos en áreas rocosas en que la resistencia de puesta a tierra del poste es superior a 100 ohmios. Normalmente, las líneas A.T. incluyen cable de tierra (en ocasiones doble), por lo que un contacto a tierra en una torre, por ejemplo, por contorneo de la cadena de aisla- dores, no presentará problema para los elementos de medida de los relés de distancia. El caso de falta a tierra más desfavorable será el contacto a tierra en el centro del vano. Este tipo de falta suele ser producida por árboles, incendios forestales y otros agentes exter- nos (como grúas, etc.). En estos casos, el valor de RFpuede ser tal que impida la correcta actuación de los relés de distancia. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 311 En general, toda falta en una línea está alimentada por ambos extremos (fig. 5.74) Y en este caso la resIstencIa de arco (RF) estará recorrida por la suma de las intensidades 1 e l . procedentes de ambos extremos del circuito AB. Por consiguiente: ' Borras B lFLA l'Le - -- l. l. r ", l'A .18 '.. 1 Fig. 5.74 Falta resistente ahmentada por ambos extremos. siendo Z.. la impedancia que «vería» el relé Z. de alimentarse la falta exclusivamente po~eseexlremo. Esta impedancia aparente que ve el relé será función de la distribución de.IntensIdades, las ~uales, a su vez, serán proporcionales a las potencias de cortocir- CUIlO e~ las s~bestaclones A y B, Yel efecto será notable en aquellas líneas en que exista gran dIferenCIa entre las potencias de cortocircuito de ambos extremos. Consecuentemente, son de prever casos en que los relés de distancia serán incapa- ces de detectar y elImInar una falta a tierra de cierta resistencia. . Para det~tar estas «faltas resistentes» suele instalarse un relé de sobreintensidad dIreCCIonal a tIempo Inverso, que controla la corriente de neutro en el circuito residual de los T/I de la línea y que está polarizado por la tensión homopolar, obtenida de un se- cundano de los T/T en conexión «triángulo abierto». Normalmente, al ser la red ma- llada, todo.s los relésse ajustan al mismo valor de arranque y de úempo de operación. La necesan~ selectIvIdad la establece el nivel de corriente, pues el relé de la línea en falta se ve recomdo por la corriente suma de todas las líneas que alimentan el cortocircuito (fig. 5.75). . Pa:a el ajuste del tiempo de actuación, conviene recordar que cuando los relés de dIstanCIa efectúen disparo monofásico, existirá circulación de corriente por el neutro d~rante ~llIempo estableCIdo para la conexión. Si, además, los transformadores de ten- slon est~n «I~do lín~3)>, también existe tensión homopolar durante el citado tiempo. Para eVItar dIsparos Innecesarios, suele elegirse una curva de operación de tiempos lar- gos, del orden de 2 + 3 s para una corriente decinco veces la ajustada, que suele estar en- tre 50 y 150 A.
- 166. 312 Protecciones en las instalaciones eléctricas A, A • ., ,..... ,..... A, - - - - - ,..... ~ ., ,..... ,..... A, ,..... ,..... ~ - ~- - - - Fig. 5.75 Selectividad por corriente. 5.3 .9 Protección diferencial longitudinal La protección diferencial longitudinal encuentra su máxima aplicación en las redes de distribución malladas. Como protección de reserva a la misma. se utiliza una protec- ción de sobreintensidad. Si se utiliza cable piloto como medio de enlace entre los extremos protegidos. las posibilidades de aplicación de esta protección se limitan a longitudes no superiores a los 25 km. En la práctica esta limitación sólo se plantea en la red de transporte. ya que en las redes de distribución malladas cada circuito protegido no alcanza tales longitudes. Para solventar esta dificultad se utilizan sistemas de protecciones diferenciales que compa- ran los valores instantáneos de la intensidad. utilizando como medio de comunicación canales de gran amplitud de banda. Estos sistemas.que por su elevado coste sólo se usan en las líneas de M.A.T.• se dis- tinguen por su elevada sensibilidad. método de medida de forma segregada y posibili- dad de aplicación en lineas multiterminal. En función del método de transmisión utilizado se clasifican en: a) Protección diferencial de modulación de frecuencia. El valor instantáneo de la intensidad se transmite a cada extremo como una magnitud analógica. por modulación de frecuencia de audio. Los valores recibidos.junto con el valor local. son procesados utilizando el mismo criterio que en una protección diferencial común. En la figura 5.76 se muestra el esquema de bloques para una línea de dos termi- nales. b) Protección diferencial digital. En este sistema el valor instantáneo de la intensidad se transmite de forma digital por medio de un código binario. a una velocidad de 64 Kbps. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas Barral A ~~~~~------==--+~ I Filtro pa5Q·banda Conl.rlidor Inlltnsidad I 'IInlidn 1 Nod ... lodor " OemoduladQr 5 Compensodor del retordo dlf lo transmisión 5 Olt'ector'" ruido Clrcuilo diferenclol Fig. 5.76 Relé diferencial por modul~ción de frecuencia . Barros 8 313 El esquema de funcionamiento es similar al anterior. con la diferencia de que los moduladores ydemoduladores son sustituidos por convertidores del tipo analógico-<li- gital y digital-analógico. respectivamente. En la figura 5.77 se muestra un esquema de protección,para una línea de tres termi- nales. Para simplificar el funcionamiento. un extremo funciona como master y los res- tantes como slave. El master compara su información con la que recibe y en el caso de falta interna da orden de teledisparo a todos los extremos. 5 .3 .10 Protección de comparación de fases Esta protección se aplica solamente. por su elevado coste. en las lineas de A.T. Por otra parte. al ser una protección de tipo cerrado -al igual que la protección dife- rencial longitudinal-. precisa de una protección de apoyo o reserva. Es práctica usual aplicar a las redes de transporte de un nivel de tensión mayor O igual a 220 kV una protección de comparación de fase y una protección de distancia. Con ello. además de la complementariedad de ambas protecciones. se mejora la segu- ridad. 5 .3 . 11 Protección de comparación direccional La protección de comparación direccional se aplica. por sus características. a las líneas de A.T. En particular. cabe destacar su utilización en líneas multiterminales. dada la sencillez de las señales que hay que transmitir: permiso o bloqueo.
- 167. 314 Protecciones en las instalaciones eléctricas Borro," A I F¡Uro pa~ - bondo 2 Co"...,lIdo( O"Olo9i(o dlgllol J Emisor Irotorll'lClcl6n .. Rtceptof inforll'loción S Emisor 1.I,di,paro 6 A,ceplor 1,I,di5poro 1 Compo'odo' Fig. 5.77 Relé diferencial digital multiterminal. !onos I Otra aplicación interesante de la protección de comparación direccional es su utili- zación para detectar faltas resistentes. En ocasiones se utiliza como unidad de apoyo de las protecciones de distancia, compartiendo el mismo canal de teleprotección. e • , • ~ I f 1 u~ 1I~ ..... 11 ~ e • , • ~ 1 lu, 1 Ua 1 la .... + ...... e • , • I 1- ~ I 1 1 61 0 'Uo "T" 1 -u ' Fig. 5.78 Aplicación del teorema de superposición (a ,.. b + el. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 315 Dentro de la modalidad de comparación direccional, existe un tipo de protección denominado Iraveling waves (ondas viajeras), cuya principal ventaja es la posibilidad de detectar una falta y su dirección en un tiempo de un milisegundo. El procedimiento consiste en controlar la evolución del fenómeno de las ondas viajeras generadas por una falta en el sistema de potencia. El principio de funcionamiento parte del hecho de que si ocurre una falta en el punto Fx pueden calcularse las corrientes y tensiones en otros puntos (por ejemplo, A y B) utilizando el teorema de superposición (lig. 5.78). Y, a su vez: U', - U, + 6 U, r, = 1, + 6/, U, - Tensión previa a la falta en el punto F 6 U, - ( 6 U, )ss + ( 6 U, ) Ir 61, - ( 6/, ) ss + ( 6 1, ) Ir ss g Naturaleza estable Ir - Naturaleza transitoria La protección utiliza 6/, e6U,; es decir, los cambios de magnitud de los vectores de tensión y corriente para detectar la aparición de un cortocircuito en la red general. Gracias a la polaridad de los TI11,la protección asigna un signo determinado a la circulación del 6 /, (lig. 5.79). Sorro. A -1 1: lAIO + Ala It·) OIr,uI6", '(nlto Ala (-) Dincción borra_ "a la -TlI 1 ¡.'a Borros • , 1- Fig. 5.79 Efecto d. la polaril:fad d. los TT11. Evidentemente, la dirección de 6/, depende del sentido que se aplique en F al ge- nerador licticio que anula la tensión previa la falta Uf (lig. 5.80). Del mismo modo, se deduce que: - Si Uf está en el semiperiodo positivo, el polo de la fuente licticia que se aplica al punto F es el (-); por tanto: 6 U, (-)
- 168. 316 Protecciones en las instalacIones eléctncas • F • I", 4~ ~:+t.,. A '''1:~ (F." 8 A .,. B o) U, en lo $."';ol'ulo positivo ti ) U, e" la u~"' ¡o,.u'o f'lfgohwo Fig. 5.80 Sentido de aplicación de U,. - Si Urestá en el semiperiodo negativo, el polo de la fuente ficticia que se aplica al punto F es el (+); por tanto: C::,U. (+) Entonces la protección dará disparo cuando C::,U e C::,ftengan signos contrarios (fig. 5.81). 1 A (., 1- 1 (+) 11 • (+) 1- 1+' • ~ -, 1 b) u', <o '0110 ¡n'torno • (+) • ~ • 1 ~ ~~ • (.) 8 1 ~ ¡,-:- I I 1 1 -1 1 Ai b ( ) -c+ 6&10>0 6Ub>O . _ -Uc -c+ -fe 6Ua<.o 61b>O 6Ub<O e) U~ < O Folla •• Iuna d) U',) O '0110 ule,no Fig. 5.8t Criterios de disparo. De lo anterior se deduce que en el caso de una falta interna cada extremo recibe unos C::,fe C::,U de signo diferente. En el caso de falta externa, uno de los extremos reci- be unos C::,fe C::,U del mismo signo; ello puede utilizarse para bloquear la operación del otro extremo, donde C::,fe C::,U son de signo contrario (figs. 5.81 y 5.82). Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 317 • F • al Falta intefM G f • • 0 F I 1 lb) la t. Tiempo F • • b) Fal" exterM Fig. 5.82 Propagación de las ondas viajeras. Las Irave/ing ",al'es no se generan solamente por faltas eléctricas; también aparecen en caso de apertura de seccionadores, descarga de pararrayos, etc. En consecuencia, es necesario que el relé pueda discriminar entre cambios debidos a faltas y a otros moti- vos. Para ello necesita unos ajustes que posibiliten dos tipos de operación: dependiente e independiente. La operación independiente prescinde del canal de comunicación entre ambos ex- tremos, pero a causa de las variaciones de las condiciones de generación del sistema y los errores propios del sistema de medida, no es posible cubrir el 100 % de la linea de forma selectiva. Por tanto, esta operación se ajusta de tal modo que sólo se produzca para cortocir- cuitos muy próximos al punto de medida. La operación dependiente implica la comunicación entre los dos extremos de la li- nea. El disparo de un extremo está condicionado a que durante un tiempo (Id) no reciba señal de «bloqueo» desde el otro extremo, ya que, en este caso, se trata de una falta ex- terna al tramo protegido. El tiempo (Id) debe cubrir el retardo del canal de comunicación (transmisor + re- ceptor + I seguridad). El tiempo de tránsito no influye en el tiempo de operación si se utilizan microondas o carrier a través de la propia linea. La longitud de la línea no in- fluirá en el retardo del canal ni en el tiempo de operación. También se dispone de un sistema para detectar las conexiones sobre defecto. Nó- tese que, con TIrr en el lado línea del interruptor, una conexión del mismo no supone ninguna variación de tensión. Portanto, este tipo de faltas sólo puede detectarse en fun-
- 169. 318 Protecciones en las instalaciones eléctricas ción del nivel de corrientes antes y después de la maniobra de conexión. La operación de este detector sólo se permite durante un breve tiempo (O,1s) después de la maniobra de conexión. En su diseño básico, este sistema de protección tiene un defecto. Si se produce una falta externa, el sistema de detección bloquea correctamente los relés de uno y otro ex- tremo de la línea. En estas condiciones, si se produce una falta interna, ésta no puede ser eliminada a menos que, por estar muy próxima a uno de los extremos, actúe el relé en el modo independiente. Esto se debe a que una vez determinada la dirección de una falta, y hasta que los detectores pasen al reposo, se desprecia la información siguiente. 5 .3 .12 Protección de discordancia de polos En las lineas A.T., para poder realizar la reconexión ydisparo monofásico se utilizan in- terruptores automáticos con mando independiente para cada fase. En ocasiones, du- rante el proceso de maniobra, puede quedar alguna fase abierta, lo que conlleva un de- sequilibrio al sistema eléctrico, mediante la aparición de corrientes inversas y homopolares. Conviene despejar esta situación para evitar el funcionamiento de otras protecciones que puedan afectar al sistema. La protección de discordancia de polos consiste en controlar mediante contactos auxiliares del interruptor la posición de los contactos primarios; transcurrida una tem- porización superior al tiempo establecido para la pausa de reconexión, se efectúa la des- conexión trifásica del interruptor (fig. 5.83). Inl~rruplor oulomOtic:o R 1 ~-----r (~) Disparo s T a) Contados dir~dos b) Coolados indirectos Contactos auxiliares Fig. 5.83 Protección de discordanCia de polos. 5.3.13 Equipos de normalización del servicio Las líneas aéreas,tanto en el nivel de distribución como en el de transporte, están some- tidas en la mayoría de los casos a cortocircuitos transitorios que permiten su recone- xión.a la red pocos instantes después de haber sido desconectadas. En los cables no cabe esta consideración, ya que la mayor parte de los disparos se corresponde con averías. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 319 En base a lo anterior. es usual aplicar Equipos de Reconexión Automática para mc- jorar la continuidad del Servicio (equipos ERAS). Evidentemente, por sus peculiarida- des. conviene distinguir entre los equipos ERAS utilizados en la red de transporte y los que se usan en la red de distribución. En las lineas de distribución es frecuente encontrar un equipo ERAS que incluya la posibilidad de realizar. a elección, tres programas diferentes de reconexiones, a saber: 1. Una reconexión rápida (RR). 2. Una reconexión lenta (RL). 3. Dos reconexiones (RR + RL). 4. Reconexión fuera de servicio. El ERAS se excita al recibirde los equiposde protección una señal de disparo. Una vez desconectado el interruptor, si ha desaparecido la señal de disparo y se dispone de una tensión de referencia (en el caso normal, tensión de barras), se inicia el conteo del tiempo de espera para el reenganche (si es rápido, RR - I s; si es lento, RL - 30 s). Transcurrido el tiempo de espera, el ERAS ordena la reconexión del interruptor. Según el programa de reconexión elegido, se permitirá otro reenganche si se produce un nuevo disparo inmediato, o bien se mantendrá el equipo bloqueado durante un tiempo de seguridad del orden de 30 + 60 s, a partir del cual el equipo volverá a su estado inicial. El equipo ERAS también se.utiliza para otras funciones combinadas con los equi- pos de protección. Para evitar la innecesaria fusión de fusibles que puedan existir en las derivaciones de las líneas, es usual emplear un relé instantáneo de neutro que dispara la cabecera de la línea antes que se funda el fusible. Si el cortocircuito es transitorio, al reconectar el in- terruptor se mantendrá el servicio. En caso de falta permanente, se fundirá el fusible se- lectivamente con la protección de cabecera, para lo cual se habrá anulado previamente la función de disparo instantáneo. Cuando hay líneas en paralelo, puede interesar, según el tipo de alimentación, que el equipo ERAS supedite la reconexión a que existan condiciones mínimas de sincro- nismo u otra condición específica que interese para esa red. En el caso de un transformador AT/MT en serie con una línea M.T. ycon interrup- tor únicamente en A.T., interesará que el ERAS actúe por disparo de las protecciones consideradas de la red M.T. (sobreintensidad de fases y neutro), bloqueándose por los disparos de protecciones del transformador. Puede afirmarse, en resumen, que el equipo ERAS sirve para reponer el servicio automáticamente, permitiendo la introducción de condiciones en función de la red considerada. En general, en las líneas radiales de distribución lo más eficaz es utilizar un programa de dos reconexiones (una rápida RR y otra lenta RL) y evitar únicamente la reconexión por el disparo instantáneo de fases. Ello se justifica por la magnitud del cortocircuito que corresponde al ajuste de esta protección. En la red de transporte interesa especialmente mantener la estabilidad del sistema; por ello, la reconexión monofásica es la solución más utilizada. Ello no impide que en extremos de red u otras aplicaciones concretas se utilice, aunque en menor medida. la reconexión trifásica.
- 170. 320 Protecciones en las instalaciones eléctricas L1 aarros A 80HOI 8 Fig. 5.84 Esquema de la red. En la figura 5.84 se presentan dos subsistemas de transporte unidos por dos líneas L , y L ,. La potencia transportada de la instalación A a la B será: U · U P -~ ' senli donde: P - Potencia transferida de A a B UA - Tensión equivalente en A U. - Tensión equivalente en B X X - Reactancia del sistema de transporte entre A y B Ii - Angulo entre UA YUe El sistema será estable mientras Ii < 90". Si en la figura se supone que, en funcionamiento normal, Ii tiene un valor elevado, al desconectarse trifásicamente una línea aumentará la reactancia del sistema y el valor de sen Ii, con riesgo de pérdida de la estabilidad. Esta posibilidad queda más atenuada con el disparo monofásico y la posterior reconexión. En la figura 5.85 se muestran los tipos de faltas, en diferentes niveles de tensión, ocurridos en el periodo 1974-1987 en la empresa eléctrica FECSA. De ello se deduce la preponderancia de las faltas monofásicas, cuya significación aumenta con el nivel de tensión. El tiempo necesario para la desionización del punto de la falta depende de varios factores: humedad de aire, viento, tensión de la red y duración de la falta. Este último aspecto es el más importante, por lo que normalmente no se permiten los reenganches en el caso de faltas eliminadas en tercer escalón por las protecciones de distancia. En el caso de disparo en primer escalón en ambos extremos de la línea, el tiempo mínimo de desionización se sitúa en 0,3 + 0,5 s. Por ello, los tiempos de reconexión usuales se sitúan entre 1 + 1,5 s con el fin de dar margen a un disparo en primerescalón en un extremo yen segundo escalón en el otro. El sistema de disparo monofásico y pos- terior reconexión es muy eficaz (fig. 5.86);su principal inconveniente es la complejidad que introduce tanto en las protecciones como en el equipo de reconexión. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas IDO "l. '--'_"'--,....,.,.,,--r..., 1 S "l. so '1. 2S '1. o 400 IN 220 kV 1I0kV _ trlfósicos mmIIIIII ailó,lcos 1 ::::::::.) MOftOfó'icas Fig. 5.85 Tipos de fallas en las redes 400. 220 Y 1lO kV de FECSA 11974-19871. ( 100 . R:::.c:;'.... =.::: '.... =.:,:.:,o.'''''o ::: .. '''.'-. ) RecoM'liones il'lf.nlodas too .,. , - - -_______-, 75 0'. 50 '1. Z5 "l. o 400"" 220kV 110011 321 Fig. 5.86 Efectividad de la reconexión monolbica en la. rodes 400. 220 V 1lO kV de FECSA 11974- 1987}. En el funcionamiento protección-reenganchador se introducen algunas condicio- nes de seguridad como: - Cuando se conecta una línea durante un periodo mínimo de 2 + 5 s se bloquea el re- enganche, y si aparece una falta el subsiguiente disparo será trifásico y definitivo. - Después de un disparo monofásico, en el momento del reenganche las protecciones de distancia alargan su alcance al segundo escalón durante unos pocos segundos, con el fin de acelerar el disparo si persiste la falta. - Durante la pausa del reenganche, después de un disparo monofásico, si aparece una nueva falta monofásica en otra fase se produce el disparo trifásico definitivo sin po_ sibilidad de reenganche. '
- 171. 322 Protecciones en las instalaciones eléctricas La utilización del disparo y reenganche monofásico requiere una correcta coordi- nación del conjunto protección-reenganchador-interruptor. En la figura 5.87 se muestra el esquema de conjunto para una línea 400 kV, consti- tuido por dos protecciones principales. En una de ellas se dispone el selector de la fase en falta integrado en la protección, yen la otra segregado. El equipo de reconexión acos- tumbra a ser único. En estos casos, cada protección actúa sobre distinta bobina de disparo del interrup- tor y con alimentación independiente de la fuente auxiliar de corriente continua. l'AOTEce_OH l' IPAOlEcelOH 1) I·",,'«COOH" COM.A.A"OH 1 DE: ""SfS CON MUCLAOO PAorEcelON lDlsporo O< DIStANC'A I ISElECTOR MONOI"""'5ICO DE DISPAROS . o ~ · o u " u o .; > .; o ~ ~ :~ . ~ · § ª ¡; i · . • ~ e "ii • ~ ~ e o e · : . · . e · . • • · . ~ ~ • 2 !! !! ! o I I o o o ! EQUIPO DE AECOHElIOH g ~ ! . · 05 ¡; 'ó 05 ;; '6 , r. i L .3 - AlAomcJt ia_. - - Teltco.... 'ol INTERRUPTOR AUTOMATICO I Fíg. 5.87 Esquema del sistema de protección y reenganche para una línea 400 kV. 5.3 .14 Equipos de localización de averías Son aquellos dispositivos que permiten identificar el punto de la línea o cable donde se ha producido el cortocircuito. En las líneas A.T. los equipos más utilizados se basan en el principio de las protec- ciones de distancia. Cuando se produce un cortocircuito, facilitan la distancia en km desde el extremo de la línea hasta el lugar de la falta. Esta información puede ser trans- mitida automáticamente al centro encargado del mantenimiento de las líneas, lo cual abarata y facilita su labor. Hay otros procedimientos en desuso, de mayor coste, consis- tentes en enviar una señal de A.F. en el momento del cortocircuito, que se compara con una magnitud tarada en estado normal de la línea. Para ello se precisa un dispositivo fo- tográfico, lo que hace el procedimiento poco práctico. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 323 En las líneas de distribución M.T. los equipos de localización son más sencillos, dada la necesidad de mantener dentro de unos límites razonables la relación coste-be- neficio. Los sistemas utilizados dan una indicación luminosa o acústica como resultado del paso de corriente de defecto por el lugar donde están ubicados. Estos detectores van abrazados al conductor y funcionan por la caída de tensión producida en la porción abrazada del conductor o por la intensidad del campo magnético. La indicación se mantiene durante unas horas gracias a una batería incorporada (fig. 5.88). r Conduelo' de lo ,{"eo ~~ Fig. 5.88 Detector óptico de paso de corriente de cortocircuito para líneas aéreas M.T. Cuando se trata de localizar faltas a tierra, este sistema de detección tiene limitadas sus posibilidades de detección a magnitudes de la intensidad superiores a la nominal de carga del conductor. Para superaresta dificultad, se emplea un sistema detector sensible al campo magnético bajo los tres conductores. El campo es prácticamente nulo en con- diciones de equilibrio. El detector suele instalarse fijado al poste (fig. 5.89). En algunas redes aéreas de distribución se están aplicando con excelentes resulta- dos equipos sensibles al paso de la corriente de cortocircuito con capacidad de corte li- mitada. Dichos equipos, llamados también «cuentapasadas», consisten en un interrup- tor (sin capacidad de corte para los cortocircuitos) que lleva incorporado un dispositivo sensor al paso de intensidades de falta, pudiendo regularse su funcionamiento por el número de pasos de la corriente de falta. La combinación de los cuentapasadas con el interruptor de cabecera, dotado de reconexión automática, permite su aplicación; la apertura se efectuará durante la pausa del reenganche. Una variante autónoma de esta solución la constituyen los llamados rec/osers,que se basan en un interruptor automático con equipo de protección y reenganchador auto- mático. Tanto el rec/osercomo el cuentapasadas son alternativas de funcionamiento autó- nomo en cualquier punto de la red, dada su fácil instalación; en un futuro próximo, con
- 172. 324 Protecciones en las instalaciones eléctricas • B e A B e D, o) Co,."iguroc:ión plono b) Cor¡'íguroción l,io"';uIO, Lo di,'o,."io DZ depende de lo conriguroción de 101 conduclor"s Fig. 5.89 Detector de falta a tierra por desequilibrio del campo magnético. la necesaria evolución, podrán sustituir a los fusibles e intensificar el grado de automa- tización de estas redes. En las redes de A.T., la utilización de cables se limita, dado su elevado coste, a apli- caciones específicas y con unas condiciones de trazado que facilitan la identificación de una eventual avería. En cambio, en las redes de distribución, particularmente las situadas en zonas ur- banas, que son aquéllas en las que se utilizan en mayor cantidad los cables, es necesario disponer de sistemas de aviso que faciliten al máximo una rápida localización de la avería. El método de localización más utilizado se basa en el principio de que, en la prác- tica totalidad de las faltas producidas en los cables, existe un retorno de la intensidad de falta por la pantalla metálica protectora. Basándose en ese principio, se instalan, a intervalos del cable, un transformador toroidal que alimenta un relé de sobreintensidad y un cargador de corriente continua. En caso de detección de una intensidad por la pantalla, lo cual significa que se ha produ- cido una anomalía, se emite una señal que puede ser local (luminosa) o a distancia (me- diante un equipo emisor). En la figura 5.90 se representa esquemáticamente un sistema de localización de averías basado en un procedimiento luminoso combinado con el envío de una señal a distancia. Ello permite, mediante la utilización de un vehículo, efectuar las maniobras necesarias para el rápido aislamiento de la avería. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 325 o) flqultlnO parcia' del bucle M. T. Fig. 5 .90 Esquema de localización de un tramo averiado en un bucle de estaciones transforma· doras. 5.4 Protecciones de barras En las instalaciones eléctricas, los diversos elementos de un mismo nivel de tensión es- tán unidos a lo que se denomina «barras colectoras». Ello permite, con ayuda de seccio- nadores e interruptores, una mayor flexibilidad de la explotación. Cada terminal dis- Fig. 5.91 Barrell; A -.,¡-.. - "-o.~:------]..,,. """""" d, I,InlÓl borro. SK'_O_._ -B ..J,....,.~~O~~~_____ S.ce o Interruptor outomotlco 'rolOI delen"on o follo .~'erl'1O a ba'ras !'"aUa en ba. roa que e.e/ge f'l la descontción e" el 01'0 ~ lI"emo ct.lltrmlnal fi. Fallo." borras . l1minable .::.,J pi)( la protección local Esquema de la aparamenta de un terminal de Unea en una estación de doble barra. Identi- ficación de tres cortocircuitos típicos.
- 173. 326 Protecciones en las instalaciones eléctricas pone, por lo general, además del interruptor, de un seccionador ,dado IíneID>, uno o dos seccionadores «lado barras» y, normalmente, un seccionador de puesta a tierra. Ade- más, las barras permiten, en algunos casos, su panición mediante seccionadores o inte- rruptores automáticos (fig. 5.91). A efectos de protección, se considera ,aalta en barras» la que se produce en la zona comprendida entre los transformadores de intensidad de los distintos terminales que confluyen a las barras colectoras (lig. 5.92). " I I . _ . - ._ . _._. __. ~ [ [ . I BARRAS A BARRAS 8 I L._ ._ ._ ._ [ . _ ._._.-.-1 Fig. 5.92 Falta en barras; zona comprendida entre los transformadores de intensidad de los dlver· sos terminales. Por tanto, los interruptores, los seccionadores lado barras y los propios transfor- madores de medida se consideran pane de las barras colectoras. Obsérvese en la figu- ra 5.9 l que para la eliminación del conocircuito (2) se requiere también la desconexión en el otro extremo del terminal afectado. Las estadísticas de sistemas eléctricos muestran que las faltas en barras son poco frecuentes -3 excepción de las instalaciones situadas en zonas con un alto grado de con· taminación-. No obstante. los efectos de estas faltas sobre el sistema son más graves que los debidos a faltas que ocurren en lineas. generadores. etc.:ello se debe a varios fac- tores. - Los sistemas eléctricos se diseñan siguiendo la regla «N-!»: es decir: la desconexión de uno de los N elementos que los componen no debe afectar a su funcionamiento global. Este precepto es de muy dificil cumplimiento para las barras. ya que una ave· ria en una barra supone la pérdida del servicio de varios equipos. - En las redes M.A.T. yA.T. se dispone de una gran potencia de conocircuilO en las ba- rras. Consiguientemente. los desperfectos que pueden producirse en la aparamenta pueden ser considerables. - Toda falta en barras precisa la desconexión rápida de todos los terminales que apor- tan corriente a la falta. Si no existe una protección local. o ésta falla en su operación. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 327 los disparos se producirían en los extremos remotos de los terminales. merced a la ac- tuación de sus protecciones en funciones de «protección de reservID> (fig. 5.93). Por consiguiente, el tiempo de eliminación de la falta puede ser considerado excesivo en algunas aplicaciones.especialmente en las redes A.T. y MA.T. en las que es muy im- ponante mantener el sistema en condicibnes de máxima estabilidad. Hay ejemplos de «apagones» recientes debidos a la actuación incorrecta de una protección diferen- cialde barras ante un conocircuito ya que el sistema no fue estable ante una elimina- ción de la avería mediante las protecciones de los terminales lejanos. c e B B ___.J.._"-_~ A 0-"'-- -"'-- E 0-"'-- - ....-E a) ACluació" de lo~ p t ot~cciones de reserva b) Actuació" de lo prol ección local F'g. 593 Falta en barras. EliminaCIón por proteccIones de reserva al y por protección local b) . Existen diversas configuraciones de barras colectoras: barra simple, en anillo. sis- tema de «interruptor y medio». etc. También existen características constructivas dife- renciadoras: convencional exterior, convencional interior, capsulada, con aislamiento SF•. etc. En función de su importancia. determinada por el nivel de tensión. se aplican dife- rentes métodos de protección. con mayor o menor grado de refinamiento. A continua- ción se exponen los más generalizados. 5.4.1 Protección de barras M.T. a) Protección de sobreintensidad Esta protección se aplica a subestaciones M.T. y consiste en llevar a un relé de sobrein- tcnsidad la corriente suma de todos los terminales de entrada a barras. El relé de so- breintensidad suele ser un relé a tiempo dependiente, con elementos de medida en fases y neutro (fig. 5.94). La protección actúa como protección principal para faltas en barras A.T., y como protección de reserva para faltas en barras y salidas M.T. Los elementos de disparo ins- tantáneo se ajustan por encima de la máxima /", en M.T., de forma que sólo operarán para conocircuitos en barras yen el primario de los transformadores de la subestación.
- 174. 328 Protecciones en las instalaciones eléctricas ·If---lt----h----h----r----, I ) -I--,_--....--...._~ Bonos 15kV ...,~'T'-T""....--'T'....,..."'T- Borros 11 kV ] ] ] p'ol~tción d« bofia. ZSIIV Fig. 5.94 Esquema de una subastación 25/ 11 kV con protección de sobreintensidad en barras. b) Protección de cuba En las subestaciones M.T. es frecuente la utilización de cabinas metálicas. Si cada grupo de cabinas a uno y otro lado del interruptor de unión de barras se aísla del suelo y de la cabina del interruptor citado, es posible dotar a las barras de una protección fiable y económica, similar a la protección de cuba de los transformadores. Para un correcto funcionamiento del sistema, es suficiente un aislamiento superior a 25 ohmios. En las instalaciones blindadas, con aislamiento SF" también sería aplicable este sistema de protección, pero en la práctica no se utiliza debido al coste que supondría su- perar los inconvenientes de aislamiento con respecto al suelo y otras partes metálicas. El sistema de protección de cuba es selectivo para faltas en el interior de las cabinas y no se ve afectado por los fenómenos de saturación de los transformadores de intensi- dad. Hay que precisar que esta protección no detecta las faltas polifásicas que no in- cluyan un contacto a tierra; no obstante, hay que tener en cuenta que es muy improba- ble que ocurra este tipo de falta en tales instalaciones. El principio de esta protección se muestra en la figura 5.95. Cualquier falta a tierra en las cabinas produciría la actuación de alguna de las protecciones de cuba CI, CU o O, según cual sea el grupo de cabinas donde se ha producido la falta. Cuando actúa la protección, se produce la desconexión de los interruptores del sector correspondiente y del interruptor de unión barras. Cuando la falta a tierra se produce en la cabina del pro- pio interruptor de unión barras, es necesario desconectar éste y los del sector de cabinas que quedan alimentando la falta. La discriminación se consigue mediante los detecto- Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 329 res DI y D2, instalados en las entradas alimentadoras. Una vez abierto el interruptor de unión barras,sólo se mantendrá activado uno de los detectores, DIo D2;así se determi- nan los interruptores que hay que desconectar. Una ligera temporización permitirá que vuelva a reposo el detector Dio D2 que no quede alimentando la falta. !Nelo,1 j - I I I I I I I r"".m',.,o Unión BorrOI -T-----~-- - -~--T- I 0 <D 0~ I I 0.1 I I I Sftlo, 1 -r-- --- ..., I I I <D I I BARRAS I I I I LI~- r~ I I _ ..J ___ L __ _ Cortocircuito Cortocircuito Corlocl,t.ólo Cortocircu ito C',CU~Cl O' . Cl o l 5;1.1"11'10 "t l St e tOfu; elt proltcc ión el, tu y el Orbe d"coneclo,., tI int.'fupl.;w U8, lodo. 101 dtl Sector I Otb. desconecto••• tllnl'''uplof ue y lodol 10$ dt' 5 111::10' 1 Idt"'· 0 Idt",. <D P,oltCClón dt cuba tn codo 9'UPO d. coblno. ~ ~-¡--r---- DI.poro SlIcto, I DI~poro u.a. 0-1----u- Flg . 5 .95 Protección de cuba para barras de cabinas metálicas.
- 175. 330 Protecciones en las instalaciones eléctricas c) Protección diferencial En subestaciones de media tensión las barras pueden protegerse por el simple método de sumar las corrientes de todos los terminales, utilizando transformadores auxiliares de intensidad cuando sea necesario, a fin de igualar las diferentes relaciones de transfor- mación de los transformadores de intensidad principales. El relé diferencial suele ser un relé de sobreintensidad a tiempo dependiente, con elementos de medida en fases y neu- tro (fig. 5.96). 10001 S a.t.RRAS ~ Uni~rrQs ~ 1" ~I ~ ~ [ ~ e ~ ~ I I .J I , 1· 10 1, 7,0 '00 /5 Fig. 5.96 Protección diferencial para barras M .T. con elemento de medida de intensidad de tiempo dependiente. El ajuste de los relés en esta protección deberá ser tal que, con la máxima corriente dife- rencial que pueda aparecer en caso de falta externa debida a errores de los transforma- dores de intensidad, el tiempo de operación sea superior al tiempo de eliminación de la falta por las protecciones propias del terminal afectado. La figura 5.97 muestra un sistema de protección diferencial semejante al del caso anterior, con la introducción de elementos de frenado, lo que permite ajustar el relé di- ferencial con mayor sensibilidad. La aplicación de este sistema está limitada por la forma de explotación de la instalación. Para ello se suman -por un lado- todas las co- rrientes «entrantes», que se comparan con la suma de todas las corrientes <<Salientes» . Con la adecuada relación de espiras puede conseguirse una pendiente dada, siendo sufi- ciente un valor del 15 + 25 'lb. Los sistemas de protección descritos producirán un disparo de todos los interrup- tores al detectar una falta en barras. Siempre que existan interruptores de unión ba- rras deberá intentarse que las desconexiones sólo afecten al mínimo de interrupto- Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 331 r-i Oiscrims. LO;scrims ,.J IL ., , ~ ~!;cirroa ~ BARRAS Fr. "Qdo NI " [(J e ~ qJ ca No Op~rQción ti l' , Disparo Fig. 5.97 Protección diferencial con frenado. para barras M.T. res. Esto puede conseguirse en forma similar a la descrita para la protección de cuba. En este caso, se instalan elementos discriminadores, en fases y neutro, en los ter- minales de cornente «entrante». Al actuar el relé diferencial, se da orden de descone- xión inmediata al interruptor de unión barras; tras una temporización de 0,2 + 0,3 s, se desconecta el Interruptor que mantenga la falta, es decir, el que tenga activado alguno de sus discriminadores. Los discriminadores suelen ser relés instantáneos de máxima intensidad (fig. 5.98). r:---;:l I Prol.Od' 1 4' --+--."4::~---------- Disparo inl@rruplor V Unión barros L___...J DiKrimrnodore~ T ermiftOl A r -..:a, ~ ~r Oispo,. in'."u..... 8 ---iH-A 'T I 1 - I N I - 1 , L ___.J , I 0.25 S L __ _ Fig. 5.98 Selección de disparos en un sistema de protección diferencial de barras M .T.
- 176. 332 Protecciones en las instalaciones eléctricas 5.4.2 Protecci0n de barras A.T. al Protecciones de sobretensión y subtensión Generalmente, las protecciones de sobre y subtensión se conectan sobre los transforma- dores de tensión de los equipos que se desea proteger, pero en los casos en que sola- mente se disponga de transformadores de tensión en barras, tales protecciones irán co- nectadas sobre éstos. En panicular, las protecciones de subtensión se utilizan, en caso de «cero» de ten- sión, para desconectar las lineas yevitar de este modo que en la subsiguiente reposición del servicio se energicen simultáneamente varias lineas al conectar la primera; de este modo disminuyen los riesgos de sobretensiones en la red. En los montajes de protecciones de sobretensión y subtensión con los transforma- dores de medida en barras, deben tomarse precauciones adicionales para evitar dispa- ros incorrectos. que serían equivalentes a los que ocasionaría una falta en barras. Para la desconexión por subtensión, es conveniente utilizar tres detectores de mínima tensión. uno por fase. alimentados de circuitos protegidos por interruptores magnetotérmicos unipolares; es necesaria la actuación de los tres detectores para ordenar el disparo. Con ello se evita que la falsa actuación de un detector o una avería en un circuito secundario produzcan disparos incorrectos. La temporización usual es del orden de 5 .. lOs y el ajuste de los detectores. del 40 .. 60 % Un. Para la protección de sobretensión, el ajuste vendrá dado por la tensión máxima de servicio que permitan los diversos equipos, en especial los transformadores de po- tencia. El tiempo de operación es asimismo del orden de 5 .. 10 s. En el caso de sistemas con elementos limitadores de defectos a tierra, se evitará instalar detectores de tensión fase a tierra, dado que una falta monofásica a tierra ocasiona una sobretensión en las fa- ses sanas mientras dure la falta. En caso de no ser posible la conexión entre fases, sería necesario instalar tres detectores con los contactos de disparo en serie. b) Protecciones en el interruptor de acoplamiento Cuando. en una barra múltiple, no se disponga de protección diferencial, la falta en ba- rras ha de ser eliminada por las protecciones remotas, en función de reserva. Si el inte- rruptor de unión barras está cerrado, se dispararán los terminales correspondientes a la barra sana. En consecuencia, se presentan dos inconvenientes: tiempo largo de elimina- ción de la falta y desconexión innecesaria de terminales. El segundo inconveniente puede evitarse instalando alguna protección en el interruptor de unión barras que evite el «cero» en la barra sin defecto. Esto podría conseguirse con una protección de sobreintensidad, pero esta solución se utiliza pocas veces debido a que la corriente que puede atravesar el interruptor de- pende no sólo de la falta, sino también de la configuración de la red en ese momento. La solución óptima se muestra en la figura 5.99 y consiste en instalar a un lado del inte- rruptor de acoplamiento un relé de mínima impedancia, no direccional, de un solo es- calón de medida. El ajuste del escalón de medida, para evitar disparos innecesarios, ha de ser mayor que el mayor de los primeros escalones de las diversas protecciones de distancia, y de- Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 333 8ARRAS-----1--------t---~--_í~1_--~==----_1----_+-- Fig. 5.99 Protección de mrnima impedancia -no direccional- en el interruptor de acoplamiento para aislar la barra «sana., berá esta~ temporizado a un valor inferior al de los segundos escalones de las proteccio- nes de dls~ancla de los extremos de las líneas que confluyen en la estación. E~te sistema d~ protección está desapareciendo paulatinamente, a causa de la ins- talaclOn de protecciones diferenciales, más modernas. , c) Protección diferencial En la introducci~n a este capítulo se han comentado las peculiaridades que presenta, paraIa ~xplotaclOn de la red, una falta en barras de una instalación M.A.T. o A.T. Por conSigUiente, para la protección de barras de estos niveles de tensión se utilizan diseños de clena complejidad (alta impedancia, transductores lineales, estabilización), que ya han Sido descntos en el capítulo 4, de forma que respondan, al menos, a las siguientes eXigencias: - Tiempo de respuesta menor de 10 ms. - Establ.e para cualquier nivel de falta fuera de la zona protegida. - SeleclI~ldad de disparos en el caso de más de un juego de barras. - POSibilidad de adaptar T1I de relaciones de transformación y características dis- tlOtas. - Posibilidad de ampliación en función de la evolución de la instalación protegida. - POSibilidad de ser ensayada manual o automáticamente. - Dispositivo de alarma y bloqueo para el caso de apenura de un circuito de intensidad y otras anomalías. c1) Protección diferencial para barras Con seccionamiento longitudinal Cuando se trata.~e la protección de una barra Con seccionamiento longitudinal, sin in- terruptor de uOlon barras, I~ normal es tratarla como una sola barra, independiente- mente de que las barras esten o no separadas por seccionadores. Si fuera necesario.
- 177. 334 Protecciones en las instalaciones eléctricas oOl . J ....".s Co"och,,,". (!) Atlw _ Prol. Dil. 8' Su.., 1 c..lodoclfll. 0 iIootlu. 'o P." . 011. n' S«I•• I C."'od"uiro <D "dúo ,. P... . Dil. MI SKIof J Fig. 5. 100 Protección diferencial para barras con seccionamiento longitudinal. sin interruptor de acoplamiento. siempre sería posible, utilizando los contactos auxiliares de los seccionadores, desglo- sar en dos la protección diferencial (fig. 5.100). En el caso de barras con seccionamiento longitudinal e interruptorde unión barras, interesa disponer de dos protecciones diferenciales, una para cada sector. Cada protec- ción actúa sobre los interruptores de su sector y, además, sobre el interruptor de unión barras. Es interesante disponer de dos juegos de transformadores de intensidad a uno y otro lado del interruptor de unión barras; esto permite «cruzam las protecciones dife- renciales, como muestra la figura 5.101. No siempre se dispone de dos juegos de transformadores de intensidad en el inte- rruptor de unión barras; lo normal es un solo juego con dos secundarios, tal como se muestra en la figura 5.102. Cuando se produzca una falta entre el interruptor de unión barras y sus transfor- madores de intensidad se plantea una dificultad. En efecto, la falta es detectada por la protección diferencial del sector «sano». Aunque esta protección actúe, las desconexio- nes que produzca no van a eliminar la falta, que quedaría alimentada por los terminales del OIro sector, con su protección diferencial equilibrada. En estas circunstancias, la falta en barras exige la desconexión de los terminales conectados al primer sector, en los extremos remotos, resultando un «cero» total en la instalación, con un tiempo de elimi- nación de la falta excesivamente largo. Conviene señalar que, en caso necesario, se pueden encontrar soluciones para re- solver satisfactoriamente estos casos particulares; no obstante, antes de su aplicación práctica deberá tenerse muy presente el riesgo de ocurrencia frente a la mayor compleji- dad de la solución. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 335 011. I """"S OU , l l_ cublt.'. P'otndo,. oilul!'nclol Stdo. I • I C."OCIIc;Ullo (0 "'chi. lo P'ol . 011 . ,., s." •• , Cotloci,cuilo 0 4ch'o ,. Pral Off. ,., S",I •• , C."ocl'Cul'. CD .c l!ion .",bo, ,0'011 . Oil • . C.' lo dfCUltO Q .CIYoII ombo, P'otl . 01 111. Fig. 5 . 101 Protección diferencial para barras con seccionamiento longitudinal e interruptor unión barras con T1I cruzados . Di' 1 Cortocl,culto Corlod,cuilo u.• o .Cl";o lo ~fOI. DU . d.1 S.clor 1 <D "cldo lo "01. Dil d~1 S~clo, J 6) "eI,,;o lo "01. Dlt. d~1 Stelor J oil. J Fig. 5 ,102 Protección diferencial PiJra barr(ts con seccionamiento longitudinal e interruptor unión barras con un solo juego de T11.
- 178. 336 Protecciones en las instalaciones eléctricas c2) Protección diferencial para barras múltiples En aquellas instalaciones en que todo terminal puede ser conectado indistintamente a varios juegos de barras, se precisa instalar una protección diferencial para cada uno de ellos, con el fin de disponer de una protección selectiva que solamente desconecte la ba- rra con falta. Para ello, las protecciones diferenciales deben disponer en todo momento de información sobre la posición de los seccionadores, de forma que las intensidades que se comparen y las órdenes de disparo emitidas afecten solamente a los terminales conectados a la barra que protegen. Esto se realiza por medio de relés biestables contro- lados por los contactos auxiliares de los seccionadores de barras. De esta forma, las in- tensidades secundarias son conducidas por los contactos de los relés a la protección adecuada. Por otra parte, en caso de actuación de una protección diferencial, la orden de disparo también es dirigida a los interruptores en función de la posición de estos re- lés biestables (fig. 5.103). 1 I ••,. I P,al. 011. alntoblr Barro 2 .-1. r-~ r :1 :t 1 , I .". I 1-- ' 8 iulobt.. ~ B ~. - ! 1+' o.'POro 1 l. , Z BARRAS P'fot . Dir. 80rro 1 Fig. 5 . 103 Esquema de selección de la intensidad y disparos en una protección diferencial para do- ble barra. Un fallo de los relés biestables podría dar posición «abiertO). en los dos seccionado- res a pesar de estar conectado uno de ellos y circular corriente por los transformadores de intensidad. Esta anomalía es importante, ya que quedarían transformadores de in- tensidad a circuito abierto, con el riesgo de sobretensiones elevadas y posible avería. Para evitar este problema, según muestra el esquema de la figura 5.103, se pone en cor- tocircuito el circuito de intensidad a través de los contactos de reposo de los dos relés biestables. La situación descrita anteriormente, asícomo la presencia simultáneade las señales de seccionadorabierto ycerrado, o la ausencia de ambas porun tiempo superioral de ma- niobra del seccionador, son anomalías que algunos diseños son capaces de detectar. En estos casos, la protección se bloquea, generando la correspondiente señalización. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 337 Cuando en una subestación se realizan maniobras en las que se cierran simultánea- mente dos seccionadores de barras de un mismo terminal. las barras quedan interco- nectadas a través de seccionadores.lo cual es equivalente a tener una barra única. En es- tos casos. es práctica común que todos los terminales se conmuten sobre una única protección diferencial, la cual, en caso de detectar una falta. ordenará el disparo de to- dos los terminales conectados a las barras interconectadas. Otra seguridad adicional que incluyen las protecciones diferenciales modernas es un elemento de medida adicional, que condiciona la actuación de la protección. El más común yeconómico consiste en un segundo elemento de medida en serie con el diferen- cial. pero con un ajuste inferior en intensidad y temporizado varios segundos. Si actúa este elemento de supervisión y no lo hace el de medida, ello implica quc existe una co- rriente diferencial originada por una apertura o rotura en los circuitos secundarios de intensidad. yla protección se bloquea. Una solución alternativa. más cara y más segura. pero que disminuye la obediencia del sistema, consiste. para el caso de varias barras, en disponer de una protección diferencial conjunta. En este caso, sólo se ordena el disparo cuando actua la protección de la propia barra en defecto y la protección conjunta. Con este sistema se elimina la posibilidad de disparos incorrectos por error en la selección de las intensidades. d) Protección de Jallo de interruptor Su misión consiste en detectar que la orden emitida por cualquier tipo de protección principal no es obedecida por el interruptor correspondiente debido a: - Avería mecánica del interruptor (agarrotamiento). - Avería en la bobina de disparo. - Avería en los circuitos de disparo. [ [ - BARRAS ---+-----+------f;-;;;¡... - - - U.B. 1"0110 Flg. 5 .104 Falta externa con fallo a la apertura del interruptor. Equivale a una falta en barras.
- 179. 338 Protecciones en las instalaciones eléctricas La figura 5.104 muestra una falta en un terminal de salida de una subestación. Se comprende que si el interruptor no obedece la orden de desconexión recibida de las pro- tecciones, la falta equivale a una falta en barras, exigiendo la desconexión en los extre- mos remotos de todos los terminales que confluyen al juego de barras al que el terminal en falta está conectado. Esto último no será preciso si se consigue el disparo local de los interruptores necesarios. Existen diversas posibilidades de detectar el fallo a la desconexión de un interrup- tor que dependen del grado de perfeccionamiento que se pretenda. Van desde un relé de tiempo, conectado en el circuito de disparo, que actúe en un tiempo superior al de eli- minación de la falta de cualquier protección principal (tiempo del interruptor in- cluido), hasta sistemas que requieren un control de sobreintensidad, etc. Para el ajuste de este tipo de protección se requiere conocer el ciclo de tiempos nor- males de actuación del conjunto protección-interruptor. Tiempode octuac i ón Pral . priro,ipol Duración (nor,"ol) d~ la orden de di5poro T i empo de apertura ¡''IIe rr valor Tiempo dt' rt'ool ición d. lo Pral. principal ""o'gen d. ugur i dod Tiempo d. actuad ón de lo. interruptor•• Tiempo 10101 e¡ iminociónoYftr io Inicio de lo '0110 Inicio de lo función de detección de 10110 de inlltrrUplOr o.lección de 10110 de interruptor Fallo eliminada La protección de fallo de interruptor se excita a partir de la detección de una orden de disparo y tras una temporización -que se considera suficiente para que el interruptor abra- produce el disparo del resto de interruptores conectados al mismo juego de ba- rras, incluyendo naturalmente los interruptores de unión barras. El tiempo total de eli- minación de la falta habrá de ser inferior al tiempo de disparo de las protecciones en los extremos remotos. Un valor práctico para evitar la actuación de los segundos escalones de los relés de distancia es 0,25 s. La fiabilidad de esta protección mejora sensiblemente cuando se incluye un con- trol de paso de corriente. Para ello se emplean relés de máxima intensidad, conectados a las corrientes de fase, con sus contactos en paralelo y ajustados ligeramente por encima de la corriente nominal de servicio de cada terminal. Al relé de fallo de interruptor sólo deberán llevarse órdenes de disparo de protecciones principales. Por ejemplo, no se le entregará la orden de disparo por detección de discordancia de polos de un interruptor, etc. (fig. 5.105). Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 339 r-----------------------, 8 ;--------, o;.paro protección princ;ipal '. f-~- - - "-g-----'I 'S ~¡------,,-~--~ "::======~~,_)~g.r-_---,-' '.) I I I I I I I I I I I I I I I I Actuación '0110 inl.r,upl~t L _____________________ J Fig. 5. 105 Relé detector de fallo de un interruptor condicionado al paso de corriente. En instalaciones de doble barra, también la protección de fallo de interruptor efec- túa el disparo de los interruptores a través de relés biestables que indican a Qué barra está conectado el terminal. Cuando la protección diferencial de barras ya dispone de esta información, se utilizan los mismos circuitos de disparo, y el relé de fallo de inte- rruptor se limita a entregar su señal de actuación a la protección diferencial. 5.5 Protecciones de baterías de condensadores La necesidad de compensar las líneas e instalaciones mediante condensadores serie y derivación aparece de forma creciente a causa de la extensión de las redes y la separa- ción de los centros de generación yconsumo, así como por la mayor utilización de car- gas reactivas (motores. etc.). Por razones económicas la evolución tecnológica ha desplazado los compensado- res síncronos y hoy día el uso de las baterias de condensadores está muy extendido. Por otra parte, la instalación de reactancias shunt (particularmente en la red de transporte) constituye el complemento de las baterías de condensadores para sustituir con plenitud las funciones de los compensadores síncronos. Las baterias en derivación se utilizan mayoritariamente en instalaciones M.T. y b.l. para minimizar las oscilaciones de tensión que resultan de las variaciones de carga y para reducir las pérdidas, al suministrar la energía reactiva en los puntos próximos al consumo. La aplicación de las baterías serie se produce en su mayor parte en las líneas de transporte de longitudes superiores a los 200 km. En algún caso muy particular, se utili- zan en líneas M.T.
- 180. 340 Protecciones en las instalaciones eléctricas La compensación mediante condensadores serie tiene su justificación en el aumento de la capacidad de ¡ransporte de las líneas y los márgenes de estabiliúaú de la red, yen la reducción de las pérdidas, al mejorar la distribución de carga en las líneas pa- ralelas. 5.5.1 Fenómenos de conexión y desconexión en las baterías de condensadores Al maniobrar una batería de condensadores aparece en la red un régimen transitorio que se puede separar en dos fenómenos disúntos. El primero se produce por el hecho de que la carga del condensador no puede variar instantáneamente, en el momento pre- ciso de la conexión; la tensión de la red toma bruscamente el valor de la tensión inicial del condensador y, en consecu.encia, recibe un choque. Tras este choque inicial, el con- densador se carga de acuerdo con una ley que viene determinada por la inductancia y la resistencia de la red, régimen generalmente sinusoidal y amortiguado. En muchas ocasiones se han detectado incidentes de la red (deterioro de bornes, perforación de transformadores) imputables a las ondas de frente escarpado provoca- das por maniobras de condensadores. Por otra parte, por razones diversas, es necesario fraccionaren escalones las gran- des baterías de condensadores. Estos escalones se conectan en función de las necesida- des de potencia reactiva de la red. i 1 i i i L 0- r '- ' - ' - ' - ' -1 : ¡;¡ 1 i ! L _ ._+_.-1 (2) lIor..... o Vó"ogo o R.,i.l,"( io in".,ciÓn r - '- '- '- ', i i 1 L 1 ·-l-·-" Fig. 5.106 Interruptor con resistencia de inserción para baterías de condensadores. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 341 Cuando se dispone de varios escalones conectados y se conecta otro, es posible que se presenten corrientes muy elevadas entre ellos, las cuales pueden deteriorar los inte- rruptores de maniobra. Si bien para la conexión de una batería de condensadores no fraccionada no se pre- cisa imperativamente un interruptor de gran velocidad de cierre, en el caso de una bate- ría constituida por escalones la velocidad de conexión debe ser suficientemente elevada para limitar el número de precebados. En las baterías con varios escalones, la impedancia de las conexiones entre ellos es pequeña, lo que requiere aumentarla artificialmente con el fin de limitar las sobreinten- sidades de conexión a valores compatibles con el poder de cierre de los interruptores. Para ello se utilizan inductancias serie, de choque, de algunas decenas de micro- henrys. En algunas ocasiones se utilizan resistencias que se intercalan durante el pro- ceso de conexión (figs. 5.106 y 5.107). Los interruptores para baterías de condensadores deben tener, a la apertura, una elevada velocidad de restablecimiento de la rigidez dieléctrica, para poder efectuar des- conexiones correctas sin recebados o reencendidos. I I o I I o o , I : ! I , o I o o , 0ITI] "-+-;-f., t! ~ ( i: L ..... _~_..J o I I I o I I o I I I I I I 1 I o I I o I o o o .., :l ~ U l, a¡al! lo r ( r r r r , , , , , , ,I [ [ l ! • - 1/1 ....'''1''5 !I [ TI1 l l, ! 1 I I I I I I o ,[fi}J ~:o:~~fd:' I o I o I o I o o 1 o • , , , l~ ~ II" ( ( r , , , Fig. 5 .107 Beterra de condensador,s derivación con cuatro escalones. conexión doble estrella, con inductencias de choque en serie.
- 181. 342 Protecciones en las instalaciones eléctricas Hay que insistir en este último aspecto, habida cuenta de que los reencendidos en la desconexión se acompañan de ondas de tensión de frente escarpado con amplitudes elevadas, en panicularcuando se produce la desconexión de una batería no fraccionada y también durante la desconexión del último escalón de una bateria fraccionada. En la figura 5.106 se muestra el esquema de funcionamiento de un interruptor con resistencia de inserción. En la figura 5.107 se muestra una instalación con inductancias en serie para amor- tiguar el fenómeno de conexión. En las figuras 5.108 y 5.109 se muestran los registros de las tensiones e intensidades de conexión y desconexión de una batería de condensadores, utilizando un interruptor con resistencia de inserción. Las baterías de condensadores en derivación se conectan de dos formas: en trián- gulo y en estrella. En el caso de conexión en estrella, el punto neutro se aísla de tierra con el fin de evi- tar la circulación de corrientes armónicas homopolares en los condensadores de las re- des con neutro a tierra yen las redes con neutro aislado, para no aumentar la capacidad a tierra de la red. 5.5.2 Protección de baterías de condensadores derivación Las protecciones empleadas en instalaciones de baterías de condensadores dependen de la potencia de las mismas y de su conexionado. Las protecciones más comunes son: a) Protección de sobreintensidad Su misión consiste en desconectar el interruptor cuando se produce un conocircuito entre fases o a tierra en la batería. Generalmente, dicha protección no es sensible a las averías internas de los elemen- tos que componen la batería. Se acostumbra a instalar dos relés de fase y un relé de neutro a tiempo inverso o in- dependiente, con elemento instantáneo en los relés de fases. Para evitar el disparo de los elementos instantáneos de fases en los instantes de la conexión, debido a la corriente inicial, basta retardar la actuación de estos elementos en O, I .. 0,3 s; o bien ajustarlos por encima de la máxima corriente de conexión; o dispo- ner de un filtro de armónicos. El relé de neutro puede ser ajustado a valores bajos de intensidad de arranque y curva característica de actuación, ya que sólo puede aparecer corriente de neutro en el supuesto de falta a tierra en la propia batería. Si la red a la que se asocia la batería está aislada (sin neutro a tierra), no es necesario instalar relé de neutro. Cuando la batería se compone de varios escalones, cada uno de ellos incorporará su propia protección de sobreintensidad. La protección de sobreintensidad del interruptor principal habrá de ser selec¡iva con las de los escalones. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 343 J)//VV , T N Fig. 5. 108 Registro de.',as tansían,es e intensidades durante la conexión de una balerra de 4.000 kVAr 8 25 kV, utilIzando un Interruptor con resistencia de inserción de 250 Mase. '. , T flg. 5 . 109 Registro de las tensiones e intensidades durante la desconexión de una bater(a de 4.000 kVAr a 25 kV, utilizando un interruptor con resistencia de inserción de 250 Mase.
- 182. 344 Protecciones en las instalaciones eléctricas b) Protección de sobre y subtensión Las baterías de condensadores son instalaciones muy sensibles a la tensión yaltiempo máximo permisible de las sobretensiones (fig. 5.110). En el caso de un «cero» de tensión,es necesario desconectar las baterías para poder controlar debidamente la conexión posterior y los problemas que de eUo se derivan. Se acostumbra a instalar dos relés de tensión a tiempo independiente. Esta protec- ción también puede conseguirse utilizando el criterio de intensidad, ya que la intensi- dad absorbida por la batería es función de la tensión aplicada. • 1.000 •• •• • • ,.. •• ,. ,. • I , • '., '.', - '.' 110*" "1t,_~""_"'1t , u. 0. 0 I · l.' u. 0 .0 , • I u. o•• · 1,1 , u. , • '.' u. os · ,.. u. '0 · ,. I u. ..0 • 1.1 S UN UOO · ~ - - 1,' Fig. 5 . 1lO Característica de sobretensión en función del tiempo que puede soponar una batería (CEI 70 1967). El relé o relés utilizados deben tener un elevado valor de reposición, del orden del 95 %. para evitar que queden arrancados después de la corriente inicial de conexión de la batería. Por otro lado, la corriente de arranque del relé ha de coincidir, con la debida exactitud, con la corriente absorbida por la batería a la máxima tensión admisible en ré- gimen permanente (normalmente 110 + 115 % Un). Todo eUo obliga, en ocasiones, a reajustar el relé en el momento de la puesta en servicio, en orden a conseguir la necesa- ria exactitud. Para efectuar la función de subtensión, es suficiente un relé monofásico de mínima intensidad ajustado al40 + 60 %de la corriente nominal de la batería, con una tempori- Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 345 zación de unos 5 + lOs. Para que este relé monofásico no impida la conexión de la bate- ría, su circuito de disparo ha de estar intervenido por algún contacto auxiliar del inte- rruptor. La utilización de la protección de sobreintensidad como protección de sobre y sub- tensión tiene la ventaja de evitar la instalación de transformadores de tensión, además de simplificar y abaratar el conjunto de la protección. c) Protección de desequilibrio Cuando se produce la avería de algún elemento de los que componen la batería de condensadores, esta anomalía supone una modificación de la impedancia de alguna de las fases y, por consiguiente, la aparición de desequilibrios en las intensidades y tensiones. Las protecciones de desequilibrio se basan en la medida de las corrientes o tensio- nes diferenciales que se detectan entre puntos prácticamente equipotenciales. Se utili- zan relés a tiempo inverso o independiente. En los casos en que cada elemento condensador esté protegido por fusibles y la ave- ría de uno o más de eUos no produzca una sobretensión excesiva para el resto de la bate- ría, se instalan protecciones con dos niveles de actuación. El primer nivel señaliza la existencia de un elemento averiado y, cuando se supera el umbral de desequilibrio lí- mite para el resto de la batería, actúa el segundo escalón, que es el que finalmente or- dena el disparo. I ILJ.. - ;,-- VI 'n'..,""., """"-+--+---<-0- r.l. ,--r--' .1. . 1. ..,.- °T" L __ .L. __ _ '-- I...... L-~-J__~______~ := T.T. LI____ ~ _____l .¡.. IIARRA S o p,otucici,. dlt I.obr,in'tnl.idod @ Ptoluciá" d, Mltquili brio(lrlO"!l- obill'rto) @ Proltuió" dlt dtl~uillbfio ("!tUllO) o P,olfoCciól'l Ioob'lft",.,ió" o P,oltceió,.. I.ubltnl ió" Fig. 5 . 111 Esquema tipo de protección para baterras de condensadores en conexión simple estrella.
- 183. 346 Protecciones en las instalaciones eléctricas En función de la disposición de los elementos que componen la batería, la protec- ción de desequilibrio tendrá el esquema que seguidamente se describe. - Conexión simple estrella La detección del desequilibrio se realiza mediante un transformador de tensión co- nectado entre el neutro de la batería y tierra. Si se dispone de transformadores de ten- sión, se puede detectar el desequilibrio utilizando un devanado en conexión trián- gulo abierto (lig. 5.111). - Conexión doble estrella - La detección del desequilibrio se realiza mediante la medida de la intensidad que cir- cula entre los neutros de las estrellas, originada por la variación de la impedancia de una de las ramas (lig. 5.112). .,ARRA$ I -e __'(II"I~rruPtor -0- -0- T.I. 11f----/ '-- ~ .(i)..-. t ~ (0 p,olución de l5ob"in't",,¡dad L L - 0 P'OIKci'" d' d''',qull¡ b,l. T T T T T T o p,oludó" dt .Ob'tlt"sldn T.I.[} o P,otenici" de aub"n,ión Fig. 5.112 Esquema tipo de protección para baterías de condensadores en conexión doble estrella. - Conexión ¡riángulo En la conexión triángulo solamente se puede detectar el desequilibrio si se trata de un doble triángulo. Para ello se mide la corriente que circula en la unión de puntos equi- potenciales de los dos triángulos (lig. 5.113). Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 347 I 1 ~ -.:;--1(1 '""".p'" r-+-+---<-0- r;-----<-0- '.R"AS " 8 P,otec,ión d•••b"IAlen,;etad o P'o',ccóon el" cfu.qullibtÍo o P" I.~cién d' lob.",.,.t.;Ó.. o P'ot",( len ct ...."b'.... .on Fig. 5.113 Esquema tipo de protección para bater(as de condensadores en conexión doble triángulo. 5 .5 .3 Cálculo del desequilibrio en baterías de condensadores derivación Para la determinación de los ajustes de las protecciones es necesario calcular, previa- mente. las corrientes y tensiones que aparecen en determinados supuestos de anomalía en la batería; por ejemplo, cortocircuito en un elemento. Para ello son de mucha utili- dad las fórmulas que se establecen a continuación y que permiten conocer diversas magnitudes en el caso de desequilibrio en una fase de una carga trifásica. Toda batería de condensadores, con el neutro aislado, cualquiera que sea su tipo de conexión (estrella, doble estrella, triángulo, doble triángulo), puede representarse por una estrella de impedancias. Cuando se produce una anomalía en una de las fases, el re- sultado es que la impedancia de esa fase varía respecto a la de las otras, de tal modo que: llamando Zs - ZT- Z. Z. - ZF ZF se desglosa en suma de dos impedancias:
- 184. 348 Protecciones en las instalaciones eléctricas T 5 • ZF- ZA + Z. Z.- ZF - Z. obteniéndose entonces el siguiente esquema del desequilibrio: T 5 • z. z.} -- - Z, z. z. Nótese que conectada dicha carga a una red trifásica, supuesta, para mayor simpli- cidad, de potencia infinita (Zs - O), el equilibrio simétrico de la red se mantiene hasta el límite B - B' (fig. 5.114). • Fig. 5.114 Esquema de la red. En el punto de desequilibrio se establece: V'R - V's + IR Z. (1) V's - V'T (2) Expresando la ecuación (2) en sus componentes simétricas: V'so + V's, - V 'TO + V'T, a1 V'RO + aV' R,- aV'RO + a 2V'R, (a 2 - a) V'RO - (a 2 - a) V'R, V ' RO - V'RI Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas recordando que se tiene que V'RO - VR-/RoZo V' R' - - /R,Z, 349 La única impedancia que la red presenta hasta el punto de desequilibrio es Z.; y por tratarse de una batería de condensadores estáticos, se tiene que: por consiguiente: La ~cuación (1), en sus componentes simétricas dice: como y se tiene: Se sabe que por lo tanto: V'RO- V'R1 V'SO - a 2 V'RO V's,- aVR,- aV'RO 2V'RO - (a + a') V' RO + Z. (2/RO -~) 1 + a + al - O; a + al _ - 1 3V'RO -- VR ~+2Z./RO Z.
- 185. 350 Protecciones en las instalaciones eléctricas concluyéndose en: y, más simplificadamente, La componente inversa de la corriente será: con lo que V lo, - 1.0 - ...:.JL Z, lo, _.:...B. - I + V ( ....:.3=Z,>-+-",Z:,,-. ) ZA 3Z, + 2Z. V - Z. lo, - -'-" ---="-- Z. 3Z, + 2Z. La corriente total en la fase R será: por lo tanto: 1. - 1'0+ 10' l. _ ~ (3Z, + Z. - Z.) Z, 3Z. + 2Z. 2 Z, + -Z. 3 Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas Las corrientes en las dos fases «sanaSl> vendrán dadas por. con lo que Es decir: Is - Iso + Is, - a'l Ro + a/R, IT - ITD + ITI - aiRo + a' / R, Is-a'IRo+a {IRo -~)=(a+a l)/Ro-a ~ Z, Z, IT -a/Ro+a l (/Ro- ~~)=(a+al)/RD-al ~: a+a 2 __ 1 V IS-- /RD -a ...:.JL Z, I I 1 VR T-- RO-Q - Z, o IRo-~ ' 3Z,+Z8 Z, 3Z, + 2Z. Is = ~ ( - a _ 3Z, + Z. ) Z, 3Z, + 2Z. I T _ ~ ( _ a' _ 3Z, + Z. ) Z, 3Z, + 2Z. I . '3 a---+}::I..::!.. __ 2 2 1 . '3 -a---J :Y..::!. 2 2 1 1 . '3 -a --+)::I..::!.. 2 2 Is - V. [- a (3Z, + 2Z.) - 3Z, - Z.l Z, (3Z, + 2Z.) Si se define: 1 - lis I - liT I 351
- 186. 352 Protecciones en las instalaciones eléctricas entonces resulta, finalmente: arg Is - 180 + arc tg (J3 + 2", b.) ,,3 ZA arg Ir - 180 - arc tg (J3 + .ft ~:) La relación entre las componentes de secuencia inversa y directa será: 1-1 t 1- 1 - Z. l. 3ZA + Z. ' 1 !.J... 1 % lOO % ID - 11+3~1 z. La tensión (v. ) que aparece entre el neutro de la estrella y tierra será, evidente- mente: - 1 pero • • z ' - ' t- ZF---8' " 's z .'. 1 1 1 'A J. V. - V's V. - a'V'RO + aV' R, V'RO - V'R, V. - (a + a') V'RO 1+ a + a' - O _ a+a'--I Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas y además Por lo cual: y, finalmente: V. - -V'RO - - V. + /ROZo Zo - ZA; VR- V n V.-- V,+/ROZA 3+b. V ZA 1RO - -'-'- ---=-'--- ZA 3+ 2~ ZA 3+~ ( -1 + z.) 3+2~ ZA - 1 V._ V. - ___ 2+3 ~ Z. 353 También pueden determinarse las tensiones a que quedan sometidas las diversas impedancias de la estrella (VR, VS , Vr): VR - V. - Vo- V. (1 + I ) 2+3 ~ Z• I+~ Z. VR - V. ----"'.... - 2.~ 3 Z. En cuanto a las fases «sanas>>:
- 187. 354 Protecciones en las instalaciones eléctricas ---'--- - V (a + 2 + 3 Z. n V s = V n Z. (1 + 2a') + 3a' Z. 3Z. + 2Z. V T _ V n Z. (1 + 2a) + 3a Z. 3Z. + 2Z. Z. I +2a'-(1 +a')+a'-a'-a-J3 1270 I +2a-(1 +a)+a=a-a'-J3 ~ Y, finalmente, el módulo de Vs, V T ... : V= I I~1+3.b... (1 +~) Z. Z. En resumen, y teniendo en cuenta que Z. - Zn impedancia nominal/fase de la ba- . V 1 tena ~= N Z. 3+~ ID= In __-=Z,,-n_ 3 +2 ~ Zn 1, = In -Z. 3ZN + 2Z. IR - In ---'--- I + ~(b...) 3 Zn ~I +~(I +..L (~)) Zn 3 Z. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 355 VD - Vn -1 2+3 L Z. I+~ VR - V n Zg ~+~ 3 Z. IVs I-IVT I-Vn -2-+-3--,=",-"'f =- 3_- ~I +3 t (I + f.-) Z. Por tanto, para calcular cualquier desequilibrio monofásico en una batería de con- densadores con el neutro aislado, basta conocer, en la fase afectada, la impedancia re- sultante (Z.). 5 .5.4 Protección de baterías <;le condensadores serie Los condensadores en serie se instalan normalmente en·las líneas de transporte de gran longitud y se conectan como una parte de ellas (a) en los extremos de las líneas (b) y en alguna ocasión entre dos de ellas (e) (fig. 5.115). 1 11 I 11 10 ~I 1+1 1~0 11 I 10 Fig. 5 . 115 Posiciones opcionales de los condensadores serie en líneas. Teniendo en cuenta tanto el coste del condensador como las exigencias de la línea, en necesario derivar los condensadores serie, en el caso de faltas en la misma, debido a las grandes intensidades que circulan. Estas intensidades provocan tensiones elevadas en los bornes del condensador. Para resolver esta cuestión, se han venido instalando en paralelo con el condensa- dar dispositivos explosores que suelen funcionar para valores de tensión de tres veces el valor nominal (fig. 5.116). Después de actuar el dispositivo explosor, se cortocircuita éste mediante'Un interruptor, quedando el condensador a su vez cortocircuitado, fuera del efecto de las faltas en la línea.
- 188. 356 Protecciones en las instalaciones eléctricas COl'lóensodor --""T----------I: :I----------.,..-_"... o••corgado, 1 I I I Fig. 5.116 Dispositivo de protección de un condensador serie. Últimamente los explosores se vienen sustituyendo por pararrayos de óxido de cinc. Estos presentan la ventaja de que absorben gran parte de la sobretensión que debe- ría soportar el condensador, con lo cual en la mayoría de las situaciones no se precisa que se cortocircuite el condensador, continuando el efecto compensador durante la falta en la linea. InturuPlor li",o COHOEHS.t.OOAES SERIE BARRAS ......-4::-;~-.-----------iI----------,-- LINEA R"ouontío (;"""000' el. impullol 'liAd IN.... UptQ. d. co.lotifeullodO Fig. 5. 117 Protección de una batería serie con resistencia de óXido de cinc (ZnO). En la figura 5.117 se muestra el esquema de protección basado en resistencias de óxido de cinc (ZnO) para una batería de condensadores serie. El sistema dispone de un descargador «de cortocircuitado» yun interruptorde cortocircuitado en paralelo. El descargador, de electrodos de carbono, se «cortocircuita» mediante un generador de impulsos en A.T. accionado por una señal procedente de un circuito de control analógi- co-térmico. El circuito analógico-térrnico protege la resistencia de ZnO de la energía que disipe. El explosor, de ser el caso, cortocircuitará la batería en unos 5 ms después de recibir la orden de actuación. Esta tiene lugar cuando se produce un cortocircuito, con lo cual la resistencia ycondensador no quedan sometidos a las magnitudes del cortocir- cuito, que será eliminado seguidamente por la protección de la linea. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 357 El nivel de energía disipable ajustado en el circuito analógico-térmico está regu- lado para que actúe el interruptor de cortocircuitado cuando la energía acumulada ex- ceda del nivel admisible de corta duración de la resistencia ZnO. En los condensadores serie, si existe más de una rama en paralelo, se instala una protección de desequilibrio (fig. 5.118). aARRAS +-""¡"-_+'-"-III-:----+---..-----l:T""" Fig. 5. 118 Protección de desequilibrio. La utilización de los condensadores en serie tiene lugaren lineas largas yde M.A.T. Por ello es muy conveniente analizar convenientemente el comportamiento de las pro- tecciones que se utilizan en las mismas y tomar las precauciones que implica la inclu- sión de un condensador serie en el sistema que se desea proteger. En el caso de falta en los extremos de una linea, las intensidades son inductivas y las magnitudes de tensión e intensidad son las características. En estas condiciones, la detección de faltas en las lineas se puede realizar mediante cualquiera de los sistemas de protección descritos para ello. Los condensadores serie utilizados en las lineas, equipados de explosores que ac- túan cuando se produce una falta, no introducen variación alguna en la detección de fal- tas en las líneas. Ahora bien, en el caso de que los explosores no funcionen, por una razón justifi- cada o sin ella, la naturaleza inductiva de la red cambia. Este cambio será función de las magnitudes de la linea, del condensador serie y de la reactancia de la red. La situación más comprometida para el buen funcionamiento de las protecciones de línea se produce cuando el condensador serie está conectado en los extremos de la lí- nea y, por tanto, en la proximidad de las protecciones. En la figura 5.119 puede apreciarse que el relé 1, alimentado desde las barras G para proteger la linea ZLR y el condensador serie, no verá las faltas de reactancia inferior a X, en el condensador o en la línea. Porotra parte, el relé 3, destinado a proteger la línea ZLL' verá las faltas en el condensador y en parte de la linea ZLR' La solu~ión a este problema, que precisa de un estudio pormenorizado caso a caso, consiste en introducir una modificación en las características de medida de las prot~c ciones de distancia que tenga en cuenta esa zona de posible inversión de la magnitud que hay que medir.
- 189. 358 Protecciones en las instalaciones eléctricas G 'c ~ ~ 11 p ,.... ,.... A.li l A.li , l' n •I o} Esquemo dI' lo ,,,d , , RIPié 1 -/~="",'---- R el R"lé. en"p'"'odO 1l',.,eo Fig. 5. 119 Protección distancia en una Unea con compensación serie. 5.6 Protecciones de motores Acausa de la gran cantidad de tipos de motores yde la variedad de aplicaciones para los que son requeridos por la industria, sus protecciones precisan un detallado estudio de las características de funcionamiento del motor. Antes de proceder a la elección de la protección adecuada, deben conocerse las intensidades y tiempos en condiciones de arranque yagarrotamiento, así como el comportamiento térmico de la máquina en con- diciones de equilibrio y desequilibrio en las tensiones de alimentación. También in- fluye el tamailo de la máquina y la naturaleza de la carga a que se acopla. Las averías en los motores pueden producirse por: - Causas externas: desequilibrío en las tensiones de alimentación, subtensión, sobre- cargas, arranque monofásico y, en los motores síncronos, pérdida de sincronismo. - Causas internas: fallo de cojinetes y faltas eléctricas internas (generalmente a tierra). Las protecciones de un motor son muy similares a las de un generador; incluso, en ciertas ocasiones, es posible que una máquina síncrona opere indistintamente como ge- nerador ycomo motor. El caso más evidente es el del alternador de una central hidráu- lica reversible, donde se mantienen las protecciones, excepto la de potencia inversa. Seguidamente se describen las protecciones para motores de cierta potencia. Para pequeilos motores b.l. el sistema de protección a base de contactor, guardamotor ydife- rencial basta contra la sobrecarga, faltas a tierra y subtensión. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 359 Las protecciones que hay que aplicar para un motor de c.c. no son distintas a las de uno de c.a. En los motores de c.c. son válidas ciertas simplificaciones. 5.6.1 Protección contra fallo de cojinetes No existe ningún dispositivo de protección convencional que actúe ante el deterioro de los cojinetes. En el caso especial de cojinetes de manguito, puede detectarse el futuro fa- llo del cojinete ensamblando en el manguito una sonda térmica, con objeto de generar una alarma cuando el cojinete alcance una temperatura determinada. En el caso de rotura y desprendimiento del cojinete, los esfuerzos térmicos ocasio- nados deberán ser detectados por otras protecciones; por ejemplo, la c!e sobrecarga térmica. 5 .6 .2 Protección térmica del estator En algunos motores es posible introducir una sonda en el estator del motor, para conse- guir un cierto control de su temperatura. Lo normal es disponer de un contacto de alarma que avisa cuando se alcanza la temperatura determinada (fig. 5.120). 80birto e.plorodoro R:I(T) --=---(0 Fig. 5. 120 Relé térmico de puente de Wheatstone. las bobinas exploradoras están introducidas e~ el estatorde la máquina y su resistencia es función de la temperatura en el estator. A partir de una cierta temperatura. el puente se desequilibrará. La unidad de operación es un disco de inducción y el tiempo de operación dependerá de la corriente. es decir. del valor de 6 1 . 5.6.3 Protección diferencial de fases Cuando son accesibles los bornes extremos de los arrollamientos del estator, es posible dotar al motor de una protección diferencial. Hay que tener en cuenta que en el momento del arranque, a causa de las elevadas comentes que se ~roducen, un relé elemental podría dar actuaciones incorrectas y será conveDlente un cierto frenado. Una pendiente del 20 + 40 %será suficiente. Alternati- vamente, puede retardarse un poco el disparo, unos 30 ms, para impedir actuaciones IDtempestlvas con la corriente inicial de arranque (fig. 5.121).
- 190. 360 Protecciones en las instalaciones eléctricas I C'UIO ¡,,¡ctol o.. 10 u,,;.,.... I ""':-:::,-~~:~,,,.,,,,,1~JlNIItI!Il"'ltMj~uS4A,..L..~"l I ;¡:¡It_l 1·-"¡-¡~"'·i"'''i~~1 01 CORRIENTE EH fl [SU.TOA ° , , , l I "'O""T I-+ bl YflOCIDAD o Ti ..",po 15'9U1'lIIIot) Fig. 5. 121 Caracterrsticas de arranque directo en un motor de inducción. Nótese que durante el 80 % + 90 % del tiempo total de arranque, la corriente tiene un valor estabilizado. La protección diferencial de fases protegerá el motor para los cortocircuitos que se presenten en el estator, incluyendo los bornes del motor. 5 .6.4 Protección de sobreintensidad Como reserva de la protección diferencial, la protección de sobreintensidad, conve- nientemente ajustada, puede detectar las faltas en el estator y en bornes. Particularmente, el relé de sobreintensidad de neutro debe ajustarse con la má- xima sensibilidad posible, ya que las faltas se iniciarán como falta a tierra o·tendrán un contacto a masa. Los elementos de sobreintensidad de fases deben ajustarse de forma que no operen con la corriente de arranque. Lo normal es que el ajuste esté por encima de la corriente de arranque estabilizado, con un tiempo déactuación de 0,1 + 0,3 s para evitar el dis- paro con la corriente inicial de arranque. La protección de sobreintensidad ofrece un cierto grado de detección de las faltas en el rotor de los motores de rotor bobinado. La figura 5. l22 muestra que, para la correcta protección de un motor que en fun- cionamiento normal tiene sus arrollamientos conectados en triángulo, los relés de so- breintensidad deben conectarse en serie con los propios arrollamientos. De otra forma, los relés de línea, que deberían ajustarse para una corriente nominal de 100 A, reciben 200 A durante el arranque, al igual que los arrollamientos, cuya intensidad nominal es de 57 A. En la figura 5. l23 se muestra el esquema de una protección diferencial en la que se puede incorporar una protección de sobreintensidad para fases y neutro. Ambas protec- Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas " s J, J ,.1.., _.,¡dón "J t."J L Jallt,nol ivo '" 's 'T POSteloN DE lOS RE lES ARR4NQUE MARCHA 'A .z 1$ • 'T '00 '00 lA : '11 :z le '00 57 Co,rí.nl .. d. títl" en ,"cucho Iormol e 100 " Imptdondo d.1 motor bloqueado Z':; .!.. Z Z.: Impedancia dI' marcha normol 6 361 Fig. 5 . 122 Posibles posiciones de los relés de sobreintensidad para motores con arranque por conmutación estrella/triángulo. ciones, en su función de protección principal y de reserva, cubren las faltas en el estator y hasta los transformadores de intensidad a los que están conectadas. 5 .6 .5 Detección de condiciones anormales de funcionamiento Interesa detectar aquellas condiciones de funcionamiento que, de mantenerse, pueden conducir a una falta interna en el motor. Las condiciones de funcionamiento anormal se traducen en el hecho de que el mo- tor absorbe una corriente superior a la nominal. Una solución especialmente adecuada para proteger esta situación consiste en dis- poner de una protección de sobrecarga térmica, si es posible con compensación de la temperatura ambiente, que limite el esfuerzo térmico al que pueden verse sometidas las bobi nas del estator. Además de una situación de sobrecarga mantenida durante un tiempo debida a un exceso de solicitación de la potencia del motor, pueden plantearse otras condiciones anormales de funcionamiento típicas, como por ejemplo:
- 191. 362 Protecciones en las instalaciones eléctricas ---,.--~ Il'It.rruptor - ·1 , ~ II 1 -- r ' _._. 1-._ . -, i i I 2 J ...... i I Molar L f--._. - ._.- .J 1 Proteulón de sobr.lnlensidod. poro lo...s r 'u~ ...ho lite'. dif.renciol d. la.... con Irenade Fig. 5. 123 Protecciones para detectar faltas en el estator de un motor. La zona protegida es el es- tator V sus bornes. a) Agarrotamiento del motor. b) Desequilibrio en las tensiones de alimentación. e) Sobretensión. d) Subtensión. a) Agarrotamien/o del motor Un motor puede agarrotarse en pleno funcionamiento o al no poder arrancar por una carga excesiva, absorbiendo de la alimentación una intensidad equivalente a la de en- clavamiento del rotor. La máquina debe desconectarse lo más rápidamente posible. No es posible, sólo por la magnitud de la corriente, distinguir el agarrotamiento de un buen arranque. La única solución consiste en que la protección desconecte el motor si la corriente persiste durante un tiempo superior al normal de arranque. La mayoría de las cargas acopladas a los motores es tal que el tiempo de arranque de un motor de inducción típico es inferior a 10 s; el tiempo máximo permisible de aga- rrotamiento, para evitar despeñectos en el aislamiento, suele ser superiora 20 s. Es rela- Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 363 tivamente fácil discriminar entre ambas condiciones, tomando el tiempo de arranque como base. En el caso de motores para aplicaciones especiales (por ejemplo, cargas de gran inercia), el tiempo de arranque puede prolongarse aproximándose al tiempo de seguri- dad poragarrotamiento, lo que dificulta la discriminación entre ambas condiciones. En este caso puede ser necesario, según el relé utilizado para la protección de sobrecarga, otro relé especial para detectar la condición de agarrotamiento y operar contra ella. El hecho de que esta protección adicional sea o no necesaria dependerá principalmente de la relación entre ambos tiempos y de la aproximación con que el relé de sobrecarga se ciña a la curva tiempo de agarrotamiento-corriente, sin posibilidad de una operación intempestiva al efectuar un arranque correcto. El típico relé térmico de sobrecarga, con una espiral bimetálica próxima a la fuente de calor, tiene un factor de aceleración del orden del 45 % a 6 veces la intensidad nomi- nal. Si un relé de este tipo tiene un tiempo de operación de 20 s a 61, y se aplica a un mo- tor cuya corriente de arranque sea 6/" el tiempo máximo permisible de arranque será, como máximo, de 11 s (55 % de 20 s). Debido a este factor de aceleración, a menudo se utiliza un relé monofásico adicio- nal para proporcionar adecuada protección antiagarrotamiento. Este relé está provisto de un elemento instantáneo, a mínima corriente, que desconecta el circuito de disparo cuando la corriente de arranque desciende hasta un cierto valor, normalmente 3 IN' Con e'1I0 se elimina el efecto de aceleración y es posible un ajuste de tiempo bajo para prevenir el agarrotamiento. Los relés electrónicos están exentos de este inconveniente de aceleración y resultan más apropiados para detectar. tanto la sobrecarga térmica como el agarrotamiento del motor. b) Desequilibrio en las tensiones de alimentación Toda anomalía en el sistema de potencia que alimenta el motor se traduce en un cierto grado de desequilibrio en las tensiones, a consecuencia del cual aparece en los devana- dos de la máquina una componente de secuencia inversa en las corrientes. Normal- mente se señala, como el limite de desequilibrio, la falta de una fase de alimentación (fi- gura 5.124). - r-- Fuel'llt d. alimentación ( Fose C~loda) ( Molar lo".,.,.. I Fig. 5.124 Apertura de una fase de alimentación de un motor.
- 192. 364 Protecciones en las instalaciones eléctricas Se ha comprobado que la relación entre las impedancias directa e inversa, a las ve- locidades normales, se aproxima a la relación entre las corrientes de arranque yde plena carga. Así, en un motor cuya corriente de arranque sea 6 veces la de plena carga, un de- sequilibrio del 5 %de la tensiones de alimentación dará una componente de secuencia inversa del 30 %. Incluso puede darse el caso de que la componente de secuencia inversa de la co- rriente exceda a la directa. Valdría el ejemplo anterior con un 17 %de desequilibrio en la tensión de alimentación; el resultado sería el 102 %. Las corrientes desequilibradas pueden despreciarse en lo referente al par de trac- ción. Su principal efecto es incrementar las pérdidas en el cobre, reduciendo la potencia entregada por la máquina al provocar un sustancial aumento de la temperatura en los devanados, lo cual conduce a un progresivo deterioro del aislante, hasta converger en una falta eléctrica. El criterio que debe seguirse en la protección contra el desequilibrio de tensiones es que el relé de sobrecarga térmica debe proteger el motor contra sobrecargas prolonga- das, pero sin desconectar el motor por pequeños desequilibrios. Veamos cómo se consi- gue este objetivo con varios tipos de relés. b1) Relés monofásicos de sobreintensidad Para detectar la máxima corriente de fase deberán emplearse tres relés. Sin embargo, con este equipo no se detecta el efecto del calentamiento adicional, en el circuito del ro- tor, debido a la corriente de secuencia inversa. Además, en algunos tipos de motores, al faltar una fase,las corrientes de línea son inferiores a las que circulan en los devanados, con lo que se «engaña» la protección, pudiendo ocurrir entonces que la desconexión se produzca cuando ya no tienen solución los desperfectos (fig. 5.125). b2) Relés de desequilibrio de fase Operan cuando el desequilibrio entre las corrientes absorbidas excede un valor dado, ajustable. Presentan algunos inconvenientes: - No operan con la diferencia de fase, sino sólo con la diferencia en magnitud, no pu- diendo medir la componente de secuencia inversa, fuente del calentamiento adi- cional. - Tienden a ser demasiado sensibles. b3) Relés de secuencia inversa Evidentemente, la consecuencia de todo desequilibrio de tensiones es la aparición de corrientes de secuencia inversa. Por consiguiente, un relé de este tipo, con una función térmica que se adapte a la admisible por el motor, resulta la protección ideal contra de- sequilibrios no transitorios en las tensiones de alimentación. Aunque hay que conside- rar que el coste de este relé de secuencia inversa es superioral de un relé de desequilibrio de fases, permite un grado de protección muy superior y, sobre todo, más fiable, por lo que la rentabilidad de su instalación es muy probable. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 365 " x " J •• '. g, ~ ~ 25. .. · v 2•• · · l i IS. · · · ~ ,.. · 2 : " 5. •2. '. 60 00 ,.. .,. de lo pl.MI c-o'9a Fig. 5.125 Corrientes en linea Ven el devanado de un motor conectado en triángulo. en caso de fa· 110 de una fase de alimentación. e) Sobretensión Tanto el motor como el generador y el transformador (que incluyen bobinas) deben te- ner protegido su estator contra las sobretensiones que procedan de la alimentación. Para este fin es suficiente un relé de máxima tensión, a tiempo independiente, que desconecte el motor en caso de detectarse una sobretensión prolongada. El ajuste típico del tiempo de operación es de 10+ 30 s. Conviene conectar el relé a una tensión com- puesta. d) Subtensión Es evidente que una subtensión prolongada aplicada a un motoren carga tendrá efectos térmicos perjudiciales. Las protecciones térmicas pueden proteger adecuadamente el motor. Sin embargo. determinado nivel de subtensión produce un incremento en el deslizamiento y una reducción de la velocidad de los motores asíncronos. de forma que. al reponerse la tensión al valor nominal. es posible que se produzcan esfuerzos me- cánicos y corrientes importantes. Por otro lado. en ocasiones no puede admitirse que el motor opere en condiciones desubtensión. por las consecuencias que ello puede ocasio- nar en el proceso de fabricación en el que el motor interviene.
- 193. 366 Fig. 5.126 Protecciones en las instalaciones eléctricas RED 1 1 1 ,. .J Marcho " l A.I'. de I JObr.tnl~.idad j Poro MOTOA Arranque directo con desconexión por m{nima tensión. La adición de un diodo y un condensador permite tolerar subtenSlones transitorias. En muchas ocasiones, en caso de sub1ensión, se realiza una desconexión inme- diata, ya que ello supone tener garantías de seguridad para el personal yademás permIte un arranque con posibilidad de controlar la carga del motor (lig. 5.126). La ligura 5.127 muestra un sistema de mando de un motor de inducción con con- trol por mínima tensión. En el arranque, controlado por el relé térmico (T> ) de sobre- carga, se excitan el relé auxiliarA, el relé de mínima tensión U < y el relé B, a través de un contacto del relé auxiliarA. Los tres relés quedan retenidos a través de los contactos U <, B, A Yel pulsador de paro. Al producirse un descenso de tensión, aunque todos los relés se desactiven, el con- tacto de U < permanece cerrado un cierto tiempo, ajustable. Si la reposición de la ten- sión ocurre dentro de este tiempo, todo el sistema vuelve a las condiciones inicia~es. Si se pulsa el botón de paro, se desactivan U < yA, lo que provoca la desexc'tac,ón del contactor. El relé B permanece excitado hasta que haya transcurrido el tiempo ajus- tado en U <, evitándose así el arranque al volver a la posición inicial el pulsador de paro. 5.6.6 Protecciones adicionales para motores sfncronos Los motores sincronos precisan algunas protecciones adicionales: Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 367 r.:; ' -'-'- ' -" • Marcha Po ' " ! JL ,. ! L._._. ._.-.-J u< • • • u< *Conlaelor • R Fig. 5 .127 Sistema de desconexión por subtensión con retardo para un motor as(ncrono. a) Protección contra pérdida de tracción. Se aplicará a los motores que estén sujetos a sobrecargas súbitas, que pudiesen exceder el valor del par crítico y tenderían a des- bancar la máquina. Si se mantiene la excitación del campo, el motor se agarrotará, dando una elevada corriente en el estator, detectable por un relé de sobreintensidad. b) Protección térmica de los devanados amortiguadores. Puede producirse en éstos un sobrecalentamiento, debido a una prolongada operación fuera de sincronismo, una sucesión de arranques fallidos o una pérdida de la tracción. c) Protección de sobrecarga del campo. Basta un simple relé de sobrecarga térmica. Se aplica en los motores de campo forzado automáticamente, ya que un fallo en la excI- tación provocaría en el devanado de campo una corriente continua superior a la normal. d) Protección contra reposición súbita de la tensión. Si desaparece la alimentación de tensión es preciso desconectar rápidamente el interruptor para que la reposición sú- bita de aquélla no ocurra con un desfase respecto a la tensión generada en el motor. Los métodos de desconexión más empleados son: Protecciones de subpOlencia y potencia inversa. La primera se aplica cuando es se- guro que, al fallar la alimentación de tensión, no queda otra carga conectada a las mismas barras. En caso contrario, se empleará preferentemente la protección de po- tencia inversa, con un cierto retardo para soslayar las anomalías transitorias en el sistema exterior.
- 194. 368 Protecciones en las instalaciones eléctricas Protecciones de sobretensión y subfrecuencia. Se aplicarán cuando puedan darse in- versiones de potencia en operación normal. La protección de sobretensión operará cuando falle la alimentación de tensión y no haya carga en el motor, con otra pe- queña carga conectada a las mismas barras; el incremento en la tensión sería del 20-30 %, instantáneamente. . El relé de subfrecuencia operará al fallar la alimentación de tensIón con el motor en carga, con lo que se desaceleraría rápidamente. La principal ventaja de estas dos protecciones es que pueden entrar en opera- ción instantáneamente, lo que resulta muy útil cuando el interruptor .de acopIa- miento al sistema está equipado con un dispositivo de reenganche rápIdo. 5.6.7 Relé universal para protección de motores Después de examinados los diferentes aspectos que deben tenerse en c~~nta en la pro- tección de motores se pueden establecer las característIcas de la protecclOn que propor- cione las prestacio~es deseables para diferentes tipos de motores. Los requisitos que debe cumplir serán generales e indicarán el camino a seguir para cada aplicación en par- ticular. Estos requisitos pueden resumirse como sigue (fig. 5.128): • s Separación de secuerckls I Directo e Irwt"so) I F ril-----j ~ r-----! ~ O '" R.Nde_,o 'o ReIiI ""._"- • He d!fect. ~ ReIIi IfIlltI'II"- cM _ onv.... IA"'I~ Fig. 5.128 Esquema de un relé universal para protección de motores. _ El relé deberá ser preferentemente estático y la temperatura del relé compensada, para seguir con precisión los cambios en la temperawra de trabajo del motor. Deberá incluir varias curvas de trabajo (I/t), para cubnr una ampha gama de dIseños y aplicaciones de motores. _ Es deseable un valor del sobrerrecorrido lo más bajo posible, del orden del 2-4 %en las curvas de trabajo (I/t), con lo que se haría innecesaria la protección contra agarro- tamiento. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 369 - Incorporará un sistema de filtro para separar las componentes de secuencia directa e inversa, a fin de poder operar en caso de presencia de tensiones alimentadoras dese- quilibradas. - En el relé se incluirá, en el circuito de corriente de secuencia inversa, un relé instantá- neo de sobreintensidad, para operar contra el agarrotamiento por alimentación mo- nofásica. - Se incluirá un relé instantáneo de sobreintensidad operado por la corriente de se- cuencia directa, para la protección de faltas en bornes. El tiempo mínimo de opera- ción será superior a 50 ms, que es lo que dura la cresta inicial asimétrica de la co- rriente de arranque. - La unidad instantánea de secuencia inversa antes mencionada actuará en el caso de faltas bifásicas en bornes y, como no precisa un alto ajuste, operará también en el caso de faltas entre fases en los devanado~ del estalor. 5.7 Protecciones comunes para la red En las redes de transporte, la posibilidad de aparición de incidentes más o menos im- portantes ha aumentado en los últimos años debido a: - Aumento de la potencia unitaria de los grupos. - Limitación de regulación de los grandes grupos, que tienen una mínima participa- ción en la regulación primaria. - Mayores trasvases de energia de las zonas productoras a las receptoras. - Retrasos y limitaciones en la licencia de construcción de lineas y centrales. - Uso creciente de dispositivos de regulación por parte de los usuarios, lo que dismi- nuye el efecto autorregulador de la red ante bajadas de tensión o frecuencia. Para hacer frente a estas situaciones, es necesario mejorar las protecciones, de tal forma que se obtengan las siguientes prestaciones: Eliminación rápida de cortocircuitos en la red. - Detección de situaciones peligrosas y actuación sobre la red general para evitar el «apagó",). - Acciones encaminadas a minimizar los efectos del «apagón». La primera de las acciones enunciada ha sido tratada en profundidad en los aparta- dos anteriores de este capitulo, al estudiar las protecciones de líneas, transformadores, barras, ele. Para la detección de las situaciones peligrosas de carácter general, se utilizan como criterios de medida las variaciones de la frecuencia, tensión, potencia, etc., que apare- cen en el caso de balance incorrecto entre carga ygeneración, tensiones incorrectas o in- tercambios anormales entre áreas. La minimización de los efectos se puede conseguir realizando partíciones en la red a fin de establecer áreas en las cuales se equilibre la generación y el consumo, o insta- lando equipos de reposición automática del servicio.
- 195. 370 Protecciones en las instalaciones eléctricas 5.7. 1 Protección de frecuencia Las variaciones de la frecuencia son debidas a balances incorrectos entre la generación y la carga que generalmente son originados por: - Una previsión inadecuada de la carga o una programación deficiente de los grupos generadores. - Disparo de un grupo, barras o línea de interconexión, importantes. - Seccionamiento del sistema en partes. La variación de frecuencia será proporcional al desequilibrio e inversamente pro- porcional a la regulación primaria del sistema. La figura 5.129 muestra la evolución de la frecuencia en tres subestaciones de la red al producirse una pérdida del 15 % de la generación, sin actuar los retuladores. HZ 50,0 I~'f)-" "-~~,~ " ~ 49,5 ",O " , '~ ; ' - L' t-~~ ~ ......,; -- '-/ 41,0 0 , 5 ,,O ',5 ,,O ',5 ,,O Fig. 5.129 Evolución de la frecuencia ante una pérdida de generaCión. Cuando son poco importantes, estos desequilibrios pueden ser corregidos fácil- mente por los reguladores de los generadores, pero en caso de grandes variaciones de la frecuencia (4 %) se corre el peligro de que disparen grupos de generación. Si el problema es una bajada de frecuencia, se entra en un proceso irreversible, que conduce al «apa- gó"" general. En la actualidad, estos fenómenos son poco frecuentes, dadas las interconexiones de los sistemas. Como ejemplo, podemos citar datos estadísticos de España y Francia, donde la media de bajadas de frecuencia por debajo de 48 Hz es de una cada 3,5 años. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 371 No obstante, las bajadas de 49 Hz son de más de una por año y, si no se tomaran las me- didas oportunas, degenerarían en bajadas por debajo de los 48 Hz. En situación de fuerte déficit de generación, la única forma de recuperar el equili- brio es la desconexión de cargas, lo que se realiza por medio de unos planes denomina- dos de «separación de cargas». Estos planes deben realizarse de forma que sean el último recurso, después de ha- ber agotado todos los medios normales; deben ser rápidos y seguros y afectar al menor número posible de usuarios. Para ello, en general hay previstos unos escalones de actua- ción de los relés de frecuencia, que deben ser ajustados en función de las características de la red. En primer lugar se disparan las centrales de recuperación que estén en situa- ción de bombeo cuando la frecuencia baja un 1%; sin embargo, esta acción sólo será útil en las horas «valle» (noches y festivos). La separación de cargas se realiza cuando la frecuencia ha disiminuido por debajo de 49 Hz, con el fin de dar tiempo a la reacción de los grupos ante bajadas de frecuencia mediante la acción de los reguladores primarios de velocidad. Un ejemplo típico de plan de separación de cargas puede ser el español, compuesto de cuatro escalones ajustados a 49, 48,7,48,4 Y48 Hz y que produce el disparo del 15 % de la carga en cada uno de los dos primeros escalones, ydel 10 % en cada uno de los dos restantes. Es interesante destacar que este plan ha sido calculado para una bajada de frecuen- cia del orden de un período por segundo. Si la bajada fuera más rápida, su acción no se- ría suficientementeeficaz y por ello, en algunos casos,la separación de cargas se basa en una combinación de relés de subfrecuencia y de la derivada de la frecuencia, con lo que puede mejorarse este problema. Otro punto importante a tener en cuenta es la cantidad de carga desconectada en cada escalón. En la figura 5,130 se puede apreciar la variación de la frecuencia en función de carga desconectada, suponiendo un déficit de generación del 10 %. Se deduce que la desconexión excesiva de carga puede ocasionar una sobrefre- Frecuencia en HZ 5 O "" ",5 41 ~ AJUSTE DEL RELÉ " HZ ~ P 50.4 HZ ./ ~ 50.0 HZ ,~ 49.6 HZ 1'-. ,.................. ¡....- a-J. 49.2 HZ ,.,. " .H.al HZ " 4 S • T;empo en segundo. Fig. 5. 130 Caracteristica frecuencia·tiempo.
- 196. 372 Protecciones en las instalaciones eléctricas 'l. !.lO . , 1.10 : ~ ,.. , :I •• ~ •• • . 00 . •-1.00 ~ ~ _ z.oo ~='.'" 10 ',. 10 ',. : _ J.oo ., j - ' .00 ~ & - 5,00 ... ' .00 "'. 00 .~. '00 ..~. "00 0400 .~oo Flg. 5. 131 Vanación de la frecuencia y tensión con un déficit del 35 %. cuencia en el sistema; porello, hay países que tienen un mayor número de escalones con menos porcentaje de carga a disparar en cada uno de ellos. En la figura 5.130 se ha efectuado una simplificación, consistente en considerar la tensión constante a lo largo de todo el proceso. No obstante, si se realiza una simulación de la variación de la frecuencia en la que se tome en cuenta la variación de la tensión, los resultados son diferentes. · · ", j T .OO , •• ~ . . IV .~ ~ •• . . 0.50 ~ ~ .00 ·-.... · , ~ - 1.00 ~ .~ "- _ 1.!i0 't::+== 10 'l. .. 10 'f. 10 ',. a Ti .mpo ,,! "tundo. Fig. 5.132 Variación de la frecuencia y tensión con un déficit del35 %. Disparo de baterías de con. densadores. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 373 En la figura 5.131 se muestra la variación de la tensión y la frecuencia al producirse un déficit de generación del 35 % en un sistema. Se puede observar que en el instante inicialla tensión cae un 20 %, para irse reponiendo a medida que van actuando los esca- lones de separación de carga, hasta producirse sobretensiones del orden del 20 %origi- nadas por las baterías de condensadores que permanecen conectadas a la red. Esta so- bretensión hace que la frecuencia se estabilice a un valor inferior al de disparo de los grandes grupos de generación y, por tanto, la situación desembocará en un «apagón» ge- neral. En la figura 5.132 se representa el mismo caso anterior, con la única variación de que se producen disparos de las baterías de condensadores junto con las cargas, con lo que la tensién queda a un valor ligeramente inferior al nominal, lo que contribuye a que se normalice la frecuencia. Al efectuar la elección de los puntos donde deben realizarse los disparos, hay que tomar la precaución de no instalar los relés en áreas de generación (para no sobrecargar el transporte), desconectar las baterías de condensadores (para evitar sobretensiones) y no realizar separaciones de carga en casos de penduleos o tensión baja. En general, no se utiliza la reposición automática de carga, salvo en instalaciones sin personal no telemandadas, debido a que el retorno de la frecuencia al valor nominal no es un criterio suficiente, aunque sí necesario. Antes de realizar la reposición tiene que haber suficiente margen de potencia en las unidades de generación y es necesario comprobarque la reposición no significa una situación peligrosa en la red (baja tensión, sobrecarga, etc.). 5.7.2 Detección de pérdida de estabilidad En ciertos casos, los intercambios de potencia entre áreas de un mismo sistema pueden provocar situaciones críticas de diferente naturaleza, como, por ejemplo, la sobrecarga térmica de las líneas de transporte o transformadores, las cuales pueden ser detectadas y eliminadas en un determinado elemento por sus protecciones de sobrecarga; general- mente, ello agravará el problema, al disminuir el número de interconexiones. En siste- mas como el japonés, que se explota al límite de sus posibilidades, el disparo de una lí- nea importante implica el dispar~ simultáneo de una carga suficiente que evite la sobrecarga y el posterior disparo del resto de líneas. Otro problema que puede presentarse es la pérdida de estabilidad debida a un par sincronizante demasiado débil en función de la potencia transportada. La forma más común de detectar la proximidad de los límites de estabilidad ha es- tado basada, durante mucho tiempo, en el control de la potencia transportada. No obs- tante, en la actualidad existen otros criterios que permiten detectar esta situación, siendo los más comunes la utilización de protecciones de comparación de fase entre subestaciones del área de generación y la de consumo. Este tipo de protección es muy si- milar a la empleada en la protección de líneas, pero comparando las tensiones en lugar de las intensidades. Otro sistema, menos rápido pero igualmente válido consiste en medir el desfase entre las tensiones en diferentes puntos de la red utilizando un reloj patrón. Si la dife- rencia entre estos puntos no sobrepasa un valor preestablecido, ello será indicativo de que el sistema está dentro del limite de estabilidad.
- 197. 374 Protecciones en las instalaciones eléctricas Después de la eliminación de una falta, principalmente polifásica en un tiempo largo, existe la posibilidad de pérdida de la estabilidad dinámica (penduleo). La detección del penduleo puede correr a cargo del personal de operación, me- diante la observación de cambios cíclicos en las medidas de la potencia o de la tensión. En general. sin embargo. la velocidad de reacción es demasiado lenta, por lo que se han desarrollado diversos tipos de protección para evitar las desconexiones anárquicas que acompañan las pérdidas de sincronismo. Se pueden señalar las utilizadas en: - Japón. Un equipo basado en un microprocesador instalado en la subestación memo- riza la potencia generada y la que fluye en el área considerada (cada minuto se man- dan datos de la potencia que circula a la subestación adyacente). Siempre que opera la protección de una subestación y el tiempo de eliminación excede de 100 ms, se en- vía una señal al microprocesador, que ejecuta el cálculo en 160 ms; entonces, en fun- ción del tipo de falta y las cargas anteriores se seleccionan y disparan generadores o cargas. - Francia. Se utiliza un relé, el cual detecta la envolvente de la tensión. En el caso de que la envolvente presente un valor del orden del 60 %de la tensión nominal y la fre- cuencia de las oscilaciones sea superior a la prefijada, actúa la protección tras un nú- mero determinado de oscilaciones. Una vez deteclada la pérdida de estabilidad entre áreas, se siguen dos políticas principales: - Realización de una separación de la red para establecer sistemas segregados, capaces de operar por ellos mismos; estos subsistemas pueden ser determinados con anterio- ridad. Para soluciones singulares, se han realizado aplicaciones que permiten esta- blecer y controlar los subsistemas en tiempo real. - Disparo de líneas o transformadores empezando por el centro del penduleo. Esto puede realizarse mediante detectores específicos (comparación de fase de tensión) O permitiendo la actuación de los relés de distancia (anulando su función antipendu- leo). Si se aplica este método, existe el riesgo de disparos secuenciales, debido a que el centro del penduleo pasa de la línea disparada a otra todavía en servicio. 5 .7 .3 Protección contra colapsos de tensión El fenómeno de colapso de tensión puede producirse cuando la potencia que hay que transportar está muy próxima al máximo posible, de acuerdo con los valores de tensión en generación y con el valor de la impedancia entre generación y carga. Cuando se so- brepasa este punto crítico, cualquier incremento de la carga implica una caída de ten- sión y un gran incremento de las pérdidas de potencia en la impedancia del sislema. Este fenómeno es acelerado y empieza a ser irreversible si no se toman precauciones. como por ejemplo la actuación de la regulación de los transformadores. Éstos, al detec- lar que la tensión disminuye, cambian la relación del transformador; tales acciones in- crementan la carga vista por las unidades de generación y la tensión vuelve a decrecer. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 375 El problema del colapso de tensión no está todavía suficientemente desarrollado. por lo que no se aplican acciones automáticas para estos casos. 5.8 Protecciones en Instalaciones de baja tensión Las instalaciones de baja tensión constituyen el eslabón más utilizado de un sistema eléctrico. En este nivel, la variedad y, en especial. la cantidad de instalaciones existentes requieren algunas consideraciones. Los criterios de protección, así como las faltas que pueden presentarse, no difieren de otros niveles de tensión. Nc obstante, debe tenerse muy en cuenta queel coste de los equipos dependerá directamente de la fiabilidad o garantía de continuidad del suminis- tro que se desee, así como del grado de complejidad del sistema. En los niveles de baja lensión conviene examinar con extremo cuidado la aplica- ción de medios de protección complejos, dado el coste limitado, en general, de los equi- pos que hay qJ.le proteger. Por otra parte, habrá que tener muy en cuenta las exigencias de la instalación y, ló- gicamente, deberán aplicarse criterios económicos distintos al suministro doméstico.al comercial o al industrial. Los esquemas fundamentales de alimentación serán más O menos complejos en función de las exigencias del suministro. De ahí que, según la apli- cación. se dispongan soluciones como, por ejemplo, las siguientes: a) Radial (/ig. 5. /33) Es el sistema más económico en cuanto al coste de primera instalación. No existen ele- mentos redundantes o duplicados. La explotación es sencilla y la flexibilidad elevada; por su sencillez, la fiabilidad es elevada si los componentes son de calidad. En caso de avería en eltrafo, en el interruplor principal o en el embarrado, la instalación completa queda fuera de servicio. Alimentación -r--"T'...l..-r--"T'- Iorros b.1. Solh••• b . 1. Fig. 5. 133 Esquema de alimentación radial.
- 198. 376 Protecciones en las instalaciones eléctricas b) En anillo (lig. 5. /34) En caso de fallo de la alimentación, se puede conmutar manual o automáticamente a la segunda línea. Si ambas líneas pueden funcionar acopladas, es posible reducir o anular la inte- rrupción para trabajos de mantenimiento en las líneas de alimentación. Al estar dupli- cados la linea de alimentación y su aparellaje, el coste es superior al radial. r--------, r-- -----, r-------¡ I I I I I I I I I I I I I L ________ ...J Sol / Cle I b . l . I L ________ ...J L _________j Fig. 5.134 Esquema de alimentación en anillo. e) Alimentación múlliple (lig. 5. /35) En este sistema se dispone dos o más transformadores alimentados por líneas distintas, acoplados sobre una barra común mediante interruptores especialmente rápidos aso- ciados a relés direccionales. De estas barras se alimentan los cables de utilización o distribución secundaria. Si se produce una falta en el primario O en una linea de alimentación, el relé direc- cional discrimina el ramal averiado en un tiempo muy breve, con una oscilación de ten- sión limitada en el tiempo. Es el sistema más caro. pero el que garantiza la mayor continuidad de servicio. Únicamente se tendría un «cero» cuando se produjese la falta simultáneamente en to- das las alimentaciones. o bien en las barras principales. Las posibles combinaciones de esquemas de instalación no se agotan con las tres citadas. si bien éstas constituyen las más representativas de entre todas las variantes imaginables y de utilización práctica. Una tendencia actual bastante extendida, en el caso de potencias relativamente elevadas y extensiones apreciables, consiste en subdividir la potencia que hay que dis- tribuir entre varios centros (centros de potencia), a los que se distribuye la energía en Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 377 M.T. mediante un conjunto formado por: Celda de M.T - Trafo de aislamiento seco o pyraleno - Cuadro distribución b.1. Estos centros se sitúan lo más cerca posible del cen- tro de gravedad de las cargas que hay que alimentar. Para dimensionar correctamente las instalaciones de b.1. es tan necesario conocer la corriente de conocircuito como la intensidad nominal. Ambas caracteristicas son imprescindibles para la elección de los cables y la aparamenta de protección y ma- niobra. Alim e ntación 2 3 4 Tralos Borras b. l. Solidos b.I . Fig. 5. 135 Esquema de alimentación múltiple. El cálculo de las corrientes de conocircuito en b.1. es similar al de M.T. YA.T., aun- que no idéntico. Las causas más imponantes de esta diferencia son: - La relación ~ de las redes de baja suele ser menor que A.T. y M.T. - La impedancia propia de la falta, que en A.T. tiene en general una imponancia rela- tiva, puede tener una influencia notable en la reducción de la intensidad de conocir- cuito. - Las impedancias de la aparamenta (barras, cables), así como la de los propios inte- rruptores automáticos y fusibles, no son despreciables a priori, como en A.T. y M.T. (lig. 5.136).
- 199. 378 Protecciones en las instalaciones eléctricas • ¡; o " o' " " , .~ ~ m 100,------------------------------------, .0 eo 10 60 50 40 lO 20 10 O longitud•• de difer"ntes cable. paro limilor lo Icc: a 7 kA, 380"1 50 mm 2 --- ------------------, 1 10 20 lO 40 SO itA Corrí.nle de cortocircuilO a 38 O V Fig. 5 .136 Limitación do la 1 " por la impedancia de Jos conductores. Este fenómeno, bien conocido, se olvida frecuentemente en la fase de proyecto, de- bido a que falta por determinar la intensidad de corriente de cortocircuito ~n el cuadro de distribución que alimenta al equipo de maniobra. Una verificación rápida muestra, por regla general, que bastan longitudes cortas de conductor para llegar a alcanzar valores admisibles para la utilización de interruptores automáticos de magnitudes inferiores a las resultantes de cálculos simplistas de corto- circuito. Como se puede apreciar en el gráfico, bastan solamente 10m de longitud de un ca- ble de 6 mm' para reducir la 1" de 50 kA a 7 kA. 5.8.1 Dispositivos de protección reglamentarios Todos los circuitos, cables y aparatos deben protegerse inexcusablemente, por impera- tivo legal, contra los efectos perjudiciales de las sobrecargas y los cortocircuitos. El Re- glamento Electrotécnico de Baja Tensión, en sus instrucciones Ml.BT020 y Ml.BT021, así lo establece. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 379 Esta protección se realizará mediante dispositivos que sean capaces de producir la desconexión del circuito en un tiempo apropiado, cuando la intensidad supere un valor preestablecido. Los dispositivos previstos en el Regiamento, capaces de cumplir esta función son:· - Protección contra sobrecargas. a) Interruptores automáticos con relé <<térmico»; b) Fusibles de características y calibre apropiados. - Protección contra cortocircuitos. a) Interruptores automáticos con relé «magnéticQ»; b) Fusibles de características y calibre apropiados. Protección contra contactos a tierra. a) Dispositivos «diferenciales». 5.8.2 Protección contra sobrecargas Las sobrecargas no son perjudiciales, siempre que su duración no permita que se alcan- cen temperaturas inadmisibles. Para una correcta utilización de los circuitos, no deben producirse desconexiones indebidas. Esto implica que el dispositivo de protección con- tra sobre.cargas sea de «tiempo-dependiente» o «característica térmic3». Normalmente, el dispositivo mide el calentamiento «indirectamente» mediante el control de la inten- sidad que recorre el circuito. Para la aplicación correcta de este sistema, se requiere conocer la «imagen tér- mica» (curva tiempo-corriente admisible) del aparato que hay que proteger, lo que su- cede pocas veces. Si se conoce esta característica, se debe elegir la protección teniendo en cuenta lo indicado en la figura 5.137. Cuando no se conoce la curva de imagen térmica, la aplicación de relés térmicos que cumplan las normas UNE y CEI establecidas suele ser suficiente. En este caso, para , , ' ' . . ' . : .., , ~ b'' .... , ...... Limite de cobr.cofgos del coble o aporota de ulilil:oción - - - - Dispositivo de pral.cc:ión inodecuado o) Protf'cción Insuficiente b) Prolecclón uc".¡vo _._'"- Dispositivo Cle protección apropiaClo Fig. 5.137 Protección contra sobrecargas.
- 200. 380 Protecciones en las instalaciones eléctricas una buena elección del relé deben tenerse en cuenta, entre otras: las características de arranque de la máquina (corriente, duración y frecuencia), la temperatura ambiente (de la máquina y del relé de protección), etc. Los relés térmicos normalizados propor- cionan en general una protección conservadora. El elemento básico de un relé térmico de sobrecarga es una lámina bimetálica, es decir, constituida por dos metales de diferente coeficiente de dilatación y calentada por la corriente que atraviesa el circuito principal; este calentamiento puede ser: a) Directo, si por la bilámina pasa toda la corriente del circuito. b) Indirecto, si la corriente pasa por un arrollamiento calefactor que rodea la bilámina. En la lámina bimelálica, por ser diferente el coeficiente de dilatación térmica de ambos metales, al aumentar la temperatura éstos sufren un alargamiento, que será dife- rente en ambos. Al estar soldados por sus extremos, el metal cuyo coeficiente de dilata- ción sea mayor se curvará sobre el otro, de forma que, si no se fija uno de los extremos de la lámina bimetálica (fig. 5.138 a), el otro extremo de la bilámina se desplazará hacia el lugar ocupado por el metal de menor coeficiente de dilatación térmica; la bilámina adoptará entonces la forma representada en la figura 5.138 b. Si esta bilámina, al llegar en su curvatura a un punto determinado, acciona algún mecanismo, abre un contacto o actúa sobre cualquier airo dispositivo solidario con el mecanismo de disparo de un interruptor automático, como la bobina de un contac- tar,etc., se puede conseguir la desconexión de dicho interruptor o contactor(fig. 5.139). La corriente de caldeo puede ser la corriente de carga o, en el caso de intensidades elevadas, una parte proporcional de la corriente de carga, suministrada por el secunda- rio de un transformador de intensidad conectado en el circuito principal. • • Fig. 5. 138 Principio de funcionamiento de un relé térmico de sobrecarga. En la figura 5.140 se muestran varias curvas típicas de desconexión de elementos térmicos. Estas curvas representan valores medios, partiendo del estado «frío» y a tem- peratura ambiente de 2oo C. .T I L. • Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 381 T 1'-'-'-'-'-' ~~'-- ' ----._.-- .---- '~~~~~~~ : Co",oc:IDr I i i __._._._._ ._._.J Fig. 5 .139 Contactor con protección térmica en las tres fases (A.T.). Los fusibles constituyen la protección contra cortocircuito. En la figura 5.141 se muestran las curvas de operación de un elemento térmico combinado con otro magnético. El elemento magnético permite una temporización adicional ajustable hasta 180 ms. 5.8.3 Protección de cortocircuitos Las corrientes de cortocircuito, a consecuencia del elevado valor que suelen alcanzar, ocasionan un rápido calentamiento de los conductores por los que circulan. La inte- rrupción de estas corrientes debe realizarse en el menor tiempo posible. Los daños que pueden producir estas corrientes, son, sucesivamente: • o o , • , , ,lO f ,. ~ , J ; l' ft'1 U 11 • • • • • • , , t.. I l' ~ ~ • • • • , , 1... • tKJI' 10 I 15 11" ___ I 'h 1': 1" ,lO ;10 i : t,J ,. s" y • ~ . ~ , l' "lOtS20 O", '1,,- 'h roo .. •• s" ." , • :t • t,~ ,TO .: 10 j • r • ., l' " ,. 11015)0 1),1, XI. - Fig. 5. 140 Curvas de desconexión de elementos térmicos. " " " "'OISlO '101 ~
- 201. 382 Protecciones en las instalaciones eléctricas - Fig. 5.141 Curvas de desconexión de un elemento magnslotérmico. - Envejecimiento. - Carbonización o innamación de los aislamientos. - Fusión de los conductores. - Disminución de las características mecánicas de las partes conductoras o metálicas adyacentes (resortes. etc.). El primero de los efectos señalados que se presenta es el envejecimiento de los ais- lamientos. Para evitarlo, la temperatura momentánea no debe superar determinados valores especificados por los fabricantes. Las temperaturas máximas admisibles (para una duración no superior a 5 s) son: - Cables con aislamiento de PVC . . . .. - Cables con aislamiento de caucho natural - Cables con aislamiento de butil - Cables con aislamiento de PRC o EPR 160" e 200" C 220" e 250" e Los cortocircuitos son siempre perjudiciales y deben interrumpirse cuanto antes. Por este motivo, los dispositivos de protección contra ellos deben ser «instantáneos» (también llamados de «tiempo-independiente») y han de actuar sobre equipos capaces de abrir el circuito en presencia de estas corrientes elevadas. El medio más utilizado para la protección de cortocircuitos es el interruptor de potencia. eon el objetivo de cumplir adecuadamente sus misiones de mando y protección, los interruptores de potencia suelen estar provistos de toda una serie de mecanismos y Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 383 dispositivos de desenganche o desconexión. A continuación se citan los más intere- santes: a) Dispositivos térmicos de desenganche con retardo dependiente de la corriente, que se utilizan para la protección contra sobrecargas. b) Dispositivos de desenganche electromagnéticos de sobreintensidad, utilizados como desenganches rápidos para la protección contra cortocircuitos. Estos disposi- tivos actúan por atracción electromagnética no retardada (o sólo brevemente retar- dada) de una armadura y se ajustan, según los impulsos de carga admisibles. a un múltiplo de la corriente nominal, de forma que no reaccionan a las intensidades de arranque ya las sobrecargas normales de servicio. Los dos dispositivos de desengan- che citados son atravesados porla corriente principal. En general, para la protección contra sobreintensidades es válido el criterio de que las sobrecargas normales de ser- vicio deben ser desconectadas lo más tarde posible, pero siempre, por supuesto, an- tes que se alcance un calentamiento peligroso de las partes protegidas de la instala- ción; por el contrario, los cortocircuitos deben ser desconectados con tanta rapidez como seaadmisible considerando a la selectividad del conjunto de la red, para pro- teger todas las partes de la instalación atravesadas por la corriente de cortocircuito contra los efectos térmicos y. a ser posible, también contra los efectos electrodinámi- cos (éstos crecen proporcil>nalmente al cuadrado de la intensidad de la corriente). e) Dispositivos de desenganche magnetotérmicos constituidos por la combinación, en un sólo bloque, de los dispositivos térmicos contra sobrecargas y electromagnéticos contra cortocircuitos indicados anteriormente (fig. 5.141). d) Dispositivos de desenganche electromagnéticos con retardo por dispositivo mecá- nico de freno. que tienen una curva «sobreintensidad-tiempo» que depende de la co- rriente y dispara sin retardo en caso de cortocircuito. Al contrario de lo que sucede con los dispositivos térmicos de desenganche, el tiempo de desenganche es indepen- diente de la carga previa; resultan insuficientes para la protección de motores. e) Dispositivos de desenganche electromagnéticos de mínima tensión, que están co- nectados a la tensión de servicio y disparan al disminuir la tensión hasta un 50 %de su valor nominal, aproximadamente. soltando su armadura magnética. De esta forma. impiden el nuevo arranque automático de los motores u otros órganos prote- gidos al volver la tensión de servicio. A un 70 %, aproximadamente, de la tensión nominal permiten la conexión de su interruptor. Mediante un dispositivo tempori- zadorcon un retardo de unos 2 s. en interruptores de 100 Aen adelante, puede impe- dirse el disparo en el caso de caídas de tensión de corta duración (por ejemplo. a con- secuencia de un reenganche rápido.en el caso de un cortocircuito). Los interruptores con dispositivo de desenganche de mínima tensión sin retardo pueden emplearse también para desenganche a distancia; para los que tienen dispositivo de retardo es necesaria una bobina de desenganche por corriente de trabajo. Para el disparo a dis- tancia se interrumpe el circuito de la bobina de mínima tensión, o se puentea su bo- bina a través de una resistencia limitadora. l) Dispositivos de desenganche electromagnéticos de corriente de trabajo (emisión de corriente). Se utilizan para el disparo a distancia, por cierre de su circuito de co- rriente. en interruptores de trinquete. Reaccionan con un 50 %de su tensión nomi- nal y se desconectan por medio de un contacto auxiliar del interruptor de potencia.
- 202. 384 Protecciones en las instalaciones eléctricas La capacidad nominal de ruptura o de desconexión es un múltiplo de la corriente nominal del interruptor. Se deline como el valor efectivo de aquella corriente que, a un factor de potencia determinado y con 1,1veces la tensión nominal, puede ser conectada y desconectada; como valores del factor de potencia del circuito de corriente de ensayo se eligen 0,7 para pequeñas intensidades de corriente, y 0,4 para grandes intensidades. Por razones de seguridad, el factor de potencia se elige menor de lo que corresponde en general al desfase entre corriente de cortocircuito y tensión de servicio en instalaciones de baja tensión. La extinción del arco es tanto más difícil cuanto menor es el factor de potencia y tanto mayor resulte, por consiguiente, la componente inductiva de la co- rriente de cortocircuito, a consecuencia de la reactancia de transformadores, bobinas y líneas aéreas frente a la resistencia óhmica de cables, barras colectoras y conductores de la instalación. Contrariamente a otros aparatos de maniobra y mando (contactores, guardamoto- res, etc.) que son maniobrados varias veces al día, los interruptores de potencia perma- necen conectados, en ciertas circunstancias, durante semanas e incluso meses. Por eHo dichos interruptores se construyen para una frecuencia reducida de maniobra; general- mente, se considera una duración total útil de unas 100.000 maniobras (lig. 5.142). 1 cámara de irlllnción MI orco 2 Contaclos pr inc ipotes, dcorc:o J Mecanismos de mondo , PakJnco de ",onda S Dlspc,¡I/vo de aJus'e del rclé eleClromognlllco 15 Rel';:. IfIOvnetolinnicof, aJustobleS, recombiabl.1 7 Conuió,.. posterior 8 Conlaclos au. il íons 9 Rele de mí,..t mo lensiónoreli dt: disporao emis idn de lensi6n 10 Cojo ol.lo"le Fig. 5.142 Interruptor de potencia para una intensidad nominal de 800 A . Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 385 Trola lodo b.l . Trolo lado b . L _ ._ ._ .- . _ .- r · ._._-- !-. _ .- ._._ ._-¡-. ._._.- " " I'd . l',1 " ,, I''¡ ,l',1 r----f-- ~ r----r- :-.. .., 1 '1 1::=:: 1 i III ~ 'J I Re l é Idll., tMio. 1 e I ~----- --' 1 '1 lE: I i 111 ~ IU I R, 'I 10U",,,(/0. L____ == , 1--' -,,'t ~ '-- - . ////////////////. /. "///////////////// / . " o) S i,. d,frtla Fig. 5. 143 Relé diferencial. 5 .8 .4 Protección de contactos a tierra Además del sistema de protección clásico utilizado en b.1. basado en fusibles y/o inte- rruptores con relés magnetotérmicos, se utiliza el dispositivo diferencial para detectar con mayor sensibilidad las faltas a tierra. Esto se hace especialmente necesario cuando el ajuste de los interruptores automá- ticos sea demasiado alto. Así, en un sistema de 380 V, con un ajuste de 200 A, la impe- dancia máxima del bucle para un cortocircuito fase-tierra resulta: z - 38o/1L 220 _ II n 200 200 ' con lo que toda falta a tierra que tenga un valor superior no puede ser eliminada por los interruptores. Para la detección de cortocircuitos fase-neutro es posible incorporar,en la mayoría de interruptores b.I., un elemento de desconexión magnetotérmico en el conductor neutro, con ajustes inferiores a los de los elementos de fase. Normalmente, los calibres de este elemento son el 50 + 60 % de los elementos de fase. El relé diferencial encuentra su mayor campo de aplicación en la protección perso- nal contra contactos accidentales. Este puede ser el caso cuando se toca la carcasa de un aparato con un defecto de aislamiento (lig. 5.143).
- 203. 386 Protecciones en las instalaciones eléctricas Este tipo de contactos puede tener consecuencias muy desagradables, que se dedu- cen de las figuras 5.144 a y b. Debe prestarse especial atención a la figura 5.144 b, que muestra las corrientes límites de agarrotamiento del sistema motriz del individuo. La protección diferencial debe ser lo más sensible y rápida posible;los calibres más utiliza- dos son 10, 30 y 300 mA. Obviamente, la corriente resultará del cociente entre la ten- sión en el punto de contacto y la resistencia que presente el individuo. Este último valor depende de múltiples factores, pero es evidente la bondad de tal elemento de pro- tección. En algunas aplicaciones es posible equipar el elemento diferencial en el propio in- terruptor magnetotérmico de protección, con lo que éste cumple la doble finalidad de protección contra cortocircuitos ycontra contactos a tierra y fallos de aislamiento a tie- rra. En otros casos, el relé diferencial debe montarse aparte de los otros dispositivos de protección, siempre «aguas arriba» respecto a estos otros dispositivos. En la figura 5.145 se muestran, a título ilustrativo, diferentes posibilidades de tra- tamiento neutro-tierra en instalaciones b.l., conforme la instrucción Ml.BT008 del Re- glamento Electrotécnico b.l. Zono de d"scon".ión de' interruptor dilerenciol con tAN • • 01 Zon?s de efoclO de la I 10.000 corrrentesobroelcuerpo t m. humano (segun e E I 04791 5.000 ZONA 1 2.000 Ninguno 'eacción ZONA 2 NingÚn "reCiO fislopaloló9ÍtO petfgroso ZONA 3 Ning ~n ,iugo d" tibriloci6n carel lOCO ZONA 1. Poslblt fibrilaciÓn (PrObabilidad hosl'l ti SO '1, ) 1.000 500 200 100 50 20 f- ~ ® t- r- ZONA S 0,1 0,2 0,5 1 1 5 Riesgo de 1I b,Uaclón (Probobilidod superior 0150'1,) I t lOO E E o J'l - 1 , @ 1 ., la 20 50 100 500 ".. 1.000 ® ~ 10.000 mA -, m' 5 O~~~--- ¿ t;;;: b) Limites de agarrolomiento Reloci&n según CEI 1, 7 9, ent,. lo !recuencio 'J lo corri.nl. d. pirdldo d. conl,ol motor, boja lO (ual un Indl.,.lduo t' ya incapaz de actuar po, ai '010 pa,o apor - tarse dtl pu"to deopllcoci6n dlt la tonl.",. Pueden oportone : Cu,vo J : El 0.50'/, de los personos CurYO 2: El 50 '1, de 101 penonos CU,.,.CJ I : EI9 9,5 '1, de los p.(U)no, ,-.:, O " 10 5 0.5 O 10 3 2 - I 50100 ¡-0 V ¡....- sao 1.000 50::0 10.000 Hz - 1 Fig. 5. 144 Efecto de la corriente sobre el cuerpo humano y límites de agarrotamiento. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 387 Tft)to todo b.l . Trolo lodo b. l . Ir ~-=- Receptor -:,.- Ren~plor (!) r- ® - al Slstemo T NS bl SillIPma TNC Troto lodo b.t. Trola lodo b . l. '» ~-=- R"',"pIOf' - Reuplof ® ® - - e 1Sistema T T d) Sistema J T Fig. 5 .145 Tratamiento neutro-tierra en instalaciones b.t. 1-""'222:>--0-------; } Al t",barrodo dtl cuadro dt If d islributl6n r-----~-----7~---N --t o) P.olectiÓn en lo cone.ió" °tierra del neul.o del 1'0'0 M. T. I b. l . H T 5 R } Solide 0 .1. Borras b.l. b) Prolección en 1.1"0 sol ido del cuadro de distribución b . t . Fig. 5 .146 Detección de contacto a tierra.
- 204. 388 Protecciones en las instalaciones eléctricas Por otra parte, en las figuras 5.146 ay b se muestran dos variantes de detección de contacto a tierra. La variante acorresponde a un sistema de detección global y la va- riante b, a una salida de distribución específica. Eventualmente y cuando la importancia de la instalación (generalmente indus- trial) lo requiere, se utilizan relés indirectos en las diferentes modalidades conocidas. 5 .8 .5 Cortacircuitos fusibles Estos elementos de protección se denominan, más sencillamente, fusibles. El vocabula- rio electrotécnico internacional define estos conceptos de la siguiente manera: Cortacircuito: Aparato que corta automáticamente un circuito cuando la corriente alcanza un determinado valor. Cortacircuitofusible: Cortacircuito en el que el circuito queda cortado por la fusión de un elemento apropiado. Fusible: Parte de un cortacircuito que está destinado a fundirse en condiciones pre- determinadas y a provocar con ello la ruptura de un circuito. Según estas definiciones, el cortacircuito fusible está constituido por el fusible, o elemento destinado a fundirse, propiamente dicho, más los elementos aislantes, mecá- nicos, etc., que lo soportan. El fusible consiste esencialmente en un alambre o tira metá- lica insertos en el circuito de corriente que, al rebasarse una determinada intensidad, se funden, provocando la desconexión. Las características generales de funcionamiento de los cortacircuitos fusibles son las siguientes: Supóngase que un circuito se cierra sobre un defecto. En el instante de la conexión, la tensión tiene cierto valor dado sobre la alternancia. La corriente está relacionada con la tensión por el desfase. La corriente de cortocircuito puede establecerse en un punto tal de la alternancia de la tensión que, teniendo en cuenta el desfase: - La intensidad pase por cero (simetría) (fig. 5.147 a). Si cos <p - 1, este momento corresponde al de tensión nula. _ La intensidad pase por su valor máximo (asimetría total) (fig. 5.147 b). Si cos <p - 1, este momento corresponde al de valor máximo de la tensión. _ La intensidad tenga un valor cualquiera sobre la alternancia (diversos grados de asi- metría). El valor eficaz de la corriente de cortocircuito viene dado por las siguientes expresiones: a) En régimen simétrico b) En régimen asimétrico total Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 389 En realidad, en este último caso, el valor real /' es ligeramente inferior a l y se • • • tiene, por tanto, l _ /'. " "'f.5 bl Aswn.IOt total Fig. 5.147 Variantes de cortocircuito. Antes de que la corriente haya alcanzado el valor previsto de cortocircuito l el fu- sible corta el circuito en un tiempo 1 (véase fig. 5.148). La corriente aumenta d~'valor durante un tiempo t, (tiempo de prearco). Al cabo del tiempo t" el elemento fusible está en estado de fusión; este fenómeno resulta irreversible. Se forma en el imerior del fusi- ble un arco que se extingue en un tiempo t, (tiempo de arco). El tiempo total de funcio- namiento del fusible es: t-t,+t, Tal como puede observarse en la figura 5.148, en dicho tiempo tia intensidad no alcanza el valor de cresta l. de la corriente de cortocircuito. El valor loe de la corriente cortada se denomina corriente de limitación. Elevando al cuadrado la superficie encerrada en la curva de funcionamiento del fu- sible (tramada en la figura), se obtiene una superficie que representa el esfuerzo térmico d~l fusible. Repitiendo esta medida para diversas corrientes de cortocircuito l", y para d,versos grados de aSimetría, se puede trazar la zona de esfuerzos térmicos en función de la corriente de cortocircuito loe (fig. 5.149). La zona de funcionamiento de un fusible está delimitada (figs. 5.148 y 5.150): a) Por la curva mínima de prearco (tiempo t,). b) Por la curva máxima de funcionamiento total (tiempo 1- 1, + 1,). Por debajo de esta zona está asegurada la no fusión del fusible. Por encima dicha fusión es segura. Entre ambas queda una zona de incertidumbre. Como el tie~po de
- 205. 390 Protecciones en las instalaciones eléctricas Fig. 5.149 Ip 1, Fig. 5.148 Zona de funcionamiento de un cortacircuito fusible. w b L Int~ns;dod de no fusión o) CUf'lQ pora lo cor,iente de p,eo'co b) Curvo poro lO corrlen.e de orco Curvas de los esfuerzos térmicos de un cortacircuito fusIble. en función de las corrien- tes de cortocircuito. arco t, es, esencialmente, función de la tensión, se deduce que la zona de incertidumbre es lanto más ancha cuanlO más elevada es la lensión de servicio. Por lo general, se dan los valores para la tensión máxima de servicio. Los fusibles pueden ser rápidos o lentos. En los lentos se retrasa notablemente la desconexión recurriendo a artificios especiales (por ejemplo, insertando puntos gruesos de soldadura en el alambre fusible). Un fusible rápido desconecta bajo una corrienle de 5 veces la nominal aproximadamente en 0,1 s, mientras que un fusible lento no lo hace hasta que ha transcurrido I s. Recomendaciones para la protección de instalaciones eléctricas 391 Ti~mpo mínimo de prtorco Fig. 5. 150 Curva de los tiempos de disparo de un cortacircuito fusible, en función de las corrientes de cortocircuito. Por otra parte, también pueden clasificarse los fusibles en estos dos grupos: a) Fusible normal Ode distribución. Conviene para lodos los circuitos que no presen- tan sobreintensidades pasajeras importantes. 6) Fusible de motor o de acompañamiento. Conviene para asegurar la protección con- tra cortocircuitos en los circuitos que normalmente presentan sobreintensidades temporales importantes, cuando, por olra parte, estos circuitos ya eSlán protegidos contra las sobrecargas por dispositivos apropiados. El caso más frecuente es el de los motores protegidos por relés térmicos.
- 206. LuisAA L1zarragaGonzalN tNG. EN ENERGIA Reg CIP. N" 76625 CAPITULO 6 COORDINACION DE LOS SISTEMAS DE PROTECCION La necesaria coordinación de los sistemas de protección se basa, por una parte, en el co- nocimiento de las características y el comportamiento de los diferentes elementos de una red eléctrica, y, por otra, en la adecuada elección de las protecciones y ajustes de las mismas. El objetivo de este capítulo es desarrollar los criterios básicos que deben ser te- nidos en cuenta para establecer la coordinación entre las diferentes protecciones, con especial énfasis en lo que se refiere a la selectividad entre ellas. En el conjunto de sistemas de protección conocidos se pueden distinguir sin difi- cultad dos familias de protecciones, en función de su cometido. En una de las familias se pueden englobar todas aquellas protecciones denomina- das de funcionamiento «cerrado» o de selectividad independiente (diferencial, cuba, etc.), cuya característica comlin, desde el punto de vista de la coordinación, está basada en su propio funcionamiento; por tanto, son independientes de las demás. Esta familia de protecciones, denominadas a veces «principales», no precisa de un análisis de coor- dinación propiamente dicho, sino de una comprobación de que sus características pro- pias de funcionamiento son adecuadas para la unidad protegida. Como ejemplo se po- dría citar la comprobación de equilibrio y valor mínimo de ajuste de una protección diferencial de transformador. La segunda familia engloba las protecciones denominadas «abiertas», de reserva o de segunda cobertura. La característica común que las distingue es su interdependencia y, por tanto, la necesaria selectividad entre sí. El contenido de este capítulo se centra en establecer los criterios y la metodología, reflejada en un ejemplo práctico, que permitan aplicar la idea de selectividad con resul- tados satisfactorios en las protecciones abiertas. 6.1 Criterios sobre la selectividad Existe selectividad entre las protecciones de sobreintensidad de una instalación cuando, al producirse una falta o sobreintensidad, actúa únicamente el dispositivo pre-
- 207. 394 Protecciones en las instalaciones eléctricas visto (el situado inmediatamente «aguas arriba» de la falta o aparato sobrecargado). Esto se consigue cuando las características <<liempo-corriente» no se cortan, existiendo entre ellas una separación que garantice la no interferencia señalada. En la figura 6.1, se muestran dos ejemplos de selectividad, con representación de las curvas de funcionamiento. 1" 11'11 1n2 [11'13" ,] In' 1,,2 [In]. rt] a) S~It:tli.,idad enln interruptores b) St'tCli""idad C'llr. fusibles b.1 . , 101. T. outo",ótlcoa b.t. y fu.lb l... en "'.T. Fig. 6 .1 Curvas de selectividad. La selectividad en la zona de las corrientes de cortocircuito no puede plantearse ba- sándose en los tiempos de funcionamiento de los elementos magnéticos o fusibles, ya que a tales niveles de corriente éstos son muy pequeños y se llegaría asi a conclusiones erróneas. Como puede observarse en la figura 6.2 para que exista selectividad en condiciones decortocircuitodebe introducirse un retardo adicional, de modo que, cuando se haya ex- tinguidoel arco,en el interruptor más cercanoala falta nosehayainiciado ladesconexión (antes de iniciarse el tiempo mecánico). Para asegurar la selectividad, es necesario que inicio dlP lo rQII~ ( lpo) Ti.",po d. preorco (10) Tiempo a. arro 01···0 ••••11::===:::1 ~9." 1~_-=.!I."a'-_t-_.;.I::.a_...., b(~A~I~)~.~.IJas'·i·~a~d:i'! i.~n~a~I~~~~~JI........r:=======:J Di, • . 0 ~ Fig. 6 .2 Tiempos de actuación de interruptores automáticos. Margen de selectividad. Coordinación de los sistemas de protección 395 1" I I I 1110".1'1 T' I I 'I <!i) 11 I Fig. 6 .3 Selectividad entre fusibles. exista un margen ( t::,. 1) entre el la del interruptor «cercano» y el la del interruptor «alejado». Normalmente. se toma: t::,. l ;;. (tpa + la) Margen = (Ipa + la) Con carácter general, ycon independencia del nivel de tensión que se considere, la selectividad entre dos niveles de protección debe fijarse con un margen de tiempo si- tuado entre 0,3 + 0,5 s. Esta conclusión es aplicable a cualquier tipo de protección. Para los fusibles la situación es parecida, con la diferencia de que el tiempo de prearco corresponde al tiempo necesario para llevar el elemento fusible a la fusión y va- porización, sucesivamente. También en este caso debe preverse un margen, para evitar que el fusible lejano quede afectado en sus características, aunque no funda, durante el cortocircuito (fig. 6.3). De lo indicado se deduce que dos o más fusibles, para que sean selectivos, deben te- ner intensidades nominales distintas. La relación .!...L que asegura la selectividad va- 1 1 ría según el tipo, fabricante y condiciones de empleo de los fusibles (tensión, forma de instalación, 1«, etc.). En general, puede afirmarse que cuando esta relación es igualo superior a 2 existe siempre selectividad. Con fusibles de tipo cilíndrico y de cuchillas, dicha relación puede ser 1,6 + 1,8, según las marcas. Para los fusibles de tipo doméstico (Un 380 S V), se llega a relaciones de 1,3 + 1,4. 6.2 Trazado de curvas de intensidad-tiempo En el catálogo de todo relé de sobreintensidad consta la familia de curvas características de operación, que ofrecen el tiempo de actuación del relé para una magnitud l., expre-
- 208. 396 Protecciones en las instalaciones eléctricas sada ésta en múltiplos del valor ajustado,I,. Para definir una curva, de entre las infini- laS posibles dentro de la familia, suele darse un punto de la misma; por ejemplo, el tiempo de actuación cuando I"JI,) - 5. Si en el catálogo del relé no está dibujada la curva que se precisa, habrá que obte- nerla por extrapolación. . La figura 6.4 muestra las curvas características de actuación de un relé de sobrem- tensidad a tiempo normal inverso. El fabricante ha representado 10 curvas, correspon- dientes a las indicaciones 1 + 10 del dial de ajuste. En la misma figura se ha dibujado por extrapolación una curva que tiene un tiempo de operación de 1 s cuando 1, - 5 I.J' . tlna vez elegida la curva que interesa, se procede a elaborar una tabla como la SI- guiente: 1, -¡;; (t.p.u.) cop (5) Ip (A) 1,5 2 3 4 5 10 20 Seguidamente se anotan en la columna central los tiempos de operación (top) en se- gundos, obtenidos a panir del catálogo. 1, -¡;; (t.p.u.) IOp (5) Ip (A) 1,5 5 2 2,7 3 1,5 4 1.1 5 1 10 0,69 20 0,5 Coordinación de los sistemas de protección 397 En la tercera columna se anota el valor de 1, en amperios, que dependerá del valor de la corriente ajustada. Supongamos que l.) - 360 A. T , -¡;; (t.p.lI.) top (5) Ip (A) 1,5 5 540 2 2,7 720 3 1,5 1.080 4 1,1 1.440 5 1 1.800 10 0,69 3.600 20 0,5 7.200 . g_ ........ ,.;... - 1, ¡;¡ " ! " 1" • I'¡~ " , JI/ni " 11111 " [~lll¡ I11U I , ~/¡~IW 1I • , I I .' lill • 100 10 S J,' lo' 1,11 Q,I O,, G.l al 0.1 ." Fig. 6.4 Curvas características del ralá de sobreintensidad a tiempo normal inverso (N.I.).
- 209. 398 Protecciones en las instalaciones eléctricas Con los datos obtenidos, se dispone de la curva t - J(!) del relé. Esto pennite trasla- darla a la hoja de curvas de selectividad, tal como se muestra en la figura 6.5. En ténni- nos prácticos, esta curva corresponde a la curva de disparo de un relé con los siguientes ajustes: - Ajuste elemento a tiempo inverso: 360 A. - Curva de operación: 1 s al 500 % J'r - Ajuste elemento instantáneo fases: 2.000 A. - Tiempo operación elemento instantáneo fases: 30 ms. - I,rr elemento a tiempo inverso: 115 % 1" ± 10%. ,(. , ! ,.• ,. ,. ,. '. , 5 , .1 ·~l o., '" cu , •• •, I,rr - 1,15 · 360 .. 414 A :~~.~. ~! • I 1 )"7nllZ 00004.200'80 o o OOOOotUIO 00.00 , , ,. • o o o • --'pCA, Flg. 6.5 Curva de actuación del relé de sobreintensidad (N.I.) y del elemento instantáneo de fases. Nótese que a partir de 2.000 A, desde el punto de vista práctico no tiene interés re- presentar la curva de operación del elemento a tiempo inverso, dado que actuará el ele- mento instantáneo. Coordinación de los sistemas de protección 399 6.3 Consideraciones sobre los valores límite de ajuste Al plantear los criterios y la metodología para establecer los valores de ajuste de las pro- tecciones que deben guardar una detenninada selectividad, conviene tener una res- puesta adecuada a la siguiente pregunta: ¿Cuáles deben ser los límites para que las mag- nitudes de ajuste de las protecciones de sobreintensidad o similares sean las adecuadas? La respuesta a esta pregunta requiere que se comprueben los valores que definiti- vamente se asignen a los ajustes bajo tres niveles distintos: a) valores mínimos; b) valores de carga; e) valores máximos. Los valores mínimos de ajuste son aquellos que sin presencia de falta podrían pro- vocar la operación de la protección. Tal sería el caso de una protección diferencial cuya intensidad de arranque fuese inferiora la intensidad capacitiva de la unidad protegida o la correspondiente a los errores de los T/I en condiciones de cortocircuito. En defini- tiva, el valor mínimo de ajuste deberá estar por encima de estos límites. Los valores de carga corresponderán a las magnitudes resultantes en funciona- miento normal de las unidades protegidas. En este caso deberán tenerse en cuenta los márgenes admisibles de sobrecarga para establecer, en consecuencia, los valores de ajuste a partir de este ultimo niveL Los valores máximos de ajuste serán aquellas magnitudes que, salvo excepciones aceptadas. no excedan del límite térmico de la unidad protegída. Cuando se establecen las curvas de selectividad entre protecciones es necesario comprobar que los valores escogidos no excedan el límite de las curvas 1 ',- cte. del equipo protegido. En estos casos se acepta por simplificación -que añade un margen de seguridad- que la disipación de calor es adiabática, dado el corto tiempo que se con- sidera. Este límite máximo de ajuste no debe establecerse solamente para la protección primaria de la unidad protegida, sino que debe extenderse, si es posible, a la protección situada «aguas arriba» que ejerce la función de reserva. En la lig. 6.6 se representan las curvas 1 ',- cte. de dos transformadores: 100/20 kV, 50 MVA. 290/1.440 A y 20/0, 38 kV, 500 kVA, 14/ 760 A. Las Normas establecen que estos transformadores deben soportar 10 J" - 3 s y 25 1" - 1s, respectivamente. Además de las curvas 1', - cte., se han representado en la figura 6.6 las correspon- dientes a los valores de ajuste de sus protecciones de sobreintensidad citadas en el ejem- plo práctico, comprobándose que estas curvas quedan por debajo de los valores límites admisibles. Conviene precisar que la zona de corte de las curvas correspondientes a valores de 100 % + 150 % In no tiene ninguna significación, ya que dicha lona de ajuste debe ser cubierta por la protección de sobretemperatura. En conclusión, debe insistirse en la necesidad de superponer a las curvas de ajuste de las protecciones de sobreintensidad de fase las correspondientes de J ',-cte. de la unidad protegida. para comprobar la bondad de los ajustes.
- 210. 400 Protecciones en las instalaciones eléctricas ,oo_~ '0 _ _ 0,'._ Fig. 6.6 Comprobación de las curvas de ajuste frente 8 la curva p, - cle. de la unIdad proleglda En las situaciones analizadas del ejemplo práctico siguiente, no se han superpuesto estas curvas, con objeto de simplificar y facilitar la comprensión de las figuras. No obs- tante, para disponer de un estudio completo en los casos reales, debe efectuarse la com- probación de la superposición de curvas. 6.4 Resolución de un ejemplo práctico En la figura 6.7 se muestra el esquema básico de una red cuya alimentación principal arranca de unas barras A.T. de 100 kV, a la que se conecta un transformador 100/20 kV de 50 MVA (zona D). E'lación • Coordinación de los sistemas de protección Etloc:¡ó,., • ~~~';-;--;-'~=j...~ I I I I I I I leonoIA . T. C100U') 1 I I I L___ ___.J [ DY" r-- ---, I A I 1 1 lPT: 19ft Uct:. l0 ·'. lONA. o I I 1 I I 1 BorrOl M T f)()~VI I I L __ Ir )91.104 1 I I 6Kt.4 I I-+-"v-- Ot'riYod4n ¡ ........e l Il MN UI 1 - 1 1 I 1 I 1 1 1 1 I I 1 I l- __ , 1 I 1 _ L _____ -..J 1 L ____ _ lONA ... r---- 1 I 1 I L _____ C"!'!ro d" ......J..,.......J..,_di.tribud6t'1 Fig. 6.7 Esquema de la red básica. 401 De las barras 20 kV (zona C) ya través de una línea aérea de 12 km de longitud má- xima, con una sección de conductor equivalente a 50 mm' de cobre, se conecta con tres tipos de instalaciones: - Zona A. Consumidor industrial de cierta importancia. - Zona B. Minicentral hidráulica. - Derivación protegida en cabecera con fusibles de 50 A. Por otra parte, de las barras 20 kV se alimenta uncentro secundario de distribución (zona F) mediante dos líneas en paralelo. De las barras 20 kV secundarias parten varios cables de distribución radial. La potencia de cortocircuito máxima admisible por la instalación de 20 kV es de P" - 500 MVA. Los cálculos límile en los puntos de las zonas A y B se realizan par- tiendo de la P" - 500 MVA, en previsión de futuras modificaciones de la red que pue- dan aproximar a las barras 20 kV las dos instalaciones citadas.
- 211. 402 Protecciones en las instalaciones eléctricas La red de 20 kV está conectada a tierra a través de una resistencia de 19 n, limi- tando el valor máximo de cortocircuito a tierra a 600 A. Para mayor facilidad de comprensión, los cálculos y análisis se realizarán para cada una de las zonas definidas. Los cálculos de cortocircuito se refieren a cortocircuitos trifásicos y monofásicos. Los valores de cortocircuito bifásico se pueden obtener afectando a los valores trifási- cos del coeficiente 0,866 (.j3/2). En la práctica, el valor bifásico, por ser generalmente un valor comprendido entre el trifásico y monofásico, carece de interés. También será motivo de análisis la incidencia de las unidades de arranque de las protecciones de distancia, situadas en las líneas lOO kV que alimentan las barras lOO kV, así como la selectividad de las protecciones de sobreintensidad direccional de neutro instaladas en dichas líneas (zona E). 6.4.1 Análisis de la zona A Se trata de una alimentación en M.T. Se dispone de dos transformadores MT/ bt de 500 kVA cada uno, que pueden operar en paralelo. Las barras principales b.1. están divi- didas por un interruptor IU. En cada porción de barras hay conectado un motor asín- crono de 250 kVA. De una de las porciones conecta un cable para alimentación de unas barras auxiliares (fig. 6.8). 15 " 250 kVA SO W ... Q80 Al 176 Al " , _ ___......_ A"""2~ M T 0.5 MVA 20 / 0 .38 kV 100m .. 30 kVA 30 kVA 146 Al ('8 A, 17 &.TII b 1 .......... 250 kVA (JBO A' Fig. 6.8 Esquema de la red zona A. Coordinación de los sistemas de protección CÁLCULOS EN LA ZONA A Datos a considerar: Transformadores TI, T2 PNT -0,5MVA UNl - 20 kV INI = 14 A UN,- 0,38 kV IN, - 760 A u", - 4,4 % - 0,5 MVA P" - 1,2 % (pérdidas en el cobre) A partir de estos datos, pueden obtenerse: ZT ~ u" ..!:!.tJ:. _0,044 . 0,38' _ 12,7 1. 10- 3 n PNT 0,5 valores óhmicos, referidos a 380 V. Red 20 kV 403 Se supone que la red 20 kV es capaz de entregar una P", de 500 MVA. Es conveniente considerar este valor máximo, aunque, en la mayoria de casos, la P" suele ser inferior. De aquí se deduce: x. - ~ - 0,38' _ O29 . 10-3 n P" 500 ' valor óhmico, referido a 380 V. Uniones enlre trafos e interruptores b.t. , Material: Cobre electrolítico, resistividad 0,018 n mm . m Disposición constructiva, en mm: Ir I--.t -.;
- 212. 404 Protecciones en las instalaciones eléctricas S - 10 -50 = 500 mm ' ¡¡ = ~ . 85 = 107,I mm (distancia media geométrica) r - 0,224 (10 + 50) - 13,44 mm (radio medio equivalente) Longitud media: 2 m. A panir de estos datos, pueden obtenerse: RSI = P ~ =0,018 _2_ = 0072 · IO - l n S 500' XSI =2 . (0,145 . IO- J lag !:)=0,29 . IO -J lag ( XSI = 0,26· IO- l n Interruptores de b.t. TI y T2 Illlensidad nominal: 800 A. R, =0,085 . IO-J n X, =0,124 · IO.J n Uniones entre interruptores b.l. trajos y barras principales , Material: Cobre electrolítico, resistividad 0,018 n mm. Disposición constructiva, en mm: m Longitud media: I m S = 10 50 - 500 mm' r = 13,44 mm ¡¡ = 107,1 mm A partir de estos datos, pueden obtenerse: re 107,1 ) 13,44 Coordinación de los sistemas de protección X,,-O.I3 · IO- l n MOlores MI. M2 P'M - 0,25 MVA U'M - 0.38 kV I' M - 380 A I.rr "" 6 l. [valor estabilizado: 2,5 l. (950 A) - 10 s1 405 La aportación de estos motores asíncronos a un conocircuito puede determinarse de acuerdo con la Norma CEI 92-4. La figura 6.9 muestra la relación, m, entre la co- rriente simétrica de cortocircuito y la corriente nominal. m 4 m - 6,25 . -::-:-1 ::-::- eO .OI8 .! 1., 2T ..1, lT , , , Fig. 6 .9 Relación entre la corriente simétrica de conocircuito y la corriente nominal. La aportación de ambos motores resulta: m - 4 para t- 10 ms (T/ 2) Para el valor de cresta, se toma convencionalmente:
- 213. 406 Protecciones en las instalaciones eléctricas La aportación de ambos motores resulta: 1",,, - 8 · /NM - 8 · 760 - 6 kA Unión barras principales JI auxiliares Sección: 3 x 120 mm ' Longitud: 100m r-O,156 · IO-J n / m x - 0,0745· IO -J n / m A partir de estos datos, pueden obtenerse: Esquema equivalente " 11 ,."..... o,nww. , ....... UOA I're ... U • UO'l IISh 1,'. ...' J~h H,S.KI') Jlt 11.41. )0'1 a,"u,U 10·) ItSIt Q.on . lo') Uh 0.16. lO' ) ,,. 101' Fig. 6. 10 Esquema equivalente zona A. Coordinación de los sistemas de protección 407 Cálculo de cortocircuito en los bornes de salida de un interruptor b.t. traJos (fig. 6.la) - Se considera un cortocircuito trifásico en el punto 1; con los interruptores 1, e l u abiertos; es decir, alimentado sólo por T2. - Se tiene que: R", - RT + RSI + R, - (3,47 + 0,072 + 0,085) · 10-3 - 3,63 · IO-J X"' - X. + XT + Xs, + X, - (0,29 + 12,23 + 0,26 + 0,124) . IO-J = 12,9 . 10-3 Z", • .J3,631 + 12,91 . IO -J _ 13,4 · IO -J {) y, así: _-;;--,:0-,=,3..::.8--::--;-- _ 16 kA J3 13,4 · IO- J X 129 <p" , = arco tg =-= arco tg --'- - arco tg 3,55 R" , 3,63 El coeficiente K, entre la 1", de cresta y la 1", simétrica, resulta de K, - J2 ( 1 + e ,,-;' ) - J2 (1 + e-O.88) K, '" 2 (lig. 6.11) y. así: 1 "" = 2 1" , - I32 kA I Estas son las máximas corrientes que pueden atravesar un interruptor 1" 1,, para cortocircuitos en 380 V. Cálculo de cortocircuito a la salida de un interruptor conectado a las barras principales. - Se considera un cortocircuito trifásico en el punto 2; con los interruptores 1" 1, e I L, cerrados; es decir, se obtendrán los valores máximos de la corriente de cortocircuito que puede atravesar un interruptor de salida de las barras principales 380 V. - Se tiene que: 1 R_, - - (RT + Rs, + R, + Rs,) + R, - ..- 2 - (0,5 · (3,47 + 0,072 + 0,085 + 0,036) + 0,085) . 10- J
- 214. 408 y, así; Protecciones en las instalaciones eléctricas , '.' ,.' ,.' '.' '.' '.' , .l ... 11 a lu 111 ,« '.' tu K • Cor,lente o&imétrlco lvolor de ulnlo) Ice: -Co"i••I ••,,,.'-:''/'0 I.,olor .'icoJ: I '.• '.' ,.. .., ,.- '.' '.' I 1 • ,•lUlO ,. ,...,O-Ig~ - ~ o ~ -; . H .... _ ...... Ift ~ :;: o~ ~ o ~ . - ..... ., ... 0 ... . .~ N ~ -CO&" ~ .~ ~ -----" o o ~~ o .; o . . . --o o o 00 o .; o o o 000°00 Fig. 6. 11 Coeficiente de cresta de la corriente de cortocircuito. X"' - XR + +XT + Xs, + X, + Xs¡) + X, - - (0,29+0,5 · (12,23+0,26+0,124+0,13)+0,124) · 10-) Red - 1,92 · 10- ) n X"' - 6,79 · 10-) n Z", - J I,92 2 + 6,79" 10-) - 7,06 ' 10-) n 0,38 UN' /,,'-- -;:;.....,.-- J3'z", J3.7,06 · 10-) ~ ~ X 6,79 3 <p , - arco tg ~ - arco tg - - - arco tg 3,5 " R", 1,92 y, de la figura 6.11, resulta: k, :! 1,96 y. así: Coordinación de los sistemas de protección 409 Por consiguiente, y considerando las aportaciones de los motores, para un conocir- cuito en el punto 2, la corriente será loo' - 31 + 3 ~ 134 kA 1 /"., - 61 + 6 ~ 167 kA 1 lo que equivale a una Z",eq __U~N'-'_ J3 /", k, _!ru.l. _E.... = 2 -.. /", 34 0,38 _ 6,45 ' 10- ) n J3 34 De la figura 6.11 se deduce que, para K - 2, tg <p" - 3,63 y, por tanto: R", eq - 6,45 · 10-) cos arco tg 3,63 - 1,71 · 10-) n X"" eq - 6,45 · 10-) · sen arco tg 3,63 - 6,22 · 10- ) n Cálculo de cortocircuito a la salida de un interruptor conectado a las barras auxiliares 380 V. - Se considera un conocircuito trifásico en el punto 3; con los interruptores /" /, e / u cerrados, es decir, se obtendrán los valores máximos de la corriente de conocircuito que puede atravesar uno de los interruptores de salida de las barras auxiliares. - Se tiene que: y. así: R,,) - R", eq + R, + R,,- (1,71 + 0,085 + 15,6) . 10-) X,,) - X"' eq + X, + Xs) - (6,22 + 0,124 + 7,45) · 10-) R,,) - 17,4 · 10- ) n X,,) - 13,8 · 10-) n Z,,) - J I7,4" + 13,8 ' 10-) _ 22,2 · 10-) n J3 22,2 · 10-) 0,38 ~~ X 138 <p,,) - arco tg ~ - arco tg --'- - arco tg 0,8 R", 17,4
- 215. 410 Protecciones en las instalaciones eléctricas De la ligura 6.11, se deduce: Y. así: En la ligura 6.12 se muestran las distribuciones de corrientes para los diferentes ca- sos analizados. " 'ff al Corlod, (ullo el'! 0 l" ·• ..., , I 'ff bl Cor'ocircuho en 0 ---r-L-E=r-+------- " •·•..1 ~: Ji el COt'lociftulto en 0 Flg. 6. 12 Distribuciones (estimativas) de las corrientes para los tres cálculos de conocircuno. Coordinación de los sistemas de protección 411 Planteamiento de la selectividad - Los elementos de intensidad a tiempo dependiente de los interruptores 1, e 1, se ajus- tan a 800 A, ligeramente por encima de la intensidad nominal a plena carga (760 A) de los trafos T, y T,. Sus elementos de disparo a tiempo independiente se ajustan a 6.400 A, de forma que no operen para faltas en las salidas de las barras auxiliares (6.400 > 4.500). Ade- más, se añade una temporización de 0,5 s, que establece la selectividad en tiempo res- pecto al resto de interruptores de salida de las barras principales, incluso el I t" (0,5 > 0,3). - El interruptor I t" no precisa disponer de elemento a tiempo dependiente. El elemento a tiempo independiente se ajusta a 5.600 A, de forma que tampoco opere para faltas en las salidas de las barras auxiliares (5.600 > 5.000). Además, se añade una tempo- rización de 0,3 s que establece la selectividad en tiempo respecto al resto de interrup- tores de salida de las barras principales. - Los interruptores 1" 17, correspondientes a los motores de 250 kVA, se ajustan, para el elemento a tiempo independiente, a 400 A, por encima de la intensidad nominal a plena carga (380 A) del motor. El elemento de disparo instantáneo se ajusta a 3.500 A (9.3 IN). de forma que no se produzcan operaciones incorrectas con la corriente ini- cial de arranque, que es de 6/N• El tiempo de operación del elemento a tiempo depen- diente, para 2.5 l. (arranque estabilizado), es de unos 25 s, por encima de los lOs de un arranque normal. Se podría optar por otra curva que ofreciera tiempos de disparo inferiores. pero conviene no reducir estos tiempos, para mantener la selectividad con el resto de interruptores conectados a las barras principales. Por otro lado, se supone que el motor incorporará la adecuada protección térmica. Nótese que el elemento de disparo instantáneo no operará tampoco por la corriente que el motor aporte a faltas en barras principales, pero sí para faltas en el motor. - Los interruptores IJ, 1" l . suponen el escalón inferior de selectividad y se han ajustado de acuerdo con unas cargas supuestas: 100 A para IJy64 A para l. e 1, (los elementos a tiempo dependiente) y 1.000 A Y800 A (los elementos de disparo instantáneo). - El elemento a tiempo dependiente del interruptor 1, es selectivo con 1, + 1,. El ele- mento a tiempo independiente, ajustado a 2.000 A, puede detectar cortocircuitos en las salidas de las barras auxiliares, pero está temporizado O, I s para que el cortocir- cuito pueda ser eliminado por los elementos instantáneos de 1" l•. Su elemento de disparo instantáneo, ajustado a 20 kA, sólo puede actuar con la corriente de cresta para faltas entre el propio interruptor y las barras auxiliares. En la ligura 6.13, se representan los diferentes valores de ajuste, así como las curvas de selectividad. 6.4.2 Análisis de la zona B Se trata de una minicentral hidráulica, constituida por un alternador de 300 kVA, 380 v.yun trafo MT/bt de la misma potencia nominal, conectado en «T» sobre la linea de distribución 20 kV. El arrollamiento M.T. del trafo tiene el neutro aislado, pues se desea mantener el valor de la corriente de falta a tierra al máximo que establece eltransforma- dor 100/20 kV (lig. 6.14).
- 216. 412 Protecciones en las instalaciones eléctricas Ajuste elemento a Ajusle elemento a tiempo indepen- Calibre tiempo inverso dienle Numero J. J, J, I Interruptor (A) (A) Curva (A) (s) ',. 12 800 1 I - Ixln Min 1, - 8xl. 0,5 - 800 A - 6.400 A lu 800 - - 12 - 7xIn 0,3 - 5.600 A 1, 500 1, - O ,4xI,._ Min 12 = 4x1n 0,1 - 200 A - 2.000 A I}. J7 500 1, - O,8xl. Min - - - 400 A 1, 100 1I - Ixln - - - - 100 A '6. la 80 1, - O,8xl. - - - - 64 A Fig . 6. 13 Valores de ajuste y curvas de selectividad. Ajuste elemento de disparo ins- tantdneo ;A¡ 1, ~ 40xI. -20 kA 1, - 7xl. - 3,5 kA 1, - 10xl. -1 kA 1, - IOx!. - 0,8 kA Coordinación de los sistemas de protección 413 En el caso de faltas polifásicas en la línea 20 kV, el generador suministrará cierta corriente al cortocircuito; pero en el caso de cortocircuito monofásico, sólo podrá ser detectado en la minicentral por el desplazamiento de la tensión de neutro. Cuando el cortocircuito sea polifásico, la aportación del generador disminuirá en función del tiempo en la proporción establecida por sus reactancias subtransitoria, transitoria y sincrona o permanente. La protección de sobreintensidad en el interruptor M.T. (ver comentarios de la zona C) será a tiempo inverso, con frenado por tensión. lONA B ¡-0- I I I I I I I I 10 I I I L __ _ 1,g10 A.T. 1 M.T. Fig. 6. 14 Esquema de la red zona B. CÁLCU LOS EN LA ZONA B Datos a considerar Trajo MT/ bl P' T - 0,3 MVA UN! - 20 kV IN! - 9 A UN> - 0,38 kV IN) - 450 A u" - 5 % - 0,3 MVA P" - 1,5 % (pérdidas en el cobre) A partir de estos datos, pueden obtenerse:
- 217. 414 Protecciones en las instalaciones eléctricas Z _ OOS .0,38' _ 24 07 . 10- 3 O T , 03 ' , R T _ 00IS.o,38' _ 7,22 . 10- 3 0 , 0,3 Red M.T. x _0,38 ' _ 0,29 . 10-3 O • Soo Generador PNG - O,3MVA UN - 0.38 kV IN - 4S0 A XsrG - 2S % - 0,3 MVA - O,2S O~~' - 120 . 10-3 O Se supone RSTG - 10% XsrG - 12 . 10- 3O Unión entre trafo e interruptor del generador Rs - 15 · 1O- 3 0 Xs - 7 . 10-3 0 No se considera la impedancia del interruptor del generador Esquema equivalente Pe, .lOO U s 310 'f '. 0 ZSTG 0 0 '. " Fig. 6.15 Esquema equivalente lona B. Coordinación de los sistemas de protección 41 5 Cálculo de cortocircuito a bornes del generador R"'3_ (RT + Rs) ' RsrG _ 10-3 (7,22 + IS) · 12 _ 10- 3266,64 _ RT + Rs + RSTG 7,22 + IS + 12 34,22 7,8 10- 3 O X"'3 _ (X. + XT+ Xs)' XsrG _ 10- 3(0,29 + 23 + 7) · 120 _ 10- 3 X. + XT+ Xs + XsrG 0.29 .23 + 7 + 120 3634,8 _ 24 2 10-30 ISO,29 ' Z"'3- J 7,8'+24,2' . 1O-3- 2S,4 . 1O- 30 1"'3- 0,38/ Jj _ 8,6 kA 2S,4 · 10- 3 Aportación del generador: 1 1 X.+XT+XS "'lo - ,,3 ' X. + XT + Xs + XsrG _ 8,6 . 0,29 + 23 + 7 _ 8,6 . 30,29 _ 17 kA 0,29 + 23 + 7 + 120 ISO,29' Cálculo de cortocircuito a bornes b.t. del transformador R", - (RsrG + Rs)· RT _ 10- 3 (12 + 15) · 7,22 _ 10- 3 194,94 _ 5,7. 10-3O RsrG + Rs + RT 12 + 15 + 7,22 34,22 X"' _ (Xsra + Xs) ' (X. + XT) _ 10-3 (120 + 7) ·(0,29 + 23) XSTG+XS+X,+XT 120+7+0,29+23 _ 10- 3 2957,83 _ 197 . 10-3O 150,29 ' Z",_ IO- J · J 5,7'+ 19,7' _ 20,5 . 10-30 1 , _ 0,38/ Jj _ 10,7 kA ,,- 20,5· IO- J Aportación del generador: 1 1 - 1 l ' X. + XT _ " 1 " X,+XT+XS+XsrG _ 10,7 . 0,29 + 23 _ 10,7 . 23,29 _ 1 66 kA 0,29 + 23 + 7 + 120 150,29' Cálculo de cortocircuito en bornes M.T. del transformador, con el interruptor1, abierto Sólo se calcula la aportación del generador: R" , - RsrG + Rs + RT - 10- 3(12 + 15 + 7,22) - 34,22 . 10- 3O
- 218. 416 Protecciones en las InstalaCiones eléctricas x"', - XSTG + Xs + XT - 10- 3 (120 + 7 + 23) - 150 . 10-3 n 2",,_10-3 .j34.22'+ 150'-10- 3 .j23671- 154 · 1O- 3 n 1 _ 0.38/ JJ _14 kA «, 154 . 10- 3 • En la ligura 6.16 se muestran las distribuciones de corrientes para los diferentes ca- sos analizados. 1. t17'" l','kA 10.7 U 1,' kA 1,711A t 1.5" t o) COrlocirc:,t¡to,"tI ] b) Cortocircuito _n 2 c:) cOfloci,cuito.n 1 Fig. 6 . 16 Distribución de las corrientes para los tres cálculos de conocircuito. Planteamiento de la selectividad. El generador tiene una l. de 450 A Y. en el caso de falta en la línea. puede aportar como máximo. en el periodo subtransitorio. una corriente de 1.4 kA (3 l.). Un ajuste razonable de la protección de sobreintensidad del generador será de 500 A (110 % l.). con una curva de disparo de 0.15 s a 5 1". Ycon el elemento a tiempo independiente ajustado a 1.000 A. Esto protegerá al generador contra sobrecargas y per- mitirá su desconexión instantánea para faltas dentro de la minicentral o en la linea de distribución. en la proximidad a la centra. Aquí no es necesario trazar las curvas de selectividad. De hecho. con los ajustes de la protección de M.T. no existe tal selectividad. ya que el ajuste previsto para la protec- ción en M.T. (ver lig. 6.19) es de 15 A. que pasados a 380 V. resultan: 20 15 · - - 800 A ~ 5oo A 0.38 Coordinación de los sistemas de protección 417 Esto no es lo frecuente. Lo usual es que los generadores se encuentren en el escalón más alto de selectividad. al final del sistema. En nuestro ejemplo. el generador está co- nectado en "T», por lo que en el caso de falta en la línea es indiferente que desconecte el interruptor M.T. o el de b.l. Sin embargo. el generador ha de tener su propia protección, ya que todo cortocircuito dentro de la instalación precisa la desconexión del interruptor del propio generador. 6.4.3 Análisis de la zona e La zona e es la delimitada por los diversos dispositivos de interrupción en la línea de distribución 20 kV. Se supone una línea de 12 km de longitud, de una sección de 50 mm' de cobre. con las siguientes características: Longitud: 12 km Sección: 50 mm ' de cobre R/ km: 0.3625 n X/km: 0.4125 n Ro/km: 0.508 n Xo/ km: 1.025 n En la cabecera de la línea existe una protección de sobreintensidad que debe detec- tar faltas a tierra y entre fases en la línea protegida. A 3 km de la estación existe una deri- vación protegida por cortacircuitos fusibles de calibre 50 A. En el extremo de la línea (zona A) existe un conjunto interruptor + protección de un suministro en A.T. a una importante factoría. En el centro de la línea existe otro conjunto interruptor + protec- ción. correspondiente a una minicentra. Es evidente que la protección en la cabecera de la línea debe ser selectiva. con las protecciones y fusibles mencionados. Su zona de actuación debe ser la sombreada en la figura 6.17. Para faltas fuera de esa zona. la protección de cabecera actuará como pro- tección de reserva de las otras protecciones y fusibles. En los cálculos de cortocircuito. por simplicidad. no se considerará la aportación de corriente de la minicentra. En las barras de media tensión de la estación de cabecera se supone una P« de 500 MVA. La red de media tensión está puesta a tierra mediante una resistencia. de valor 19 n. El transformador de alta tensión a media tensión es del grupo de cone- xión DYn. Cálculos en la zona e Se trata de calcular las corrientes de cortocircuito trifásico y monofásico en los puntos I a 4 (fig. 6.17). Las fórmulas básicas son: 1 30i-~ - U « 20. JJ 20.
- 219. 418 Protecciones en las instalaciones eléctricas pc.c 39: 500 ,",YA [f2~~~t::::It8:;:)'E:'~ ZONA A ZONA e J3V 2Zo; +Zo, Siendo: 1,,30i ~ corriente de cortocircuito trifásico en el punto i 1,,10 i - corriente de cortocircuito monofásico en el punto i U - tensión nominal compuesta del sistema. V = tensión nominal simple del sistema Zo, - impedancia directa del sistema hasta el punto i Z" - impedancia inversa del sistema hasta el punto i Z.. ~ impedancia homopolar del sistema hasta el punto i Zo, - 3ZPT + ZOL, - 57 lQ + ZOL, ZPT - impedancia de puesta a tierra del neutro del sistema. ZoL' - impedancia homopolar de la línea hasta el punto i. 201 - 20r + ZOLI ZDL, - impedancia directa de la línea hasta el punto i. Zo. - impedancia equivalente a la P" en las barras M.T. de cabecera de la línea U' 400 Zo - - - - - 08 1900 • P 500 ' ~ " Coordinación de los sistemas de protección Puesto Que U - 20 kV, se tiene: 11.547 1,,30i - __::--:-:..:-:::....:...:-::-- 0,8 l2Q + ZOL, 34.641 1,,10i--__~~__::~~~-__::~~- 1,6 l2Q + 2Z0u + Zou + 57 lQ Para la línea en cuestión: ZOL - (0,3625 +jO,4125)/ km - 0,55 148,70 O km ZoL - (0,568 +j 1,025)/ km DI, 172 161 0 O km En consecuencia: y, así: ~ - 1,172 161 - 48,7 - 2,13 UU ZOL 0,55 ZoL - 2,13 UU ZOL 11.547 1,,30i - ------'-=-"------ 0,8 l2Q + ki . 0,55 148,7 34.641 1,, 10i---------~~~---____~__-- 1,6 l2Q + 57 lQ + ki 0,55 148,7 (2 + 2,13 llLJ) k, =distancia, en km, entre la cabecera de la línea y el punto i Realizando las simplificaciones oportunas, resulta: 11.547 1,,30i - -,----'-:-~--::____- 0,55 (1,45 l2Q + k, 148,7) 21 kA 1,45 l2Q + k, 148,7 ' 34.641 1,,10 i ----__--~~~---,_,_- 57,022 ~ + 0,55 k, 148,74,1 16,3- 34.641 57,022 ~ + 2,26 k, ~ 15,33 1" I 0 i - -::-:-:----'-=.::....:-c:-:-::-, kA 25,23 ~+k, ~ Los valores de k" para los puntos I + 4 son: 419
- 220. 420 Protecciones en las instalaciones eléctricas k, = 12 k, - 6 kJ - 3 k. - O Resultando las siguientes corrientes de cortocircuito (fig. 6. l8): k. 1S " " 12 11 '. • • , 5 4 , J,,30 l - 1..,101 = J,,302 - J,,102- J,,303 = 1,,103 - 1,,304 - J,,10 4 = Icc 1 11 1.600 A 450 A 2.930 A 525 A 5.000 A 565 A 14.430 A 600 A 01 :z ] 4 567 la t 1011 I2KM Fig. 6.18 Curvas de intensidad de conocircuito en función de la distancia. PLANTEAMIENTO DE LA SELECT[VIDAD PrOlecciones de sobreintensidad dejase (lig. 6.19) Los ajustes en la cabecera de la linea han de ser selectivos con las curvas del fusible y con los ajustes de sobreintensidad de las protecciones en M.T. de la minicentral y la factoría de la zona A. Los T/[instalados en [a cabecera de la linea son de relación 30015 y se su- pone que admiten permanentemente una corrientede[ [20 %J.. es decir, 360 A. Éste es el máximo ajuste recomendado para los relés de sobreintensidad de fase. Se han esco- gido relés de característica normal inversa (N.I.) con un tiempo de actuación de l s a cinco veces la corriente ajustada. El elemento a tiempo independiente se ajusta a 3.500 A. Coordinación de los sistemas de protección 421 La protección de sobreintensidad de fases en el suministro M.T. a la zona A ha de ser selectiva, en condiciones normales, con las protecciones b.t. de [os transformadores 20/0,38 kV. Primeramente debe representarse la curva de disparo de ambos interrupto- res conjuntamente. Para ello, los valores de la curva J" 1, de la figura 6. l3, antes de tras- ladarse a la figura 6.19, se han de multiplicar por: (0;~8) . 2 _ 0,038 El elemento a tiempo independiente se ajusta por encima de 500 A, de forma que no actúe para faltas en b.1. El elemento a tiempo dependiente se ajusta por encima de la 1, del suministro (28 A), a 40 A, con una característica de disparo tal que ~I tiempo de actuación a cinco veces la corriente ajustada es de 5 s. Aunque se observe una aparente falta de selectividad, ha de tenerse en cuenta que en caso de falta en una salida de las barras b.1. principales, y suponiendo que falle el inte- rruptorde la salida en cuestión, el interruptor lu abriría al cabo de 0.3 s. A partir de este instante, la protección a la entrada sólo ha de ser selectiva con la protección b.1. de uno de los trafos 20/0,38 kV. El caso más desfavorable de selectividad es una falta en las barras auxiliares b.I., con fallo de la protección del interruptor J., lo que, con los ajustes de J" I , e Iu (lig. 6. l3), supondría el disparo de los interruptores de b.1. de los trafos, es decir, inte- rrupción del suministro. Por'tanto, la zona no selectiva que aparece en la representa- ción de las curvas de operación de los relés no afectará a la calidad del servicio. El alternador de la minicentral tiene una potencia de 300 kVA y una reactancia subtransitoria del 25 %; la reactancia de cortocircuito del trafo es del 5 %. La intensidad nominal del generador, a 20 kV, es de 9A, y la 1" del conjunto resulta 27 A (fig. 6.16). Los relés de sobreintensidad de fases M.T. se ajustarán a 15 A con un tiempo de operación de 0.5 s a cinco veces la intensidad ajustada. Inicialmente, podría pensarse en ajustar a un valor lo suficientemente bajo para disparar el interruptor durante el pe- ríodo subtransitorio, pero este ajuste podría producir disparos intempestivos en la co- nexión del transformador. En cuanto al elemento a tiempo independiente, se ajustará de forma convencional, para que no actúe por cortocircuitos en b.1. La tensión de c.c. del trafo MTl bt es del 5 %; por tanto, la máxima corriente resultará: I" b.l.- 100/,,_20.9 _ 180A 5 lo que conduce a un ajuste, conservador. de 300 A. Los relés de fase tendrán control por tensión, de forma que con tensión inferior a la nominal del servicio funcionarán con corrientes de arranque y tiempos de disparo infe- riores a los de ajuste. Esto reducirá los tiempos de disparo para faltas en la linea alimen- tadas desde la minicentraJ. Protecciones de sobreilltensidad de neutro (lig. 6.20) Todos los trafos MTIbt trabajan con el neutro M.T. aislado de tierra. Por consiguiente, los relés de neutro de las protecciones M.T. de la minicentral y la factoría pueden ajus- tarse a valores bajos. Se suponen relés de sobreintensidad a tiempo independiente,
- 221. 422 Protecciones en las instalaciones eléctricas In del suministro o lo rociada: 2: a A Interruptor Irolo 20/0,]11 kV e,.. minlcl'nlrol I U -'DO -l.} Inh:r,uplor bIt. trafo 20/0,3' kV toctorlo 2 interruptores '1' '2 Iralo 20/0,3' kV en loclorío Inlerruplor A, T , foclor í o 6 Fusi ble 50 A I mlhima adm isible pl'rmonenlf': 270 A a Protección en cabecero 9 I málimo pora corloclrcullo en b . t . loctoría : 500 A 10 I mdaimo poro cortocircuito en '"'. T . loclorío: 1, &00 A 11 I mÓ.imo POlO cortocircuito en "'. T. de lo ml"icenlrol : J kA. 12 I mda/ma poro cortocircuito en lo derh'ocló": 5 itA 13 I mÓ.imo poro 10110 en lineo ".4 kA 0,' _ _ 100 1.000 10.000 A Fig. 6. 19 Curvas de selectividad de los relés de fases. ajustados a 15 A, con una ligera temporización de 0,3 s para evitar actuaciones in- tempestivas en la conexión de los transformadores. En cabecera de la línea se dispone en el relé de neutro de un elemento a tiempo in- dependiente, que se ajusta a 30 A. Este elemento queda anulado al producirse una cone- Coordinación de los sistemas de protección 423 xión manual o reconexión automática. Por ello, aunque en caso de faltas (<aguas abajo» del fusl~le o de los relés de la factoría y minicentral podría actuar antes que ellos, no ocumra lo mIsmo después de la reconexión, ya que sólo queda activo el elemento a tiempo dependiente. Este se ajusta a 90 A, con un tiempo de actuación de 0,75 s para CIOCO veces I'J' valores suficientemente selectivos tanto con el fusible de 50 A como con los relés de neutro de factoría y minicentral. lO JO Protltc:c:!ón en 'aCfO,(O W' ",i"lcentral Proteccló" en cabecero 1 Fusible SO" 4 '0 má.i"'a 600 .. 'OO~~~~~~L~;:~-u~~~~~L-Lj~UlU. .00 Fig. 6.20 Curvas de selectividad de 105 relés del neutro. La explotación de una linea de distribución de estas características requiere que la reconexlón o conexión del interruptor de cabecera se efectúe con control de tensión de «retorno», para garantizar que no se realice esta maniobra con el generador de la mini- central fuera de sincronismo con la red.
- 222. 424 Protecciones en las Instalaciones eléctricas 6.4.4 Análisis de la zona D Las protecciones de sobreintensidad del trafo AT/MT están compuestas por. - Un relé de sobreintensidad a tiempo dependiente, de característica extremadamente inversa, situado en el neutro M.T. - Un relé térmico de protección de la resistencia de puesta a tierra M.T. - Una protección de sobreintensidad a tiempo dependiente en A.T., de característica normal inversa, con elemento a tiempo independiente en fases y extremadamente inversa en el neutro. Obviamente, estas protecciones son de reserva para faltas en las líneas M.T. o en el trafo. Se supone que éste ya incorpora otras protecciones principales, como diferencial, gases, sobretemperatura, etc. Por consiguiente, cabe establecer los siguientes criterios de ajuste: - El relé de sobreintensidad instalado en el neutro fisico deberá ser selectivo con, al menos, dos lineas M.T., para cubrir el caso de falta simultánea a tierra en dos lineas que vayan sobre los mismos postes. - El relé térmico de protección de la resistencia de neutro se ceñirá adecuadamente a la curva /' 1de la resistencia. . - El relé de neutro de la protección A.T., debido al grupo de conexión del trafo, no puede operar para faltas a tierra en M.T., sino para faltas a tierra entre los TI I y los atravesadores del transformador AT/MT.Sus ajustes, en corriente ytiempo, pueden ser bajos. - Los relés de sobreintensidad de fases A.T. serán también selectivos con sus homóni- mosde dos lineas M.T. El elemento a tiempo independiente se ajustará de forma que no opere para cortocircuito en M.T. La máxima corriente de cortocircuito en M.T. puede calcularse conociendo la ten- sión de c.c. deltrafo AT/MT. que se supone del 10 % (lig. 6.21). P,..,,. ~o ~ VA Uu;. 10 'l. 100/20 kV nO/14S0 A 100 ~v Fig. 6.21 Esquema de l. red zona D. Coordinación de los sistemas de protección 425 100 / 2,9 kA (A.T.) / ",- - ' /NT - 10 , 14,5 kA (M.T.) Entre las curvas de selectividad de sobreintensidad de neutro M.T. se ha dibujado la curva /' 1=cte. de la resistencia de neutro. Se puede observar que la curva correspon- diente al relé térmico no es selectiva con el resto por debajo de los 280 A, aproximada- mente. Con estos criterios. los ajustes aplicados son (lig. 6.22 Y6.23): I líneo 360"-1101500". 3 . 500A-Insl . Z ''-n.as 710 A-, • 01 sao 'l. 7 .000" -Inll . 3 Protección A.T. trolo 2 .000" - l. al 500 'l. 16 .000 A- insl. (aJull,". ref.rldos Q N.T . ) 4 I ",ó.itno e .c . .... T. : 11,,5 kA 10.000 Fig. 6.22 Curvas de selectividad de 10$ relés de fases. •
- 223. 426 Protecciones en las instalaciones eléctricas Prolecclón Ifrmica ,lt . ete CI.I''oIIJ térmica de la , ••Islencia de puesto a tierra 3 P,olución en neutro 'rolo (240. -1. 01 500 "t.) , Z lintos 1180 ,. - O,S. al SOO '1.) S I línto (90 A - O,S. 01 SOO '1. ) , I ""~hi,,,o e .c. ti.,ro : 600 " •00 Fig. 6.23 Curvas de selectividad de los relás de neutro. Protección de neutro M.T. trafo: 240 A - 1 s al 500 % 1" Protección de fases A.T. trafo: 400 A (138 % 1, trafo) - l s al 500 % 1,) Coordinación de los sistemas de protección Protección de neutro A.T. trafo: 60 A - 0,25 s al 500 % 1,) (esta curva no está dibujada) Protección térmica resistencia de neutro: 900 A-lO s (valor de un punto de la curva 1' ( _ cte.). 6.4.5 Análisis de la zona E 427 La zona E está constituida por dos lineas A.T. de 100 kV que alimentan la estación C. En cada extremo de las lineas se dispone de un relé de distancia y un relé de sobreinten- sidad direccional de neutro (fig. 6.24). hloc:ld'n • Ve," ~ 10 '1. SO Iro4VA Fig. 6.24 Esquema de la red zona E. Se suponen las siguientes potencias de cortocircuito trifásico: Estación A: P,,)0 - 2.000 MVA Estación B: P«30 - 14.000 MVA Las lineas tienen las características siguientes: Z.c - 5 n 18()o Zoe - 12 n IS()O Estación •
- 224. 428 Protecciones en las instalaciones eléctricas CALCULO Las P en una y otra estación equivalen a: " U' lOO' XsA - - - - - - 50 ~ P" 2.000 • .... X __U_'___ 100_'_ _ 0,7 O ~ '" -.- n._ 'oc sO P" 14.000 ...L."T:"'c_ ..... f 0 La reactancia de las líneas resulta: XAC - 5 · sen 80 - 4,9 O Xoc - 12 · sen 80 - 11,8 O La corriente de cortocircuito en barras A.T. de la estación C, despreciando la resis- tencia de las líneas, será: y por tanto. X _ 9,9 · 12,5 _ 123,75 _ 5 52 O I 9,9 + 12,5 22,4 ' 1,,301 _ lOO _ 10,5 kA 5,52 J3 Las aportaciones de una y otra línea resultan: I 30AI - IO,5 · ~ - 5,8 kA " 22,4 1 30BI - IO,5 . ~ - 4,6kA " 22,4 En el supuesto de cortocircuito en barras M.T. de la estación C, ha de calcularse el valor de la reactancia deltrafo ATI MT: X _...!.Q... . loo'.200 T 100 50 La impedancia resultante es ahora: Coordinación de los sistemas de protección X, - 5,52 + 20 - 25,52 O y, así: 1,,302 - J3100 - 2,26 kA (referido a lOO kV) 3· 25,52 y las aportaciones de una y otra línea resultan: I 30A2 - 2 26 ·~ - I 26 kA «: I 22,4 I 1,,30B2· 2,26 · ...2,2.... - I kA 22,4 La impedancia «vista» desde uno y otro extremo será: z., _ 100 _ 46 O 1,26 J3 Z.,_100_ 580 IJ3 429 En caso de cortocircuito en las barras A.T. de la estación B, la línea A-C-B aportará una corriente de: I"J0A3 - __::::----'1:..:;0.;:.0_____ 2,6 kA J3 (5 + 4,9 + 11 ,8) En caso de cortocircuito en las barras A.T. de la estación A,la línea B-C-A aportará una corriente de: 1,,30B4 _ _ ---;;,---,---:..::100"'-,,-_-,,-__ 3,31 kA J3 .(0,7 +4,9 + 11,8) La capacidad térmica de las líneas es de 200 MW,lo que supone una máxima impe- dancia de carga de: u' lOO' 100 Z -------500 , P 200 2 La máxima corriente permanente admisible por los conductores es: 200 2 1 ------1 15 kA , 100 J3 J3 .
- 225. 430 Protecciones en las instalaciones eléctricas • • 2,6111. ~ 11 • 1 • 1.31 kA 1Jf S.&U '.'kA l,o.,..I1c ". - I.~ ......,..~c , 2,26 kA )Z". • / • 3,31 t.A • • Fig. 6.25 Valores de cortocircuito trifásico para las cuatro situaciones estudiadas. PLANTEAMIENTO DE LA SELECTIVIDAD Protecciones de distancia. Supondremos que en las estaciones A y B se dispone de relés de distancia de tres escalo- nes de medida y arranque por subimpedancia. Los ajustes de estos escalones serán los siguientes: En A: En B: Z, - 4 O (80 % 5 O) Z, = II O (5 + 50 %. 12); 0.5 s Z)-170(5+100% · 12); I s Z,- 9,5 O (80% 12 O) Coordinación de los sistemas de protección Z, - 14,5 O (12 + 50 % 5); 0,5 s Z) - 17 O (12 + 100% 5); I s 431 El escalón de arranque se ajusta al mismo valor en ambos extremos. El valor má- ximo recomendable es: En el ejemplo considerado. Z, - 50 O, por lo que: Ajustando Z, - 40 O, la intensidad equivalente resulta: 100 2,5 1, - - - - - - 144 kA 40 J3 J3 ' Ello implica que una falta en media tensión de la estación e no será suficiente para producir el arranque de los relés de distancia en ninguno de los dos extremos de la línea. PrOll'cciones direccionales de neutro Para una buena selectividad en el ejemplo propuesto, los relés direccionales de neutro en la estación intermedia C deberán ser selectivos con los relés instalados en los extre- mos A yB. Así, para una falta en el tramo C-B, el relé en e tenderá a disparar en un tiempo menor que el relé en A, aunque ambos estén recorridos por la misma corriente de falta. Se supondrán los siguientes ajustes: Estaciones extremas: 180 A - 4 s al 500 % I~ - Estación intermedia: 120 A - 4 s al 500 % l., Interesa comprobar en las curvas de selectividad cuál es el tiempo de disparo de este relé cuando esté recorrido. en una apertura monofásica, por la máxima corriente de carga (1.15 kA). Este tiempo ha de ser superior al tiempo de pausa de reenganche. En el ejemplo considerado, el tiempo de reenganche es I s y el tiempo de disparo del relé re- sulta ser de 2 s (fig. 6.27). Para los cálculos de cortocircuito monofásicos es necesario conocer la impedancia homopolar de la red en las estaciones extremas y la impedancia homopolar de la línea. Conociendo la P" trifásica y monofásica en barras de una estación puede demostrarse que existe la siguiente relación entre las impedancias Zso y Zso: ~-(3 P,,30 -2) Zso P,,10
- 226. 432 Protecciones en las instalaciones eléctricas Si se supone, como es frecuente en la red de transporte, en ambos extremos entonces Pcr301Pcr l0 - 1,25 Y Zso - 1,75 Zo Xso - 1,75 Xo Y, suponiendo, en las líneas, entonces, para una falta monofásica en la estación B, la corriente homopolar de la esta- ción A resulta: 3 100 173 Iccl 0 A _ ____---" )3 .::..3____ (2Xso + Zso) + 2ZLD + ZUJ 3,75Xso + 5XLD 173 3,75 · 5+ 5 · (4,9+ 11 ,8) 173 -I ,7kA 102,25 173 18,75 + 83,5 Para una falta monofásica en la estación A, la corriente homopolar de la estación B resulta: Icc 10 B _ -...,--.,...:.: 17c.::3...,--:-~_ _ ....!2L - 2 kA 3,75 · 0,7 + 5 · 16,7 86,125 Para una falta monofásica en la estación intermedia C, la corriente total de falta y las aportaciones de uno y otro extremo pueden calcularse como sigue: I 10 C - 173 cr (3,75 . 5 + 5 · 4,9)· (3,75 ·0,7 + 5 · 11 ,8) (3,75 · 5+ 5 ·4,9 + 3,75 ·0,7 + 5 · 11 ,8) 173 173 _ 18.143,375 _ 68kA 43,25 ·61,625 2.665,28 2.665,28 ' 43,25 + 61 ,625 104,875 La corriente, desde la estación A, resulta: Coordinación de los sistemas de protección Iccl 0 A - 6,8 61 ,625 _ 4 kA 43,25 + 61 ,625 La corriente, desde la estación B, resulta: • • Ij • Icc l0 B - 6,8 43,25 - 2,8 kA 43,25 + 61 ,625 4,0 leA - 1,7 kA 1fr t ,e kA - .......,....r-c '.' kA • :7 1 • I • Fig. 6 .26 Valores de conocircuito monofásico para tres situaciones. 433 La curva de disparo de los relés direccionales de n~utro en la estación intermedia ofrece, para estas corrientes, unos tiempos de actuación de 1,2 s y 1,5 s. El tiempo de se- gundo escalón de los relés de distancia es 0,5 s. Por tanto, los ajustes de los relés direc- cionales de neutro en la estación C son selectivos con los relés de distancia de la misma estación, permitiendo el disparo monofásico con reenganche (fig. 6.27). En cuanto a los relés direccionales de neutro de las estaciones extremas, A y B, su ajuste de 180 A-4 s al 500 %permite también la operación selectiva del relé de distancia para faltas próximas a la estación C. Los relés de distancia operarán a 0,5 s y el tiempo de actuación de los relés en las estaciones Ay Bserá de l s (4.000 A) Y1,5s (2.800 A), res- pectivamente. 6.4.6 Análisis de la zona F Se trata de la alimentación, mediante dos lineas en paralelo,a un centro de distribución.
- 227. 434 Protecciones en las instalaciones eléctricas I !lOA·' UI . (01'1 .1100·'. '.lIoclón inl . ,,". ";O) 110 ... ·' .., . (01'1.1 SOO·'. h"odo~.. •• " . ,"0'"' I cM (0''''0 , . 0.' _ _ '00 1000 10 000 • 1.100 ".toO ,... Flg. 6.27 Curvas de selectividad de los relés de neutro direccionales. De éste se efectúa una distribución subterránea y radial a distintas estaciones MTIbt. Las características de las lineas son las mismas que para la linea de distribución descrita en la zona C. La longitud es. en este caso, de 5 km (fig. 6.28). Los transformadores de media tensión a baja tensión de las distintas subestaciones están protegidos por fusibles. Se supone que cada cable de salida del centro de distribu- ción tiene sus protecciones de sobreintensidad de fases ajustadas a 180 A, lo que supone una potencia de: 20 0,18 .j3 - 6,25 MVA Las líneas alimentadoras al centro de distribución tienen en éste una protección de sobreintensidad direccional en fases y neutro. Coordinación de los sistemas de protección 435 ---r-------t--- 80"• • M,T, 20. V í 1 I I I I I I 1 1 L [ ,. 5 KM [ --, I I I I 1 .1 I I I _-.J ION'" ,. Subulodón MT. I b.1 a",c:hr d. "'ti c:obl, 20 ~V Flg. 6.28 Esquema de la red zona F. CALCULOS EN LA ZONA F Impedancia de las lineas: RL - 0,3625 · 5 - 1,8125 n XL =0,4125 · 5 - 2,0625 n ZL = '1,8125' + 2,0625' - 2,75 n una linea 'PL - arco tg 2,0625 = 50' 1,8125 a) Conocircuito en barras 20 kV. La Poc en barras 20 kV de la estación AT/MT se su- pone es 500 MVA, lo que implica: X. - 20' _ O8 n 500 '
- 228. 436 Protecciones en las instalaciones eléctricas y también 500 25 / _ - - - - - 144 kA " 20 J) J) , b) Cortocircuito en barras del centro de distribución. Alimentación con una sola línea: R - 1,8125 n X - 2,0625 + 0,8 - 2,8625 n Z - ,)1,81252 + 2,8625 2 - 3,39 n 20 /,,30 - ro - 3,4 kA 3,39 '1 3 e) Cortocircuito en barras del centro de distribución. Alimentación con las dos lineas en paralelo: R - 1,8125/2 - 0,90625 n X - 2,0625/ 2 + 0,8 - 1,83125 n Z _ ')0,90625 2 + 1,83125 2 - 2,04!1 /,,30 - 20J) - 5,65 kA 2,04 3 lo que supone una aportación por cada línea de 2,8 kA. En la figura 6.29 se muestran los valores resultantes de los cortocircuitos anali- zados. a) b) e) 500 WVA 500 tolVA 1 500"'VA + + !,,4 kA l,' kA Fig. 6.29 Distribución de las corrientes para 105 Ires cálculos de conocircuito. Coordinación de los sistemas de protección Corriente de eortocirellilO en el lado baja tensión de un transformador MT/bt de una subestación 437 Aun suponiendo una potencia de cortocircuito infinita en bornes A.T. de uno de estos trafos, la máxima comente para un cortocircuito en bornes de b.l., con una U" del 4 'lb, sería 25/'T' Suponiendo que los trafos MTfbt son de SOO kVA, resulta: /" _. 800 . 25 _ ~ .25 _ 1.000 _ 580 A 20J) J) J) PLANTEAMIENTO DE LA SELECTIVIDAD En el esquema de explotación supuesto, las protecciones de los cables de salida del cen- tro de distribución han de ser selectivas con los fusibles en los primarios de los trafos MT/ bt de las subestaciones. Con los ajustes propuestos para los relés de fase, ISO A, no habrá ningún problema de selectividad. Los elementos a tiempo independiente se han ajustado a 1.500 A. Los relés de neutro de las celdas de salida del centro de distribución se han ajustado a una intensidad de arranque de 30 A. Los fusibles de trafos MT/bt de las subestaciones serán de calibres comprendidos entre 40 y 80 A, por lo que, aparentemente, no existe se- lectividad. Pero sólo pueden darse disparos no selectivos cuando se produzca una falta a tierra entre los fusibles y los bornes primarios del trafo de la subestación MTfbt. Este caso es poco frecuente. Obviamente, los relés de protección en la cabecera de las lineas han de ser selecti- vos con los de los cables de salida del centro de distribución. Los elementosa tiempo de- pendiente de neutro se han ajustado a 90 A, lo que permite un amplio margen de selecti- vidad. Los elementos a tiempo independiente de neutro no se utilizan, pues podrían ac- tuar simultáneamente en caso de falta a tierra en una de las dos líneas alimentadoras al centro de distribución, lo que supondría una interrupción total en el centro de distri- bución. Los elementos a tiempo independiente de los relés de fase se han ajustado a 4 kA por encima de la próxima comente de cortocircuito (3,4 kA), que puede reCOrrer la li- nea alimentadora para una falta más allá de las barras del centro de distribución. De esta forma, sólo podrán actuar en caso de cortocircuito en una porción de la linea pro- tegida. Los elementos a tiempo dependiente de los relés de fase de protección de las líneas en cabecera se han ajustado a 4S0 A, de forma que sean selectivos en tiempo con dos ca- bles de salida (360 A) del centro de distribución.
- 229. 438 Protecciones en las instalaciones eléctricas 1I0A-lu9 . 01 500". 11 soU~) 240" - Ing_ol 500 .,. Ir.''': dirtu.ionolentl C.D. ' 1 )60 A - 1"'9.01500°,. 11 .olida.) .. I.IOA - 1,5 leg . al 500 '1. (cobe'Ct'o) S Ice en.1 C.O. (o'itl'ltnlac;ó" pOI vroo 1;""0) , Ice en el C.D. follrnen'ociÓn por dol. ':"eol) ., le," o lO salido d. lO 5.[ . At , ... , 100 1000 10.000 Fig. 6.30 Curvas de selectividad de los relés de fases. • Las protecciones en las llegadas de las líneas al centro de distribución. a causa de su característica direccional, sólo han de ser selectivas con las protecciones de cabecera. Los elementos de fase se han ajustado a valor mitad, mientras que el elemento de neu- tro se ha ajustado al 66 % (60 Al respecto al de cabecera (90 Al. Tampoco aquí se per- mite el disparo por los elementos a tiempo independiente ni en fases ni en neutro. En las figuras 6.30 y 6.31 se representan las curvas de selectividad de los relés de fa- ses y neutro. respectivamente. Coordinación de los sistemas de protección 1 lO" - 0,5 U9 . 1 '0 .. - I teg . I ,.I~ di, .. (..:Io"ol) ) 'DA - , SIt,. (cobect.o) 4 MdailftO cor,i,nle d. 10110 011."016001. 100 looO 10.000 000 Fig. 6.31 Curvas de selectividad de los relés de neutro. • 439
- 230. LuisAn Lizarraga GoozalN ING. EN ENERGIA Re¡¡-CIP. 11" 76625 CAPITULO 7 ETAPAS FUNDAMENTALES PARA LA DEFINICION, INSTALACION y CONSERVACION DE LAS PROTECCIONES Desde el momento en que se plantea la necesidad de proteger una instalación o sistema eléctrico, se suceden varias etapas que, en definitiva, configuran un proceso iterativo sin fin. La necesidad del conocimiento de la instalación que hay que proteger, la definición del esquema de protección, el proyecto, la recepción de los equipos, la instalación y puesta en marcha, el seguimiento del funcionamiento, la conserv~ción y reparación, y la investigación de nuevos desarrollos constituyen los aspectos más relevantes y que requieren un análisis adecuado, a fin de poder atender debidamente un sistema de pro- tecciones. Basándose en estas etapas fundamentales,que se describen seguidamente de forma detallada, se podrá instrumentar un sistema organizativo eficaz con los medios técni- cos y humanos adecuados al tamaño e importancia de las instalaciones que deben ser atendidas. El Servicio de Protecciones, denominación que puede asignarse al conjunto de ac- tividades enumeradas, alcanzará la plenitud en el caso de empresas con instalaciones de suficiente envergadura. Evidentemente, una parte de las etapas que se analizarán po- dría ser ejecutada por empresas externas cuando el conjunto de instalaciones que hay que proteger sea reducido en tamaño e importancia. No obstante, es conveniente efec- tuar un análisis de la situación en la posición más compleja, con el fin de tener una vi- sión del conjunto de etapas fundamentales. En un servicio de protecciones pueden definirse de forma sintética tres áreas fun- damentales: - Equipo de estudios y proyecto - Equipo de laboratorio - Equipo de campo.
- 231. 442 Protecciones en las instalaciones eléctricas El equipo de estudios y proyecto atiende las necesidades de planificación y proyecto de las protecciones. así como el estudio de resultados de funcionamiento yde nuevos desarrollos. El equipo de laboratorio cuida del control de calidad yde las reparaciones. Por otra parte. es el eslabón esencial para la investigación de mejoras y nuevos desarrollos. El equipo de campo es el brazo ejecutor de las decisiones y el eslabón fundamental para asegurar la correcta instalación, conservación y reparación de los equipos. El funcionamiento sincronizado y armónico de estas tres áreas constituye la clave del éxito en los resultados. Es conveniente insistir en la necesidad de que el equipo humano destacado en las diferentes áreas"definidas tenga una formación tan amplia y generalista como sea posi- ble. Ello permite obtener mejores resultados que los que resultarían de la superespecia- lización. Por otra parte, la labor de reciclaje y puesta al día en las nuevas técnicas debe ser atendida en permanencia, habida cuenta la constante evolución tecnológica. 7.1 Definición del esquema de protección La definición del esquema de protección implica el conocimiento previo de la instala- ción que debe ser protegida. Salvo soluciones singulares, puede afirmarse que las instalaciones eléctricas tien- den a ofrecer esquemas repetitivos y modulares. Por ello, es muy conveniente normali- zar el esquema de protección para cada equipo, tanto en el número de protecciones como en la tecnología utilizada. Estos criterios son importantes al definir el esquema de protección, pues facilita- rán las políticas de mantenimiento y repuestos, por una parte, y la simplificación del proyecto y la instalación, por otra. Hay que ser cautelosos en la introducción de nuevos criterios. En todo caso, siem- pre se necesitará un análisis previo de las consecuencias técnico-económicas. Hay que optar por soluciones simples y fiables y huir de la tendencia. derivada a veces de la deformación profesional, a introducir protecciones en exces!'. En elcapítulo 5se ha tratado en profundidad de las recomendaciones convenientes de protección para cada tipo de instalación. 7.2 Proyecto Establecido el esquema de protecciones que hay que adoptar. debe realizarse el proyecto que refleje las conexiones de los circuitos secundarios de mando y protección. El proyecto ha de ser revisado exhaustivamente, para eliminar los posibles errores que pueda contener, antes de su entrega al personal de campo. La elección de los equipos que incorporará el esquema de protección estará basada en la experiencia de utilización. es decir, en las normativas internas a que se ha hecho referencia anteriormente. La definición del proyecto de protecciones puede hacerse sobre la mesa de un des- pacho. Sin embargo, debe apoyarse en la observación in silLl de los espacios disponibles Etapas fundamentales para la definición. instalación V conservación 443 para armarios, paneles, conducciones de cables, etc. Sólo así pueden evitarse errores que conducirán a dificultades y retrasos en el momento de la instalación. En los planos finales, a los que muestran las conexiones de los circuitos, el frontis de los armarios, etc. deberán añadirse planos generales o fundamentales, que permitan seguirdeterminados circuitos con mayor facilidad de lo que es usual en los planos de ca- bleado o realización. En este sentido, resulta muy útil disponer de esquemas individua- les para los circuitos secundarios de los Trr yTII, circuitos de corriente continua, etc., que permitan seguir su recorrido a través de los diferentes relés yotros dispositivos, sin que figuren otros circuitos que dificulten su interpretación. En la figura 7.1se muestra el esquema fundamental de los circuitos secundarios de los T1I para la protección de un transformador. Es evidente que el método de trabajo del gabinete ha de tener una gran flexibilidad, de forma que puedan corregirse sobre la marcha los errores que aparecen en los trabajos de realización práctica del proyecto. El personal de campo ha de disponer en todo ins- tante de esquemas y planos rigurosamente al día. Además de la confección de los planos del proyecto, debe procederse a especificar los valores de ajuste que deben aplicarse a los diferentes equipos que constituyen el es- quema de protección. Para el cálculo de estos ajustes, además de los criterios generales expuestos en los capítulos 5 y6, será necesario,en algún caso, efectuarcálculos de corto- circuito para conocer los limites máximos y mínimos, de forma que pueda establecerse el mejor nivel de selectividad posible. En el momento de la instalación, los relés deben ajustarse a los valores que se fijen y ha de quedar constancia de ello en archivos apro- piados. Al especificarse los ajustes de un relé en particular, es importante detallar al má- ximo todos los parámetros. Así, se harán constar la relación de los transformadores de medida, el ajuste impuesto en valores primarios y secundarios y, finalmente, la posi- ción -aunque sea aproximada- de los diferentes dispositivos de ajuste del propio relé. Cuando se precise, se hará constar el porcentaje que representa el ajuste respecto al va- lor nominal de la magnitud controlada. En la figura 7.2 se muestra un ejemplo de hoja de datos de ajuste de una protección de sobreintensidad, fases y neutro de un determinado transformador. 7.3 Recepción Todo equipo ha de someterse a los ensayos de recepción de materiales antes de su insta- lación definitiva dentro del esquema de protección. La finalidad de estos ensayos es comprobar que los equipos son suministrados de acuerdo a las especificaciones técni- cas acordadas en el pedido. Pueden realizarse en el laboratorio propio, supuesto que éste exista y disponga de la necesaria instrumentación. De no ser así, deberá acordarse con el fabricante que se lleven a efecto en sus laboratorios o en un laboratorio oficial. Los ensayos deben verificar básicamente las características funcionales de los equi- pos, como, por ejemplo, valorde arranque, tiempos de actuación y reposición, influen- cia de las fluctuaciones en la alimentación auxiliar, respuesta dentro de un cierto mar- gen de temperaturas, etc. Finalizada esta parte de los ensayos, puede decirse que «el relé funciona de acuerdo a lo especificado».
- 232. 444 , 1 ! -' nidor.. Protecciones en las instalaciones eléctricas 111 200~'OO- 100/5- SA c1.Q,S SOYA n~70 s, S2 " S2 " S2 ¡ ¡ " tS 14 , l 2 ~ /'1': j-- t,0'0110/2511V 30104'1. J d 11 ..... r-------------, I I C , " - N(R·G>- I ..... ¡ • .,- • • 'M(A-A>- ....., • .,- • IVIG-A,... I 1 L _____ ~ ---r-----.J • r - Protección cubo I "oto I Porolloyos 7' kV "' P I 400/51. I I I Prott'cción I aobr. lnt..nsic»od , L -- A.T. '. ·1' TII 4001 51. "".,,~;¡] T11400/S. compentoodOf T/I1.000/~'" • C L..- - --, I I I ICorn~n.od I neutro 2S kV •• , I --.J 1 1 fOlal.ceió sobfl,jnt Alorma lo nt'ulro ! , l 2 , Prct..cci · ~ ..• dit,,'.nc::ioln , 2 , 2 c:g Vorittor -'7¡ ~ 'F Protección dlferenciol fa.... • -• 5. 5H - ' 5. se --- ---" 5L .. Etapas fundamentales para la definición. instalación y conservación p, ---( , --( ~ s TII incorporado 100015. SI ~ • l p, • ¡ SI OU.I . - - • 3.~l t Inlnruplor 25 kV ""hutobl.. r--, --- I :lo I ~N} I I I :1':1 ~ V " borros 25 kV ~ : ' I ,mi ~" I~ L...L_J Int.,ruptof 25 kV r--.., ;r I ;¡; I Tlll00- !.2.2/SA I I I I • :-t..... I:-t-: I I I I :"i- IT , ., St'ccionodor L..L...J 1J125kV • ItA-) DC••'od.......'.;0 " tS " [~.J 2 l , Plot..~tión " N sob'l'.nll'.,sidOd l l l/lau• . lIS. " N ¡ + l-. r I I A 52..!. " N • • • ~ • -- 445 A bol.río cond.nsodor•• ti MVAr Fig. 7.1 Esquema fundam!!ntal de los circuitos de intensidad R de un transformador.
- 233. 446 Protecciones en las instalaciones eléctricas HOJA DE AJUSTE Fecha: Estaci6n: Central Hidráulica 111 Equipo: Trafo 4; 110/25 kV; 20 MVA Protección: Sobreintensidad A.T TTII pples. 320/5 A rT/I aux. 5/tO -A Relación total 320/10 A z 32/1 A Relé marca AseDE modelo XYZ-012 TOGIBa ajuste: {fascs: ~ x (1; 1,5; 2; 2,~i 3; 3,5; ~) A lnstantaneo: 10 o • • o • • • • • • 50 A contlnUQ I { Neutro: 1, 5 x (1; 1,5; 2; 2,5; 3 ; 3,5; 4) A Instantáneo: 2 .......... 10 A contlnuo Curvas actuación : fases: Normal Inversa Neutro: Extr. Inversa Ajustes Fn ses: 192 A primo (6 A sec.) (4 x~) (1,83 In trafo) Inst. 1280 A prim (40 A sec.) (~) (12 In traCo) Neutro: 72 A primo (2 , 25 A sec.) (1,5 x~) Inst. 320 Aprim. (lOAsec.) (~) Curvas actuación ~: la al 500% Iaj (dial en pos 4 aprox.) Neutro: 2s al 500% Iaj (dial en pos 7 aprox.) Fig. 7.2 Ejemplo de una hoja de ajuste. I Etapas fundamentales para la definición. instalación y conservación 447 Otra parte de los ensayos. quizá la más importante, está destinada a comprobar el funcionamiento del relé frente a determinadas situaciones que se dan en la práctica. Los ensayos se realizan de acuerdo con procedimientos establecidos por normas internacio- nales o especificas para esta clase de equipos. Los tipos de ensayos aplicados son: - Tensión de aislamiento. - Onda de choque. - Disturbios de alta frecuencia. Ya se han explicado, con cierta extensión. en el capitulo 3. Cuando los equipos se suministran montados en armarios, es preceptiva la com- probación del cableado, para verificar que no existan errores de conexión entre los dife- rentes equipos. Cuando se trata de recepcionar una serie de equipos idénticos, se practican ciertas simplificaciones. por lo que se establecen ensayos de tipo y ensayos individuales. Entre los ensayos de tipo, que se efectúan sobre una sola unidad, cabe citar: ensayos de onda de choque, perturbaciones de A. F., sobretensiones admisibles, etc. En cada una de las restantes unidades se efectúan los ensayos de tensión de aislamiento de los circuitos y las pruebas funcionales. En ocasiones, según el número de unidades, estos ensayos no son exhaustivos, sino que se efectúan sólo un cierto número de pruebas. Por ejemplo, para un armario de protecciones con cuatro circuitos independientes (tensión-intensi- dad-tensión auxiliar-circuitos de disparo) se prueba el aislamiento de todos contra masa y. después, entre uno de los circuitos contra el resto y a masa. La bondad con que los equipos reaccionen en estos ensayos es una garanlia, aun- que no concluyente. con vistas a los futuros años de servicio permanente. Es importante señalar que en los pedidos de adquisición de los equipos debe ha- cerse constar los requerimientos que se desea que cumplan. Seguidamente se incluye, a modo de ejemplo, parte de una norma particular de una empresa especifica para el suministro de Relés de sobreintensidad direccional de neutro para lineas de transporre.
- 234. 448 Protecciones en las instalaciones eléctricas NORMAlIZACION IRELE DE SOBREINTEHSIOAO DIRECCIONAL I O• •322 1·Rev. DE NEUTRO PARA LINEAS DE TRANSPORTE _ 1".,. ,,~ ,. :1.2.3 Serial de !:!l!cMlUvidad del reU. Se vaJ OMlr' 1. e.iatencia de un contaclo nOI•• 1Dcnte abierto con l. aJi.entación auxiliar conectada , que cierre cuando e' relé no está en condi ciones de operar correcta.ente . La. reatantea caracte- rt.ticaa de dicho contacto lerin i déntica. a l•• descr ita. en 5.2.2. 5.2. " Seftalizacionea ó~tic••• Se considera suficiente que el relé disponga de dos indicadores 6pticos autorreponiblea .ILED preferible.ente), que aerlal en cua!! do se ha aupe rado el valor de arranque de ¡. función de Medid. y cuando l. co- rriente circul_ en dirección de dispa ro . latarin colocados en la caritul a y r~ tulado. "ARRANQUE" 1 "DIRECC ION" reapectivaMente. 5.3 Huaedad l .araen de te.~eratura a.biente II-.-edad relativa ... ... .. ... ... ..... .. .... .. ..~ Te.peratu ra al ..acena.iento ................. -20·C ......... ..10·C Ta.peratura funciona.mi ento ................. O'C ......... .. SOIC •• REQUERIMIENTOS DE AISLANIE~TO TENSIQH DE IMPULSO Y PERTURBACIONES DE ALTA mr.CUENCIA 6.1 Aisla.icnto. Tensi6n de ensayo: 2 kV, 50 IIz, ,ainuto. entre ci rcui toa ind.!, pendientel, y entre éatoa y lIIa.a (000 V para reléa a 48 V c.c). C.d. conlacto soportará , kV, 50 IIz, 1 .¡nuto, entre extremos del contacto abie! lo . L.. "ealanlea condi ciones para efectua l' eato. enaayoa, no eapecificada. aqul, aer'n Jaa eatablecidaa en la Publicaci6n CEl 255-5 (1177) • 6.2 Tensi6n de i_eul • o • Se aplicar'n ¡.pul so. de 5 kV de acuerdo con lo eata- bl eeldo en lo PubJicaci6n CEI 255-5 (1977); • e.te nivel d. ten.i6n no deber'n producirse descaraa. diaruptivaa. '.3 Perturbaciones de alta frecuencia. Se aplicar' lo eatablecido en la Publ i- cad6n CEI 255-4 (1976) . (DIUOA fH Junio 16 C:Qrl17 hola. ~nt~"t. A~"O.ADA Si".lIIu'f. a 54 N 322 G91ul'lo Marzo 82 Etapas fundamentales para la definición, instalación y conservación NORMAlIZACION IRELf DE SOOREIN1T.HSIDAD DIRECCIONAL DE NEUTRO PARA LINEAS DF. TRANSPORTE 7 . Dl~I'OSJCJON CONSTlIUCTIVA I 54 M 322 1-Rev. 7.1 C.ja y borne. . Se prefiere que el equipo ealé contenido en una única caja o rack, melálico , con borne de puesta a tierra y los ele.entos que ca.ponen el relé , enchufable•• En el caso de alplurse .ateriales pláaticoa, éstos no se- rán quebradizos ni defonaables por el calor; deber'n ser autoextinguible. (po- lic.rbonalos; resinaa fen61ica••••• ). En la ca rátula se indicará: - I.a runción dc la protección. - f.l .odelo y el nú.ero de fabri cación. - La tensi6n auxiliar de aU.entación. La carátula contendrÍo : - 1. 05 indicadores ópticos de "ARR ANQUE" y "DIRt:CCIDl't". _ f.l órgano de ajusle necesario para selecciona r la intensidad de arranque. _ El polen~ióa~lro para selecciona r la correspondicnle curva de ac luación. Todas IRS indicaciones estarán rotulada. de foraa indeleble. 449 Para lcner acceso. los diapositivas de ajusle, será necesa rio retirar l. tapa, transparente. que dispondrÍo de ..edios para ser precinlada. Los bornes, debida_cnte identificado., deberán ser capaeea de adlldti r conducto- res de 2,5 ..2 (4 ...2 en los bornes de intensidad. La dislancia de aisla.iento y la longitud de la Unea de fuga entre elloa y l. Masa no aerin inferiores a 4 .... ~starán aituados en la partc posterior de la cajA. En 108 borneR correa- pondienles a la. entradas de intensidad y tensi6n se indicarÍon las polaridades que producen la acluación del relé. 5i los ele.entos que c~ponen el relé son de tipo enchuf.ble, lo. bornes de la parle cxtraIbJc . dcberÍon catar, t ..bién, idenli f icados. 7 . 2 Enclav..ientoK. Si loa ele-entos que co.ponen el relé son de tipo enchufa- ble. habrán de disponer de un enclav..iento .ecÍonico que i.pida una ¡naerei6n errónea. antes de que ae produzca un cnntacto eléclrico. 7.3 Cortocircuitado de la entrada de intensidad. Si el relé es de tipo enchufa ble, la entrada de intenaidad debe quedar cortoeireuit.d. al exl raer la parte enchufable del relé. (OI TAOA EH Junto l' con17holo. ~I.
- 235. 450 Protecciones en las instalaciones eléctricas NORMAlIZACION IRELE DE SOBREINTENSIOAD DIRECCIONAL I 5. M 322 l -Rev, DE NEUTRO PARA LINEAS DE TRANSPORTE I 10 Halo "~ 8. [NfORMACIQN TEC rH CA Los posibles suministradores del relé objeto de esta norma, facilitarán por duplicado, la siguiente información: - Di.ensiones y pesos del relé . _ Desc r ipción general de su funcionamiento, curvas caracterlsticas de BU ac- luación, e~quemas de principio y conexionado exterior, consumos . ele. _ Folograf{as o dibujos lIIostraodo detalladamente la carátula y bornea del relé. - Experiencia de aplicación. 9 . RECErtTON Los ensayos de rec epción se efectuarán en o en los talleres del fabricante. En este últilllo caso , el fabricante avisará a con dos se.anas de antelaci6n. La recepción se considerará efectuada, cuando el material haya si do entregado en el Almacén de y los ensayos hayan sido realizados. si l. docUIII'cn- ladón descrita en el capItulo 8 hubiese sufrido variaciones, el fabr iCante de- berlÍ enlregar la documentación actuali zada para considerar efectuada la recep- ción del material. 10.~ se rescrva el derecho de efectuar a 108 relés 108 aiguientes ensayoa: 10.1 Ensayos de tipo _ f'uno.:ion¡lInio,:nlo general (eoeprobación cumplimiento CAJIACTERrSTlCAS f'UNCJONA- U:sj. - Medida de LICmpU$ y rcpetibílidad Para la determinación dcl error repetilivo, se efectuarán 10 medidas esta~ do el rclé s~clido a laa ~i&mas condiciones de ensayo. A la d i ferencia entre los valorcs exlremoa encontrados, se le dc:nOClinará "ancho de la zona de dispersi6n". - Aislam ienlo . - Tensión de impulso. - Perturbacionc~ de alta frecuencia. EDITADA EH Junio 86 to' 11 hoja. "'"."'. APROBADA s....llIu,. o 5.. '" 322 11, luha Marzo 82 Etapas fundamentales para la definición. instalación y conservación 451 NORMAlIZACION IRtl,E Df. SODREINTf.NSIDAD DIRECCIONAL I S4 N 322 J ' Rcv. Df. NEU"(JlO PARA L INEIS DE TRANSPORTE ,1---'-'-_ ':":':"";'-"--'--- HoJo n~ 11 - Tiempn .lnj~o orden Disparo Interruptor. - Inrluencia de la componente .s i .~trica en loa cortocircuitos. - Influencia del va lor de la tcnsi6n auxi liar. - Influencia de la te.por.tura ..bienlc. - Influencia de la frecuencia en laR entradOR de C. A. - Poder de cierre y corte de contactos. - Aplicación sobreinlensidad y &obrelensionca c~peciricada8. 10.2 Ensayos individualos - funcionamiento gcneral. - Medida de tiempos. - Aislaiento. 11. GARANTI A tI fabricanle se eOllprollleterá s establecer una gllrnnlia sobre los relés . Esla garanlía deber! cubrir. como .tni.o, el períodO de un año. contar i ~e diataNcnte de~puéll de la recepción, obligándoRe a rr.poner la~ pieza" o coepo- nentes que en dicho perIodo resultases defectuosos. [OITAOA (N Juni o 86 C'On 17t1e1•• "'-"~t. APRO'AOA Sv..Wu,•• 54 M 322 d. I.CM Mar~o B2
- 236. 452 Protecciones en las instalaciones eléctricas 7.4 Instalación y verificación Una vez definido el esquema de protecciones, realizado el proyecto y recepcionados los equipos. debe procederse al montaje definitivo. El personal de campo supervisará las fases de instalación y verificación, de acuerdo con los esquemas recIbIdos y en estrecho contacto con el gabinete para resolver sobre la marcha los pequeños problemas que no hubiesen sido previstos. Toda variación ha de quedar reflejada en los esquemas de forma inmediata. La instalación propiamente dicha será realizada habitualmente por un constructor debidamente seleccionado y especializado, sometido al necesario control. Una instalación bien planificada y correctamente efectuada redundará en benefi- cio del sistema de protecciones, al tiempo que facilitará los trabajos de mantenimiento y localización de averías. . . En este sentido, deberá prestarse especial atención a los cables de los CirCUitoS se- cundarios. Siempre debe intentarse reducir sus longitudes al mínimo posible.Al mismo tiempo, debe huirse de colocaren un mismo tendido cables cuyas señales puedan IOter- ferirse. Para su mejor identificación, los cables deberán rotularse, al menos en sus llega- das a los regleteros de boroas. . En la conexión a los bornes debe utilizarse siempre terminales adecuados y reahzar el apriete necesario y suficiente. Debe evitarse conectar varios hilos al mismo borne; existen bornes puenteables que sirven para este propósito. En los hIlos de Circuitos de intensidad es muy útil disponer de bornes seccionabies con posibilidad de conectar terminales de «banana» que permitan cortocircuitar las corrientes de llegada e inyectar corrientes procedentes de un equipo de ensayo o realizar modificaciones (fig. 7.3). IR " " IN De los TII Corloclrcuilo PuenlU obiertos (o) (o) (o) O O O (O) (O) (o) }O., .ou;.o d••n••,o Fig. 7.3 Terminales o bornes seccionabies. A los relts Etapas fundamentales para la definición, instalación y conservación 453 En algunos cables conviene dejar varios conductores de reserva, que puedan ser utilizados con posterioridad, en caso de avería en algún conductor o por necesidad de pequeñas ampliaciones. Una vez finalizado el montaje de los cables, es necesario el control de calidad, es decir, el .<timbrado» de los conductores de una a otra regleta de bornes, para verificar que el conexionado responde al indicado en el proyecto. En este control de calidad de- ben incluirse las uniones entre las regletas de bornes y los bornes de los relés y aparatos conectados. Otra de las labores que se atienden en esta etapa es la de verificar y ajustar los equi- pos a los valores estipulados. Además, deben comprobarse las polaridades de los trans- formadores de medida. Seguidamente y a título de ejemplo se describen algunos sistemas de verificación. 7.4.1. Verificación del aislamiento de los circuitos secundarios La prueba más frecuente es la medida de la resistencia de aislamiento respecto a tierra. La figura 7.4 muestra el montaje para verificar el aislamiento respecto a tierra de los cir- cuitos secundarios de los TI/1. El valor de resistencia obtenido variará con el envejeci- miento de los circuitos, su longitud y las condiciones de humedad. Los valores usuales oscilan entre varios megaohmios y varios cientos de megaohmios. l' " '" ) ~ ~ (~) , ...., d. a;"am;.n'a (500 y opro• . ) El circuito primo';o debe e,IOl ¡"le" umpidO en ambos 11) ••1r."'ol d.' T' I ( Fig. 7.4 Verificación del aislamiento de los circuitos de los T11. Este montaje permite, al propio tiempo, verificar la existencia de una sola tierra en el circuito secundario. 7 .4.2 Comprobaciones en los transformadores de intensidad Interesa verificar, básicamente, la correcta polaridad de los arrollamientos y la relación de transformación. Por otro lado, siempre es interesante disponer de los datos de su curva de magnetización.
- 237. 454 Protecciones en las instalaciones eléctricas Para la comprobación de la polaridad puede utilizarse el esquema de la figura 7.5, en la que un galvanómetro de bobina móvil se conecta al arrollamiento secundario. Mediante un pulsador, se aplica al primario una c.c. suministrada por una serie de pilas. Si la polaridad real del T/ I es la prevista, el galvanómetro deflexionará hacia la zona ( + ) en el instante de actuar sobre el pulsador. "p~" p, ~ ~5' e JI) Bor"u dt polaridad o I r :'+ -, l. ;7 1 Cuando lo ogulo d.It•• jollo hoda lo .010 positlvo ••1 borne d,l TI! con.clodo 01+ cit. oporalo ta ¡pI dt polaridod fig. 7.5 Comprobación de la polaridad de los T/1. Para verificar la relación de transformación debe inyectarse corriente en el prima- rio del T/1 y leer la corriente secundaria. Para esta prueba resulta muy útil que los cir- cuitos secundarios dispongan de bornes seccionabIes. La prueba puede realizarse mo- nofásicamente, bifásicamente o trifásicamente. En este último caso, si la corriente en el hilo neutro del circuito secundario es nula, queda comprobada la correcta conexión de los 3 T/1. En la figura 7.6 se muestra la prueba de la relación de transformación inyec- tando corriente entre dos fases. --le Gen'fOdor d. (cwri.nl• ...arlotal. Cone.iones QUllliar/ ¡'~-¡:'=====~---f'r?R J Sltcundaria Fig. 7.6 Comprobación de la relación de tranformación de los T11. Etapas fundamentales para la definición, instalación y conservación 455 La curva de magnetización de un transformador de intensidad se determina apli- cando una tensión aherna en el devanado secundario y midiendo la corriente absorbida hasta el punto de saturación. El devanado primario ha de estar con el circuito abierto (fig. 7.7). J J J P, s, Borne. ucc1onobln '11I----P:-t+---1'+----:I'IIt- P'r S ' f f Gíl'ne-rodor de t."sión variable Fig. 7.7 Comprobación de la curva magnética de los TJI. Dado que la corriente de magnetización no tiene forma senoidal. es conveniente utilizar un amperímetro de hierro móvil. Debe aumentarse lentamente la tensión hasta encontrar aquel valor a partir del cual un pequeilo incremento supone un notable aumento de la corriente de magnetización. Este es el valor correspondiente al punto de saturación del T/ 1. A continuación se efectuarán diversas medidas de la corriente de magnetización, conforme se va dismi- nuyendo la tensión. 7.4.3 Comprobaciones en las protecciones diferenciales Esta prueba, más que constituir una verificación en sí, sirve para comprobar el buen funcionamiento del relé y proceder a su ajuste. Posteriormente, en el momento de la puesta en servicio, podrá verificarse el perfecto montaje y actuación de toda la protec- ción en su conjunto. La figura 7.8 muestra el esquema básico que permitirá el ajuste de la sensibilidad del relé. La corriente de ensayo recorre el elemento de operación y el elemento de fre- nado, es decir: 1.. - 100% Ir Para verificar la característica de frenado del relé, puede utilizarse el montaje de la figura 7.9. Inicialmente. se ajusta R - Oy se aplica la corriente de ensayo. Después se va incrementando R hasta conseguir la operación del relé. La relación entre las lecturas de los amperímetros A 1 y AZ debe coincidir con la característica de frenado del relé dife- rencial ensayado.
- 238. 456 Protecciones en las instalaciones eléctricas Rele' ".,- 80,n... luccJonobl•• Fig. 7.8 Comprobación del funcionamiento de un relé diferencial. Fig. 7 .9 Comprobación de la caractedstica de frenado de un relé diferencial. 7.4.4 Verificación de un relé de secuencia inversa Un relé de este tipo puede verificarse inyectando corriente por dos fases. Si la corriente de ensayo es I, la componente de secuencia inversa es 0,577 1 (/ / .j3). La figura 7.10 muestra el circuito de ensayo cuando se emplea un simple relé de sobreintensidad, con un filtro de secuencias externo. Si el relé es a tiempo inverso o dependiente y se desea trazar su curva característica, el montaje deberá incorporar un contador de tiempos, arrancado por la aplicación de la corriente de ensayo y parado por un contacto de dis- paro del relé. Etapas fundamentales para la definición, instalación y conservación .--_-<~---, /:.. lo, n••••cdono bl •• {.-rli¡fo-to" Alo. TII Fig. 7.10 Verificación de un relá de secuencia inversa. 7.4.5 Dispositivos de conmutación para pruebas 457 Es muy útil prever en la instalación la disponibilidad de facilidades de prueba de los re- lés. Existen relés que ya tienen incorporado un receptáculo que permite introducir una maneta de pruebas. Dicha maneta, al ser introducida, abre los circuitos de tensión al- terna de medida ycortocircuita los circuitos de corriente de medida procedentes del ex- terior. Ambos circuitos, junto con el de disparo, quedan separados del relé. Mediante unos bornes dispuestos en la maneta de pruebas es posible inyectar al relé magnitudes de ensayo. La figura 7.11 muestra un ejemplo de diversas configuraciones de ensayo posible. Cuando no está introducida la maneta, todos los circuitos están en continuidad. No se han dibujado los posibles circuitos de tensión de medida. Si el relé no incorpora esta facilidad, siempre es posible incluirla en el diseño de la instalaciÓn mediante un conmutador de dos posiciones (prueba/servicio), pero en este último caso es muy importante que el conmutador señalice de forma muy visible su po- sición de prueba, con el fin de evitar que la protección quede fuera de servicio inadverti- damente. 7.5 Puesta en marcha Finalizados los trabajos de instalación y verificación, debe procederse a las pruebas de puesta en marcha de los relés y elementos de protección. Esta labor la efectúa el perso- nal de campo, de acuerdo con pliegos de instrucciones que describen el procedimiento que hay que seguir y los equipos de prueba necesarios para verificar cada uno de los di- ferentes relés utilizados en las instalaciones. Con los equipos en tensión, es posible comprobar el correcto conexionado de determinados elementos, como los relés direc- cionales, de sobreintensidad, de distancia, etc. Los procedimientos deben elaborarse de forma tal que, una vez cumplimentados. se tenga la certeza de que el relé funciona perfectamente y de que responderá exacta- mente a los valores de ajuste establecidos. Es necesario que las diferentes pruebas se
- 239. 458 Protecciones en las instalaciones eléctricas M in'.,rl;olplot { yeq""po ••ñol'IQc,"- '. { ~r-Ofclen el ~ r-Señol el , , ,- =}o." 'l".- ·, - ~ ., " { De lo. TII ( , T , , , • - h., ., ·, ~ • I Al re'i AI,.té Celo.. T11 'N ( • .. • • 1I .10 --- A' ~ui po de pI utoboS o) Cone.ionu normal •• o cI..... ,litio t trotan.lo ••I,oidO) b) Simuloción d. una follo AH Oispo,o anulado. S.ñalizoción permitidO 0.10. TII I , I } D.' , , , I , -- r• , , 1• I • 10 - A'equipo el. PfUl'ba. .,; e) Siml.llociÓn cI.uno 10110 AS. POlO elel cronc)mfltO con lo orelen d. disparo . Disparo y ••ñal o""'odo. Fig. 7. 11 Dispositivos de conmutación para pruebas. efectúen con el relé en su ubicación definitiva, inyectando las magnitudes de prueba (corriente, tensión) lo más cerca posible de los transformadores de medida. El relé, a su vez, deberá estar totalmente conectado, de forma que sea posible comprobar las señali- zaciones de su actuación, asi como su acción sobre el interruptor. 7.5.1 Procedimiento de verificación y ajuste Para ilustrar lo mencionado, se desarrollan seguidamente las intrucciones de compro- bación y puesta en servicio de una protección diferencial de neutro de un trafo AT¡MT. Algunasde las pruebas pueden efectuarse con el trafo sin tensión, es decir, en la etapa de instalación. Otras pruebas exigen que esté conectado y en servicio. Etapas fundamentales para la definición, instalación y conservación 459 PROCEDIMIENTO DE VERIFICACION y AJUSTE DE UNA PROTECCION DIFERENCIAL DE NEUTRO Según la figura 1, conectando un voltímetro de alta impedancia en paralelo con el relé .y con el dial de ajuste de éste en su posición mínima, obtener la curva de magnetización del TII de neutro (fig. 2), con todos los circuitos secundarios conectados, reflejando los valores obtenidos en la tabla adjunta. NOTA ,- Esta prueba debe efectuarse con rapidez, a fin de no da- - - ñar la bob i na del relé de tensión o el varistor. frolo J./ o. tlOl JS." 1 ....",..., ... tsll.., ~)o"''''A. , ~ '::--, I ,-ro- • I -t-- A • • ".s .'-..., '" I l. I n~'i' • nu' ..- - L_-.J ~....... r- .....1•• "I_itl.,.. L- r- QÑ ,.,otoc.,,~ ""_"ciol"tesos ........w "': -r;- ~ le ,r-(;)us , , , ..~........ , , , l"-'~·'_·I_I. , _ _ .t,"'.........w. I~: I10 I ,. I<. 1'. 1'· I"1'00 I200 1'··I<00 1'001'00I Flg. t ESQUEMA DEL CIRCUITO OE PRUEBAS ·s t...........,......... ,.Ii ... -' ._ ._ ._ ._._.- '. Fig. 2 CURVA MAGN ÉTI CA
- 240. 460 Protecciones en las instalaciones eléctricas Fig ,3 SEÑALIZACION POLARIOAD T/l TOROIDAL Deberá se~alizarse la polaridad tanto del borne del TI! toroi- dal del neutro físico del Compensador, como del hilo del circui- to secundario, tal como se muestra en la figura 3. Acto seguido y con polaridades correctas, se simularán cortocir- cuitos monofásicos externos a la zona protegida en las fases R, S Y T (f1g. 4) Y se anotarán las tensiones resultantes a bornes del relé. Estas pruebas se efectuarán, si es posible, aplican- do 600 A(·). En caso contrario será necesario determinar la tensión "deducida" (U ) mediante la expresión : d 600 U s -r- p (*) Se toma 600 A por estar limitada la intensidad de defecto a tierra a este valor. En general se tomará el valor máximo de intensidad a tierra. Etapas fundamentales para la definición, instalación y conservación 461 l",'o J.J a 110/ n "" ~ ~)I""''' • .'-., ' - • c.-..-. "....... IS ", JI ~, • "..,- <-- '. ~...,.. r-- ¡'. _u. '--1- TlI ....II ;..... ~ "'....cc""- ""~.IIa.. ........ tS~0us , I I ~.... El!!-- __""". "'v ~ .~ Fig. 4 SIMULACION DE CORTOCIRCUITOS MONOFASICOS EXTERNOS ALA PROTECCION lEn cada una de estas pruebas, después de hallada u con polari- s ~ades correctas, se invertirán las conexiones secundarias del T/ r de neutro y se repetirá la prueba comprobando, en este caso la operación del relé y anotando la tensión u resul tante ... s Polaridad Polaridad correcta incorrecta Cortocircuito No externo 1 u ud Opera opera u p s s R S T En estas pruebas, la t"nsi6n ud con polaridad correcta no de- berá ser superior a 20 v.
- 241. 462 Protecciones en las instalaciones eléctricas Normalizar todas las conexiones primarias y secundarias. La siguiente verificación ha de efectuarse con el transformador en carga y, si es posible, a la intensidad nominal. Conectar un voltímetro a bornes del relé y medir la tensión us con una corriente de carga le (rig. 5). l IGIO J.. /a IIIWJ5UI 1"- ~ lOWVA , " "-.., , ,. a 0."., ~ '" lUW • ~ uw - ~-::'.!::ot <l. ,...-- ItB.f-~"." F;g . 5 ENSAYO CON El TRANSFORMAOOREN CARGA Calcular la tensión que resultaría en caso de cortocircuito trifásico externo, mediante la fórmula lccmáx le La tensión u30 no deberá ser superior a 20 V. Finalmente, debe procederse a establecer el ajuste del relé de tensión, para ello se parte de los siguientes datos: Etapas fundamentales para la definición. instalación y conservación 463 u30 máxima tensión para cortocircuito trifásico e xterno ud máxima tensión para cortocircuito monofásico externo El ajuste del relé de tensión deberá ser como mínimo, EL DOBLE Que la mayor de las dos tensiones anteriores. Ejemplo: u30 5 V ud 3 V el ajuste deberá ser, al menos, 10 V. Una vez determinado el ajuste a aplicar al relé, se le inyec- tará tensión mediante un var i volt y un voltímetro en paralelo con el relé y se ajustará el di al para Que opere con la ten- sión precisa. 7.5.2 Hojas de filiación Los resultados de las pruebas se anotan en la «hoja de filiación» donde constarán: - Equipo protegido (transformador, generador, linea). - Tipo de protección (sobreintensidad, gases, subtensión). - Marca, modelo y número de serie del relé(s) que efcctúa(n) la protección citada. - Ajustes aplicados en los diferentes dispositivos de ajuste. - Relaciones de transformación de los transformadores de medida principales y auxi- liares que intervienen. - Acciones ejecutadas por la protección (disparos. señalización, bloqueo del reconecta- dor automático). - Fecha inicial de puesta en marcha. - Observaciones varias (existencia de un conmutador que pone fuera de servicio la protección. etc.) Como ejemplo, se detalla una hoja de filiación de una protección térmica para una resistencia limitadora de la corriente de falta a tierra. Esta resistencia está instalada en el neutro físico de un trafo 110/ 11 kV. yel relé de protección está alimentado por un T/ I toroidal de relación 400/ 5 A.
- 242. 464 Protecciones en las instalaciones eléctricas HOJA DE FILlACION PROTECCION IMAGEN TERMICA MARCA... MOD........... DEPENDENCIA --'S!.!•..,E.:..-'S"."'b"'."d."'I"I'--_____________________ EQUIPOS Resistencia neutro M.T. Traro 1 AJUSTE IMAGEN TERMICA ...•.......•.••• COrrionte ______.LI"I2'-_____ A r ..mpo 500'" _____-"',,2______ ••g. .....U$TE ALARMA (AON) ...•.. _••• _. . •••. •• Corrí.me _______.....:;I_'______ A Tiflmpo 500" _____-"2~0______ .... AJUSTE BLOQUEO AECONECTADOR!S •. •• Corfi~1e ______.!.',,12,-_____ A Tiempo 500 '" 25 Mg. DISPOSITIVOS QUE ANULAN O MODIFICAN LA PAOTECCION Existe un cormutador en el propio panel que permite poner fuera de servi- cío esta protecciÓn' está rotylado ego las indicaciones E i' E S la los disparos y la señalización. SE~ALIZACION Tipo d. "'.rml Registrador Cronológico de Anonnal idades Código Bloqueo 13108 (borne 253) Disparo 13J09 (borne 254) Alarma 13110 (borne 255) FUNCIONES aUE REALIZA LA PROTECCION Protege la resistencia metálica en el neutro de 101. T del traro l. en 3 etapas: Alarma . Bloqueo reconectadore9 y Disparo RELES AUXILIARES _ ,_ Mlfu _________ Topo ________ N.' _______ Voha.. ~ Conllelos __ T __ " _2_ CDnmuladol; Tensión mínima de operee'ón VolIs. ~ __ Mire. ________ Topo ________ N.' ______ Volt.. ___ ConUIt:IDS _ _ T __ " __ ConmUl~ TtMión mínima d~ operuión Voh'. ____ Etapas fundamentales para la definición, instalación V conservación TRANSFORMADOR DE INTENSIDAD Insta!.do.n Resj litenci a de neutro Marca ______ r... ____ __ .... _..:200 = -_4..:00-"-1.:;....._ e_eL _-,0"00,,,,1.=',-__ RELE PRINCIPAL N.• .....:1.::'::.2:.:.2,,'.::0____ Toma.: 0.0.85 a 1.4 A ~ "calan.. de 0.05 A TomI conec11da O.es .. (0.05+0.140.2+0.4) • 1,4 A elltc Curva s."ceioNda $W 1-3.- I la AON Irabaja con una l. 15% J,juS11 y dilpaf1l M 20 Hg. dafinidos. El B'oquto 'rT'ncI con 11 l.;vlll YMM un, curv. eN .etncl6n 19U1' al 10 .. di la curv, ..IKCion~. Tiempo con 110 .. -----_.... r..mpo con 110 .. -----_.... • 125 .. 125% 150% 421 lOO" 320 • 200 " 200 • 200" 182 • lOO" 92 • lOO" " • 400" 51 • 400" 00 500" 32 • 500" .. • ""''' • 000 " OBSERVACIONES Puesta en servicio 29-11-84 INTERVENCIONES 20_0_05 Revi si 6n rutinari a. Se encuentra a"OIIa 1h en relé de seP..l ha- ci6n . Se Auatituye relé coapleto con idénticos ajustes. 20-1-87 Revisión rutlnartft. Correcto. E.... hotI suslituye a: __________ MotiYo ________________ Ho;. .wtituJda en: Motivo ________________ Hoja anu..da In: Motivo ________________ 465
- 243. 466 Protecciones en las instalaciones eléctricas El relé incorpora tres funciones: alarma, bloqueo de reconectadores de líneas de sa- lida y disparo del interruptor. La función de alarma se produce cuando durante un tiempo superior a 20 s se detecta paso de corriente de valor superior al 15 % de la inten- sidad ajustada en el relé. La función de disparo responde con una curva de tiempo in- verso. de forma que para una corriente de cinco veces la ajustada, el disparo se produce en 32 s. La función de bloqueo. con una curva de tiempo inferior en un 20 %a la ante- rior, efectlia el bloqueo de los reconectadores de las lineas de salida. El impreso deberá disponer de espacio suficiente para incluir los resultados de las revisiones que se efectlien en la protección, con posterioridad a su puesta en marcha. Esta información constituye la base de datos indispensable de que ha de disponer el analista para examinar el comportamiento de las protecciones. Después de las pruebas citadas, sólo queda realizar con tensión en la instalación al- gunas comprobaciones. Como ejemplo. citaremos las siguientes: - Ausencia de corriente en el neutro de los circuitos secundarios de los T11. - Medida de tensiones simples y compuestas en los circuitos secundarios de los T(f. Si existe alglin devanado secundario conectado en «triángulo abierto», comprobación de que no existe tensión en los bornes de salida. En algunas de estas pruebas <<reales» interesa que el disparo de algunas proteccio- nes esté interrumpido en tanto no se verifican ciertos puntos. Este es el caso, por ejem- plo. de la puesta en servicio de una protección diferencial de barras, cuando la instala- ción está en tensión; sólo se conectan los circuitos de disparo cuando se ha verificado el correcto equilibrio de las corrientes que se aplican al relé diferencial. Es importante destacar que estas pruebas <<reales» también se han de realizar en aquellos casos en que se efectlien modificaciones en los circuitos primarios, por ejem- plo. después de sustituir un transformador de medida. 7 .5 .3 Comprobaciones en los transformadores de tensión Interesa verificar, básicamente. la correcta polaridad de los arrollamientos, la relación de transformación y la correcta secuencia de fases. El circuito primario ha de estar en tensión. La figura 7.12 muestra lasconexiones que hay que efectuar para la verificación de la secuencia de fases. En los circuitos secundarios se deben medir las tensiones sim- ples y compuestas y, si existe un arrollamiento secundario conectado en triángulo abierto. debe verificarse que la tensión en sus bornes sea nula o de unos voltios. Para la comprobación de la relación de transformación, es suficiente comparar la tensión secundaria con la de otro trafo de tensión que ya esté conectado al mismo cir- cuito primario. La comprobación de la polaridad se habrá efectuado de forma similar al caso del T/ I. Si se trata de un trafo de tcnsión capacitivo, deberia verificarse la polari- dad del transformador inductivo incorporado. 7 .5.4 Verificación de un relé direccional de neutro La figura 7. 1J muestra cómo efectuar la verificación de la correcta direccionalidad de un relé de sobreintensidad direccional de neutro. Se simula un cortocircuito R-tierra, Etapas fundamentales para la definición. instalación y conservación , T-+--{V ""'dldor de rotac lcS" d' lO'.' s Fig. 7 12 Comprobación de las tenSiones en los TIT. 467 anulando la tensión de dicha fase y las intensidades correspondientes a la fases Sy T. Si la corriente circula en dirección <<linea» y supera el ajuste de corriente del relé,éste debe cerrar el contacto de disparo. De circular la corriente hacia «barras», el relé debe mante- ner abierto el contacto de disparo. En esta última situación, si se invierte provisional· mente la tensión de polarización, el relé debe disparar. -- '/' • lodo borro, , , VA • I '1' I I I I :1, I I I I 1 I 1 I 1 c- , 1 '.¡1 r-l I J - I.~I - r.=.-,. !VO:Vs+V t---- I " , ""'.... ' .... 1 " v'1"V, ¡'. ---{ 'r " Cambio d. e . n •• ~ F'g. 7. , 3 Comprobación de la dlreccionalidad.
- 244. • z o E ~ ~ ~ o . ~ !! J :r u ~ · Z ~ O O a ~ ¡;, e :!! O Ü J · o 468 Protecciones en las instalaciones eléctricas 7.6 Seguimiento del funcionamiento Para conocer lo mejor posible el buen estado de los sistemas de protección, interesa controlar su correcto funcionamiento, y para ello deben analizarse todas aquellas inci- dencias que han producido O debieran haber producido la operación de algún disposi- tivo de protección. Esta tarea deben atenderla los analistas de perturbaciones, en el gabinete. El gabi- nete ha de estar informado de todo incidente que se produzca en el sistema eléctrico y debe disponer de ayudas que permitan un análisis lo más exhaustivo posible. En este sentido, resultan de gran utilidad los registradores osciloperturbográficos, los registra- dores cronológicos, etc. Además de estas informaciones objetivas, es importante contar con las opiniones del personal de operación que ha vivido el incidente o participado en la reparación de los equipos averiados. De estas fuentes suelen extraerse -con las debidas reservas- in- formaciones valiosas que en ocasiones los aparatos no pueden suministrar. A partir de los datos disponibles, la labor de análisis puede llegar a conclusiones precisas que permitan una intervención concreta, o bien serán necesarias diferentes pruebas y ensayos para localizar y resolver la anomalía motivo de estudio. En todo caso -y particularmente en esta faceta- es fundamental la labor de coope- ración entre el personal de gabinete y de campo. Seguidamente se expone un ejemplo del resultado del análisis de un incidente. Me- diante lo que se denomina una Hoja de intervención, se exponen los datos estudiados y se concretan las medidas que hay que tomar. I"'~" ~. ,.,, r •• ", • . 11 .. .. A AAAH~AA"""""'''''' "'IUMIII~ .. ""~I ,, 60. "..,.. ,....... 11 ,.... . ~vvvvvv,' .!... f ........ "~ : ~ o ~ ",.""'" ..,..., ...., 11 ... . " " I .- Ouaportu 15 I . ,,; .~ ",1."".... ,••• ..11 ... . . J , . o ...~" '. t.o , ,..,.. '.'0S . 11 ..... ~ u <; I . :r D. q"ro p'OI . .0.... 1 lo.... , u ......................, l... . ....... 1 .,,,"'" 11 .... " 1..•• '" T oo." .......1 ,ounk ,,"10 f UI T. JI ..,. " 11 D,.p.ro prOI . Oh., 11"". " , - .AAA.··.. ............... o• .., ~ I" u ·... , ••• l • • • • . 11 • ••• rr.c ~~;:~oel'l . 101'0 "'1''''10 (60 ,ul G • ~ !'otlr,. ,,"10 r.n. l . 11 ..... - ,, o ....., . ..... . ". 01. Val. 11 .... . t Oilooro trita, jlto 10tOl 10.12 • I ---1 -: ¡",.:r'.Ie'.' f . ... J . I ! "O'•• O Q L-- !n ld o d" lO tollo 11111'1) :¡; .. to... r.6t. .."1 .. r". ~. Ih•• I O .. ~ DI .. " . .... P' '-l . U,It. 11 .. . . .. 1"'1""'" ". '1110 11 .... I O ~ ~ "'-'lIr.e". ""'r- r • • • T. 11 ftt . I .~ u • J "- O'I,..ro ,""01 . OUI. 11ft... I ve 1>''' ' ' 1 )10 IV Frg. 1.14 Oscilograma del incidente. Etapas fundamentales para la definición, instalación y conservación 469 REF. 3" LJL NOTA PARA INTERVENCION I Inr. Inc:ldente I PUESTA EN SERVICIO ASUNTO CAMBIO .....USTE o EOUIPO REVI$IOH IL...l '221 Esta nota anula-complementa a las El d1a 5-01-84 a 1aa 5h 5~ •• produoe una f.lt. en l. f.aa R de l. Linea Pobla 220 kv, ob••rv'ndoae en el O.cilo la aotuaoi6n d. la proteocl6n d. dia- tanola y la de apertura del polo S en IUlar del R. Al no ell.inarae l. falta y tener el interruptor un polo abierto, el rel' do deteoto. evolutivoa d. la protaooi6n paa.do. 300 .'0 orden. di aparo trif'.l 00 al '.Iuir .ctivada l. orden d. diaparo. tat. ca.portaaiento hace .ospechar que l•• órdenes d. diaparo de la pro- tección no van dirilida. a loa polol correspondiente.. El disparo de la ta.e R parece que va al polo S. el d. la S al polo T y el de la T al R. Se revisar'" lo. circuitos indicado•• dejindolos conectado. correctaaen- te. Se adjunta el oaciloara.a correspondiente (til. 7.14 l.
- 245. 470 Protecciones en las instalaciones eléctricas Una vez revisada la instalación conforme a los datos facilitados, el personal de campo emitirá un documento en el que conste su dictamen, y si la anomalía queda re- suelta se archivará en el expediente de ese equipo. La acumulación de resultados, consecuencia del seguimiento de las instalaciones, constituye un capital que puede ser utilizado en la mejora continua de las instalaciones y sistemas. Cuando el conjunto de instalaciones a controlar es muy elevado, deberá acudirse a la informatización de los datos acumulados, lo que permitirá posteriores tratamientos estadísticos. ¿Qué datos interesa almacenar? La respuesta a esta pregunta dependerá de la am- plitud con que se haya planteado el sistema. Para ilustrar este aspecto se muestra a continuación un ejemplo de un sistema en el que los datos recogidos penenecen a una estadística de alto nivel. En el impreso que sigue se muestran los diferentes campos tratados. INFORME DE INCIDENTE NUIo4ERO (!li]/ G::lim 0"'00<0"" . .... . .•..... [ili]/ ~-I.IGIHII IJI-ffi 'ECHA •••••• ', •••• EI!]/rn HOPIA •••••••• • • , ••• EB'rn -~~~I~;~;; ----T~~;~N- ~ ~ ~ - .-.-.-~ ~~-.-1~i~ (oTK:-------------------~~~~-. -~ ~~ ~-.-,-~ ~~~ -.-.-,;I~I/I~l;i;f CONS(CUENCtAS •• . . .. ~ lXTfNSION.• , ••••••... ~ NOAt.lAUlACIOH , $ISTUoIA •• • •••• • •• rn TlEIo4It() • ••• • •• • ••• ' ffi, ~ co..roc."cooo, lOCAlIZACION . . . .... leI01 HI TIPO •. •. .. ... . , • •• . ~/ ~ _ ~::A~~~_____~~:U_Z~~I~~~_._._~~~~_~_____________________~~~~_~_~U~~N~~_ ~~~~~_'J~!~l0.1:J~~A~I_ "AoncelON EN lSTUOIO .,,8~P~ . ... . . 10 1 1151 TI/~-EB M"'''CA. MODELO •••.•• GI3-(![,!]!] JUICIO ACruACION . . . . . • . e o R TIIr:MPO OP("''''C. . . . . • . Gl '~ S "ECONUCK)N. • . • , . , • . • • S 1 N _____________ ':T~:A~:r_O~~S~_._~~~~~_~_____________________~Ir:~~~~:~~~~~~.:~~.:.~~ ~_ ~_~_____ _ p"'onCCION EN UTUOIO ,'.G tliJ. . , ... ·101 II siTI/ ffi]-rn ""A"CA . MOOIlO ••••• . GQ-Q!I!] JUICIO ACTUAOON •• . •. , • [ill TIEMPO OPE"'AC. . .• - .• G, G1] S A[CONUUOH.•...•..••• ~ ____________ ~~T~~~:r_O~~s__.•._ ~~~~_~_____________________~(~S~C~~H_ ~~:~~~~~~~ : ~J~g~______ oaSfIIIVACK)HU I ¡, 15101 31-111-1 ul NI Al 11 1 11 11 /1 111 11 1 l l 11 1 11 11 111 1 l 1111 l IOIRIUIAI J1PICJ9 ILIAI liBNI,IAI 111111111111111111 1111111 l l 111111 11111 111 1111111 11 111111111111111l 11111 l l l l 1 I En el ejemplo, se ha codificado un incidente, al que se ha asignado el número 1583, correspondiente al año 1982. El incidente se produjo en la línea 4, que une las estacio- nesABCDE y FGHIJ,el día 12deenero,a las 16,13 horas. La línea penenecea la red de transpone l 10 kV y la causa del incidente se supone debida a agentes externos (AE) a la explotación, concretamente a trabajos de excavación (TRA). Una grúa produjo el cor- Etapas fundamentales para la definición, instalación y conservación 471 tocircuito. Como consecuencia del incidente, se produjo una interrupción del suminis- tro a un abonado conectado en «T» sobre la línea (ABO). La falta producida era del tipo resistente y produjo disparo de otras protecciones, por lo que se consideró que el inci- dente se «extendió» a otros equipos distintos de aquél en que se había iniciado (RES). La línea se normalizó mediante una conexión manual (CM), tras una reconexión auto- mática sin éxito. El tiempo durante el cual la línea estuvo fuera de servicio fue de 3 mi- nutos. El conocircuito se produjo sobre los propios conductores (CON) y afectó a la fase R, resultando un conocircuito RN y de naturaleza transitoria (T). No se produjo avería permanente (SIN) y se estableció que la potencia no suministrada alcanzó los 3 MVA-h. En ambos extremos actuó el relé de distancia de la línea (DIST/LIN/..)de la marca LM y modelo XYZ. eljuiciode actuación de los relés se consideró correcto (COR) y los tiempos de disparo fueron de l s y 0,75 s, respectivamente. En ambos extremos actua- ron los equipos de reconexión automática, pero sin éxito (SIN), por mantenerse toda- vía el contacto grúa-línea. Los interruptores actuaron correctamente (COR) y, en una y otra estación. la reposición se hizo manualmente, al no disponerse (SEC) de automatis- mos de conexión automática. En el apanado «observaciones» se hace constar el número del incidente y se añade una cifra que indica que el impreso es el número 1de los rellenados por el mismo inci- dente. A continuación se añade de forma resumida un texto explicativo. Lógicamente, con toda la información disponible de todos los incidentes se podrán emitir informes sobre causas de incidentes, componamiento de los diferentes equipos, energía no suministrada, etc.. que servirán para posteriores estudios de nuevos diseños y mejoras. 7.7 Mantenimiento Se entiende por mantenimiento el conjunto de aquellos trabajos preventivos destina- dos a verificar que los diversos componentes del sistema de protecciones están en con- diciones de ejecutar correctamente su cometido. Un buen servicio de mantenimento exige revisar los equipos con ciena periodici- dad. Que dependerá de la imponancia del elemento al que la protección está asociada. Por ejemplo. en las lineas de M.A.T. se considera necesario realizar un chequeo bianual de las protecciones y equipos asociados (teleprotección, equipo de sincronismo, etc.). En cambio. en los relés de sobreintensidad de una línea M.T., la periodicidad puede ser de cuatro o cinco años. Un buen chequeo de un relé de protección abarcaría todo el abanico de pruebas funcionales. idéntico al realizado por el laboratorio en la recepción. Se comprende que en un sistema eléctrico de gran tamaño realizar este tipo de mantenimiento resultaría económicamente inviable. Por consiguiente, las pruebas de mantenimiento deben ten- der a comprobar funciones básicas y por ello es explicable que se utilicen cada vez más relés capaces de simplificar al máximo las tareas de mantenimiento. En este sentido. resulta muy útil que el relé incorpore algunos elementos de señali- zación. Por ejemplo, en un relé estático de sobreintensidad direccional a tiempo in- ·erso. carente de elementos móviles. la única forma de determinar la zona de trabajo
- 246. 472 Protecciones en las instalaciones eléctricas consiste en inyectar corriente y esperar al cierre del contacto de disparo, y esto para án- gulos entre Oy 360". Para un fácil mantenimiento, será muy útil que el relé incorpore un piloto que indique cuándo existe corriente en la dirección de disparo, con lo que el tiempo necesario para el chequeo se reduce extraordinariamente. En otro nivel, existen relés en los que, mediante la inserción de un módulo de prue- bas, es posible controlar diferentes puntos de los órganos de medida. Esto resulta tam- bién muy útil para la localización de averías. La figura 7. l 5 muestra la característica de disparo de un relé de distancia; cada una de las lineas que definen las características está asociada a una lamparita indicadora (led) de la placa enchufable de pruebas de que dis- pone la protección. Si se aplica al elemento de medida una tensión Vp y una corriente 1" retrasando la tensión en un ángulo q> ,se obtiene la impedancia Z, que, inicialmente, cumple las con- diciones L3 y L4. Si se ;educe la tensión paulatinamente, se cumplirá la condición LI y, finalmente, la L2, lo que debe producir la operación del elemento de medida. Todo ello se puede seguir muy fácilmente observando la operación de los diversos leds de la placa de pruebas citada. Ll ~!cf-----8'--...L- R Fig. 7. 15 Característica de disparo de un relé de distancia. Los modernos relés, gobernados por microprocesadores, hacen uso de este con- cepto para realizar automáticamente autochequeos de sus elementos de medida. En es- tos casos puede llegar a obtenerse la información de cuál es el módulo averiado. Lo usual es que al finalizar el autochequeo el relé cierre un contacto de alarma, indicativo de la anomalía. Cuando acude el personal de mantenimiento, al abrir el relé encuentran en el interior un display que indica el módulo que debe ser sustituido. En algunos casos el relé suministra dos distintos tipos de información: <<Avería importante,' y <<Avería no importante». En los sistemas de protección de generadores de gran potencia, es frecuente que to- dos los relés de protección estén montados en uno O dos armarios. En estos casos suele disponerse de sistemas manuales de prueba, que permiten chequear uno y otro relé, con tensión y corriente regulables y visibles en un display, de forma que puede decirse real- mente que el técnico de mantenimiento no precisa de ningún equipo o aparato de medida. Etapas fundamentales para la definición, instalación y conservación 473 Cuando sean necesarios equipos de prueba de relés, éstos han de ser de manejo muy sencillo, gran robustez y fáciles de transportar. Realmente, no es fácil conjugar es- tas tres características. Por otro lado, en el chequeo de relés de cierto grado de sofistica- ción es preciso medir ángulos y tiempos de actuación o reposición, lo que requiere un montaje de equipos de prueba ciertamente aparatoso y más bien complicado, con posi- bilidad de cometer errores que falseen los resultados. Por este motivo, debe tenderse a la utilización de equipos de prueba tan monolíticos como sea posible, que incluyan todo lo necesario para efectuar los trabajos con el montaje más simple posible. En oca- siones el tipo de equipo requerido no se encuentra en el mercado y será necesario dise- ñarlo con los medios propios de que disponga el servicio de protecciones. 'V 0 I---t---+-~ r Po•• Al crond~ra Fig. 7. 16 Ensayo de relés de tensión. La figura 7.16 ilustra un ejemplo de montaje para ensayo de relés de tensión. Al ac- cionar el pulsador, la tensión aplicada al relé resultará inferior al valor inicial. Previa- mente, la tensión aplicada se habrá ajustado a un valor próximo al normal de servicio. El valor de la resistencia ajustable determinará la magnitud de reducción de la tensión. El cronómetro empieza a contaren el instante en que se aprieta el pulsador, y se detiene cuando el relé cierra su contacto de disparo. Todos los elementos del montaje, excepto el relé, pueden ubicarse en una caja y, con ligeras modificaciones, será posible chequear relés de sobre y subtensión. Para los trabajos de mantenimiento de equipos de protección,el servicio de protec- ciones precisa disponer de determinados elementos de prueba. Sin citar la cantidad de cada uno de ellos, pues ello dependerá del tamaño de la red eléctrica considerada. se enumeran los siguientes: - Multímetro portátil. - Amperímetro «de pinzas». - Indicador de rotación de fases. - Indicador de ángulo de fase. - Megger 1.000 V.
- 247. 474 Protecciones en las instalaciones eléctricas - Generador de corriente, hasta 500 A, variable, para pruebas de inyección primaria. _ Generador de corriente, hasta 60 A, variable, para pruebas de inyección secundaria. _ Generador de tensión, hasta 250 V, 5 A, variable, para pruebas de inyección secun- daria. _ Generador de corriente y tensión, variables, con posibilidad de ajustar el ángulo de fase para pruebas de inyección secundaria de relés de tipo direccional. _ Cronómetro que permita medidas del orden de 10 ms, hasta 100 s: con contactos de arranque y paro. - Osciloscopio, 20 MHz, con memoria y registro de transitorios. - Frecuencímetro digital. - Pequeño material (bananas, etc.). Aparte de estos equipos, es posible encontrar en el mercado auténticas «mesas por- tátiles de prueba» que permiten la verificación de relés de cierta complejidad, como pueden ser los relés de distancia. La figura 7.17 muestra el frontis de uno de estos equipos. Al r~li de prueba • S T NR 5 T N ~ ~ I o vo '"(jT. I lo.0~ h I RH RST @OP o)@ Ali~IDdó" Irltcis;iCD JeO/UO V R 5 t N ~'f , "17,0" "' NORMAL FALTA ~ Flg. 7 ,17 Equipo de pruebas para protecciones de distancia. La maleta permite simular todo tipo de faltas mono, bi y trifásicas y permite ajus- tar la corriente y tensión de la(s) fase(s) en falta,junto con el ángulo de desfase entre Ce l. Un cronómetro conectable a los contactos de disparo o arranque del relé de distancia permite la medida de tiempos y es arrancado por el interruptor que inyecta la falta. La circuitería interna de la caja conduce a los aparatos de medida las magnitudes que inte- resa controlar según el tipo de falta. Por ejemplo, para una falta RN, se lleva al amperi- Etapas fundamentales para la definición, instalación y conservación 475 metro la corriente l. y al voltímetro la tensión V•.N ; el indicador de fase queda conec- tado a ambas magnitudes. Las tensiones que no están afectadas por la falta permanecen invariables a su valor nominal. La gran ventaja de este tipo de «cajas» o «maletas de prueba» es la simplicidad y rapidez que imprimen a los trabajos de mantenimiento. 7.8 Reparación de averías Los relés de protección tienen una vida finita. Todo relé averiado ha de ser sustituido por otro de iguales prestaciones,lo que exige que el servicio de protecciones esté dotado de un buen almacén de recambios. En cuanto al relé averiado, existen dos posibilida- des: la reparación por el propio servicio o su envio al fabricante. Si el relé se envia al fabricante, el tiempo invertido en la reparación puede ser supe- rior al necesario y el coste de la reparación puede ser sorprendentemente alto. Sin em- bargo, tiene la ventaja de que el fabricante conoce el relé mejor que el usuario ydispone de componentes idénticos a los originales, por lo que la reparación efectuada será mu- cho más completa y fiable. Cuando el propio servicio de protecciones asume la reparación del relé, necesita disponer de personal muy especializado ydotado de medios suficientes. La ventaja que aporta el atender con medios propios las reparaciones consiste en que a través de esta actividad se llega a conocer a fondo el funcionamiento de los componentes del relé, ade- más de disponer de autonomia y una mayor rapidez para las reparaciones. Ello también permite acotar las limitaciones del equipo y, en ocasiones, proponer mejoras de su fun- cionamiento. La solución más aconsejable ante esas dos posibilidades de actuación es de tipo mixto, es decir: remitir las averías complejas al fabricante y atender habitualmente las averias sencillas con medios propios. Por otra parte, yaunque ya se ha mencionado en otros apartados, conviene insistir en la necesidad de que la avería debe ser localizada y reparada con la máxima celeridad. Para ello, en el momento de elegir los equipos hay que tener en cuenta las facilidades de acceso a sus partes, la sustituibilidad, los medios de autodiagnóstico y, en definitiva, to- das las facilidades que permitan resolver la avería sin necesidad de alterar la insta- lación. 7.9 Investigación El servicio de protecciones no alcanza su plenitud si no es capaz de desarrollar activida- des de investigación tendentes a solucionar los problemas de limitación en el funciona- miento de los equipos y a proponer soluciones para nuevos diseños. Este apartado irá cobrando mayor importancia en un futuro inmediato, en la me- dida que se vaya vulgarizando la aplicación de los miniordenadores. Las necesidades del software adecuado para solucionar cada uno de los casos que se precisen abren un campo de investigación ilimitado. Por otra parte, el que explota la red es quien siente las necesidades y sufre las caren- cias de los equipos.
- 248. LuisAn L1zarragaGO.1lalel ING EN ENERGIA Reg CIP. N" 76625 CAPITULO 8 EXPERIENCIAS V ENSAVOS EN LOS SISTEMAS DE PROTECCION En este capítulo se describen ensayos realizados en instalaciones en activo. Con ello se pretende dar a conocer diferentes situaciones ocurridas, a partir de las cuales y de los re- sullados obteniC¡os se ha podido llegar a valiosas conclusiones. En el campo de los sistemas de protección, tal como ocurre en otras disciplinas, es necesario acudir a los ensayos reales, tanto para comprobar el correcto funcionamiento de los equipos como para verificar que no existen circunstancias que, pese a los múlli- pies estudios y precauciones lOmadas en las instalaciones, puedan dar lugar a un inco- rrecto funcionamiento de los mismos. Existen fenómenos, como, por ejemplo, la componente asimétrica en el caso de un cortoci rcuito. la corriente de conexión de un transformador, la inducción de tensión en un cable auxiliar, la capacidad de los conductores, etc., cuya repercusión es variable se- gún la configuración de la instalación de que se trate (niveles de tensión, distancias, etc.). De ello se deduce que ante un mismo fenómeno no hay dos instalaciones iguales, aunque los medios sean los mismos. Por otra parte, también conviene insistir en que, antes de proceder a una modifica- ción o sustitución de equipos en una instalación, hay que asegurarse de que su diseño global es el apropiado para los nuevos equipos que se desea utilizar. En caso de duda, deberá procederse -tal como se ha indicado anteriorrnente- a un ensayo real de la insta- lación modificada, con el fin de comprobar su correcto funcionamiento. Evidentemente, el campo del ensayo es el recurso obligado para identificar y cuan- tificar situaciones desconocidas. A panir de los nuevos conocimientos adquiridos, se van parametrizando los fenó- menos y se mejora el diseño de los equipos e instalaciones, obteniéndose un creciente grado de fiabilidad y seguridad en ellos. La colaboración constante entre el usuario y el constructor de los equipos es la clave de un desarrollo adecuado yeficaz. En el campo de las protecciones esta colaboración es fundamental, y es lo que, en definitiva, ha permitido alcanzar el elevado nivel actual y esbozar un futuro prome- tedor.
- 249. 478 Protecciones en las instalaciones eléctricas lA••,,' C. .... RR... S ) 'AARA' , lff=m=~ ! r I ----- I ,~ I - I I ; • I , I ~ xl L ___ Fig. 8.1 Esquema básico protección diferencial trafo. Experiencias Y ensayos en los sistemas de protección 8.1 Ensayo de la protección diferencial de un transformador 62 MVA 110{6,9 kV 8.1.1 Antecedentes 479 En un transformador de 62 MVA, de relación 110/6,9 kV (figura 8.1) se observó que la protección diferencial, de forma aleatoria, daba orden de disparo en el momento de la conexión de éste a la red de 110 kV. Una vez conectado el transformador, la actuación de la protección era correcta, tanto a plena carga como en el caso de faltas externas, lo cual condujo a sospechar que las falsas actuaciones eran motivadas por la corriente transitoria de magnetización del transformador. 8.1.2 Ensayo de los transformadores de intensidad auxiliares Para ejecutaresta prueba se sometióa los transformadores de intensidad auxiliares a las pruebas rutinarias de determinación de errores, encontrándose éstos dentro de los lími- tes normales de los de su clase; también fueron satisfactorios los resultados de los en- sayos de aislamiento, polaridad, relación de transformación, curva de magnetización y ciclo de histéresis. Dado el tipo de anomalía investigada, se determinó su comportamiento frente a corrientes transitorias de conexión. En las figuras 8.2 y 8.3 se puede observar la res- puesta (trazo inferior) del transformador auxiliar frente a corrientes de excitación de 400 A de valor de pico (trazo superior). Los resultados se consideraron adecuados para la función que desempeñan. 8.1 .3 Registros de intensidad de conexión del transformador Se realizaron registros de la intensidad transitoria en el lado secundario de los transfor- madores de intensidad principales yen el secundario de los transformadores auxiliares, J_____",--- ~----~,,~----- Fig. 8.2. Fig. 8.3.
- 250. 480 Protecciones en las instalaciones eléctricas para conexiones del transformador en las tomas mínima yen la máxima del sistema de regulación en carga. En las conexiones a lOma mínima, que corresponden a la mayor corriente de exci- tación, se produjo la actuación de la protección diferencial en el 25 % de las pruebas (lig. 8.4). En todos los casos la forma de onda de la intensidad registrada tanto a la entrada como a la salida de los transformadores de intensidad auxiliares de adaptación es la tí- pica en el proceso de conexión a la red de un transformador de potencia con un elevado contenido de segundo armónico. El valor máximo de la relación Valor intensidad primera cresta i ----=:.:....:===:.....:.:.:.:.:..:=-===----- - ~ ;;. 3,5 Valor intensidad cresta intensidad nominal /, que se midió, era ligeramente superior a 3,5. lOMA I URN IR 14.7 1 os 11,0 A IT 1.6l IN 1.6 a - ,. 2.) J; rs ::::'ffJ[JDi rT DISPARO Fig. 8.4. 8.1.4 Ensayos de la protección diferencial Aunque no era imprescindible, se sometió el relé a las pruebas rutinarias de comproba- ción de ajustes, estabi lidad ante faltas ex ternas. aislamiento y perturbaciones, encon- trándose correctos los resultados obtenidos. 1I U o .o o o ~ ~ :> :> uU 9, r· 8 ~ ~ NO • ~..9 O", .... O N o 7.) ~ o Experiencias y ensayos en los sistemas de protección .o z o u " ::> ... u " I o ... ::> C!T o ..J ID I o ... N " ... " lO ~ 'c o '" o e o iil c2 .. o E E .!! o ~ e ME " .. ;,..-¡; " ( u} 5"." ap OJaw~u ua oposaJdxa) O DI 'IOP!OU.~ a¡uauodwo:> DI ap ZO:)!JCt JOI0, <XI ... 481 e lO .. :;: >- .. " o ¡;; E ':J e e .. o " ~ ~ c. " .. u o " e o .. e .. ~ ~ o u .!l .. " o " E
- 251. 482 Protecciones en las instalaciones eléctricas Para la verificación del frenado del reié por segundo armónico se utilizó un mon- taje en el que se inyecta al elemento motor -conectado en serie con uno de los elementos antagónicos- una intensidad que resulta de la superposición de una alterna senoidal y un rectificador media onda; la intensidad resultante presenta un segundo armónico cuyo valor depende de la proporción entre las corrientes componentes, las cuales se va- rían independientemente mediante resistencias variables. En la figura 8.5 se puede observar el esquema del montaje anterior, junto con los resultados del presente ensayo. Como punto más destacado del ensayo se puede apre- ciar que, para valores cercanos o superiores a 3,3 veces la intensidad nominal, el relé no «frena», independientemente del contenido de segundo armónico que exista (curva a de la fig. 8.5). 8.1.5 Conclusiones De acuerdo con el fabricante, se sustituyó el relé por otro de un modelo distinto en el que, si bien se presenta un frenado ante el segundo annónico más débil, éste se man- tiene hasta una relación de intensidades de conexión nominal superior a cuatro veces (curva b de la fig. 8.5). Posteriormente se repitieron las pruebas de conexión con el transformador en las tomas extremas, sin que se produjera ninguna actuación intem- pestiva del nuevo relé diferencial (fig. 8.6). 10104. 21 /1, ,'s "T')fJ[){)[ -- l ~ -~ OISPA~.~O~______________________________________________________________ Fig. 8.6. Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 8.2 Comportamiento de las protecciones de distancia en líneas con aportación débil de corriente de cortocircuito fase a tierra 8.2.1 Antecedentes 483 En una red de 110 kV, en la que se dispone de tres lineas de escasa longitud (5 km) y donde dos de ellas discurren por los mismos apoyos y la tercera tiene un tendido inde- pendiente, se producían disparos intempestivos (sin la debida selectividad) cada vez que aparecían conocircuitos. Dichas líneas coneClan por un extremo con un potente nudo de 400/11 OkV y por el OtrO con una central hidráulica de 45 MVA de potencia instalada (fig. 8.7). BAAAolS 'kV 1 ,,"' " .. 11,25 NVA --~~--~----~~----~_ aolARAS UOkY 1 Lln,as IIOkV 01••111.... eN torlocirculto r -- -"'-- --.... • LINEAS 110 kV BAAAot.S 110 kV Fig. 8.7 Esquema básico de la red. CENTRAL HIORAUllCA NUDO 400'"OkY
- 252. 484 Protecciones en las instalaciones eléctricas Las impedancias de estas líneas son de (1,42 + 2,27)) n para las líneas 1 y2, Yde (0.81 + 1,19)) n para la línea 3. Todas ellas están equipadas con protecciones de distan- cia estáticas, conmutadas y de característica poligonal, actuando como protección de apoyo un SIstema de protección de sobreintensidad direccional de neutro. Dada la escasa longitud de las líneas, se disponía adicionalmente de un canal de te- leprotección, utilizándose el sistema de sobrealcance con permiso. Las protecciones de distancia estaban ajustadas al 100 %de la reactancia de la línea protegida. más el 50 %de la reactancia de la línea más corta de las otras dos restantes con una compensación de la resistencia de la falta, para todos los escalones de medida: de ocho veces la reactancia ajustada, que era el máximo que permitía el relé de distancia utilizado. El valor de ajuste de la reactancia no pOdía aumentarse, ya que de lo contrario se producirían disparos intempestivos, en la eliminación de las faltas en las líneas parale- las. debidos a las inversiones de potencia en el momento del disparo ya los tiempos de reposIcIón de la protección y del equipo de teleprotección. Cuando se producía un arranque de la protección. transcurridos 250 ms, si no se había recibido señal de «per- mISO>'desde el otro extremo, la protección conmutaba sobre un primer escalón que es- taba ajustado al 80 % de la impedancia de la línea. En resumen. los ajustes eran: Con permiso del extremo opuesto Con 0,250 s de temporización Con 0,5 s de temporización Con 1 s de temporización (28 + j3,5) n (14,4+jl,8) n (28 + j3,5) n (120+jI5) n prímer escalón segundo escalón tercer escalón Con las protecciones y ajustes descritos anteriormente, desde la puesta en servicio de estas líneas se habían producido varios cortocircuitos y no se había conseguido des- conectar en nmgún caso selectivamente la línea en defecto ylas tres líneas acababan por dIspararen uno uotro extremo, quedando en consecuencia los generadores de la central hidráulica desacoplados de la red. Así, en la última falta ocurrida a la salida del nudo de transformación 400/110 kV en la línea número 3. no se recibió señal de teleprotección procedente de la central hi- dráulica, disparando la protección del extremo lado nudo 400/110 kV en tiempo de se- gundo escalón 0,5 s. mientras que en el extremo lado central hidráulica se elimínó la f~lta en tercer escalón. Estos retrasos en la eliminación de la falta provocaron también dIsparos mnecesanos de las otras dos líneas y del transformador 400/110 kV. 8.2.2 Registro de un cortocircuito monofásico A fin de determinar la causa de las actuaciones incorrectas de las protecciones, se pro- voco un cortOCirCUitO fase a uerra con una resistencia de defecto de 5 n, situado a la sa- lida de una de las líneas 110 kV, en el extremo del nudo 400/110 kV. Para el ensayo se empleó una resistencia metálica, conectada por un extremo a tie- rra y por el otro -a través de un interruptor- a la fase R de la línea. Al cerrarse el inte- rruptor se iniciaba el cortocircuito, que debía ser eliminado por el disparo de ambos ex- tremos de la línea. Como medida de precaución, pasados 0,5 s el interruptor que Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 485 establecía el cortocircuito volvía a abrir, con el doble objetivo de servir de reserva en caso de fallo en las protecciones y permitir el reenganc.he monofásico en caso de actua- ción correcta de éstas. Una resistencia de defecto de 5 n es un valor pequeño y normalmente en la reali- dad aparecen valores más elevados. Las resistencias medidas por las protecciones de ambos extremos serán este valor multiplicado por un coeficiente inversamente propor- cional a las potencias de cortocircuito en ambos extremos. En el presente caso, la potencia de cortocircuito en la central hidráulica es, sin con- tar la aportación de la red, de 200 MVA, mientras que en el nudo 400/110 kV es de 2.150 MVA, sin la aportación de la central, con lo cual: R (medida por la protección lado central hidráulica) R (medida por la protección lado nudo 4001110 kV) 5 .200 + 2.150 _ 58,75 n 200 5 200 + 2.150 _ 5 46 n 2.150 ' Dado que la máxima resistencia de defecto que podían detectar las protecciones con los ajustes citados era de 28 n, se aumentaron los ajustes de reactancia de las pro- tecciones a IOn, manteniendo el factor de compensación de resistencia a 8. Esta modi- ficación se realizó -teniendo conciencia de los posibles problemas de selectividad con las otras Iíneas- para garantizar el disparo de las protecciones. Las figuras 8.8 y 8.9 muestran los registros oscilográficos de las intensidades y ten- siones de falta en la central y nudo, respectivamente. Además de las magnitudes reflejadas en los anteriores registros, se pudo controlar en cada instalación el tiempo de detección de la falta por parte de las protecciones, ci- frado entre 50 y 60 ms, mandando señal de teleprotección al otro extremo, lo cual ori- gina unos tiempos de disparo de 70 a 90 ms y unos tiempos de eliminación de la falta de 100 a 140 ms, según el extremo de línea considerado. En los registros oscilográficos se pueden medir aproximadamente las magnitudes de la falta y. a partir de ellas, determinar el valor de la impedancia «vista>' por las dos protecciones. Así, en el extremo de la central hidráulica se tiene: v. = 40.000 V 1.-300Il80A IN - 520 1150 A Para una falta R-N el elemento de medida de impedancia realiza el cociente:
- 253. 486 Protecciones en las instalaciones eléctricas " ~-o~~~,~,»Oc~o~:~ " e"'- I~I I ==~ ,,==~===~~, ~============ l-,,,., I _,~ ...:.:. ...1••,••;, ...... -4 _o;:=::~ r- D:'_ ........... 01'.0.' Fig. 8.8 Registro oscilográfico en la central hidráulica. =c::==c'="=~cl======== 1--- ..... ----+!.._.~ Fig. 8.9 Registro oscilográfico en el nudo 400/110 kV. En este caso, KN estaba ajustado a 0,6, con lo cual, sustituyendo valores, se tiene: z = ___ 4:.:.0:.:. .000.:..:...... lQ____ 68 ~ n 300 1180 + 0,6 · 520 1150 En el extremo del nudo 400/110 kV, los valores medidos en el oscilograma son: Con lo cual se tiene: Experiencias y ensayos en los sistemas de protección v. - 45.000 V l. - 6.000 1180 A IN - 6.500 1180 A z _ 45.000 lQ _4,54 n 6.000 1180 + 0,6 ·6.500 1180 487 Se puede apreciar que estos valores son muy parecidos a los obtenidos por cálculo. Una resistencia de defecto de 5 n es un valor pequeño, como ya se indicó anterior- mente. y en caso de falta es posible encontrar valores entre los 10 y 20 n , lo cual implica- ría lener que aumentar el ajuste de las protecciones del extremo de la central hidráulica al doble del valor que había durante las pruebas, valor completamente inaceptable desde el punto de vista de selectividad. 8 .2 .3 . Diseño complementario para situaciones de aportación débil de cortocircuito fase a tierra en un extremo de la línea Ante la imposibilidad de conseguir unos ajustes selectivos ycapaces de detectar faltas a tierra. se incorporó a las protecciones del extremo de la central un dispositivo de apor- tación débil denom inado weak ¡nJeed, el cual está constituido por un detector de ten- sión residual y unos circuitos lógicos como los mostrados en la figura 8.10. La finalidad del detector de tensión residual ..U",> es la detección de faltas a tierra en las cuales no se alcance el valor de ajuste de los elementos de arranque de la protec- ción de distancia. Como medida adicional, se añadió otro canal de comunicaciones que transmitía la señal de falta en «dirección contraria». Las funciones del circuito lógico son: - Ordenar el disparo -tras una temporización de 150 ms- en caso de recibirse señal de teleprotección de un extremo de línea, que actúe el detector de «U",>, y no exista arranque. Estas tres condiciones se cumplen en el caso de una falta interna en la linea, en que la aportación de cortocircuito de la central hidráulica no es capaz de arrancar la protección. - Ordenar disparo tras una temporización de 60 ms en caso de recibirse señal de tele- protección y si la protección local arranca y no detecta falta en sentido contrario. Es- tas condiciones se darán sólo en el caso de que la aportación de cortocircuito de la central hidráulica supere los ajustes de arranque, pero el elemento de medida de im- pedancia no detecte la falta debido a la resistencia de la falta. - Permitirel disparo de la protección tras una temporización de 150 ms, en caso deque ésta mida la falta y no se reciba señal de «contra dirección» del extremo opuesto. Con ello se consigue acelerar el disparo en caso de que la protección del otro extremo no actúe o falle el equipo de teleprotección. Una vez realizadas estas modificaciones y con los ajustes normalizados a 3,5 n de reactancia, se repitieron las pruebas,eliminándose correctamente la falta en 0,28 s en el extremo de la central hidráulica y en 0,20 s en el nudo 400/110 kV.
- 254. 488 Protecciones en las instalaciones eléctricas .; u o > g .~ . o E • N e'; N " _ U o ' o u .;¡ .> o 'ü> "o N • "O '" eN "N 'ON • !oN e , 'o ·ü o <T "o o no e go e ~~ e eN • • ;¡ 0- ... '" U ~ 2 3 4 5 1 1 1 SALIDAS 11 12 13 14 15 " 17 1& O o N o::l N o - o ~e "o e o n N o o 0- - e 'o. -" - '-O e " - ';¡ ~ en 0 .. . _ n. .- 8" ';¡ '" .c_ .J 0- ,,~ .. .-. E_ +0 o'" "'''' o • , e ¡ro 'o ii~ '¡ji • .- ~ e" e> .,> ~~., ., u~ "~ ~ .. .! .. u " • • '" Z 6 7 1 19 20 e 'o ._ o u. n'- e~ • • "'.. 1 21 22 e 'o" .- " 0 . - .- " e • ",Z Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 489 8 .2.4 Conclusiones La conclusión más interesante de este ensayo es la necesidad de estudiar las condicio- nes especiales de cada instalación y las limitaciones de las protecciones. A partir de esta idea, repetida aquí en varias ocasiones, debe buscarse la solución complementaria que permita cubrir las situaciones en que la protección no es capaz de dar la respuesta necesaria. Estas soluciones específicas permiten un perfeccionamiento de los futuros diseños de nuevos equipos de protección y, en definitíva, constituyen una muestra más de la ne- cesaria colaboración usuario-constructor. 8.3 Respuesta de una protección de distancia electrónica conmutada ante faltas evolutivas 8 .3 .1 Antecedentes Desde la puesta en servicio (1973) de un modelo determinado de protección de distan- cia con unidad de medida conmutada y de diseño electrónico se habían observado dis- paros incorrectos de estas protecciones para faltas situadas fuera de su alcance o para faltas próximas en «contradireccióm). Las revisiones posteriores mostraban que la di- reccionalidad era correcta y que solamente en algún caso existía una avería interna que justificara el disparo incorrecto, quedando por tanto la mayoría de las actuaciones no deseadas sin explicación. El número de las actuaciones era reducido (1 ,5 disparo/año para 80 protecciones en servicio) yéstas se producían normalmente durante incidentes complejos, que afectaban simultáneamente a varias líneas yque enmascaraban lo suce- dido. No obstante, durante unos ensayos de cortocircuitos reales en una línea de 110 kV se pudo observar que dos protecciones que estaban midiendo una falta R-N, en direc- ción contraria, daban orden de dispare en el momento que arrancaban las otras dos fa- ses, por sobreintensidad; esto es, cuando la protección tenía que conmutar las magnitu- des de entrada al elemento de medida. Ello condujo a analizar nuevamente los incidentes en que anteriormente se habían detectado actuaciones incorrectas, obser- vándose que en todos los casos se trataba de faltas evolutivas o bien faltas como la ante- riormente descrita, que el relé de distancia interpretaba como evolutivas. 8 .3 .2 Ensayos de la protección de distancia con magnitudes estacionarias. Funcionamiento de la protección Se sometió una protección de este tipo a una revisión exhaustiva, sin conseguir repro- ducir los disparos incorrectos yencontrándose errores de la característica de actuación dentro de los márgenes aceptados. No obstante, en estos ensayos con las maletas simu- ladoras de faltas la información que se suministraba a la protección era estacionaria y no reproducía lo que veían las protecciones en el momento de evolucionar la falta de monofásica a polifásica. Al no disponerse de ningún simulador de red, se decidió enviar una protección al fabricante para probar la reacción de la protección sobre su simulador de red.
- 255. u 490 Protecciones en las instalaciones eléctricas Antes de pasara describir las pruebas dinámicas, es conveniente conocer el funcio- namiento interno de esta protección. Como se dijo anteriormente, se trata de una protección de distancia con un único elemento de medida, el cual recibe las magnitudes para la medida seleccionadas en fun- ción de los arranques (lig. 8.11). ~=t~~,~~,~,~rt-1--=~KlDD. 1 ___~::::~I~.'~'~'~~==~ oI.lIlt&HQIJ( "TI t- I -........._ 01)111 I I I I ][ j-----!------' L ___________ ...J Fig. 8. 11 Esquema de bloques de una protección de distancia conmutada. A pesar de ser una protección estática, la conmutación se realiza por medio de re- les, con lo cual se emplea un tiempo del orden de 5 + 10 ms en realizarla, con «rebotes» de los contactos en dicho intervalo. La medida propiamente dicha está compuesta de tres partes totalmente diferen- ciadas: - Medida de dirección. - Medida de impedancia. - Lógica de disparo. La dirección se determina por medio de un elemento direccional qu~ tiene un án- gulo de par máximo de 45' y que realiza la medida por determinación del tiempo de coincidencia de la intensidad de falta y una tensión seleccionada. Para ello, en primer lugar, se convierten las senoides en ondas cuadradas y la parte positiva de la misma es llevada al comparador superior(lig. 8.12); si el tiempo de coincidencia de las dos supera los 6 ms (108°), da un pulso en la salida. Con el fin de obtener un tiempo de disparo menor, se realiza el mismo proceso con las semiondas negativas (comparador inferior). Para la medida de la impedancia se utiliza un comparador angular similar al de la medida de la dirección, pero al ser mucho más critica la medida,en este caso se determi- nan tanto el tiempo de coincidencia como el de ausencia de las dos señales; con ello, para obtener disparo es necesario que las ondas sean simétricas y la frecuencia próxima a los 50 Hz. El comparador angular da orden de salida cuando la fase entre los vectores IMEO y U"'ED es inferior a 45°, lo cual indica que la impedancia es inferior a la ajustada (fig. 8.13). It.4ED UDIR Experiencias y ensayos en los sistemas de protección Fig. 8.12 Unidad direccional. ~ lona m"dldO dir.c:c: ió,. ~ lona med ido imp.dOMio mlona d" dispo,o Fig. 8. 13 Sistema de medida. 491 En la lógica de disparo (fig. 8.14) se comparan los impulsos de salida de la medida impedancia y dirección y, en caso de coincidencia de ambos, conmuta la báscula de lida, quedando ésta activada mientras persista el arranque. A fin de eliminar el riesgo disparos incorrectos, se dispone de diversas seguridades, como, por ejemplo, un blo- eo del disparo al producirse un arranque o al conmutar el escalón de duración 5 ms el primer caso y 12 ms en el segundo. Otro dispositivo de seguridad que incorpora la otección es un integrador que entra en servicio de 10 a lOO ms después del arranque . la protección y que hace que sean necesarias cuatro coincidencias consecutivas de
- 256. 492 Protecciones en las instalaciones eléctricas r----.., 17tb... '1 I I I I ':(",,*-" 1) I I I I I 1&~~II"--..., I I I'vIUI _'OCIo ............".On Fig. 8.t4 Lógica de disparo. .......,•• '''.ulvool impedancia y dirección para que se ordene el disparo. Al producirse un nuevo arranque o al conmutarse un escalón, tras lOS bloques comentados, se permite nuevamente el dis- paro con una sola coincidencia durante los siguientes 70 + 100 ms. En la figura 8.15 se muestra la variación de la salida (pin e) del integrador al apli- carle pulsos a su entrada. Se puede observar que hasta el cuano pulso no conmuta la puena NOR situada a su salida (pin Ej. La figura 8.16 es idéntica a la anterior, pero apli- cando una señal continua en la entrada, con actuación del temporizador de 70 ms, siendo el tiempo de respuesta 6 ms. En este registro se muestra también la salida, a la de- senergización de la entrada, pudiéndose observar que el tiempo de reposición es de unos 40 ms, lo cual implica que si llegaran pulsos en este periodo el número de ellos ne- cesario para la conmutación de la puena NOR podría ser inferior a 4. 8.3.3 Ensayo de la protección en un simulador de red Se conectó la protección sobre un simulador de red en el cual se podían variar las rela- ciones de potencias de conocircuito entre los dos extremos de dos a cinco veces y en el cual la intensidad de conocircuito era de 2 x In aproximadamente. Se simularon varias faltas monofásicas, bifásicas y trifásicas, en dirección correcta yen contradirección, sin que se produjeran actuaciones incorrectas de la protección. Asimismo, se simularon varias faltas evolutivas, actuando correctamente la pro- tección en la mayor pane de ellas (fig. 8.17), si bien con cienas condiciones de la red la Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 493 Escala: tO ms I div •. .• A . ••.. . ...• .0.1 .'" ~ .. k . v 1 ;.., A ...... /'"¡... V ... '.l.. . I . _ o Fig. 8 .15 Registro con osciloscopio de la respuesta del integrador a los pulsos de coincidencia de medida de impedancia Vdirección. Escala I 20 ms I div o . ".. ..··1···· .... -.. .. ±. I o .!t 1 1 I /~ ····V·l··· .1 ")1 "'1 '" Fig. 8. 16 Registro con osciloscopio de /a respuesta del integrador de se~ales . protección daba disparos incorrectos. Así, en la figura 8.18 se muestra el registro oscilo- ~ráfico de una falta RN próxima a la protección en «contradirección», seguida de otra falta TN. en dirección correcta, pero situada fuera del alcance del primer escalón. En él ¡e puede observar que, correctamente, a los 40 ms del inicio de la falta aparecen impul-
- 257. 494 Protecciones en las instalaciones eléctricas sos de medida de impedancia. Al aparecer la falta TN, conmuta la protección para las nuevas condiciones de falta yel elemento de medida de dirección empieza a dar impul- sos, mientras el elemento de medida de impedancia está todavía dando impulsos, con lo cual se produce el disparo incorrecto. Este disparo se produce con una sola coinciden- cia de ambos impulsos, dado que ha tenido lugar un segundo arranque, han transcu- rrido los 5 ms de bloqueo tras un arranque y aún no se ha activado el integrador. Us Ur IR IS Oisparo M~ ¡ do ImpfOaflc:io ~ Inldo d~1 cortoclrcloIilo A- N ~~ I __________r¡- __I"_¡_ "_·_d._ I_'. _'_ I~_¡_ "_ "I_ '.__ T_-_N__________________ I I ------------~~r_--------------------- Fig. 8.17 Falta evolutiva A-T-N con actuación correcta de la protección. 8 .3 .4 . Comprobación del funcionamiento de la protección con un analizador lógico Posteriormente a las pruebas del simulador de red se registraron en el laboratorio, por medio de un analizador lógico, las señales que intervenían en la medida para cuatro ti- pos diferentes de faltas: - Falta bifásica RS. Disparo en primer escalón (lig. 8.19). - Falta bifásica RS. Disparo en segundo escalón (lig. 8.20). - Falta bifásica RS con recepción de teleprotección y conmutación de alcance (fig.8.21). - Falta evolutiva. Inicio en fase R fuera del alcance del primer escalón, con evolución a la fase S dentro del alcance del primer escalón (lig. 8.22). Las abreviaturas que aparecen en las figuras anteriores y las que siguen tienen los siguientes significados: Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 495 t-tnlcio d. 1 cortocitcuilo R-N l.- Inicio del cortocircuito T _ N ~r:----------------~¡-------------- I Di~po,o loI.dido 'mpl' dofcio Dirección Us Ur IR 15 Ir tJ' Fig. 8.18 Falta evolutiva R-T-N con disparo incorrecto de la protección de distancia. I RS - Contacto auxiliar del interruptor que inyecta la corriente de falta a la pro- tección. ARR R = Actuación del elemento de arranque de la fase R. ARR S - Actuación del elemento de arranque de la fase S. BLARR = Bloqueo de 5 ms tras un arranque (Pin A de la fig. 8.14). ESC 2 - Actuación del temporizador de segundo escalón. ESC K = Recepción señal teleprotección. BLESC - Bloqueo de 12 ms tras la actuación de un escalón (Pin B de la fig. 8.14). PIN E - Salida del integrador (Pi" E de la fig 8.14). DISP - Orden de disparo. MEDID = Pulsos procedentes del elemento de medida de impedancia. DIREC = Pulsos procedentes del elemento de medida de dirección. ü MED - Señal (V - IZm) que se utiliza para la medida de la impedancia.
- 258. 496 Protecciones en las instalaciones eléctricas I MED - Señal (I.e''') que se utiliza para la medida de la impedancia y dirección. U D1R - Señal de la tensión que se utiliza para la medida de la dirección. P MED - Desbloqueo del elemento de medida de impedancia. P DI R - Desbloqueo del elemento de medida de dirección. En el momento inicial de los registros todas las señales deben considerarse a nivel lógico «O», excepto la salida del integrador (Pin E), que está a «1>•. En todos estos registros se puede observar que, al estar activada la salida del inte- grador (Pil/ E), el disparo se produce a la primera coincidencia del pulso de medida (MEDID) y de dirección (D1REC). I RS ARR R ARR S elARR ESC 2 ESe K elEse PIN E OISP MEDID OIREe u MEO I MEO U DI R P MEO POI R I RS ARR R ARR S elARR Ese 2 Ese K elEse PIN E OISP MEDID OIREe u MEO I MEO U DI R P MEO POI R Escala (lO msldi... ) Flg. 8.19 Falta RS. Disparo en primer escalón. Escalo ( lO msl di... ) Fig. 8.20 Falta RS. Disparo en segundo escalón. I RS ARR R ARR S BlARR ESe 2 Ese K eLESC PIN E OI$P MEDIO OIR!C U MEO I MEO U 01 R P MEO POI R Experiencias y ensayos en los sistemas de protección Eu.OIO (lO mal d i.,) Fig. 8 .21 Falta RS . Conmutación de alcance por recepción de teleprotecci6n (K). I RS ARR R ARR S BtARR Ese 2 Ese K eLESC PIN E DI!,P MEDIO OIAE e u MEO t MEO U 01 R P MEO POI R Fig. 8.22 Falta evolutiva RN. a RSN. 497 Asimismo, en el caso de falta evolutiva, así como en el caso de faltas en segundo es- calón o con recepción de teledisparo, se puede observar la desactivación del Pin E transcurridos 75 ms del arranque y su desactivación al producirse un nuevo arranque o al conmutar el escalón. El tiempo de segundo escalón se ha reducido, de los 0,3 + 0,5 s típicos, a solamente 0,1s con el propósito de obtener la totalidad de los registros con una escala de tiempos igual para todos. Todas las faltas han sido realizadas con un ángulo de 60" entre la intensidad y la tensión, por lo que la I MED YU DIR están prácticamente en fase, por ser el ángulo de par m~ximo de 45°. En la falta en segundo escalón y con teleprotección se puede apreciar que el desfase entre la I MED Yla U MED disminuye al producirse la conmutación de escalón,lo que origina la obtención de los pulsos de medida de impedancia y el correspondiente disparo.
- 259. 498 Protecciones en las instalaciones eléctricas 8 .3 .5 Conclusiones En las pruebas realizadas con el simulador de red se demostró que, siempre que se pro- ducen disparos incorrectos, en caso de faltas evolutivas, solamente se produce una coincidencia entre los impulsos de medida de impedancia y dirección o, como máximo, dos. En consecuencia, se aplicó la solución de modificar la lógica de disparo de tal forma que, sin afectar la velocidad de disparo para faltas en primer escalón o en caso de prolongación de escalón por teleprotección, en el resto de casos se necesitara un mí- nimo de cuatro coincidencias consecutivas entre los impulsos de medida de impedan- cia y de dirección. Para ello se eliminó la entrada de los pulsos de 5 ms tras el arranque a la puerta ANO (Pin A, fig. 8.14), con lo cual se evita la activación del integrador de puisos tras un segundo arranque. Asimismo, se eliminaron las entradas del segundo y tercer escalón, que también activaban el integrador al producirse su actuación; pero, en cambio, no se modificó la entrada de recepción de teleprotección. En los registros de faltas correspondientes al primer escalón se vio que el disparo se producía en menos de 60 ms y por eUo se redujo a 50 ms el ajuste del temporizador que controla el integrador, consiguiendo así una mayor seguridad en la actuación de la pro- tección, al necesitarse más de una coincidencia entre los pulsos MEDID y DIREC transcurrida esta temporización. Las figuras 8.23, 8.24, 8.25 Y8.26 corresponden a registros para faltas icjénticas a las antes citadas. pero con la lógica de disparo modificada. Se puede apreciar que los tiempos de eliminación para faltas en primer escalón o con teleprotección son idénti- cos, mientras que se incrementa en 30 ms el tiempo de disparo para faltas evolutivas. El caso estudiado es un ejemplo que ilustra el eterno dilema entre la seguridad y la rapidez, que se presenta al ingeniero de protecciones. Al querer conseguir una protec- ción lo suficientemente rápida para que sus características sean atractivas al futuro comprador, se disminuye a sólo 5 ms el tiempo de bloqueo en caso de una falta evolu- tiva,lo cual, unido a una tecnología de conmutación obsoleta actualmente, hace que se resienta la seguridad y se produzcan desconexiones innecesarias de líneas en momentos Estolo IZOms/div) I R' -IIU ARR R ARR S SlARR L ESe 1 Ese K elESC PIN E OISP I I MEDIO ~ DI RE e I u MEO ~Fl I MEO .' L--J U 01 R .IlJ J lIl1I...-J P MEO POI R Fig. 8.23 Falta AS. Disparo en primer escalón. I R' ARR R ARR 5 BlARR Ese 2 Ese 1< elESC PIN E OISP MEDIO 01 RE e u MEO 1 MEO U 01 R P MEO POI R I R' ARR R ARR S SlARR Ese 2 EH K BLESC PIN E OISP MEDIO DI RE e u MEO I MEO U 01 R P MEO POI R Experiencias y ensayos en los sistemas de protección ·1 Fig. 8.24 Falta RS. Disparo en segundo escalón. lleoto I 20 mi I dil) Fig. 8.25 Falta AS. Conmutación de alcance por recepción de teleprotección (K). I RS ARR R ARR S BlARR Ese 2 Ese K BlEse PIN e: OISP MEDIO 01 REC U MEO I MEO U 01 R P MEO POI R f~tolo 10 ms/div) Fig. 8.26 Falta evolutiva RN. a RSN. 499
- 260. 500 Protecciones en las instalaciones eléctricas particularmente graves, en que existe un incidente que afecta a vari~s de ellas. Con la solución adoptada se disminuye este riesgo a los primeros 50 ms del dlsturblo~ pero, por contra, se aumenta en 30 ms el tiempo de eliminación de las faltas evolutivas. 8.4. Efectos de la componente continua de la corriente de cortocircuito en el funcionamiento de las protecciones de distancia 8.4.1 Antecedentes En una zona de la red como la que se muestra en el esquema de la figura 8.2: se observó que el tiempo de eliminación de las faltas en las lineas de 10 kV era :xceslvo, en algu- nas ocasiones, para fal~as que debían ser eliminadas en pnmer escalon por las protec- ciones de distancia. '00 kV r---l--· II <J M- :Trolo '001 110 kV I l. I 500 104'1., he::: 1,·,. L__ __J 8a,,0 .. II0kY [ [ • LÍnlros 110 kV Fig. 8.27 Esquema de la red. En los registros oscilográficos correspondientes a estas faltas se apreciaba una nota- ble deformación en la intensidad homopolar (IN) de la línea afectada, mlen~ras que e~ las restantes lineas sanas, que aportaban su contribución a la falta, no se poma de mam- fiesto tal deformación. La existencia de dichas deformaciones condujo a plantear la hipótesis de que su causa era un importante contenido de componente continua en la intensidad de falta, que provocaba la saturación de los transformadores de intensidad principales. Esta hI- pótesis se reforzó al comprobar que la relación X/R del transformador de 500 MVA era superior a 50. '. Inicio d.t corlocircuilo Experiencias y ensayos en los sistemas de protección Fig. 8.28 Registros de intensidades y tensiones en un cortocircuito R·N. 8.4.2 Ensayos reales de cortocircuito 501 Para confirmar la hipótesis anterior, se procedió a realizar ensayos reales de cortocir- cuito en la red afectada, obteniéndose resultados como el que se muestra en la figu- ra 8.28, correspondiente a una falta R-N, a bornes de los transformadores de medida. Como se puede apreciar, aparece una deformación en la corriente de la fase R yen la corriente residual/N' que, después de un tiempo de 223 ms, aún no ha desaparecido totalmente. La protección de distancia. cuyo sistema de medida está basado en un circuito de- tector de coincidencia. no reacciona hasta los 77 ms, lo cual conlleva un disparo muy retardado con respecto a los tiempos de eliminación del primer escalón, que se sitúan en 30 + 40 ms después del inicio de la falta. Este retraso es debido a la deformación de la onda de intensidad citada. e incide en la protección de distancia. de tal forma que, al ser anormales los pasos por cero de la in- tensidad, los detectores de coincidencia actúan de forma errónea. 8.4.3 Ensayos sobre una maqueta Para poder confirmar los ensayos reales y parametrizar los efectos de la componente continua sobre el relé de distancia, se procedió a realizar unos ensayos sobre una red- maqueta. En la figura 8.29 se muestran los registros de ensayos correspondientes a faltas mo- nofásicas, con y sin componente continua, respectivamente. La relación X/ R disponi- ble en la maqueta era de 8. con lo cual la constante de tiempo del circuito de pruebas era muy inferior a la de la red real y. en consecuencia. también los efectos sobre la protec- ción. De cualquier forma, se observa que la presencia de componentes continua supone un cierto retraso en la operación del relé.
- 261. 502 Protecciones en las instalaciones eléctricas I (Q la entrado de lo protet:d6,,) 'lo lo salido deltrolo de en tr ado) Señalo lo 100 I ido del convert idor _1 J. Pu lsos de m e dido Pulsos de dirección O) Sin tompanenle continua I (o lo f'f'llrodo de lo protección I I (o lo ,olido del 'rolo de entradO) Señol n 10 Iool ido deL converHdor ...... /A __.....;P :", U ::.; I. :.: O~.-'d"- •.:.:m" •.::.d':.: ·d.::.D______________.....1mnrr Pulsos de dirección b) Con compol'>enllt continuo Fig. 8 .29 Ensayos sobre maqueta. Estos ensayos sobre maqueta, además de confirmar los resultados obtenidos en las pruebas reales, indican que el transformador de entrada de la protección reproduce fiel- mente la forma de onda procedente de los T/1principales y, por tanto, no interviene en alterar los parámetros del fenómeno. 8.4.4 Conclusiones No es suficiente, en algunos casos, disponer de transformadores de intensidad que refle- jen fielmente la intensidad primaria (transformadores lineales) si la protección aso- ciada. por su sistema de medida. se ve afectada por la componente continua que aque- llos le aplicarían. Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 503 Por ello, la solución adecuada a un problema como el planteado pasa por analizar lo siguiente: a) Deformaciones de la intensidad. consecuencia del comportamiento de los transfor- madores de intensidad. b) Efecto de las deformaciones sobre la protección. Para solucionar el problema en su totalidad procede instalar transformadores de inlensidad lineales y una protección de dislancia con un sislema de medida inmune al efeclo de la componente continua. En lodo caso, queda demostrado que la presencia de componente continua en la corriente de medida introduce un retraso en el funcionamiento de las protecciones cuyo sistema de medida está basado en un comparador. Tal es el caso de cierto número de protecciones de distancia. comparación de fase y direccionales. Por el contrario. intro- duce una aceler~ción en las protecciones de sobreintensidad que operen con valores de «pico»), 8.5 Actuaciones incorrectas de relés de frecuencia al dp.senergizar una subestación 8 .5 . 1 Antecedentes Al disparar la línea de 100 kV que alimentaba radialmenle una subeslación, se produ- cían disparos incorreclos del relé de frecuencia instalado para la separación de carga.s por subfrecuencia. El relé estaba conectado sobre el circuito secundario del transforma- dor de tensión capacitivo (1) de la figura 8.30 y disparaba los interruptores de A.T. y M.T. del transformador que estuviera en servicio. (Normalmente un transformador se hallaba en reserva.) Los disparos del relé de frecuencia. si bien no producían una interrupción en el su- ministro. pues ya no existía tensión debido al disparo de la línea 110 kV, alargaban el liempo de reposición, al obligar a realizar maniobras suplementarias. Los ajustes del relé de frecuencia eran: Frecuencia: Tiempo: Bloqueo subtensión: 49 Hz 60 ms (3 períodos) 60% Un 8 .5 .2 Ensayos del relé de frecuencia Se suslituyó. como precaución. el relé de frecuencia por otro nuevo y verificado. Segui- damente. se sometió al primer relé a todas las pruebas de prototipo, sin que se encon- trara ninguna anomalía. Se realizaron pruebas repetitivas de eliminar la lensión de medida al relé (que es la misma que utiliza como tensión auxiliar), bloqueándose correctamente el relé en todas las ocasiones.
- 262. 504 Protecciones en las Instalaciones eléctricas LiMO 11 OIIV Borro, 110 kV o 5ubUlod6n radial Borro' 15 kV Fig. 8 .30 Esquema general de la red. 8 .5 .3 Ensayos en los transformadores de tensión Al estar conectado el relé a un Trrcapacitivo, se sospechó Que su actuación pudiera es- tar ocasionada por el transitorio de desconexión de la alta tensión de un transformador de tensión capacitivo Que, por su duración y frecuencia de oscilación, estuviera den- tro de los limites de actuación del relé de frecuencia. Para efectuar una comprobación, se conectaron dos transformadores de tensión, uno capacitivo y otro inductivo, en una barra de 110 kV, sin ninguna carga. En la figura 8.31 se puede observar Que la respuesta de ambos transformadores de tensión es muy parecida y Que, si bien existe un transitorio en la desconexión con una frecuencia muy inferior a la nominal (del orden de 25 Hz) y tensión superior a la de blo- Queo del relé. éste sólo dura dos períodos y, por tanto, no lo suficiente para hacer funcio- nar el relé de frecuencia. 8.5.4 Registros del transitorio de desconexión en la subestación En vista de Que no se obtenían resultados aclaratorios, se decidió registrar la tensión Que «veia» el relé al producirse un disparo de la linea 110 kV en el otro extremo de la subestación. Para minimizar las molestias a los abonados, se realizó la prueba en un momento de carga muy baja y se obtuvo el registro de la figura 8.32. Experiencias V ensayos en los sistemas de protección 505 2 1 le"sió" ••cundorlo tronalOf''''odor copo del.... 1 r.".ión ••(undado I"",,,,formador Induc:H... Fig. 8.31 Registros de tensión. F.g. 8.32 Registros de la red. ca NAL 1 CANAL 2 CAN,U 1
- 263. 506 Protecciones en las instalaciones eléctricas En el canal I se pudo observar la tensión en bornes del transformador de tensión capacitivo (1), en el canal21a tensión en bornes del transformador de tensión inductivo (2) conectado en barras de 25 kV, Yen el canal 3 un registro de la intensidad que pasaba por el transformador de potencia (3), que estaba conectado (fig. 8.30). De estos registros se puede deducir. 1) La tensión en A.T. y M.T. medida con transformadores de tensión inductivos y ca- pacitivos -después de la primera semionda- es del mismo orden. 2) La intensidad cae prácticamente a cero después del primer semiperiodo. La pe- queña intensidad registrada es debida al efecto condensador que representa la linea de 110 kV. 3) El transitorio de la tensión varía con la carga (comparar las figuras 8.31 y 8.32). 4) La actuación del relé es correcta, dado que antes de producirse la subtensión (V _ 60 % Un) la frecuencia es menor de 49 Hz durante los tres periodos a que está ajustado el relé. Esta tensión decreciente que se observa después del momento de la desconexión está generada por los motores de los abonados conectados a la red, que durante los pri- meros instantes tras la desconexión se comportan como generadores. Para verificar este punto, se realizaron pruebas en un transformador de servicios auxiliares de una central térmica con carga fundamentalmente compuesta por motores y se comprobó que la duración de este transitorio era superior a los 250 ms. 8.5.5 Conclusiones El plan nacional de separación de cargas no permite introducir temporizaciones del or- den de los 300 ms,que serian las necesarias para evitar actuaciones incorrectas de los re- lés de frecuencia, ya que ello haría inoperante dicho plan. Asimismo, el aumento del valor de ajuste de bloqueo por subtensión de los relés no es una solución definitiva, dado que en caso de disturbio en la red es posible tener una subfrecuencia con subtensión. Por todo ello, se decidió conectar el disparo de relé de subfrecuencia en serie con el contacto de trabajo de un detector de presencia de intensidad, de forma que se impide el disparo en caso de no existir ésta. Este detector deberá poseer la particularidad de te- ner un tiempo de recaida inferiora 20 ms, a fin de impedirel disparo del relé de frecuen- cia en caso de corte de la linea 110 kV. 8.6 Influencia de la capacidad conductor-pantalla de los cables de control en perturbaciones conducidas 8.6.1 Antecedentes En un complejo termoeléctrico el interruptor A.T. del transformador elevador de uno de los grupos generadores está situado en una subestación de 400 kV, distante en linea recta 300 m de la central (fig. 8.33). Los cables de control que unen ambas instalaciones Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 507 tienen un recorrido del orden de I km. En este tipo de instalaciones es usual que no exista interruptor automático entre el transformador elevador yel generador, ya que se utiliza el criterio «bloque» (el interruptor A.T. hace las veces para el transformador y el generador). Por tanto, los disparos por protecciones propias del generador y transfor- mador elevadordeben conducirse yactuar sobre el interruptor A.T. situado en la subes- tación. Por otra parte, los disparos por protecciones situadas en la subestación. que afectan a esta parte de la instalación, deben conducirse a la central para actuar sobre el generador. Untos 400 kV .. troto 4001110 kV I I XlOm r I I I SUBESTACION I Coblu conlrol I I (....1.000ml I CENTRAL I I ¡- -~~O~':O~D~-------8-----jl I , I 'l' I 1 1-------...., 1 I I ,1, I T,oto cons,tmos 1 ......, I : propio. (::.) '..1",1 : I G<r~rador I 1 L _______________________--1 Fig. 8.33 Esquema de la instalación. Las protecciones del generador y transformador elevador están agrupadas en ar- mariosde protección con matriz de disparos. La actuación de las protecciones de la sub- estación incide sobre las dos matrices de disparo existentes, que a su vez disponen de dos salidas independientes para el disparo del interruptor A.T. (una para cada bobina de disparo). El disparo se ejecuta directamente sobre el interruptor, al tiempo que se ex- cita un relé auxiliar de señalización. Mediante un diodo se consigue que este relé sólo opere para disparo procedente de la central yasi se obtiene la señal «disparo procedente de central>,. En la figura 8.34 se muestra el esquema de las conexiones subestación-central. Con la central funcionando a plena potencia y sin ninguna falta ni maniobra en la red de 400 kV. se produjo en una ocasión el disparo del interruptor A.T. de la subesta-
- 264. 508 Protecciones en las instalaciones eléctricas ción, así como el disparo de la central: en la matriz de disparos de la central se señalizó «recepción disparo procedente de la subestacióm) y «disparo por protección de gases o sobrepresión aceite del transformador elevador». No obstante lo anterior, en la subestación no actuó ninguna protección local, pero apareció la señal de «recepción teledisparo procedente de la central». La diferencia de tiempos entre la recepción del teledisparo y la apertura del interruptor confirmaba estas señalizaciones. En la caja de circuitos del transformador elevador la actuación del relé de gases activa un relé auxiliar, que es el encargado de dar la orden a la matriz de dispa- ros de la central y. a la vez, de activar una señalización local; curiosamente, esto último no se había producido. Después de esta actuación incorrecta, se comprobaron todos los circuitos y equipos. sin encontrar ninguna anomalía. Un mes después de este disparo, se produjo otro de idénticas características, con la diferencia de que en esta ocasión no señalizó en la matriz de disparos la actuación de ninguna de las protecciones propias del transformador elevador. Una vez evaluada toda la información disponible, hubo un indicio que llamó la atención y que consistía en que todas las señales de los disparos correspondían a dispa- ros procedentes del exterior de la sala de mando de la central, que llegaban a ella a través de cables sin apantallar, y que hacían actuar unos relés auxiliares. Basándose en lo anterior y en una primera hipótesis, se concluyó que los disparos incorrectos habían sido provocados por perturbaciones electromagnéticas o electrostá- ticas inducidas en los cables, que habían tenido suficiente tensión y energía para hacer funcionar los relés auxiliares. Con esta hipótesis se inició la investigación para descu- brir los generadores de perturbaciones y la forma de eliminarestas últimas o, en su caso, reducirlas a niveles inferiores a los de actuación de los relés auxiliares. 8.6.2 Registros de perturbaciones en la central En paralelo con la bobina del relé auxiliar, que había actuado en ambas ocasiones, se instaló un registrador capaz de detectar impulsos de tensión de más de 50 V sobre el va- lor de la tensión, con duraciones comprendidas entre 1 Jis y 2 ms. Las variaciones de tensión de duración superior a 2 ms se detectaban siempre que se sobrepasaba un um- bral de 25 V. La tensión nominal de la batería era de 220 V. Durante el mes que estuvo en servicio este aparato registrador se contabilizó un to- tal de 170 impulsos,con un valor máximo de 135 V, Y23 elevaciones de tensión, con un máximo de 120 V durante 30 ms. Al propio tiempo, se realizaron pruebas encaminadas a medir la tensión en bornes del relé auxiliar frente a diferentes maniobras en la central. A pesar del carácter exhaus- ti'o de las pruebas realizadas. no se consiguió reproducir ninguna de las perturbaciones que se habían registrado en el funcionamiento normal. Posteriormente, en el laboratorio se realizaron diferentes pruebas para determinar las características de los relés auxiliares utilizados en las protecciones, así como su com- portamiento frente a sobretensiones originadas en conductores próximos y transferidas a la bobina del relé. Para ello se tomó el mismo relé auxiliar que había disparado en ambas ocasiones y se conectó a un cable de aproximadamente 500 m de longitud de6 x I mm', provisto de pantalla. UNE VHV-FLAM. Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 509 En muchas de las diversas pruebas que se realizaron se consiguió hacer funcionar intempestivamente el relé.También se pudo comprobar el efecto beneficioso que se ob- tenía al poner una carga en paralelo con las bobinas del relé, aumentando su consumo hasta el límite de eliminar las actuaciones incorrectas por este motivo. 8.6.3 Medidas provisionales Ante la dificultad de averiguar el origen de las perturbaciones que había provocado el disparo de la central en dos ocasiones, se decidió tomar tres tipos de medidas: - Aumentar el consumo de los relés auxiliares de recepción de los disparos, proceden- tes del exterior de los armarios de protección de la central, instalando una resistencia de I K n en paralelo con la bobina. - Sustituir los cables que conducían órdenes de disparo al armario de protección de la central por otros apantallados, conectando la pantalla a tierra en ambos extremos. El trazado de estos nuevos cables se hizo por el interior de tubos de hierro, para aumen- tar el efecto «pantalla». - Temporizar 0,15 s la orden de disparo procedente de la subestación 400 kV. Después de estas modificaciones, continuaron registrándose las perturbaciones en bornes de las bobinas de los relés auxiliares de disparo, sin detectarse ninguna elevación de tensión superior al mínimo ajustado de 26 Ven 50 días; solamente se detectaron 4I impulsos, con un máximo de 70 V. Estos valores registrados son muy inferiores a los mínimos de actuación de los re- lés y del mismo orden de los registrados en las subestaciones en general. 8.6.4 Registros de perturbaciones en la subestación Pasados unos cinco meses sin ninguna anomalía, se produjo un nuevo disparo inco- rrecto del interruptor A.T. con un entorno similar al de los dos antes citados, aprecián- dose señalización de recepción de teledisparo en la subestación, sin actuación de pro- tecciones y señalizaciones en la central. Se procedió a una nueva inspección de toda la instalación; se encontró todo en per- fectas condiciones. Posteriormente, se tuvo noticia de que un operario de mantenimiento realizó un contacto accidental y momentáneo entre la tensión alterna de alimentación de un mo- tor b.l. de ventilación de un transformador 400/1 10 kV y la tensión continua de señali- zación, todo ello coincidiendo con el disparo incorrecto del interruptor A.T. Basándose en esta información, la nueva fase de investigación se centró en repro- ducir este hecho fortuito y a partir de ello intentar encontrar conclusiones plausibles. Efectivamente, al reproducir el contacto accidental y momentáneo realizado por el ope- rario, se producía el disparo incorrecto del interruptor A.T. Relacionada la causa-efecto y después de un detenido estudio se llegó a la conclu- sión, posteriormente confirmada por los ensayos, de que al producirse el contacto entre
- 265. 510 Protecciones en las instalaciones eléctricas Bot er lo centtol (-) ,.) I---,-----r-, ~U~Z DISPAROS 1 MA fRIZ DISPAROS 2 .----r----, --------., . : pPulsodor Pfwbo : ______ J ,..--------- , , :F¡11Odot' ptuaba q -. A P,otecdÓII f t~la' 1, , __ J ___C~N~~ __ r , , PROTECCIOH SU8E:STACION &aI.tia ....bulaclÓn ICOf'Iloclo QW;IIiOf interruptor CU'IIlIClo ou.¡lior ........,uptOl' l' h) LI__-1-.__ 1-) Flg. 8 .34 Esquema de disparos subastación-central. el circuito de alterna y de continua se establecía un circuito formado por la capacidad entre el conductor y la pantalla del cable (puesta a tierra), la bobina del relé auxiliar y la propia batería de corriente continua (lig. 8.35). Los ensayos realizados en el circuito afectado (lig. 8.35) consistieron en determinar la tensión que aparecia en los bornes del relé auxiliar(3) según estuviera conectado, des- conectado o cortocircuitado en el diodo (4). Se recuerda que el diodo (4) es un compo- nente necesario para obtener la señal de teledisparo efectuada desde el parque (lig. 8.36). ~RQUÉ-·_ · -- Di~poro prot~cciones I- cenlral : 220 y c.c. ---+--------------------------+-------~~(.) --i-..l: -I-I ---..:L----I-i CENTRAL I nIm . _ .._._._._._._._.~ Alimentac.iÓn C.O, ••1 rrotor-vtnlilodor Re~aulllllor señollzoclcSn disparo prots. cenlral (+) t-) ~-1IIIIt---~---I Bole:r:O al Esquema del circuito estabNtcido Actuación prot. parqu. 200Y 100 V 200 V 100 V Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 11) --11 Fig. 8.35 o O O 1" (4) ,~ • uuuu - ..... 'D... (l) 1) Capacld6d conductOf-pllntalla del cabla 21 Re&ctancla de la bobllll de disparo 3) Raaclanc.. del ra" auxiliar 41 DIodo .nurraterno 51 Fuente de tensión .lIame b) Circuito equivalente 15l ~ Esquema del circuito establecido y su equivalente. o) Con ,. diodo 11,) desconettodo b' Con ,1 diodo (1, I en cortocircuito " " 511
- 266. 512 Protecciones en las instalaciones eléctricas 200 V 100 V e ) Con e l d io do (L l conectodo Fig. 8 .36 Registro de la tensión en bornes de la bobina del relé auxiliar. En la figura 8.36a la tensión que aparece en bornes del relé auxiliar, con una forma pseudosenoidal, tiene un valor de pico de 170 V. En estas condiciones no hay disparo incorrecto del interruptor. En la figura 8.36b las tensiones que aparecen en bornes del relé auxiliar son muy inferiores a las del caso anterior, 10 V de valor pico, 'debido a la menor impedancia que ofrece la bobina (2) respecto a la (3). En estas condiciones no se alcanza tampoco el valor de disparo. En la figura 8.36c, que corresponde al esquema normal de la instalación, las tensio- nes que aparecen son 220 V de valor pico cuando el diodo (4) no conduce y 20 V de va- lor pico cuando conduce, poniendo en paralelo ambas reactancias. En estas condicio- nes se alcanza el valor del disparo, ya que el relé auxiliar -que es de continua- es sometido a una tensión unidireccional pulsatoria que hace que pueda actuar con mag- nitudes inferiores a las nominales y equivalentes al valor resultante rectificado de me- dia onda. 8 .6 .5 Conclusiones Como se desea dirigir el disparo procedente de la central directamente a la bobina del interruptor sin relé auxiliar y dado que el diodo (4) no puede suprimirse del circuito, ha- bida cuenta de la función que realiza, se han instalado dos relés amperimétricos serie, que operan a un valor inferioral de la corriente absorbida por la bobina de disparo, pero muy superior a la corriente de prueba del circuito desde la central. El segundo relé serie se precisa para generar la señal destinada al relé de fallo de interruptor, que debe produ- cirse con un positivo distinto del de señalización. Como puede apreciarse, en algunos casos -como el analizado- se conjugan situa- ciones que pueden enmascarar el problema, así como su solución final. Conviene destacar que deben extremarse las medidas de precaución para evitar los contactos fonuitos entre los circuitos de alterna y continua. También conviene poner de manifiesto que para cada instalación y frente a situaciones similares a la descrita de- berá buscarse la solución específica más apropiada. Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 513 o 0 -, ¡ I l;(ofKd~:J ~~ Pulsador Pulsoclot ~ C...."ol, I Moniobfo l' l' Prul'bo circuito Ser. . Aeup. leledi"poro i' Pvlsodo. rno..iob'Q + Se". Subeslodó" Activodó.., runcidr! follo int1:rruplor ,---.JL._ l • MOr'ldo --f- Bobino Disparo Interruptor Protecciones Subesloc ió... elo. Aul . ir¡'.rruplor Fig. 8.37 Esquema modificado -sólo se muestra el de una bobina- con la utilización de relés serie. 8.7 Actuaciones incorrectas de relés direccionales de fases 8.7 .1 Antecedentes Uno de los esquemas utilizados para distribuir la energía eléctrica en M.T. consiste en disponer varios cables en paralelo procedentes de una estación transformadora AT/ MT hasta una estación intermedia, de donde se efectua la distribución al consumo mediante cables radiales (fig. 8.38). El sistema de protección habitual en estos casos consiste en disponer una protec- ción de sobreintensidad (dos fases y neutro) en la cabecera de cada uno de los cables de las barras A selectiva con la misma protección instalada en cada uno de los cables radia- les de salida de las barras B, así como de protección de sobreintensidad direccional (dos fases y neutro) en la llegada a las barras B de cada uno de los cables en paralelo. El esquema de la red inicial (fig. 8.38) se modificó por conveniencias de disponer de un nivel de tensión a II kV, instalándose dos transformadores 25/ II kV y una distri- bución radial a II kV (fig. 8.39). Desde que se modificó el esquema de la red se observaron, ocasionalmente, actua- ciones incorrectas de los relés de sobreintensidad direccionales de fases, instalados como se ha dicho en la llegada a las barras B de los cables en paralelo procedentes de las barras A. 8.7.2 Comprobación de la instalación La medida inmediata que se tomó al tener noticia de las actuaciones incorrectas'fue comprobar el buen estado de la instalación. Para ello se revisó cada uno de los elemen-
- 267. 514 Protecciones en las instalaciones eléctricas Trola • .T. ' M. T. Cables tn poralelo 110 kV 110 kV Tlolo • .T, 1M .l . CableS dt dialtibución radial 15 kV Fig. 8.38 Esquema de la red inicial. tos que forman parte de la protección de sobreintensidad direccional, así como su fun- ción de conjunto. En una protección de sobreintensidad direccional, además de verificar el buen es- tado de sus elementos, es absolutamente necesario comprobar también su función di- reccional. Conviene recordar que el ángulo de cortocircuito de los cables se sitúa en 10 + 30" inducción; por ello los relés direccionales de fases se eligen con un ángulo de par má- ximo de 30· capacidad y se conectan a la red con el mismo ángulo. El resultado de todo ello es que en caso de cortocircuito el relé funciona en las proximidades del ángulo de par máximo y por tanto en condiciones óptimas. Al no encontrarse ninguna anomalía en la instalación, el análisis se centró entonces en la incidencia que pudiera derivarse de la modificación del esquema primitivo de la red, al haber instalado <<aguas abajo» de la protección en cuestión los transformadores 25/ 11 kV. Un indicio que ayudó a profundizar en el análisis mencionado fue el hecho de que todas las actuaciones incorrectas coincidían con disparos por averías en los cables 11 kV. Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 515 1I0llV Tralo ....T. ' .... T. ',010A.T. '''',1. porolelo _..I__'-_..._..I..-t:sr..l.._...L..,......L._r-'-....:.::;arro. • nllv -,....'-r--+-"'T- 8a,r a s e 11 kV Fig. 8.39 Esquema de la red modificado. 8.7.3 Incidencia de los transformadores 25/11 kV Para conocer los parámetros que incidían en el funcionamiento de los relés direcciona- les, se procedió a calcular las magnitudes de cortocircuito monofásico, bifásico y trifá- sico en el punto 1de la figura 8.39, vistos desde el relé direccional, para varias localiza- ciones del defecto y distintas condiciones de carga en la subestación B. De los resultados obtenidos, para el caso de cortocircuito bifásico en el punto 1, se comprobó que éste coincidía con la situación de funcionamiento incorrecto. En la figura 8.40 se muestran los resultados de cálculo del cortocircuito bifásico RS en el punto 1, así como el diagrama vectorial de funcionamiento de los relés direc-
- 268. 516 Protecciones en las instalaciones eléctricas cionales de las fases R, S Y T, Puede apreciarse claramente que el relé de la fase S actúa incorrectamente, al aparecer el vector ls fuera de la zona de bloqueo de la unidad direc- cional. Corroe;r- Tipo de cuita en el conocir- punto cuita 1 Bifásico fig. 8.39 fases RS Q) Oiogro/'l'lo ,riró,;ca Condicio- nes de carga Con carga 20MYA Tensiones de medida Y.- 5,701 kY 1- 10,82° Ys - 12,243 kY 1-122,69° YT -II,419kYI 84,91° 3Yo- OkY I 0° An9!Jlo canu ló" I JO· copacidad Angula por mó. imo: JO· copetCidod b) Reli 'O" R ~) RIPI,; fo •• S Corrientes de medida 1.-1.I69,IA 1 80,05° Is - IT - IN - 483,8A 1- 88,83° 700,6A 1-107,61° OA ~ LPM " lona de bloqulPo Fig. 8 .40 Cálculos y diagrama de funcionamiento de los relés direccionales de fases para conoeir- cuito bifásico externo. Para los cortocircuitos monofásico y trifásico en el punto 1se puso de manifiesto que los relés direccionales operaban correctamente. Identificada la causa del funcionamiento incorrecto, conviené analizar el compor- tamiento de un transformador triángulo/estrella en el caso de un cortocircuito bifásico en el lado estrella. En la figura 8.41 se deduce que, para una falta bifásica en el lado estrella, las co- rrientes en la red conectada al triángulo están en oposición de fase unas respecto a otras. Esto, trasladado a los correspondientes relés direccionales, supone que mientras que al- guno de ellos se encuentra en situación de «bloqueo», otro se encontrará en situación de «disparo». Si consideramos una Poc infinita en la red conectada al arrollamiento en triángulo, las tensiones aplicadas a los relés direccionales, supuesto un ángulo de cone- xión externa de 300 capacidad, formarán un sistema simétrico y equilibrado, URS' UST, UTR• Con un ángulo de par máximo de 300 capacidad se observa que dos de los tres relés direccionales quedan en condiciones de bloqueo (fases R y 5), mientras que el relé de Experiencias y ensayos en los sistemas de protección A' 5'~ ,'- f,al. dy'; 2S/IIkV r------------, I I L _____ _ _ ___ ..J o A __.1' ~' 'r ,,, ISI 15'~~51~. ,,0.. Y IT I S TI IR; IS _.---------,,, IT _ . - -....--~. 15 -1, Fig. 8 .41 Análisis vectorial de un conoclrcuito bifásico lado estrella . 517 fase T queda en condición de disparo. Para cada uno de los tres posibles cortocircuitos bifásicos (RS, ST, TR), el relé de la fase en retraso (S, Ty R, respectivamente) podría ac- tuar en contradirección (fig. 8.42). , Ys Yo, lO" LPM Y, Yrs o) Diograma Irlló.ico b) Relé 'ose R 'A "--!..4..~:-::::= IS Iono ele bloqueo e) Relé lase S YA lOO Ya Fig. 8.42 Diagramas vectoriales de funcionamiento para conocircuito bifásico. Condiciones teó- ricas. En el caso que se analiza la protección direccional estaba constituida por dos relés de fase (S y T) Yun relé de neutro. Este desarrollo teórico se vio confirmado por los resultados y diagramas mostra- dos en los cálculos reales de la figura 8.40.
- 269. 518 Protecciones en las instalaciones eléctricas 8 .7.4 Modificación de los ángulos de conexión y de par máximo Conocidas las causas del funcionamiento incorrecto, se procedió a analizar el compor- tamiento de un relé direccional de fases con un ángulo de par máximo de 45' capacidad y conectado a la red con un ángulo de 9Ü" capacidad. Efectuados los cálculos y diagramas correspondientes, en la figura 8.43 se muestra que para cortocircuitos bifásicos en el punto 1, el funcionamiento es correcto. Cortocir- Tipo de cuila en el corloci,- puniD cuilo 1 Bifásico fig. 8.39 fase RS '. V5_T o) D¡agrama I,i"jaito Condicio- nes de carga Tensiones de medida V.- 5,701 kV 1- 10,82' Con carga Vs .12,243 kV 1- 122,69' 20MVA VT · II,419 kV 1 84,91 ' Vo• OkV 1 O' An9ulo c:onuión : 90· capacidad Angula par mÓ.imo I 4S- copacidad ,. "S-T LP~ b) Relé lou A el R"lé Ion S Corrientes de medida l. - 1.169,IA 1 80,05' 15- 483,8A 1- 88,83' Ir· 700,6A 1-107,6P lo- OA ~ LP~ IT d ) Reti lou T Fig. 8.43 Cálculo y diagrama de funcionamiento de los relés direccionales de fases. Conocircuito bifásico externo. Por otra parte, en la figura 8.44 se muestra que, con la modificación realizada, al menos uno de los relés direccionales actúa correctamente para cortocircuitos bifásicos en el punto 2 de la figura 8.39 dentro de la zona protegida. 8 .7.5 Conclusiones La solución a este caso se obtuvo finalmente mediante la sustitución de los relés direc- cionales de fases existentes por otros de características de ángulos distintas, citadas an- teriormente. Experiencias V ensayos en los sistemas de protección 519 COrlocir- Tipo de cllito rlt el corlocir- pumo cuiro 2 Bifásico fig. 8.39 RS VS-T o) Diogromo Lriló&ieo Condicio- nlls de carga Tensiones de medida VR• 7,305 kV 1-74,97' Con carga Vs • 6.009 kV 1- 84,73' 20 MVA VT • 13.270 kV 1100,61 ' Vo• 0.002 kV 1 55,68' ....g~Lo c.anf.ióp : 90· eoooeidod '5· eoPOeidod Ang~lo PO' "..:í.;_: Ys - T b) Rflé Ion R e) Rtltl Ion S Corrientes de medida IR · J.583.6A 1- 64,53' Is· J.703,8A 1- II 1,46' IT • 166,4A 1- 110,34' lo· OA 1 O' Zona df LPM ~~f~LL~== IT I / d) Rth; lau , Fig . 8.44 Cálculo y diagrama de funcionamiento de los relés direccionales de fases. Cortocircuito bifásico interno. Este ejemplo es una muestra de la necesidad de analizar el comportamiento de las protecciones existentes y la adaptabilidad de sus características cada vez que se intro- duce una modificación en la red. 8.8 Actuaciones incorrectas de los relés direccionales de neutro 8 .8 .1 Antecedentes En varias ocasiones, en una instalación como la que se muestra en la figura 8.45 se apre- ció un funcionamiento incorrecto de los relés direccionales de neutro, instalados en la llegada de los cables en paralelo M.T. de las barras B, coincidiendo con disparos por averías de los cables radiales de salida de las barras B, punto 1. 8 .8 .2 Comprobación de la instalación Una vez cornprobado el buen estado de cada ,lno de los elementos, asi corno la correcta respuesta de la función direccional, se procedió a efectuar los correspondientes cálculos
- 270. 520 Protecciones en las instalaciones eléctricas l' Trato A. 1.1 ~ . r , --r--+-....,--r- Borro& .. BorrOI B Co bln rodioles Fig. 8.45 Esquema de la red. de cortocircuito para determinar los correspondientes parámetros de la teosión e inten- sidad homopolares. El resultado de todo ello fue que no había ninguna razón objetiva aparente que justificase las anomalias. Los relés direccionales de neutro tenían un an- gulo de par maximo de 0", ya que el neutro deltrafo AT/MT estaba puesto a tierra por resistencia. Los relés estaban conectados al circuito residual de los TI/I de fase. Por otra parte, el ajuste mínimo de sobreintensidad del relé direccional de neutro se fijó a partir del nivel de las corrientes capacitivas de la red. El tiempo de actuación podía ser -teóricamente- el mínimo Que permilia la protección. Al no encontrar ninguna justificación a los funcionamientos intempestivos, se ela- boró la hipótesis de Que eran debidos a un efecto de saturación diferente en los transfor- madores de intensidad, en ocasión de faltas violentas en alguno de los cables de salida. 8 .8 .3 Análisis de la saturación de los transformadores de intensidad Para poder confirmar la hipótesis de saturación de los transformadores de intensidad. el único procedimiento con garanlias de dar conclusiones definitivas consistía en reali- Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 521 zar cortocircuitos reales en la red, Que reprodujesen las situaciones de funcionamiento intempestivo. Las pruebas se realizaron a base de un cortocircuito bifásico a tierra en una salida de las barras B, punto 1 (fig. 8.4S). En la figura 8.46 se pueden apreciar los resultados de las pruebas citadas. Corrient•• "' uno de 101 c:ablec olimentolSorl's o lo ••lociÓn 8 T..".lon•• en bonos 11 l. Inido del {C~rtocl,c"to I-...! Du~'~";;"é!· n~.!!~!¿'",_~~!!:"~""U!!!it.~"~'",m!..!.,--~ Flnol d~ cortocircuito '. " ", . 16,7 A / nA .f;(Qu,1 J,) /' :1,4 A ..lIcocu (Tz) V Trlóngulo oblerto Fig. 8.46 Conocircuito bifásico a tierra. T lIT f,qul'modl'ta'l'd En las magnitudes de la intensidad de las fases Sy T(sobre las Que se hizo el corto- circuito bifásico a tierra) se observa Que la componente continua de la corriente de cor- tocircuito produce una cierta saturación de los transformadores de intensidad, depen- diendo ésta de la magnitud de la falta, del instante en Que se inicia la misma y del magnetismo remanente del núcleo. Si se superpone la primera semionda de intensidad de la fase S sobre la de la de fase T, se puede observar que la saturación de aquélla es inferior a ésta, resultando un incre- mento de intensidad residual (no de auténtica corriente homopolar) cuyo sentido es impredecible (1'N)'
- 271. 522 Protecciones en las instalaciones eléctricas Este efecto, el bajo ajuste de intensidad y tiempo del relé direccional de neutro daba lugar a los funcionamientos incorrectos. 8.8.4 Conclusiones Para resolver este problema bastó con introducir en el relé direccional de neutro una temporización de O ,I + 0,2 s y se evitaron los efectos de estas «puntas» de corriente. En los casosen que la instalación lo permita, para mantener la rapidez de funciona- miento y evitar temporizaciones adicionales, resulta ideal alimentar los relés de so- breintensidad de neutro a partir de un transformador de intensidad toroidal que abrace el cable que hay que proteger y que, como es obvio, queda inmune de los efectos antes expuestos. Este ejemplo es ilustrativo de la necesidad de contrastar con la realidad de los he- chos aquellas magnitudes ysoluciones que a veces seconsideran suficientes en un análi- sis teórico. 8.9 Explosión de un trensformador de tensión originada por el fenómeno de resonancia 8.9.1 Antecedentes En una instalación de 220 kV a la que se conectan varias lineas y transformadores (lig. 8.47), mientras se realizaban maniobras al finalizar trabajos de mantenimiento so- bre un interruptor automático se produjo la explosión de un transformador de tensión (TfT) de medida y protección, con proyección de cascotes de porcelana a distancias de hasta 50 m. ---,----------------~----T_-----A S",cionodoru barros --~-1------------~-4---+--T--8 "'I",ruptor Sec:cionodort's Unt'o Unión borras ] ] TlT TlT ....-...11· ¡""'_-l!I' ~-i' linto Trofo Flg.8.47 Esquema simplificado de la red. Borras 120 kV Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 523 8.9 .2 Análisis de la instalación Dada la gravedad de los hechos, se efectuó un análisis pormenorizado de las circunstan- cias en las que ocurrió la citada explosión, llegándose a la conclusión de que se producia un fenómeno de resonancia serie entre la reactancia inductiva de los transformadores de tensión y la reactancia capacitiva de los condensadores incorporados en el inte- rruptor. Los interruptores de alta tensión equipados con varias cámaras de ruptura, como era el caso. disponen de condensadores en paralelo con las cámaras, para obtener un reparto equilibrado del potencial aplicado durante y en la situación de apenura (fig. 8.48). r-----~;:d~;;d;;;e-;:------l ,~::,k~[IIIII1L~::.l. Comaras de ruptura L _________________J Fig. 8 .48 Interruptor A .T. con seis cámaras de ruptura . Las maniobras que se realizaron después de haber terminado los trabajos de man- tenimiento del interruptor fueron las siguientes (fig. 8.49): ----~¡__-------A 5A 58 -_'-+___8 r---.ll· 51~ r ,l' lineo 80rrol. UOkV Fig. 8 .49 Conexiones para trabajos de mantenimiento.
- 272. 524 Protecciones en las instalaciones eléctricas 1) Cuando se realiza un trabajo de mantenimiento en el interruptor /, es condición pre- via tener desconectado SA' S8' I y SL' Por otra parte, hay que tener conectado ST y además, por razones de seguridad, a ambos lados del interruptor I se deben colocar unos dispositivos portátiles de puesta a tierra. 2) Terminados los trabajos, se retiran los dispositivos portátiles de puesta a tierra y la maniobra siguiente consiste en conectar uno de los seccionadores de barras, SAo S8' A partirde ese momento, se aplica tensión desde las barras 220 kV hasta el interrup- tor I que está abierto. Debido al condensador C, en paralelo con /, se establecía un circuito serie L-C con los T/T. No existe constancia de que en estas circunstancias se produjera ya el fenómeno de resonancia serie (sobretensión con poca energía debido a que el interruptor I aún estaba desconectado). 3) A partir de las condiciones anteriores, se efectuaban maniobras de conexión y des- conexión del interruptor I para probar el estado de la instalación hasta el seccio- nador SL' Durante este último proceso fue cuando se comprobó el fenómeno de resonan- cia serie, que desembocó, por perforación del aislamiento del TIT, en un cortocir- cuito fase a tierra con explosión final del TIT. En este caso, la destrucción del TfT era la protección que resolvía el fenómeno (autodestrucción). Hay que suponerque la alteración de las características del circuito L-Cdurante las maniobras de conexión y desconexión del interruptor /, conducía finalmente al establecimiento de la resonancia serie, como se puso de manifiesto en los registros realizados. Una vez identificado el probable origen del fenómeno, se procedió a comprobar si éste se mantenía para diferentes situaciones de conexión. 8 .9 .3 Re9istros de las tensiones secundarias de los T/T En la figura 8.50 se muestra un registro de las tensiones secundarias medidas en los TIT, con el interruptor (1) cerrado -condensadores cortocircuitados- y cuando éste se abre, momento en que se inicia el fenómeno de resonancia serie. Las magnitudes de la ten- sión secundaria medidas alcanzan el 200 %del valor nominal, aunque el verdadero va- lor primario equivalente debe ser muy superior, debido a que lo que se mide en el se- cundario está sometido al efecto de saturación. En la figura 8.51 se puede apreciar que el fenómeno de sobretensión (correspon- diente al fenómeno de resonancia serie) desaparece cuando existe una longitud de línea superior a 2 km. Ello permite concluir que el fenómeno de resonancia solamente se pre- senta en el caso de que el seccionador de línea SL esté abierto. 8 .9.4 Conclusiones Conocidos finalmente los orígenes de las explosiones, se tomaron entonces las medidas siguien tes: Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 525 Inler,uplOf (1) InleHUp!OI' (11 u"odG obierto .1. T l00~ 2.U T .1. '1 Fig. 8 .50 Registros de tensiones y del fenómeno de resonancia. en vado. Inletluplol (1) ce llodo Inlet1upto.(I) obl~lo '. 's " Fig. 8 .51 Registros de tensiones con una longitud de línea de 2 km. a) Dotar a los transformadores de tensión de un filtro secundario. En la figura 8.52 se muestra un registro de las tensiones secundarias, donde se pone de manifiesto el efecto positivo del filtro. b) Instalar una protección basada en la medida de tensión en el secundario de los TfT, conectada en «triángulo abierto» para detectar el fenómeno yevitar las explosiones. e) Impedir las maniobras con tensión del interruptor (1) estando cerrado algún seccio- nador de barras y con el seccionador de línea (Se> abierto. Este ejemplo, es una muestra más de las diferentes situaciones que se presentan en la explotación de una red, y que precisan de soluciones espeCíficas. Hay que tener siempre presente que una instalación debe encontrarse en situación de ser explotada sin más limitaciones que las que excedan de sus características de di-
- 273. 526 Protecciones en las instalaciones eléctricas Int~rruplor (J) cet'rado Int~rruplor (J) obi~rlo Fig. 8. 52 Registros de tensiones con la incorporación de un filtro. seño. Por tanto, las dificultades que se planteen durante su explotación requieren solu- ciones imaginativas que eviten restricciones en la medida de lo posible. 8.10 Consecuencias de la falta de sincronismo entre los contactos principales y auxiliares de los interruptores 8.10.1 Antecedentes En una instalación de 110 kV (fig. 8.53) se observó que al realizar la maniobra de aper- tura del interruptor fu de la linea 1, estando el otro extremo de la misma desconectado. se producia el disparo del interruptor f u de la línea 2, señalizando la actuación del relé de distancia. Al mismo tiempo que se realizaba la maniobra descrita yse producia el disparo in- tempestivo de la otra línea, se puso de manifiesto que actuaban uno O ambos interrup- tores magnetotérmicos de protección de los circuitos secundarios de los T(f 110 kV de ambas lineas. Analizados los sistemas de señalización y registro locales y remotos, se concluyó que. al no existir ninguna anomalia en la red, la causa de la actuación incorrecta sólo po- dia ser imputable a la instalación en cuestión. 8.10.2 Análisis de la instalación Efectuada una minuciosa revisión de la instalación sin encontrar ninguna anomalia, se centró el análisis en los circuitos secundarios de tensión de los T(f 110 kV. En la figura 8.54 se muestra el esquema de los circuitos secundarios de tensión de las dos líneas 110 kV. Como puede apreciarse, los dosjuegos de transformadores de ten- Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 527 liMO I l(l'eo l ~T1 "-lI' ~~ Tlfll) s" liT (2) s" '1 TI! (1)] TII(l)] 'LI 'U [ ~LI ro"aortolllOkY f' f 'TI ," TRAI'"Q I TRAFO 1 Fig. 8.53 Esquema de la instalación. sión alimentan las protecciones de distancia y equipos de medida y sincronismo de cada línea. Con el fin de poder comprobar el sincronismo de dos líneas de 110 kV de tensión cuando van a ser conectadas a las mismas barras, y al no existir transformadores de ten- sión de 110 kV en las barras, se establece una (<tensión de barras equivalente» mediante los contactos auxiliares de los seccionadores y el interruptor correspondiente a cada lí- nea de 110 kV. El motivo más razonable que justifica el funcionamiento de los interruptores mag- netotérmicos en el momento en que se abre un interruptor de línea, estando su otro ex- tremo desconectado, es que a través de los circuitos secundarios se establezca un para- lelo momentáneo entre ambos T(f, causado por un desajuste de los contactos auxiliares del interruptor que se desconecta. En esta situación, los interruptores magne- totérmicos se ven atravesados por la corriente de excitación que absorben los T(f que previamente han sido desenergizados por desconexión de los interruptores A.T. en uno y otro extremo de la línea. 8.10.3 Comprobación del sincronismo de 105 contactos principales y auxiliares de los interruptores A.T. Para confirmar la hipótesis anterior se procedió a continuación a analizar el sin- cronismo entre los contactos principales y auxiliares de los interruptores de las líneas 110 kV denominados fL • e fu.
- 274. 528 Protecciones en las instalaciones eléctricas lin.a I Lineo 2 ~~ ~~. m '" ~...! '1 TITI1) TIfU) III Iu: ro" {'Ol! S.ÑlI I Sarros 110 kV d- f- -, s;:~ f- -, IM.rr",plor I r- " I L(- " '1 I:=a~~~~:mIcO lZ 1rIQ9"~oletrmlco II L_ f- f-...J t- J (.) (.) I I I J I I r'"./P' ," •••/P' 'f",.•,,/ón I ISLI ISu ''''''''HIn " ""P' l' ·...··.1 ·nc,~~.,"o "'~¡~o dJ.I~ ~ia dls~io mflfido iJMf'OI'IIIMO I I L. Z L! IIL 1 l'LZ I I ¡ISo" ¡I 'ou , , I,'..I~••j l Equipo J SlfCl'9nfMlO medido bo....o. bo..., Fig. 8.54 Esquema de los circuitos de tensión. En la figura 8,55 se muestra el comportamiento de los contactos principales yauxi- liares en las maniobras de cierre y apertura del interruptor de alta tensión, distinguién- dose el diferente desfase. Como puede apreciarse,en la maniobra de cierre el contacto auxiliar se conecta an- tes que el contacto principal, mientras que en la maniobra de apertura el comporta- miento es contrario al anterior. Consecuentemente, establecida la existencia de falta de sincronismo y la duración de la misma (superior a 20 ms), sejustificaba la hipótesis establecida y por tanto el fun- cionamiento de los interruptores magnetotérmicos. Obviamente, al desconectar uno de ellos, su protección de distancia queda sin tensión y actúa dando orden de disparo como si existiera un cortocircuito trifásico en la red. Contactos principal.... Contoclos ou.lllore" COfIloclot. "finelpolu, Conloelol ouaillore" Experiencias V ensayos en los sistemas de protección • I a) Maniobro de cierre 0.,,10" H I------;l i '---l-----~ b) lroIIo" iobro de op.,luro Fig. 8.55 Desfase entre los contactos principales y auxiliares del interruptor A .T 8,10.4 Conclusiones 529 Para resolver la falta de sincronismo entre contactos principales y auxiliares del inte- rruptor, se modificó el circuito de la fig, 8,54 de tal forma que, en lugar de utilizardirec- tamente los contactos auxiliares del interruptor, se introdujeron unos relés repetidores de dicha función con una temporización suficiente que asegurase el funcionamiento del contacto principal del interruptor antes de entregar la señalización de la maniobra, Este ejemplo pone de manifiesto la necesidad de conocer a fondo no solamente las protecciones, sino también el comportamiento de los equipos asociados, en este caso los interruptores A.T. Como se ha podido ver, los diseños inadecuados en los circuitos secundarios de transformadores de medida pueden repercutir en el correcto funcionamiento de los sis- temas de protección. 8.11 Influencia de las perturbeciones en el funcionamiento de los equipos electrónicos 8.1 1,1 Antecedentes Al iniciarse la utilización de equipos electrónicosen subestaciones, se observó que éstos presentaban anomalías de funcionamiento que no habían sido detectadas en los en- sayos de recepción funcional que normalmente se realizan en los laboratori'os del cons- tructor,
- 275. 530 Protecciones en las Instalaciones eléctricas Estas anomalías eran debidas al efecto de las penurbaciones originadas por los pro- piOS sistemas electricos y que hasta entonces no habían sido motivo de consideración. habida cuenta la robustez. tiempos de funcionamiento y energía requerida por los equi- pos electromecánicos. Este <muevo problema». si así puede Ilamársele. es el mayor reto que debe superar la tecnología electrónica para que su utilización pueda realizarse sin restricciones. En este apanado. y como ilustración. se exponen algunos resultados y mediciones concretas. con el fin de facilitar la comprensión del tema. 8 .11 .2 Señales inducidas entre circuitos de un cable multiconductor En una subestación se disponía de un equipo de señalización que recibía las señales de maniobra procedentes de los equipos exteriores de A.T. y las registraba en una impre- sora en forma codificada. Cada una de las señales de entrada se conectaba como se in- dica en la fig. 8.56. EqUIPO De: SlEÑ...LIUCION 5.101 d" (ampo Cable tnu";conduClor r'-'- '-'-'- el o ---8-------- ) 120 V e Pull.odor de bonodo Flg. 8.56 Circuito de entrada de las señales al equipo de señalización. Las señales se llevaban a la sala de control por medio de cables de varios conduc- tores cada uno. En varias ocasiones se había comprobado que, junto con señales autenticas. aparecían señales falsas. De la observación repetida de este fenómeno se constató que las señales falsas correspondían a conductores penenecientes al mismo cable que ponaba señales autenticas. Además, este fenómeno se producía sólo en ca- bles de longitud superior a los 150 m. La señal «auténtica» llegaba al registrador con un nivel de 120 V. Con estos antecedentes. se decidió realizar registros de estas señales inducidas. Para efectuar las oponunas comparaciones se utilizaron dos cables, con recorrido coin- cidente y una longitud de 300 m; uno de ellos estaba dotado de pantalla y el otro no. En las figuras 8.57 (a y bJ se muestra que la aparición o desaparición de una señal autentica. inyectada en el extremo del cable. inducía en los otros conductores una ten- sión oscilante modulada a 100 Hz y amoniguada en el tiempo. S.lal inyectado o lro..., d.1 cable S.;¡ol inducida Sellol ¡..yeclollo o travit. d,,' coble Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 531 UI }120' 140 V a) Señal indudda en un cable sin opontollar ---~~ 1120V 20m. luolo H ~---+-1~--~- b) S.ñal ¡"elucido en un cabl. oponloUodo 'f punlo 11 11."0 Fig. 8.57 Registros de señales inducidas. En la tabla se recogen las tensiones inducidas máximas detectadas, así como la du- ración del fenómeno para cada uno de los dos tipos de cable. También se muestra el porcentaje de veces en que el citado fenómeno produjo la aparición en el registrador de una señal falsa. (' IHLI:: IP.INJ".ULIOO (":(SLE SIN .H>.~".nLUR S/l'(~JI""II11cmIlJUf1t". ('un (+) 1"/' 1111 OIl1d,I(fOl SIn (+) NI 1111 romIut:1C1' Ca" (.) 1"'1 1111 romJ,I(f,'" P.Wlf'ntUjI" PIN'I"l"n/o)t' PMtYnIO)<' POfft'flIOjt' UtIllIl<II~ ,,<1"QC"~ 0"'1111<'1.). 1Jrt1l1l<'1fJ- D'lfUCtl'" nn ,''',). D'If,,<II'II /lnl/let). D",ocwlI "nl'ln1- DU'lInOIl IINI_ 1 '/1111 1 f<J fI('I.//I I II/Q (,) .m·los 1 '/11/1. (,) ""''' 1'1/10" (,) rrf'rtOJ SIN TIERRA 2040 0.11 80 70 0.10 80 241 0.17 " 111 0.16 90 CON TIERRA EN EL LAOO EMISOR " 0,01 90 - - - 90 O, I~ 80 .. 0.18 80 CON TIERRA EN EL LAOO RECEPTOR " 0.1 60 ., 0.09 10 81 0.15 .. 80 0.12 80 CON TIERRA EN AMBOS LoOOS 80 0.01 90 - - - 81 0.12 " 90 O,U "
- 276. 532 Protecciones en las instalaciones eléctricas En el cable apantallado se hicieron tres series de medidas en función del punto de puesta a tierra de la pantalla. En el cable sin pantalla incorporada se utilizaba uno de los conductores para dicha función. También se analizó la diferencia, según que uno de los conductores del cable tuviese aplicada una señal fija (+). Del análisis de estas mediciones se dedujo que la utilización de cables apantallados no resolvía totalmente el problema existente. Como posible solución, se recurrió al in- cremento del consumo de los circuitos de entrada al registrador, conectando una resis- tencia de 1500 ohmios en paralelo con la entrada. A pesar de ello, el porcentaje de falsas señales aún era del 7 + 8 %. A raíz de ello, se decidió establecer un valor mínimo en la tensión de entrada, mediante la conexión de una resistencía VDR en serie con la en- trada al registrador. Con esta modificación la tensión necesaria para la aparición de una señal era de 95 V (80 % de 120 V), Yse evitaron las falsas señalizaciones. Estos resultados han permitido elaborar unas especificaciones para los equipos de señalización que eviten que las señales inducidas den funcionamientos erróneos. Por otra parte, ello ha contribuido a un mejor conocimiento y parametrización de las mag- nitudes perturbadoras. 8 .11 .3 Señales inducidas en los circuitos de los cables al maniobrar seccionadores A.T. Una de las fuentes de perturbaciones más importante en las subestaciones es la manio- bra de los aparatos de corte A.T. El caso más representativo lo constituye la apertura de seccionadores. Para poder conocer y acotar la magnitud de tales perturbaciones, se registraron en fl"SlGNIU ~1f:O· I"leo "'DUlAS 1'1 I ~H'OS ot: "'101 0& CO_UIO'" ,,--..... CO",UION OISCOlCJ~ .,- ..,.~QIII MeCo-ooll UCtlOl'lAOOII " .. 11. ~t-----i (1 " (.¿C...~ - " 10 ~"---i .. ~--..--i Tabla 8.58 Cable sin pantalla. Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 533 r!NSIO"IS ""CO • " 'CO "";010'" '" ~HIOS ()( " I OUU CO"'"0N "......... ao"U IO" OISCQfoCIIOII ...U~ ... rt:II~_ MCtOl<~ MCClOf<&DOI' 1~~,:_J lO .. " n. ~f-----i L'.:':::"_ j (1 lO ~----1 d:::,:._J • ( 1 " "'---1 t_~-=~_j (1 (1 • ~ ,,:.~ 1 .......11. j lO. ----- ~ " • !---tc».---.., Tabla 8.59 Cable apantallado. unas subestacionesde 400 kV las señales inducidas en los circuitos de los cables en dife- rentes situaciones. Las tablas 8.58 y 8.59 muestran los resultados de estas mediciones. Asimismo, en la figura 8.60 (a yb),se muestran dos típicos registros oscilográficos de estos ensayos. Las mediciones y registros se efectuaron teniendo el cable como carga la impedan- cia de entrada de un registrador (R) oscilográfico (15 kO aproximadamente). Los resul- tados obtenidos sirvieron para poner de manifiesto que los valores varían de forma im- portante en función de la disposición de los cables, la configuración y estado de la red de tierras, cargas conectadas, etc. A pesar de la variabilidad de los resultados, este fenómeno es suficientemente co- nocido actualmente y debe ser tenido en cuenta para establecer las especificaciones oportunas de diseño. 8.11.4 Efectos de los filtros contra perturbaciones en las señales de entrada En una subestación de 400 kV, las líneas de transporte estaban equipadas con un equipo localizador de defectos. En función de las intensidades y tensiones, este equipo detecta cuándo hay una falta en la red; para ello realiza una selección de magnitudes de medida de forma idéntica a las protecciones de distancia del tipo conmutado. Finalmente. in- dica la distancia a la falta. en km o en porcentaje de la longitud total de la línea.
- 277. 534 Protecciones en las instalaciones eléctricas 11 ti:11 .. 1..l·... lA · l···· .... .... .... " .... '" El.calo 20Y t ~ V V l· fiN "".l·· f .... ....l·· .... = ",.1IJ o) S~ñol i"ducido~" un cable sin oponlollor Elmlo 20V I ... .... l·· ·· .. Experiencias y ensayos en los sistemas de protección 535 no existir señal de disparo procedente de las protecciones. En primer lugar se revisaron todos los circuitos sin encontrar ninguna anomalía. Posteriormente se midió el valor de actuación de las señales de entrada y se encontró que el tiempo mínimo de reacción era de sólo 0,4 ms y la tensión de actuación precisa era sólo del 25 % de la nominal. Ante el convencimiento de que se trataba de un problema de señales inducidas, se estudiaron dos soluciones. No era posible temporizar la entrada, dado el tiempo crítico de que se dispone para la medida. Otra posibilidad era aumentar la tensión mínima de actuación, así como el consumo de la entrada al localizador. Para ello se instaló una resistencia (R 1) en serie con la entrada -que elevaba el nivel de actuación de la entrada al 85 %de Un- yotra en paralelo (R2), que quintuplicaba el consumo de la entrada. A pesar de estas medidas. seguían produciéndose actuaciones intempestivas de los localizadores y por ello se decidió instalar un registrador de penurbaciones, según la fi- gura 8.61. [QUIPO LOCALIZADOR ,'-'-'-'-'- 220 V L __._ ._ ._._._ .0.2 s, Fig. 8.61 Análisis de las penurbaciones de las señales de entrada. b) 5e ñol inClvdda el'! un c.able oponlallodo y pUI'.lo o 'it rrO en el ,,_¡remo rec epto, Fig. 8.60 Registros de señales inducidas. La medición se realiza cuando hay ceneza de que la falta está en la línea -esto es, cuando actúan las protecciones-, por lo que el tiempo que tiene el localizador para al- macenar las medidas será igual al tiempo transcurrido desde que recibe la señal de dis- paro por protección hasta que se elimina la falta por actuación del interruptor de línea (del orden de 20 + 40 ms). Las entradas de señal de disparo en el localizador se efectúan por medio de un cir- cuito similar al de la figura 8.56, con la única diferencia de que en lugar del condensador eJ se disponía de una resistencia R. Al poner en marcha los equipos localizadores, se observó que la mayoria de las ve- ces que se maniobraba un interruptor 400 kV el equipo realizaba una medición, pese a La batería de corriente continua -como es usual en los circuitos de mando y protec- ción- estaba aislada de tierra y la tensión del negativo respecto a tierra era del orden de 103 V. (La tensión nominal de la batería era de 220 V.) La figura 8.62 muestra los resultados del registro de la maniobra de uno de los inte- rruptores 400 kV. Se aprecia que durante ella la tensión del negativo respecto a tierra ha pasado de 103 V a 180,6 Vdurante 0,32 s (1) yque en la entrada de los bornes BI YB21a tensión subió hasta 35,6 V (2), con un impulso de 92 V (3), mientras que en bornes de la resistencia R2 solamente se registraba un pulso de 25 V (4). Al disponer de estos registros y no encontrar una explicación justificativa de los re- sultados, se volvió a revisarellocalizador y se encontraron dos condensadores e I y C2 conectados entre los bornes BI YB2 Ytierra, no reflejados en los esquemas y cuya fun- ción era derivar a tierra posibles penurbaciones de alta frecuencia que pudieran apare- cer en la entrada (fig. 8.63). Al an.alizar el nuevo esquema, con la inclusión de los condensadores, se explican las actuaciones Incorrectas de los locallzadores, ya que al variar los potenciales respecto
- 278. 536 F;g. 8.62 Protecciones en las instalaciones eléctricas Canal AnOmO¡{o ~ ¡ 1 Ole 20:13:".~ 000.0 V 1 NOIt,III IO:l,:SJ'." 110.' ' av.x SUI" O. :U SE' 1. OLe IO :U IST . 'l U •. O y l Ole 20 : ll : ~17 . n OOt ... ., _ 1 DrC 20:33 : 57.10 023." y 1 LOW to I U~t7.tO l NO~ 20:11 :S1 . 10 035.' y MAl. sUlla 0 ;00 SIC l 1M' liI:ll :S1 .•t OOU V PI. 1 U,.. 20:33:''1'.'' OOll V PI. 1 ule lO:l3:S1." OlS.' ., l 'U," 20:33:51." l MOIlM 10113 :S7 . " 000.0 V klM 1. UlC 20:33 :57.61 1n.O v 1. tltelC 20:1l:SJ' ," :1 Del" 20 131:S1." 0 . 0.'" '141t • 0012 ., 1'1 l Dl. 20 :l1:St .•• 0."21 Y-src .OOUYrl .. 01' 20 :33 : 51 . " • oou v .... Registro de las variaciones de tensión en la entrada al realizar la maniobra de un interrup- tor de 400 kV. a tierra del positivo y negativo de la batería se carga uno de los condensadores y se des- carga el otro. En el momento que aumenta la carga de O. se produce una circulación de corriente a través del relé auxiliar, que puede alcanzar su valor de funcionamiento. Para eliminareste problema se consideraron dos posibilidades. La primera consis- tia en poner unos condensadores más pequeños, con lo cual, al no almacenar energía su· ficiente. no podrían hacer trabajar los relés; pero. por contra. se perdía parte del efecto de filtro para perturbaciones inducidas. La segunda solución. que fue la adoptada. consistió en aumentar el consumo del relé a base de instalar una resistencia en paralelo con su bobina. Con este incremento del consumo, la máxima energía que puede almacenar el condensador no es suficiente para excitar el relé. Experiencias y ensayos en los sistemas de protección !:QUIPO lOCAlIlADOR Cl rT·- .- ._._._.- (.)1--'~-~-------+~--c==~~---, ., 537 .., r.- t .) -LA lo.. tirtuitot. 09lto.. t-)--------___-+~--------J C 1 • ~_ . _. Fig. 8 .63 Esquema completo de las entradas del equipo localizador. 8 . 1 1.5 Conclusiones En este apartado se ha analizado el efecto de tres diferentes tipos de perturbaciones. de las muchas que se pueden presentar en la práctica. Las soluciones que se tomen para re- ducir los efectos por debajo de los limites en que afectan al funcionamiento de los equi- pos pueden. en ocasiones. ser perjudiciales frente a otro tipo de perturbaciones. como sucedía en el tercer caso comentado. Consecuentemente, deberán tbmarse precaucio- nes en las especificaciones de los equipos. en el proyecto de su instalación yen la realiza- ción de ésta. No obstante. en algunos casos singulares estas medidas no serán suficien- tes y se precisará del estudio y aporte de soluciones particulares.
- 279. luísAn I Llzarraga Go,1.a!e¡ ING. EN ENERGIA Reg CIP. N' 76625 CAPITULO 9 LAS PROTECCIONES DEL FUTURO, UNA NUEVA CONCEPCION Para hacer un planteamiento razonable de las expectativas de futuro de los sistemas de protección. es obligado tener en cuenta previamente la evolución de los sistemas eléc- tricos. El papel de la electricidad en el suministro de energía es cada vez más importante y, en consecuencia. las sociedades son más vulnerables a las perturbaciones y cortes. El incremento de los costes de la energía, la optimización de la utilización de los re- cursos. las exigencias medioambientales, etc., harán que la producción, el transporte y la distribución de la electricidad se realicen apurando al máximo los márgenes dispo- nibles. Para que las organizaciones que deban atender estas demandas puedan actuar co- rrectamente, hay que plantear y desarrollar nuevos sistemas de vigilancia, control y protección. En este planteamiento futuro, cabe distinguir dos etapas, que, si bien no tienen por qué ser sucesivas en el tiempo (debido a las posibilidades esperables del desarrollo tec- nológico yde 3U disponibilidad comercial). pueden situarse a diez anos vista y más allá de dicho período. La primera etapa se cubrirá mediante la total integración en conjuntos informati- zados de los sistemas de vigilancia, control y protección, estableciendo los adecuados enlaces entre estos sistemas. Las protecciones, sin embargo, persistirán como sistema de apoyo al anterior, como figura segregada y con criterios de unidad autónoma. Esta etapa puede considerarse como puente hacia una nueva concepción futura de los sistemas de protección. En consecuencia, puede concluirse que el primer período de tiempo analizado constituye una etapa de evolución tecnológica y de funciones, sin que pueda hablarse todavía de una sustitución de planteamientos. en un futuro no precisable por la oportuni<;lad económica, pero en todo caso en ab- soluto utópico, habrá que hablar y plantear otros lenguajes y concepciones. Hasta ahora, los sistemas eléctricos disponen de equipos de protección cuya finali- dad fundamental es detectar y eliminar las averías en el menor tiempo posible, y todo ello con unos parámetros preestablecidos y estáticos.
- 280. 540 Protecciones en las instalacIones eléctricas Por otra parte y sin una conexión relevante con los sistemas de protección, existen sistemas de control,automatismo y vigilancia. cada uno de los cuales atiende la función que le corresponde. El planteamiento futuro ha de reunir todas las funciones anteriores en una concep- ción globalizada e interrelacionada como un todo. En consecuencia. no puede hablarse. en términos de fUluro, de la misma concepción que la de las protecciones actuales. En una primera aproximación, cabe situar el nuevo término de las protecciones como una parte indivisible de un software y un hardware. Por otra parte. la función de la protección futura ha de atender fundamentalmente la detección y diagnóstico previo de posibles avenas, además de continuarejerciendo la acción ultima de detectar yeliminar las que no sean identificables antes de Que se pro- duzcan. La posibilidad de diagnosticarapriori posibles averías abre un nuevo campo de ac- ción. hasta ahora inexplorado y de amplias consecuencias. Si a ello se arlade la posibilidad de alterar mediante automatismos las configuracio- nes de la red. todo ello bajo una óptica de opti mización, es fácil eom prender que la téc- nica de la protección actual queda totalmente superada ysometida a unos planteamien. tos de dimensiones mucho más amplias que Jos actuales. Como ejemplo. supongamos un sistema eléctrico compuesto por generadores con diferentes energías primarias, una red de transporte interconectada y las correspon· dientes instalaciones de transformación y distribución hasta el usuarim Si el sistema de protección es capaz de detectar con anticipación una posible ave· ria. en función del tiempo disponible y según cuál sea el elemento de la red afectado. permitirá tomar un conjunto de decisiones (que pueden ser elaboradas automática· mente). cuyo abanico de posibilidades incluye desde un cambio de configuración en la red y un adelanto de acciones de mantenimiento hasta una sustitución anticipada del elemento afectado. Obviamente.este panorama configura una modificación sustancial de los recursos y posibilidades actuales. Este nuevo concepto de protección futura puede definirse como protección total o también protección control. La protección tOlal debe ser un conjunto de funciones incorporadas en un proceso más general. que permita la detección previa de posibles averías y su eliminación, si se producen. y todo ello asociado a un proceso jerarquizado, aunque descentralizado, para garantizar la seguridad y la fiabilidad necesarias. Las ideas anteriormente expresadas constituyen una pincelada del futuro promete· dar Que afectará substancialmente a los sistemas de protección. Entrar en una mayor concreción introduciría un nuevo campo de análisis, que queda fuera del objetivo pcr· seguido en esta obra. No obstante. y a modo de apunte, se enumeran algunos aspectos que requieren un cambio y un desarrollo. Por su interés cabe citar: a) Nuevos métodos de medida y detección. b) Nuevos criterios de funcionamiento. r) Nuevos planteamientos de autoprotección. Las protecciones del futuro, una nueva concepción 541 d) Nuevas perturbaciones que hay que tener en cuenta. e) Nuevos criterios de coordinación. .0 Nuevas exigencias de profesionalización.
- 281. luiS AA ,Llzarraga GO,1za:el ING EN ENERGIA Reg CIP. N" 76625 CAPITULO 10 PERSPECTIVAS DE EVOLUCION DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS y SU EQUIPAMIENTO En el presente capítulo y como conclusión a esta obra dedicada a las protecciones, pa- rece necesario esbozar el panorama que cabe esperar en el desarrollo de los sistemas eléctricos ysu equipamiento, con el fin de enmarcar la propia evolución de los sistemas de protección. No hay que perder de vista que los sistemas de protección son un eslabón más del conjunto de disciplinas que concurren en los sistemas eléctricos. Durante los últimos cien años la electricidad se ha convertido en una de las formas de energía más utilizada por la humanidad. El constante aumento del consumo de elec- tricidad ha sido satisfecho por un creciente número de centrales eléctricas, cada vez mayores, y por sistemas de transporte con tensiones cada vez más altas. Al mismo tiempo, se han desarrollado sistemas de distribución que alcanzan a un mayor número de abonados. La crisis del petróleo de 1973 marcó un hito crucial. El ahorro de energía se convir- tió en una necesidad, si se quería disminuir su consumo, para así poder contrarrestar su continuado aumento, debido, en parte, a un mayor uso de la electricidad para calefac- ción y aplicaciones industriales. Desde principios de los años setenta se produjo una mayor concienciación pública respecto a la importancia del medio ambiente y de los riesgos que para éste implican muchos procesos industriales. Esto vale también tanto para la generación como para la transmisión de energía eléctrica, y ha conllevado fuertes restricciones en lo referente a nuevas instalaciones. La prolongada crisis económica que siguió a la energética no ha contribuido preci- samente a mejorar esta situación. El decenio de los ochenta se está caracterizando por la necesidad de una mejor utilización de los recursos existentes, sin descartar, pese a todo, un aumento de la producción. En la tabla 10.1 se pone de manifiesto la distribución de los costes anuales en la generación, transporte y distribución de energía eléctrica y su evolución en los dos últimos decenios. Asimismo, se recoge la distribución de las pérdi- das en los tres estadios mencionados.
- 282. 544 Protecciones en las instalaciones eléctricas TABLA 10.1 Distribución de los costos y pérdidas anuales en los sistemas de energra eléctrica Distribución Distribución de los costos anuales de las pérdidas ('alares medios) (valores medios) Decenio Decenio /980-89 1970-79 (estimación) Actuales % % % Generación 50 65 25 Transporte (420-72,5 kV) 10 6 22 Distribución (52-0,4 kV) 40 29 53 10.1 Los medios de generación Una visión general de la situación que atraviesan los medios de generación, teniendo en cuenta la crisis petrolera de 1973 y las siguientes, lleva a las siguientes conclusiones: - Desarrollo de la energía nuclear en los países industrializados, ampliando el número de polos en el generador, de dos a cuatro, para reducir la velocidad. Utilización de potencias unitarias de 1.000 MW a 1.500 MW. - Reducción de la utilización de los grupos térmicos que funcionan con productos pe. troleros de importación. Estos grupos se reservan para la producción en las horas punta, con arranques y paradas diarias. - Desarrollo de grupos con turbina de gas, lo que permite la rápida electrificación de países ricos en petróleo. Los alternadores de estos grupos son de potencia media (25 a 100 MW) y no plantean mayores dificultades que la adecuada adaptación a los ciclos diarios de potencia. - Desarrollo acelerado de los grupos hidroeléctricos en los países que todavía disponen de recursos hidráulicos por explotar. El importante aumento del coste en los como bustibles fósiles ha revalorizado algunos aprovechamientos. Al propio tiempo, la utilización de éstos asegura la independencia energética. Se están llevando a cabo grandes proyectos hidráulicos y existen en servicio uni· dades de 800 MW. La búsqueda del máximo aprovechamiento de las cuencas hidráulicas en los países industrializados conduce a sobreequipar los emplazamientos existentes y a equipar las partes bajas de las cuencas que aún quedan por explotar. Los grupos bulbo horizontales diseñados para pequeilos saltos se están utilizando en escala creo ciente. - Utilización intensiva del carbón en los países que disponen de él. En algunos países. se transforman unidades de fuel·oil para la utilización del carbón, introduciendo las oportunas modificaciones, fundamentalmente en la caldera. Perspectivas de evolUCión de los sistemas eléctricos V su equipamiento 545 La utilización del carbón importado también forma parte de la política energé· tica de algunos países. Las potencias máximas utilizadas giran alrededor de los 800 MW. - La creciente participación de la energía térmica en la producción de electricidad con· lleva la construcción de centrales de bombeo·turbinación, que facilitan la transferen. cia de energía y la regulación diaria de la potencia demandada. Se dispone de poten. cias de 200 a 400 MW y se han desarrollado procesos de arranque, en la rase motor·bomba. que concilian la economía con la tolerancia de la red y de las má. quinas. - Escasa incidencia de las llamadas «energías alternativas» (solar, eólica, de la bio· masa. etc.) en la generación de electricidad. Los múltiples proyectos realizadoc en di. ferentes países no superan la rase experimental y no se esperan grandes cambios en los próximos quince ailos. En Espaila, la evolución de los medios de generación está en consonancia con los criterios antes seilalados, como puede apreciarse en las tablas 10.2 y 10.3. La política energética para el próximo decenio confirma lo seilalado y se concreta en lo siguiente: TABLA 10.2 Balance.de energra en España (Valores en GWh) Año 1960 Producción hidroeléctrica 15.625 Producción termoeléctrica: Fueloil·Gas 612 Carbón . . 1.099 Mixtas 1.278 Nuclear - Total producción termoeléctrica 2.989 Total producción bruta 18.61 4 Consumos propios: Centrales hidroeléctricas 201 Centrales termoeléctricas . . 191 Total consumos propios . 392 Producción neta . 18.222 Consumo en bombeo - Intercambios internacionales: Exportación 394 Importación 257 Saldo de interc3mbias 137 Total energía disponible para el mercado 18.085 Pérdidas en transporte ydistribución 1.749 Consumo neto 16.336 Año /985 33.185 7.264 51.652 7.070 28.045 94.031 127.2 16 396 5.697 6.033 121.183 2.468 5.002 3.927 - 1.075 117.640 11.4 I5 106.225
- 283. 546 Protecciones en las Instalaciones eléctricas TABLA 10.3 Desglose de la potencia total en España (Valores en MW) Año 1960 Producción hidroeléctrica: Clásica 4.600 Bombeo - Potencia termoeléctrica: Fueloil-Gas 655 Carbón · . · 706 Mixtas . · · 606 Nuclear · . · . - Total . . 6.567 - Esfuerzo por aumentar el equipamiento hidráulico. Año 1985 12.572 1.734 8.310 10.190 2.448 5.816 41.070 - Mantenimiento de la importante participación del carbón nacional en la cobertura, incorporando alguna central de carbón importado. Terminación del programa nuclear. Aumento del esfuerzo en la conservación y ahorro de la energía. - Fomento de la penetración de las energías alternativas. Todas las acciones mencionadas están basadas en la concepción de la diversifica- ción de los medios, la seguridad del abastecimiento y la economía. Las consideraciones anteriores seguirán configurando la cobertura eléctrica hasta, al menos, bien entrado el próximo siglo. Dejando aparte los crecientes requerimientos ambientales y de diseño general de los medios de generación, es evidente que interesa profundizar en dos aspectos funda- mentales: a) La concentración de medios de generación. b) El aumento de las tallas unitarias. Ambos aspectos tienen una importancia fundamental y en los últimos años han hecho crecer las exigencias de fiabilidad y seguridad de funcionamiento de los sistemas eléctricos. Lógicamente, debido a ello, los medios de protección, control yautomatiza· ción de las redes han precisado de la necesaria adecuación. 10.1 .1 Concentración de los medios de generación La concentración de los medios de generación -también llamados centros de energía-o se traduce en la aparición de un conjunto de generadores instalados en lugares donde generalmente se dispone de una fuente de energía primaria (carbón, hidráulica, etc.). Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 547 Como ejemplos significativos de centros de energía cabe citar los siguientes: - ltaipú (Brasil), con 12.600 MW de potencia hidráulica. - Matla (Sudáfrica), con 3.600 MW de potencia en carbón. - Gravelines (Francia), co'n 5.460 MW de potencia nuclear. Existen zonas de mayor extensión y singularidad, como es el caso de Siberia, en la URSS, donde se dan cifras de entre 50 y 100 GW. No obstante, de acuerdo con los estu- dios disponibles, no parece que en un futuro los centros de energía previsibles excedan de los 15.000 MW. En España, los centros de energía más importantes son: - Almaraz y Ascó, con 1.860 MW de potencia nuclear en cada centro. - As Pontes de García Rodríguez, con 1.400 MW de potencia en carbón (lignito pardo). - José María Oriol, con 915 MW de potencia hidráulica. La concentración de potencia en un solo emplazamiento obedece fundamental- mente a: - Disponibilidad de la energía primaria. - Posibilidades de refrigeración. - Creciente reducción del número de emplazamientos disponibles. - Optimización de costes. En el futuro, no sólo se mantendrán sino que aumentarán los grandes centros de energía, habida cuenta las crecientes dificultades para habilitar nuevos emplazamien- tos de generación. En los últimos años yen la mayoría de los países industrializados se está produ- ciendo, en lo que a generación-consumo de energía eléctrica se refiere, una situación hasta cierto punto paradójica: por una parte aumenta la penetración de la electricidad en todas las actividades y, por otra, aumentan el rechazo y las posibilidades d~ aplicar los medios necesarios para su disponibilidad. La explicación de este fenómeno forma parte del conjunto de contradicciones características del comportamiento del género humano. La concentración de potencia requiere un minucioso análisis de las posibilidades de transporte (nivel de tensión, número de circuitos, etc.), de la incidencia de dichos centros en la cobertura global (estudios de fiabilidad) yde las magnitudes eléctricas (po- tencias de cortocircuito, intensidades nominales, etc.). Por otra parte, son fundamentales los estudios en régimen anormal del sistema eléctrico y su incidencia sobre los grandes centros de energía. 10.1 .2 Evolución de los generadores En el campo de los alternadores, cabe centrar la cuestión en los aspectos siguientes:
- 284. 548 Protecciones en las instalaciones eléctricas _ El crecimiento de la potencia unitaria de los grupos turboaiternadores, que ha sido mucho más rápido que el del consumo eléctrico, se ha frenado en los años recientes. Se asiste a lo que se podría llamar un «respiro», que permite reconducir los esfuerzos para resolver los problemas concentrados en un análisis profundo del coste del kWh y en la mejora de la disponibilidad de las unidades de mayor potencIa. En correlación con lo anterior, el acento se sitúa en la disponibilidad antes que en el avance técnico (tallas mayores). Este análisis creciente de la fiabilidad es más intenso en los componentes nucleares. y conduce a alternadores con. todo tipo de controles, lo que da lugar a una tendencia a estandarizar las potencIas y repetir el upo de modelo. Contrariamente a lo que ocurre con los generadores de centrales térmicas, el diseño de los hidrogeneradores está sujeto a la inOuencia de un sinnúmero de factores que hacen muy dificil su estandarización, debiendo adaptarse en cada oportunidad a las condiciones hidráulicas. La evolución de los hidrogeneradores ha .do en paralelo con la de las turbinas, y ha tenido que adaptarse a las características de éstas y, en consecuencia, a las de salto correspondiente, aprovechando al máximo los recursos ofrecidos por la naturaleza, hasta los límites que permiten las posibilidades tecnoló- gicas. Los aitos costos de inversión de las centrales hidráulicas y la permanente y gra- tuita disponibilidad de agua, exigen construir los equipos con una segUridad y una disponibilidad muy altas. . . _ A pesar de este clima de estancamiento, se siguen desarrollando importantes Invesu- gaciones en el campo de los alternadores, como, por ejemplo: a) El turboaiternador sin ranuras, que se investiga intensamente en Inglaterra. b) El crioalternador, con inductor a base de superconductor. Existen algunos proto- tipos. De acuerdo con los resuitados y conocimientos de que se dispone, para un crioal- ternador de 1.200 MVA de cuatro polos se espera obtener reducciones del 40 % en la longitud del circuito magnético, 20 %en el diámetro exterior de la máquina, 6.0 %en el volumen útil y 30 %en las pérdidas.Se prevé que el crioaiternador pueda ser dIsponible industrialmente hacia finales del actual decenio. En cuanto a las potencias unitarias de generación, se ha avanzado mucho desde que en 190 l L. Brown (BBC) construyera el primer turbogenerador de 250 kVA, 2 kV, 3.900 r.p.m. y 65 Hz, para la ciudad suiza de Chur. Hasta 1930, las potencias de genera- ción se mantuvieron en un techo de 80 MVA. Después de la Segunda Guerra Mundial, se construyó en los Estados Unidos la primera unidad de 100 MVA, 16,5 kV, 1.500 r.p.m. y 50 HZ, para la empresa Edison Company de California. La evolución más espectacular en las potencias unitarias se ha producidO durante los últimos treinta años; se han alcanzado los 1.185 MVA para máquinas de dos polos y los 1.640 MVA para máquinas de cuatro polos, a un nivel de tensión de 27 kV. Las cifras mencionadas no constituyen el techo alcanzable: son otras las razones, tal como se ha explicado, que han frenado la construcción de tallas mayores. En la figura 10.4 se pone de manifiesto la evolución de las potencias unitarias, así como las perspectivas, los sistemas de refrigeración y la evolución peso-potencia. o .~ ¡; o i. . '0 . • .~ 5 Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 549 Kg /kY.. U 2.0 1.5 1. 0 o.• O.n"odo". ~,~ • GENERADORES EN SERVICIO ,.fu9.,od05 por ¡"It_ • GENERADORES EN PROYECTO """ I ...... ~- c.r..rodor•• r.',i~rado.. por HZ -- ~ I I I I ,~ ~.~~r;:f~~i~~ ~¡::~?:t:.~~o~:: ~ COPI ~ I I I · I I I ~~ G.Mu~dOf.1 re"igerodOI por Hl COn r."igeración dirltcta por ~ gas o lIQUido d,,' 1t,10lor , ,.trig.fodÓn di,ltcto POI IJDs del 'O lor - I I I I I I C.nefOdorl''' r.frigerodol por HZ~n r.,rIVltfOción líquidO d.1 ••Iolor y d., rol01 - / , I I ~'~o13011' SUPltfconduClo~.S Opl ¡~OClOS Q ~o ~ venltrOdof.. I T " " I , 10 'O 50 100 tOo 500 tOOO 2.000 '.000 EVOLUCION POTENCIAS GENERACION • i AÑOS 1930 .940 t-I"'A Pohncio I 'UO I 1960 I 1970 I 19&0 Fig. 10.4 Evolución de las potencias en los turboalternadores. O.' O.l 0.2 0.1 En lo que respecta a los generadores hidráulicos, cabe destacar que durante el pa- sado decenio se produjo un notable incremento en la potencia por unidad, a causa prin- cipalmente del aprovechamiento de grandes reservas en Sudamérica y Africa y de la ne- cesidad de aprovechar al máximo los recursos hidráulicos autóctonos en los países industrializados del mundo occidental. En la figura 10.5 se indica la evolución de la po- tencia máxima de los generadores hidráulicos que ha culminado con la construcción de la central de Itaipú, en Brasil, con unidades de 824 MVA. Las limitaciones en este tipo de generadores son básicamente de tipo mecánico,a consecuencia de su dimensión ysu peso. Por sus dimensiones, tanto el estator como el rotor deben ser suministrados por piezas cuyo montaje en obra tropieza con grandes dificultades (soldaduras, tratamien- tos térmicos, etc.), no siempre superables; también hay que tener en cuenta que las gran- des dimensiones del equipo exigen sistemas de refrigeración más perfeccionados. El peso del rotor, junto a la carga que supone el empuje hidráulico, debe ser soportado de manera fiable, en todo el rango del número de vueltas, por el cojinete de apoyo; el di- seño de los cojinetes adecuados es, pues, otro factor a considerar en el desarrollo de las potencias límite. Otro aspecto que cabe tener en cuenta es el comportamiento de los generadores du- rante los últirnos años y las dificuitades que se han presentado. A este respecto son dignas de consideración las siguientes cuestiones: - El aislamiento de alta tensión de los arrollamientos del estator ha planteado pocos problemas. Las resinas sintéticas se han impuesto, en particular las epoxy.
- 285. 550 Protecciones en las instalaciones eléctricas ITAI PU ••• 6•• FOl 00 AREIA <•• CASORA 8ASSA A,URlAHO S TON$TAD I 2•• TOKK( I fOKK!: 11 I r-- 1910 1985 1960 1965 1970 1915 Fig. 10.5 Evolución de la potencia máxima de los generadores hidráulicos. En los motores auxiliares de las centrales se está imponiendo el sistema de aisla- miento por impregnación global. Ello aporta un aumento de rob~stez, muy apreCIable frente a los esfuerzos electrodinámicos. En el campo del aIslamIento, el estado de la cuestión se centra, por un lado, en validar los ensayos de mantenimento y, por otro,en los diversos métodos propuestos para estos ensayos. _ Otro campo menos evolucionado en el pasado es el de los sistemas de excitación. Los sistemas estáticos a base de diodos y tiristores se han impuesto de forma general, con diseños más o menos perfeccionados de excitatrices y rectificadores, a veces rotatI- vos mando con tiristores rotativos y mejora general de la fiabilidad de estos equIpos. , Los nuevos diseños de sistemas de regulación admiten un mayor número de pa- rámetros de entrada, adaptándose a todas las situaciones de explotación posibles. La sensibilidad de los grandes alternadores a los funcionamientos anormales ha aumentado de forma notable. Ello se explica porque las antiguas máquinas de ref~, geración indirecta,de débiles densidades de corriente yflujo, en caso de perturbaclon transitoria podían soportar sobreintensidades importantes Sin ~ume~t.os c?nsldera- bies de temperatura. En las grandes máquinas modernas de refngeraelOn directa, las densidades de corriente en los diversos devanados son mucho más elevadas y un funcionamiento anormal Que aporta transitoriamente un aumento de densidad de corriente o de flujo plantea problemas más graves, ya que el calentamIento transito- rio se hace más significativo. . Por otra parte, determinados sistemas de explotación de la red dan lugar a funCIOna- mientos anormales, antes desconocidos, que tienen consecuencIas sobre el compor- Perspectivas de evolucIón de los sistemas eléctricos y su equipamiento 551 tamiento mecánico de los alternadores. Tal es el caso de la resincronización después de la eliminación de un cortocircuito violento en la red. Según la naturaleza y dura- ción de la falta pueden producirse, en lo que se refiere a la oscilación del eje, solicita- ciones mayores que las propias del cortocircuito. Igualmente cuando se producen resonancias subsíncronas en las redes con una importante compensación serie, pueden llegar a producirse roturas del eje. Conviene insistiren que la presencia de grandes alternadores requiere que los siste- mas de protección cumplan puntualmente con las diferentes exigencias que se han planteado de forma genérica en capítulos anteriores, reforzando más si cabe la fiabili- dad, seguridad y rapidez. Otro aspecto de gran importancia,en el que los medios de generación tienen un pa- pel decisivo, es la regulación. Es bien sabido que la electricidad debe ser producida en su mayor parte en el mismo instante que en se consume. Consecuentemente, los medios de generación deben modificar instantáneamente su producción en función de la de- manda. Una situación similar a ésta es la constituida por la pérdida súbita de una uni- dad de generación. Los actuales medios informáticos y de comunicación permiten que el proceso de regulación sea un sistema totalmente automatizado y que, a través de un regulador maestro, se emitan y reciban las diferentes órdenes a los dispositivos de regulación de las diversas centrales para mantener adaptada la producción al consumo en cada ins- tante. Los grandes grupos térmicos de generación también pueden contribuir a la regula- ción, si bien por razones de economía yseguridad se sigue actuando, siempre que es po- sible, sobre los generadores hidráulicos y térmicos de menor talla. Por otra parte. hay que significarque se van incrementando las interconexiones en- tre los diferentes países, con el propósito de facilitar el apoyo entre sistemas eléctricos y, en definitiva, de alcanzar una mejor optimización de los diferentes recursos. 10. 1.3 Sistemas de control y medida Inicialmente, la información necesaria para el control de los generadores se obtenía me- diante los sistemas tradicionales, como transformadores de intensidad y tensión. apa- ratos de medida y alarmas. La creciente información necesaria para el adecuado control no podía ser digerida por los operadores de las centrales. Por otra parte el mayor tamaño de los generadores supone un aumento del volumen de información Que hay que controlar. A partirde 1970, con la aparición de los miniordenadores, se vio Que era posible al- canzar varios objetivos, a saber: - Acumulación de información suplementaria. - Desarrollo de equipos más potentes para memorizar y tratar la información. - Emisión de alarmas en caso de funcionamiento anormal y disponibilidad de datos históricos. - Elaboración de información gráfica, trazado de curvas y obtención de información compleja.
- 286. 552 Protecciones en las instalaciones eléctricas Actualmente, la serie de miniordenadores utilizados en el sistema de control de los generadores alcanza la segunda generación y no cabe duda de que en pocos años se inte- grarán los sistemas de control, medida y mando mediante procedimientos debida- mente jerarquizados. Las posibilidades de una mayor aplicación de la informática en los centros degene- ración son aún elevadas, a pesar de lo mucho que se ha avanzado. Hoy existen en funcionamiento instalaciones hidráulicas totalmente automatiza- das. sin personal, dotadas de control remoto, que permite modificar los regimenes de funcionamiento, además del arranque y parada de toda la instalación. En el caso de las centrales térmicas, la aplicación de miniordenadores es creciente y el problema actual más importante está centrado en la relación hombre-máquina, mu- cho más compleja que en una central hidráulica. Los actuales sistemas de adquisición y evaluación de información están basados en miniordenadores de tiempo real. El sistema puede controlar variables analógicas (temperaturas. presiones, variables eléctricas) y lógicas (sucesos secuenciales, límites). Estas variables facilitan unas alarmas que de forma secuencial y cronológica pueden ser enviadas a distancia, además de ser registradas por el operador de la sala de mando. Además de los controles citados, el sistema permite un número de funciones espe- ciales. como, por ejemplo, la presentación de alarmas y gráficos destinados a mejorar el rendimiento y la disponibilidad de los generadores. Estas funciones analizan la infor- mación del alternador, el balance energético, la caldera y la turbina. En la figura 10.6 se esquematiza un sistema de recepción y evaluación de infor- mación. Las funciones de vigilancia general incorporan: _ Seguimiento de la marcha de la central (evolución dinámica mediante registros gráfi- cos y pantallas). - Presentación de datos (variables analógicas). - Diario de a bordo (agrupación de información). - Detección de alarmas (exceso de límites). _ Funciones de archivo (registros en bandas magnéticas para su posterior análisis yes- tudio). Las funciones de vigilancia especial incorporan: - Vigilancia de la potencia reactiva. - Vigilancia de la curva en V (comparación de la corriente de excitación real frente al valor previsto. utilizando la tensión en bornes y la potencia de salida en MW o MVAr. asi como la tensión de excitación como dato de entrada en tiempo real). - Función de análisis de las barras del estator (control de temperatura por termopar). - Control del ángulo interno del alternador (captador magnético de posición del eje yla tensión en bornes). - Control de la velocidad de la turbina. - Medidas y cálculos auxiliares, como: a) Temperatura de los arrollamientos del estator, del hidrógeno, del agua de refrige- ración y del aceite, asi como del aire de refrigeración de la excitatriz. Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 553 o ... ~ oZ ... "x ~- ~z :! ... z~ .. z o.i - '" o o .. '" ... o. o o '" o ~ .. o '" o ~ .. " ... o z o Ü ¡¡; ::J a " .. '" ;;I----i .. '" ... o. o o. ::J "o j", .. o ...~ z .. .. - 0.0 o. t----l ~ u Z ... ~ '" '" ... '" Z o u ~ ::J ~ ... o. 1 , .. uo~ -"'0 ~"'~
- 287. 554 Protecciones en las instalaciones eléctricas b) Los MVA, la tensión en bornes, el factor de potencia. e) Las temperaturas medias y el punto caliente del rotor. d) La componente inversa de la intensidad. La evolución futura de estos sistemas permitirá incorporar y mejorar en breve las funciones siguientes: - Vigilancia mediante el ruido en radiofrecuencia, para conocer la degradación del al- ternador. - Medida más afinada de la componente inversa de la intensidad, para poder predecir una inminente avería en el alternador. - Vigilancia y análisis de vibraciones mecánicas en el alternador. - Vigilancia de los esfuerzos de torsión en el eje del alternador. - Vigilancia del sistema de refrigeración del estator y rotor del alternador. Nuevas pa- sibilidades. - Aplicación de fibras ópticas por sus posibilidades de aislamiento e inmunidad a las perturbaciones. - Vigilancia del consumo de hidrógeno en el alternador. UlT'Ol. kV 1.800 Cordente alterno U.S.A. --- Conienl. continuo 1.600 UR.5.S. r 1.400 I I 1. 200 Brosil J r.J U.R.S.S. MozombiqtA 1.000 Canadá ,J lOO U.SA J Canadó '"""fU.S.A. 600 I UR.S.5. ~J Nuevo Zelanda 400 Suecia I Us.... I '00 rJ Inglalerro . .J Francia Sueclo .. 1900 1920 1940 1!J60 1980 'O~O Añol Fig. 10.7 Tensiones máximas de transporte. Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 555 10.2 Los medios de transporte El aumento del nivel de las tensiones de transporte en todo el mundo ha seguido un pro- ceso muy acelerado (fig. 10.7), debido fundamentalmente al crecimiento de las poten- cias de generación ya las grandes distancias existentes entre los grandes centros de gene- ración y de consumo. La tabla 10.8 indica los valores típicos de la capacidad de carga en conductores para diferentes tensiones. La carga más económica para una línea de corriente alterna de unos 500 km de longitud es aproximadamente igual a la carga natural (que es la carga en la que se contrarrestan entre sí la generación y consumo de potencia reactiva). TABLA 10.8 Carga típica de los conductores a diferentes tensiones Corriente alterna Corriente continua Máxima ten- Máxima ten- Cargas sión del Cargas sión del típicas sistema l/picas sistema (bipolares) kV MW kV MW 362 300- 1.000 ± 250 200- 500 420 400- 1.200 ± 300 400- 1.000 550 800- 2.000 ± 400 800- 1.600 800 2.000- 4.000 ± 600 2.000- 4.000 1.200 4.000- 8.000 ± 800 4.000- 8.000 1.600 8.000-12.000 ± 1.200 8.000-12.000 Para líneas más cortas, la carga más económica es mayor, yen conductores muy cortos, se aproxima al límite térmico. Los conductores muy largos pueden hacerse ••eléctricamente más cortos» mediante la compensación en serie. En las cargas próxi- mas a los límites superiores indicados en la tabla 10.8, se presupone esta compensación para conductores largos. La carga más económica para conductores de corriente conlÍnua depende en gran parte de las condiciones locales, por lo que los valores indicados en la tabla 10.8 han de considerarse como aproximados. Es de prever que las tensiones de transporte aumentarán algo por encima de las ac- tuales. No obstante, llegarán finalmente a un techo, determinado tanto por factores tec- nológicos como por los económicos y ambientales. Para los transportes a largas distancias, la elección de la tensión adecuada viene de- terminada principalmente por el tamaño de los centros de energía y por la exigencia de varios circuitos paralelos, al objeto de garantizar la disponibilidad del centro de ener- gía. Para centros de energía de 10 a 15.000 MW, se consideran adecuadas tensiones de 800 kV (corriente alterna) y ± 600 kV (corriente continua). Para estos niveles,los con- ductores tienen capacidades típicas de transporte de 400-4.000 MW.
- 288. 556 ProtecCiones en las instalaciones eléctricas Es poco frecuente encontrar concentraciones de energía de lOa 15.000 MW. Por ello. será dificil justificar en el futuro tensiones superiores a las antes citadas. Noobstante. siempre hay excepciones, y tal esel caso de la URSS, donde es necesa- rio transponar 50-1 00 GW desde Siberia a las regiones europeas del país, cubriendo dis- tancias de 2.000-3.000 km. Se están construyendo ahora, para su posterior explotación industrial. las primeras líneas del mundo a tensiones de 1.200 kV (corriente alterna) y ± 750 kV (corriente continua). Los estudios más recientes indican que las tensiones de hasta 1.600 kV cubrirán todas las necesidades durante un previsible futuro. En el ámbito de la corriente con- tinua las cosas no están tan claras, pero no hay duda de que las tensiones superiores a ± 800 kV sólo llegarán a utilizarse en casos especiales. En cualquier caso, las conside- raciones económicas determinarán el momento de introducción de los nuevos niveles de tensión. Dado el moderado incremento que actualmente tiene la demanda de energía eléc- trica en los países industrializados, es posible que transcurra bastante tiempo antes de que sean necesarias las tensiones más altas. En España, la construcción de líneas 110 kV se inició en 1910, Ydesde 1966 la t~n sión máxima utilizada para el transporte es de 400 kV. En la tabla 10.9 se puede aprecIar la situación en el a"'o 1985. TABLA tO.9 Instalaciones transporte-transformación en España. en 1982 Tensión nor- Longitud en lineas Tensiones nominales. mali=ada en eléctricas Transformadores Limites de los inter- el intervalo Aéreas Subterrd- Capacidad to- '·alos. en k V en kV en km neos, en km Número tal, en kVA Más de 99 hasta 176 132 18.153 76 844 27_ 350.945 Más de 176 hasta 300 220 15.247 22 337 31.180.677 Más de 300 380 9.317 O 78 25.479.000 TOTAL 42.7 17 98 1.259 84.010.622 Nuestra actual red de transporte 400 kV tiene una capacidad suficiente para que no sea necesario acceder a un nuevo estadio de tensión antes del a"'o 2000. 10.2.1 La regulación de la tensión Para conseguir la mejor utilización posible de una red es necesario mantener la tensión lo más cerca posible del mayor valor permitido por el nivel de aislamiento, indepen- dientemente de las nuctuaciones de carga activa y reactiva y de las modificaciones fisi- cas de la red. Ello requiere una buena regulación de la potencia reactiva de la red. Los generadores pueden producir y consumir potencia reactiva a bajo coste, por lo que su uso es ideal para obtener el equilibrio de potencia reactiva en sus p!oximidades. Su buena capacidad para soponar sobrecargas los hace idóneos para contribuir, en ca- sos de emergencia, a suministrar potencia reactiva a zonas más alejadas. Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 557 En funcionamiento normal, no obstante, la potencia reactiva no debe transpor- tarse a distancias largas, puesto que ello comporta mayores pérdidas y una peor utiliza- ción de los elementos de la red. Esta es la razón por la que desde hace tiempo es una práctica común la regulación local de potencia mediante reactancias, condensadores y condensadores síncronos. Con la utilización del compensadorestático, basado en condensadores conectados a tiristores y reactancias de control angular de fase, se ha obtenido un medio ideal para la regulación rápida de la potencia reactiva que casi ha desplazado a los compensadores síncronos rotativos por su menor precio, menores pérdidas, menos necesidad de man- tenimiento y regulación más rápida (fig. 10.10) .1 " a) Conden50dof conltclado o lirislor b 1 AflIcloncia tiri'Iorizodo , I e) Condltnl.odor conltclodo o tlrillor Itrt combinación con r.oclo",io H,ilto,izadO Fig. 10. 10 Esquemas de principio para compensador shunt controlado por tiristores. Otra modalidad consiste en la utilización de condensadores y reactancias con inte- rruptores automáticos, muy generalizada en el área de distribución para compensar nuctuaciones de tensión causadas por cambios rápidos y frecuentes de las cargas. 10.2 .2 Estabilidad de la red Por razones económicas, no es posible dimensionar una red para que mantenga su esta- bilidad en cualquier circunstancia. No obstante, cuanto más elevado sea el limite de es- tabilidad, tanto más puede cargarse una red en servicio normal. Por ello, son cada vez más interesantes las medidas encaminadas a aumentar la es- tabilidad. Los cortocircuitos trifásicos, por su imponancia, pueden desfasar los generado- res de la red durante la primera oscilación al producirse la avería. En este caso es po- sible adoptar medidas técnicas, tanto de sistema como de servicio, para aumentar el límite de estabilidad. Entre las medidas más eficaces hay que destacar la reducción
- 289. 558 Protecciones en las instalaciones eléctricas de la duración de la anomalía con la ayuda de interruptores automáticos rápidos y relés, así como la reducción de la reactancia de la red mediante la compensación en serie. Cuanto menor sea el tiempo de eliminación de la avería, menor será la diferencia angular entre los generadores. Los avances en este campo han permitido conseguir tiempos de ruptura de 2 + 3 períodos en los interruptores modernos de alta tensión. Se han desarrollado interruptores de un periodo, pero no han sido utilizados en la práctica debido a su elevado precio yal riesgo de una menor fiabilidad mecánica. Las proteccio- nes actuales ofrecen tiempos de funcionamiento de hasta algunos milisegundos. No es previsible que pueda llegarse más lejos. Toda reducción de la reaclancia de la red aumenta la potencia sincronizada entre los generadores. La compensación en serie ha encontrado su campo de aplicación en re- des de grandes reactancias (por ejemplo, conductores largos). Los condensadores en serie están en servicio en las redes de A.T. desde los años cincuenta. Con el uso de explosores protectores eficaces, se obtuvo desde el principio una elevada fiabilidad (fig. JO. l 1). La tecnología de protección ha experimentado desa- rrollos ulteriores, primero con la introducción de explosores dobles y más adelante con resistencias dependientes de la tensión montadas en serie con el explosor. Ultimamente se han utilizado resistencias de ZnO sin explosores en serie. Los avances de la tecnolo- gía de protección han permitido ampliar considerablemente el campo de aplicación de la compensación en serie. o) Prolecc:ló" tradicional de canden.odor con •• ploSor e interruptor ~------~"~------~ I -= b) Protección de cor¡de"llodor CGn pararrayos de 6.ido de cinc Flg. 10. 11 Esquemas de protección de condensador en serie En conocircui..,s monofásicos la red puede permanecer estable durante la primera oscilación, pero se desfasa más adelante. Lo mismo puede ocurrir con las conexiones normales de la red o en las fluctua- ciones de carga. La razón hay que buscarla en la insuficiente amoniguación del sistema. La amoniguación puede incrementarse con la ayuda de mecanismos estabilizado- res del sistema en los generadores, que actúan de manera adecuada sobre la excitación de las máquinas. El método es eficiente y barato y está siendo muy utilizado. También los compensadores estáticos mencionados anteriormente son, con el control adecuado, muy útiles como elementos amortiguadores. Su corto tiempo de funcionamiento es de gran valor y amplía sustancialmente su campo de aplicación. Los problemas de estabilidad pueden mantenerse durante algún tiempo después de una perturbación, lo que indica un defecto de equilibrio de potencia en el sistema. Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 559 En tales casos las circunstancias están determinadas por los factores que permiten cambios de carga en los generadores, regulación de marcha y frecuencia, sobrecarga en diversos componentes, desconexión de cargas, etc. En ello tiene un papel importante la posibilidad de interconexión o ayuda de los sistemas vecinos. La mejor manera de tra- tar estos problemas es mediante ordenadores debidamente jerarquizados y enlazados entre si. 10.2.3 El diseño de las subestaciones del futuro El diseñadorde una subestación ha de tener en consideración una serie de aspectos, mu- chos de ellos condicionados por preferencias tradicionales más que por los resultados de la investigación y el desarrollo en las técnicas de conexión y disposición. Los aspec- tos principales que hay que considerar son: - La seguridad personal. - La seguridad de funcionamiento. - Las ampliaciones futuras. - El ambiente. - El espacio. - Los costes. Por otra pane, el crecimiento del consumo de energía eléctrica, en combinación con el emplazamiento céntrico y cercano a los consumidores de las subestaciones de transformación y de conexión, conducirá a un aumento de las corrientes operativas y de cortocircuito. Todo ello augura un gran futuro a la técnica GIS (gas insulated system) en toda la· gama de tensiones, desde las más bajas, de 24 kV, hasta las de 1.600 kV. Fig. 10. 12 Modelo interior de GIS encapsulamiento trifásico.
- 290. 560 Protecciones en las Instalaciones eléctricas Los estudios de riesgo probable de danos personales en estaciones convencionales frente a las GIS muestran que mientras en las primeras es de 1por 1.000 anos, en los se- gundos es de 1 por 40.000 años. La introducción de la electrónica, la optrónica y los ordenadores en los sistemas de protección y control permitirá el desarrollo de nuevos transformadores de intensidad y tensión. Todo ello redundará en un aumento de la seguridad y hará más largos los inter- valos entre las revisiones. Con la nueva tecnología podrá registrarse el estado de los in- terruptores y demás aparatos, (por ejemplo, contactos quemados, presión de gas, tem- peratura), mientras la estación permanece en operación. El interruptor pujJer, que se utiliza tanto en las GIS como en las estaciones conven- cionales, tiene un gran potencial de desarrollo, propiciado por los bajos niveles de pro- tección de los pararrayos de óxido de cinc. La introducción de los cables XLPE (cables PEX) ha simplificado considerable- mente las conexiones a líneas, transformadores y reactancias. Actualmente hay en ser- vicio cables para tensiones de 300 kV, Yes de esperar un desarrollo hacia tensiones yco- rrientes operativas más altas. Las subestaciones del futuro tendrán que satisfacer numerosos deseos y exigencias. Muchos factores hablan en favor de un mayor uso de las estaciones GIS frente a la tec- nología convencional. 10.2.4 Aspectos ambientales Al incrementarse las tensiones de los sistemas, aumenta la importancia de los aspectos ambientales, como efectos visuales, efectos de corona y efectos biológicos de campos eléctricos. En el futuro habrá que dedicar gran atención a estas cuestiones. La altura de las líneas aéreas sobre el suelo aumenta con el nivel de tensión. Los factores estéticos desfavorables quedan compensados por el hecho de que se necesitan menos líneas cuanto más alta es la tensión. A juzgar por las encuestas realizadas, la población en general prefiere un pequeño número de líneas grandes a un número mayor de líneas pequeñas. Urge, sin embargo, diseñar postes más ligeros y se está trabajando en ello. En este aspecto, el transporte en corriente continua tiene la ventaja de requerir postes más pequeños. Los efectos corona sonoros son los que pueden llegar a ser más molestos en las co- rrientes alternas elevadas. Las perturbaciones se acentúan en tiempo lluvioso, en caso de niebla e inmediatamente después de haber llovido, cuando los conductores aún es- tán húmedos. Con buen tiempo estos efectos son totalmente desdeñables. Por esta razón, el nivel permitido de perturbación se define como un valor máximo que no debe exceder más del 5 % del tiempo de uso. No hay normas de aceptación general sobre los niveles de perturbación permisi- bles. No obstante, se han hecho estudios que parecen indicar que los niveles sonoros in- feriores a 55 dB (A) fuera del corredor de la línea no dan lugar a grandes quejas, mien- tras que los niveles de 60 dB (A) Ysuperiores son considerados molestos. Se suele considerar un valor límite adecuado el de 50 dB (A). El nivel sonoro disminuye con bas- tante lentitud al aumentar la distancia de la línea, por lo que las exigencias elevadas so- bre bajos niveles de sonido requieren corredores muy anchos. Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 561 El nivel sonoro de los conductores actuales de 800 kV pasa muy raramente de los 55 dB (A). Para mantener el nivel en este límite, cuando se trata de tensiones superiores, se requiere un sobredimensionamiento de secci<in del conductor o un aumento del nú- mero de conductores parciales de un fajo. Ello comporta costos adicionales y puede in- fluir en la elección de la tensión para un nivel de transporte dado. Los conductores para corriente continua de alta tensión no producen perturbaciones sonoras molestas, ni si- quiera con mal tiempo. El campo eléctrico bajo un conductor libre aumenta con la tensión del sistema. Ac- tualmente se está debatiendo intensamente la cuestión de los efecios biológicos de estos campos. No obstante, se han hecho numerosos y minuciosos estudios que han puesto de manifiesto que las intensidades rle campo de 10-20 kV/m que existen a nivel del suelo debajo de conductores de 420-800 kV no dan lugar a cambios biológicos perma- nentes en el hombre, animales y vegetales. Por razones de seguridad, los conductores para tensiones altas se dimensionan generalmente para que no se exceda este valor de la intensidad de campo. Ello puede conseguirse mediante un moderado aumento de la elevación del conductor sobre el suelo. Las condiciones son algo distintas en las subestaciones por encima de 400 kV, donde el personal puede verse sometido a repetidos impactos de descargas eléctricas al tocar objetos metálicos. Ello puede producir irritaciones y molestias psíquicas y, posi- blemente, algunos danos biológicos. Estos inconvenientes no existen en subestaciones con aislamiento por gas. Los conductores para corriente continua en alta tensión no ori- ginan campos eléctricos molestos al nivel del suelo; no se tiene noticia de dificultades en los equipos actualmente en servicio. 10.3 Los medios de distribución La expresión «distribución de energía eléctrica» no está bien definida internacional- mente, pero es habitual que se refiera a las redes de baja tensión (220-660 V) Ylas redes superiores intermedias (3-36 kV). En la zona de bajas tensiones existe una cierta super- posición en las «instalaciones». Con más de 36 kV, según la densidad de la carga. las tensiones de hasta 145 kV pueden considerarse como pertenecientes al sector de distri- bución. aunque en algunos países existe una cierta superposición con «subtransmi- siones). En la tabla 10.13 se expone la situación de las instalaciones de distribución-trans- formación en España en 1985. Los cinco sectores en que puede clasificarse la distribución son: Sistemas de energ(a para industrias pesadas Este sector está representado por grandes consumidores de energía eléctrica. como las industrias de cabecera en los campos del acero, el petróleo. el papel. los productos quí- micos, etc.. que en muchos casos reciben el suministro a tensiones elevadas (por ejem- plo, 130 kV). El consumo de electricidad de una gran industria equivale al de una ciu- dad de tamaño mediano. A menudo. las propias industrias generan una parte de sus necesidades de electricidad aprovechando vapor. gas. petróleo. etc., de sus procesos.
- 291. 562 Protecciones en las instalaciones eléctricas TA8LA 10.13 Instalaciones de distribución-transformación en España en 1985 Tensión nor- Longiwd en I¡neas Transformadores Tl'nsiones nominales. mali=ada en eléc¡ricas reductores L{miles de los ¡mer- e/ intena/o. Aéreas Subterrá· Capacidad lo- 1"0/05. en k¡' en kV en km neas, en km NúmPfo la/. en kVA Menos de 1 - 158.8 12 31.317 O O Desde 1 hasta 4.5 3 1.005 82 778 85.846 Más de 4.5 hasta 8 6 9.902 1.605 11.303 2.467.477 Más de 8 hasta 12,5 10 19.467 4.300 22.954 5.946.286 Más de 12.5 hasta 17.5 15 57.807 7.891 56.073 14.955.350 Más de 17.5 hasta 25 20 58.673 6.466 45.099 12.136.357 Más de 25 hasta 37.5 30 9.870 1.244 5.782 3.761.602 Más de 37.5 hasta 55.5 45 19.640 320 889 7.495.992 Más de 55.5 hasta 99 66 11.980 43 737 10.274.140 TOTAL 347.156 53.268 143.615 57.123.050 Por esta razón. la construcción de las redes está fuertemente inOuida por la generación local y la conexión a la red de alimentación. En general. es posible cuantificar el coste de las interrupciones en el suministro a grandes industrias procesadoras. Las medidas que se aceptan en la construcción de la red con el fin de obtener una óptima seguridad de suministro desde el punto de vista económico vienen determinadas por consideraciones de los costos. Los tipos de carga y costos de las interrupciones difieren mucho en las distintas industrias. Por esta razón. cada tipo de industria tiene su sistema de distribución propio, en ocasiones de gran complejidad. Los sistemas más avanzados cuentan con reservas completas mediante fuentes de alimentación alternativas, tanto en el sector de alta tensión como en el de baja. A me- nudo también se dispone de equipos para suministro sin interrupciones a secciones prioritarias (por ejemplo. centrales de ordenadores). SHleJllGS «comercia/es" Esta exprcsión delinc la distribución de electricidad a grandes proyectos municipales o estatales. como grandes edificios. bancos. centros comerciales. escuelas. aeropuertos. hospitales y puertos. Como en estos casos e,isten exigencias especiales para la seguri- dad de las personas ydel material. la necesidad de equiposde reserva puede inOuiren la configuración de la red y el funcionamiento del sistema eléctrico en situaciones de emergencia. Esto ocurre especialmente en los hospitales. donde las exigencias de sumi- nistro seguro son elevadas. En este sector puede ser difícil trazar un limite entre la dis- tribución y la instalación, ya que a menudo ambas constituyen una parte integrada de una edificación nueva. Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 563 El S('Clor induslrial Este secior distribuye la electricidad a industrias pequeñas. emplazadas en muchos ca- sos en los cinturones exteriores de las ciudades. La estructura de las líneas es análoga a la de la categoria anterior. pero son menores las exigencias de fiabilidad. Las cargas son generalmente pequeñas (50-500 kVA) y el suministro se hace a baja o media tensión a cada abonado particular. La planificación para estos sectores ha de ser Oexible. ya que no siempre puede saberse el tamaño de las industrias abonadas. Se utilizan a menudo redes de cable único para media tensión y redes radiales para baja tensión. DiSlribl/ción I/rbana Este sector es representativo de núcleos densos de población con grandes redes de ca- bles y elevada densidad de carga. En los suburbios la densidad de carga es inferior. por lo que la estructura de las redes se parece a la del sector industrial. Las instalaciones es- tán a menudo «ocultas» y las subestaciones, incluso para tensiones altas, pueden insta- larse bajo techo. La planificación de los trazados de cables yel emplazamiento de las es- taciones requieren una intima colaboración con los planificadores urbanos. En este caso las exigencias estéticas de las instalaciones son mayores. Dislribl/ción en áreas rurales Es el tipo de red con la menor densidad de carga; a causa de las grandes distancias de transmisión. el costo porkWh suministrado es elevado. Debido a ello, en muchos luga- res del mundo se instalan pequeñas redes independientes entre sí con generación local en una primera etapa. Hasta que la carga aumenta no se considera que pueda ser eco- nómico conectar estas redes aisladas a Olra mayor. En las redes de media tensión se utilizan a menudo lineas aéreas. pero también existen cables colgantes de hasta 24 kV. Está aumentando el uso de cables subterráneos. debido al desarrollo de métodos mo- dernos y económicos de tendido. Lo mismo puede decirse para las redes de baja tensión. 10.3 .1 Planificación de la distribución de energía eléctrica En las exigencias para la distribución de energia eléctrica, los paises industriales y los que están en vias de desarrollo presentan algunas diferencias fundamentales que hay que tener en cuenta. La formación de personal de las plantas exige determinadas consideraciones en los paises en desarrollo. en los que existe a menudo escasez de técnicos. Por ello, son de gran importancia la sencillez y la facilidad de comprensión en todos los niveles, tanto en la construcción de las redes yelección de los componentes como en la elaboración de instrucciones de mantenimiento. que han de ser prácticas y fácilmente comprensibles. Otra diferencia importante atañe a la disponibilidad en cada punto de suministro. La distribución de energía en los paises industrializados muestra un elevado grado de disponibilidad. que se ha conseguido a través de medidas incorporadas para este fin en diferentes partes del sistema.
- 292. 564 Protecciones en las Instalaciones eléctricas Ello comporta elevados costos de equipo, que están más allá de las posibilidades económicas de los países en desarrollo; consiguientemente, éstos han de aceptar redes más sencillas y con menos equipo. Para consumidores importantes, como hospitales, aeropuertos. etc., se emplean refuerzos locales en forma de instalaciones generadoras. Puede aumentarse la fiabilidad dedicando atención especial al mantenimiento preven- tivo. Una tercera diferencia importante reside en la práctica establecida y en el estándar nacional de los países industrializados, que no existe en los en vías de desarrollo. Desde principios de siglo existe la CEI,cuya misión es estandarizar datos y métodos del sector electrotécnico. La CEI es un reflejo del consenso internacional, con la intención, ade- más. de que pueda utilizarse en los lugares donde no se haya establecido un estándar na- cional. Cualquier país tiene así la posibilidad de aplicar exigencias uniformes y los téc- nicos que trabajan en la distribución internacional de energía eléctrica tienen la responsabilidad frente al país huésped de estar bien informados sobre las recomenda- ciones de la CEI. 10.3 .2 Evolución de los diseños y equipamiento Los principios en que se han basado los trabajos de desarrollo conducen a los módulos prefabricados. dadas la sencillez y flexibilidad de éstos. Las soluciones sencillas son ob- jetivo prioritario. no sólo para reducir los costos. sino también porque resulta menos costosa la formación del personal operativo yde mantenimiento. Se entiende por flexi- bilidad la capacidad de cumplir diferentes exigencias, normas y estándares sin necesi- dad de costosos cambios de diseño. Aparte de las exigencias sobre soluciones sencillas y flexibles. otro factor importante es el transporte de los grandes volúmenes. Las dimen- siones de los equipos han de mantenerse dentro de los límites exigidos en los transpor- tes por tierra y mar. y la capacidad de las grúas en el lugar de montaje. Otras considera- ciones importantes son: La seguridad personal. - La resistencia mecánica. - La protección anticorrosi va. - La estética del diseño. 10.3.2.1 Estaciones de maniobra y transformación Dentro de la amplia gama de diseños prefabricados se citan tres modelos básicos. Las estaciones de hormigón son preferibles en cuanto a la resistencia mecánica ya la corrosión. Los tipos que operan bajo techo. cumplen exigencias de seguridad para el personal. Las variantes de operación a la intemperie son de menor volumen y peso, re- sultando más reducidos también sus costos; protegen al equipo, pero no al personal de operación. de las condiciones atmosféricas. El hormigón es un material pesado, que puede dificultar el empleo de las estaciones en lugares apartados, con escasez de vías de com unicación o de equipos de descarga. Para una estación completa, el peso varía entre 5 y 30 toneladas. En los casos en que hay dificultades para el transporte de la estación de hormigón, son más útiles las estaciones metálicas encapsuladas. Tienen menor peso y menor esta- Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos V su equipamiento 565 bilidad estructural que el hormigón, pero por lo demás sus posibilidades son análogas. En parte ofrecen mejores posibilidades de variación de diseño, puesto que incluso pue- den ser rentables series pequeñas hechas a la medida. Por esta razón pueden resultar convenientes para proyectos pequeños con exigencias especiales (por ejemplo, dentro de zonas industriales). Como la chapa tiene un efecto compensador de la temperatura muy inferior al del hormigón. en ambientes tropicales es necesario instalar equipo adi- cional de refrigeración con ventiladores y filtros. Requieren también un aislamiento su- plementario del techo. El tercer tipo está formado por las llamadas estaciones integradas (fig. 10.14). El transformador se coloca con sus radiadores expuestos directamente al aire exterior. Además. la cuba del transformador constituye el cuerpo propio de la estación y los en- capsulados de alta y baja tensión se conectan directamente al transformador; por lo que este tipo resulta más compacto yeconómico que las unidades encapsuladas con hormi- gón o chapa. Fig. tOot4 Estación de red integrada para t60 kVA, 15/0,4 kV. Con objeto de aprovechar las ventajas de la fabricación en planta y de la distribu- ción de electricidad, se ha desarrollado el sistema de construcciones del tipo container, vinculado al estándar ISO de contenedores. Tales construcciones están formadas por un marco de acero soldado con paredes de hormigón o de poliéster armado con fibra de vidrio. Hay varios tamaños de módulos, al objeto de que puedan adaptarse a diferentes modelos de subestaciones. También hay módulos de salas de mandos y otros de locales para el personal. El aislamiento de los edificios es lo usual. En principio no existen límites a las posibilidades de montaje de los módulos, por lo que incluso es posible fabricar estaciones muy grandes. El montaje de los módulos terminados se hace en el lugar de emplazamiento final. Todos los cables de control en- tre los módulos están provistos de enchufes, por lo que no es necesario hacer pruebas posteriores a las realizadas en fábrica.
- 293. 566 Protecciones en las instalaciones eléctricas 10.3.2.2 Ventajas de las estaciones prefabricadas Las ventajas de las estaciones prefabricadas, en comparación con las montadas in siru. son las siguientes: _ Menores necesidades de coordinación en el lugar de emplazamiento. - Los trabajos de construcción y eléctricos están coordinados. _ Se reducen los trabajos de construcción en el lugar de emplazamiento. _ El equipo eléctrico está protegido contra la intemperie durante el transporte y en el lugar de emplazamiento. - Son fáciles de trasladar. _ Menos costos de constru~ción y montaje, y, en general, menos coste total. - Menos necesidad de espacio. _ Las pruebas realizadas antes de la entrega garantizan una calidad y un funciona- miento correctos. - Poco tiempo para la puesta en funcionamiento. - Eficiente control de calidad. - Menor costo total. Es importante que los técnicos que planifican la distribución de electricidad conoz- can estas ventajas. 10.3.2.3 El interruptor automático Por sus bajas necesidades de mantenimiento y reducidas sobretensiones los interrupto- res recomendables son los de hexafluoruro de azufre y de vacío. Para reducir aún más los costos de mantenimiento, se han desarrollado indicado- res electrónicos de estado que emiten una señal eléctrica en caso de defectos en la pre- sión del gas o de velocidad inadecuada. En general, y como resumen, puede afirmarse que los sistemas compactos Yprefa- bricados que ya son de utilización actualmente, seguirán siendo. con la lógica evolu- ción, la opción del futuro. 10.4 Supervisión y control El hombre siempre ha sentido la necesidad de vigilar y controlar los procesos, grandes y pequeños, que ha puesto a su servicio. En su forma más sencilla y primitiva se consigue dotando al proceso de cualquier tipo de instrumentos de medición ydispositivos de eje- cución. Estos medios auxiliares permiten que el personal responsable intervenga en el proceso. Por razones prácticas, los dispositivos de medición y control de los procesos se agrupan en paneles. El operario puede entonces observar el estado en que se hallael pro- ceso sin necesidad de grandes desplazamientos. Para instalaciones grandes, es Impor- tante disponer de un lugar desde el que es posible vigilar la totalidad del proceso. Por ello se han construido salas separadas de mando -llamadas centrales de mando- desde Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 567 las que pueden vigilarse y controlarse partes esenciales del proceso. Además, cuando se trata de procesos que abarcan una cierta extensión geográfica, las correspondientes sa- las de control se instalan en edificios propios, separados de las instalaciones del proceso. La sala de control tradicional está compuesta por un cuadro mural, en el que se ha reproducido un modelo del proceso, y una serie de cuadros de mando y control. El ta- maño del cuadro mural está en relación con el tamaño ycomplejidad del proceso que se vigila. En el cuadro se dispone de una serie de instrumentos que indican el estado del pro- ceso (por ejemplo, tensiones, flujos, posiciones de interrupción, etc.). Estos cuadros y los modelos estilizados se hacían en principio de forma artesana. Los cuadros de már- mol y las instalaciones de brillante latón eran, antes, regla general. Cada vez que se introducían cambios en las instalaciones, había que modificar también el cuadro mural. En los procesos en cambio continuo se incurría en grandes costos por este motivo, a pesar de que los métodos se fueron simplificando considera- blemente en varias etapas, hasta llegar a los actuales cuadros de mosaico. Los procesos eléctricos se modifican más o menos continuamente. Se construyen sin cesar nuevas lí- neas, estaciones, etc., por lo que el modelo en el cuadro mural se complica más y más, haciéndose confuso y de comprensión dificil (fig. 10.15), con todas las consecuencias negativas que esto lleva consigo para un control y una vigilancia racionales. A menudo ha ocurrido incluso que sin agotarse el espacio en la sala de control existente, ha sido ne- cesario construir otra nueva. Fig. 10. 15 Panel de control central clásico. (Cuadro mural.) Para solucionar este estado de cosas, costoso y rígido, pronto se acudió a la infor- mática. Cuando, a finales de los años sesenta, se hicieron más asequibles los ordenado- res de tiempo real, fueron aprovechados inmediatamente para un nuevo concepto de
- 294. 568 Protecciones en las instalaciones eléctricas central de mando en que la pantalla asume el papel del cuadro mural y los ordenadores realizan el procesamiento de las señales. A partir de aquí se han desarrollado sistemas muy flexibles de centrales de mando. En la figura 10.16 se muestra una moderna sala de control con terminales de pantalla. Ha desaparecido el cuadro mural, aunque de todos modos, aún se utiliza a un nivel subordinado, muy simplificado. La sala ofrece una pa- norámica del proceso completo y, además, con buenos resultados ornamentales. Fig. 10.16 Centro de control moderno. Los procesos de producción, transmisión ydistribución de energía eléctrica tienen una difusión geográfica enorme, y al mismo tiempo tienen continuidad sobre naciones enteras, en realidad por todas las panes del mundo. Ello ha hecho que desde la infancia de la electricidad las empresas de energía eléctrica dedicaran esfuerzos encaminados a dirigir y vigilar instalaciones y secciones lejanas con los controles a distancia. La complejidad en el diseño de sistemas de mando y vigilancia está íntimamente unida a la complejidad del propio proceso. No hay duda de que el proceso industrial técnicamente más avanzado de una sociedad moderna es el proceso de producción, transmisión,distribución yconsumo de energía eléctrica. Porello ha sido ysigue siendo un desafio la aplicación de sistemas modernos de control basados en ordenadores, espe- cialmente si se tiene en consideración la dispersión geográfica. Por otra pane, el hecho de que se puede disponer de ordenadores de todos los ta- maños, desde microprocesadores a grandes instalaciones, ha abieno nuevas posibilida- des para un uso más eficiente y seguro de los sistemas eléctricos. Puede obtenerse una explotación económica óptima mediante el control de la pro- ducción de energía y del flujo de ésta en el sistema teniendo en consideración los costos de producción y las pérdidas. Tampoco hay que olvidar la minimización de las reservas Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 569 y. eventualmente, el control de la carga en sí. Las medidas afectan a todo el sistema, desde el productor al consumidor. La máxima utilización de los sistemas de alta tensión, sin arriesgar la seguridad, exige la vigilancia del estado en que se hallan los diferentes componentes de la red. Así, éstos podrán cargarse al máximo permitido por su vida de servicio ysu mantenimiento. La vigilancia yel control de la red también se han visto facilitados por los avances de la optrónica, que permite la medición directa sobre los elementos conductores. El ac- ceso a información sobre el estado de la red permite también intervenciones rápidas y correctas durante las penurbaciones, de modo que es posible limitar la duración y gra- vedad de éstas. No menos imponante es la posibilidad de la rápida reconstrucción de la red después de l'na avería. Este campo está experimentando un fulgurante desarrollo y es aquí donde pueden esperarse en el futuro próximo los cambios más espectaculares. 10.5 Fiabilidad, disponibilidad y seguridad en los sistemas eléctricos y las protecciones La complejidad de las redes y las condiciones cada vez más exigentes que debe satisfa- cer la seguridad de suministro de la energía eléctrica imponen requisitos mayores al análisis de la fiabilidad y la disponibilidad. La evaluación con métodos simplistas sólo es posible en casos poco complicados. Los problemas complejos sólo se pueden resol- ver de forma satisfactoria y precisa mediante la ayuda de modelos y métodos probabi- listicos a través del ordenador. El análisis de la fiabilidad y la disponibilidad debe ser cualitativo y cuantitativo. En cualquier caso, conviene recordar la necesidad de utilizar el sentido común y la experiencia acumulada en la interpretación de los resultados, evitando ser esclavo de las metodologías empleadas. En ~I análisis cualitativo se definen las magnitudes imponantes que deben ser eva- luadas. Estas son la fiabilidad R (IJ Yla disponibilidad A (IJ. - La fiabilidad R (1) es la probabilidad de que la instalación considerada sea capaz de funcionar hasta el tiempo l. - La disponibilidad A (IJ es la probabilidad de que la instalación considerada sea capaz de funcionar en el instante l. A menudo se utiliza la disponibilidad a largo plazo A que indica la magnitud asintótica (t -+00) de la disponibilidad A (IJ. ' La noción de la capacidad de funcionamiento aparece en ambas definiciones. La definición precisa de la capacidad de funcionamiento (o un criterio de fallo) de una ins- talaCIón es la primera condición necesaria para un análisis de su fiabilidad y su disponi- bilidad. Particularmente en el caso de instalaciones complejas, se efectúa una descom- posición con ayuda del análisis de la estructura del sistema y de su funcionamiento. El sistema se analiza entonces (en varios niveles) en sistemas parciales. . Se est.udian las incidencias de los fallos de los componentes y de los sistemas par- Ciales en estos y en el sIstema completo con la ayuda de un análisis tipo «defecto- efecto»,
- 295. 570 Protecciones en las instalaciones eléctricas La base del análisis cuantitativo está constituida por los datos de fiabilidad de los equipos y sus componentes: - Tasas de fallos. - Tiempos de reparación. - Politicas de mantenimiento. Para la determinación de las tasas de fallos hay que tener en cuenta los factores am- bientales (temperatura, vibraciones, etc.), así como la carga y la calidad de fabricación de los componentes. Las tasas de fallos se pueden encontrar en las obras de referencia apropiadas. Las mejores fuentes de información para los componentes electrónicos son el Mili/ary Hal/dbook, Reliability Prediction 01Electronic Equipment, publicado por el US De- panment of Defense en 1982, o las estadísticas de explotación de diferentes organiza- ciones, como UK.AEA. VDEW, CIGRE y IEEE. Para evaluar los tiempos medios de reparación hay que tener en cuenta: - La comprobación del fallo. - El tiempo de desplazamiento al lugar. - La reparación propiamente dicha. - La entrada en funcionamiento. Los tiempos de reparación dependen esencialmente de la fonnación y la disponibi- lidad del personal (noche, fin de semana), así como de la simplicidad de manteni- miento de la instalación y del stock de piezas de recambio. El mantenimiento preventivo puede reducir notablemente el riesgo del fallo im- previsto. Pero a menudo no es posible realizar el mantenimiento sin entorpecer la ex- plotación o comprometer la reserva. En la evaluación de la disponibilidad de la instala- ción hay que tener en cuenta no solamente la indisponibilidad debida a los fallos, sino también la debida al mantenimiento. La elección de modelos matemáticos tiene imponancia para un análisis eficaz de la fiabilidad y la disponibilidad. Los métodos más utilizados son: - Algebra de suceso. - Métodos discretos de Markov. - Método de tie and cut-seto - Análisis del «árbol de errOn>. - Simulación directa de Montecarlo. En cualquier caso, debe tenerse siempre presente que en la planificación han de reunirse todas las condiciones, no solamente con el fin de obtener la adecuada fiabili- dad del proyecto elegido, sino también de garantizar una elevada seguridad de servicio con medios razonables, ya que la seguridad absoluta constituye una asíntota irrealiza- ble (fig. 10.17). En consecuencia, la seguridad de suministro en los sistemas eléctricos debe ser tan elevada como sea necesario, pero también lo más económica posible. Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 571 K 1-'.'0-4 '-0.5.,0- 4 ,,O • !o a En.'9ia 1I.,dida Eb =- En.,v{o I"'Ministrada al con.Llmo Fig. 10. 17 Inversiones K en función del nivel de seguridad S. 10.5 .1 Criterios de seguridad en los sistemas eléctricos Los criterios de seguridad son las condiciones que debe satisfacerel sistema para que los factores y sus consecuencias sean mantenidos a un nivel aceptable por el usuario. Se pueden clasificar en: Criterios técnicos. a) Indices limites (tasa de reserva, probabilidad de fallos, esperanza matemática de la duración del fallo, de la energía no suministrada). b) De todo o nada (estabilidad). Estos criterios técnicos son de fácil aplicación e interpretación, si bien en algunos casos su elección puede resultar arbitraria. Criterios económicos. Estimación del perjuicio ligado al kWh no servido. Estos criterios económicos no necesitan una definición a priori, si bien su dificul- tad consiste en definir el coste del kWh no servido. En una segunda clasificación, dichos criterios se pueden dividir en:
- 296. 572 Protecciones en las instalaciones eléctricas Criterios deterministas Se basan en el análisis de un cierto número de situaciones límite (cargas e indisponibili- dades), a las que el sistema debe responder correctamente. Por ejemplo: a) Producción: tasa de reserva, punta de carga anual, etc. b) Red: fa llo de un elemento, etc. La aplicación de estos criterios deterministas presupone que el planificador tenga la debida experiencia. Con ello se consiguen análisis detallados de situaciones reales de la explotación que el sistema debe soportar. Criterios probabilisticos Consiste en estimar todas las situaciones posibles, es decir, estimar para cada caso uno o más índices de seguridad probabilísticos. Estos criterios probabilísticos tienen la ven- taja de considerar todos los casos posibles y evidencian los puntos débiles del sistema. Sin embargo, precisan tiempos de cálculo largos, que obligan a simplificaciones. A título de ejemplo, en las tablas 10.18 Y10.19 se exponen algunos de los criterios de seguridad utilizados por varios países en la producción y el transporte. TABLA 10.18 Criterios de seguridad utilizados para la planificación de la producción ( RIII:RIO, 1I1L11'./IXJ. ,..,' I'L ININC"I( /ON 7 R.~T..uI/I:."NTO DI:. L~S CfR(, ~s Ik"..mlH'ill .... C lJIIJ,d,.,.,,( I/.HI tÑ' Ñu 1,"(" " ,.,."",hf/,JIIl u rtl haJ(' (} UlC't'rl.dU/IIfwrs ",lIf'ffl,Q "'11",,'" ¡'",bulo,h· CUJlt' S,IIIQ(',OI! (ot/J,f/Nar'lCHt (lUfIIt' dadJr DUrvt',r1It 1':""",. d" (} ptT.udD MIlIJ ca'~ /'u/ ("tI"} I;IH'~ (alf.. '*'4>'''' .1I"dll {G/lu ."alt:lldo ('n..uft,",a} Cfllntll,OJ 'lftrrT,mfp,hIn (d'Uli'",') (h,lroJuAfIj (S1I1 ~ ~fm.. «1 Sur ~I" , 0.015 0.75 Anual ""s.r.h. HI)''o Q' I An",,1 X X S, lirio" " """" EK'tQrtOS X S, 81111.1 X X ~, X Anu.! E..... 21 .. X O ." ""1'111 X X E't&Om UnlCkn X F,nlIfHh. ,,,. O .OS'llo , Punll Cran ~una 21' , "'mil X X Holanda JO" ) Anual X X Irlud. 0.2 PuM. EKenanO'J X NO ,.."'" '.IU'IIo O .) PunlU X X NM"" X Rum¡nll ., .. 14 '!lo ) X AnUIII X SUoC'C" , 0.13 e'nlad.,-, X Anu.1 X X FllInt•• ,- , X AnUII X X h,IIIC -' , AnUIII X X ,- , Uuhtln mImos de tqundad para I1 plln,rlCl(:lOn nHlJllnl.l de t. prodllatOll ) de I1 red Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 573 TABLA 10.19 Criterios de seguridad para la planificación de la red de transporte e interconexión Clt.lTCRIOS DETCRMIN/sr:4S iS,CCTOS CX~ WlftlADOS Clmll_ /",ml<l6tt l' "- IltC'ld~l" -"'''' L""'n* C'f1l(1.Mi 1'(1'1 S,'__'IMl'J lHI4/,:tJdlll l' oIMn'or,OItn N·' ""·1 tkÑl.mu ",ü/llpln 1,"",,/" ,~... JIU_ Akmllma Toda$ In mhW1 X X X X "ron.' Sur Vanas X X X X Aullralll S,'uanonn C>.Jrtma~ PI.... eL "".1 X X X IkI&JCI! Punta y ".11t X X En 310 kV X X 8n511 Punta y>'1lle X X X C'Mcodo.'aqUI& V'fqi X V.~ X X Es~"'. Puna. ",.11t )' vlnn hldrauhc.dadet X Vir_ En 400 kV X X Esudot UrudOl Vlnlls X X F,nlanch. Punta. ",lit )' ..anll confl,urKlIHIn X X X X Gran Brmn, Vana, X V.~ X ltotanOa Puntal X X X X ,....... PII"!" X X X Japon VII"U X V.~ X X Non«p V..... X X X X X Rum.nLa V.ras X V.flCK X X S~ Vanas X X X X Una tercera clasificación de los crilerios de seguridad es la siguiente: Criterios estdticos A un sistema eléctrico (producción y/o red de distribución) en un régimen establecido le corresponden índices de seguridad estáticos, como probabilidad de fallo, energía fa- llida, etc. Cuando aparece un incidente, el sistema reacciona después de un período transito- rio y alcanza un nuevo estado de régimen con nuevos índices de seguridad. La suma de estos índices, ponderados por las probabilidades de cada situación, da los índices estáticos medios. Los índices estáticos definen el nivel de fallo estructural del sistema. El tiempo sólo interviene como variable independiente. Criterios transitorios. Cuando aparece un incidente, el sistema pasa por una fase transitoria que pone en mar- cha medios de reacción: a) Del sistema: reacción de máquinas y medios de protección. b) Del personal de control: maniobras en la red, cortes de carga, etc. Esta fase transitoria está caracterizada por: Una duración breve. Un déficit de potencia que puede ser importante. Una energía no servida pequeña. El tiempo es una variable independiente.
- 297. 574 Protecciones en las instalaciones eléctricas Como ejemplos, se pueden cilar los estudios de estabilidad, capacidad de lomar carga, estudios de reactiva, etc. Los crilerios de seguridad utilizados en los diferentes países no son coincidentes debido fundamentalmente a una distinla configuración de las diferentes partes del sis- lema eléclrico (producción, transporte y distribución), así como de los sislemas de pro- lección. La evolución futura de los criterios de seguridad de los sistemas eléctricos se orienla hacia los aspectos siguientes: E'olución de los métodos a) Utilización creciente de los métodos probabilislas, lanto en la producción como en el transporte, así como en el conjunto producción-red. b) Otras modificaciones específicas, como la introducción del cálculo de riesgo de fallo transilorio, que incorpore la simulación del proceso de reposición del servicio. Esto permitirá simular los casos infrecuenles, pero peligroso, de fallo múltiple. EI'olución de las normas La evolución de las normas se orienta hacia conclusiones que pueden ser conlradicto- rias según los diferentes países. Algunos países avanzados tienden a reducir el nivel de exigencia de las normas de seguridad en su concepeión actual, para apoyarse en auto- matismos de reposición rápida del servicio; mienlras que otros prosiguen en el camino del refuerzo de la seguridad, lo que naturalmente se traducirá en un mayor coste del kWh servido. 10.5 .2 Fiabilidad de los sistemas de protección Para tener un conocimiento adecuado de la fiabilidad de los sistemas de prolección, el análisis no debe limitarse solamente a los aparatos, sino al sislema completo. Se puede dividir el tema como sigue: - Fiabilidad de los aparatos. - Fiabilidad del sistema (comprende la lotalidad de la cadena de acción que va desde los Iransformadores de medida a los interruplores y equipos auxiliares, etc., pasando por la Iransmisión de la señal). - Influencia de los defectos internos del sislema de prolección sobre la red. La fiabilidad comprende fiabilidad de concepeión y fiabilidad de explotación. 10.5.2.1 Fiabilidad de los aparatos La fiabilidad de concepción de los relés debe asegurarse medianle un conjunto de medi- das que empiezan por una planificación cuidadosa del desarrollo, la conslrucción del prototipo y su estructuración, el dimensionado y la fase de ensayos del modelo de labo- ralOrio. Perspecllv<:Is de evolución de los sistemas elet:tllcu ~ y ::.U equ lr>~III't:!f'ltO 575 La fiabilidad de l'oncepclón no cambia durante la "da del aparatu El campo que abarca la fiabilidad de <'Oncel""Jn 'JlI1preOlIt ludas la, medidas par'l drll'Clar lo! 1:11105 Ul'ultos. Se pueden menClOn¡¡r: tll'JJtI~1I1 yu) (ir L'n)tI~U) Jnl"urpo· radas. dispU~III"'O) de ensayu y control permanentc)) autuI1l31U':U). a)! ",'VIIIU !tl!tlt'rnas dt" ulagnósllC:o nw) gl:'ll!rall's. E!ttos dispOSitiVO), al'lualnll'lltl' dl!tptmlhk). étlll'l'll'ntan la fiabilillad de l'ont'Cp"lon y disminuyen los rostl'" tll' nlílllll'nllnlcntu. rontrol ~ repa· ración. En el caso de que los relés tengan componenl" rln una' Id" tnrt'nur a la "da IUlal previsible del rrlé, éstos deberán ser marcados ron una Indll'"ClÓn desunada a prrver los Camblll$l",nodlros. Este seria el caso, por eJl'mplu. dr l'lllldcnsauores rlrl'lrolilicos que requlI:n'u ~l'r ~lI~llIlIldo~ cada diez años. Estas I1lcdlda~ JeOcn ser ICllldas en cuenta en los (,ISOS l'n que. de acut.'ruo con la cun a de lí.I (hancran. lo~ l"Ul1lpun(,lltc~ C'H'edan las prevlslonrs. . Cuando la liab,lldad de concepción esta delinlda. la liabllld"u Lit' ..,plulanon es una magnitud de probabilidad que puede ser drlcrnll"ada " ~"r" de la liabllidad de los romponc.'nles. )" que: debe ser verificada pur las l'~lach'l1l"a~ dc cumpOrlctnlll'ntO de los aparalOs "urante el ensayo y en servICio. Las rautclas de l'onlrol de calidad IOmada$ dUlanl' la aJqul>IClun de los l'qlll poS tienen un pap~:1 fundamental en la obtención de un mt'jUl funl"lonanllCnlO La liab,lldad en la explotaCión depende de la, ,nllul'nl'J' Oll'llid' ) leUllldlllente disminuye con eluempo. Hay que precisar Que el en ,cJen nllCIllO dI' lus apara10'. defi· nido por la curva de la «banera)" no aparece practlcamente: nunl"a en los aparatos mo· dernos con l'umponemes eleclrónicos. debido a "" medidas y ensayus prevlslos du- mnle su vidíl de runclOnamiento. Se puede ~lIpUIlCr con fundamento que la vldH dc lu~ apari.ltu~ l"un componentes ckClrÓOll"u~ l'~ l1Ia~ larga que la de aquéllos ron l"OmpOfll'f1Il'S OlCl"anll"U!'. No ubstante. los l'ontlnUOS ,,,11,,, Il'l'nologlcos limitan 1,,, posll.ltlldauc, LIt' al'umular una Informa- ción suficiente íJ c!tt~ respeclo. 10.5.2.2 Fiabilidad de los sIStemas de prolecclón Para poder establel'~r los sistemas de protecclOn con la "de, uad. liabllldad. es precIso conocer la rrd y 10$ del'IOS de la proteccIón sobre ella. es del·l!. la~ eventuales repercu- siones de su mal funnonamiento. Deben preverse las condiciones eléctncas y d,mau('a, mas adecuadas. La adap- tación correcta del SlSlema de protección requiere. en algunos casos. la CUidadosa elec· ción de los transformadores de medida necesarios, p,e'tando especIal alenClon a la re- lación de transformación. a la potencia y al laCIOr de sohrelntrnsldad. Si se utilizan transforrfladores dr medida linealizados para prOlecc",,,", dr comparación. hay que proceder Igllalmclllr • una adaptación de los renolll"n", ,llnamlco•. del mlSn", modo que en rll'aso de alimentación de relés óptiCOS por ti alls"" ",aault's ae lenSlon lapaCI- tivos. Una conslderaClon mas detenida de la liabllldad úr lo, .lStemas de protección lIe"a a plantearse la siguiente pregunta: ¿Con que Irel'U"""'iI debell acluar las proleccio· nes en la red? En el caso de redes con líneas aerea•. 1"" cl,·",plu. la Irecuencla de los coro II)('tr<'Ullo, dl'lx'nde del nivel de tenSión y dd Iralall"elllu uel ""UIIO (a"ladu o pueslO
- 298. 576 Protecciones en las instalaciones eléctricas 1 100""',0 " 'L t I JI) • '0 , '" --- l. ,. • 100 Itl • ~lccICl' por 100 11m )' año Il.1 ) lOO (l.l) ,.. _ u Fig. 10.20 Dependencia de la frecuencia de los cortocircuitos en función del nivel de tensión. Esta- dística voew de t972 a t976. a tierra). Las causas de los cortocircuitos son de variada naturaleza: rayos, caídas de ár- boles, r01Ura del cable de tierra y factores humanos. La figura 10.20 muestra la dependencia de la frecuencia de los cortocircuitos res- pecto al nivel de tensión. Los histogramas de las figuras 10.2 1 y 10.22 muestran la dis- tribución de la frecuencia de estos cortocircuitos en una red. Resulta obvio que una parte de las protecciones de la red debe actuar varias veces a lo largo de un año, por lo que su aptitud para el funcionamiento puede ser comprobada, mientras que las posibles irregularidades de la otra parte quedan enmascaradas. Si se desea caracterizarlas exigencias planteadas a los dispositivos de protección de la red por sus propiedades principales, hay que acudir a tres conceptos estrechamente li- gados con la fiabilidad: selectividad, rapidez y seguridad. - Selectividad, que consiste en separar de la red únicamente la parte afectada por el de- fecto. - Rapidez, para que los efectos sobre los puntos en defecto y las consecuencias sobre la red sean mínimas. - Seguridad, con el fin de que todos los defectos en la red sean detectados sin que hayan disparos intempestivos. La estadística elaborada por primera vez por la Bayernwerk AG desde 1965 a 1970 sobre la fiabilidad de disparo de los sistemas de protección indicó que el índice fue del 99,2 %. El 0,8 %correspondía por tanto a los funcionamientos intempestivos. En 1982 los valores obtenidos con una importante familia de protecciones electrónicas resulta- ron muy parecidos a los anteriores. POIspeClIvas de evolUCión de los SISIt:HlICtS eléctriCOS V su eqUipamiento • 100 ¡,"" .,. " " • l' ), - ,., .., ," ¡--- • l ' , " • IUt''''''Ioo , , n t' . ",1'1910110' '1 It •• Oe'f tlo , POI 0"0 ,., ,.. i I - " 577 Flg 1021 Distribución de las frecuencias de COrtOCirCUitOS en la red 110 kV de la Bayernwerk AG ." l OSO '" t,. - - >1. ", - '" ". n I • -" Flg. 10.22 DiStribución de las frecuencias de cortOCircuitos en la red 220/380 kV de la Bayarn- werk A G
- 299. 578 Protecciones en las instalaciones eléctricas • b • Fig. 10.23 Defectos en 550 y 700 dispositivos de protección electromecánicos en los períodos 1965-1970 (a + el y 1975-1980 (b + di. respectivamente. Defectos observados en las perturbaciones los ensayos de la red a.bJ (c,dJ Lugar del defecto Número Porcentaje Número Porcentaje 1 Bornes 7 3,6 2 Puntos de soldadura 9 4,7 1 14,3 3 Resistencias 7 3,6 4 Condensadores 15 7,8 5 Semiconductores 12 6,2 6 Cableado 10 5,2 7 Contactos 15 7,8 2 28,6 8 Partes mecánicas 75 38,9 3 42,8 9 Bobinas 43 22,2 1 14,3 193 100,0 7 100,0 La ligura 10.23 Yla tabla muestran las causas de los fallos de los sistemas de protec- ción electromecánicos que dieron lugar a los funcionamientos intempestivos antes mencionados. De la figura 10.24 se puede deducir el elevado grado de fiabilidad de los componen- te. electrónicos, lo que permite mantener la fiabilidad de las protecciones electrónicas a un nivel similar al dc las electromecánicas. Como comparación, tomemos los componentes de un sistema de protección elec- tromecánica } de uno electrónico cn una protección de distancia: - Sistema electromecánico: 100 a 150 componentes. - Sistema electrónico: 2.000 a 2.500 componentes. Si se considera la dependencia de la disponibilidad total de un sistema en función de la disponibilidad individual. ésta, visto el elevado número de componentes, debe ser muy elevada para alcanzar una uisponibilidad total utilizable (lig. 10.24). El retraso en la utilización de las protecciones electrónicas se ha debido, como es obvio, al gran nú- Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 579 ", ,.. R IOI Il • •• •• lO •,.. .. " ·1. _R, Fig. 10.24 Fiabilidad total RIOt resultado del producto de las fiabilidades medias de los componen· tes R... Los números sobre las curvas designan el número de componentes. igual al número de con· diciones crrticas. Boterro r " J PROl [CCION , 1 PROTECCIOH , J PROTECClON DIFERENCIAL f-- DE BAARAS f------- OISPARO ~ t--;;;;iCC;-o-; -- ""lLO DE INTERRUPTOR C- I r I t-- Mar1do manuol l ~ t ~~ , > ~ • iD Grupa de bobi"a~ dIol Inter,upto, Fig. 10.25 Sistema de protección redundante.
- 300. 580 Protecciones en las instalaciones eléctricas mero de componentes que precisan en comparación con las protecciones electrome- cánicas. Por otra parte, hay que insistir en que para la estimación de la fiabilidad de un sistema de protección se deben tener en cuenta todos los componentes de la cadena. Así, por ejemplo, si se quiere aumentar la fiabilidad de disparo mediante dos siste- mas de protección en paralelo (redundancia), hay que prever también dos fuentes de alimentación separadas, al igual que circuitos de intensidad, tensión y disparos distin- tos, lo que requiere un sistema con varios núcleos en el transformador de intensidad, baterías dobles, dos bobinas de disparo sobre el interruptor, etc. (fig. 10.25). Si los dos dispositivos de protección están basados en principios de medida distintos. se obtiene -además de la redundancia- una diversidad que permite reducir los puntos débiles de detección. Para asegurar la fiabilidad en la explotación debe efectuarse un control antes de la puesta en servicio, un ajuste correcto y un mantenimiento razonable y permanente. En la tabla 10.26 se exponen los resultados obtenidos en las redes del Japón. Es in- teresante destacar el reparto por causas de los defectos y las indicaciones sobre localiza- ción de los fallos de los relés. TABLA 10.26 Resultados obtenidos en la explotación de las redes japonesas de 110 a 500 kV (1974-19781 Porcentaje Incidentes totales 5.806 100 Incidentes con funcionamiento correcto del sistema de protección 5.724 98,68 Incidentes con funcionamiento incorrecto del sis- tema de protección 82 1,32 Sin incidente y funcionamiento incorrecto del sis- tema de protección 18 Reparto de los funcionamientos incorrectos de los dispositivos de protección Fallo del aparato 27 : Relés 21 Periferia 6 Comportamiento incorrecto 27 : Fallos de esquema 16 Fallos de funcionamiento 5 Fallos primarios 2 Fallos de concepción 4 Fallos diversos 41 : Cableado, mantenimiento 21 Manipulación, ajuste 12 Errores humanos 8 Desconocidos 5 : Total 100 Perspectivas de evolución de los sistemas eléctricos y su equipamiento 581 Fallos de relés y su localización Fallos de relés, total 1.608 - Relés de medida 56.7 % - Relés auxiliares 16,2 % - Relés temporizados 8,8 % - Supervisión 4,4% - Alimentación 4,2% - Varios 9,7 % Fallos descubiertos en: - Mantenimiento y control periódico 55,8 % - Control continuo 20,1 % - Cortocircuitos en la red 7,4 % - Controles fortuitos 7,2 % - Varios 9,5 %
- 301. CAPITULO 11 BIBLlOGRAFIA 11.1 General General Electric Company Limited ofEngland: Proleclive relays applicalioll guide. G.E.e. Mea- SlIrements, Inglaterra. 1975. Westinghouse Electric Corporation: Applied Proleclil'f! RelaJling. W. Rela.v-Inslrufflenl Dil'ision. Newark. 1976. Westinghouse Electoc Corporation: App!ied Proteclh'(! Re/oymg. A new «Silent Sentinels)t Pubh- calion. New Jersey. 1970. P. Henriet: FOl1clionnemenl el protecllon des réseaux de transport d'electricit¿. 1958. N. Ashlon, H. W. Baxter y otros: Power Syslem Pro/eclian, volúmenes J, 2 Y3, The Electricity Council, Londres, 1969. 11.2 Capítulo 1 PoU'er Vh'ision ofthe InstituúoII oIElectrical Engineers:Second Internat;onal Conference on De- ·.Ioplllellls in POII"er-Syslelll Proleclioll. IEE-185. 10-12.6.1980. General Electric: The Art o/Protecfh'e Relaying. Introduction. General Electric: The Arl o[Prolecli..e Rela)'ing. Relaying[or induslrialeletlrical Po",,, Syslem and Equipment. Helmut Ungrad: «Parametres pour la détermination du volume des dispositifs de protection». Ret'ut? Brown BO'eri. 6-78. Baden. M. Perrachon y D. Mukhedkar. «Fiabilité des réseaux de transport d'énergie électrique». RGE. tomo 87.3. marzo 1978. Dehn & Sohne: Grounding S)'stems. Dimensioning and Proclice. Dehn & Sohne. Nuremberg, 365/75. abril 1975. CCE.E.: Elección del régimen de neutro con relación a la lierra en las redes A. T., MEe!. J. Alacchi. J. L. Blackbum y otros: S!,slem nel/tral groullding and grol/nd[aull proleclion. Wes- tinghouse. Coral Springs. octubre 1979. B. A. Borovikov. B. K. Kosariev. G. A. Jodot: Sistemas!, redes eléclricas, párraf. 1.4. L. J. Carpe:nter: Newrat Groundillg o/Industrial Power Sysfems. Industrial Engineering Divi- sions. E-1058.30.31.32.
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TEAM: Sistema de señalización de alarmas «SignQream J)J, Información técnica. " .4 Capitulo 3 R. Anders, 1. Trulsson: Electrical inslal/alioll design procedures/or minimal inter/erellce ill asso- cialM eleclronic equipmell/, ASEA AB, 1981. P. Montané yJ. Riba:Evolulion dans la conceplioll del'équipemem secolldairedes pasles. Applica- lion d deux illslal/alions d 400 kVel d l/O kV reliéesd IInteen/rale nudeai", sesión general. CIGRE, 1980, documento 23-04. Commission Electrotechnique Intemationale: Guide sur les méthodes de mesure des transito;- Sibliografía 5S7 res de courte durée sur les lignes de puissance et de controle Basse Tension. julio 1983. A. J. Poison. G. Varga: High Frequency tesling ofslalic relays. The Electricity Commission of New South Wales. lEE 185 Conference Publication, 10-12/6/80. B. R. Andersen yJ. R. Simms: Transienl o,·tr-l'Ollage proleclion in melal-dadSF6 insulalMsubs- lalions, G.E.C Power Engineering Ltd, 7-M-1982, Gran Sreta~a. M. 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