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Curso: Protección de Sistemas Eléctricos de Distribución
Texto de Apoyo.
Marzo 2013
ASIMEI
ASIMEI Curso
Protección de Sistemas de Distribución
02 – Marzo – 13
Ing. Manuel Reinosa
ÍNDICE
1. INTRODUCCION. ......................................................................................................................................... 1-1
1.1. CONCEPTOS BÁSICOS. ....................................................................................................................... 1-1 1.2. EQUIPOS CONSTITUTIVOS DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCION ............................................... 1-2 1.3. LA SUBESTACION DE DISTRIBUCION ............................................................................................. 1-3
1.3.1. CONFIGURACIONES DE UNA SUBESTACION .............................................................................. 1-4 1.4. LA PROTECCION DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA. ......................................... 1-7 1.5. FILOSOFIA DE LA PROTECCION ....................................................................................................... 1-9
2. CONCEPTOS BÁSICOS SOBRE FALLOS EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION. ............................... 2-1
2.1. CONCEPTO DE MAGNITUDES DE CORTOCIRCUITO .................................................................... 2-1 2.2. FUENTES Y APORTACIONES A LAS CORRIENTES DE C.C. .......................................................... 2-2 2.3. CALCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITOS ...................................................................... 2-3
2.3.1. REDUCCIÓN A MAGNITUDES UNITARIAS ................................................................................... 2-4 2.4. FALTAS TRIFASICAS ........................................................................................................................... 2-5 2.5. FALTAS DESEQUILIBRADAS. COMPONENTES SIMETRICAS ..................................................... 2-6 2.6. CORRIENTES INSTANTANEAS DE CORTOCIRCUITO................................................................. 2-10 2.7. OSCILACIONES DE VOLTAJE .......................................................................................................... 2-11
3. CRITERIOS DE PROTECCION DE SISTEMAS DE DISTRIBUCION ................................................. 3-1
3.1. DEFINICIONES RELACIONADAS. ..................................................................................................... 3-1 3.2. CRITERIOS DE PROTECCION. ............................................................................................................ 3-3
4. SISTEMAS DE PROTECCIÓN .................................................................................................................... 4-1
4.1. PROTECCIÓN DE LÍNEAS ................................................................................................................... 4-1 4.2. PROTECCIÓN DE BARRAS ................................................................................................................. 4-1 4.3. PROTECCIÓN DE REACTANCIAS ..................................................................................................... 4-2 4.4. PROTECCIÓN DE BANCOS DE CONDENSADORES ........................................................................ 4-3 4.5. PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR .............................................................................................. 4-3 4.6. PROTECCION CONTRA SOBRETENSIONES .................................................................................... 4-6 4.7. PROTECCIÓN CONTRA FALLO DE INTERRUPTOR ....................................................................... 4-6
5. EQUIPO A UTILIZAR .................................................................................................................................. 5-1
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1. INTRODUCCION.
1.1. CONCEPTOS BÁSICOS.
Al iniciar este curso sobre protección de sistemas de distribución, debemos tener presente como
primer idea que el nivel de distribución es en definitiva el último eslabón de la cadena y la razón de
la existencia de la generación de electricidad y su transporte, ya que es el punto de enlace entre la
utilización de la energía eléctrica y su producción (resultado de la respectiva conversión de un tipo
de energía natural en energía eléctrica).
Si bien es cierto los niveles de generación y transporte son más complejos y conllevan análisis más
extensos, de nada serviría dicho esfuerzo si al nivel de distribución no se le brinda la atención
necesaria para garantizar que la energía eléctrica sea utilizada en el momento y con la mínima
calidad requerida.
Debido a que las centrales de generación se encuentran más lejos de los centros de consumo,
típicamente a cientos de kilómetros, y si consideramos la regla empírica que nos dice que por cada
kV se puede cubrir el área comprendida en un radio de 1 km, comprendemos entonces la razón por
la que se necesitan de diferentes niveles de tensión para satisfacer la demanda de los centros de
consumo ya que el voltaje de utilización de ellos es de menos de 1 kV.
Para solucionar lo anterior se utilizan diferentes niveles de tensión, con lo cual se logra transmitir
grandes bloques de potencia desde sus diferentes fuentes hasta los lugares en los que se va a
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consumir esta potencia. Siendo el último de ellos el nivel de distribución, que posee ciertas
características como podremos ver a lo largo del presente curso.
1.2. EQUIPOS CONSTITUTIVOS DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCION
Un sistema de distribución eléctrica, puede ser configurado de varias maneras, dependiendo de lo
que el ingeniero de planificación determine, dependiendo de la disponibilidad física de los
consumidores, las peculiaridades de la red de alimentación, etc. Pese a ello, se puede establecer una
lista de elementos eléctricos que siempre están presentes en el sistema. Básicamente, éstos son:
1. Sistema de alimentación:
Constituido por la línea o líneas que la compañía de transporte pone a disposición para la
alimentación de las subestaciones frontera entre la transmisión o subtransmisión y la distribución.
2. Transformadores:
Su función es adecuar la tensión a los niveles requeridos para la operación de los usuarios finales.
En un circuito de distribución coexisten varios niveles de tensión para el usuario final en función
de los requerimientos de cada uno de ellos, por lo que existen varios transformadores de muy
distintas características. El transformador (o transformadores) de potencia principal, que entra en el
parque de intemperie puede ser, bien propiedad de la compañía, o bien propiedad de la propia
transmisora.
3. Subestación de acometida:
La subestación constituye el nexo de unión entre la compañía y el cliente. Esta formado por un
juego (o una serie de juegos) de embarrados (buses) dispuestos de acuerdo a la filosofía de diseño
(básicamente a efectos de fiabilidad y operación) establecida por el cliente.
4. Embarrados de media y baja tensión:
Ya dentro de la propia instalación se disponen, en función de las necesidades de alimentación, los
embarrados necesarios para la conexión a los mismos de los equipos a alimentar, contemplando las
potencias y tensiones adecuadas para ello.
5. Circuito de Distribución:
Generalmente constituidos por cables aéreos operando en media tensión. Constituye el “sistema
circulatorio del sistema” y su misión es hacer llegar la energía a los distintos puntos neurálgicos de
la región a la que sirven.
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6. Cuadros de mando y sistemas de mando:
Se agrupan aquí los elementos visibles de maniobra de los elementos de la subestación así como las
configuraciones que establecen la lógica de funcionamiento de los mismos.
7. Interruptores, seccionadores y elementos de corte en general:
Previstos para la maniobra de conexión, desconexión y aislamiento de los diversos sistemas y
subsistemas que integran eléctricamente la subestación, bien de manera voluntaria, bien por acción
de las protecciones.
8. Servicios Auxiliares:
Sistemas independientes del principal encargados de proveer de energía a los demás circuitos de
mando y control de la planta, así como los servicios generales de la misma (iluminación,
calefacción, etc...).
9. Baterías de condensadores y reactancias:
Utilizada básicamente para compensar las caídas y elevaciones inadmisibles de tensión que pueden
aparecer en los sistemas diversos.
10. Baterías:
Encargadas de proveer una fuente de energía totalmente independiente del sistema que permanezca
operativo en caso de un fallo general. Suelen conectarse a equipos cuyo funcionamiento es
primordial en caso de avería (sistema de control, etc...).
11. Protección:
Dado que es el objetivo principal del curso, se describirán con profundidad a lo largo del mismo.
12. Otros equipos:
Podrían agruparse aquí equipos electrónicos no convencionales, ordenadores, contadores y
medidores, etc.
1.3. LA SUBESTACION DE DISTRIBUCION
Es un conjunto de dispositivos eléctricos, que forman parte de un sistema eléctrico de potencia; sus
funciones principales son: transformar tensiones y derivar circuitos de potencia
Las subestaciones pueden denominar, de acuerdo con el tipo de función que desarrollan, en tres
grupos.
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a) Subestaciones de punto de entrega
b) Subestaciones de maniobra o seccionadoras de circuito
c) Subestaciones mixtas (mezcla de las dos anteriores)
La nomenclatura y simbología de los diagramas y el equipo que se menciona en este texto, están de
acuerdo con las normas americanas ANSI y con las normas internacionales CEI (Comisión
Electrotécnica Internacional)
El diagrama unifilar de una subestación eléctrica es el resultado de conectar en forma simbólica y a
través de un solo hilo todo el equipo mayor que forma parte de la instalación, considerando la
secuencia de operación de cada uno de los circuitos. El diseño de una instalación eléctrica tiene su
origen en el diagrama unifilar correspondiente, que resulta del estudio de las necesidades de carga
de la zona en el presente y con proyección a un futuro de mediano plazo.
Las subestaciones de distribución son la parte fundamental del sistema, ya que unen los grandes
bloques de potencia que desde la generación se transportan en las líneas de transmisión, con los
consumidores finales de dicha potencia. Las funciones básicas que realiza la subestación son tres:
1. Conexión y desconexión de elementos del sistema eléctrico de potencia, que lo realizan
los interruptores, seccionadores y equipos de protección.
2. Aumento y disminución de tensiones en el sistema, que lo realizan los transformadores.
3. Regulación de las tensiones del sistema, función desarrollada por reguladores de voltaje,
reactancia en paralelo, condensadores en paralelo, condensadores estáticos, etc.
A la subestación se le nombra según sea la función específica que desarrolle, y así tenemos:
estación de conexión o conmutación, estación reductora, estación de regulación, etc.
1.3.1. CONFIGURACIONES DE UNA SUBESTACION
La elección del diagrama, de una subestación depende de las características específicas de cada
sistema eléctrico y de la función que realiza dicha subestación en el sistema.
El diagrama de conexiones que se adopte. Determina en gran parte el costo de la instalación. Este
depende de la cantidad de equipo considerado en el diagrama, lo que a su vez repercute en la
adquisición de mayor área de terreno y, finalmente, en un costo total mayor.
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Por otra parte, en la realización de un mismo diagrama de conexiones, se puede adoptar diferentes
disposiciones constructivas, que presentan variaciones de la superficie ocupada, en función del tipo
de barras, del tipo de estructuras, de la mayor o menor sencillez de la instalación, del aspecto de la
instalación, etc., mismas que también repercuten en el costo final de la subestación.
Los Criterios que se utilizan para seleccionar el diagrama unifilar más adecuado y económico de
una instalación son los siguientes.
a) Continuidad del servicio
b) Versatilidad de operación
c) Facilidad de mantenimiento de los equipos
d) Cantidad y costo del equipo eléctrico
Con base en lo anterior, a continuación se describen los diagramas unifilares más utilizados en
subestaciones, siguiendo un orden creciente de complejidad.
Diagrama con un juego de barras
a) Es el diagrama más sencillo. En condiciones normales de operación, todas las líneas y
bancos de transformadores están conectados al único juego de barras.
b) Con este arreglo, en caso de operar la protección diferencial de barras, ésta desconecta
todos los interruptores, quedando la subestación completamente desenergizada; si en la
barra se instala un juego de cuchillas seccionadoras, en caso de una falla en las barras
mencionadas, queda fuera toda subestación. Entonces se abren las cuchillas mencionadas,
se deja fuera la parte dañada y así puede trabajar la mitad de la instalación que no sufrió
daños.
c) El mantenimiento de los interruptores se dificulta porque hay que dejar fuera parte de la
subestación.
d) Es el arreglo que utiliza menor cantidad de equipo y, por lo tanto, es el más económico.
Diagrama con un juego de barras principales y uno de barra de transferencia
Es una alternativa del caso anterior, en la cual las barras de transferencia se utilizan para sustituir, a
través del interruptor comodín, cualquier interruptor que necesite mantenimiento. Supongamos que
se desea reparar el interruptor del circuito 1, primero se abre el interruptor 1, luego sus cuchillas de
entrada y salida. Ahora se cierran las cuchillas de transferencia del circuito 1 y las de entrada y
salida del interruptor comodín. Finalmente se cierra el interruptor comodín con lo cual queda en
servicio el circuito1, y el interruptor 1 queda desenergizado y listo para su reparación.
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Diagrama con doble juego de barras o barra partida
A este diagrama también se le conoce con el nombre de barra partida y es de los más utilizados.
El diagrama tiene características que la mitad de las líneas y transformadores se conectan a un
juego de barras y la otra mitad a otro juego.
a) Desde el punto de vista de continuidad, el arreglo no es bueno debido a que por cada
interruptor que necesite revisión se tiene que desconectar el transformador o línea
correspondiente.
b) La subestación, en condiciones normales, se opera con el interruptor de amarre y sus dos
juegos de cuchillas en posición de cerrado, de tal manera que, en caso de una falla en uno
de los juegos de barras, el otro sigue operando, trabajando la subestación a media
capacidad, mientras se efectúan las maniobras necesarias para librar las cuchillas de
todos los circuitos de las barras dañadas dejando la subestación conectada al juego de
barras en buen estado, mientras se reparan las barras afectadas.
c) Para dar mantenimiento a cada interruptor, se necesita desconectar el circuito
correspondiente, lo cual representa una desventaja para este diagrama.
d) Este arreglo es un 30% más caro que el tratado en el caso de un juego de barras, pero más
barato que el caso de interruptor y medio que se trata más adelante.
Diagrama con arreglo en anillo sencillo
Es un esquema muy flexible en su operación; se utiliza mucho en la salida de 23 kV de las
subestaciones de distribución, utilizando anillo sencillo o doble. También se utiliza en
subestaciones de 230 kV.
a) Permite perfecta continuidad de servicio, aun en el caso de que salga de servicio
cualquier transformador de línea.
b) Al salir de servicio cualquier circuito por motivo de una falla, se abren los dos
interruptores adyacentes, se cierran los interruptores de enlace y queda restablecido el
servicio instantáneamente.
c) Si falla un transformador o una línea, la carga se pasa al otro transformador o línea y se
reparten entre los dos adyacentes.
d) En caso de haber más de dos transformadores, se puede usar un arreglo con doble anillo.
e) Si el mantenimiento se efectúa en uno de los interruptores normalmente cerrados, al
dejarlo desenergizado, el alimentador respectivo se transfiere al circuito vecino, previo
cierre automático del interruptor de amarre.
f) Prácticamente requiere el mismo equipo que el primer caso de barra sencilla, con la
ventaja de que se ahorra la protección de barras.
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Barra Simple.
Es la configuración más fácil de operar,
puesto que el interruptor conecta un
circuito (línea o transformador). Sin
embargo es el menos fiable, ya que un
fallo en una barra causaría el corte
completo de la subestación.
Simple Barra Partida por Interruptor
En esta disposición se secciona la barra
de manera que un fallo no causará un
corte completo de manera que solo la
zona defectuosa quede aislada.
Anillo
La barra tiene forma de anillo, en la que a
cada pieza del equipo le corresponden
dos interruptores separados. En caso de
falta, solamente la zona defectuosa queda
aislada.
Simple Barra con Barra de Transferencia
La barra principal de la subestación se
conecta a una auxiliar (de transferencia)
mediante un interruptor de acoplamiento.
Esto permitirá al interruptor de
acoplamiento sustituir al interruptor de
línea cuando este fuera de servicio por
mantenimiento.
1.4. LA PROTECCION DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA.
Se tratará en este curso de uno de los aspectos menos apreciado o más desconocido del diseño de
sistemas eléctricos; la adecuada selección y aplicación del conjunto de equipos que constituyen los
sistemas de protección para sistemas de distribución eléctrica.
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Si en el diseño de un Sistema de Distribución se consideran tan solo las condiciones normales de
operación, tal diseño seria selectivamente sencillo. Se asumiría que no existen fallos en los equipos,
no hay errores de operación y no existen problemas “aleatorios” tales como fuego o rayos.
Solamente sería necesario diseñar una instalación capaz de repartir eficientemente la suficiente
energía a los equipos para satisfacer las cargas necesarias, contemplando quizá una cierta holgura
para futuros cambios de la instalación.
Un diseño basado tan solo en estas condiciones “normales” sería absolutamente ineficaz desde el
punto de vista de la seguridad y la fiabilidad de funcionamiento, es por ello que surge la necesidad
de realizar el diseño contemplando tanto las condiciones “normales” de servicio como todos
aquellos posibles errores o fallos que pueden ocurrir.
La función principal del diseño de las protecciones del sistema y su correcta operación es
minimizar el número de situaciones peligrosas que pueden aparecer y limitar la duración y
magnitudes de los mismos en caso de que irremediablemente aparezcan.
Consideraciones de carácter económico y de necesidades de equipamientos serán las que definen el
nivel y calidad del sistema de protección necesitado. En la mayoría de los casos, mejor que realizar
modificaciones en un sistema previamente diseñado para mejorar su seguridad, es mucho más
fiable contemplar las necesidades de seguridad en el mismo diseño, obteniéndose mayor nivel de
fiabilidad y seguridad del sistema quizás a costa de un mayor desembolso inicial rápidamente
amortizable (generalmente, la eliminación de uno solo de los problemas que puedan aparecer es
suficiente como para considerar el esfuerzo inicial “amortizado”). Como resumen, podemos
establecer la necesidad de un sistema de protección como solución a problemas:
de falla en los equipos.
de falla de operación (tanto humanos como del sistema).
de condiciones extraordinarias de explotación que no deben producirse.
de daños al personal.
de repercusión de la falta en un circuito de distribución al sistema eléctrico exterior que lo
abastece.
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1.5. FILOSOFIA DE LA PROTECCION
La filosofía de protección de un sistema de distribución está encaminada a minimizar de la manera
oportuna los efectos de una anomalía. Estas acciones se podrían especificar como:
Rápido aislamiento de la posición afectada del sistema mientras se mantiene el servicio a los
demás elementos de la instalación y se minimiza el daño a la porción afectada.
Minimizar la magnitud de las corrientes de cortocircuito con objeto de restringir los daños
potenciales.
Seleccionar los equipos necesarios para la reconexión rápida de los elementos afectados, así
como establecer las secuencias de transferencia para que todo funcione correctamente mientras
se elimina la falla.
Para llevar a cabo esas acciones es necesario establecer claramente el concepto de zona de
protección. Se entiende por zona de protección: al área de un sistema en la que una falta causa la operación de un relé, que no opera para faltas fuera de la zona asignada. Idealmente, las zonas
de protección, deberían solaparse e incluir al interruptor, como en la figura 2.
Figura 2: CONCEPTO de ZONAS DE PROTECCIÓN.
Por razones prácticas esto no es posible. Lo normal es encontrarse transformadores de intensidad a
un solo lado de cada interruptor, a veces, en el lado de línea. Esta disposición deja una zona en la
CD
CD
CD CD
CD
CD CD
CD
CD
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que una falta localizada entre el transformador de intensidad y el interruptor no es despejada por la
protección que la detecta. Por este motivo, es necesario ampliar el concepto de zona de protección.
Por otro lado, los interruptores, o las propias protecciones pueden fallar en el despeje de una falta.
Esto motiva la necesidad de dotar a las protecciones de una segunda o incluso de una tercera zona
que cubra los riesgos más arriba descritos. Esta operación está normalmente temporizada para
permitir la operación en la zona 1 de las protecciones. Aunque una operación en zona 2 y 3 implica
el disparo de más interruptores, y la puesta fuera de servicio de un mayor número de equipos,
siempre es más deseable que mantener una falta en el sistema.
Otro factor importante a contemplar en la filosofía de la protección es la fiabilidad del sistema. La
fiabilidad de un sistema eléctrico depende siempre de sus protecciones. Muchos factores pueden
causar un fallo de protecciones, o el fallo de un interruptor. Por esta razón, es usual suplementar la
protección principal con otros sistemas para “apoyar” la operación de una falta del sistema. A este
sistema redundante se le llama protección de reserva, y puede cumplir las funciones encomendadas
a la protección principal, teniendo las mismas características o no.
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2. CONCEPTOS BÁSICOS SOBRE FALLOS EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION.
2.1. CONCEPTO DE MAGNITUDES DE CORTOCIRCUITO
Cuando se establece un cortocircuito en un sistema eléctrico las magnitudes características del
sistema (tensión e intensidad) se modifican respecto a su condición de equilibrio. Como los
equipos que existen en un sistema de distribución están diseñados para operar bajo condiciones
equilibradas, es necesario, por tanto, analizar la influencia de la magnitud y grado de
desequilibrio sobre tales equipos. Como estas influencias se traducen generalmente en daños, en
el diseño del sistema de protección se observa la necesidad del cálculo de tales magnitudes.
Generalmente, el efecto más característico de un cortocircuito es la elevación de la intensidad por
encima de los límites admisibles en los equipos. Ello es cierto en la mayoría de los casos, pero
existen situaciones en las cuales ello no es así. Para realizar el ajuste y coordinación de las
protecciones se suelen emplear las corrientes de cortocircuito trifásico, actualmente se extiende el
estudio a cortocircuitos de tipo desequilibrado. Los cortocircuitos trifásicos suelen presentar los
máximos valores de corriente, mientras que en casos desequilibrados se suelen reducir estos
valores de corrientes. Estimativamente estos se relacionan con los máximos de acuerdo a la
siguiente tabla.
Cortocircuito Trifásico: I3φ (máxima)
Cortocircuito Bifásico: 0.87 x I3φ
Cortocircuito Monofásico: 0.25 – 1.25 x I3φ
De la tabla anterior se observa que el caso monofásico presenta un gran margen de variación en el
valor de las corrientes. Se hace la observación de que estas magnitudes se refieren a la corriente
máxima que puede circular en alguna de las fases. La variación en el caso monofásico se debe
fundamentalmente a la aparición de impedancias homopolares de los elementos y retornos, y por
tanto del método de puesta a tierra del sistema.
En muchos casos, la intensidad que aparece en caso de falta monofásica puede ser incluso menor
que la corriente normal de carga, pero sus efectos (básicamente debidos al desequilibrio) siguen
siendo muy peligrosos. Es por ello que para este tipo de faltas se adopten disposiciones de
protección específicas (relés de neutro, transformadores toroidales, etc...).
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Otro factor importante en el cálculo es la resistencia de falta que aparece. Esta resistencia es
consecuencia de dos causas:
1. El establecimiento de un arco eléctrico en la falta.
2. Contactos no francos entre las fases falladas.
El valor de esta resistencia es muy importante en el caso de faltas desequilibradas.
2.2. FUENTES Y APORTACIONES A LAS CORRIENTES DE C.C.
Anteriormente se han comentado algunas de las consecuencias que en las magnitudes
características de la red tiene la aparición de un cortocircuito. Pero además de este aspecto es
necesario contemplar qué elementos son capaces de aportar estas corrientes en un sistema
industrial. El valor de la aportación dependerá fundamentalmente de la generación activa en el
momento de la falla, la topología de la red y el carácter activo o pasivo de los elementos. Estas
fuentes se pueden clasificar en:
Sistema de transmisión asociado al sistema de distribución
Generadores que existan en los circuitos de distribución
Motores síncronos
Motores asíncronos
La magnitud característica que se utiliza para al cálculo de cortocircuitos es la denominada
Potencia de Cortocircuito en barras de alimentación. Esta potencia se define como:
donde Vff es la tensión nominal en el punto de alimentación e Icc es la intensidad que aparece en
caso de un cortocircuito trifásico. Junto con la relación R/X del sistema de transmisión y la
potencia de cortocircuito se establece un equivalente Thevenin en el punto de conexión que
representa dicha red. El valor de la potencia de cortocircuito puede variar entre un límite máximo
y mínimo dependiendo de la configuración del sistema. En algún caso es posible incluso
considerar que la alimentación se comporta con potencia infinita, que equivale a decir que puede
suministrar la corriente necesaria de aportación sin variación apreciable de tensión (en el
equivalente Thevenin equivale a eliminar la impedancia).
IccVPcc ff ××= 3
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El comportamiento de los generadores existentes en los circuitos de distribución (principalmente
en esquemas de cogeneración) ante un cortocircuito es idéntico al de un generador del sistema.
Se observa que dependiendo del valor del factor de potencia se obtiene mayor o menor cantidad
de componente continua. En el caso de carga resistiva pura (o flujo de potencia activa mucho
mayor que de reactiva), el valor de la componente de corriente continua prácticamente se anula.
La influencia de este valor en el cálculo es la determinación del valor máximo de pico de la
intensidad de cortocircuito (figura 1). En este fenómeno asimétrico también interviene el
amortiguamiento de la intensidad de cortocircuito por efecto de faltas de carácter resistivo.
Figura 1: ONDA ASIMÉTRICA Y SUS COMPONENTES.
2.3. CALCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITOS
Para obtener una correcta operación de los elementos de protección de un sistema de distribución,
es necesario conocer a priori los valores que alcanzan las magnitudes características en caso de
fallo. El objetivo de este apartado es establecer una metodología para realizar cálculos en caso de
fallo e interpretar los resultados para la coordinación. Es necesario conocer tanto los valores
máximos como mínimos de la corriente de cortocircuito, a efectos de determinar capacidades de
corte y criterios de coordinación. Dado que la corriente varía en el tiempo es necesario conocer
valores de la misma en distintos instantes post – falta (en general los elementos serie necesitarán
de los instantes iniciales, mientras que aquellos que funcionen con un retardo tendrán que cortar
menores corrientes). De acuerdo con el IEEE, se recomienda calcular los valores máximos de
cortocircuito en los siguientes instantes:
1. Primer ciclo: Generalmente sólo se utilizan estos valores (máximos) para realizar la
coordinación de fusibles y elementos de protección en baja tensión.
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2. Periodo de 1,5 a 4 ciclos: Considerados importantes tan sólo a efectos de cálculo y selección
de interruptores. No se tendrán en cuenta a nuestros efectos.
3. Régimen permanente (=30 ciclos): El objeto de realizar el cálculo en tiempos de este orden es
conocer las corrientes que circularán en la coordinación de elementos con temporización.
También es necesario conocer con el máximo de detalle las características eléctricas de todos los
elementos del sistema, a fin de obtener un diagrama unifilar representativo de la instalación. En
la mayoría de los casos, serán los suministradores de los equipos quienes aporten mayor
información. Si no se conocen estos datos se suele recurrir a tablas de valores estándar
establecidos por las distintas normativas siguientes.
Los métodos más comúnmente empleados para realizar el cálculo son dos:
Cálculo directo
Reducción al circuito equivalente en magnitudes unitarias.
El cálculo directo tiene la ventaja de la aplicación directa de valores reales. Sin embargo, en
sistemas con varios niveles de tensión se prefiere el método de magnitudes unitarios, que elimine
el problema de reducción de impedancias a uno u otro lado de los transformadores y simplifique
las operaciones notablemente. Este método será el que se expone a continuación.
2.3.1. REDUCCIÓN A MAGNITUDES UNITARIAS
El método de reducción a magnitudes unitarias se basa en una adimensionalización de los
parámetros del sistema. Las ventajas del método son:
1. La información que se obtiene es de carácter relativo, por lo que permite una rápida
interpretación de los efectos.
2. Las operaciones para reducción son mucho más sencillas.
3. Se elimina el efecto de los transformadores, lo que permite trabajar con varios niveles de
tensión sin tener que transformar a los distintos niveles.
El objetivo principal es reducir el sistema a un circuito sencillo de fácil resolución. Los criterios
para aplicación de este método son conocidos por lo que avanzaremos en el tema calculando la
potencia de cortocircuito en reactancia unitaria.
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Pcc
PbaseZpu =
En muchos casos, las compañías sólo dan la intensidad de cortocircuito asimétrico disponible en
el punto de conexión y la relación X/R. Para obtener la impedancia equivalente se opera:
3××=
VbaseIsim
PbaseZpu
Una vez reducido el circuito a su equivalente en impedancias, el cálculo se reduce a la
combinación de estos elementos desde la fuente o barra de referencia hasta el punto de falta. Este
aspecto se cubre en el siguiente apartado.
2.4. FALTAS TRIFASICAS
Para realizar el cálculo de selección de interruptores, el criterio clásico adoptado es realizar un
cálculo aproximado de cortocircuitos trifásicos en distintos puntos de la red (aquellos que
interesan a efectos de operación). Las simplificaciones más comúnmente adoptadas en el cálculo
son:
Despreciar la resistencia de los elementos.
Despreciar la impedancia de algunos elementos de muy baja impedancia.
A efectos del cálculo de la magnitud de corriente de cortocircuito el hecho de despreciar R frente
a X no afecta considerablemente la magnitud de la intensidad (siempre que R sea suficientemente
pequeña frente a X. Un buen criterio es despreciar R frente a X cuando la relación X/R sea
superior a 5). Sin embargo, en aquellos casos en que es crítico conocer el desfase, esta relación es
importante siendo, además, influyente en la asimetría de la onda. Despreciar elementos conduce a
pérdida de precisión en el orden de la magnitud, quedando a criterio del ingeniero de
coordinación tal simplificación.
Las faltas trifásicas presentan la peculiaridad de ser simétricas. Ello permite simplificar los
cálculos y manejar equivalentes monofásicos de circuitos trifásicos. Se considera en el cálculo el
máximo valor de corriente simétrica de cortocircuito. Ello equivale a utilizar para las máquinas
las impedancias de carácter subtransitorio. Si se deseara calcular regímenes transitorios o
permanentes se repetirán los cálculos seleccionando las impedancias adecuadas. Una vez
determinado el equivalente unitario del circuito, el problema se reduce a determinar la
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impedancia equivalente entre la barra de referencia y el punto donde se produce la falta. Como se
ha comentado anteriormente, sólo se considerará el cálculo de la intensidad máxima simétrica. El
cálculo de la asimetría (y el nuevo valor máximo asimétrico) se contemplará en apartados
posteriores. Por simplicidad despreciaremos valores de resistencia.
2.5. FALTAS DESEQUILIBRADAS. COMPONENTES SIMETRICAS
El método descrito en el apartado anterior es, con mucho, el más utilizado en cálculos de
coordinación, dado que las faltas más severas son de tipo trifásico. Sin embargo, existe
multiplicidad de faltas desequilibradas que se pueden producir en el sistema (bifásicas aisladas y
a tierra, monofásicas), en las cuales no se puede aplicar el método anterior. Generalmente la
magnitud de las corrientes de falta en el caso monofásico no supera las que se producirán con
cortocircuito trifásico en el mismo punto, por lo que a efectos de coordinación no se toman en
cuenta (en el caso de magnitudes). Sin embargo, y debido a características peculiares de los
elementos del sistema, las faltas monofásicas pueden dar lugar a intensidades mucho más
peligrosas que las trifásicas.
Para el cálculo de faltas desequilibradas, el método empleado se basa en la descomposición en
componentes simétricas. El fundamento del método es que cualquier sistema de magnitudes
trifásicas desequilibradas se puede descomponer en tres sistemas, dos de ellos trifásicamente
equilibrados y uno no equilibrado trifásicamente pero reducible a monofásico con ciertas
peculiaridades, sin embargo el análisis de este método escapa del alcance del presente curso, pero
se mencionan algunos de sus efectos prácticos de cálculo. El objetivo del método es descomponer
el sistema desequilibrado en tres sistemas equivalentes (reducibles a monofásicos) y realizar el
estudio mediante estos tres circuitos.
Por otro lado, estos tres circuitos equivalentes han de constar de unas determinadas impedancias.
Estas impedancias serán las que presentan los elementos frente a magnitudes que se comportan
como las componentes simétricas y son conocidas como impedancia de secuencia directa, inversa
y homopolar. Las impedancias de secuencia directa e inversa se obtienen aplicando magnitudes
de secuencia directa e inversa. Por tanto, la impedancia de secuencia directa será igual a la que
consideramos en un caso de corto trifásico. La de secuencia inversa es básicamente igual, ya que
el problema es simétrico. Las impedancias de secuencia homopolar son un concepto totalmente
distinto, ya que ahora las magnitudes pulsan en fase y por tanto, el comportamiento de los
elementos frente a este tipo de magnitudes es sustancialmente diferente. A continuación se
analiza este comportamiento de manera simplificada.
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Máquinas síncronas. El valor de la impedancia homopolar es menor debido a que las tres
corrientes en fase dan lugar a un campo resultante prácticamente nulo, por lo que
prácticamente no hay inducciones y la tensión de entrada es prácticamente la interna del
generador, lo que implica impedancia aproximadamente nula (en realidad, el valor no nulo es
debido a los efectos de ranura y terminaciones de los devanados).
Transformadores. El valor de la impedancia homopolar depende del tipo de núcleo y del
grupo de conexión. Dada la cantidad de casos posibles entre configuraciones, se adjunta en la
figura 2 un resumen de los circuitos equivalentes de los transformadores y un valor relativo a
la impedancia de secuencia directa.
Cables de potencia. La impedancia homopolar es mayor debido a que el retorno de corriente
homopolar introduce una impedancia adicional. Por ejemplo, si el retorno es por una
cubierta, la caída de tensión originada es tres veces la que se produce en un conductor, por lo
que la impedancia efectiva del cable puede decirse que aumenta a 3 veces su valor de
secuencia directa.
Líneas. Similar a los cables, ya que el retorno se produce bien por los hilos de tierra, bien por
tierra directamente, aumentándose, por tanto, la impedancia efectiva.
Figura 2
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NE −φ
Como consecuencia final a estos aspectos, comentar que en cualquier caso, una máquina rotativa
nunca podrá aportar corriente de secuencia inversa a homopolar, dada su naturaleza. Sin
embargo, y como consecuencia de una falta desequilibrada, si puede ser recorrida por corrientes
de este tipo, frente a las cuales presentará una impedancia. Este comentario justifica que en los
circuitos equivalentes de secuencia inversa y homopolar no aparezcan fuentes de este tipo de
magnitudes. En una falta desequilibrada, la única fuente desequilibrada que aparece es la que
origina la falta. El método de cálculo para faltas desequilibradas se basará por tanto en realizar
los circuitos equivalente monofásicos de las tres secuencias y determinar, en función de las
impedancias de los elementos y de las tensiones de prefalta la intensidad de cortocircuito que
aparece en el conductor o conductos en falta (esta intensidad será la máxima y por tanto, la que
determina la coordinación). En la figura 3 se presenta un circuito compuesto de un generador y
una línea junto con una fuente de potencia infinita. Las fórmulas válidas para el cálculo de
corrientes (y que admitiremos sin demostración) son las siguientes:
Falta monofásica:
021
3
XXX
E N
++−φ
Falta bifásica aislada:
21
3
XX
E N
+−φ
Falta bifásica a tierra:
)(
)(3
21021
02
ZZZZZ
XXE N
++⋅+−φ
Falta trifásica:
1X
E N−φ
Donde es la tensión fase neutro previa a la falta.
El cálculo puede realizarse tanto en magnitudes unitarias como reales, presentándose un ejemplo
con los dos tipos de cálculo, basado en la red de la figura 3. Se despreciarán todas las
resistencias.
GS
6/120 kVX1=X2=50Ω
X"d= 180ΩX2 = 252ΩX0 = 72Ω
XL1=XL2=216ΩXL0=432Ω
25% Línea de Transmisión. 120/400 kV
X1=X2=X0=58Ω
Red de PotenciaInfinita.
Figura 3
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Todos los valores están referidos a 120 kV. Tensión previa a la falta en el punto de falla:
Consideraremos una caída de tensión tan pequeña debido al tramo de líneas que podemos
suponer que esta es la misma que la de la línea (120 kV), tensión en pu es igual a 1. Obteniendo
los circuitos equivalentes:
Secuencia directa:
58Ω180Ω 50Ω 0.25x216Ω 0.75x216Ω Secuencia inversa:
58Ω50Ω 0.25x216Ω 0.75x216Ω252Ω Secuencia homopolar
o cero:
58Ω50Ω 0.25x216Ω 0.75x216Ω252Ω
Figura 4
Los resultados de la reducción a impedancias equivalentes hasta el punto de falta y el cálculo de
intensidades de defecto se resumen a continuación:
Secuencia directa: X1=124Ω
Secuencia inversa: X2=158Ω
Secuencia homopolar: X0=382Ω
Falla monofásica: 313 amperios.
Falla bifásica aislada: 425 amperios.
Falla bifásica a tierra: 258 amperios.
Falla trifásica: 559 amperios.
El cálculo anterior puede realizarse en magnitudes pu, para lo cual como ejemplo, si tomamos
una potencia base de 1000 kVA, los valores base quedan:
Intensidad base: 4.81 amperios
Tensión base: 69.3 kV
Impedancia base: 14407.5 Ω
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Las impedancias quedan:
X1=8.6x10-3
X2=0.10966
X3=0.02651399
Falta monofásica = 65.1 pu
Por la corriente base = 313 amperios.
2.6. CORRIENTES INSTANTANEAS DE CORTOCIRCUITO.
Hasta ahora hemos abordado el problema del cálculo de intensidades de cortocircuito simétricos.
Sin embargo, como se contempló al principio del tema, existe una asimetría en la onda que puede
modificar sustancialmente el pico de intensidad en los primeros ciclos. Se vio que este dependía
fundamentalmente del factor de potencia de la red, que determinaba la carga circulante en el
instante anterior. Es costumbre calcular el máximo valor de la intensidad (muchas veces
denominado “corriente de choque de cortocircuito”) de acuerdo a una tabla de valores. Esta tabla
establece una relación entre la razón R/X de la impedancia de la red y un coeficiente de asimetría
K (Kappa) que multiplicado por el valor de defecto simétrico establece el máximo valor de
intensidad de cortocircuito. Este cálculo se corresponde con el estudio que se realiza en la norma
VDE0102 y la gráfica de cálculo se presenta en la figura 5.
1.0000
1.2000
1.4000
1.6000
1.8000
2.0000
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00 1.10 1.20
Figura 5
De acuerdo a la figura, el valor máximo de intensidad (en un pico) toma el valor:
Kax IK "2Im ⋅⋅=
R/X
pu
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siendo I”K la intensidad eficaz simétrica subtransitoria máxima, que es la que se obtenía de los
cálculos anteriores. Como conclusión a este apartado, se hace notar que este valor K se suele
utilizar también para cortocircuitos desequilibrados, siendo muy acertado su empleo en caso de
cortocircuitos monofásicos.
2.7. OSCILACIONES DE VOLTAJE
Como consecuencia de los cortocircuitos, aperturas de interruptores en la red y determinadas
condiciones de operación, se producen oscilaciones de potencia, debido a la ruptura del equilibrio
generación-carga existente antes de la perturbación. Se entra en un período transitorio, en el que
los generadores, mediante sus reguladores de carga y de tensión, tienden a adaptarse al nuevo
estado de equilibrio. La forma típica de la oscilación de tensión, durante este fenómeno, viene
representada en la figura 6.
Figura 6
Por otro lado, en gran parte de la red existen relés de mínima tensión, para abrir interruptores en
caso de cero de tensión y agilizar la posterior reposición de servicio. La temporización de estos
relés es del orden de 3÷10 s, e incluso superiores, por lo que no existe problema de coordinación
ante cortocircuitos.
Las sobretensiones en el sistema pueden ser:
• transitorias rápidas, de maniobra o de origen atmosférico.
• de régimen permanente, por defectos de regulación en las centrales o por maniobras
anómalas de reposición de la red.
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Los relés de sobretensión deben ajustarse por encima de la máxima sobretensión posible, durante
tiempo limitado, en operación que se considere normal.
En las líneas pueden existir relés de sobretensión. Su misión es actuar ante sobretensiones en
régimen permanente, para evitar, tanto posibles daños al material, como una evolución de la
perturbación. El ajuste típico de su unidad de disparo es de 1,2 veces la tensión nominal,
temporizada a 1 s, con característica de tiempo independiente o inverso. Pueden disponer de
una unidad de alarma, con ajuste típico de 1,15 veces la tensión nominal.
El fenómeno de variación de frecuencia es consecuencia de la aparición de un desequilibrio
generación - demanda en el sistema. Las pequeñas variaciones de frecuencia son corregidas por el
estatismo de los reguladores de carga de los generadores, que se adaptarán a la nueva carga.
Las protecciones son necesarias para perturbaciones ante las cuales la regulación primaria no sea
capaz de responder adecuadamente. Ante circunstancias de mínima frecuencia, la protección
principal está en la red, que deberá disponer de relés de frecuencia con diversos escalones de
disparo de cargas, en función de la bajada de frecuencia. El objetivo del deslastre de cargas es
evitar la caída de la frecuencia a valores inadmisibles.
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3. CRITERIOS DE PROTECCION DE SISTEMAS DE DISTRIBUCION
Como criterio general, los cortocircuitos deben eliminarse en tiempo inferior al crítico y con
selectividad. A lo largo del texto se matizará este criterio, en función de:
a) el tipo de falta,
b) la ubicación de la misma, y
c) que falle simultáneamente algún elemento del sistema de protección.
3.1. DEFINICIONES RELACIONADAS.
Falta eléctrica (en adelante, falta)
Falta es la causa eléctrica origen de una perturbación. En el contexto de criterios ante
cortocircuitos, falta equivale a cortocircuito.
Elementos del sistema de protección
Los elementos del sistema de protección son: transformadores de intensidad (T/i), transformadores
de tensión (T/t), alimentación auxiliar, cableado, protección, enlace de comunicación de protección
(teleprotección más telecomunicación) e interruptor de potencia.
Fallo
Fallo es el comportamiento de un equipo de forma distinta a la especificada.
Selectividad
Propiedad asociada al sistema de protección, en virtud de la cual se aísla una falta desconectando el
mínimo número de elementos del sistema.
Tiempo de eliminación
Tiempo de eliminación de un cortocircuito es el que transcurre desde que aparece la intensidad de
falta hasta que desaparece. En función de los distintos sistemas de protección actuales, el tiempo de
eliminación de faltas es típicamente del orden de:
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• 80 ms/120 ms, con protecciones instantáneas (sin temporización voluntaria) sin/con
comunicación.
• 250 a 350 ms, con protección de fallo de interruptor.
• 400 a 600 ms, con disparos de segunda zona (distancia, subimpedancia).
• 0,9 a 1,3 s, con disparos de tercera zona (distancia, subimpedancia).
• según curva de tiempo, con protecciones con dicha característica (en general, protecciones de
sobreintensidad de tiempo dependiente).
Tiempo crítico de eliminación
El tiempo crítico de eliminación se define como el tiempo máximo que puede mantenerse un
cortocircuito, sin que se produzca una perturbación crítica para el sistema en su conjunto, por la
presencia de uno de los fenómenos siguientes:
a) Pérdida de sincronismo de generadores, u oscilaciones entre ellos, que afecten a la estabilidad
del sistema.
b) Pérdidas de mercado significativas, que no sean debidas a la selectividad del sistema de
protección, o que pudieran aparecer por la formación de subsistemas aislados en los que no se
hubieran adoptado instrucciones de operación que garantizasen el equilibrio generación- demanda.
c) Incumplimiento de los criterios de seguridad estáticos en el régimen permanente, después de la
perturbación. Se considerará aceptable el caso en que, aunque exista un incumplimiento de este
requisito, las variables pudieran ser conducidas operativamente a valores dentro de los criterios de
seguridad establecidos.
Hueco de tensión
Hueco de tensión, en este contexto, es el tiempo en que la tensión se encuentra por debajo de un
umbral definido, como consecuencia de una perturbación. Incluye el tiempo de eliminación, más el
tiempo de recuperación del sistema.
Protección de apoyo
Protección de apoyo es aquélla cuya función es operar cuando una falta no ha sido eliminada en su
debido tiempo, por:
a) fallo o incapacidad en el funcionamiento de la o las protecciones principales, o
b) fallo del o de los interruptores asociados.
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3.2. CRITERIOS DE PROTECCION.
Criterios de redundancia
Las mejores prácticas y los criterios establecidos para eliminar faltas obligan a disponer
redundancias en los sistemas de protección.
La mayoría de las veces será necesario duplicar el sistema de protección, con protecciones
asociadas al mismo circuito primario o elemento de la red.
En otros casos, la redundancia se establece desde elementos distintos al protegido. En general se
debe entender la duplicación del sistema de protección con las siguientes matizaciones:
• No se contempla la duplicación completa de los T/i’s y T/t’s, ya que tiene
grandes implicaciones de ubicación física, coste e incremento de
equipamiento en alta tensión. No obstante, deben duplicarse los devanados
de intensidad, alimentando cada uno un sistema de protección. Conviene,
además, que los sistemas de protección de elementos adyacentes del
sistema de potencia, (p.ej.: un embarrado y una línea conectada al mismo),
no compartan devanados de intensidad. En cuanto a los de tensión, se
admite emplear un sólo devanado, en cuyo caso habrá que independizar los
circuitos, convenientemente protegidos, para alimentar cada sistema de
protección. Se recomienda separar circuitos desde pie de aparato. De este
modo, queda cubierto el fallo en todo el circuito secundario, incluido el
cableado.
• En caso de falta en el propio T/i o T/t, se producirá, en general, una pérdida
total de los sistemas de protección asociados. Esta falta, si bien es poco
probable, tendría que ser eliminada, para el caso más desfavorable, en
tiempo superior al crítico y con pérdida de selectividad.
• En cuanto a la alimentación de corriente continua, debe existir doble
batería. En instalaciones existentes se recomienda también y, en cualquier
caso, debe conservarse independencia en la distribución de circuitos entre
ambos sistemas de protección. La existencia de doble batería facilita,
adicionalmente, el mantenimiento de las mismas.
• No se contempla la duplicación completa del interruptor de potencia, ya
que tiene implicaciones similares a las descritas para T/i’s y T/t’s. No
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obstante, debe existir doble bobina de disparo en los interruptores, salvo en
interruptores existentes en que no sea posible su instalación. En cualquier
caso, se supervisará la continuidad de cada circuito de disparo.
• Debe existir protección de fallo de interruptor, que cubrirá otros fallos (por
ejemplo, el de los circuitos de potencia).
Cuando las redundancias se establezcan, no duplicando el sistema de protección, sino desde
elementos distintos al protegido, la independencia entre sistemas de protección es intrínsecamente
mayor.
Cortocircuitos en líneas
Se consideran aquí las posiciones de línea en las que el tiempo crítico, para faltas en salida de
línea, es inferior a 500 ms. Utilizando elementos temporizados o instantáneos de sobrecorriente.
Cortocircuitos en barras
Los criterios establecidos exigen, en la práctica, instalar protección diferencial de barras con la
suficiente sensibilidad. En subestaciones con configuración de doble barra y con barra de
transferencia, hay que analizar, en cada caso, si es admisible la pérdida de selectividad que se
produciría con falta en la barra de transferencia, si no existe protección diferencial específica para
la misma. En cualquier caso, se recomienda su instalación.
En función del criterio de cada empresa, la protección diferencial de barras puede o no dejar
imposibilitado el cierre de interruptores tras su actuación. Los procedimientos de desbloqueo, en su
caso, deben estar coordinados con los requisitos establecidos en los Planes de Reposición.
Falta con fallo simultáneo de algún elemento del sistema de protección
Los criterios establecidos exigen en principio duplicar el sistema de protección, con las salvedades
indicadas. La probabilidad de falta en barras, con fallo simultáneo del sistema de protección
principal (diferencial de barras), es muy baja. Por otra parte, debe evitarse el disparo intempestivo
de embarrados, disparo cuya probabilidad aumenta al duplicar sistemas de protección.
En base a estas consideraciones, se establecen los siguientes criterios de duplicidad. Con ellos, el
tiempo de eliminación, en caso de fallo, puede resultar superior al crítico.
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• Configuración de barra simple:
Por las consideraciones antedichas, no se considera imprescindible duplicar la protección
diferencial, aunque sí recomendable si el tiempo crítico es muy inferior a 500 ms. El fallo del
sistema de protección principal (salvo fallo de interruptor) queda cubierto por segundas zonas de
líneas y apoyos de trafos, en tiempo generalmente superior al crítico.
Debe procurarse que este tiempo sea lo menor posible. Se recomienda cuidar especialmente las
funciones de supervisión y señalización ante bloqueo de la protección diferencial, para optimizar su
fiabilidad.
Debe instalarse protección de fallo de interruptor.
• Configuración de doble barra:
Por las consideraciones antedichas, no se considera conveniente duplicar la protección diferencial.
No obstante, debe existir una protección asociada al acoplamiento, para aislar la barra sana en caso
de fallo. El fallo del sistema de protección principal (salvo fallo de interruptor) queda cubierto por
la protección del acoplamiento, segundas zonas alejadas de líneas y apoyos de trafos, sin pérdida de
selectividad.
Se procurará que la protección de acoplamiento elimine la aportación de la barra sana en 300 ms.
No obstante, quizá no sea posible asegurar siempre este comportamiento del acoplamiento, para
todas las configuraciones del parque y en todas las situaciones de red.
En ese caso, será necesario adoptar un compromiso entre:
a) el nivel mínimo de falta a detectar en barras, y
b) el comportamiento selectivo de la protección ante falta en salida de línea.
Se recomienda cuidar especialmente las funciones de supervisión y señalización ante bloqueo de la
protección diferencial, fallo de imagen de seccionadores y situación de barras acopladas. Ello, para
optimizar la fiabilidad del sistema de protección principal.
Debe instalarse protección de fallo de interruptor. El interruptor de acoplamiento también se
equipará con protección de fallo de interruptor, para, ante esta contingencia, eliminar la aportación
de la barra sana en 300 ms.
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Cortocircuitos en transformadores
Se consideran aquí los transformadores en los que, en alguna de las tensiones, el tiempo crítico,
para faltas en salida de trafo, es inferior a 500 ms.
Consideraciones generales
Todas las protecciones asociadas al transformador, tanto las protecciones propias, internas a la
máquina (Buchholz, imagen térmica, temperatura, etc), como las protecciones externas (diferencial,
de sobreintensidad, de distancia), deben, asegurando la integridad de la máquina:
a) permitir el funcionamiento del transformador, con sobrecarga de al menos el 20%, y
b) comportarse selectivamente con las protecciones del entorno, ante cortocircuitos en la red
externa.
Este último punto es aplicable, aun en caso de fallo (no doble) de las protecciones del entorno.
Cuando desde el terciario se alimenten redes de distribución, las protecciones del transformador
deben comportarse selectivamente ante cortocircuitos en esta red, manteniendo la función de
transformación principal de la máquina.
Los criterios establecidos exigen, en la práctica, instalar:
a) protección diferencial de transformador, con la suficiente sensibilidad, y
b) relé Buchholz, para faltas entre espiras o en el tramo del devanado más próximo al neutro, no
detectables por la protección diferencial, si bien este tipo de faltas no comprometen sensiblemente
la seguridad del sistema.
Falta con fallo simultáneo de algún elemento del sistema de protección. Los criterios establecidos
exigen duplicar el sistema de protección. Son posibles soluciones de protección basadas en:
a) protecciones propias para faltas internas a la máquina, y
b) protecciones de sobreintensidad y/o distancia para faltas externas a la máquina, pero internas a la
zona delimitada por los interruptores del trafo.
No obstante, habrá casos en que puede ser necesario instalar una segunda protección diferencial, en
función de:
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a) las magnitudes aportadas desde un nivel de tensión a una falta situada en otro nivel de tensión
del transformador, o
b) la dificultad de coordinar con las protecciones de salida de línea.
Cuando desde el terciario del transformador se alimenten barras no de transporte, se recomienda
duplicar el sistema de protección en la alimentación a dichas barras para faltas en ellas. Ello, a fin
de optimizar la disponibilidad del transformador en las redes de transporte y de distribución
primaria.
Cortocircuitos en reactancias
Se consideran aquí las reactancias en las que el tiempo crítico, para faltas en bornas de alta tensión,
es inferior a 500 ms. Todas las protecciones asociadas a la reactancia, tanto las protecciones
propias, internas a la máquina (Buchholz, imagen térmica, temperatura, etc), como las protecciones
externas (diferencial, sobreintensidad), deben, asegurando la integridad de la máquina, comportarse
selectivamente con las protecciones del entorno en el caso de cortocircuitos en la red externa.
Este último punto es aplicable, aun en caso de fallo (no doble) de las protecciones del entorno.
Los criterios establecidos hacen recomendable, en la práctica, la instalación de protección
diferencial de reactancia, con la suficiente sensibilidad.
Falta con fallo simultáneo de algún elemento del sistema de protección. Los criterios establecidos
exigen duplicar el sistema de protección. Son posibles soluciones de protección distintas a la
diferencial, basadas en:
a) protecciones propias para faltas internas a la máquina, y
b) protecciones de sobreintensidad para faltas externas a la máquina, pero internas a la zona
delimitada por el o los interruptores de la reactancia.
Cortocircuitos en bancos de condensadores
Se consideran aquí los bancos de condensadores en los que el tiempo crítico, para faltas en la
entrada de alta tensión, es inferior a 500 ms. Todas las protecciones asociadas a los condensadores,
tanto las protecciones propias, (protección interna de desequilibrio, de los filtros, si existiesen, etc),
como las protecciones externas (sobreintensidad, sobretensión y diferencial, si existiese), deben,
asegurando la integridad del banco, comportarse selectivamente con las protecciones del entorno en
el caso de cortocircuitos en la red externa.
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Este último punto es aplicable, aun en caso de fallo (no doble) de las protecciones del entorno.
Se recomienda, en la práctica, la instalación de protección diferencial del banco de condensadores,
con la suficiente sensibilidad, si se considera que no hay fallo de protección simultáneo, en caso
contrario se exige duplicar el sistema de protección. Son posibles soluciones de protección distintas
a la diferencial, basadas en:
a) protecciones propias para faltas internas al banco de condensadores, y
b) protecciones de sobreintensidad para faltas externas al banco de condensadores, pero internas a
la zona delimitada por el o los interruptores de dicho banco de condensadores.
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4. SISTEMAS DE PROTECCIÓN
4.1. PROTECCIÓN DE LÍNEAS
Los sistemas de protección contra cortocircuitos utilizan dispositivos de protección, cuyo
principio de medida son fundamentalmente de dos tipos:
Medida del valor de la intensidad desde el punto de la protección hacia la falta, y control de su
dirección (Protección de sobreintensidad direccional: la más utilizada es activada por la
intensidad residual, o suma de las tres intensidades de fase, que sólo existe en caso de falta
involucrando contacto con tierra). Puede actuar instantáneamente, o con tiempo tanto menor
cuanto mayor sea el valor de la intensidad.
Medida de sobreintensidad no direccional de fases y neutro
4.2. PROTECCIÓN DE BARRAS
Para la protección principal de barras se utilizan protecciones de alcance definido, según el
principio diferencial. Su tiempo de actuación es instantáneo.
El criterio de actuación de una protección diferencial es detectar un valor superior al ajustado,
en la suma vectorial de dos o más magnitudes eléctricas. En la práctica, los vectores sumados
son las intensidades que confluyen sobre un elemento de la red. La suma será distinta de cero,
con falta dentro de la zona delimitada por los transformadores de intensidad que informan a la
protección. Por tanto, es una protección de alcance definido contra cortocircuitos.
Magnetización, pérdidas y saturación de los núcleos de los transformadores de intensidad
introducen errores y provocan una intensidad diferencial de desequilibrio permanente. En faltas
externas al elemento, con intensidades altas pasantes, este desequilibrio es aún más acusado. El
ajuste de la protección por encima del máximo valor de desequilibrio la haría muy poco
sensible, por lo que es necesario introducir factores de estabilización.
La protección diferencial de embarrados tiene requisitos específicos:
• Al haber muchos circuitos cuyas intensidades hay que sumar, se acumula mayor desequilibrio,
debido a errores en los transformadores de intensidad.
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• La potencia de cortocircuito es muy elevada; una falta externa cercana puede provocar la
saturación total de los transformadores de intensidad de la línea de salida al cortocircuito, por la
que circula la suma de las intensidades de aportación del resto de las líneas.
• El esquema de explotación de un parque no es siempre el mismo. Por ello, hay que informar a
la protección de la configuración real en cada momento, para que la medida sea correcta y sean
selectivas las órdenes de disparo emitidas.
• Las graves consecuencias que sobre el sistema tiene, tanto la pérdida de un embarrado como la
presencia mantenida de falta en barras, exigen a la protección rapidez, seguridad, obediencia y
selectividad.
La protección de acoplamiento, en configuraciones de doble barra, puede ser de sobreintensidad
o de distancia con característica de impedancia. Su actuación es temporizada y da orden de
disparo al interruptor de acoplamiento. Su tiempo de actuación debe ser inferior al de apoyo de
los embarrados (tiempo de segunda zona en caso de líneas), y superior al de fallo de interruptor.
Su alcance debe permitir detectar faltas en barras, sin entrar en competencia con las segundas
zonas de líneas.
Puede ser difícil o imposible hacer compatible estos criterios con el de selectividad ante faltas
externas a las barras, sobre todo si la protección es de sobreintensidad de tiempo inverso.
4.3. PROTECCIÓN DE REACTANCIAS
Se utilizan protecciones diferenciales y de sobreintensidad, además de las protecciones propias
de la máquina.
La protección diferencial de reactancia tiene condicionantes menos severos que las diferenciales
de barras o de transformadores. El posible origen de desequilibrio en una protección diferencial
de reactancia está en los errores en los transformadores de medida, o en su distinta respuesta
ante transitorios de conexión.
Se utilizan protecciones de sobreintensidad de fase, con característica de tiempo inverso, para la
protección contra sobrecarga por sobretensión mantenida. Esta protección también cumple una
función de apoyo ante cortocircuitos en la reactancia. Los cortocircuitos externos a la máquina,
pero internos a la zona delimitada por los interruptores, se pueden proteger con unidades de
sobreintensidad instantánea de forma selectiva.
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La protección de sobreintensidad de neutro detecta condiciones mantenidas de desequilibrio o
aportación de la reactancia a faltas a tierra en el entorno.
Las protecciones propias (imagen térmica, Buchholz, etc...) detectan faltas en la propia
máquina, algunas de las cuales no son detectables, o no de forma instantánea, por las
protecciones externas descritas. Por ejemplo, faltas entre espiras.
Por seguridad de la máquina, las protecciones sensibles a faltas internas a la reactancia disparan
habitualmente a través de relés de disparo y bloqueo.
4.4. PROTECCIÓN DE BANCOS DE CONDENSADORES
En los sistemas eléctricos considerados, tiene una gran importancia la protección de las baterías
de condensadores, (usualmente en la red de media tensión).
Normalmente se utilizan sistemas de protección digitales múltiples, en los que se incluye la
protección contra sobrecarga, sobretensión, subcarga y desequilibrios. Utilizan como principio
de actuación la medida de intensidad y de tensión,
4.5. PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR
Esta protección detecta los cortocircuitos entre fases y las derivaciones a masa en el lado de
alta, dentro de su zona protegida. Actúa rápida y selectivamente ante los defectos internos al
transformador.
El relé actuará cuando la corriente de operación supere un valor determinado. Sin embargo, en
la aplicación de la protección diferencial al transformador, se dan varias circunstancias que
dificultan su planteamiento:
• Las corrientes a uno y otro lado del transformador son de distinta magnitud.
Para conectar directamente el relé a los secundarios de los T/i’s, se deberán elegir éstos
con relaciones de transformación tales que igualen las intensidades entrantes al relé,
ante faltas externas o condiciones de carga.
Ello, sin embargo, no es viable en la práctica, debido al uso de T/i’s de relaciones de
transformación normalizadas y, en general, no dedicados. Por ello , es preciso recurrir a
T/i’s auxiliares o, de forma más generalizada, a relés que dispongan de tomas de
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igualación de corriente. Aun así, no es posible igualar totalmente las corrientes y
eliminar completamente el error.
• El grupo de conexión del transformador introduce un desfase entre las corrientes primaria y
secundaria, que obliga a conectar los secundarios del T/i de forma adecuada. Hoy en día, los
fabricantes de protecciones incorporan T/i ‘s internos en sus diseños para la compensación de
fase.
• Si uno de los arrollamientos puede dar corriente de falta a tierra y el otro no, para evitar la
actuación del relé ante faltas a tierra externas es preciso filtrar las componentes homopolares
del circuito diferencial, de dos maneras:
a) mediante conexiones en triángulo de los T/i’s, o
b) con un filtro de intensidad homopolar, que facilite a la misma un camino de mínima
impedancia.
• En la energización del transformador, se establece una corriente magnetizante transitoria . Esta
corriente de inserción aparece como falta interna para un relé diferencial.
En la sensibilidad del relé, se debe tener en cuenta:
• El efecto producido por las tomas en vacío o regulación en carga (si existe).
• El error de igualación de las tomas de corriente del relé.
• Los errores de transformación de los T/i’s (relación y ángulo), sobre todo en condiciones
transitorias (errores de saturación, magnetismo remanente, etc.)
Para evitar actuaciones por corriente diferencial ante faltas externas, este relé incorpora un
frenado, que es función de los niveles de corriente en los devanados. Este frenado permite
incrementar la velocidad y seguridad, con razonable sensibilidad, ante corrientes de falta
reducidas.
La cantidad de frenado se establece como un porcentaje que relaciona la corriente de operación
(diferencial) y la corriente de frenado, habitualmente proporcional al valor medio de las
corrientes de ambos devanados. Ello significa que, a niveles elevados de corrientes, se admiten
mayores valores de corriente diferencial, dado que los errores de igualación aumentan con los
niveles de corriente. El porcentaje no se mantiene para bajas intensidades, de modo que la
intensidad diferencial debe superar un valor umbral que determina la sensibilidad mínima.
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La mayoría de los fabricantes disponen de relés con porcentaje variable o ajustable, con un
rango de 15 a 40% aproximadamente. Esta pendiente o porcentaje se seleccionará para que
queden cubiertos:
• a) el error de relación de los T/i’s,
• b) el de igualación de las tomas de corriente del relé, y
• c) el producido por el cambio de relación de transformación nominal del transformador,
debido al cambiador de tomas.
Sin embargo, los relés pueden actuar indeseadamente, por las corrientes de inserción que se
producen al energizar el transformador.
Dado el elevado contenido en armónicos presente en estas corrientes (alrededor del 70% en el
2º armónico), ciertos relés diferenciales utilizan, al menos, el 2º armónico de corriente para
frenar o reducir la sensibilidad del relé, durante el periodo de energización del transformador.
Para realizar las funciones de frenado, estos relés utilizan circuitos selectivos de frecuencia,
donde se genera una tensión proporcional a la intensidad de 100 Hz que circula por la bobina
diferencial. Si la corriente tiene un alto contenido en 2º armónico (superior al 15% o 20%),
dicha tensión bloquea el relé.
El propósito de estos diseños es proporcionar un frenado, independientemente de la cantidad de
corriente de inserción, y permitir la operación si se produce una falta interna durante el proceso
de energización. Otros diseños se basan en no incorporar excesivo frenado de armónicos, ya que
éstos también están presentes en las corrientes secundarias, debidas a la saturación del T/i
durante una falta interna severa. Las corrientes de inserción pueden ser de tres tipos:
• Inicial: producida al energizar el transformador.
• De recuperación: después de despejar una falta externa, y al volver la tensión a su nivel
normal.
• De influencia o simpatía: al poner en paralelo un transformador con otro ya energizado. Este
último, por influencia, se ve sometido a una corriente de inserción, con mayor grado cuanto
menor sea la potencia de cortocircuito del sistema.
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Frecuentemente, el relé diferencial con frenado de armónicos incluye también una unidad
instantánea, que se ajusta por encima de la máxima corriente de inserción, pero por debajo de la
corriente que podría resultar en la saturación de los T/i’s. Los fabricantes suelen fijar este valor
en 8 a 10 veces el valor de la toma.
4.6. PROTECCION CONTRA SOBRETENSIONES
Dos son los tipos de sobretensiones que pueden afectar al funcionamiento normal del sitemas de
distribución:
• Sobretensiones transitorias. Son tensiones transitorias rápidas. Pueden ser:
•Sobretensiones de maniobra
•Sobretensiones de origen atmosférico.
• Por defectos de regulación. Son de origen interno, debidas a un funcionamiento anómalo del
regulador de tensión, por avería, por ineficacia, o por falsa maniobra del mismo en modo
manual.
Se utilizan relés de sobretensión, con dos escalones de actuación.
El primero es instantáneo y se ajusta aproximadamente a 1,4 veces la tensión nominal. El
segundo se ajusta entre 1,10 y 1,20 veces la tensión máxima de servicio, y puede ser de tiempo
fijo o de característica de tiempo inverso.
4.7. PROTECCIÓN CONTRA FALLO DE INTERRUPTOR
El fallo de un interruptor se produce cuando, recibida la orden de apertura, y transcurrido el
tiempo normal de ésta, una o varias fases del interruptor permanecen cerradas.
La apertura puede fallar por diversas causas, que afectan a las dos condiciones establecidas para
considerar el interruptor abierto:
• El interruptor abre sus polos mecánicamente de modo completo.
• Se produce la extinción del arco.
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Cuando actúen las protecciones, ya sea por falta dentro o fuera de la zona de la subestación,
resulta imprescindible desconectar dicha subestación de la red de transporte.
La actuación de la protección de fallo de interruptor provoca el disparo de otros interruptores,
capaces de ejercer una acción sustitutoria del interruptor en que se produce el fallo.
Dependiendo de la configuración existente a la salida de grupo, estos interruptores pueden estar
situados en la misma instalación en la que se encuentra el interruptor que falla, o puede ser
necesario transferir el disparo a otros interruptores de instalaciones alejadas.
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5. EQUIPO A UTILIZAR
Para la protección de los sistemas eléctricos de distribución es necesario considerar los
siguientes equipos utilizados:
• Fusibles
• Seccionalizadores
• Pararrayos
• Dispositivos mecánicos o sensores
• Relevadores de protección.
Con respecto a los relevadores, a continuación se muestran algunos de los dispositivos que se
utilizan en la protección de sistemas eléctricos.
Device
NumberDefinition and Function
Device
NumberDefinition and Function
21
Distance relay is a device that functions when the
circuit admittance, impedance, or reactance
increases or decreases beyond a predetermined
value.
52
AC circuit breaker is a device that is used to close
and interrupt an ac power circuit under normal
conditions or to interrupt this circuit under fault
or emergency conditions.
25
Synchronizing or synchronismcheck relay is a
synchronizing device that produces an output
that causes closure at zero-phase angle
difference between two circuits. It may or may
not include voltage and speed control. A
synchronismcheck relay permits the paralleling
of two circuits that are within prescribed limits
of voltage magnitude, phase angle, and
frequency.
59Overvoltage relay is a device that operates when
its input voltage exceeds a predetermined value.
27
Undervoltage relay is a device that operates
when its input voltage is less than a
predetermined value.
67
AC directional overcurrent relay is a device that
functions at a desired value of ac overcurrent
flowing in a predetermined direction.
49
Machine or transformer thermal relay i s a device
that functions when the temperature of a
machine armature winding or other loadcarrying
winding or element of a machine or power
transformer exceeds a predetermined value.
79
Reclosing relay is a device that controls the
automatic reclosing and locking out of an ac
circuit interrupter.
50
Instantaneous overcurrent relay is a device that
operates with no intentional time delay when the
current exceeds a preset value.
81
Frequency relay is a device that responds to the
frequency of an electrical quantity, operating
when the frequency or rate of change of
frequency exceeds or is less than a
predetermined value.
51
AC time overcurrent relay is a device that
functions when the ac input current exceeds a
predetermined value, and in which the input
current and operating time are inversely related
through a substantial portion of the performance
range.
87
Differential protective relay i s a device that
operates on a percentage, phase angle, or other
quantitative difference of two or more currents
or other electrical quantities.