la filosofia de la proteccion por relevadores

PROTECCION POR RELEVADORES 0

LA FILOSOFIA DE LA PROTECCION POR RELEVADORES QUE ES LA PROTECCION POR RELEVADORES Nosotros pensamos generalmente en un sistema eléctrico de potencia en función de sus partes más impresionantes: las grandes estaciones generadoras, los transformadores, las líneas de transmisión, etc. Mientras que estos son algunos de los elementos básicos, hay muchos otros componentes necesarios y fascinantes. La protección por relevadores es uno de estos. EI papel de la protección por relevadores en el diseño y funcionamiento de un sistema eléctrico de potencia es explicado por un breve examen de todo el rondo. Hay tres aspectos de un sistema de potencia que servirán a los prop6sitos de este examen. Estos aspectos son los siguientes: A. Funcionamiento normal. B. Previsión de una falla eléctrica. C. Reducción de los efectos de la falla eléctrica. EI termino "funcionamiento normal" supone que no hay fallas del equipo, errores del personal ni hechos fortuitos. Incluye los requisitos mínimos para la alimentación de la carga existente y una cierta cantidad de carga futura anticipada. Algunas de las consideraciones son: A. Selección entre hidroeléctrica, térmica, o bien otras fuentes de potencia. B. Localización de las estaciones generadoras. C. Transmisión de la potencia a la carga. D. Estudio de las características de la carga y la planeación para su crecimiento futuro. E. Medición. F. Regulación de la tensión y de la frecuencia. G. Funcionamiento del sistema. H. Mantenimiento normal. Las provisiones para un funcionamiento normal comprenden el costo mayor para el equipo y el funcionamiento, pero un sistema diseñado de acuerdo con este solo aspecto no podría satisfacer los requisitos boy en día. Las fallas del equipo eléctrico originarían salidas intolerables. Debe haber provisiones adicionales para disminuir el dado al equipo y las interrupciones del servicio cuando ocurren las falla. Dos recursos se presentan: (1) incorporar características de diseño con el fin de impedir las fallas, y (2) incluir provisiones para reducir los efectos de la falla cuando esta ocurre. El diseño moderno de sistemas de potencia emplea ambos recursos en diversos grados, como los dictados par la economía de cualquier situación particular Notorios avances continúan haciéndose para lograr mayor seguridad. Pero también se pone cada vez más confianza en la potencia eléctrica. Por lo tanto, aun cuando se disminuye la probabilidad de falla, también se disminuye la posibilidad de daños al servicio. Pero es en vano al menos no se justifica económicamente tratar de impedir todas las fallas. Tarde o temprano la ley de los créditos decrecientes se hace sentir. Donde esto ocurra podrá variar entre sistemas y entre partes de un sistema, pero cuando pasa esto es necesario hacer un gasto adicional para la prevención de la falla. Es mucho mas provechoso, entonces, dejar que ocurran algunas de ellas y prever para reducir sus efectos.


El tipo de falla eléctrica que origina los máximos efectos es el cortocircuito o falla, como se la conoce generalmente; pero hay otras condiciones de funcionamiento anormales, propias de ciertos elementos del sistema que también requieren atención. Algunas de las características de diseño y funcionamiento con el fin de prevenir la falla eléctrica son: A. Provisión del aislamiento adecuado. B. Coordinación de la resistencia de aislamiento con las capacidades de los pararrayos. C. Usa de hilos de guarda y baja resistencia de tierra de las torres. D. Resistencia mecánica de diseño para reducir la exposición y para disminuir la probabilidad de fallas originadas par animales, pájaros, insectos, polvo, granizo, etc. E. Funcionamiento y practicas de mantenimiento apropiados. Algunas de las características de diseño y funcionamiento para reducir los efectos de la falla son A. Características que reducen los efectos inmediatos de una falla eléctrica:

1. Diseño para limitar la magnitud de la corriente de cortocircuito.

a. Evitando concentraciones muy grandes de capacidad generación. b. Utilizando impedancia limitadora de corriente.

2. Diseño para soportar los esfuerzos mecánicos y los calentamientos debidos a corrientes de cortocircuito.

3. Dispositivos de baja tensión con acción retardada en interruptor el. para evitar la caída de las cargas durante disminuciones de tensión momentáneas.

4. Neutralizadores de fallas a tierra (bobinas Petersen). B. Características para desconexión rápida de los elementos defectuosos:

1. Protección por relevadores.

2. Interruptores con suficiente capacidad interruptiva. 3. Fusibles.

C. Características que reducen la pérdida del elemento defectuoso:

1. Circuitos alternados. 2. Capacidad de reserva de generadores y transformadores. 3. Recierre automático.

D. Características que funcionan en todo el periodo desde la iniciación de la falla basta que se elimina esta, para mantener la tensión y la estabilidad.

1. Regulación automática de la tensión.| 2. Características de estabilidad de los generadores.

E. Medios para observar la eficacia de las características anteriores. 1. Oscilógrafos automáticos. 2. Observación humana eficiente y registro de datos.

F. Inspecciones frecuentes a medida que cambia el sistema 0 adiciones que se hagan para estar segura de que las características anteriores son aun adecuadas.

De este modo, la protección par relevadores es una de las diversas características del diseño un sistema relacionado con la disminución del daño al equipo y con las interrupciones al servicio cuando ocurren las fallas eléctricas. Cuando decimos que los relevadores protegen. entendemos que,


junto con otro equipo, ayudan a disminuir el daño y a mejorar el servicio Es evidente que todas las características de disminución dependen entre si para lograr reducir con éxito los efectos de la falla. Par lo tanto, Las capacidades y los requisitos de la aplicación de los equipos de protección par relevadores deberían. Considerarse de acuerdo con las otras características. Este enunciado se subraya, porque algunas veces se da la tendencia a pensar en el equipo de protección par relevadores después de que se hall fijado todas las otras consideraciones de diseño en forma irrevocable. Dentro de límites económicos, un sistema eléctrico de potencia debe diseñarse de tal manera que pueda estar adecuadamente protegido. LA FUNCION DE LA PROTECCION POR RELEVADORES. La función de la protección por relevadores es originar el retiro rápido del servicio de cualquier elemento de un sistema de potencia cuando este sufre un cortocircuito o cuando empieza a funcionar en cualquier forma anormal que pueda originar daño interfiera de otra manera con el funcionamiento eficaz del resto del sistema. El equipo de protección esta ayudado, en esta tarea, por interruptores que son capaces de desconectar el elemento defectuoso cuando el equipo de protección se los manda. Estos interruptores están localizados de tal manera que cada generador, transformador, barra colectora, línea de transmisión, etc. pueda desconectarse por completo del resto del sistema. Estos interruptores deben tener la capacidad suficiente para que puedan conducir momentáneamente la corriente máxima de cortocircuito que puede fluir a través de ellos, e interrumpir entonces esta corriente; deben soportar también el cierre de un cortocircuito semejante e interrumpirlo de acuerdo con ciertas normas prescritas. Los fusibles se emplean donde los relevadores de protección y los interruptores no son justificables económicamente. Aunque la función principal de la protección por relevadores es reducir los efectos de los cortocircuitos, surgen otras condiciones anormales de funcionamiento que también necesitan esta protección. Esto es mas cierto cuando se trata de generadores y de motores. una función secundaria de la protección por relevadores es indicar el sitio y el tipo de la falla Dichos datos no s610 ayudan en la reparación oportuna sino que también, por comparación con las observaciones humanas y con los registros de oscil6grafos automáticos, proporcionan medios para el análisis de la eficacia de la prevención de la fallas. y las caractensticas de disminución que incluye la protección por relevadores. PRINCIPIOS FUNDAMENTALES DE LA PROTECCION POR RELEV ADORES. Consideremos solo por el momento el equipo de protección contra cortocircuitos. Hay dog grupos de dichos equipo: uno que llamaremos de protección primaria, y otro de protección de respaldo. La protección primaria es la primera línea de defensa, mientras que las funciones de la protección de respaldo solo se dan cuando falla la protección primaria Protección primaria La Fig. 1 muestra la protección primaria. La primera observación es que los interruptores están localizados en las conexiones de cada elemento del sistema de potencia. Esta provisión hace posible desconectar solo el elemento defectuoso. A veces puede omitirse un interruptor entre dog elementos adyacentes, en cuyo caso ambos elementos deben desconectarse al hay una falla en cualquiera de los dos.


La segunda observación es que sin saber en este momento como se realiza, se establece una zona de protección separada alrededor de cada elemento del sistema. EI significado de esto es que cualquier falla que ocurra dentro de una zona dada originara el disparo (esto es, la abertura) de todos los interruptores dentro de esa zona, y de solo esos interruptores) Es evidente que en caso de fallas en la region donde se superponen dos zonas adyacentes de protección, se dispararan mas interruptores que el mínimo necesario para desconectar el elemento defectuoso. Pero si no hubiera superposición, una falla en una region entre zonas no estaría situada en ninguna de las dos zonas y, por lo tanto, no se dispararían los interruptor La superposición es el menor de los dos males. La extensión de esta es pequeña relativamente, y la probabilidad de falla en dicha región es baja; por lo mismo, el disparo de dos o mas interruptores será casi nulo. Finalmente, se observara que las zonas adyacentes de protección de la Fig. 1 se superponen alrededor de un interruptor. Esta es la practica preferida, porque en caso de fallas en todas las partes, excepto en la región de superposición, es necesario que se disparen el numero mínima de interruptores. Cuando se desea, por razones económicas o de espacio, superponer sobre el lado de un interruptor, como sucede con frecuencia en aparatos blindados, el equipo de protección de la zona que superponer el interruptor debe arreglarse para que dispare no solo los interruptores de esta zona, sino también uno o mas interruptores de la adyacente, para' desconectar completamente ciertas fallas. Esto se muestra en la Fig. 2, donde puede verse que para un cortocircuito en X, los interruptores de la zona B, que incluyen al interruptor C, se dispararan; pero dado que el cortocircuito esta fuera de la zona A, ef equipo de protección de la zona B debe disparar también ciertos interruptores en la zona A si esto fuera necesario para interrumpir el flujo de la corriente de cortocircuito de la zona A a la falla, Esta es una desventaja si hay una falla en X, pero los mismos interruptores se dispararan innecesariamente en la zona A para arras fallas en la zona B a la derecha del interruptor C. Si este disparo innecesario es objetable dependerá de la aplicación particular Protección de respaldo La protección de respaldo se emplea solo para protección de cortocircuitos. Debido a que estos son el tipo preponderante de falla del sistema de potencia, hay más posibilidades de que falle la protección primaria en caso de cortocircuitos. La experiencia ha mostrado que la protección de respaldo no es justificable econ6micamente para casas distintas de los cortocircuitos.


Es necesaria una clara comprensión de las causas posibles de fallas de la protección primaria, para una mejor apreciación de las I prácticas comprendidas en la protección de respaldo. Cuando decimos que la protección primaria puede faltar, entendemos cualquiera delas diversas cosas que pueden suceder para impedir a la protección primaria que origine la desconexi6n de una falla del sistema de potencia. La protección primaria puede fallar debido a una falla en cualquiera de los siguientes puntos A. Corriente o tensión de alimentación a los relevadores. B. Disparo de la tensión de alimentación de cd. C. Relevadores de protección. D. Circuito de disparo o mecanismo del interruptor. E. Interruptor Es muy deseable que la protección de respaldo este dispuesta de tal manera que cualquier cosa que pueda originar la falla de la protección primaria no origine también la falla de la protección de respaldo. Es evidente que este requisito se satisface completamente si los relevadores de respaldo están localizados de tal manera que no empleen o controlen cualquier cosa en común con los relevadores primarios que vayan a ser respaldados. En la medida de lo posible, la práctica es localizar los relevadores de respaldo en una estación diferente. Considérese, por ejemplo, la protección de respaldo para la sección EF de la línea de transmisión de la Fig. 3.


de respaldo de esta sección de línea están normalmente dispuestos para disparar los interruptores A, B, I Y J. Si el interruptor E fallara al disparar, para una falla en la sección de línea EF, se dispararían los interruptores A y B; los interruptores A y B y su equipo asociado de protección de respaldo, que están físicamente aparte del equipo que ha fallado, no son los id6neos para ser afectados al mismo tiempo, como podría suceder si se escogieran los interruptores C y D en su lugar. Los relevadores de respaldo en las localidades A, B y F proporcionan protección si ocurren fallas en las barras colectoras en la estación K. Los relevadores de respaldo en A y F proporcionan también protección para fallas en la línea DB. En otras palabras, la zona de la protección de respaldo se extiende en una dirección desde la localidad de cualquier relevador de respaldo y al menos superpone cada elemento de sistema adyacente. Donde las secciones. Adyacentes de líneas son de diferente longitud, los relevadores de respaldo deben sobrealcanzar algunas secciones de línea mas que otras para proporcionar protección a la línea mas larga Un conjunto dado de relevadores de respaldo proporcionara protección incidental de clases para fallas en el circuito cuyo interruptor controla los relevadores de respaldo. Par ejemplo, los relevadores de respaldo que disparan el interruptor A de la Fig. 3 pueden actuar I también como respaldo para fallas en la sección de línea AC. Sin embargo, esta duplicación de protección es solo un beneficio accidental y no va a estar ligada a la de un arreglo convencional de respaldo cuando es posible dicho arreglo; para diferenciar a ambos, este tipo podría llamarse relevadores primarios duplicados. Una segunda función de la protección de respaldo es a menudo proporcionar protección primaria cuando el equipo que deberla ocuparse de esto se encuentra fuera de servicio por mantenimiento o reparación. Es evidente, quizás, que cuando funciona la protección de respaldo, se desconecta una parte mayor del sistema que cuando funciona correctamente la protección primaria. Esto es inevitable si la protección de respaldo va a hacerse independientemente de a que los factores que pueden originar que falle protección primaria. Sin embargo, esto enfatiza la importancia del segundo requisito de la protección de respaldo, que esta debe funcionar con suficiente acción retardada como para que se de la protección primaria tiempo suficiente para funcionar si es capaz de hacerlo En otras palabras, cuando ocurre un cortocircuito, ambas protecciones, primaria y de respaldo. inician normalmente su funcionamiento; pero se espera que la protección primaria dispare los interruptores necesarios para retirar el elemento en cortocircuito del sistema, y la protección de respaldo se repondrá sin haber tenido tiempo de completar u función, Cuando un conjunto de relevadores proporciona protección de respaldo a diversos elementos adyacentes del sistema, la protección primaria mas lenta de cualquiera de aquellos elementos adyacentes determinara la acción retardada necesaria para los relevadores de respaldo dados. En muchas ocasiones, es imposible atenerse al principio de la segregación completa de los relevadores de respaldo. Entonces se ata. de alimentar los relevadores de respaldo de otras fuentes distintas de las que alimentan los relevadores primarios del elemento de sistema en cuestión, y también se intenta disparar los interruptores; sin embargo, puede emplearse la misma batena de disparo en común, para ahorrar dinero y porque se le considera un riesgo menor. Este tema se tratara con mas detalle en el Cap. 14.En casas extremos puede ser imposible aun proporcionar cualquier protección de respaldo; en tales casas, se da mayor énfasis a la necesidad de un mejor mantenimiento. De hecho, aun con protección de respaldo completa, hay mas que ganar par el mantenimiento apropiado. Cuando falla la protección primaria, aunque funcione adecuadamente la protección de respaldo, el servicio sufrirá mas o menos perdidas. Par lo tanto, la protección de respaldo no es un sustituto apropiado para un buen mantenimiento.


Protección contra otras condiciones anormales. La protección por relevadores para casas distintos de los cortocircuitos se incluye en la categoría de protección primaria. Sin embargo, ya que las condiciones anormales que requieren protección son diferentes en cada elemento del sistema, Be utiliza la disposición no universal de superposición de protección como en la protección de cortocircuito. En lugar de ego, carla elemento del sistema esta provisto, independientemente, de la protección requerida sea cual fuere y esta se encuentra preparada para disparar los interruptores necesarios, que pueden ser diferentes en algunos casas de los disparados par la protección de cortocircuito. Como se mencion6 antes, la protección de respaldo no se emplea porque la experiencia no ha mostrado que sea econ6micamente justificable. Con frecuencia, sin embargo, la protección de respaldo para cortocircuitos funcionara cuando ocurran otras condiciones anormales que produzcan corrientes o tensiones anormales, y se proporciona con eso la protección de respaldo de clases. CARACTERISTICAS FUNCIONALES DE LA PROTECCION POR RE LEVADORES. Sensibilidad, selectividad y velocidad "Sensibilidad", "selectividad" y "velocidad" son términos comúnmente utilizados para describir las caractensticas funcionales de cualquier equipo de protección par relevadores. Todos estos están incluidos en las consideraciones anteriores de protección primaria y de respaldo: 9ualquier equipo de protección debe ser suficientemente sensible para que funcione en forma segura cuando sea necesario, con la condición real de que produzca la tendencia de funcionamiento mínimo.Debe ser capaz de Seleccionar entre aquellas condiciones en las que se requiere un funcionamiento rápido y aquellas en las que no debe funcionar. O se requiere funcionamiento de acción retardada. Y debe funcionar a la velocidad requerida. Debe conocerse que tanto llena cualquier equipo de protección por relevadores cada uno de estos requisitos en cada aplicación. E1 objeto principal de 1a protección por relevadores es desconectar un elemento defectuoso de un sistema 10 mas rápido posible La sensibilidad y la se1ectividad son esenciales para asegurar que sean disparados los interruptores apropiados, pero la velocidad es lo que cuenta. Los beneficios que van a ganarse con la velocidad se consideraran mas adelante. Confiabilidad. Un requisito básico es que el equipo de protección por relevadores debe ser digno de confianza. Cuando la protección por relevadores no funciona adecuadamente, las características de reducción implicadas son muy inefectivas. Por lo tanto, es esencial que el equipo de protección por relevadores sea de suyo confiable y que su aplicación, instalación y mantenimiento aseguren que se aprovecharan al máximo La confiabilidad inherente es una cuesti6n de diseño basada en la larga experiencia, y es un tema mucho muy extenso y detallado como para tratarlo a rondo aquí. Otras cosas que son iguales, simplicidad y robustez contribuyen a la confiabilidad, pero no son ellas mismas la solución completa. La mano de obra debe tomarse en cuenta también. La presión de contacto es una importante medida de la confiabilidad, pero los materiales de contacto y la provisión para impedir la contaminación de este son tan completos como importantes. Estas son solo unas cuantas de las muchas consideraciones de diseño que podrían mencionarse. La aplicación adecuada del equipo de protección por relevadores involucra una selección adecuada no solo del equipo de relevadores sino también de los aparatos asociadas. Por ejemplo, la carencia de fuentes apropiadas de corriente y tensión para alimentar los relevadores puede comprometer, si no exponer, la protección. En contraste con la mayoría de los otros elementos de un sistema eléctrico de potencia, la protección por relevadores se mantiene inactiva la mayor parte del tiempo. Algunos


tipos de equipos de protección. Pueden tener que funcionar solo una vez en varios anos. Los relevadores de líneas de transmisión tienen que funcionar mas frecuentemente, pero aun así estos pueden funcionar solo varias veces parado. Esta falta de usa frecuente de los relevadores y su equipo asociado debe compensarse en otras formas para estar segura de que el equipo de protección trabajara cuando venga su tumo. Muchas empresas generadoras de energía eléctrica proporcionan su prueba y mantenimiento personal con un manual que la gente experimentada en la organización ha preparado y que es puesto al día a medida que se adquieren los nuevas tipos de relevadores. Un manual semejante especifica el procedimiento mínima de prueba y mantenimiento que la experiencia ha mostrado ser el deseado. El manual esta preparado en parte par las publicaciones de los fabricantes y en parte par la experiencia de las empresas. Como una consecuencia de las técnicas normalizadas, pueden compararse los resultados de las pruebas peri6dicas para detectar cambios o deterioro en los relevadores y sus dispositivos asociadas. Los probadores son alentados para hacer atlas pruebas a medida que ellos se adaptan al hacer las pruebas requeridas par el manual. Si se proyecta una mejor técnica de prueba, esta se incorpora al manual. Algunas organizaciones incluyen información sobre el propósito de los relevadores, para dar a su gente mejor apreciación de la importancia de su trabajo. Pueden darse cursos, también. Una actividad semejante es muy recomendable. A menos que una persona este completamente familiarizada con la prueba y mantenimiento del relevador puede hacer mas mal que bien, y haría mejor si dejara al equipo solo. En algunos casas las pruebas reales de campo se hacen después de la instalación y de una cuidadosa prueba preliminar de los relevadores individuales. Estas pruebas de campo proporcionan un media excelente para comprobar el funcionamiento de todo el equipo involucrado. EI mantenimiento cuidadoso y el registro de datos, no solo de las pruebas durante el mantenimiel1to sino también del funcionamiento del relevador durante el servicio real, son la mejor seguridad de que el equipo de protección esta en condiciones apropiadas. La prueba de campo es la forma mejor conocida de comprobar el equipo antes de ponerlo en servicio, pero pueden surgir condiciones en el servicio real que no fueron anticipadas en las pruebas. La mejor seguridad de que los relevadores .están aplicados y ajustados de un modo adecuado es un registro del funcionamiento correcto a través de un periodo suficientemente largo, para incluir las diversas condiciones de funcionamiento que pueden existir. Esto es, asegurando no solo cuando un equipo de protección particular dispara los interruptores apropiados cuando debería hacerlo para una falla dada, sino también cuando otros equipos de protección se abstienen del disparo. ESTAN BASADAS LAS PRACTICAS DE PROTECCION EN LA PROBABILIDAD DE FALLA? Las prácticas de protección están basadas en la probabilidad de la falla en el sentido de que las practicas actuales son el resultado de años de experiencia, en los que la frecuencia de la falla ha jugado sin lugar a duda un papel. Sin embargo, la probabilidad de la falla, Rara vez, si acaso, entra directamente en la selección de un tipo particular de equipo de protección, excepto cuando par una u otra razón uno encuentra que lo mas difícil es aplicar el tipo que debería utilizarse. En cualquier caso, la probabilidad de falla solo debería considerarse junto con las posibilidades de que ocurriera la falla. Se ha dicho que la justificación para una practica dada iguala la probabilidad de veces el costa del disturbio. Haciendo caso amigo de la probabilidad de falla, ninguna parte del sistema debería estar completamente sin protección, aun cuando esta solo sea protección de respaldo. PROTECCION POR RELEVADORES CONTRA UN OPERADOR DE ESTACION La protección par relevadores se encuentra algunas veces en competencia con los operadores de estación o asistentes. Se da este caso en la protección contra condiciones anormales que se desarrollan tan lentas como para que un operador tenga tiempo de corregirla situación, antes de que se desarrollen cualesquiera circunstancias particulares. Algunas veces, un operador alerta y hábil


puede evitar el retiro de servicio de una importante pieza del equipo cuando la ausencia de esta puede ser molesta; si se utiliza .en dicha estación la protección par relevadores, es lo mismo que sonar una alarma. En cierto modo, la preferencia a depender de un operador tiene como respaldo alguna experiencia desafortunada con la protecc1on par relevadores, cuando el funcionamiento inapropiado de estos ocasión dificultades; una actitud semejante es comprensible, pero no puede soportarse 1ogicamente. Cuando se rehuyere acción rápida y precisa para la protección de un elemento importante, es imprudente confiarse de un operador. Además, cuando ocurre un disturbio, el operador tiene otras cosas que hacer para las que en general esta mejor capacitado. DISPARO INNECESARIO CONTRA FALLA DE DISPARO CUANDO SE DESEA A pesar de las reglas de la buena practica de protección, uno tendrá que escoger ocasionalmente cual regla puede romperse con la mínima molestia. Cuando uno debe escoger entre la posibilidad del disparo no deseado o innecesario y la falla de disparo cuando este se desea, la mejor practica es escoger la primera. La experiencia ha mostrado que donde la mayoría de los paros de sistemas han resultado de uno o de otro, la falla de disparo o bien retardo excesivo del disparo ha sido en alto grado la peor falta. LA EVALUACION DE LA PROTECCION POR RELEVADORES Aunque un sistema de potencia moderno no podría funcionar sin la protección por relevadores. esto no la hace apreciable. Como en toda buena ingeniera. la economía juega un papel muy importante. Aunque el ingeniero de protección puede justificar por lo común desembolsos para la protección por relevadores sobre la base de una practica normalizada. las circunstancias pueden alterar dichos conceptos, y a menudo viene a ser necesario evaluar los beneficios que van a lograrse. Esta no es una cuesti6n de si la protección por relevadores puede justificarse, sino basta donde podría uno invertir con la mejor protección disponible. Como todas las otras partes de un sistema de potencia, la protección por relevadores se evaluaría sobre la base de su contribución al mejor servicio econ6micamente posible a los consumidores. La contribución de la protección por relevadores es ayudar al resto del sistema de potencia a funcionar con la mayor eficiencia y efectividad posible frente a la falla. Como realiza esto la protección por relevadores es como sigue. Disminuyendo el daño cuando ocurren las fallas, la protección por relevadores reduce:

A. La costa de la reparación del daño. B. La probabilidad de que la falla pueda extenderse e involucrar otro equipo. C. El tiempo que el equipo esta fuera de servicio. D. La perdida en Ingreso y la tirantez de las relaciones publicas mientras el equipo esta fuera de servicio Con el regreso oportuno del equipo al servicio, la protección por relevadores ayuda a reducir la cantidad del equipo de reserva requerida, ya que hay menor probabilidad de otra falla antes de que la primera pueda repararse. La habilidad de la protección por relevadores para permitir el uso mas completo de la capacidad del sistema esta mostrada enérgicamente por la estabilidad del sistema. Fig. 4 muestra c6mo influye la velocidad de la protección por relevadores en la cantidad de potencia que puede transmitirse sin perdida de sincronismo cuando ocurren cortocircuitos. Mas carga puede conducirse por un sistema existente. Aumentando la velocidad de la protección por relevadores. Se ha mostrado que esta forma va a ser casi sin casto para incrementar el limite de estabilidad transitoria." Donde la estabilidad es un problema. La protección par relevadores puede evaluarse con frecuencia contra el costa de la construcción adicional de líneas de transmisión, estaciones de distribución. Se mostraran


mas adelante otras circunstancias en las que ciertos tipos de equipos de protección por relevadores pueden permitir borros en interruptores y líneas de transmisión.

La calidad del equipo de protección por relevadores puede afectar gastos de ingeniería al aplicar el equipo de protección mismo. El tipo que puede funcionar adecuadamente, aun cuando se hagan cambios futuros en el sistema o en su funcionamiento, ahorrara s ingeniería futura y otros gastos relacionados. Uno no debe concluir que el gasto justificable para un equipo dado protección por relevadores es necesariamente proporcional al valor o importancia del elemento de sistema que va a se protegido un modo directo. Una falla en ese elemento de sistema puede lo afectar la capacidad para dar servicio del sistema complejo y, por lo tanto, ese equipo de protección esta protegiendo realmente el servicio del sistema completo. Algunos de los paras mas serios han sido ocasionados par los efectos que provienen de una Calla original en equipo de relativa importancia que no se protegió como se debía. COMO FUNCIONAN LOS RELEVADORES DE PROTECCION? Hasta aquí hemos tratado los relevadores mismos en una manera muy impersonal, diciendo lo que hacen sin tomar en cuenta como 10 hacen. Esta parte fascinante de la historia de la protección par relevadores se expondrá con mucho mas detalle mas adelante. Pero para redondear esta consideración general de la protección y preparar lo que va a venir, aquí esta alguna explicación. Todos los relevadores utilizados para protección de cortocircuitos y muchos otros tipos, también, funcionan en virtud de la corriente y tensión proporcionada a estos par los transformadores de corriente y tensión conectados en diversas combinaciones al elemento del sistema que va a protegerse. Par cambios individuales o relativos en estas dos magnitudes las fallas señalan su presencia, tipo, y localización a los relevadores de protección Para carla tipo y localización de falla, hay alguna deferencia característica en estas magnitudes así como varios tipos de equipos de


protección par relevadores disponibles, carla uno de los cuales esta diseñado para reconocer una diferencia particular y funcionan en respuesta a esta. Existen mas diferencias pasibles en estas magnitudes de las que uno pueda sospechar. Las diferencias en carla magnitud son posibles en una o más de las que siguen: A. Magnitud. B. Frecuencia. C. Angulo de rase. D. Duración. E. Razón de cambia. F. Dirección u orden de cambia. G. Armónicas o formas de onda. Entonces, cuando tensión y corriente se consideran en combinación, o relativas a magnitudes similares en diferentes localidades, uno puede empezar a darse cuenta de los medias disponibles para propositos de discriminación. Esta es una circunstancia afortunada que, aunque la Naturaleza ha impuesto en su forma contraria la precisión de la falla de un sistema eléctrico de potencia, nos ha provisto al mismo tiempo con un media para combatirla.


PRINCIPIOS Y CARACTERISTICAS FUNDAMENTALES DEL FUNCIONAMIENTO DE RELEVADORES.

Los relevadores de protección son las herramientas del ingeniero de protección. CONSIDERACIONES GENERALES. Todos los relevadores que se mostraran funcionan en respuesta a una o más magnitudes eléctricas, ya se para abrir o cerrar contacto. Principios De Funcionamiento. Existen 2 principios de funcionamiento fundamentalmente: • Atracción electromagnética. • Inducción electromagnética. El principio de atracción electromagnética funciona en virtud de un émbolo que es atraído dentro de un solenoide, o una armadura que es atraído por los polos de un electroimán, dichos relevadores pueden ser accionados por magnitudes de corriente directa (cd) o corriente alterna (ca). El principio de inducción electromagnética utiliza el principio del motor de inducción por medio del cual el par se desarrolla por inducción por medio del cual el par se desarrolla por inducción en un rotor, este principio se aplica solo a relevadores accionados por corriente alterna, es decir relevadores del tipo de inducción. Definiciones Del Funcionamiento. El movimiento mecánico del mecanismo de accionamiento es impartido a una estructura de contacto para cerrar y abrir contactos, cuando se menciona que un relevador funciona se entiende que cierra o abre sus contactos, la mayoría de los relevadores tienen un resorte de control o están restringidos por gravedad, de tal manera que estos asumen una posición dada cuando están completamente sin alimentación; un contacto que cierra bajo está condición es conocido como contacto cerrado, y cuando se abre conocido como contacto abierto. Una nomenclatura que es la de mayor uso, es la designación de a para un contacto abierto y b para un contacto cerrado. El método presente normalizado para mostrar los contactos a y b en diagramas de conexión se muestra en la Fig. 1.

Cuando un relevador funciona para abrir un contacto b o cerrar un contacto a, se dice que se pone en trabajo, y al valor mínimo de la magnitud de influencia que originará tal funcionamiento, a medida que ésta se incrementa lentamente desde cero, se le conoce como valor puesta en trabajo. Cuando el relevador funciona para cerrar un contacto b, o para mover hacia un tope en lugar de hacia un contacto b, decimos que se repone y el valor máximo de la magnitud de influencia a la que


esto ocurre, a medida que está disminuye lentamente desde arriba el valor de puesta en trabajo, se conoce como valor de reposición. Cuando un relevador funciona para abrir su contacto a, pero no se repone, se dice que éste pasa al reposo y el máximo de la magnitud de influencia a la que esto ocurre es conocido como valor paso al reposo. Indicadores De Funcionamiento. Un relevador de protección está provisto con un indicador que muestra cuándo ha funcionado el relevador para día. Un interruptor; dichos indicadores de funcionamiento o indicadores son elementos coloreados de un modo característico y son accionados ya sea mecánicamente por el movimiento del mecanismo de funcionamiento del relevador, o eléctricamente por el flujo de la corriente de contacto, y se identifica cuando funciona el relevador, los cuales están dispuestos para reponerse manualmente después de que se ha notado su indicación y estar para el siguiente funcionamiento. La Fig. 2 muestra un tipo de mecanismo de contacto.

Los indicadores accionados eléctricamente se prefieren por lo general por que dan una seguridad definida de que hubo un flujo de corriente en el circuito de contacto. Los indicadores accionados mecánicamente pueden utilizarse cuando el contacto de cierre del relevador completa siempre el circuito de disparo donde dicho disparo no depende del cierre de algún contacto en serie. Pueden utilizarse un indicador mecánico con un circuito en serie que comprende contactos de otros relevadores cuando se desea tener la indicación de que un relevador particular ha funcionado, aunque el circuito puede no haberse completado por los otros contactos. Bobinas De Sello Y De Retención, Y Relevadores De Contactos De Sello. Para proteger los contactos contra el deterioro que resulta de un posible intento inadvertido para interrumpir el flujo de la corriente de la bobina de disparo del interruptor, algunos relevadores están provistos de un mecanismo de retención que comprende una pequeña bobina en serie con los contactos; esta sobre un pequeño electroimán que actúa sobre una pequeña armadura en el conjunto móvil del contacto, para retener los contactos herméticamente sellados una vez que haya


establecido el flujo de corriente de la bobina de disparo. Esta bobina se le conoce como bobina de sello o bobina de retención. Otros relevadores utilizan un relevador auxiliar pequeño cuyos contactos ponen en derivación los contactos del relevador de protección y sellan el circuito mientras que fluye la corriente de disparo. Este relevador de contactos de sello puede también exhibir el indicador, en cualquier caso el circuito está dispuesto de tal manera que una vez que empieza a fluir la corriente de la bobina de disparo, puede interruptirse solo por un contacto auxiliar del interruptor que está conectado en serie con el circuito de la bobina de disparo y que abre al mismo tiempo que el interruptor, este contacto auxiliar se define como un contacto a. Los circuitos de ambas alternativas se muestran en la Fig. 3.

Esta figura muestra también la polaridad preferida a la que debería conectarse la bobina de disparo del interruptor (o cualquier otra bobina) para evitar la corrosión debida a la acción electrolítica. Ninguna bobina debería solo conectarse a la polaridad positiva para periodos largos de tiempo, y puesto que aquí se cerrarán normalmente el interruptor y su contacto auxiliar mientras que los contactos del relevador de protección están abiertos, el extremo de la bobina de disparo del circuito debería estar a la polaridad negativa. Ajuste De Puesta En Trabajo O De Reposición. El ajuste de puesta en trabajo o de reposición está previsto el estrictamente por bobina con tomas de corriente o por transformador de potencial auxiliares con tomas o resistencias o el ajuste esta provisto mecánicamente de un resorte de tensión ajustable o por variación del entrehierro inicial del elemento de maniobra o respecto a su solenoide o electroimán Acción Retardada Y Sus Definiciones. Algunos relevadores tiene acción retardada ajustable y otros son instantáneos o de alta velocidad.


El término instantáneo significa que no tiene acción retardada intencional y se aplica a relevadores que funcionan en un tiempo mínimo de aproximadamente de 0.1 seg. El término de alta velocidad indica funcionamiento de menos de 0.1 seg aproximadamente y por lo general en 0.05 seg o menos, el tiempo de funcionamiento para relevadores de alta velocidad es expresado en ciclos y se basa en la frecuencia del sistema de potencia. A veces puede utilizarse un relevador auxiliar suplementario que tiene acción retardada fija cuando se requiere un cierto retardo que completamente independiente del valor de la magnitud de influencia en el relevador de protección. La acción retardada se obtiene en relevadores del tipo de inducción por un imán de arrastre, que es un imán permanente dispuesto de tal manera que el rotor del relevador corta el flujo entre los polos del mismo imán como se muestra en la Fig. 4. Esto produce un efecto retardante en el movimiento del rotor en cualquier dirección.

En otros relevadores, se han utilizado diversos dispositivos mecánicos que incluyen émbolos amortiguadores, fuelles y mecanismos de escape. La terminología para expresar la forma de la curva del tiempo de funcionamiento contra la magnitud de influencia, ha sido afectada conforme pasa el tiempo, originalmente solo fueron


utilizados los términos tiempo definido y tiempo inverso. Una curva de tiempo inverso es aquella en la cual el tiempo de funcionamiento viene a ser menor a medida que el valor de la magnitud de influencia se incrementa como se muestra la Fig. 5. Cuanto más pronunciado es el efecto, más inversa se dice que es la curva, todas las curvas de tiempo son inversas en mayor o menor grado, estas son más inversas cerca del valor de puesta en trabajo y viene a ser menos inversas a medida que se aumenta la magnitud de influencia. Una curva de tiempo definido sería estrictamente aquella en la cual el tiempo de funcionamiento no fuese afectado por el valor de la magnitud de influencia, pero en realidad la terminología se aplica a una curva que viene a ser sustancialmente definida un poco arriba del valor de puesta en trabajo del relevador, como se muestra en la Fig. 5. Como consecuencia de diferente grados de inversidad de curvas se dan nombres de inverso, muy inverso y extremadamente inversos, en la cual cada curva tiene su campo de utilidad experto en el uso de estos relevadores sólo tiene que comparar las formas de las curvas para saber cual es la mejor para una aplicada.

RELEVADORES DE UNA SOLA MAGNITUD DEL TIPO DE ATRACC IÓN ELECTROMAGNÉTICA. Se consideraran aquí los relevadores del tipo solenoide tipo de armadura atraída de ca o cd que están accionados por una sola fuente de corriente o de tensión. Principio De Funcionamiento. La fuerza electromagnética ejercida en el elemento móvil proporcional al cuadrado del flujo en el entrehierro, si se desprecia el efecto de la saturación, la fuerza actuante total puede expresarse:


22

1 KIKF −=

donde: F = fuerza neta. K1 = una constante de conversión de la fuerza. I = la magnitud eficaz de la corriente en la bobina actuante. K2 = la fuerza de retención (que incluye la fricción). Cuando el relevador está en el límite de la puesta en trabajo, la fuerza neta es cero y la característica de funcionamiento es:

K1I2 = K2

o bien.

teconsK

KI tan

1

2 ==

Relación De Reposición A Puesta En Trabajo. Una característica que afecta la aplicación de algunos de estos relevadores es la diferencia relativamente grande entre sus valores de puesta en trabajo y de reposición, a medida que se pone en trabajo un relevador semejante, éste acorta su entrehierro, lo cual permite mantenerlo puesto en trabajo a una magnitud menor de la corriente de la bobina que la requerida para ponerlo en trabajo, este efecto es menos pronunciado en relevadores de ca que de cd. Para aplicaciones de sobrecorriente donde se utilizan dichos relevadores con frecuencia, el relevador dispara un interruptor que reduce la corriente a cero, y por esto el valor de reposición no es de consecuencia, sin embargo si se utiliza un relevador de baja reposición junto a otros relevadores en forma tal que no se dispara siempre un interruptor cuando funciona un relevador de baja reposición. Cuando el valor de reposición es un porcentaje bajo del valor de puesta en trabajo, existe la posibilidad de que una condición anormal origine que el relevador se ponga en trabajo (o se reponga), pero que un regreso a las condiciones normales no pueda hacer volver al relevador a su posición normal de funcionamiento, lo cual podría dar un funcionamiento indeseado. Tendencia A La Vibración. A menos de que la pieza polares de dichos relevadores tengan anillos de sombra para dividir el flujo del entrehierro en dos componentes fuera de fase, dichos relevadores no son adecuados para funcionamiento continuo en corriente alterna en la posición de puesta de trabajo, esto se debe a que habría excesiva vibración que produciría ruido inconveniente y originaria uso excesivo, esta tendencia a vibrar se encuentra relacionada con el hecho de que los relevadores de ca tienen reposición mayor que los de cd; un relevador de ca sin anillos de sombra tiene una tendencia a reponer medio flujo, cuando el flujo pasa por cero. Control Direccional. Los relevadores de este grupo se utilizan cuando se requiere un funcionamiento direccional, los relevadores de solenoide o de armadura atraída no ayudan tan bi.. al control direccional como los relevadores del tipo de inducción.


Efectos De Los Transitorios. Los relevadores funcionan tan rápidamente en corriente alterna o en corriente directa, están afectados por los transitorios y particularmente por la corriente descentrada en ondas de ca, esto debe tomarse en cuenta cuando va a determinarse el ajuste apropiado para cualquier aplicación, aunque el valor de estado estable de una onda descentrada es menor que el valor de puesta en trabajo del relevado éste puede ponerse trabajo durante un transitorio semejante, que depende de la cantidad de descentrado, su constante de tiempo, de la velocidad de funcionamiento del mismo, esta tendencia es conocida sobrealcance. Características Del Tiempo. Este tipo de relevador es inherentemente rápido y se utiliza cuando no se requiere acción retardada, esto puede obtenerse por medio de fuelles, émbolos amortiguadores, o escapes. Las acciones retardadas muy cortas se obtienen con relevadores de cd rodeando el circuito magnético con un anillo de baja resistencia o slug, este anillo retarda los cambios en el flujo y puede colocarse para tener mayor efecto en el aumento del entrehierro del flujo, si se desea una acción retardada en la puesta en trabajo, o para tener mayor efecto en la disminución del entrehierro del flujo, si se requiere una acción retardada en la reposición. RELEVADORES DIRECCIONALES DEL TIPO DE ATRACCIÓN ELECTROMAGNÉTICA

Los relevadores direccionales del tipo de atracción electromagnética están accionados por magnitudes de CD o por las de CA rectificadas. El uso más común de dichos relevadores es para la protección de circuitos de CD donde la magnitud de influencia se obtiene de una resistencia en derivación o directamente del circuito.

Principio de Funcionamiento. La Fig. 6 muestra en esquema el principio de funcionamiento de este tipo de relevador. Se ve una armadura móvil magnetizada por la corriente que fluye en la bobina actuante que rodea la armadura,


Y con tal polaridad como para cerrar los contactos. Una inversión de la polaridad de la magnitud de influencia invertirá las polaridades magnéticas de los extremos de la armadura y ocasionará que los contactos permanezcan abiertos. Aunque se muestra una bobina de polarización o de campo para la magnetización del imán de polarización, puede reemplazarse esta bobina por un imán permanente en la sección entre x y y. Hay muchas variaciones físicas posibles para llevar a cabo este principio siendo una de estas una construcción similar a la de un motor de CD. La fuerza que tiende a mover la armadura que puede expresarse como sigue, si despreciamos la saturación:

21 KIIKF ap −=

Donde: F = Fuerza neta K1 = Una constante de conversión de la fuerza Ip = La magnitud de la corriente en la bobina de polarización Ia= La magnitud de la corriente en la bobina de la armadura K2= La fuerza de retención (que incluye la fricción) En el punto de equilibrio cuando F = 0 el relevador esta en el límite del funcionamiento y la característica del funcionamiento es:

cteK

KII ap ==

1

2

Ip e Ia se supone que fluyen a través de las bobinas en direcciones tales que la fuerza de puesta en trabajo es producida, como en la Fig. 6. Es evidente que si se invierte la dirección la dirección de

Ip o de Ia (pero no ambas), se invertirá la dirección de la fuerza. Por lo tanto, este relevador toma su nombre de su capacidad para distinguir entre direcciones opuestas del flujo de la corriente de la bobina actuante o entre polaridades opuestas. Si las direcciones relativas son correctas para el funcionamiento, el relevador se pondrá en trabajo a una magnitud constante del producto de las dos corrientes.


Si se utiliza el imán permanente de polarización, o si se conecta la bobina de polarización a la fuente que ocasionará que fluya una magnitud constante de la corriente, la característica del funcionamiento viene a ser:

cteIK

KI

pa ==

1

2

Sin embargo Ia debe tener la polaridad correcta, lo mismo que la magnitud debida, para la puesta del trabajo del relevador. Eficiencia Este tipo de relevador es mucho más eficiente que los relevadores de armadura articulada o solenoide, desde el punto de vista de la energía requerida del circuito de la bobina actuante. Por esta razón dichos relevadores direccionales son utilizados cuando la fuente actuante es una resistencia en derivación de CD, ya sea que se necesite o no la acción direccional. A veces un relevador semejante puede ser accionado por una magnitud de CA por medio de un rectificador de onda completa, cuando se requiere un relevador de CA de baja energía. Relación de la capacidad térmica continua a la puesta de trabajo. Como una consecuencia de su mayor eficiencia, la bobina actuante de este tipo de relevador tiene una elevada relación de corriente continua o capacidad de tensión al valor de puesta en trabajo, desde el punto de vista térmico. Características de tiempo. Los relevadores de este tipo son instantáneos en funcionamiento, aunque puede colocarse un slug alrededor de la armadura para dar un retardo corto. RELEVADORES DEL TIPO DE INDUCCION- PRINCIPIOS GENERALES DEL FUNCIONAMIENTO. Los relevadores del tipo de inducción son los más ampliamente utilizados para propósitos de protección por relevadores que incluyen magnitudes de CA. Estos no son utilizables con magnitudes de CD, debido al principio de funcionamiento. Un relevador del tipo de inducción es un motor de inducción de fase auxiliar con contactos. La fuerza actuante se desarrolla en un elemento móvil, que puede ser un disco bien otra forma de rotor de material no magnético conductor de la corriente, por la interacción de los flujos electromagnéticos con las corrientes parásitas (de Foucault) que se inducen en el rotor por estos flujos. La Producción De La Fuerza Actuante. La Fig. 7 muestra cómo se produce la fuerza en una sección de un rotor que esta atravesado por dos flujos de CA adyacentes.


Se muestran diversas magnitudes en un instante cuando ambos flujos están dirigidos hacia abajo y son incrementados en magnitud. Cada flujo induce tensión alrededor del mismo en el rotor, y las corrientes fluyen en el rotor bajo la influencia de las dos tensiones. La corriente producida por un flujo reacciona con el otro, y viceversa para producir las fuerzas actuantes sobre el rotor. Las magnitudes incluidas en la Fig. 7 pueden expresarse como sigue:

tsenωφ 11 Φ=

( )θωφ +Φ= tsen21 Donde θ es el ángulo de fase por el que φ2 adelanta a φ1. Pueden ponerse con error despreciable que las trayectorias en las que fluyen las corrientes del rotor están en fase con sus tensiones:

( )tdt

di ωαφαφ cos1

1Φ

( )θωαφαφ +Φ tdt

di cos2

2

Notamos que la Fig. 7 muestra las dos fuerzas en oposición y por lo tanto, podemos escribir la ecuación para la fuerza neta (F) como sigue: ( ) ( )

21 1212 φφ φφα iiFFF −−= (1)

Sustituyendo los valores de las magnitudes en la ecuación 1, tenemos: ( ) ( )[ ]θωωωθωα +ΦΦ−Φ+Φ ttsenttsenF coscos 2112 (2)

Que, sacando factor común, seria:

( ) ( )[ ]θωωωθωα +−+ΦΦ ttsenttsenF coscos21


Sabiendo que:

( ) ( ) ( ) ( )[ ]BAsenBAsenBAsen ++−=2

1cos

Entonces:

( ) ( )( ) ( ) ( )( )[ ]θωωθωωωθωωθωα +++−−−+++−+ΦΦ ttsenttsenttsenttsenF 212

1

( )( ) ( ) ( )( )[ ]θωθθωθα ++−−++ΦΦ tsensentsensenF 222

121

( ) ( ) ( )[ ]θωθθωθα +−−−++ΦΦ tsensentsensenF 222

121

( )[ ]θθα −−ΦΦ sensenF 212

1

Y como:

( ) θθ sensen −=− Resulta que:

( )[ ]θθα sensenF −−ΦΦ 212

1

Que se reduce a: θα senF 21ΦΦ (3) Ya que fueron supuestas ondas de flujo senoidales, podemos sustituir los valores eficaces de los flujos por los valores de cresta en la ecuación 3. Aparte de la relación fundamental expresada por la ecuación es más significativo que la fuerza neta es la misma en cada instante. Este hecho no depende de las suposiciones de simplificación como fueron hechas al llegar a la ecuación 3. La acción de un relevador bajo la influencia de una fuerza semejante es positiva y libre de vibración. También aunque no puede ser inmediatamente aparentemente la fuerza neta esta dirigida desde el punto donde el flujo adelanta y atraviesa el rotor hacia el punto donde el flujo atrasado atraviesa el rotor. Esto es como si el flujo que se mueve a través del rotor arrastrase hacia delante. En otras palabras, la fuerza actuante es producida en la presencia de los flujos fuera de fase. Un flujo solo no podría producir fuerza neta. Debe haber como mínimo dos flujos fuera de fase para producir cualquier fuerza neta, y la fuerza máxima es producida cuando los flujos están 90° fuera de fase. También, la dirección de la fuerza --- y de aquí la dirección del movimiento del miembro móvil de un relevador ---- depende del flujo que esté más adelante del otro. Una mejor comprensión en la producción de la fuerza actuante en el relevador de inducción puede obtenerse trazando las dos componentes de la expresión dentro del paréntesis de la ecuación 2, la que podemos llamar fuerza neta unitaria . La Fig. 8 muestra dicho trazo cuando se supone que θ es 90°. Se observará que cada expresión es una onda senoidal de frecuencia doble descentrada completamente a partir del eje de fuerza cero.


Las dos ondas están desplazadas 90° entre sí en función de la frecuencia fundamental, o de 180° en función de la frecuencia doble. La suma de los valores instantáneos de las dos ondas es 1.0 en cada instante. Si se supiera que θ es menor de 90°, el efecto en la Fig. 8 sería elevar el eje de fuerza cero y resultaría una fuerza neta por unidad menor. Cuando θ es cero, las dos ondas son simétricas alrededor del eje de fuerza cero y no se produce fuerza neta. Si dejamos que θ sea negativo, lo cuál es decir que φ2 está atrasado con respecto a φ1 , el eje de fuerza cero se eleva aún más y se produce la fuerza neta en la dirección opuesta . No obstante, para un valor de θ , la fuerza neta es la misma en cada instante. En algunos relevadores de tipo de inducción uno de los flujos no reacciona con las corrientes del rotor producidas por otro flujo. La expresión de la fuerza de un relevador semejante es solo una de las componentes dentro del paréntesis de la ecuación 3. La fuerza promedio de dicho relevador puede expresarse aún por la ecuación 3; pero la fuerza instantánea es variable, como se muestra al omitir una de las ondas de la Fig.8. Excepto cuando θ = 0, la fuerza negativa promedio iguala la fuerza positiva promedio. Un relevador semejante tiene la tendencia a vibrar, sobre todo con los valores de θ cercanos a cero. La referencia 2 de la bibliografía del final de este capítulo no da una explicación más detallada de la teoría de un motor de inducción que se aplica también a los relevadores de inducción. Tipos De Estructura Actuante. Los diferentes tipos de estructuras que han sido utilizados se conocen comúnmente por (1) la estructura de polo sombreado; (2) la estructura de watthorímetro; (3) las estructuras de tambor o de inducción y la de anillo doble de inducción y (4) la estructura de anillo sencillo de indución. Estructura de polo sombreado.


La estructura de polo sombreado mostrada en la Fig. 9 está accionada en general por corriente que fluye en una sola bobina en una estructura magnética que contiene un entrehierro. El flujo del entrehierro producido por esta corriente se encuentra dividido en dos componentes fuera de fase por el llamado anillo de sombra, por lo común de cobre, que rodea parte de la cara polar de cada polo en el entrehierro.

El rotor mostrado en la Fig. 9 es un disco de cobre o aluminio, fijado por un pivote para girar en el entrehierro entre los polos. El ángulo de fase entre los flujos que atraviesan el disco está fijado por diseño y, por lo tanto, no entra en las consideraciones de aplicación. Los anillos de sombra pueden ser reemplazados por bobinas, si se desea el control de funcionamiento de un relevador de polo sombreado. Si las bobinas de sombra están en cortocircuito por el contacto de algún otro relevador, se producirá el par; pero si las bobinas están en circuito abierto, no se producirá par debido a que no habrá división de fase del flujo. Un control semejante del par se emplea en donde se desea el control direccional que se describirá más adelante. Estructura de Watthorímetro. Esta estructura toma su nombre del hecho de que es la utilizada para los watthorímetros. Como se muestra en la Fig. 10, esta estructura contiene dos bobinas separadas en dos circuitos magnéticos diferentes, cada una de las cuáles produce uno de los dos flujos necesarios para manejar el rotor, que también es un disco.


Estructuras de tambor o copa de inducción y de anillo doble de inducción. Estas dos estructuras se muestran en las Figs. 11 y 12. Se parecen muchísimo a un motor de inducción, excepto que el entrehierro del rotor esta estacionario y solo la parte conductora está libre para girar. La estructura del tambor emplea un rotor cilíndrico hueco, mientras que la estructura de anillo doble emplea dos anillos en ángulos rectos entre sí. La estructura de tambor puede tener polos adicionales entre los mostrados en la Fig. 11. Funcionalmente ambas estructuras son prácticamente idénticas. Estas estructuras son producidas de un par más eficiente que cualquiera de las estructuras de polo sombreado o de watthorímetro, y son el tipo utilizado en relevadores de alta velocidad.


Estructura de anillo sencillo de inducción. Esta estructura mostrada en la Fig. 13, es la que produce el par más eficiente de todos los tipos de inducción que han sido descritos. Sin embargo, ésta tiene más bien la seria desventaja de que su rotor tiende a vibrar, como se describió antes, para un relevador en el que la fuerza actuante está expresada sólo por un componente dentro del paréntesis de la ecuación 2. También el par varía algo con la posición del rotor.


Precisión. La precisión de un relevador de inducción lo recomienda para propósitos de protección por relevadores. Dichos relevadores son compatibles en precisión a los medidores utilizados para propósitos de facturación de ejemplares múltiples. Esta precisión no es una consecuencia del principio de inducción, sino que dichos relevadores emplean invariablemente cojinetes de joyas y partes de precisión que reducen la fricción. RELEVADORES DE INDUCCION DE UNA SOLA MAGNITUD. Un relevador de una sola magnitud esta accionado por una sola fuente de corriente o tensión. Cualquiera de las estructuras actuantes de relevadores de inducción puede ser utilizada. La estructura de polo sombreado se utiliza sólo para relevadores de una sola magnitud. Cuando se utiliza cualquiera de ls otras estructuras, se conectan sus dos circuitos actuantes en serie o en paralelo; y el ángulo de fase requerido entre los dos flujos se obtiene haciendo que los dos circuitos tengan relaciones X/R diferentes(reactancia a resistencia) al usar resistencia auxiliar y/o capacitancia en combinación con uno de los circuitos. Despreciando el efecto de la saturación, el par de todos estos relevadores puede expresarse como:

22

1 KIKT −= Donde I es la magnitud eficaz de la corriente total de los dos circuitos. El ángulo de fase entre las corrientes individuales es una constante de diseño y no debe entrar en la aplicación de estos relevadores. Si el relevador está accionado de una fuente de tensión, su par puede expresarse como:

22

1 KVKT −=

Donde V es la magnitud eficaz de la tensión aplicada al elevador. Control Del Par. El control del par con las estructuras de las Figs. 10,11,12 o 13 se obtiene simplemente por un contacto en serie con uno de los circuitos si éstos están en paralelo, o en serie con una parte del circuito si éstos están en serie.


Efecto De La Frecuencia. Este efecto de frecuencia en la puesta en trabajo de un relevador de una sola magnitud se muestra cualitativamente en la Fig. 14. En la medida que es posible un relevador se diseña para tener la puesta en trabajo más baja a su frecuencia nominal, el efecto de ligeros cambios en la frecuencia encontrados por lo general en el funcionamiento de sistemas de potencia, puede despreciarse. Sin embargo una forma distorsionada de la onda puede producir cambios significativos en las características de puesta en trabajo y tiempo, este suceso es más importante en la prueba de relevadores de corrientes elevadas, se deberá verificar que la onda de las corrientes de prueba es buena como la real, o se obtendrán resultados contradictorios. Efecto De La cd Descentrada. El efecto de cd descentrada puede despreciarse con relevadores de una sola magnitud de tiempo inverso, los relevadores de alta velocidad pueden o no afectarse, según las características de sus elementos de circuito. La puesta en trabajo de los relevadores de alta velocidad se hace lo suficientemente elevada como para compensar cualquier tendencia de sobrealcance. Relación De Reposición A Puesta En Trabajo. La relación de reposición a puesta en trabajo es inherentemente elevada en relevadores de inducción debido a que su funcionamiento no incluye ningún cambio en el entrehierro del circuito magnético; esta relación está entre 95% y 100% y son la fricción y la compensación imperfecta del resorte de control de par las únicas cosas que hacen la relación al 100%. Esta relación no es afectada por el ajuste de la puesta en trabajo, donde las bobinas de corriente con tomas proporcionan el ajuste de la puesta en trabajo. Tiempo De Reposición. Se incluye el recierre rápido automático de interruptores, el tiempo de reposición de un relevador de tiempo inverso puede ser una característica crítica en la obtención de selectividad, si todos los relevadores involucrados no tienen tiempo de reposición inmediatamente después que se ha disparo un interruptor y antes de que este recierre, y si el cortocircuito que originó el disparo se restablece


cuando cierra el interruptor, ciertos relevadores pueden funcionar rápido y disparar sin necesidad, algunas veces el tiempo de vuelta al reposos puede ser también importante con el cierre de alta velocidad. Características De Tiempo. Las curvas de tiempo inverso se obtiene con relevadores cuyo rotor es un disco y cuya estructura actuante es del tipo de polo sombreado o del tipo watthorímetro, el funcionamiento de alta velocidad se obtiene con las estructuras de tambor de inducción o de anillo de inducción. RELEVADORES DE INDUCCIÓN DIRECCIONALES.

En contraste de los relevadores de una sola magnitud, los relevadores de una sola magnitud, los relevadores direccionales están accionados por dos fuentes diferentes independientes, de aquí que el ángulo θ (ecuación 3) está expuesto a cambiar y debe considerarse en aplicación de estos relevadores, estos relevadores utilizan las estructuras actuantes de las Figs. 10, 11, 12 ó 13. Relaciones Del Par En Función De Las Magnitudes De Influencia. Relevadores corriente - corriente. Está accionado por 2 fuentes de diferentes transformadores de corriente. Suponiendo que no haya saturación se puede sustituir las corrientes actuantes por flujos de la ecuación 3 y la expresión para el par viene a ser: 2211 KsenIIKT −= θ (4)

donde: I1 e I2 = valores eficaces de las corrientes actuantes. θ = ángulo de fase entre los flujos que atraviesan el rotor producidos por I1 e I2. Una corriente actuante no se encuentra en fase con el flujo que atraviesa el rotor que ésta produce, por la misma razón que la corriente primaria de un transformador, de hecho puede utilizarse el circuito equivalente del transformador para representar cada circuito actuante de u n relevador de inducción. Pero algunos relevadores como los tipos de cilindro de inducción de anillo doble de inducción, los flujos (mutuos) que atraviesan el rotor están en el mismo ángulo de fase con respecto a sus corrientes actuantes. Para dichas estructuras llamadas simétricas, θ de la ecuación 4 puede definirse como el ángulo de fase entre las corrientes actuantes; para la estructura de tipo wattorímetro, el ángulo de fase entre las corrientes actuantes puede ser significativamente diferente el ángulo de fase entre los flujos. Se desea en general que el par máximo ocurra en algún valor de θ diferente de 90º, para este fin una de las bobinas actuantes debe ponerse en derivación por una resistencia o condensador, el par máximo ocurrirá aún cuando las corrientes de las bobinas están 90º fuera de fase, pero en función de las corrientes proporcionadas por las fuentes actuantes, el par máximo se dará en algún ángulo diferente de 90º. La Fig. 15 muestra las relaciones vectoriales para un relevador con una resistencia en derivación con la bobina I1, ahora I1 será definida como la corriente total proporcionada por la fuente a la bobina y resistencia en paralelo. Si el ángulo θ por medio del cual I2 adelanta a I1 se define como


positivo, el ángulo φ por medio del cual la componente de la bobina I1 se atrasa de I1 será negativo, y la ecuación para el par será: 2211 )( KsenIIKT −−= φθ (5) El ángulo τ de la Fig. 15 es conocido como ángulo de par máximo ya que este es el valor de θ en el que se da el par máximo positivo, se usa el ángulo φ cuando se describe esta característica de los relevadores direccionales, los dos ángulos están relacionados directamente por el hecho de que éstos suman 90º en estructuras simétricas. Pero si se utiliza τ como la constante de diseño del relevador direccional en vez de φ se puede escribir el par de tal manera que se aplique a todos los relevadores sea simétricos o no:

2211 )cos( KIIKT −−= τθ

donde τ es positivo cuando se da el par máximo positivo a I2, que está delante de I1, o bien el par puede expresarse como:

2211 cos KIIKT −= β

donde β es el ángulo entre I2 y la posición de par máximo de I2 o bien β = (θ-τ ). Si se utiliza un condensador en lugar de una resistencia para ajustar el ángulo del par máximo, éste puede conectarse al lado secundario del transformador cuyo lado primario se conecta a través de la bobina y cuya relación es tal que la tensión secundaria es mucho más elevada que la tensión primaria, la finalidad de esto es permitir usar un condensador más pequeño. Para tener el mismo efecto puede colocarse otro arrollamiento con muchas más vueltas que la bobina de corriente en el mismo circuito magnético, con la bobina de corriente y un condensador conectado a través de este arrollamiento. Relevadores corriente – tensión. Este tipo de relevador recibe una magnitud de influencia de un transformador de corriente y la otra magnitud de un transformador de tensión, la ecuación 5 se aplica aproximadamente para las corrientes en 2 bobinas, sin embargo en función de las magnitudes de influencia, el par es estrictamente: 21 )cos( KVIKT −−= τθ (6) donde: V = la magnitud eficaz de la tensión aplicada a la bobina de tensión del circuito I = la magnitud eficaz de la corriente de la bobina de corriente. θ = el ángulo entre I y V. τ = el ángulo de par máximo. Para cualquier relación entre I y V que llamaremos θ positivo, se debe llamar también positivo τ en está relación, estas magnitudes se presentan en la Fig. 16 junto a la corriente Iv de la bobina de tensión y el ángulo φ aproximado por medio del cual Iv se adelanta de V.


El valor deφ es del orden de 60º a 70º de atraso para la mayoría de las bobinas de tensión y por lo tanto τ será del orden de 30º a 20 º de adelanto si no hay impedancia en serie con la bobina de tensión; por la inserción de una combinación de resistencia y capacidad en serie con la bobina de tensión, se puede cambiar el ángulo entre la tensión aplicada a Iv a casi cualquier valor ya sea atrasando o adelantando V sin cambiar la magnitud de Iv. Un cambio limitado en φ puede hacerse solo con resistencia, pero la magnitud de Iv se disminuirá, es por esto que se la puesta de trabajo aumentará. Es por esto que el ángulo del par máximo puede hacerse a cualquier valor deseado. Si se enfatiza que el V de la ecuación 6 es la tensión aplicada al circuito de la bobina de tensión, está es realmente la tensión de la bobina si no se inserta impedancia en serie.

Relevadores tensión – tensión. Es un relevador accionado por dos fuentes de tensión.

El Significado Del Término Direccional. Los relevadores direccionales de ca se utilizan extensamente para reconocer la diferencia entre la corriente que es proporcionada en una dirección o la otra en un circuito de ca y el término direccional se deriva de este uso. Un relevador direccional de ca puede reconocer ciertas diferencias


en ángulo de fase entre dos magnitudes, como un relevador direccional de cd que reconoce las diferencias de polaridad. Esto se refleja en la acción de contacto esta limitado a diferencias en ángulo de fase que pasan 90º del ángulo de fase al que se desarrolla al par máximo. La Magnitud Polarizante De Un Relevador Direccional. La magnitud que produce uno de los flujos es conocida como la magnitud polarizante esta es la referencia contra la que se compara el ángulo de fase de la otra magnitud,; el ángulo de fase de la magnitud polarizante debe permanecer mas o menos fijo cuando la otra magnitud sufre amplios cambios en el ángulo de fase. La Característica De Funcionamiento De Un Relevador Direccional. Considerando la ecuación 6 para un relevador direccional de corriente – tensión, en el punto de equilibrio, cuando el relevador está en el límite del funcionamiento, el par neto es cero y se obtiene:

teconsK

KVI tan)cos(

1

2 ==−τθ

Esta característica de funcionamiento puede mostrarse en el diagrama de coordenadas polares (Fig. 17). La magnitud polarizante que es la tensión para este tipo de relevador es la referencia y su magnitud se supone constante; la característica de funcionamiento se ve que es una línea recta descentrada del origen y perpendicular a la posición del par máximo positivo de la corriente. Esta línea es el trazo de la relación.

teconsI tan)cos( =−τθ que se obtiene cuando la magnitud V se supone constante, y está línea se divide entre el desarrollo del par neto positivo o negativo del relevador. Cualquier vector cuya punta esté situada en el área positivo originará la puesta en trabajo, el relevador no se pondrá en trabajo o se repondrá, para cualquier vector negativo de corriente cuya punta este situada en el área del par negativo. Para una magnitud diferente de la tensión de referencia, la característica de funcionamiento será de otra línea recta paralela a la mostrada y relacionada por la sig. expresión:

teconsVImín tan= donde Imín (Fig. 17) es la magnitud mínima de los vectores de corriente cuyas puntas finalizan en la característica de funcionamiento. Imín es conocida por la corriente mínima de puesta en trabajo, aunque la corriente debe ser ligeramente mayor para ocasionar la puesta en trabajo, de está manera existen un número infinito de características de funcionamiento para cada una de las magnitudes.


La característica de funcionamiento partirá de una línea recta a medida que el ángulo de fase de corriente se aproxima a 90º del ángulo fase del par máximo. Para tales grandes salidas angulares la corriente de puesta en trabajo viene a ser grande y la saturación magnética del elemento de corriente requiere una magnitud diferente de la corriente para originar la puesta en trabajo de la que indicaría la relación de la línea recta. La característica de funcionamiento para los relevadores direccionales corriente – corriente o tensión – tensión pueden mostrarse en forma similar. La Característica Producto Constante. La relación VImín = constante, para el relevador corriente – tensión es conocida por la característica producto constante, corresponde de cerca de la corriente o tensión de puesta en trabajo de un relevador de una sola magnitud y se utiliza como base para el trazo de las características de tiempo. Esta relación solo se mantiene en tanto ocurre la saturación en cualquiera de los dos circuitos magnéticos, cuando una de las dos magnitudes empieza a exceder cierta cantidad, debe incrementarse la magnitud que proporciona la saturación más allá del valor indicado por la relación de producto constante para producir el par neto positivo. Efecto De cd Descentrada Y Otros Transitorios. El efecto de los transitorios puede despreciarse en los relevadores de tiempo inverso, pero con relevadores de alta velocidad puede tener que ser vigilados ciertos transitorios ya sea contra el diseño del relevador en su aplicación; un aumento en la puesta en marcha o la adición de uno o dos ciclos (60 hertz como base) de acción retardada evitará el funcionamiento indeseado. El Efecto De La Frecuencia. Los relevadores direccionales están afectados de igual manera que los relavadotes de una sola magnitud por cambios en la frecuencia de ambas magnitudes. El ángulo del para máximo es afectado debido a los cambios en la relación X / RK en circuitos que contienen inductancia o


capacidad. El efecto de ligeros cambios en la frecuencia pueden no obstante despreciarse; si las frecuencias de las dos magnitudes proporcionadas al relevador son diferentes, se producirá un par senoidal alterno entre el positivo y el negativo, el par neto para cada ciclo del par será cero; pero si las diferencias son casi iguales y si está incluido un relevador de lata velocidad, el relevador puede responder a las inversiones en el par. Características De Tiempo. Los relevadores del tipo disco se utilizan donde se desean las características de tiempo inverso, y los relevadores de tambor o de anillos se utilizan para el funcionamiento de alta velocidad. Cuando se desea acción retardada, está se encuentra provista por otro relevador asociado con el relevador direccional. LA ECUACIÓN UNIVERSAL DEL PAR DEL RELEVADOR.

La ecuación universal del par se expresa como:

432

22

1 )cos( KVIKVKIKT +−++= τθ

Asignando signos más o menos a algunas constantes, haciendo cero otras, y añadiendo algunas veces otros términos similares, puede expresarse las características de funcionamiento de todos los tipos de relevadores de protección.

RELEVADORES DE ESTADO SÓLIDO. Es un relevador formado por unidades lógicas de estado sólido, que son componentes de baja corriente que trabajan con señales de corriente directa. La unidad lógica solo tiene 2 estados cero y uno, generalmente trabaja con una tensión de operación de 20 volts. Estos relevadores en relación con los electromagnéticos equivalentes son más pequeños, más rápidos, tienen menor carga (burden), la mayor parte de esta carga se debe a la fuente de poder. El relevador de estado sólido, en su forma general, está formado por tres partes, que son las siguientes: Fuente de tensión de corriente directa, con regulador, que hace autosuficiente la alimentación de energía. Rectificador de onda completa o fuente de señal de disparo, que suministra una corriente aproximadamente 0.001 del valor de corriente secundaria del transformador de corriente. Bobina que actúa sobre el contacto de disparo instantáneo, y de la bandera de advertencia. Estos relevadores, con ajustes bajos en la corriente de operación, en la que la carga (burden) es de mayor peso, produce menos saturación en los transformadores de corriente que el relevador convencional, mientras que para ajustes altos en la corriente de operación, en que la carga es de poco peso, la carga del relevador estático excede la del relevador convencional equivalente. Los relevadores estáticos están diseñados también en tres curvas básicas de corriente-tiempo, o sea corriente de tiempo inverso, muy inverso y extremadamente inverso, que se acostumbran convencionales. Son más resistentes a los impactos y sacudidas. La menor carga provoca que los transformadores de potencial y de corriente sean baratos. Son de mayor precisión, debido a la mayor resolución en sus derivaciones. Como tienen menor sobrecarrera, debido a que no tiene la masa del disco, los márgenes de coordinación pueden ser menores, y el tiempo de libramiento de una falla se reduce. Tienen poca inercia debido a un mínimo de partes móviles. El tiempo entre operaciones de mantenimiento excede el ya de que por si largo tiempo de relevadores electromagnéticos. El costo es mayor que el de los convencionales, por eso su uso depende del análisis técnico y económico más adecuado.


RELEVADORES DE CORRIENTE, TENSIÓN, DIRECCIONALES, D E EQUILIBRIO DE CORRIENTE Y DIFERENCIALES

CARACTERISTICAS GENERALES DE LOS RELEVADORES DE PRO TECCION. Ciertas características y capacidades se aplican en general a todos los tipos de relevadores de protección. Están se discutirán brevemente antes de consideremos los diversos tipos de relevadores. Capacidades continua y de tiempo corto. Todos los relevadores conducen las capacidades de las bobinas de corriente y/o tensión como una guía para su aplicación apropiada. Para los relevadores que cumplen con las normas presentes, la capacidad continua especifica lo que soportara un relevador bajo funcionamiento continuo a una temperatura ambiente de 40 C. Los relevadores que tienen bobinas de corriente conducen también una capacidad de corriente de 1 seg, pues están sujetos por lo común a sobrecorrientes momentáneas. Dichos relevadores no deberían estar sujetos a corrientes en exceso de la capacidad de 1 seg sin la aprobación de los fabricantes debido a que podría resultar cualquier daño térmico o mecánico. Las sobrecorrientes menores que la capacidad de 1 seg son permisibles para más de 1 seg, tanto mas en cuanto el valor de I2 t no se exceda de la capacidad de 1 seg. Por ejemplo, si un

relevador soportara 100 amps. por 1 seg, este soportara 2

1100 amps por cada seg. No es siempre

seguro suponer que un relevador soportara cualquier corriente que este pueda obtener de los transformadores de corriente por tanto tiempo como le toma a un interruptor para interrumpir un cortocircuito después de que el relevador ha funcionado para disparar el interruptor. también, si fallase un relevador en lograr el disparo de un interruptor, se esperaría un deterioro térmico, a menos que los relevadores de respaldo puedan parar el flujo de la corriente de cortocircuito a tiempo para impedir dicho daño. Capacidades del contacto. Los contactos de los relevadores de protección están diseñados según su capacidad, para cerrar y abrir circuitos inductivos y no inductivos a magnitudes especificadas de corriente del circuito y tensión de c-a o c-d del mismo. Los relevadores de protección que disparan interruptores no están autorizados para interrumpir el flujo de la corriente de la bobina de disparo, y por esto solo requieren un circuito normalmente abierto y una capacidad de corriente de régimen. Si un interruptor falla al disparar, se dañaran casi con certeza los contactos del relevador. La capacidad del circuito cerrado es aplicable solo cuando un relevador de protección controla el funcionamiento de otro relevador, como un relevador de temporizacion o un relevador auxiliar; en dicho caso, el relevador de protección no debe tener una bobina de retención o de otro modo no puede ser capaz de abrir sus contactos una vez que los haya cerrado. Si se utiliza un relevador de contactos de sello, la corriente tomada por el relevador controlado debe ser menor que la del relevador de contactos de sello. Cuando se utiliza un relevador de tipo de sobre y baja corriente con contactos a y b para controlar el funcionamiento de algún otro dispositivo, el relevador puede ser sustituido de cualquier servicio de interrupción de circuito de acuerdo con la fig. 1. cuando el relevador de protección se pone en trabajo, origina que se ponga a trabajar el relevador auxiliar y se selle el mismo alrededor de los contactos del relevador de protección. Pueden utilizarse otros contactos del relevador auxiliar, como se muestra, para propósitos de control, reemplazando con eso a los contactos del relevador de


protección de su servicio. Cuando se repone el relevador de protección, este crea un cortocircuito en la bobina del relevador auxiliar y origina que se reponga el relevador auxiliar.

Capacidades de la bobina de retención o relevador de contactos de sello e indicador. Dos capacidades de corriente están disponibles ya sea en el mismo o en diferentes relevadores. La capacidad de corriente más elevada se utiliza cuando el relevador de protección dispara directamente un interruptor, y la capacidad de corriente mas baja se emplea cuando un relevador dispara de modo indirecto un interruptor a través de un relevador auxiliar. En cualquier caso, uno debería estar seguro de que la capacidad es lo suficientemente baja como para que se obtenga un funcionamiento seguro de sello e indicador al cerrar sus contactos dos o mas relevadores de protección juntos, dividiendo con eso la corriente total del circuito de disparo disponible entre los circuitos paralelos de los contactos de los relevadores de protección. también, dependiendo de la velocidad de disparo del interruptor, la corriente del circuito de disparo no puede tener tiempo de alcanzar un valor de estado estable. Las resistencias de las bobinas de sello e indicadora están hechas para permitirle calcular a uno las corrientes del circuito de disparo. Cargas. La impedancia de las bobinas actuantes del relevador deben conocerse para que uno pueda determinar si las fuentes de transformadores de tensión o de corriente del relevador tendrán la capacidad suficiente y la precisión adecuada para alimentar la carga del relevador junto con cualesquiera otras cargas que puedan imponerse a los transformadores. Estas impedancias de los relevadores se enlistan en los folletos de los mismos.


RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE, BAJA CORRIENTE, SOBRETENSION Y BAJA TENSION. Los relevadores de sobrecorriente, baja corriente, sobretension, y baja tensión se derivan directamente de los tipos básicos de atracción electromagnética de una sola magnitud o de los de inducción. El prefijo sobre significa que el relevador se pone en trabajo para cerrar un conjunto de contactos a cuando la magnitud de influencia excede a la cantidad para la cual esta ajustado para funcionar. De la misma manera, el prefijo baja significa que el relevador se repone para cerrar un conjunto de contactos b cuando la magnitud de influencia disminuye por debajo de la cantidad de reposición para la cual esta ajustado. Algunos relevadores tienen ambos contactos b y a y el prefijo de los nombres de la magnitud de influencia es sobre y baja. En la terminología de los relevadores de protección, un relevador de corriente es uno cuya fuente actuante es una corriente en un circuito, proporcionada al relevador directamente o de un transformador de corriente. Un relevador de tensión es uno cuya fuente actuante es una tensión del circuito obtenida directamente o de un transformador de tensión. Debido a que estos relevadores están derivados de un modo directo de los tipos de una sola magnitud, no hay necesidad de considerar más su principio de funcionamiento. Ajuste. Puesta en trabajo o reposición. La mayoría de los relevadores de sobrecorriente tienen una zona de ajuste para hacerlos adaptables a una gama de circunstancias de aplicación tan amplia como sea posible. La zona de ajuste esta circunscrita sin embargo, por los límites de espacio de la bobina y para simplificar la construcción del relevador. De aquí que estén disponibles diversos tipos de relevadores que tienen, cada uno, una zona de ajuste diferente. El ajuste de relevadores de solenoide o de armadura atraída puede ser por ajuste del entrehierro inicial, de la tensión del resorte de retención, de los pesos ajustables, o de las tomas de la bobina. El ajuste de relevadores de inducción accionados por corriente es generalmente por tomas de la bobina y el de los relevadores accionados por tensión, por tomas o resistencias en serie o por tomas auxiliares del autotransformador. Los relevadores de tensión y de baja corriente no tienen en general zona de ajuste tan amplia debido a que esperan funcionar dentro de una zona limitada de la magnitud normal de la magnitud de influencia. La magnitud normal no varia mucho, porque las capacidades de los relevadores están seleccionadas con respecto a las relaciones de los transformadores de corriente y de tensión, de tal manera que la corriente normal del relevador es ligeramente menor que la corriente nominal del relevador y la tensión del relevador es aproximadamente la tensión nominal del relevador, haciendo caso omiso de la aplicación. Tiempo.- excepto para los tipos de sobre y baja, el tiempo de funcionamiento de relevadores de inducción de tiempo inverso es ajustable al seleccionar la cantidad del viaje del rotor de su posición de reposición a su posición de puesta en trabajo. Esto se lleva a cabo por el ajuste de la posición del tope de reposición. Una palanca de tiempo o disco así conocido con una escala uniformemente dividida proporciona este ajuste. El ligero incremento en el par de retención del resorte de control, a medida que se avanza el tope de reposición hacia la posición de puesta en trabajo, esta compensado por la forma del disco. Un disco cuya periferia tiene la forma de una espiral, o un disco que tiene un radio fijo pero con ranuras periféricas, el fondo de las cuales esta sobre una espiral, proporciona esta compensación por variación del área activa del disco entre los polos. Pueden utilizarse, igualmente, agujeros de diámetro diferente. A medida que el disco gira hacia la posición en trabajo cuando se avanza el tope de reposición, o siempre que el relevador funciona para ponerse en trabajo, el aumento en la


cantidad del área del disco entre los polos de la estructura actuante origina un aumento en el par eléctrico que equilibra así el aumento en el par del resorte de control. Cuando se utiliza un fuelle para producir acción retardada, el ajuste se hace variando el tamaño de un orificio a través del cual se escapa el aire del fuelle. Características de tiempo. En la figura 2 se muestra una curva típica de tiempo para un relevador de alta velocidad. Se notara que esta es una curva inversa, pero que un tiempo de funcionamiento de 3 ciclos (en base de 60 Hz) solo se lleva a cabo ligeramente arriba del valor de puesta en trabajo, lo que permite que al relevador se le conozca como de alta velocidad.

La siguiente figura 3 muestra una familia de curvas de tiempo inverso de un relevador del tipo de inducción altamente utilizado. Se muestra una curva para cada división mayor de la escala de ajuste. Pueden obtenerse cualesquiera curvas intermedias por interpolación ya que el ajuste es continuo. Se notara que las figuras 2 y 3 están trazadas en función de los múltiplos del valor de puesta en trabajo, de tal manera que pueden utilizarse los mismas curvas para cualquier valor de puesta en trabajo. Esto es posible con relevadores del tipo de inducción donde el ajuste de la puesta en trabajo es por tomas de las bobina, porque los ampere-vueltas en la puesta en trabajo son los mismos para cada toma. Por lo tanto, a un múltiplo dado de la puesta en trabajo, los ampere-vueltas de la bobina, y de aquí el par, son los mismos haciendo caso omiso de la toma utilizada. Donde se utiliza el ajuste del entrehierro o del resorte de retención de la puesta en trabajo, la forma de la curva de tiempo varia con la puesta en trabajo. Uno no debería confiarse en el funcionamiento de cualquier relevador cuando el valor de la magnitud de influencia esta solo ligeramente arriba de la puesta en trabajo, porque la fuerza


actuante neta es tan baja que cualquier fricción adicional puede impedir el funcionamiento, o pues aumentar el tiempo de funcionamiento. Aunque el relevador cierre sus contactos, la presión de contacto puede ser baja que la contaminación de la superficie de contacto puede impedir el contacto eléctrico. Esto es particularmente cierto en relevadores de tiempo inverso donde hay mucho impacto cuando se cierran los contactos. La practica es aplicar los relevadores en forma tal que, cuando su funcionamiento debe ser seguro, su magnitud de influencia será como mínimo 1.5 veces la puesta en trabajo. Por esta razón, algunas curvas de tiempo no se muestran para menos de 1.5 veces la puesta en trabajo.

Las curvas de tiempo de la figura pueden utilizarse no solo para estimar cuanto tiempo tomara un relevador para cerrar sus contactos a un múltiplo dado de la puesta en trabajo y para cualquier ajuste de tiempo, sino también que tanto viajara el disco del relevador hacia la posición de contacto cerrado dentro de cualquier intervalo de tiempo. Por ejemplo, supóngase que se utiliza el ajuste del disco de tiempo número 5 y que el múltiplo de la puesta en trabajo es 3. el relevador tomara 2.45 seg para cerrar sus contactos. Vemos que en 1.45 seg cerrara su s contactos el relevador si se utiliza el ajuste número 3 del disco de tiempo. En otras palabras, en 1.45 seg el disco viaja una distancia correspondiente a 3 divisiones del disco de tiempo, o tres quintos de la distancia total para cerrar los contactos. Este método de análisis es útil para estimar si un relevador se pondrá en trabajo y, en tal caso, cual será su acción retardada cuando el valor de la magnitud de influencia esta cambiando como, por ejemplo, durante el periodo de la corriente de entrada cuando esta arrancando un motor. La curva de la magnitud eficaz de la corriente contra el tiempo puede estudiarse para intervalos sucesivos de tiempo corto, y el viaje del disco puede encontrarse durante cada intervalo para la magnitud media de la corriente durante ese intervalo. Para cada intervalo sucesivo debería suponerse que el disco arranca desde la posición que había alcanzado al final del intervalo precedente.


Para la utilización más efectiva de un relevador de tiempo inverso debería seleccionarse su puesta en trabajo de tal manera que el relevador este funcionando en la parte más inversa de su curva de tiempo sobre la zona del valor de la magnitud de influencia para la que debe funcionar el relevador. En otras palabras, el valor mínimo de la magnitud de influencia para el que debe de funcionar el relevador será como mínimo 1.5 veces la puesta en trabajo, pero no mucho mas. Esto vendrá a ser más evidente cuando consideremos la aplicación de estos relevadores. Las curvas de tiempo mostradas en los folletos de los fabricantes son curvas promedio, y las características de tiempo de los relevadores individuales varían ligeramente de las curvas publicadas. De ordinario, esta variación será despreciable, pero cuando se requiere el ajuste mas preciso de un relevador, este se determina por prueba. Sobrecarrera. Debido a la inercia de las partes móviles, el movimiento continuara cuando se retire la fuerza actuante. Esta característica es conocida por sobrecarrera. Aunque la sobrecarrera a parece en todos los relevadores, su efecto es importante, en general, solo en relevadores de acción retardada, y particularmente en relevadores de sobrecaliente de tiempo inverso, donde se obtiene la selectividad en una base de acción retardada. Tiempo de reposición. El tiempo de reposición variara directamente con el ajuste del disco de tiempo. El método de análisis descrito bajo características de tiempo para la estimación de la cantidad del viaje del disco durante intervalos cortos de tiempo, combinado con el conocimiento, combinado con el conocimiento del tiempo de reposición, le permitirá a uno estimar el funcionamiento de los relevadores de tiempo inverso, durante la aplicación y retiro sucesivos de la magnitud de influencia. Compensación para cambios de frecuencia o temperatura en relevadores de tensión. Un relevador de tensión puede estar provisto con una resistencia en serie con su circuito de la bobina para disminuir cambios en la puesta de trabajo, reduciendo el efecto de los cambios en la resistencia de la bobina con el calentamiento. Una característica semejante ayudara también a disminuir el efecto del cambio de la frecuencia en las características. RELEVADORES DIRECCIONALES DE C-A Estos relevadores están capacitados para distinguir el flujo de corriente en una dirección o la otra en un circuito de c-a, reconociendo las diferencias en el ángulo de fase entre la corriente y la magnitud de polarización. Esta capacidad de distinguir entre el flujo de corriente en una dirección y otra depende de la selección de la magnitud de polarización y del ángulo del par máximo. Relevadores de potencia Estos relevadores se usan generalmente para la protección contra condiciones distintas de los cortocircuitos. Estos relevadores se conectan para polarizarse por una tensión de un circuito, y se seleccionan las conexiones de corriente y las características del relevador de tal manera que el par máximo en el relevador aparece cuando se conduce la carga de factor de potencia unitario por el circuito.


El relevador se pondrá en trabajo para el flujo de potencia en una dirección a través del circuito y se repondrá para la dirección opuesta del flujo de potencia. Si se incluye un circuito monofásico, se usa un relevador direccional que tenga par máximo cuando la corriente del relevador esté en fase con la tensión de éste. En un circuito trifásico se puede usar el mismo relevador direccional si la carga está suficientemente equilibrada; aquí, la tensión de polarización debe estar en fase con la corriente en una de las tres fases a carga de factor de potencia unitario. Dicha tensión de fase estará disponible si se tiene la tensión de fase a neutro (en la figura 4 se muestra la conexión que se debe tener para que se proporcione una tensión de polarización adecuada).

O bien, puede conectarse un relevador que tenga el par máximo cuando su corriente se adelanta de su tensión en 30º, para utilizar Vac e Ia.


Cuando la carga de un circuito trifásico está desequilibrada de manera que un relevador monofásico sea insuficiente, o cuando se requiere una corriente mínima de puesta en trabajo muy alta, se utiliza un relevador polifásico que tiene tres relevadores monofásicos cuyos pares se suman para controlar un solo conjunto de contactos. Un relevador de potencia distingue entre el flujo de potencia en una dirección o la otra desarrollando par positivo (o puesta en trabajo) para una dirección, y par negativo (o reposición) para la otra. La componente de la corriente de factor de potencia unitario se invertirá a medida que se invierta el flujo de potencia, como se muestra en la figura 7 para un relevador conectado como en la figura 5.

baab VVV −=

cbbc VVV −=

acca VVV −=

de estas definiciones se deduce que:

ababba VVVV −=−=

bcbccb VVVV \−=−=

cacaac VVVV −=−=


Fig 7. Característica típica de funcionamiento de un relevador de potencia

Los relevadores de potencia se utilizan para la respuesta a cierta dirección del flujo de la corriente bajo condiciones trifásicas equilibradas aproximadamente y para magnitudes de tensión casi normales. Se usan relevadores de potencia que tienen corrientes mínimas de puesta en trabajo ajustables. Estos pueden calibrases en función de los amperes mínimos de puesta en trabajo a la tensión nominal o de los watts mínimos de puesta en trabajo. Esto es, pueden ajustarse para responder a cualquier potencia deseada que se proporciona en una dirección dada. Los relevadores de potencia tienen características de acción retardada para evitar el funcionamiento no deseado durante inversiones de potencia momentáneas (como ondas de potencia en la sincronización de generadores o inversiones de potencia cuando hay cortocircuitos). Resumiendo, en los relevadores de potencia estamos tratando con condiciones trifásicas casi equilibradas, y donde se mantiene con aproximación la tensión de polarización a su valor normal. Relevadores direccionales para protección de cortocircuito. Los cortocircuitos incluyen corrientes que atrasan sus posiciones de factor de potencia unitario, generalmente por ángulos grandes. Por esto es deseable que los relevadores direccionales para protección de cortocircuito estén arreglados para desarrollar un par máximo bajo tales condiciones de corriente atrasada. La selección de conexiones para la obtención de la discriminación direccional correcta para cortocircuitos desequilibrados (esto es, fase a fase, fase a tierra, y dos fases a tierra) está muy restringida. Tres combinaciones convencionales de corriente y tensión que se utilizan para relevadores de fase están mostradas por los diagramas vectoriales de la Fig. 8


Los nombres de estas combinaciones se reconocerán como la descripción de la relación de fase de la corriente de la bobina de corriente a la tensión de polarización bajo condiciones trifásicas equilibradas de factor de potencia unitario. Las relaciones mostradas son para el relevador o elemento que proporciona discriminación direccional cuando ocurren cortocircuitos que incluyen las fases a y b. Ya que en un relevador polifásico se suman los pares de los tres elementos, solo es necesario que el par neto esté en la dirección correcta para evitar el funcionamiento indeseado. Con los relevadores direccionales para la protección contra cortocircuitos que incluyen tierra, sólo es necesario un relevador monofásico, y las conexiones son tales que no importa qué fase está involucrada, pues las magnitudes que afectan al funcionamiento del relevador tienen la misma relación de fase. Además, un relevador de tierra sólo está afectado por las fallas a tierra, porque, para las otras fallas, las magnitudes de influencia no están presentes a menos que los TC fallen al transformar sus corrientes con precisión. Los relevadores direccionales para protección de cortocircuito se usan como suplemento de otros relevadores. Los relevadores direccionales permiten el disparo sólo para una cierta dirección del flujo de corriente, y los otros relevadores determinan (1) si es un cortocircuito el que origina que fluya la corriente, y (2) si el cortocircuito está lo suficientemente cerca para que los relevadores disparen su interruptor. Relevadores direccionales de sobrecorriente. Estos son combinaciones de unidades de relevadores direccionales y sobrecorriente. En ellos, una unidad de sobrecorriente es inoperante, sin importar qué tan grande pueda ser la corriente, a menos que los contactos de la unidad direccional estén cerrados. Esto se lleva a cabo conectando los contactos de la unidad direccional en serie con el circuito de la bobina de sombra o con uno de los circuitos que producen los flujos de la unidad de sobrecorriente. Cuando este circuito está abierto, no desarrolla par de funcionamiento en la unidad de sobrecorriente. Sólo los contactos de la unidad de sobrecorriente están en el circuito de disparo.


Sin control direccional, los contactos de las unidades direccional y de sobrecorriente estarían conectados en serie y habría posibilidad de disparo incorrecto bajo ciertas circunstancias. RELEVADORES DE EQUILIBRIO DE CORRIENTE (O TENSION). Tipo de sobrecorriente. Este tiene un elemento de sobrecorriente arreglado para producir par en oposición a otro elemento semejante, actuando ambos elementos sobre la misma estructura móvil.

En la siguiente figura 9 se muestra una estructura del tipo de atracción electromagnética de balanza. La otra estructura también usada es la de un relevador tipo inducción que tiene dos elementos de sobrecorriente que actúan en oposición sobre un rotor.

Si despreciamos el par negativo del resorte, la ecuación del par es:

222

211 IKIKT −=

Cuando el relevador está en el límite del funcionamiento, el par neto es cero, y:

222

211 IKIK =

Por lo tanto, la característica de funcionamiento es:

constante1

2

2

1 ==K

K

I

I


La característica de funcionamiento de un relevador semejante (que incluye el efecto del resorte de control), es la Fig. 10

El efecto del resorte de control es requerir un cierto valor mínimo de I1 para la puesta en trabajo cuando I2 es cero, pero el efecto del resorte viene a ser menor y menos notorio a los valores elevados de corriente. El relevador se pondrá en trabajo para las relaciones de I1 a I2 representadas por puntos arriba de la característica de funcionamiento. Esta característica de funcionamiento está especificada en porcentaje por la expresión de la relación de I1 a I2, requerida para la puesta en trabajo cuando el relevador está funcionando sobre la parte recta de la característica, y al dar el valor mínimo de puesta en trabajo de I1 cuando I2 es cero. I1 es la corriente de régimen, porque es la que produce par o puesta en trabajo positivos. I2 es la corriente de retención. Si se desea cerrar un circuito de contacto o cuando cualquiera de las dos corrientes se excede de la otra por un determinado porcentaje, se usan dos elementos. Como se muestra la Fig. 11


Por estos medios se comparan las corrientes en las diferentes fases de un circuito, en diferentes ramas del circuito de la misma fase, o entre fases correspondientes de diferentes circuitos. Considerando que el ángulo de fase entre las dos magnitudes equilibradas tenemos que el par real es:

)cos(2132

222

11 τθ −+−= IIKIKIKT donde: θ y τ están definidas como para los relevadores direccionales. K3 (constante) es pequeña, siendo disminuida generalmente por diseño intencionado. Se desprecia el efecto del resorte de control. La característica de un relevador de equilibrio de tensión puede expresarse como la del relevador de equilibrio de corriente si sustituimos V1 y V2 por I1 e I2. Además, como en el relevador de equilibrio de corriente funciona cuando una corriente excede un valor normal en comparación con la otra corriente, el relevador de equilibrio de tensión está arreglado para funcionar cuando una tensión cae debajo de su valor normal. Aquí vemos el efecto de valores diferentes de corriente de retención en la forma de la curva del tiempo para un ajuste de tiempo. Aquí no pueden trazarse en base a un múltiplo de la puesta en trabajo, porque la puesta en trabajo es diferente para cada valor de la corriente de retención.


Los relevadores de alta velocidad pueden funcionar en forma no deseada en desequilibrios transitorios si la pendiente en porcentaje está muy cerca al 100%, por tal motivo estos relevadores pueden requerir características más elevadas de pendiente en porcentaje que los relevadores de tiempo inverso. Tipo Direccional. Este relevador utiliza un elemento direccional de corriente-corriente en el que la magnitud de polarización es el vector diferencial de dos corrientes y la magnitud de influencia es el vector suma de esta dos. Suponiendo que las corrientes se encuentran en fase y despreciando el efecto del resorte de control el par es:

Donde I1 e I2 son valores eficaces. Por lo tanto, cuando las dos corrientes están en fase de igual magnitud no se desarrollará par. Cuando una corriente es mayor que la otra se desarrollara par dependiendo su dirección de la que sea mayor. Si las dos corrientes están 180° fuera de fase la dirección del par para un desequilibrio dado será la misma, como cuando las corrientes están en fase, y puede verse al cambiar el signo de cualquier corriente en la ecuación. Este tipo de relevador puede tener contactos de dos direcciones que son normalmente abiertos, siendo arreglado el resorte de control de para producir retensión contra el movimiento en cualquier dirección. Este relevador no es un relevador de equilibrio de corriente en el mismo sentido que el tipo de sobrecorriente, como se muestra en una comparación de sus características de funcionamiento. Como se muestra en la fig. 13.

( )( )21211 IIIIKT −+=


El tipo direccional es más sensible al desequilibrio cuando las dos corrientes son grandes y viceversa. La ventaja de esto es que para la protección de líneas paralelas no se requieren medios auxiliares para impedir el funcionamiento no deseado en corrientes de carga durante la conmutación, esto porque la puesta en trabajo es elevada cuando una línea esta fuera de servicio cuyo tiempo una de las dos corrientes es cero. La desventaja es que este relevador se inclina más a funcionar en forma no deseada en desequilibrios transitorios del tc, cuando ocurre el cortocircuito lejos de los extremos de las líneas paralelas; esto porque es porque el relevador es más sensible al desequilibrio de corriente bajo condiciones de corriente elevada, cuando los errores de los tc tienden a ser máximos. RELEVADORES DIFERENCIALES Los dispositivos de protección como relevadores, interruptores termo magnéticos y fusibles son los elementos del sistema eléctrico que actúan cuando se presenta una condición anormal de funcionamiento o una falla. Estos dispositivos se agrupan en esquemas o sistemas de protección para dar seguridad, selectividad, rapidez y precisión en esos momentos de mal funcionamiento o falla. Para que el sistema de protección cumpla con este objetivo los dispositivos que lo integran necesitan de una coordinación y ajustes adecuados, de acuerdo con los tipos y niveles de falla que se presentan en el sistema eléctrico. Los relevadores diferenciales toman una variedad de formas que dependen del equipo al que van a proteger. La definición de un relevador semejante es “uno que funciona cuando el vector diferencia de 2 o mas magnitudes eléctricas similares excede una cantidad predeterminada. Una ventaja que tiene es que casi cualquier tipo de relevador, depende de la forma de conectarse, puede hacerse que funcione como un relevador diferencial. La mayoría de las aplicaciones de un relevador diferencial son del tipo diferencial de corriente. El ejemplo mas simple de un arreglo semejante se muestra en la figura 14, donde la parte punteada del circuito representa al elemento que se esta protegiendo. Esta puede ser la longitud de un circuito, el arrollamiento de un generador, etc.


La forma mas extensamente utilizada de un relevador diferenciales del tipo diferencial del tanto por ciento. Fig. 015

La ventaja de este relevador es que es menos probable que funcione con menor corrección que un relevador de sobrecorriente conectado diferencialmente, cuando ocurre un cortocircuito externo a la zona protegida. Los relevadores diferenciales de tanto por ciento pueden aplicarse a elementos de sistema que tienen mas de 2 terminales, en donde cada bobina de retención tiene el mismo numero de espiras y cada bobina de funcionamiento produce un par de retención diferente. Los relevadores diferenciales de tanto por ciento son en general instantáneo o de alta velocidad. Existen varios tipos de arreglos de relevadores diferenciales, uno de estos utiliza un relevador direccional, otro tiene retención adicional obtenida de armónicas y de la componente de CD de la corriente diferencial, otro tipo utiliza un relevador de sobretensión en lugar de un relevador de sobrecorriente en el circuito diferencial. Ha habido gran actividad en el desarrollo de relevadores diferenciales porque esta forma de relevador es la más selectiva de todos los tipos de relevadores convencionales.


RELEVADORES DE DISTANCIA. Quizá la familia más interesante y versátil de relevadores es el grupo de relevadores de distancia. En el capitulo anterior examinamos relevadores en los cuales se equilibrio una corriente contra otra corriente y vimos que la característica de funcionamiento podía expresarse como una relación de dos corrientes. En relevadores de distancia, hay un equilibrio entre tensión y corriente que puede expresarse en función de la impedancia. La impedancia es una medida eléctrica de la distancia lo largo de una línea de transmisión, lo que explica el nombre aplicado a este grupo de relevadores. El relevador de distancia del tipo impedancia. Ya que este tipo de relevadores incluye unidades del tipo impedancia, vamos a familiarizarnos primero con éstas. Hablando en general, el término impedancia puede aplicarse sólo a resistencia, solo a reactancia, o a la combinación de las dos. En la terminología de la protección por relevadores, no obstante, un relevador de impedancia tiene una característica que es diferente de la de un relevador que responde a cualquier componente de impedancia. Y de aquí que el termino relevador de impedancia es muy específico. En un relevador de impedancia el par producido por un elemento de corriente está equilibrado con el par de un elemento de tensión. El elemento de corriente produce par positivo (puesta en trabajo), mientras que el elemento de tensión produce par negativo (reposición). En otras palabras, un relevador de impedancia es un relevador de sobrecorriente de tensión de retención. Si dejamos que el efecto del resorte de control sea –K3, la ecuación del par es:

32

22

1 KVKIKT −−= donde I y V son magnitudes eficaces de la corriente y de la tensión respectivamente. En el punto de equilibrio, cuando el relevador está en el límite del funcionamiento, el par neto es cero, y

32

12

2 KIKVK −=

Dividiendo entre K2I

2, obtenemos:

22

3

2

12

2

IK

K

K

K

I

V −=

22

3

2

1

IK

K

K

KZ

I

V −==

Se acostumbra el efecto del resorte de control, ya que su efecto solo es notorio a magnitudes de corrientes razonablemente bajas de aquellas encontradas de ordinario. Por lo tanto, si hacemos K3 igual a cero, la ecuación precedente se transforma en:

.tan2

1 teconsK

KZ ==

En otras palabras, un relevador de impedancia está en el límite del funcionamiento a un valor constante dado de la relación V a I, que puede expresarse como impedancia.


La característica de funcionamiento de la tensión y la corriente se muestra en la Fig. 1, donde aparece el efecto del resorte:

de control que origina una curva notoria en la característica sólo en el extremo de baja corriente. Para todos los propósitos prácticos puede considerase la línea punteada, que representa un valor constante de Z, como la característica de funcionamiento. El relevador se pondrá en trabajo para cualquier combinación de V e I representada por un punto arriba de la característica en la región del par positivo, o bien en otras palabras, para cualquier valor de Z menor que el valor constante representado por la característica de funcionamiento. Puede cambiarse por ajustes la pendiente de la característica de funcionamiento, de tal manera que el relevador responderá a todos los valores de impedancia menores que cualquier límite superior deseado. Una forma mucho más útil de mostrar la característica de funcionamiento del relevador de distancia es por medio del tan conocido diagrama de impedancia o bien diagrama R-X. La referencia 1 proporciona un amplio tratado de este método de mostrar las características del relevador. La característica de funcionamiento del relevador de impedancia, despreciando el efecto del resorte de control, se muestra en la Fig. 2, en este tipo de diagrama. El valor numérico


de la relación de V a I se muestra como la longitud de un radio vector, tal como Z, y el ángulo de fase θ entre V e I determina, como se muestra, la posición del vector. Si I está en fase con V, el vector se sitúa a lo largo del eje + R; pero si I esta a 180° fuera de fase con V, el vector tiene una componente + X; y, si I se atrasa de V, el vector tiene una componente-X. Ya que el funcionamiento del relevador de impedancia es práctica o realmente independiente del ángulo de fase V e I, la característica de funcionamiento es un círculo con su centro en el origen. Cualquier valor de Z menor que el radio del circulo resultará en la producción de un par positivo, y cualquier valor de Z mayor que este radio resultará en par negativo, haciendo caso omiso del ángulo de fase entre V e I. A corrientes muy bajas donde la característica de funcionamiento de la Fig., 1 empieza de una línea recta, debido al resorte de control, el efecto en la Fig. 2 es hacer menor que el radio del círculo. Esto no tiene ninguno significado práctico, no obstante, ya que rara vez la aplicación adecuada de dichos relevadores depende, si acaso, del funcionamiento a tales corrientes bajas. Aunque los relevadores de impedancia con acción retardad inherente se encuentra a veces, considerarnos sólo el tipo de alta velocidad. La característica de funcionamiento de un relevador de impedancia de alta velocidad se muestra cualitativamente en la Fig. 3.


La curva mostrada es para un valor particular de la magnitud de corriente. Las curvas para corriente más elevadas se situaran bajo esta curva, y las curvas para corriente más bajas se situaran arriba de ésta. Sin embrago, en general, los tiempos de funcionamiento para las corriente encontradas en aplicaciones normales de relevadores de distancia son tan cortos que están dentro de la definición de alta velocidad, y las variaciones con la corriente se desprecian. De hecho aun si se desprecia con frecuencia el aumento en tiempo a medida que la impedancia se aproxima al valor de la puesta en trabajo, la curva de tiempo se muestra simplemente como en la Fig. 4. Se utilizan diversos tipos de estructura actuante en la construcción de los relevadores de impedancia. Los valores de tiempo inverso utilizan estructuras de polo sombreado o de watthorímetro. Los relevadores de alta velocidad pueden utilizar una estructura de atracción magnética de balanza o una estructura de tambor o copa de inducción o de anillo doble.

Para protecciones de líneas de transmisión, un relevador de distancia monofásica, tres unidades de relevadores de impedancia de alta velocidad y una unidad de tiempo, junto con los indicadores comunes, unidades de sello y otros auxiliares. La Fig. 5 muestra muy


Esquemáticamente los circuitos de contacto de las principales unidades. Las tres unidades de impedancia están rotuladas Z1, Z2 y Z3. Las características de funcionamiento de estas tres unidades son ajustables independientemente. En el diagrama R-X de la Fig. 6, el circuito para Z1 es el más pequeño, e circuito para Z3 el más grande y el circulo Z2 es intermedio. Será evidente, que cualquier valor de impedancia que está dentro del circulo de Z1 originará que

funcionen la tres unidades de impedancia. El funcionamiento de Z1 y la unidad direccional disparará de un modo directo un interruptor en un tiempo muy corto, que llamaremos T1. Siempre que funcione Z3 y la unidad direccional, se alimenta la unidad de tiempo. Después de un retardo definido, la unidad de tiempo cerrará primero sus contactos T2, y más tarde su contacto T3 siendo ambas funciones retardadas ajustables independientemente. Por lo tanto, puede verse que un valor de impedancia dentro del circulo Z2, pero fuera del circulo Z3, resultara en un disparo en el tiempo T2. Y, por último, un valor de Z fuera de los círculos Z1 y Z2, pero dentro del círculo Z3, resultara en un disparo en el tiempo T3. Se notara que si se bloquea el disparo de alguna manera, el relevador hará tantos intentos de dispara como círculos característicos haya alrededor de un punto de impedancia dado. Sin embargo, no puede hacerse uso de esta posible característica. La Fig. 6 muestra también la relación de la característica de funcionamiento de la unidad direccional a las características de la unidad de impedancia en el mismo diagrama R-X. Ya que la magnitud direccional sólo permite el disparo en su región positiva de par, las partes inactivas de las características de la unidad de impedancia se muestran punteadas. El resultado neto es que el disparo ocurrirá sólo para puntos que están dentro de los círculos y arriba de la característica de la unidad direccional. Debido a que ésta es la primera vez que una característica sencilla de la unidad direccional ha sido mostrada en el diagrama R-X, ésta necesita alguna explicación. Hablando estrictamente, la unidad direccional tiene una característica de funcionamiento de línea recta como se muestra, solo si se desprecia el efecto del resorte de control, que es suponer que no hay par de retención. Se recordara que si despreciamos el efecto del resorte de control, el par de la unidad direccional es:


)cos(1 τθ −= VIKT Cuando el par neto es cero,

0)cos(1 =− τθVIK Ya que K1 V, e I no son necesariamente cero, entonces, para satisfacer esta ecuación,

0)cos( =− τθ o bien

°±=− 90)( τθ De aquí que °±= 90τθ describa la característica del relevador. En otras palabras, la punta de cualquier radio vector Z a 90° del ángulo del par máximo se sitúa en la característica de funcionamiento, y este describe la línea recta mostrada en la Fig. 6, habiéndose seleccionado el valor particular de τ por razones que vendrán a ser evidentes más adelante. Desarrollaremos también la característica de funcionamiento del relevador direccional cuando se toma en cuenta el efecto del resorte de control. La ecuación del par es como se dio antes:

21 )cos( KVIKT −−= τθ En el punto de equilibrio, el par neto es cero, y de aquí:

21 )cos( KVIK =− τθ Pero I = V / Z, y de aquí:

1

22

)cos(K

K

Z

V =− τθ

o bien

)cos(2

2

1 τθ −= VK

KZ

Esta ecuación describe un número infinito de círculos, uno para cada valor de V, uno de cuyos círculos se muestra en la Fig. 7 para las mismas condiciones del relevador y el mismo valor de τ que en la Fig. 6. El hecho de que algunos valores de θ darán valores negativos de Z se ignorara Z negativa no tiene significado y no puede mostrase en el diagrama R-X.


Los centros de todos los círculos estarán situados en la línea punteada dirigida desde O hasta M, que es el ángulo de par máximo el diámetro de cada círculo será proporcional al cuadrado de la tensión.

A tensión normal y aun a tensiones considerablemente reducidas, el diámetro será tan grande que para propósitos prácticos podemos suponer la característica de la línea de la Fig. 6.

Viendo algo adelante a la aplicación de los relevadores de distancia para protecciones de líneas de transmisión, podemos mostrar el tiempo de funcionamiento contra la característica de impedancia como el la Fig. 8.


Esta característica es conocida por lo común como una característica tiempo-impedancia escalonada. Se mostrará más adelante que las unidades de Z1y Z2 proporcionan la protección primaria para una sección dada en una línea de transmisión, mientras que Z2 y Z3 proporcionan la protección de respaldo para barras colectoras y secciones de líneas adyacentes.

EL RELEVADOR DE DISTANCIA DEL TIPO DE IMPEDANCIA MO DIFICADO.

El relevador de distancia del tipo impedancia modificado es el mismo que el de tipo impedancia, excepto que las características de funcionamiento de la unidad de impedancia están desplazadas, como en la Fig. 9. este desplazamiento se lleva a cabo por lo que se conoce por una corriente de polarización, la que solo consiste de la introducción en la tensión de alimentación de una tensión adicional proporcional a la corriente, que hace la ecuación del par como sigue:

22

21 )( CIVKIKT +−=

El termino (V+CI) es la magnitud eficaz de la suma vectorial de V y CI, incluyendo el ángulo θ entre V e I lo mismo que un ángulo constante C. Esta es la ecuación de un círculo cuyo centro esta fuera del origen, como se muestra en la Fig. 9. Por tal polarización, puede desplazarse un círculo característico en cualquier dirección del origen, y por cualquier cantidad deseada, aun cuando el origen esta fuera del círculo. Pueden ocurrir ligeras variaciones en la polarización, debido a la saturación de los elementos del circuito.

Por esta razón, la práctica no es tratar de hacer que los círculos pasen por el origen y, por lo tanto, se requiere una unidad separada como se indica en la Fig. 9.

Ya que el relevador es parecido al relevador del tipo impedancia ya descrito, no se hará aquí ninguna descripción adicional.


EL RELEVADOR DE DISTANCIA DEL TIPO DE REACTANCIA.

La unidad de reactancia de un relevador de distancia del tipo de reactancia tiene, de hecho, un elemento de sobrecorriente que desarrolla par positivo, y un elemento direccional corriente – tensión que se opone o ayuda al elemento de sobrecorriente, según sea el ángulo de fase entre la corriente y la tensión. En otras palabras, un relevador de reactancia es un relevador de sobrecorriente con una retención direccional. El elemento direccional está arreglado para desarrollar par máximo negativo cuando su corriente se atrasa de su tensión en 90°. Las estructuras de tambor o de copa de inducción o de doble anillo de inducción se utilizan mejor para relevadores de alta velocidad actuantes de este tipo.

Si dejamos que el efecto del resorte de control sea –K3, la ecuación del par es

322

1 KVIsenKIKT −−= θ

donde θ está definido como positivo cuando I se atrasa de V. En el punto de equilibrio el par neto es cero, y de aquí:

322

1 KVIsenKIK += θ

Dividiendo ambos lados de la ecuación entre I2 tenemos:

23

21 I

Ksen

I

VKK += θ

o bien

22

3

2

1

IK

K

K

KXZsensen

I

V −==== θθ

Si despreciamos el efecto del resorte de control.

teconsK

KX tan

2

1 ==

En otras palabras, este relevador tiene una característica de funcionamiento tal que todos los radios vectores de impedancia cuya punta se encuentra situada en esta característica tiene una componente X constante. Esto describe la línea recta de la Fig. 10. La cosa


significativa acerca de esta característica es que la resistencia componente de la impedancia no tiene efecto en el funcionamiento del relevador; éste responde solamente a la reactancia componente. Cualquier punto debajo de la característica de funcionamiento-sea arriba o abajo del eje R – se situará en la región de par positivo.

Tomando en cuenta el efecto del resorte de control bajará la característica de funcionamiento hacia el eje R y más allá, a valores muy bajos de corriente. Este efecto puede despreciarse en la aplicación normal de relevadores de reactancia.

Debería notarse, al pasa eso, que si la ecuación del par es de la forma general

322

1 )cos( KVIKIKT −−−= τθ y sí τ se hace de algún valor distinto a 90°, se obtendrá aun una

característica de funcionamiento de línea recta, pero no será paralela al eje R. Esta forma general de relevador ha sido conocida como un relevador de ángulo de impedancia.

Un relevador de distancia del tipo de reactancia para protección de líneas de transmisión no podría utilizar una unidad direccional sencilla como en el relevador del tipo impedancia; porque el relevador de reactancia dispararía bajo condiciones de carga normales en o cerca del factor de potencia unitario, como se verá más adelante cuando consideramos como aparecen las diferentes condiciones de funcionamiento del sistema en el diagrama R-X. El relevador de distancia del tipo de reactancia requiere una unidad direccional que es inoperante bajo condiciones normales de carga. El tipo de unidad utilizada para este propósito tiene un elemento de tensión de retención que se opone al elemento direccional, y que es conocido por una unidad o relevador de admitancia o mho. En otras palabras, éste es un relevador de distancia del tipo de reactancia, a esta unidad se le conoce también por una unidad de arranque. Si dejamos que el efecto del resorte de control sea –K3, el par de dicha unidad es

32

21 )cos( KVKVIKT −−−= τθ

donde θ y τ se define como positivos cuando I se atrasa de V. En el punto de equilibrio el par neto es cero, y de aquí:

31

22 )cos( KVIKVK −−= τθ


Dividiendo ambos lados entre K2VI, tenemos:

VIK

K

K

KZ

I

V

2

3

2

1 )cos( −−== τθ

Si despreciamos el efecto del resorte de control,

)cos(2

1 τθ −=K

KZ

se notará que esta ecuación es parecida a la del relevador direccional cuando se incluye el efecto del resorte de control, pero aquí no hay término de tensión, y por esto el relevador sigue sólo una característica circular. La característica de funcionamiento descrita por esta ecuación se muestra en la Fig. 11. El diámetro de este círculo es prácticamente independientemente de la tensión o la corriente, excepto a muy bajas magnitudes de tensión o corriente cuando se toma en cuenta el efecto del resorte de control, que origina que el diámetro disminuya.

El relevador de distancia del tipo de reactancia completo tiene las características de funcionamiento mostradas en la Fig. 12. Estas Características se obtienen por el arreglo de diversas unidades como las descritas en la Fig. 5 para relevador de distancia del tipo de impedancia. Se observará aquí, sin embrago, que la unidad direccional o de arranque (A) sirve de doble utilidad, ya que no sólo proporciona la función direccional sino también el tercer escalón de la medición de distancia como discriminación direccional inherente.

La característica de tiempo contra impedancia es la misma que la Fig. 8.


EL RELEVADOR DE DISTANCIA DEL TIPO MHO.

La unidad mho ya ha sido descrita y su característica de funcionamiento se dedujo en conexión con la descripción de la unidad de arranque del relevador de distancia del tipo de reactancia. Se utilizan las estructuras de cilindro de inducción o de anillo doble de inducción en este tipo de relevador. El relevador de distancia completo para la protección de líneas de transmisión está compuesto de tres unidades mho de alta velocidad (M1,M2 y M3 ) y una unidad de tiempo, conectadas en una forma similar a la que se mostró para un relevador de distancia del tipo de impedancia, excepto que no se requiere unidad direccional separada, pues las unidades mho son inherentemente direccionales.3 La característica de funcionamiento del relevador completo se muestra en la figura 13.


La característica de tiempo de funcionamiento contra impedancia del relevador de distancia del tipo mho es la misma que la del relevador de distancia del tipo de impedancia, Fig. 8.

Por medio de la corriente de polarización similar a la que se describió para el relevador de impedancia descentrada, puede sacarse del centro un circulo característico del relevador mho, del tal manera que éste encierre el origen del diagrama R-X o bien que le origen este fuera del círculo.

CONSIDERACIONES GENERALES APLICADAS A TODOS LOS REL EVADORES DE DISTANCIA.

Sobrealcance.

Cuando ocurre un cortocircuito, la onda de la corriente está propensa a descentrase inicialmente. Bajo tales condiciones, los relevadores de distancia tienden al sobrealcance, estoes, a funcionar para un valor mayor de impedancia que para el que están ajustados, para funcionar bajo condiciones de estado estable. Esta tendencia es mayor cuanto más inductiva es la impedancia. También la tendencia es mayor en relevadores del tipo de atracción electromagnética que en los relevadores del tipo de inducción. La tendencia a sobrealcanzar se reduce en el diseño de los elementos de circuito del relevador; pero es necesario compensarlo aún para alguna tendencia a sobrealcanzar en el ajuste de los relevadores.

Memoria.

Los relevadores en los que se requiere tensión para desarrollar el par de puesta en trabajo, como los relevadores de tipo mho o unidad direccionales de otros relevadores, puede estar provistos de memoria. Esta es una característica que puede obtenerse por diseño en el que el flujo de corriente en una bobina de tensión de polarización no cesa inmediatamente cuando la tensión, en el lado de alta tensión del transformador de alimentación, se reduce a cero instantáneamente. En cambio, la energía almacenada en el circuito de tensión origina el flujo de una corriente senoidal en la bobina de tensión por un tiempo corto. La frecuencia de esta corriente y su ángulo de fase son para todos los propósitos prácticos los mismos que antes de que la tensión cayera a cero, y por lo tanto el relevador está polarizado adecuadamente ya que, en efecto, éste recuerda la tensión que le ha sido aplicada. Será evidente que la memoria es utilizable sólo en los relevadores de alta velocidad que son capaces de funcionar dentro del tiempo corto en el que fluye la corriente transitoria de polarización. Será evidente también que un relevador debe tener tensión aplicada a este inicialmente, para que la memoria sea efectiva; en otras palabras, la memoria es ineficaz si la tensión del relevador de distancia se obtiene del lado de línea de un interruptor de línea y el interruptor está cerrado cuándo hay un cortocircuito en la línea.

Realmente, ésta es una circunstancia muy rara, cuando un corto circuito reduce a cero la alimentación de tensión del relevador. El cortocircuito debe estar exactamente en las terminales de alta tensión del transformador de tensión, y no debe haber arco en el cortocircuito. Casi la única vez que esto puede suceder en la práctica es cuando los hombres de mantenimiento han olvidado quitar los dispositivos de protección de puesta a tierra antes de que se cierre el interruptor. La tensión a través de un arco de cortocircuito es rara vez menor del 4% de la tensión normal, y esto es suficiente para asegurar el funcionamiento correcto del relevador de distancia aún sin la ayuda de la memoria.

La memoria no afecta la capacidad de medición de distancia de un relevador de distancia. Dicha capacidad sólo es importante para valores de distancia. Dicha capacidad sólo es importante para valores de impedancia cerca del punto para el que el tiempo de funcionamiento pasa de T1 a T2 o bien de T2 a T3. Para dichas impedancias, la tensión primaria en la localidad del relevador no va a cero, y se ahoga el efecto del transitorio.


La versatilidad de los relevadores de distancia.

Resulta evidente de lo anterior que probablemente podemos construir en el diagrama R-X cualquier característica de funcionamiento deseada del relevador de distancia compuesta de líneas rectas o círculos. Las características aquí mostradas han sido aquellas de los relevadores de distancia para protecciones de líneas de transmisión. Pero, utilizando estas mismas características o modificaciones de éstas, podemos abarcar cualquier área deseada en el diagrama R-X, o bien podemos dividirlo en diferentes áreas, para que pueda obtenerse el funcionamiento del relevador sólo para ciertas relaciones entre V, I, y θ. Que esta es una herramienta muy poderosa se verá mas adelante cuando aprendemos que aparecen diversos tipos de condiciones anormales de sistema en el diagrama R-X.

El significado de Z.

Ya que estamos acostumbrados a la asociación de la impedancia con algún otro elemento, como una bobina o un circuito de alguna clase, bien se puede preguntar cual es el significado de esta impedancia expresada por la relación de la tensión a la corriente proporcionadas a un relevador de distancia. Responder completamente a esta pregunta en este momento supondría ir muy lejos en el relato. Esto depende, entre otras cosas, en como se obtiene la tensión y la corriente proporcionadas al relevador. Para la protección de líneas de transmisión contra cortocircuito, que es el campo más amplio de aplicación de los relevadores de distancia, esta impedancia es proporcional, dentro de ciertos límites, a la distancia física del relevador al cortocircuito. Sin embargo, el relevador estará aún alimentado por tensión y corriente bajo otras condiciones distintas que los cortos circuitos, como cuando un sistema esta conduciendo carga normal o cuando una parte de éste pierde el sincronismo con la otra, etc. Bajo cualquier condición semejante, la impedancia tiene un significado diferente de la que tiene durante un corto circuito. Esta es una parte muy fascinante de la narración, pero debe esperar hasta que consideremos la aplicación de relevadores de distancia.

En este punto se puede pensar porque hay diferentes tipos de relevadores de distancia para protecciones delineas de transmisión como aquellos descritos. La respuesta a esta pregunta es que cada tipo tiene ampliamente su campo de aplicación particular en donde resulta más apropiado en general que cualquier otro tipo. Esto se discutirá cuando examinaremos la aplicación de estos relevadores. Los campos de aplicación se suponen más o menos y, en las áreas de superposición en las que se escoge el relevador, es un asunto de preferencia personal por citas características de un tipo particular sobre otro.

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RELEVADORES DE HILO PILOTO.

La protección por piloto es una adaptación de los principios de la protección diferencial para la protección de secciones de líneas de transmisión. La protección diferencial del tipo descrito en el Cap. 3 no se utiliza para protección de líneas de transmisión, porque las terminales de una línea están separadas por una distancia muy grande para interconectar los secundarios de los TC´S en la forma descrita. La protección piloto sólo proporciona protección primaria; la protección de respaldo debe proporcionarse por protección suplementaria. El término piloto significa que entre los extremos de una línea de transmisión hay un canal de interconexión de alguna clase en el que puede transmitirse la información. Tres tipos diferentes de un canal semejante están ya en uso y se les conoce por hilo piloto por corriente portadora y piloto por onda centimétrica. Un hilo piloto consiste generalmente de un circuito de dos hilos del tipo de línea telefónica, ya sea hilo abierto o cable; con frecuencia dichos circuitos están arrendados a la compañía local de teléfonos. Un piloto por corriente portadora para propósitos de protección por relevadores es uno en el que se transmiten corrientes de baja tensión y alta frecuencia (30 KHz a 200 KHz) a lo largo de un conductor de una línea de potencia hacia un receptor en el otro extremo, la tierra y el hilo de guarda funcionan generalmente como el conductor de retorno. Un piloto por onda centimétrica es un sistema de radio de muy elevada frecuencia que funciona arriba de 900 megahertz. Un hilo piloto es económico generalmente para distancias hasta 5 o 10 mil, además de que un piloto por corriente portadora viene a ser de ordinario más económico. Los pilotos por onda centimétrica se utilizan cuando el número de servicios que requieren canales piloto exceden las capacidades técnicas o económicas de la corriente portadora. En seguida examinaremos primero los principios fundamentales de la protección por piloto, y veremos cómo aplicar éstos a algunos requisitos reales de los equipos de protección por hilo piloto.

POR QUE NO SE UTILIZA LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE CORRIENTE. Debido a que los relevadores diferenciales de corriente descritos en el cap. 3 para la protección de generadores, transformadores, barras colectoras, etc. Son tan selectivos, se puede pensar por qué no se utilizan también para la protección de líneas de transmisión. La razón principal es que tendrían que ser demasiadas interconexiones entre los transformadores de corriente (TC) para hacer económicamente factible la protección diferencial de corriente en las distancias comunes incluidas en la protección de líneas de transmisión. Para una línea trifásica se requerirían seis conductores piloto, uno para cada TC de fase, uno para conexión del neutro y dos para el circuito de disparo. Debido a que incluso un piloto de dos hilos de mucho más de 5 a 10 mil de largo viene a ser menos costoso que un piloto por corriente portadora podríamos concluir que sólo en esta base la protección diferencial de corriente con seis hilos piloto estaría limitada a líneas muy cortas. Otras razones para no utilizar la protección diferencial de corriente, parecidas a las descritas en el cap. 3, son: (1) la probabilidad de funcionamiento inadecuado debido a las imprecisiones de los TC bajo las cargas pesadas que se incluirían, (2) el efecto de la corriente de carga entre los hilos piloto, (3) las grandes caídas de tensión en los hilos piloto que requieren mejor aislamiento, y (4) las corrientes y tensiones piloto serían excesivas para los circuitos piloto arrendados a una compañía telefónica. Por lo tanto, aunque los principios fundamentales de la protección diferencial de corriente se aplicasen aún debemos tomar un acceso diferente al problema.


PROPÓSITO DE UN PILOTO. La fig. 1 es un diagrama unifilar de una sección de línea de transmisión que conecta a las estaciones A y B y que muestra una parte de una sección adyacente de la línea más allá de B. Supóngase que usted estaba en la estación A, donde se dispone de muchos medidores precisos para la lectura de la tensión corriente, y el ángulo de fase entre

éstas para la sección AB de una línea. Conociendo las características de la impedancia por unidad de longitud de la línea y la distancia de A a B. Usted podría como un relevador de distancia, decir la diferencia entre un cortocircuito en C en la mitad de la línea, y en D, el extremo más lejano de la línea. Pero usted no podría distinguir posiblemente entre una falla en D y una falla en E justamente más allá del interruptor de la sección adyacente de la línea, porque la impedancia entre D y E sería muy pequeña como para producir una diferencia despreciable en las magnitudes que usted estuviese midiendo. Aunque usted pueda detectar una ligera diferencia, usted no podría estar seguro de cuánto de ésta fue debido a imprecisiones, aunque ligeras, en sus medidores o en los transformadores de corriente y tensión que alimentan sus medidores. Y, ciertamente, usted tendría dificultades si se incluyen ondas de corriente descentradas. Bajo dichas circunstancias , usted difícilmente desearía aceptar la responsabilidad del disparo de su interruptor para la falla en D y no dispararlo para la falla en E. Pero si usted estaba en la estación B, a pesar de los errores en sus medidores o fuente de alimentación, o si hubiese ondas descentradas, usted podría determinar positivamente si la falla fue en D o E, Habría de hecho una inversión completa de las corrientes, o bien, en otras palabras, una diferencia de 180° aproximadamente del ángulo de fase. Lo que se necesita es la estación A, por lo tanto, es alguna clase de indicación cuando el ángulo de fase de la corriente en la estación B(con respecto a la corriente A) es aproximadamente de 180° de su valor para las fallas en la sección AB de la línea. La misma necesidad existe en la estación B para fallas en cualquier lado de la estación A. Esta información puede proporcionarse proveyendo cada estación con una muestra adecuada de las corrientes reales en la otra estación, o por una señal de la otra estación cuando el ángulo de fase de su corriente es aproximadamente es 180° diferente de aquella para una falla en la sección de la línea que va a protegerse. PILOTOS DE DISPARO Y DE BLOQUEO. Habiendo establecido que el propósito de un piloto es transmitir cierta información de un extremo de una sección de línea al otro para hacer posible el disparo selectivo, la consideración siguiente es la utilización que debe hacerse de la información. Si el equipo de protección en un extremo de la línea debe recibir una cierta señal o muestra de corriente del otro extremo para impedir el disparo en un extremo, se dice que el piloto va a ser un piloto de bloqueo. Sin embargo, si un extremo no puede disparar sin la recepción de una cierta señal o muestra de corriente del otro extremo, se dice


que el piloto va a ser un piloto de disparo. En general, si un equipo de protección por piloto en un extremo de una línea puede disparar para una falla en la línea con el interruptor del otro extremo cerrado, pero no fluyendo corriente en ese otro extremo, éste es un piloto de bloqueo, de otra manera es igual a un piloto de disparo. Es evidente, probablemente, de lo anterior que un piloto de bloqueo es el tipo preferido, si no el requerido. Otras ventajas del piloto de bloqueo se darán más adelante. PROTECCIÓN POR HILO PILOTO DE CD. Se han proyectado diferentes líneas de equipos de protección por hilo piloto, y muchas están ya en uso donde se han transmitido señales de cd en una forma u otra por hilos piloto, o donde los hilos piloto han constituido y extendido interconexión de un circuito de contacto entre equipos de protección en estaciones terminales. Para ciertas aplicaciones, algunos de dichos arreglos, tienen ventajas, sobre todo donde las distancias son cortas y donde una línea puede derivarse a otras estaciones en uno o más puntos. Sin embargo, la protección por hilo piloto de c-d es casi obsoleta para otros casos de aplicaciones muy especiales. Sin embargo, un estudio de este tipo revelará ciertos requisitos fundamentales que se aplican a los equipos modernos de protección por piloto y servirá para prepararnos mejor todavía para la comprensión de otros fundamentos. Un ejemplo de la protección por hilo de c-d se muestra muy esquemáticamente en la fig. 2 Los equipos de protección en las tres estaciones están conectados en un circuito serie que incluye los hilos piloto y una batería en la estación A. Normalmente, la batería origina que fluya la corriente a través de los contactos b del relevador de sobrecorriente y de la bobina del relevador supervisorio en cada estación. Si ocurre un cortocircuito en la sección de la línea de transmisión, el relevador de sobrecorriente abrirá su contacto b en cualquier estación donde haya un flujo de corriente de cortocircuito. Si la corriente de cortocircuito que fluye en una estación dada es hacia adentro de la línea, el relevador direccional en esa estación cerrará su contacto a. El circuito en esta estación se encuentra así defasado para incluir el relevador auxiliar de disparo en lugar del relevador supervisorio. Si esto ocurre en las otras estaciones, la corriente fluirá a través de los auxiliares de disparo en todas las estaciones y dispararán los interruptores en todas las terminales de línea. Pero si ocurre una falla externa a la sección de línea protegida, se pondrá en trabajo el relevador de sobrecorriente en la estación más cercana a la falla, pero el relevador direccional no cerrará su contacto debido a la dirección del flujo de corriente, y el circuito estará abierto en ese punto, impidiendo así el disparo en las otras estaciones. Si ocurre una falla interna para la que puede no haber flujo de corriente de cortocircuito en una de las estaciones, se pondrá en trabajo el relevador de sobrecorriente en esa estación; pero la corriente del hilo piloto fluirá a través del relevador auxiliar supervisorio (curva resistencia es iguala la del relevador auxiliar de disparo) y ocurrirá así el disparo en las otras dos estaciones. (Los relevadores supervisorios no solo proporcionan un camino para que fluya la corriente y ocurra el disparo, tal como se describió, sino que también pueden utilizarse para accionar una alarma si los pilotos van a estar en circuito abierto o en cortocircuito) Por lo tanto, este arreglo tiene las características de un piloto de bloqueo donde la señal de bloqueo es una interrupción del flujo de corriente en el piloto. Sin embargo, si los relevadores de sobrecorriente y supervisorio se retiran del circuito, éste sería un piloto de disparo, porque el disparo no podría ocurrir en cualquier estación e menos que todos los relevadores direccionales funcionasen para cerrar sus contactos, y el disparo sería imposible si no hubiese flujo de corriente de cortocircuito en un extremo.


Un ejemplo de un piloto de bloqueo donde se transmite la información positiva de bloque por pilotos e muestra en la Fig. 3 Aquí el relevador direccional de cada estación está dispuesto para cerrar su contacto cuando la corriente de cortocircuito fluye hada afuera de la línea como hacia una falla externa. Puede verse que para una falla extrema más allá de cualquier estación, el cierre del contacto del relevador direccional en esa estación originará que se aplique una tensión de c-d en el piloto que pondrá en trabajo el relevador de bloqueo de cada estación. La abertura del contacto b del relevador de bloqueo en serie con el circuito de disparo impedirá el disparo en cada estación. Para una falla interna no funcionará ningún relevador direccional, y por esto no se pondrá en trabajo el relevador de bloqueo, y el disparo ocurrirá en todas las estaciones donde hay suficiente flujo de corriente de cortocircuito para poner en trabajo el relevador de sobre corriente.


CONSIDERACIONES FUNDAMENTALES ADICIONALES. Ahora que estamos familiarizados un poco más con la protección por piloto, estamos preparados para considerar otros fundamentos que se aplican a ciertos tipos modernos. Siempre que tiene que bloquearse el disparo por un relevador en una estación por el funcionamiento de un relevador en otra estación, el relevador de bloqueo debería ser más sensible que el de disparo. La razón de esto es estar seguro de que en cualquier tiempo el relevador de disparo puede ponerse en trabajo para una falla extrema, lo que asegurará también que se ponga en trabajo el relevador de bloqueo, o de otro modo ocurrirá el disparo no deseado. El tema de las carreras de contacto debe considerarse también. Por ejemplo, refiérase a la Fig. 3 donde el contacto b del relevador de bloqueo debe abrirse antes de que cierre el contacto del de sobre-corriente, cuando debe bloquearse el disparo. Como se muestra en el esquema, el relevador de sobrecorriente debe estar dado con acción retardada suficiente para hacer de ésta una carrera segura. Puede utilizarse un esquema ingenioso para evitar la necesidad de añadir acción retardada, pero éste se describirá más adelante en conexión con la protección piloto por corriente portadora. Una complicación más amplia surge debido a la necesidad de utilizar relevadores separados de fase y tierra para obtener sensibilidad suficiente bajo todas las condiciones de cortocircuito. Esto hace necesario estar seguro de que cualquier tendencia de un relevador de fase a funcionar inadecuadamente para una falla a tierra no interferirá con el funcionamiento adecuado del equipo. Para vencer esta posibilidad, se emplea el principio de preferencia de tierra. Esto significa que el funcionamiento de un relevador de tierra quita el control de bloqueo y disparo de los relevadores de fase- Este principio será mostrado en conexión con la protección piloto por corriente portadora. Algunos equipos de protección por piloto que utilizan el principio del relevador de bloqueo y disparo deben tener provisión adicional contra disparo inadecuado durante fuertes oscilaciones de potencia o perdida de sincronismo. Dicha provisión se describirá más adelante. PROTECCIÓN POR HILO PILOTO DE C-A. La protección por hilo piloto de c-a es la más semejante a la protección diferencial de corriente. Sin embargo, en la protección moderna por hilo piloto de c-a, está limitada la magnitud de la corriente que fluye en el circuito piloto, y sólo se requiere un piloto de dos hilos. Estas dos características hacen factible económicamente la protección por hilo piloto de c-a en distancias más grandes que la ^protección diferencial de corriente. Estas introducen también ciertas, limitaciones en la aplicación que se discutirá más adelante. Primero vamos a familiarizamos con los términos nuevos para describir el principio de funcionamiento: corriente circulante y tensión de oposición. Brevemente, corriente circulante significa que la corriente circula normalmente por las terminales de los TC y el piloto, tensión de oposición significa que la corriente no circula normalmente por el piloto. En la fig. 4 se muestra en esquema una adaptación del tipo de protección diferencial de corriente descrita en el capitulo 3 que emplea


el principio de la corriente circulante. Este es el mismo, esencialmente, que el upo diferencial de tanto por ciento descrito en el Cap. 3, excepto que se utiliza un relevador de equilibrio de corriente en cada extremo del piloto. La única razón para tener un relevador en cada extremo es evitar que tenga que recorrer un circuito de disparo de la longitud total del piloto La figura 5 muestra un dibujo esquemático del principio de la tensión de oposición se empleo un relevador tipo de equilibrio de corriente, y los TC están conectados de tal forma que las tensiones a través de las bobinas de retención en los dos extremos del piloto están en oposición para la corriente que fluye por la sección de línea como hacia.

La carga o falla externa. Por lo tanto, no fluye comente en el piloto, excepto corriente de carga, si suponemos' que no hay desequilibrio entre las salidas de los TC. Las bobinas de retención sirven para impedir el funcionamiento del relevador debido a dichas corrientes de desequilibrio. Pero si ocurre un cortocircuito en la sección de la línea protegida, la corriente circulará en el piloto y funcionarán los relevadores en ambos extremos. La corriente fluirá también por las bobinas de retención; pero en una aplicación adecuada, esta corriente no será suficiente para impedir el funcionamiento del relevador; la impedancia del circuito piloto será el factor que gobierne. Los cortocircuitos o circuitos abiertos en los dos hilos piloto tienen efectos opuestos en los dos tipos de equipo de protección, como lo muestra la tabla que se acompaña. Donde se indica que se ha originado el disparo, éste es de contingencia, desde luego, sobre la mag-nitud de la comente de la línea protegida que es lo suficientemente elevada para poner en trabajo los relevadores.


Efecto de los Efecto de los Circuitos Cortocircuitos Abiertos Tensión de oposición Origina el disparo Bloquea el disparo Corriente circulante Bloquea el disparo Origina el disparo Los principios de tensión de oposición y comente circulante permiten el disparo en ambos extremos de una línea para corriente de cortocircuito que fluye hacia adentro sólo en un extremo. Sin em-bargo, la aplicación de cualquier principio puede incluir ciertas características que sólo proporcionan el disparo en el extremo que tiene flujo de corriente de cortocircuito, como se verá cuando se consideren los equipos reales. Como se ha dicho antes, la característica que hace económicamente factible la protección por hilo piloto de c-a, para las distancias en las que éste se aplica, es que sólo se utilizan dos hilos piloto. Para utilizar sólo dos hilos, se requieren algunos medios para deducir una muestra monofásica representativa de las corrientes trifásicas y de ' tierra en los extremos de una línea de transmisión, de tal manera que estas muestras puedan compararse en el piloto. Sería un asunto relativamente simple deducir muestras de que no ocurriría el disparo para fallas externas para las que las mismas comentes que entran en un extremo de la línea salen por el otro extremo sin cambio sustancial. El problema real es deducir dichas muestras para el disparo que asegure en caso de fallas internas, cuando las corrientes que entran por la línea en los extremos puedan ser muy diferentes. Lo que más debe evitarse es la tan conocida zona muerta, como se describe en la Referencia 1 de la bibliografía- Sin embargo, no estamos listos todavía para analizar una posibilidad semejante. Tipo de corriente circulante La Fig- 6 muestra esquemáticamente un ejemplo práctico de un equipo de tipo de corriente circulante. El relevador en cada extremo del piloto es un tipo direccional de imán permanente polarizado con c-d. La bobina marcada F es una bobina de funcionamiento, y R es una bobina de retención, las dos actúan en oposición sobre la armadura del relevador polarizado. Estas bobinas están alimentadas por rectificadores de onda completa. Aquí está siendo utilizado un relevador direccional de c-d con magnitudes de c-a rectificadas para obtener alta sensibilidad. Aunque este relevador es fundamentalmente uno de upo direccional, éste es, en efecto, in relevador de equilibrio de corriente muy sensible. Los filtros de secuencia de fases convienen las corrientes trifásicas y de tierra en una magnitud monofásica. Los transformadores saturables limitan la magnitud de la tensión eficaz aplicada en el circuito piloto, y las lámparas neón limitan las tensiones cresta. Los transformadores de aislamiento en los extremos del piloto aíslan el equipo terminal del circuito piloto por razones que se darán más adelante.


Este equipo es capaz de disparar los interruptores en ambos extremos de una línea para una falla interna con flujo de corriente en un soto extremo. Si el disparo ocurre realmente en ambos extremos, dependerá de la magnitud de la corriente de cortocircuito y de la Impedancia del circuito piloto. Esto será evidente a partir de un examen de la Fig. 6 donde, en el extremo que no fluye corriente de cortocircuito. la bobina de funcionamiento y el piloto están en serie, y este circuito en serie está en paralelo con la bobina de funcionamiento en el otro extremo. En otras palabras, en el extremo donde fluye la corriente de falla, la comente del filtro de secuencia de fases se divide entre las dos bobinas de funcionamiento y la mayor parte se va por la bobina local. Si la impedancia del piloto es muy elevad;), fluirá insuficiente corriente por la bobina en el otro extremo, para originar allí el disparo- La comente de carga entre los hilos piloto tenderá a hacer menos sensible al equipo para fallas internas, actuando en forma parecida a un cortocircuito entre los hilos piloto, pero con impedancia en el cortocircuito. Tipo de tensión de oposición En la Fig- 7 se muestra esquemáticamente un ejemplo del equipo del upo de tensión de oposición. El relevador en cada extremo del piloto es un relevador del tipo direccional de c-a que tiene en efecto dos elementos direccionales con una fuente común de polarización, los dos elementos direccionales actúan en oposición. Este es equivalente a un relevador del tipo de equilibrio muy sensible, excepto para el ángulo de fase. El transformador mezclador en cada extremo proporciona una magnitud monofásica para todos los tipos de fallas. La saturación en el transformador


mezclador limita la magnitud eficaz de la tensión que se aplica en el circuito piloto. La impedancia del circuito, conectada a través del transformador mezclador, es lo suficientemente baja para limitar la magnitud de las tensiones cresta a valores aceptables.

El equipo mostrado en la Fig. 7 requiere retención suficiente para vencer una tendencia a disparar para corriente de carga entre los hilos piloto, aunque el ángulo del par máximo del elemento direccional de funcionamiento es tal que disminuye esta tendencia de disparo. El equipo no disparará los interruptores en ambos extremos de una línea para una falla interna si la comente fluye hacia adentro de la misma en un solo extremo; éste únicamente disparará el extremo donde hay flujo de la corriente de falla. La corriente circulará por la-s Bobinas de funcionamiento y de retención en el otro extremo, pero habrá insuficiente cómeme en la bobina de polarización en ese extremo para originar allí el funcionamiento. Esta característica es rara vez objetable y tiene la ventaja de compensación para impedir el disparo no deseado debido a corrientes inducidas de piloto. Ventajas de los equipos por hilo piloto de c-a sobre los de c-d Ciertos problemas descritos en conexión con la protección por hilo piloto de c-d no están asociados con el tipo de c-a. Ya que no se utilizan relevadores separados de bloqueo y disparo, se evita el problema de diferentes niveles de sensibilidad de bloqueo y disparo. Además, no existen los problemas asociados con las carreras de contacto y la preferencia de tierra. También, la protección por hilo piloto de c-a es inmune inherentemente a las oscilaciones de potencia o pérdida de sincronismo. En vista de las simplificaciones permitidas por la eliminación de estos problemas, 'se puede comprender por qué la protección por hilo piloto de c-a ha reemplazado prácticamente al tipo de c-d.


Limitaciones de los equipos por hilo piloto de c-a Ambos tipos de corriente circulante y de tensión de oposición, que han sido descritos, no son siempre aplicables a líneas derivadas o con termínales múltiples, debido a que ambos tipos utilizan transformadores saturables para limitar las magnitudes de tensión y corriente del hilo piloto. La relación no lineal entre las magnitudes de la corriente del sistema de potencia y la salida de los transformadores saturables impide la conexión de más de dos equipos en serie en un circuito de hilo piloto, excepto bajo ciertas condiciones restringidas. Ya que este tema incluye muchos detalles de diferentes condiciones posibles del sistema y zonas de ajuste de equipos de protección específicos, no tiene caso discutirlo más ampliamente aquí. En general, debería obtenerse el consejo del fabricante antes de intentar la aplicación de dichos equipos de protección por hilo piloto de c-a a líneas derivadas o de terminales múltiples. Supervisión de circuitos de hilos piloto Se dispone del equipo manual para la prueba periódica del circuito piloto y se dispone de equipo automático para supervisar continuamente d circuito piloto. El equipo manual proporciona medios para medir las magnitudes del hilo piloto y la contribución de los extremos. El equipo automático superpone corriente directa en el circuito piloto; el disturbio en el circuito piloto origina aumento o disminución en la corriente supervisora de c-d, la que se detecta por relevadores auxiliares sensibles. El equipo automático puede arreglarse no sólo para hacer sonar una alarma cuando los hilos piloto vienen a estar en circuito abierto o en cortocircuito, sino también para abrir el circuito de disparo o evitar el disparo no deseado; en dichos casos puede ser necesario retardar ligeramente el disparo. Disparo remoto en los hilos piloto Si se deseara disparar el interruptor remoto bajo cualquier circunstancia, esto puede hacerse superponiendo corriente directa en el circuito piloto. Si se utiliza equipo supervisorio automático, la magnitud de la tensión de c-d impuesta momentáneamente en el circuito para disparo remoto es más elevada que la tensión continua utilizada para propósitos supervisorios. Pueden utilizarse partes del equipo automático supervisorio en común para ambos propósitos. Una desventaja de este método de disparo remoto es la posibilidad de disparo no deseado si, durante la prueba, se aplica inadvertidamente una tensión de prueba de c-d a los hilos piloto. Para evitar esto, han sido utilizados los tonos en un piloto separado. Requisitos del hilo piloto Debido a que los circuitos del hilo piloto se arrendan a menudo a la compañía de teléfonos local, y debido a que ésta impone cierta restricción en la comente y tensión aplicadas a sus circuitos, estas restricciones gobiernan efectivamente el diseño del equipo de protección por hilo piloto. Los equipos de c-a que han sido descritos son apropiados para circuitos telefónicos, pues éstos imponen no más de la corriente y tensión permitidas en el piloto, y las formas de onda son aceptables para las compañías telefónicas. Los equipos que se han descrito funcionan sin ajuste especial sobre hilos piloto que tienen aproximadamente como máximo 2 000 ohms de c-d de resistencia de anillo y 1.5 microfaradios de capacidad distribuida en derivación. Sin embargo, se deberían determinar estas limitaciones en cualquier aplicación.


Los hilos piloto y su protección contra sobretensiones El funcionamiento satisfactorio del equipo de protección por hilo piloto depende primeramente de la confiabilidad del circuito del hilo piloto. Los requisitos de la protección por relevadores son en general más exigentes que los de cualquier otro servido que utiliza circuitos piloto. El circuito piloto ideal es uno que es propiedad del usuario y está construido para que no esté expuesto a las descargas, inducción mutua con otro piloto o circuitos de potencia, diferencias del potencial de tierra de la estación, o contacto directo con cualquier conductor de potencia. Sin embargo, puede obtenerse el funcionamiento satisfactorio donde estos ideales no están completamente realizados, si se utilizan medidas contrarias adecuadas. Los equipos de protección por hilo piloto de c-a convencionales que se han descrito sólo toleran casi 5 a 15 Volts inducidos entre los dos hilos en el bucle piloto. Por esta razón, los hilos piloto deberían transponerse un par de veces si la inducción mutua es elevada. Para inducción moderada, serán suficientes a menudo los hilos en espirales cuadradas si el otro par en el cuadrado no conduce corrientes elevadas. En adición ü otra información útil, la referencia 4 de la bibliografía condene un método para calcular las tensiones originadas por la inducción mutua. Si no se utiliza el equipo supervisorio o disparo remoto o, en otras palabras, si no hay conexiones del equipo terminal a los hilos piloto en el lado del transformador de aislamiento del hilo piloto, éste es sólo una cuestión de si el transformador de aislamiento y los hilos piloto pueden soportar la tensión á tierra que éstos obtendrán de la inducción mutua y de las diferencias de potenciales de tierra en la estación. Los transformadores de aislamiento pueden contar de ordinario con tener aislamiento suficiente, y sólo los hilos piloto necesitan examinarse críticamente. Pero si se incluye equipo supervisorio, o si los hilos piloto pueden ponerse a tierra de otra manera en un extremo y no tienen aislamiento suficiente, pueden requerirse medios adicionales que incluyen transformadores neutralizadores para proteger el personal o el equipo. Los hilos piloto expuestos a las sobretensiones de descargas deben protegerse con pararrayos. Igualmente, deben protegerse los hilos piloto expuestos al contacto con un circuito de potencia. El tema de la protección por hilo piloto tiene demasiadas ramificaciones para hacerles justicia aquí. La bibliografía da referencias para la información más útil sobre el tema. En general, debería consultarse al fabricante del equipo de protección y también a la compañía de teléfonos local, si va a utilizarse un circuito telefónico. El lema se complica por el hecho de que no sólo es necesario proteger del daño al equipo o al personal, sino también, al hacerlo, hay que evitar que interfiera con el funcionamiento adecuado del equipo de protección. Tales cosas, como la inducción mutua, diferencias de potencial de tierra en la estación, y sobretensiones de descargas, ocurren generalmente cuando hay una falla en la línea protegida o en la cercanía inmediata, cuando se requiere al mismo tiempo el funcionamiento adecuado del equipo de protección.


RELEVADORES PILOTO POR CORRIENTE PORTADORA Y PILOTO POR ONDA CENTIMETRICA

El Cap. 5 introdujo el tema de la protección piloto, dio los principios fundamentales y describió algunos equipos de protección por hilo-piloto típicos. En este capitulo trataremos acerca de la protección piloto por corriente portadora y piloto por onda centimetrica; para cualquier tipo de piloto, el equipo de relevadores es el mismo. Se describirán dos tipos de equipo de relevadores, el tipo “de comparación de fase”, que es muy parecido a los tipos por hilo piloto de c-a, y el tipo de “comparación direccional”, que es similar a los tipos por hilo piloto de c-d. EL TIPO POR CORRIENTE PORTADORA No es necesario entender los detalles de los transmisores o receptores de corriente portadora para comprender los principios fundamentales de la protección. Todo lo que se necesita saber es que cuando se aplica una tensión de polaridad positiva en el circuito de control del transmisor, éste genera una tensión de salida de alta frecuencia. En los Estados Unidos, la gama de frecuencia asignada para este puposito es de 30 a 200 Khz. Esta tensión de salida se aplica entre un conductor de fase de la línea de transmisión y la tierra, como se muestra esquemáticamente en la Fig.1.

Cada receptor de corriente portadora recibe esta corriente de su transmisor local, lo mismo que del transmisor en el otro extremo de la línea. En efecto, el receptor convierte la corriente portadora recibida en una tensión de c-d que puede utilizarse en un relevador o bien en otro circuito para realizar cualquier función deseada. Esta tensión es cero cuando no esta siendo recibida la corriente portadora. Las “trampas de la línea” mostradas en la Fig. 1 son circuitos resonantes en paralelo que tienen impedancia despreciable a la frecuencia de las corrientes de potencia, pero que tienen impedancia muy elevada a la frecuencia de las corrientes portadoras. Las trampas se utilizan para mantener las corrientes portadoras en el canal deseado, así como para evitar la interferencia con los de otros canales adyacentes de corriente portadora y para evitar también pérdidas en la señal de la corriente


portadora en circuitos de potencia adyacentes por cualquier razón, siendo la principal los cortocircuitos externos. Consecuentemente, la corriente portadora sólo puede fluir a lo largo de la sección de la línea entre las trampas.

EL PILOTO POR ONDA CENTIMETRICA

El piloto por onda centimetrica es un sistema de radio de muy alta frecuencia que funciona en bandas asignadas arriba de 900 megahertz en los Estados Unidos. Los transmisores se controlan en la misma forma que los transmisores de corriente portadora y los receptores convierten las señales recibidas en una tensión de c-d como lo hacen los receptores de corriente portadora. Con el piloto por corriente centimetrica, se eliminan el acoplamiento y la trampa de la línea, y en su lugar se requiere un equipo de antena de alcance óptico. Las descripciones siguientes de los equipos de protección por corriente portadora, pero el equipo de relevadores y su funcionamiento sería el mismo en caso de emplear un piloto por corriente centimétrica. PROTECCIÓN POR COMPARACIÓN DE FASE. El equipo de protección por comparación de fase utiliza su piloto para comparar la relación de fase entre la corriente que entra en una terminal de una sección de línea de transmisión y la que sale por la otra. Las magnitudes de las corrientes no se comparan. La protección por comparación de fase sólo proporciona protección primaria; la protección de respaldo debe proporcionarse mediante un equipo de protección suplementario. La Fig. 2 muestra esquemáticamente los elementos principales de una línea de transmisión de dos terminales que utiliza un piloto de c-a los transformadores de corriente de la línea de transmisión alimentan una red que transforma las corrientes de salida de los TC en una tensión de salida monofasica senoidal. Esta tensión se aplica a un transmisor de corriente portadora y a un “comparador”.


También se aplica al comparador la salida de un receptor de corriente portadora. El comparador controla el funcionamiento de un relevador auxiliar para el disparo del interruptor de la línea de transmisión. Estos elementos proporcionan medios para la transmisión y recepción de las señales de la corriente portadora para comparar en cada extremo las relaciones de fase relativas de las corrientes de la línea de transmisión en ambos extremos de la línea. Examinemos las relaciones entre las tensiones de salida de la red en ambos extremos de la línea y también las señales de corriente portadora que se transmiten durante condiciones de falla externa e interna. Estas relaciones se muestran en la Fig. 3. se observará que para una falla externa en D, las tensiones de salida de la red en las estaciones A y B están 180º fuera de fase; esto se debe a que las conexiones de los transformadores de corriente en las dos estaciones están invertidas. Ya que se utiliza una tensión de c-a para controlar el transmisor, la corriente portadora sólo se transmite durante los semiciclos de la onda de la tensión cuando la polaridad es positiva. Las señales de la corriente portadora transmitida desde A a B están desplazadas en tiempo, de tal manera que siempre hay una señal de la corriente portadora que se envía de un extremo al otro. Sin embargo, para la falla interna en C, debido a la inversión de la tensión de salida de la red en la estación B originada por la inversión de las corrientes de la línea de potencia, las señales de la corriente portadora son concurrentes y no hay señal de cualquier estación en cada otro semiciclo.


La protección por comparación de fase actúa para bloquear el disparo en ambas terminales siempre que las señales de la corriente portadora estén desplazadas en tiempo, de tal manera que solo haya un pequeño o ningún intervalo de tiempo cuando no esta siendo transmitida ninguna señal desde un extremo o desde el otro. Cuando las señales de la corriente portadora son aproximadamente concurrentes, el disparo ocurrirá siempre que haya suficiente flujo de corriente de cortocircuito. Esto se ilustra en la Fig. 4, donde están superpuestas las tensiones de salida de la red y se muestran relacionadas las tendencias de disparo y bloqueo. Como se indica en las Fig. 3 y 4, el equipote una estación transmite una señal de la corriente portadora de bloqueo durante un semiciclo; si no recibe la corriente portadora del otro extremo de la línea durante este semiciclo, el equipo funciona para disparar su interruptor. Pero si se recibe la corriente portadora del otro extremo de la línea durante el intervalo en el que el transmisor local de corriente portadora está en vacío, no ocurrirá el disparo.

El corazón del sistema por comparación de fase está situado en lo que se conoce, algunas veces, como el “comparador”. El comparador es un tipo de equipo de protección, mostrado esquemáticamente en la Fig. 5, consistente en un equipo de tubos de vacío en cada extremo de la línea, aquí representado como un solo tubo. Cuando se aplica una tensión de polaridad positiva en la rejilla de “funcionamiento” por la red local, el tubo conduce, si la tensión de polaridad negativa no esta aplicada concurrentemente en la rejilla de “retención” por el receptor local de corriente portadora en virtud de la corriente portadora recibida del otro extremo de la línea. Cuando el tubo conduce, se pone en trabajo un relevador auxiliar de disparo y dispara el interruptor local. La polaridad positiva se aplica en la rejilla de funcionamiento del comparador local durante el semiciclo negativo de la salida de la red de la Fig. 3 cuando el transmisor local está en vacío. Por lo tanto, el transmisor local no puede bloquear el disparo local. La tensión del receptor de corriente portadora aplicada en la rejilla de retención hace no conductor al tubo, sea que la rejilla de funcionamiento esté o no alimentada siempre que esté siendo recibida la corriente portadora.


No es necesario que las señales de la corriente portadora estén exactamente esparcidas para bloquear el disparo, ni deben ser exactamente concurrentes para permitirlo. Para propósitos de bloqueo, puede tolerarse un defasamiento del orden de 35º en cualquier sentido de la relación exactamente esparcida. Para propósitos de disparo se puede admitir un defasamiento más considerable. Es necesario que sea permisible un mayor defasamiento es más factible bajo condiciones de disparo que bajo condiciones de bloqueo. El defasamiento bajo condiciones de bloqueo (esto es, cuando ocurre una falla externa) es originado por la pequeña diferencia angular entre las corrientes en los extremos de la línea, debida a la componente de la corriente de carga de la línea, y también por la duración del tiempo que le toma viajar a la señal de la corriente portadora de un extremo de línea al otro, que es aproximadamente la velocidad de la luz. En un sistema de 60 Hertz, este tiempo de viaje se estima alrededor de 12º de defasamiento para 100 millas de línea; éste puede compensarse por el defasamiento de la tensión proporcionada por la red al comparador para la misma cantidad. No puede proporcionarse compensación para el efecto de la corriente de carga, pero este defasamiento es despreciable, excepto con líneas muy largas. La mayor parte del defasa-miento bajo condiciones de disparo (esto es. cuando ocurre una falla interna) está originada por las tensiones generadas más allá de los extremos de la línea que están fuera de fase. y también por una distribución diferente de las corrientes de falla a tierra entre los dos extremos como las comparadas con la distribución de las corrientes de falla de fase (como. por ejemplo, si la fuente principal de generación está en un extremo de la línea y la fuente principal de la comente de tierra está en el otro); además, el tiempo de viaje de la señal de la corriente portadora es también un factor. El principio de diferentes niveles de sensibilidad de bloqueo y de disparo, descritos en relación con la protección por hilo piloto de c-d, se aplica también a la protección piloto por comparación de fase. Los llamados "detectores de falla", que pueden ser relevadores de sobre corriente o de distancia, se emplean para establecer estos dos niveles de sensibilidad. Es deseable que la corriente portadora no se transmita bajo condiciones normales, para conservar la vida de los tubos de vacío, y también para disponer del piloto para otros usos cuando no sea requerido por el equipo de protección. Consecuentemente, se ajusta un conjunto de detectores de falla para ponerse en trabajo algo arriba de la corriente máxima de carga, a fin de permitir la transmisión de la corriente portadora. El otro conjunto de detectores de falla se pone en trabajo aun en corriente elevada, a fin


de permitir el disparo si éste es requerido por el comparador. El ajuste necesario para la puesta en trabajo de estos detectores de disparo de falla puede ser considerablemente elevado para las aplica-ciones de línea derivada; esto se tratará con más detalle cuando consideremos la aplicación de relevadores para la protección de líneas de transmisión. El disparo para una falla interna sólo ocurrirá en los extremos de una línea donde fluya suficiente corriente de cortocircuito para poner en trabajo los detectores de disparo de falla. Será evidente de lo anterior que el piloto por comparación de fase es un piloto de bloqueo, ya que no se requiere una señal del mismo para permitir su disparo. Sin la influencia del piloto, la protección por comparación de fase se invierte a la protección de sobre corriente no direccional de alta velocidad. La falla del piloto no impedirá el disparo, pero éste no será selectivo bajo dichas circunstancias; esto es, puede ocurrir el disparo indeseado. Un cortocircuito en la línea protegida entre tierra y el conductor, al cual está acoplado el equipo de corriente portadora, no interferirá con el disparo deseado, porque no se requiere la transmisión de corriente portadora para permitir el disparo; las fallas extremas, que están en el otro lado de la trampa de la línea, no afectarán la transmisión adecuada de la corriente portadora cuando ésta se requiera. La protección por comparación de fase es inherentemente inmune a los efectos de las ondas de potencia o pérdida de sincronismo entre fuentes de generación más allá de los extremos de una línea protegida. Igualmente, las corrientes que fluyen en una línea a causa de la inducción mutua de otro circuito contiguo, no afectará el funcionamiento del equipo. En ambas situaciones, las corrientes fluyen meramente a través de la línea como hacia una carga extrema o hacia un cortocircuito extremo.

PROTECCIÓN POR COMPARACIÓN DIRECCIONAL

El equipo de protección moderno del tipo de comparación direccional funciona conjuntamente con los relevadores de distancia porque éstos proporcionan protección de respaldo, y porque ciertos ele-mentos de los mismos pueden utilizarse en común con el equipo por comparación direccional. Sin embargo, para nuestros propósitos inmediatos, sólo consideraremos aquellos elementos que son esenciales a la protección por comparación direccional. Con la protección por comparación direccional, el piloto informa al equipo en un extremo de la línea cómo responde a un cortocircuito un relevador direccional en-el otro extremo de la línea. Normalmente, no se transmite señal piloto desde cualquier terminal. Si ocurre un cortocircuito en una sección de línea inmediatamente adyacente, se transmite una señal piloto desde cualquier terminal donde fluye la corriente de cortocircuito hacia afuera de la línea (esto es, en la dirección de no disparo). Mientras que cualquier estación está transmitiendo una señal- piloto, el disparo se bloquea en todas las otras estaciones. Pero si ocurre un cortocircuito en la línea protegida, no se transmite señal piloto y-el disparo ocurre en cualquier terminal donde fluye la corriente de cortocircuito. Por lo tanto, el piloto es de bloqueo, ya que la recepción de la señal piloto no se requiere para permitir el disparo. La señal piloto está estacionaria una vez puesta en marcha, y no cada otro semiciclo como en la protección por comparación de fase. Los elementos esenciales de los relevadores en cada extremo de una línea se muestran esquemáticamente en la Fig. 6 para un tipo de equipo. Con dos excepciones, todos los contactos se muestran en la posición que toman bajo condiciones normales; tas excepciones consisten en que los contactos del relevador receptor (R) están abiertos porque la bobina de retención del relevador receptor (RH) está alimentada normalmente, y en que el contacto auxiliar del interruptor está cerrado cuando éste también lo está. Los contactos del relevador direccional de fase (Dφ) pueden estar o no cerrados, dependiendo de la dirección en que fluye la corriente de carga.


Supongamos ahora que ocurre un cortocircuito en una línea adyacente detrás del extremo donde está localizado el equipo de la Fig. 6. Si la magnitud de la comente de cortocircuito es lo suficiente-mente elevada para hacer funcionar los detectores de bloqueo de falla (FDφB para una falla de fase o FDGB para una falla a tierra), el funcionamiento de este detector de falla abre la conexión del lado negativo

de las barras colectoras de c-d al circuito de control del transmisor de corriente portadora. La polaridad de esta conexión viene a ser, entonces, positiva, debido a la conexión a través de la resistencia al lado positivo de las barras colectoras de c-d, y el transmisor de corriente portadora transmite una señal para bloquear el disparo en otras terminales de la línea. No hay tendencia a disparar en esta terminal perqué la corriente está fluyendo en la dirección hacia los contactos abiertos del relevador direccional (DG o Dφ) en el circuito de disparo, aunque un detector de disparo de falla (FDGT o FDφT) pudiera haber funcionado. Además, los contactos del relevador receptor (R) habrán permanecido abiertos porque la bobina Rc se alimentó por el receptor de corriente portadora casi en el mismo instante en que la bobina RH dejaba de alimentarse por la abertura del contacto "b" de FDGT o FDφT. En cada una de las otras terminales de la línea donde la corriente está fluyendo hacia dentro de la misma, el funcionamiento habrá sido similar, excepto que, dependiendo del tipo de falla, habrá cerrado sus contactos un relevador direccional. Sin embargo, el disparo habrá sido bloqueado por la recepción de la serial de la comente portadora, habiéndose mantenido abiertos los contactos (R) del relevador receptor como se describió para la primera terminal. Los detectores de disparo de falla pudieron o no haberse puesto en trabajo, ya que son menos sensibles que los detectores de bloqueo de falla, pero el disparo habrá sido bloqueado en cualquier caso. El fun-cionamiento de un detector de bloqueo de falla de una de estas otras terminales pudo haber puesto en marcha la transmisión portadora de esa terminal, pero ésta habría sido detenida inmediatamente por el funcionamiento de un relevador direccional. En un cortocircuito en la línea protegida, los relevadores direccionales en todas las terminales donde fluye la corriente de cortocircuito cerrarán sus contactos, con la cual se para la transmisión portadora tan pronto como ésta se pone en marcha por los detectores de bloqueo de falla. Sin señal portadora para bloquear el disparo, dispararán todas las terminales donde haya suficiente corriente de falla para poner en trabajo un detector de disparo de falla. El relevador direccional de tierra puede parar la transmisión por corriente portadora si fue puesta en marcha por cualquier detector de bloqueo de falla de fase o por el Detector de bloqueo de falla a tierra, pero el relevador direccional de rase sólo puede parar la transmisión si ésta se inició por el detector de bloqueo de falla de fase. Esto muestra cómo se obtiene la "preferencia de tierra" si se


desea. El principio de la preferencia de tierra .se utiliza cuando un relevador direccional de fase es apto para funcionar incorrectamente para una falla a tierra. No se requiere la preferencia de tierra si se utilizan detectores de falla de fase del tipo de distancia. La Fig. 6 sólo muestra los contactos de los relevadores de fase de una fase. En los circuitos de disparo y paro-portadores, los circuitos de contacto para las otras desfases estarían en paralelo con aquellos que se muestran. En el circuito de la bobina de retención del relevador receptor de c-d y en el circuito de arranque del portador, los contactos están en serie. Una característica que contribuye al funcionamiento de alta velocidad es el "circuito de disparo bloqueado normalmente". Como se muestra en la Fig. 6, esta característica consiste en proporcionar al relevador receptor par corriente portadora una segunda bobina (RH), que, cuando se alimenta, mantiene abierto el contacto del relevador receptor como cuando esta siendo recibida la corriente portadora. Esta bobina auxiliar esta alimentada normalmente a través de un circuito en serie que consiste de un contacto "b" en carla relevador detector de disparo de falla. En los primeros equipos sin el circuito de disparo bloqueado normalmente, la recepción de la corriente portadora tuvo que abrir el contacto "b" del relevador receptor antes que un detector de disparo de falla pudiera cerrar su contacto "a", y esta carrera requirió una cierta acción retardada en el funcionamiento del detector de disparo de falla para evitar el disparo indeseado. Can el circuito de disparo bloqueado normalmente, el contacto del relevador receptor se mantiene normalmente abierto por la bobina RH; y, cuando ocurre una falla, se inicia la transmisión par corriente portadora y se alimenta la bobina Rc aproximadamente al mismo tiempo que se deja de alimentar la bobina RH. De este modo, el flujo que mantiene trabajando al relevador no tiene tiempo de cambiar. Par lo tanto, el detector de disparo de falla puede ser tan rápido como sea posible, y no hay carrera de contacto objetable. El termino "intermitente", que se contrapone con "continuo", identifica un tipo de piloto en el cual la transmisión de la señal piloto ocurre solo cuando ocurren cortocircuitos. Un piloto del tipo continuo no requeriría el circuito de disparo bloqueado normalmente, pero este tendría la misma desventaja que un piloto de disparo, porque no habría manera de parar la transmisión de la señal piloto en una estación donde el interruptor estuviera cerrado y donde no hubiera flujo de corriente de cortocircuito para una falla interna. Par lo tanto, es evidente que el piloto por comparación direccional es del tipo intermitente. Como tal, este tiene las mismas características deseables, descritas para el piloto por comparación de rase, que consiste en conservar la vida de los tubos de vació y admitir otros empleos del hilo piloto cuando no sea requerido por el equipo de protección. La función del detector de bloqueo de falla puede o no ser direccional, pero la función del detector de disparo de falla debe ser direccional. En otras palabras, una señal portadora puede iniciarse en una estación dada siempre que ocurra un cortocircuito, ya sea en la línea protegida o mas alía de sus extremos, y puede entonces pararse inmediatamente si la corriente en esa estación esta en la dirección de disparo; o bien, puede iniciarse la señal portadora solo si la corriente esta en la dirección de no disparo. Los detectores de falla de rase son relevadores del tipo de distancia. Cuando se utilizan relevadores de distancia del tipo mho, se proporciona inherentemente la funcion direccional, y no se requieren los relevadores direccionales separados de la fig. 6. los relevadores de sobrecorriente y direccionales se utilizan para detectores de falla a tierra. La protección por comparación direccional requiere equipo suplementario para impedir el disparo durante ondas de potencia rigurosas o cuando ocurre la pérdida de sincronismo. En un capítulo posterior veremos cómo por la pérdida de sincronismo se "presenta" a los relevadores de protección, y cómo es posible diferenciar entre una condición semejante y un cortocircuito. La parte de protección de tierra del equipo por comparación direccional puede ocasionar el disparo indeseado debido a la inducción mutua durante fallas -a tierra en ciertas disposiciones de líneas de potencia completamente en paralelo. El remedio para esta tendencia se describe en un capítulo posterior donde se describen los efectos de la inducción mutua. VIENDO HACIA EL FUTURO

Ya hemos completado nuestro examen de los principios de funcionamiento y características de varios tipos de equipos de protección por relevadores que comúnmente se utilizan. Más podría


decirse de los actuales relevadores que pudiera ser útil a quien quiera continuar más adelante este tema. Sin embargo, se ha hecho un intento para presentar la información esencial lo más brevemente posible de modo de no interferir con la continuidad del material. Hay muchos más tipos de relevadores de protección, algunos de los cuales se describirán más adelante junto con sus aplicaciones especificas. No obstante, éstos son solamente los tipos básicos que ya hemos considerado, aunque dispuestos en forma ligeramente diferente. Aún no estamos listos para estudiar la aplicación de los diversos relevadores. Hemos aprendido cómo reaccionan varios tipos de relevadores ante las magnitudes que los accionan. Debemos conocer aún cómo deducir estas magnitudes de influencia y cómo varían éstas bajo las diferentes condiciones de funcionamiento del sistema. Sí se es capaz de averiguar la diferencia en estas magnitudes entre una condición para la que se requiere el funcionamiento del relevador y todas las otras condiciones posibles para las que el relevador no debe funcionar, se puede entonces emplear un relevador particular, o una combinación de relevadores con ciertas conexiones que pueden tam-bién reconocer la diferencia y funcionar de acuerdo con ésta. Debido a que los relevadores de protección reciben sus magnitudes de influencia por medio de transformadores de corriente o de potencial, y debido a que las conexiones y características de estos transformadores desempeñan una parte importante en la respuesta de los relevadores de protección, estos transformadores serán el próximo objeto de nuestra consideración.

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Los relevadores de protección del tipo de c-a están accionados por corriente y tensión suministrada por transformadores de corriente y de potencial. Estos transformadores proporcionan aislamiento contra la alta tensión del circuito de potencia, y alimentan también a los relevadores con magnitudes proporcionales a aquellas del circuito de potencia, pero lo suficiente reducidas en magnitud para que los relevadores puedan hacerse relativamente pequeños y no costosos. La aplicación adecuada de los transformadores de corriente y de potencial implica la consideración de varios requisitos, como siguen: construcción mecánica, tipo de aislamiento (seco o liquido), relación e función de las corrientes o tensiones primarias y secundarias, régimen térmico continuo, regímenes de tiempo corto térmico y mecánico, clase de asilamiento, nivel de impulso, condiciones de servicio, precisión y conexiones. Se dispone de las normas de aplicación para casi todos estos temas. La mayoría de estos son autoevidentes y no requieren explicación más amplia. Nuestro propósito aquí y en el Cap. 8 es concentrarnos en precisión y conexiones por que estas afectan directamente al funcionamiento de la protección por relevadores y supondremos que se llenan los otros requisitos generales. Los requisitos de precisión de diferentes y tipos de equipo de protección difieren, de mas determinada aplicación de un cierto equipo de protección puede exigir requisitos mas rígidos que otra aunque pueden darse reglas generales para todas las aplicaciones. Técnicamente una regla


segura seria utilizar los transformadores mas preciso de que se dispone, pero pocos seguirían esta regla por que no siempre seria justificable económicamente. Por lo tanto, es necesario ser capaz de predecir, con suficiente precisión, como funcionara cualquier equipo de protección particular en cualquier tipo dado de fuente de corriente o tensión. Esto supone saber como determinar las imprecisiones de los transformadores de corriente y d potencial bajo diversas condiciones, para determinar sus efectos en el funcionamiento del equipo de protección. Se describirán los métodos para el calculo utilizando los datos que son publicados por los fabricantes, estos datos son suficiente generalmente. Un problema que no pueda resolverse por el cálculo utilizando estos datos debe resolverse por la prueba real o debe remitirse al fabricante. Este capitulo no se propone como texto para el diseñador de TC, sino como una referencia generalmente útil para los propósitos de aplicación de relevadores usuales. El método de conexión de transformadores de corriente y de potencial también es de interés en vista de las diferentes magnitudes que pueden obtenerse de las diferentes combinaciones. Se requiere el conocimiento de la polaridad de un transformador de corriente o de potencial y como puede utilizarse este conocimiento para hacer los conexiones y predecir los resultados. TIPOS DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Todos los tipos de transformadores de corriente se utilizan para propósitos de al protección por relevadores. El TC de boquilla es casi invariablemente escogido para protección en los circuitos d alta tensión porque es menos costoso que otros tipos. No se le utiliza en circuitos menores de 5 kv ni en equipo blindado. El tipo de boquilla consta solo de un núcleo de forma anular con un arrollamiento secundario; este transformador se construye dentro de equipo tal como interruptores, estando dispuesto el núcleo para rodear una boquilla de asilamiento a través de al cual pasa un conductor de potencia. Debido a que el diámetro interno del núcleo de un TC de boquilla tiene que ser amplio para acomodar la boquilla, al longitud media de la trayectoria magnética es mayor que en otros TC. Para compensar esto, mayor la sección transversal del núcleo. Debido a que hay menor saturación en un núcleo de sección transversal mayor, un TC de boquilla tiende a ser mas preciso que otros TC a múltiplos elevados de al corriente primaria de régimen. A bajas corrientes, en cambio, un TC de boquilla es menos preciso generalmente debido a su mayor corriente de excitación. CALCULO DE LA PRECISION DEL TC Rara vez, si acaso, es necesario determinar el error de ángulo de fase de un TC utilizado para propósitos de protección. Una razón para esto es que la carga en el secundario de un TC es generalmente de factor de potencia atrasado tan elevado que la corriente de excitación, y por lo tanto, el efecto de esta en la precisión del ángulo de fase es despreciable. Mas aun, en la mayoría de las aplicaciones de protección se puede tolerar lo que para propósitos de medición seria un intolerable error de ángulo de fase. Consecuentemente, los errores de ángulo de fase no se discutirán más ampliamente. La técnica para el cálculo del error de ángulo de fase será comprendida, una vez que se aprenda como calcular el error de relación. Carga del transformador de corriente Todas las consideraciones acerca de la precisión de los TC suponen el conocimiento de la carga del TC. La carga externa aplicada al secundario de un transformador de corriente se conoce como “carga”. La carga esta expresada preferentemente en función de la impedancia de la carga y sus componentes de resistencia y reactancia. Antiguamente, se acostumbrara expresar la carga en función de los Volts- amperes y el factor de potencia, siendo los volt-amperes los que podrían


consumirse en la impedancia de la carga a la corriente nominal secundaria (en otras palabras, la corriente nominal secundaria al cuadrado multiplicada por la impedancia de la carga). De este modo, una carga de 0.5 ohms de impedancia puede expresarse también como “12.5 volts-amperes a 5 amperes”. La terminología de volt-amperes ya no es la normalizada, pero es necesario definirla debido a que se la encontrara en la literatura y en datos anteriores. El termino “carga” no solo se aplica a la carga externa total conectada a las terminales de un transformador de corriente, sino también a los elementos de esa carga. Las publicaciones de los fabricantes dan las cargas de los relevadores individuales, medidores, etc., de las que, junto con la resistencia de las puntas de interconexión, puede calcularse la carga total del TC. La impedancia de la carga del TC disminuye a medida que aumenta la corriente secundaria debido a la saturación en los circuitos magnéticas de lo relevadores y oreos dispositivos. De aquí que solo puede aplicarse una carga dada opera un valor particular de corriente secundaria. La antigua terminología de volts-amperes a 5 amperes es más confusa a este respecto, ya que no son necesariamente los volts-amperes reales con un flujo de 5 amperes, sino que son los volts-amperes que serian a 5 amperes si no hubiera saturación. Las publicaciones de los fabricantes dan los datos de impedancia para varios valores de sobrecorriente para algunos relevadores para los que algunas veces se requieren dichos datos. De otra manera, los datos se proporcionan solo para un valor de la corriente secundaria del TC. Si una publicación no establece claramente para qué valor de corriente se aplica la carga debe solicitarse esta información. A falta de dichos datos de saturación, se pueden obtener fácilmente por prueba. A esta elevada saturación, la impedancia se aproxima a la resistencia de c-d. Al despreciar la reducción en la impedancia con al saturación hace parecer que un TC tiene mas imprecisión que la que en realidad posee. Desde luego, si tal aparentemente gran imprecisión pude tolerarse, son innecesarias mayores aproximaciones en el calculo. Sin embargo, en algunas aplicaciones que desprecian el efecto de la saturación se obtendrán resultados demasiado optimistas; por consecuencia es mas seguro tomar en cuenta este efecto. Por lo general es suficientemente precisa la simple suma aritmética de las impedancias de la carga en serie. Los resultados serán un poco pesimistas indicando una relación de imprecisión del TC ligeramente mayor que la real. Pero si una aplicación dada esta tan en limite que es necesaria un asuma vectorial de las impedancias para probar que los TC son adecuados deberá evitarse dicha aplicación Si la impedancia en al puesta en trabajo de una bobina con tomas de un relevador de sobrecorriente es conocida para una toma dada de la puesta en trabajo, puede estimarse la impedancia para la corriente de puesta e trabajo para cualquier otra toma. La reactancia de una bobina con tomas varía conforme al cuadrado de las espiras de la bobina de la bobina, y la resistencia varia aprox. Conforme a las espiras. En la puesta en trabajo hay una saturación despreciable y la resistencia es pequeña comparada con la reactancia. En consecuencia varía conforme al cuadrado de las espiras. El número de espiras de la bobina es inversamente proporcional a la corriente de puesta en trabajo y por lo tanto, la impedancia varia inversamente al cuadrado de la corriente de puesta en trabajo aproximadamente. Ya sea que los TC estén conectados en estrella o en delta las impedancias de la carga siempre se conectan en estrella. Con los TC conectados en estrella los neutros de los TC y de las cargas se conectan juntos, ya esa directamente o a través de una bobina de un relevador excepto cuando se utiliza la derivación de la corriente de secuencia cero (que se describirá mas adelante). Por lo general no es correcto sumar simplemente las impedancias de las cargas en serie para obtener el total, cuando dos o más TC estén conectados de tal forma que sus corrientes puedan sumarse o retarse en alguna parte común del circuito secundario. En ligar de esto se debe calcular la suma de las caídas y elevaciones de tensión en el circuito externo entre una y otra terminal secundaria de un TC, para valores supuestos de corrientes secundarias que fluyen en diversas ramas del circuito externo. La impedancia efectiva de la carga de un TC para cada combinación de corrientes supuestas, es la tensión final del TC calculada, dividida entre la corriente secundaria supuesta del TC. Esta impedancia efectiva es la que se utiliza, y puede ser mayor o menor que la impedancia real que se aplicara si ningún otro TC suministrara corriente al circuito.


Curvas del factor de corrección de relación El termino de “factor de corrección de relación” se define como “el factor por el cual debe multiplicarse la relación marcada de un transformador de corriente para obtener la relación verdadera”. Los errores de relación de los transformadores de corriente utilizados para la protección son tales que para una magnitud dada de la corriente primaria, la corriente secundaria es menor que la que indicaría la relación marcada; de aquí que, el factor de corrección de relación es mayor que 1.0. Una curva del factor de corrección de relación es una curva de este trazada contra los múltiplos de la corriente primaria o secundaria nominal para una carga constante dada, como en al Fig. 1. Dichas curvas dan los resultados mas precisos por que los únicos errores involucrados en su utilización son las ligeras diferencias en precisión entre los TC que tienen los mismos valores nominales de placa, debido a las tolerancias de los fabricantes. Generalmente se proporciona una familia de dichas curvas para diferentes valores típicos de carga.

Para utilizar las curvas del factor de corrección de relación se debe calcular la carga del TC para cada valor de la corriente secundaria para la que se quiere conocer la precisión del TC. Debido a la variación en la carga con la corriente secundaria debida a la saturación, no puede aplicarse una sola curva del FCR para todas las corrientes por que estas curvas están trazadas para cargas constantes; en lugar de eso se debe utilizar la curva aplicable o hacer una interpolación entre curvas de cada valor diferente de la corriente secundaria. En esta forma se pueden calcular las corrientes primarias para diversos valores supuestos de la corriente secundaria; o bien para una corriente primaria dad, se puede determinar, por tanteo, cual será la corriente secundaria. No deben hacerse extrapolaciones mas allá de los valores de la corriente o carga secundaria para los que se trazan las curvas del FCR, o pues de otro modo se obtendrán resultados en los que muy poco se puede confiar Las curvas del factor de corrección de relación se consideran como datos de aplicación normalizados ya están proporcionados por los fabricantes de todos los tipos de transformadores de corriente. Calculo de la precisión del TC utilizando una curva de excitación secundaria


La Fig. 2 muestra el circuito equivalente de un TC. Se supone que la corriente primaria va a transformarse perfectamente, sin error de relación o de ángulo de fase, a una corriente Ip/N, que es conocida como “la corriente primaria referida al secundario”. Parte de la corriente puede considerarse consumida en la excitación del núcleo y esta corriente (Ie) es conocida por la corriente secundaria de excitación. La restante (Is) es la verdadera corriente secundaria. Será notorio que la corriente de excitación secundaria es una función de la tensión secundaria de excitación (Es) y de la impedancia secundaria de excitación (Ze). La curva que relaciona Es e Ie es conocida como la “curva de excitación secundaria”, un ejemplo de la cual se muestra en la Fig. 3. También será evidente que la corriente secundaria es una función de Es y de la impedancia total en


el circuito secundario. Esta impedancia total esta compuesta de la resistencia efectiva y de la reactancia de dispersión del arrollamiento secundario y la impedancia de la carga. La Fig. 2 muestra también la impedancia del arrollamiento primario pero esta impedancia no afecta el error de relación. Solo afecta la magnitud de la corriente que el sistema de potencia puede pasar a través del primario del TC y solo es de importancia en circuitos de baja tensión o cuando se conecta un TC en el secundario de otro TC. La resistencia secundaria de un TC puede suponerse que es la resistencia de c-d si no se conoce el valor efectivo. La reactancia de dispersión secundaria no se conoce generalmente excepto por los diseñadores de los TC esta es una magnitud variable que depende de la construcción del TC y del grado de saturación del núcleo del TC. Por lo tanto el método para la determinación de la precisión a partir de la curva de excitación secundaria no se presta para el uso general sino solo para el tipo boquilla u otros distintos de los TC con arrollamientos secundarios completamente distribuidos para los que la reactancia de dispersión secundaria es tan pequeña que puede suponerse igual a cero. En este respecto debe observarse que aunque el arrollamiento total secundario esta completamente distribuido las partes de este arrollamiento con tomas no pueden estar completamente distribuidas el ignorar la reactancia secundaria de dispersión puede introducir errores significativos si se utiliza una parte con tomas no distribuidas. El método de la curva de excitación secundaria se emplea solo para magnitudes de corriente o cargas para las que el error calculado de relación es aprox. 10% o menos. Cuando el error de relación excede este valor de modo apreciable, la forma de la onda de la corriente de excitación secundaria y por ende el de la corriente secundaria empieza a distorsionarse, debido a la saturación del núcleo del TC. Esto producirá resultados inseguros si los cálculos se hacen suponiendo ondas sinusoidales, el grado de inseguridad aumenta a medida que aumenta la magnitud de la corriente. Aunque se podría calcular en forma precisa la magnitud y la forma de onda de la corriente secundaria, se tendría aun el problema de decidir como respondería un relevador particular a dicha corriente. Bajo dichas circunstancias el procedimiento mas seguir es recurrir a una prueba. Los datos de la excitación secundaria para un número dado de espiras secundarias pueden obtenerse para aplicarlos a un número diferente de espiras en el mismo TC, expresando las tensiones


secundarias de excitación en “volts por espira” y las corrientes secundarias de excitación correspondientes en “ampere-vuelta”. Cuando se trazan los datos de excitación secundaria en función de los volts por espira y ampere-vuelta se aplicara una sola curva a cualquier número de espiras. La impedancia del arrollamiento secundario puede determinarse mediante prueba pero generalmente no es práctico hacerlo, excepto en el laboratorio. Sucintamente, esto involucra la alimentación de los arrollamientos primarios y secundarios con ampere-vueltas iguales y opuestos, aprox. Iguales a los valores nominales y la medición de la caída de tensión a través del arrollamiento secundario. Esta tensión dividida entre la corriente secundaria es conocida por la impedancia no saturada del arrollamiento secundario. Si se conoce la resistencia del arrollamiento secundario puede calcularse la reactancia secundaria de dispersión no saturada. Si un TC de boquilla tiene un flujo de dispersión secundario debido a un arrollamiento secundario no distribuido debería probarse el TC en un recinto de material magnético que es el mismo que su bolsa en el interruptor o transformador o se obtendrán de otro modo resultados mas inseguros. Algunas veces la forma mas practica de obtener la reactancia secundaria de dispersión puede ser elaborar una prueba de relación de sobrecorriente utilizándose la corriente del sistema de potencia para obtener una buena forma de onda, con el TC en su lugar y con su secundario en cortocircuito a través de una carga moderada. La única dificultad de este método es que son necesarios algunos medios para medir con precisión la corriente primaria. Entonces de los datos obtenidos y utilizando la curva de excitación secundaria obtenida como se describió previamente puede calcularse la reactancia de dispersión secundaria. Tal calculo podría hacerse con precisión tomando en cuenta las relaciones vectoriales de las corrientes de excitación y secundario y sumando vectorialmente las resistencias y reactancias secundarias y de la carga.

Clasificación ASA de la precisión La clasificación ASA de la precisión para transformadores de corriente utilizados con propósitos de protección proporciona una medida de la precisión de los TC. Este método de clasificación supone que el TC esta suministrando 20 veces se corriente nominal secundaria a su carga, y se clasifica con base en el valor máximo de la tensión eficaz que este puede mantener en sus terminales secundarias sin que el error de relación exceda un margen especificado. Las clasificaciones de precisión ASA normalizadas son:

10H10 10L10 10H20 10L20 10H50 10L50 10H100 10L100 10H200 10L200 10H400 10L400 10H800 10L800 2.5H10 2.5L10 2.5H20 2.5L20 2.5H50 2.5L50 2.5H100 2.5L100 2.5H200 2.5L200 2.5H400 2.5L400 2.5H800 2.5L800


La “H” significa impedancia secundaria interna elevada, que es una característica de los TC que tienen arrollamientos secundarios concentrados. La “L” impedancia secundaria interna baja, que es una característica de los TC de tipo boquilla que tienen arrollamientos secundarios distribuidos o del tipo ventana que tienen 2 o mas bobinas secundarias en baja reactancia de dispersión secundaria. El número anterior de la letra es el error máximo de relación especificado en porcentaje y el número después de la letra es la tensión final máxima secundaria a la que puede tolerarse el error de relación especificado, para una corriente secundaria de 20 veces la nominal. En corrientes secundarias desde 20 a 5 veces la nominal, el transformador de la clase H alojara impedancias de la carga de incremento mas elevado que a 20 veces la nominal, sin exceder el error máximo de relación especificado, en tanto que el producto de la corriente secundaria multiplicada por la impedancia de la carga no exceda la tensión máxima especificada a 20 veces la nominal. Esta característica es el factor de decisión cuando hay una duda de si un TC dado debería clasificarse como “H” o como “L”. A corrientes secundarias desde la nominal a 5 veces esta, no debe excederse la impedancia máxima permitida a la carga a 5 veces la nominal, si no se excede el error máximo de relación especificado. A corrientes secundarias desde la nominal a 20 veces esta, el transformador de la clase “L” no puede alojar más de la impedancia máxima de la carga especificada a 20 veces la nominal sin exceder el error máximo de relación especificado. Esto supone que la reactancia de dispersión secundaria es despreciable. En algunos casos, la clasificación ASA de la precisión dará resultados muy conservadores, en los que la precisión real de un TC puede ser casi tan cercana al doble de la que indicaría la clasificación, esto es cierto en algunos TC los cuales no se hicieron con cambios de diseño para adaptarlos a las especificaciones ASA normales. En algunos casos un TC puede mantener una tensión final muy por arriba de un cierto valor, pero sin que llegue a ser igual a ese valor (debe ser mas bajo). Algunos TC pueden mantener una tensión final en exceso de 800 V, pero debido a que no hay un valor nominal superior normalizado de la tensión, debe clasificarse como “800”. La principal utilidad de la calcificación ASA de la precisión es para propósitos de especificación, para proporcional una indicación de la calidad del TC, cuanto mas elevado es el numero después de la letra H o L, mejor es el TC, esto solo aplica a la clasificación ASA si se utiliza todo el arrollamiento secundario, es obvio, tal vez que con menos espiras secundarias, la tensión de salida seria menor. Un TC de boquilla que es superior cuando se utiliza todo su arrollamiento secundario, puede ser inferior cuando se utiliza una parte de su arrollamiento con tomas si el arrollamiento parcial tiene reactancia de dispersión mas elevada debido a que las espiras no están bien distribuidas alrededor de la periferia de núcleo. Si un TC de boquilla tiene una arrollamiento con tomas completamente distribuidas, la clasificación ASA de la precisión para cualquier parte con tomas puede deducirse de la clasificación para todo el arrollamiento multiplicando la tensión máxima especificada por la relación de espiras. La clasificación ASA de la precisión es para una carga que tiene un factor de potencia especificado, pero para propósitos prácticos puede despreciarse ese valor de FP. Si la información que se obtiene de la clasificación ASA de la precisión indica que el TC es adecuado para la aplicación proyectada, no son necesarios cálculos adicionales.

Conexión en serie de los TC de boquilla de baja rel ación Podemos decir que un TC de boquilla de baja relación, que tiene de 10 a 20 espiras, tiene menor precisión a corrientes elevadas. En algunas ocasiones los TC no pueden evitarse. Se utilizan algunas veces los TC de boquilla por fase, con sus secundarios en serie, esto divide en 2 la carga en cada TC, como las comparadas con la utilización de un solo TC, sin cambiar la relación total. Y en consecuencia, se divide en 2 la tensión secundaria de excitación, y se reduce considerablemente la corriente secundaria de excitación lo que redunda en gran mejoría de la precisión. Un arreglo


semejante puede requerir protectores de tensión para mantener baja la tensión secundaria si ocurre una falla entre los primarios de los dos TC. Errores de estado transitorio o estable de los TC saturados. Un problema de lo más difícil es calcular primero la salida de estado transitorio o estable de los TC saturados, y después calcular con toda precisión la respuesta de los relevadores de protección a la onda distorsionada de la salida del TC. Con la ayuda de maquinas calculadoras se han hecho estudios para la aplicación de relevadores de tal manera que estos funcionaran adecuadamente aunque la salida del TC este afectada por la saturación. Se han proyectado equipos de protección para que puedan ajustarse en forma adecuada en la base de cálculos simple. Algunas veces estamos interesados en que un TC no sea demasiado preciso, como cuando fluyen corrientes primarias de cortocircuito extremadamente elevadas. Aunque puede aplicarse el mismo TC en forma adecuada, la corriente secundaria puede ser lo suficientemente elevada para originar daño térmico o mecánico en algún elemento del circuito secundario antes de que pueda interrumpirse la corriente de cortocircuito. No debe suponerse que la saturación del núcleo de un TC limitara la magnitud de la corriente secundaria a un valor seguro. A corrientes primarias muy elevadas, el acoplamiento del aire en el núcleo entre primario y secundario de los TC del tipo devanado originara un flujo de corriente secundaria que no se podría sospechar. Se recomienda que, si el limite térmico o mecánico de tiempo corto de algún elemento del cortocircuito secundario esta excedido mientras el TC mantiene su relación nominal, debe consultarse al fabricante del TC. Sobre tensión en los secundarios de los TC saturados. Aunque la magnitud eficaz de la tensión inducida en un secundario de un TC esta limitada por la saturación del núcleo, pueden ocurrir crestas de tensión muy elevadas. Dichas elevadas tensiones son posibles si la impedancia de la carga del TC es también elevada, y la corriente primaria es múltiplo de la capacidad continua del TC. La tensión cresta ocurre cuando la razón de cambio del flujo del núcleo es la mas elevada, que es aproximadamente cuando el flujo esta pasando por cero. La densidad de flujo máxima que puede alcanzar no afecta la magnitud de la tensión cresta. Por lo tanto, la magnitud de la tensión cresta es independiente de las características del TC aparte de la relación nominal. Una serie de pruebas de los TC tipo boquilla produjeron tensiones creta cuyas magnitudes podrían expresarse empíricamente como sigue:

53.05.3 ZIe = donde e = tensión de cresta en volts Z = magnitud no saturada de la impedancia de la carga del TC en ohms; I = corriente primaria dividida por la relación nominal del TC(magnitud eficaz de la corriente secundaria si el factor de corrección de relación fuera 1) El valor de Z debería incluir la impedancia magnetizante no saturada de cualquier TC en vacío que pueda estar en paralelo con la carga útil. Si va a utilizarse una toma del arrollamiento secundario, como con un TC de boquilla, la tensión cresta a través de todo el arrollamiento será el valor calculado para la toma multiplicado por la relación de espiras en todo el arrollamiento a las espiras en la parte con tomas que se va utilizar, en otras palabras, el TC elevara la tensión como un auto transformador.


Pueden ocurrir dañinas tensiones secundarias elevadas en el circuito secundario del TC del equipo de protección diferencial del generador cuando la capacidad en KVA del generador es baja, excepto cuando pueden suministrarse por el sistema KVA de cortocircuito muy elevados a un cortocircuito en las terminales del generador. Aquí, la magnitud de la corriente primaria en el lado del sistema de los arrollamientos del generador puede ser varias veces la capacidad del TC. Estos TC trataran de suministrar corrientes secundarias muy elevadas a las bobinas de funcionamiento del relevador diferencial del generador, cuya impedancia no saturada puede ser completamente elevada. Las tensiones cresta elevadas resultantes podrían perforar el aislamiento del TC, el alambrado secundario o los relevadores diferenciales e impedir con esto el funcionamiento de los relevadores diferenciales para disparar los interruptores del generador. Dichas dañinas tensiones cresta elevadas no son propensas a ocurrir por esta razón con equipos distintos de protección diferencial que no sean de motor o generador, como las cargas de los TC de los otros equipos, no son generalmente tan elevadas. Donde quiera que una tensión elevada es posible, puede ser limitada dentro de valores seguros mediante protectores de sobre tensión. Otra causa posible de sobre tensión es la conmutación de un banco de condensadores cuando se encuentra muy cercana a otro banco de condensadores alimentado. La corriente primaria de un TC en el circuito de un banco de condensadores que se conecta y desconecta contendrá corrientes transitorias de frecuencia elevada, una reactancia de la carga de un TC, que a la frecuencia normal es moderadamente baja, viene a ser muy elevada, con lo cual contribuye a la saturación del TC y a las tensiones cresta elevadas a través del secundario. Pueden ser necesarios los protectores de sobre tensión para mantener dichas tensiones dentro de valores seguros. Se recomienda consultar al fabricante del TC siempre que parezcan ser necesarios los protectores de sobre tensión, las características del protector deben coordinarse con los requisitos que exija una aplicación particular para (1) limitar la corriente cresta a valores seguros, (2) no interferir con el funcionamiento apropiado del equipo de protección por relevadores alimentados de los TC, y (3) soportar la cantidad total de energía que el protector tendrá que absorber Efectos de proximidad. Las grandes corrientes que fluyen en un conductor cercano a un transformador de corriente pueden afectar grandemente su precisión. Un diseñador de equipo compacto, debe cuidarse de este efecto.

POLARIDAD Y CONEXIONES Las polaridades relativas de las terminales primarias y secundarias del TC están identificadas, sea por marcas de polaridad pintadas o por los símbolos H1 y H2 estas para terminales primarias, y para secundarias X1 y X2. La conveccion es que, cuando la corriente primaria entra en la terminal H1, la corriente secundaria sale por la terminal X1, o cuando la corriente entra por la terminal H2 tendrá que salir por la terminal X2. Ya que una corriente de CA esta continuamente invirtiendo se dirección, se puede preguntar cual es el significado de las marcas de polaridad., este esta en que muestra la dirección del flujo de la


corriente relativo a otra corriente o a una tensión y que también ayuda a hacer las conexiones apropiadas. Si los TC no estuvieran interconectados, o si la corriente de un TC no tuviese que cooperar con la corriente de otro TC, o con una tensión de una fuente de tensión para producir algún resultado deseado, tal como un par en un relevador, no habría necesidad de las marcas de polaridad. Conexión Estrella. Los TC se conectan en estrella o en delta, según sea necesario. La figura 6 muestra una conexión estrella con relevadores de fase y de tierra. Las corrientes Ia, Ib e Ic son los vectores de corriente, y la relación del TC se supone que es 1/1 con objeto de simplificar las matemáticas. Vectorialmente, las corrientes primarias y secundarias están en fase, despreciando los errores de ángulo de fase en los TC.

El método de análisis de las componentes simétricas es un recurso poderoso, no solo para utilizarlo en el caso de las corrientes y tensiones de sistemas de potencia para fallas desbalanceadas, sino también para analizar la respuesta de los relevadores de protección. En los términos de las


componentes de las secuencias de fase de las corrientes del sistema de potencia, la salida de los TC conectados en estrella es como sigue:

Ia = Ia1 + Ia2 + Ia0 Ib = Ib1 + Ib2 + Ib0 = a2 Ia1 + a Ia2 + Ia0 Ic = Ic1 + Ic2 + Ic0 = a Ia1 + a2 Ia2 + Ia0

Ia + Ib + Ic = Ia0 + Ib0 + Ic0 = 3 Ic0 = 3 Ib0 = 3 Ic0

Donde 1, 2 y 0 designan las componentes de secuencia positiva, negativa y cero, respectivamente, y donde “a” y “a2” son operadores que giran una magnitud en sentido contrario a las manecillas del reloj 120° y 240°, respectivamente. Conexión delta. Con los TC conectados en delta, son posibles 2 conexiones, como se muestra en la figura 7. En los términos de las componentes de las secuencias de fase Ia, Ib e Ic, son las mismas que para los TC conectados en estrella. Las corrientes de salida de las conexiones delta son:


Conexión A:

Ia – Ib = (Ia1 – Ib1) + (Ia2 – Ib2) = (1 – a2) Ia1 + (1 – a) Ia2 = (3/2 + j √3/2) Ia1 + (3/2 - j√3/2) Ia2 Ib – Ic = (1- a2) Ib1 + (1 – a) Ib2 = a2 (1- a2) Ia1 + a(1 – a) Ia2 = (a2 – a) Ia1 + (a – a2) Ia2 = - j √3 Ia1 + j √3 Ia2 Ic – Ia = (1 – a2) Ic1 + (1 – a) Ic2 = a (1 – a2) Ia1 + a2 (1 – a) Ia2 = (a – 1) Ia1 + (a2 – 1) Ia2 = ( - 3/2 + j √3/2) Ia1 + (-3/2 - j √3/2) Ia2

Conexión B:

Ia – Ic = - (Ic – Ia) = (3/2 - j √3/2) Ia1 + (3/2 + j √3/2) Ia2 Ib – Ia = - (Ia – Ib) = (- 3/2 - j √3/2) Ia1 + (-3/2 + j √3/2) Ia2 Ic – Ib = - (Ib- Ic) = j √3 Ia1 - j √3 Ia2

Se observara que las componentes de secuencia cero no están presentes en los circuitos de salida; están circulan meramente en la conexión delta. Se notara también que la conexión B es solo la inversa de la conexión A. Para fallas trifásicas, solo están presentes las componentes de secuencia positiva. Las corrientes de salida de la conexión A vienen a ser:

Ia – Ib = (3/2 + j √3/2) Ia1 Ib – Ic = - j √3 Ia1 Ic – Ia = (- 3/2 + j √3/2) Ia1

Para una falla de la fase “b” a la fase “c”, si suponemos la misma distribución de corrientes de secuencia positiva y negativa (lo que esta permitido si suponemos que las impedancias de la secuencia de fases negativa son iguales a las impedancias de la secuencia de fases positiva), Ia2 = - Ia1 y las corrientes de salida de la conexión A vienen a ser:

Ia – Ib = j √3 Ia1 Ib – Ic = - j2 √3 Ia1 Ic – Ia = j √3) Ia1


Para una falla de la fase “a” a tierra, si suponemos nuevamente la misma distribución de las corrientes de secuencia positiva y negativa, Ia2 = Ia1 y las corrientes de salida de la conexión A vienen a ser:

Ia – Ib = 3 Ia1 Ib – Ic = 0 Ic – Ia = -3 Ia1

Las corrientes para una falla de 2 fases a tierra entre las fases b y c pueden obtenerse en una manera similar si se conoce la relación entre las impedancias en las redes de secuencia negativa y cero. Las suposiciones que se hacen acerca de la distribución de las corrientes son por lo general bastante precisas, las corrientes de salida de los TC conectados en estrella pueden manejarse en una forma similar. La derivación de la corriente de secuencia cero La figura 8 muestra como se pueden conectar 3 TC auxiliares para derivar las corrientes de secuencia cero de los relevadores en el secundario de los TC conectados en estrella. Existen otras formas de derivación semejante, pero la mostrada en la figura 8 tiene la ventaja de que la relación de los TC auxiliares no es importante en tanto los 3 TC sean semejantes. Dicha derivación es útil en un circuito diferencial donde los TC principales deben estar conectados en estrella, pero donde deben evitarse las corrientes de secuencia cero para los relevadores de fase. Otra utilización es impedir el mal funcionamiento de los relevadores direccionales monofásicos durante fallas a tierra en ciertas condiciones.


TRANSFORMADORES DE POTENCIAL

Para propósitos de protección por relevadores, se utilizan dos tipos de transformadores de potencial que son como sigue: (1) el “transformador de potencial para instrumentos", que le llamaremos en lo sucesivo "transformador de potencial" simplemente, y (2) el "dispositivo de potencial de capacidad o capacitivo". Un transformador de potencial es un transformador convencional que tiene arro-llamientos primarios y secundarios. El arrollamiento primario está conectado directamente al circuito de potencia ya sea entre dos fases o entre fase y tierra, dependiendo de la capacidad del transformador y de las exigencias requeridas por la aplicación. Un dispositivo de potencial capacitivo es un equipo de transformación de tensión que utiliza un divisor de tensión capacitivo conectado entre fase y tierra de un circuito de potencia. PRECISION DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIAL Las imprecisiones de relación y ángulo de fase de cualquier clase de precisión normal ASA del transformador de potencial son tan pequeñas que pueden despreciarse en la práctica de la protección por relevadores si la carga está dentro de la capacidad "térmica" en volt-amperes del transformador. Esta capacidad térmica en volt-amperes corresponde a la capacidad de plena carga de un transformador de potencia. Esta capacidad térmica es más elevada que la capacidad en volt-amperes utilizada para clasificar transformadores de potencial como la precisión para propósitos de medición. Basadas en la capacidad térmica en volt-amperes, las impedancias del circuito equiva-lente de transformadores de potencial son comparables a aquellas de los transformadores de distribución. La "carga" es la carga externa total en volt-amperes en el secundario a la tensión secundaria nominal. Cuando varias cargas están conectadas en paralelo, por lo general es lo suficientemente preciso sumar en forma aritmética las cargas individuales de volt-amperes para determinar la carga total. Si un transformador de potencial tiene una precisión aceptable en su tensión nominal, en realidad es adecuado para desempeñarse en una gama desde cero a 110% de la tensión nominal. El funcio-namiento que excede el 10% de sobre tensión puede originar aumento de errores y calentamiento excesivo. Cuando sean necesarios datos de gran precisión, pueden ser obtenidos a partir de las curvas del factor de corrección de relación y de las correcciones de ángulo de fase proporcionadas por el fabricante.

DISPOSITIVOS DE POTENCIAL CAPACITIVOS. Se utilizan dos tipos de dispositivos de potencial capacitivos para protección por relevadores: (1) el "dispositivo de potencial de condensador de acoplamiento", y (2) el "dispositivo de potencial de bo-quilla". Los dos dispositivos son básicamente semejantes, y la diferencia principal consiste en el tipo de divisor de tensión capacitivo utilizado, que a su vez afecta su carga nominal. El dispositivo de condensador de acoplamiento utiliza como divisor de tensión un "condensador de acoplamiento" que consiste de un empilamiento de condensadores conectados en serie, y de un "condensador auxiliar", como se muestra esquemáticamente en la Fig. 1.


El dispositivo de boquilla utiliza el acoplamiento capacitivo de una boquilla de un interruptor o transformador de potencia especialmente construida, como se muestra en forma esquemática en la Fig. 2.

Ambos dispositivos de potencial para protección se conocen como dispositivos "clase A". Hay también los llamados algunas veces como dispositivos "en fase" o "resonantes" por razones que serán evidentes más adelante. En las referencias 2 y 3 se describen también, otros tipos de dispositivos de potencial, conocidos como "clase C" o "fuera de fase" o "no resonantes", pero éstos generalmente no son los adecuados para la protección por relevadores, y por lo tanto no se tratarán aquí en forma más amplia. Un diagrama esquemático del dispositivo de potencial de la clase A que incluye el divisor de tensión capacitivo se muestra en la Fig. 3. No se muestran los medios para ajustar la magnitud y ángulo de fase de la tensión secundaria; estos medios varían según los diferentes fabricantes, y el conocimiento de ellos no es esencial para nuestros propósitos.


El dispositivo clase A tiene dos arrollamientos secundarios como se muestra. Pero ambos arrollamientos secundarios están designados a 115 volts, y uno debe tener una toma de 66.4 volts. Estos arrollamientos están conectados en combinación con los arrollamientos de los dispositivos de las otras dos fases de un circuito de potencia trifásico. La conexión es en "estrella" para relevadores de fase y en "delta rota" para relevadores de tierra. Estas conexiones se mostrarán más adelante. El circuito equivalente de un dispositivo de la clase A se muestra en la Fig. 4. La reactancia equivalente XL es ajustable para hacer que la tensión VB de la carga esté en fase con la tensión de fase a tierra Vs del sistema. La carga se representa como una resistencia, porque en tanto ello sea posible, la práctica es corregir el factor de potencia de la carga a un valor aproximado a la unidad con la utilización de una carga capacitiva auxiliar.


Cuando el dispositivo está ajustado en forma adecuada:

21

21

XcXc

XcXcXL

+=

Lo que explica por qué se aplica el término "resonante" a este dispositivo. Realmente, Xc2 es tan pequeña comparada con Xc1 que XL es prácticamente igual a Xc2. Por lo tanto, XL y Xc2 estarían prácticamente en resonancia en paralelo si no fuera por la presencia de la impedancia de la carga. El grueso de la salida en watts de un circuito de potencia a una red del dispositivo de potencial capacitivo es:

)(212 wattssenVsVfCW απ=

Donde: f = frecuencia del sistema de potencia. α= ángulo de fase entre VS y V2. C = capacidad del condensador principal (véase la Fig. 3) en faradys. Vs y V2 son las tensiones definidas en la Fig. 4. Si se desprecian las pérdidas en la red, mediante la ecuación 2 se obtendrá la salida del dispositivo. Para aplicaciones especiales, esta relación es útil para estimar la carga promedio a partir de la carga nominal en condiciones normales; sólo es necesario comparar las proporciones en los dos casos, recordando que, para una capacidad dada, la toma de tensión V2 varía directamente con la tensión aplicada Vs. Para un grupo dado de dispositivos de potencial de condensador de acoplamiento, el producto de la capacidad C1, del condensador principal y el valor nominal de la tensión del circuito Vs es prácticamente constante; en otras palabras, el número de unidades del condensador en serie que comprende C1 es, en una forma aproximada, directamente proporcional a la tensión nominal del circuito. La capacidad C2 del condensador auxiliar es la misma para todas las tensiones nominales del circuito, así como para mantener un valor constante de la toma de la tensión V2 para todos los valores de la tensión nominal del circuito. Para dispositivos de potencial de boquilla, el valor de C1 es aproximadamente constante en una gama de tensiones nominales, y el valor de C2 varía al utilizar la capacidad auxiliar para mantener un valor constante de la toma de la tensión V2 para todos los valores de la tensión nominal del circuito. Cargas nominales normalizadas de dispositivos de potencial clase A. La carga nominal de un arrollamiento secundario de un dispositivo de potencial capacitivo está especificada en Watts a la tensión nominal secundaria cuando se aplica la tensión nominal de fase a tierra a través del divisor de tensión capacitivo. La carga nominal del dispositivo es la suma de los Watts de las cargas que pueden aplicarse en ambos arrollamientos secundarios en forma simultánea. En el dispositivo están dispuestos los condensadores de ajuste para conectarse en paralelo con la carga en un arrollamiento secundario para corregir el factor de potencia de la carga total a la unidad o ligeramente adelantado. Las cargas nominales normalizadas de dispositivos de potencial de boquilla están dadas en la Tabla 1.


TABLA 1. CARGAS NOMINALES DE DISPOSITIVOS DE POTENC IAL DE BOQUILLA

Tensión nominal del circuito, Kv Cargas nominales Fase a Fase Fase a Tierra Watts

115 66.4 25 138 79.7 35 161 93.0 45 230 133.0 80 287 166.0 100

La carga nominal de los dispositivos de potencial de condensador de acoplamiento es 150 Watts para cualesquiera de las tensiones nominales del circuito, incluyendo las de la Tabla 1. Precisión normalizada de dispositivos de potencial clase A. La Tabla 2 proporciona la desviación máxima normalizada en relación y ángulo de fase de la tensión para carga nominal y para diversos valores de la tensión primaria, con el dispositivo ajustado para la precisión especificada a la tensión primaria nominal. TABLA 2. ERROR DE RELACIÓN Y ÁNGULO DE FASE CONTRA LA TENSIÓN

Tensión primaria, porcentaje de la

nominal

Desviación máxima

Relación de Porcentaje Angulo de Fase, grados

100 ±1.0 ±1.0

25 ±3.0 ±3.0

5 ±5.0 ±5.0 La Tabla 3 da la desviación máxima normalizada en relación y ángulo de fase de la tensión para la tensión nominal y para diverso; valores de la carga con el dispositivo ajustado a la precisión especificada para la carga nominal. TABLA 3. ERROR DE RELACION Y ANGULO DE FASE CONTRA LA CARGA

Carga, porcentaje de la nominal

Desviación máxima

Relación de Porcentaje Angulo de Fase, grados

100 ±1.0 ±1.0

50 ±6.0 ±4.0

0 ±12.0 ±8.0 La Tabla 3 demuestra que para obtener la máxima precisión, al cambiarse la carga debe reajustarse el dispositivo.


Efecto de la sobrecarga. A medida que se aumenta la carga más allá del valor nominal, los errores aumentarán hasta casi el valor mostrado por la extrapolación de los datos de la Tabla 3, lo cual no es muy grave para la protección por relevadores. Además de la posibilidad de sobrecalentamiento, e1 efecto más importante que se acompaña es el aumento de la tensión de la toma (V2 de la Fig. 4). Un examen del circuito equivalente, Fig. 4, demostrará por qué aumenta la tensión de la toma con el aumento de la carga. Se ha dicho que XL, es casi igual a XC2 y por lo tanto estas dos ramas del circuito se aproximarán a la resonancia en paralelo a medida que se disminuye R (o bien, en otras palabras, a medida que se aumenta la carga). De aquí que la tensión de la toma tenderá a aproximarse a Vs. A medida que se aumenta la carga arriba de su valor nominal, la tensión de la toma aumentará en forma proporcional. La objeción al aumento de la tensión de la toma es que el explosor de protección debe ajustarse entonces para una sobre tensión de descarga superficial mayor que la nominal. Esto disminuye la protección proporcionada al equipo. Los elementos del circuito protegidos por el explosor están especificados para soportar 4 veces la tensión nominal de la toma en 1 minuto. Generalmente, se ajusta el explosor para descargar en forma superficial a casi dos veces la tensión normal. Esta es una descarga superficial casi tan baja que puede ajustarse el explosor para tener en cuenta el hecho de que para algunas fallas a tierra la tensión aplicada (y de aquí la tensión de la toma) puede

elevarse a 3 veces la normal. Obviamente, no debe permitirse descargar superficialmente al explosor a cualquier tensión en la que debe funcionar el equipo de protección por relevadores. Ya que la carga del relevador de tierra sólo carga los dispositivos cuando ocurre una falla a tierra, la descarga disruptiva del explosor puede ser un problema cuando no lo es una sobrecarga térmica. Antes de proponerse sobrecargar un dispositivo de potencial capacitivo, se debería consultar al fabricante. Como puede sospecharse, poniendo en cortocircuito las terminales secundarias del dispositivo (que es sobrecarga extrema) se descargará superficialmente el explosor en forma continua mientras exista el cortocircuito. Esto no puede originar daño alguno al dispositivo, y de aquí que no se tenga que recurrir a los fusibles, pero eventualmente el explosor se dañará a tal grado que será incapaz de proteger por más tiempo al equipo. Aun cuando se ajuste en forma adecuada, el explosor de protección puede descargarse superficialmente durante sobre tensiones transitorias originadas por la conmutación o por las descargas atmosféricas. La duración de una descarga superficial semejante es tan corta que no interferirá con el funcionamiento adecuado de los relevadores de protección. En el momento en que cesa la sobre tensión, el explosor parará de descargar superficialmente debido a que la impedancia del condensador principal C1, es tan elevada que la tensión normal del sistema no puede mantener el arco. Se enfatiza que las cargas nominales normalizadas están especificadas como si un dispositivo se conectase y cargase como uno monofásico. Sin embargo, en la práctica, están interconectados los arrollamientos secundarios de tres dispositivos y cargados juntos. Por lo tanto, para determinar la carga real en un dispositivo particular bajo condiciones de tensión desequilibrada, como cuando ocurren cortocircuitos, deben hacerse ciertas conversiones. Esto se describe con más detalles posteriormente para la carga de la delta rota. También debería determinarse la carga efectiva en cada dispositivo que resulta de cargas de fase a fase y de fase a neutro si la carga es crítica; esto es meramente un problema de circuitos que es aplicable a cualquier clase de transformador de potencial.


Cargas no lineales. Una carga “no lineal” es aquella cuya impedancia disminuye cuando se aumenta la tensión aplicada, debido a la saturación. Una "no linearidad" exagerada en la carga conduciría a un dispositivo de potencial capacitivo al estado de ferro resonancia, durante el cual se presentarían sobre tensiones en forma de ondas altamente distorsionadas a través de la carga. Estas tensiones deben evitarse ya que no tienen semejanza con las tensiones primarias. Se debe consultar al fabricante para conocer el máximo grado tolerable de "no linearidad", de otro modo, la condición de resonancia puede evitarse si todos los circuitos magnéticos que constituyen la carga funcionan dentro de la tensión nominal, a tan baja densidad de flujo que cualquier sobre tensión posible momentánea no originará que la densidad de flujo de cualquier circuito magnético vaya más allá de la deflexión de la curva de magnetización (o, en otras palabras no originará que la densidad de flujo exceda casi 100000 líneas por pulgada cuadrada). Ya que la tensión del

arrollamiento secundario del dispositivo de potencial puede elevarse a 3 veces la nominal y el voltaje de la delta rota puede elevar a 3 veces la nominal, las cargas correspondientes de fase a

neutro y de la delta rota pueden requerirse para tener no más de 1/3 y 1/3, respectivamente, de la densidad de flujo máxima permisible a la tensión nominal. Si no se utilizan cargas con circuitos magnéticos cerrados, tales como transformadores de potencial auxiliares, no hay probabilidad de ferro resonancia. Los dispositivos de potencial de clase A están, propósito provistos con dos arrollamientos secundarios para evitar la necesidad de un transformador de potencial auxiliar. Los relevadores, medidores, e instrumentos utilizados generalmente tienen entrehierros en sus circuitos magnéticos, o funcionan a densidad de flujo bastante baja como para hacer suficientemente lineales sus cargas. La carga de la delta rota y el arrollamiento de la carga. La carga de la delta rota está compuesta generalmente de bobinas de tensión de polarización de relevadores direccionales de tierra. Cada circuito de la bobina de tensión del relevador contiene un condensador en serie para hacer que éste tenga un ángulo atrasado de par máximo. En consecuencia, el circuito de la bobina de tensión tiene un factor de potencia adelantado. Los volt-amperes de la carga de cada relevador están expresados por el fabricante en función de la tensión nominal del relevador. La carga de la delta rota debe expresarse en función de la tensión nominal del arrollamiento del dispositivo de potencial o de la parte con tomas del arrollamiento -el que se utiliza para ajustar la conexión delta rota. Si las capacidades del relevador y del arrollamiento de tensión son las mismas, la carga de la delta rota es la suma de las cargas de los relevadores. Si los valores nominales de la tensión son diferentes, debemos expresar las cargas de los relevadores en función del valor nominal de la tensión del arrollamiento de la delta rota antes de sumarios, recordando que la carga en volt-amperes variará con el cuadrado de la tensión, suponiendo que no hay saturación. Las cargas reales en volt-amperes impuestas en los arrollamientos individuales que comprenden la conexión delta rota son variables en alto grado y sólo están relacionadas en forma indirecta a la carga de la delta rota. Por lo regular, las tres tensiones de los arrollamientos suma cero vectorialmente. Por lo tanto, no fluye corriente en el circuito, y la carga de cualquiera de los arrollamientos es cero. Cuando ocurren fallas a tierra, la tensión que aparece a través de la carga de la delta rota corresponde a tres veces la componente de secuencia cero de cualquiera de las tres tensiones fase a tierra en la localidad, del dispositivo de potencial. Llamaremos a esta tensión "3VO". La magnitud real de esta tensión depende de qué tan sólidos están puestos a tierra los neutros del sistema, en la localidad de la falla con respecto al dispositivo de potencial en cuestión, y hasta dónde afecta la configuración de los circuitos de transmisión la magnitud de la reactancia de secuencia cero. Para fallas en la localidad del dispositivo de potencial, para las que la tensión es


más elevada, 3Vo puede variar en forma aproximada de 1 a 3 veces la tensión nominal de cada uno de los arrollamientos de la delta rota. (Esta tensión que puede irse aún más arriba en un sistema sin neutro puesto a tierra, sería un estado de ferro resonancia existente, pero esta posibilidad no se considera aquí porque no debe permitirse que exista.) Si suponemos que no hay saturación magnética en la carga, su magnitud máxima de corriente variará con la tensión en una gama de 1 a 3. La corriente de la carga fluye a través de los tres arrollamientos de la delta rota en serie. Como se muestra en la Fig. 5. la corriente está a diferente ángulo de fase con respecto a cada una de las ten-siones de los arrollamientos. Ya que una falla a tierra puede ocurrir en cualquier fase, pueden intercambiarse las posiciones de cualquiera de las tensiones de la Fig. 5 relativas a la corriente de la carga. En consecuencia, la carga en cada arrollamiento puede tener una amplia variedad de características bajo diferentes circunstancias.

Para propósitos de estimación se utilizaría el multiplicador 3 , pero, si la carga total pareciera ser excesiva, se calcularía la carga real. Para hacer estos, se siguen los siguientes pasos:

1. Calcúlese 3Vo para una falla monofásica a tierra en la localidad del dispositivo de potencial, y

exprésese ésta en función de la tensión secundaria, utilizando como relación del dispositivo de potencial relación de la tensión normal de fase a tierra con la nominal de los arrollamientos de la delta rota.

2. Divídase 3Vo entre la impedancia de la carga de la delta rota para obtener la magnitud de la

corriente que circulará en cada uno de los arrollamientos de la delta rota. 3. Calcúlese la tensión de fase a tierra (Vbl + Vb2 + Vb0, etc.) de cada una de las dos fases no

falladas en la localidad del transformador de potencial, y exprésese ésta en función de la tensión secundaria como para 3Vo.

4. Multiplíquese la corriente de (2) por cada tensión de (3). 5. Exprésense los volt-amperes de (4) en función de la tensión nominal de los arrollamientos de

la delta rota multiplicando los volt-amperes de (4) por la relación:


2

3

min

detensión

alVno

La práctica es tratar la carga en volt-amperes como si fuera un watt de carga en cada uno de los tres arrollamientos. Será evidente según la Fig. 5 que, en dependencia de la fase que se pone a tierra, la carga en volt-amperes de cualquier arrollamiento podría ser prácticamente todos los Watts.La práctica usual no es corregir el factor de potencia de la carga de la delta rota a la unidad como se hace para la carga de fase. Debido a que esta carga tiene de ordinario un factor de potencia adelantado, corregir el factor de potencia a la unidad requeriría una carga auxiliar ajustable que tuviese reactancia inductiva. Una carga; semejante tendría que tener muy baja resistencia y todavía tendría que ser lineal. Frente a estos exigentes requisitos, y en vista del hecho de que la carga de la delta rota es por lo general una pequeña parte de la carga total del dispositivo de potencial dicha carga correctora no se la proporciona en dispositivos de potencial normalizados. Coordinación del aislamiento del condensador de acoplamiento y su efecto en la carga nominal. El valor nominal de la tensión de un condensador de acoplamiento que se utiliza con la protección por relevadores debería ser tal que su aislamiento soportarse la tensión de descarga disruptiva del circuito en el punto donde esta conectado el condensador. La tabla enlista las tensiones de prueba normalizadas que debe soportar el condensador para algunos valores nominales de tension del circuito para altitudes menos 3 300 pies. TABLA 4. TENSIONES DE PRUEBA NORMALIZADAS QUE DEBEN SOPORTAR LOS CONDENSADORES DE ACOPLAMIENTO.

Tensión nominal del circuito, kv

Fase a fase Fase a tierra

115 66.4

138 79.7

161 93.0

230 133.00

287 166.0

Tensiones de prueba a soportar

Baja frecuencia

Seco Húmedo

Impulso 1 min 10-seg

kv kv kv

550 265 230

650 320 375

750 370 315

1050 525 445

1300 655 555


Comparación de transformadores de potencial para instrumentos y dispositivos de potencial capacitivos. Los dispositivos de potencial capacitivos se utilizan para la protección por relevadores solo cuando estos son bastante mas baratos que los transformadores de potencial. Los dispositivos de potencial no son tan precisos como los transformadores de potencial, y estos también pueden tener imprecisiones transitorias indeseables a menos que estén cargados adecuadamente. Cuando se requiere una fuente de tensión para relevadores de protección de un solo circuito y cuando la tensión de circuito es aproximadamente de 69 KV, o mas elevada, los dispositivos de potencial de condensador son menos costosos que los transformadores de potencial. Pueden realizarse algunos ahorros un poco por debajo de 69 KV si esta implicada la corriente portadora, por que también puede utilizarse un dispositivo de potencial de condensador de acoplamiento, con poco costo adicional, para acoplar el equipo de corriente portadora al circuito. LA UTILIZACIÓN DE LA BAJA TENSIÓN. Cuando hay transformadores reductores en una localidad donde se requiere la tensión para el equipo de protección de relevadores, surge en forma natural la pregunta de si se puede obtenerse la tensión del relevador del lado de baja tensión de los transformadores de potencia, y evitar con eso el gasto de una fuente de alta tensión. Dicha fuente de baja tensión puede utilizarse bajo ciertas circunstancias. La primera consideración es la confiabilidad de la fuente. Si sólo hay un transformador de potencia, la fuente se perderá si se retira de servicio este transformador de potencia por alguna razón. Si hay dos o más transformadores de potencia en paralelo, la fuente es probablemente lo suficiente segura si los transformadores de potencia están provistos con interruptores separados. La segunda consideración es si habrá una fuente adecuada para la polarización de relevadores direccionales de tierra si se necesitan estos. Si los transformadores de potencia son estrella-delta, con el lado de alta tensión conectado en estrella y el neutro puesto en tierra, puede utilizarse la corriente del neutro para polarización. Desde luego la pregunta de si sólo puede conectarse un transformador de potencia debe considerarse como en el párrafo precedente. Si el lado de alta tensión no es una estrella puesta a tierra, entonces debe proporcionarse una fuente de alta tensión para relevadores direccionales de tierra, y ésta puede utilizarse también en los relevadores de fase. Finalmente, si se involucran relevadores de distancia, debe investigarse la conveniencia de la “compensación de la caída del transformador”. Este tema se tratará con más detalle cuando consideremos el de la protección de líneas de transmisión. Las conexiones necesarias de transformadores de potencial para la obtención de las tensiones apropiadas para relevadores de distancia se discutirá más adelante, en este capítulo. Los relevadotes direccionales de sobrecorriente pueden utilizar cualquier conexión convencional de transformadores de potencial. POLARIDAD Y CONEXIONES. Las terminales de los transformadores de potencial están marcadas para indicar las polaridades relativas de los arrollamientos primario y secundario. Por lo general, las terminales que correspond3en a alta y baja tensión están marcadas “H1” y “X1”, respectivamente. En dispositivos de potencial capacitivos, sólo están marcadas las terminales X1 y Y1, siendo obvia la terminal H1, de la configuración del equipo.


Las marcas de polaridad tienen el mismo significado que para los transformadores de corriente, es decir, que cuando la corriente entra por la terminal H1, ésta sale por la terminal X1 (o Y1). La relación entre las tensiones alta y baja es tal que X1 (o Y1) tiene la misma polaridad instantánea que H1, como se muestra en la figura 6. Puede ignorarse el que un transformador tenga polaridad aditiva o sustractiva porque eso no tiene ningún efecto en las conexiones. Los relevadores de distancia para fallas entre fases deben alimentarse con la tensión que corresponde a la tensión primaria de fase a fase, puede utilizarse cualquiera de las tres terminales mostradas en la figura 7 Se escoge la conexión A cuando también se requiere la tensión de polarización para relevadores direccionales de tierra; esto se discutirá más adelante en este capítulo. Si se involucran dispositivos de potencia capacitivos la única conexión utilizada es la equivalente A. Las conexiones B y C no proporcionan medios para la polarización de relevadores direccionales de tierra; de estas dos la conexión C es la que se utiliza por lo general porque es menos costosa ya que ésta sólo emplea dos transformadores de potencial.


La carga en cada transformador de potencial es menor es la conexión B, que es la única razón por la que ésta se escogería. Las tensiones entre las puntas secundarias para las tres conexiones de la figura 7 son las mismas, y en función de las componentes simétricas son:

2)2/1)2/3(2/3(

2)1(1)21(

021021

Vaj

VaaVaba

VbVbVbVaVaVa

VbVaVab

+=−+−=

−−−++=−=

Igualmente

22/1)3(12/1)3(

2)1(1)2(

2)1(1)21(2

2)1(1)1(

VajVaj

VaaaVaaa

VaaaVaaa

VbaVbaVbc

+−=−+−=

−+−=−+−=

2)2/1)3(2/3(1)2/1)3(2/3(

2)12(1)1(

2)1(21)21(

2)1(1)21(

VajVaj

VaaVaa

VaaaVaaa

VcaVcaVca

−−++−=−+−=

−+−=−+−=

Se observará que estas relaciones son parecidas a las obtenidas para las corrientes de salida de los TC conectados en delta del Cap 7 fig 7. Baja tensión para los relevadores de distancia. Los transformadores de potencial deben conectarse a la fuente de baja tensión en tal forma que sean reproducidas las tensiones de fase a fase en el lado de alta tensión. La conexión que deba utilizarse dependerá de las conexiones del transformador de potencia. Si, aunque no es usual, el banco del transformador de potencia está conectado estrella-estrella o bien delta-delta, las conexiones del transformador de potencial serán las mismas aunque los transformadores de potencial estuviesen en el lado de alta tensión. Sin embargo, generalmente los transformadores de potencia están conectados estrella-delta o delta-estrella. Primero, vamos a familiarizarnos con el método normalizado de conectar los transformadores de potencia estrella-delta o bien delta-estrella. Al establecer las conexiones de un banco de transformadores de alta tensión; de este modo un banco de transformadores estrella-delta tiene un lado de altas tensiones conectadas en estrella, etc. El método normalizo de conectar transformadores de potencia no se aplica a transformadores de potencial (que se conectan como se requiere), pero la técnica empleada al hacer las conexiones deseadas también se aplicará a transformadores de potencial. La conexión trifásica equilibrada en el banco de transformadores, la corriente en cada fase en el lado de alta tensión se adelantará en 30 graos a la corriente que corresponde a cada fase en el lado de baja tensión. Las tensiones en vacío de fase a fase en el lado de alta tensión también se adelantarán a las tensiones que corresponden de fase a fase en baja tensión en 30 grados. Para que esto sea cierto, las tensiones trifásicas deben de estar como en la fig 8, donde a’ corresponde a a, b’ a b y c’ a c. Los números en los vectores de tensión de la fig 8 se designan


Los finales que corresponden a los arrollamientos de los transformadores 1-2 designan los arrollamientos primario y secundario de un transformador, etc. Ahora, considérese tres transformadores monofásicos como en la fig 9 con sus arrollamientos primario y secundario designados por 1-2, etc. Si suponemos que los transformadores están designados para cualquier conexión fase a fase o bien fase a tierra, sólo es necesario conectar juntos los finales numerados que se muestran conectados en la fig 8, y resultarán las conexiones de la fig 10.


Podemos proceder ahora a examinar las conexiones de transformadores de potencial en el lado de baja tensión que se utilizan para el propósito de tensión de suministro a relevadores de distancia.

La fig 11 muestra las conexiones si los transformadores de potencia están conectados en estrella-delta. La fig 12 muestra las conexiones si éstos están conectados en delta-estrella. Para cualquier conexión del transformador de potencia, las tensiones de fase a fase en el lado secundario de los transformadores de potencial contendrán las mismas componentes de secuencia de fases como las deducidas para las conexiones de la fig 7., si despreciamos la caída o elevación de tensión debidas a la cara o a corrientes de falla que pueden fluir a través del transformador de potencia. Si por una razón u otra, los transformadores de potencial deben conectarse delta-delta o estrella-estrella, o si la magnitud de la tensión es incorrecta, deben e utilizarse auxiliares para obtener las tensiones requeridas para los relevadores de distancia.


La información dad para hacer las conexiones requeridas para relevadores de distancia deberían ser instrucción suficiente para hacer cualesquiera otras conexiones deseadas para relevadores de fase. Más adelante se discuten otras consideraciones para la aplicación comprendidas en la utilización de fuentes de baja tensión para relevadores de distancia y otros relevadores.

Conexiones para obtener tensión de polarización para relevadores direccionales de tierra. Las conexiones para obtener la tensión de polarización requerida se muestran en la fig 13. Esta es conocida por la conexión (“delta rota”). La tensión que aparece a través de las terminales nm es como sigue:

0303000

)021()021()021(

VcVbVcVbVa

VcVcVcVbVbVbVaVaVa

VcVbVaVnm

==++=++++++++=

++=


En otras palabras, la tensión de polarización es 3 veces la componente de secuencia cero de la tensión de cualquier fase. Las conexiones reales en un caso específico dependerán del tiempo del transformador de potencial involucrado y de la tensión secundaria requerida para relevadores distintos de los de tierra. Si también debe proporcionarse tensión para relevadores de distancia, se utilizarán las conexiones de la fig 14.

Si sólo se requiere tensión para la polarización de relevadores direccionales de tierra, serán suficientes tres condensadores de acoplamiento y un dispositivo de potencial, conectados como en la figura 15. La tensión obtenida de esta conexión es 3 veces la componente de la secuencia de fase cero.


La conexión de la fig 15 no siempre puede duplicarse con dispositivos de potencial de boquilla debido a que por lo menos alguna parte de la capacidad que corresponde al condensador auxiliar (puede ser una parte integral de la boquilla y no podría separase de un efecto significativo. Las tres tomas de capacidad pueden concertarse un dispositivo de potencial especial a través de la toma de tensión, como se muestra en la fig 16, pero la carga nominal puede ser menor que la de tabla 1. Incidentalmente, no puede utilizarse una boquilla del tipo capacitivo para acoplar la corriente portadora a una línea porque no hay un lugar para insertar la bobina de choque por la corriente portadora en seria Con la boquilla del tipo capacitivo entre la toma y tierra, para impedir poner en cortocircuito la salida del transmisor de corriente portadora.


PROTECCIONES DE GENERADORES Y MOTORES DE CA. Los capítulos restantes tratan acerca de la aplicación de los relevadores de protección a cada uno de los diversos elementos que componen el sistema eléctrico de potencia. Aunque hay un acuerdo total entre los ingenieros de protección sobre lo que constituye la protección necesaria y el modo de proporcionarla, hay muchas diferencias de opiniones en ciertas áreas. Este libro describe la practica general mencionando los pro y los contras allí donde hay diferencias de opiniones. Cuatro publicaciones de la practica normal tratan acerca de la aplicación de los relevadores de protección. Se dispone también de las publicaciones de los fabricantes. Las bibliografías acerca de la literatura sobre protección preparadas por un comité del AIEE proporcionan convenientes referencias sobre un cúmulo de información para u estudio mas detallado. Aquí se harán frecuentes referencias a las publicaciones que se han encontrados más informativas. PROTECCIÓN DE GENERADORES. Excepto en donde se afirme específicamente de otra manera lo que sigue tratara acerca de los generadores en estaciones atendidas, que incluyen los generadores de convertidores de frecuencia. La protección de generadores supone la consideración de las máximas posibilidades de condiciones de funcionamiento anormal, en comparación con la protección de cualquier otro elemento de sistema. En estaciones no atendidas, debería proporcionarse protección automática contra todas las posibles condiciones anormales perjudiciales. Pero existe una gran diferencia de opinión respecto a lo que constituye la protección suficiente de los generadores de estaciones atenidas. Los argumentos que se ofrecen a favor de una cantidad mínima de equipo de protección automático son los siguientes: a) cuanto más equipo automático haya que conservarse, el mantenimiento será deficiente y por ende menos seguro; b) el equipo automático puede funcionar en forma incorrecta y disparar un generador en forma indeseada; c) un operador puede evitar algunas veces el retiro de servicio de un generador cuando tal retiro podría ser embarazoso. La mayoría de las objeciones que se oponen al equipo automático de protección no son tanto que el relevador falle en su funcionamiento, sino que puede retirar de servicio a un generador sin haber necesidad de ello. Cada dispositivo adicional agrega otro contacto que puede disparar el generador. Cuando mayor es él numero de contactos mayor son las posibilidades de que uno se dispare cuando no debe. Hay justificación para dichos temores. Los relevadores en ocasiones han funcionado en forma inadecuada. Dicho funcionamiento inadecuado ha sido más factible en instalaciones nuevas, donde aun no se han puesto en orden las “irregularidades” de la misma. De vez en cuando puede surgir alguna condición de funcionamiento anormal que no sé previo en el diseño o en la aplicación del equipo, y el relevador funciona en forma indeseada. Si se sabe fundamentalmente que algo va a funcionar mal en un relevador de protección, de tal modo que no es posible en él ni hacerlo funcionar en forma adecuada, éste no debe usarse o debe corregirse en una u otra forma. Una innecesaria eliminación del generador es indeseable, pero esto no se debe tratar de evitar mediante la eliminación de la protección automática indispensable. Generalmente es satisfactorio que un sistema bien diseñado y con buen funcionamiento sea capaz de soportar una corta salida imprevista de la unidad de generación mayor. Se comprende que puede tomar varias horas el estar completamente seguro de que no hay nada erróneo en la unidad y regresarla al servicio. Sin embargo si este es el precio que se tiene que pagar para evitar la posibilidad de que una unidad este fuera de servicio por reparación durante varios meses, vale la pena pagarlo. La costumbre es aumentar el empleo de control centralizado lo que hace necesario mas equipo automático, y menos supervisión manual “en el lugar”, para proporcionar normas de servicio superiores con mayores eficiencia. Dicha costumbre precisa de más equipo automático de


protección por relevadores para suministrar la protección que al principio fue la responsabilidad de los operadores. Protección contra cortocircuito de los arrollamientos del estator por medio de los relevadores diferenciales de porcentaje. La practica normalizada de los fabricantes es recomendar protección diferecial para generadores de 1000 Kva. , Nominales o mayores, y la mayoría de estos están protegidos por relevadores diferenciales. Arriba de 1000 Kva. , La costumbre casi universal es utilizar relevadores diferenciales. La protección diferencial de porcentaje es la mejor para tal propósito, y debería utilizarse siempre que pueda justificarse económicamente. El tamaño del generador no es el que determina de manera necesaria de la calidad de protección; lo importante es el efecto de una falla prolongada en el generador, en el resto del sistema,, y que tan grandes serian los transtornos si el generador sufre un daño considerable y tiene que quedar fuera de servicio por largo tiempo. En la Fig.1 se muestra un arreglo de los tc y de los relevadores diferenciales de porcentaje para una maquina conectada en estrella, y en la Fig. 2 para una conectada en delta. Si la conexión del neutro se hace dentro del generador y solo se saca al exterior de la punta neutra y se pone a tierra a través de una impedancia baja, solo puede proporcionársela protección diferencial de porcentaje para fallas a tierra, como en la Fig.3. Las conexiones para el conocido arreglo de la unidad generador-transformador se muestran en la Fig. 4 nótese que los TC en lado neutro puede utilizarse en común por los equipos de protección-diferencial del generador y del transformador.

Para lograr mayor sensibilidad de la protección diferencial, la corriente primaria de carga TC debe ser igual a la corriente nominal del generador de plena carga. Sin embargo en la practica, la corriente primaria de carga del tc es 25% mas elevada como máximo que la de plena carga, en tal forma que si los amperímetros de conectan a los TC sus deflexiones serán menores que la escala completa a la carga nominal. Puede ser imposible acogerse a esta regla en la Fig. 5; aquí, la


corriente primaria nominal de los TC puede ser bastante mas elevada que la corriente nominal del generador, ya que es posible que fluya la corriente máxima del sistema por los TC en los interruptores. La forma en que esta puesto a tierra el neutro al generador no influye en la selección del equipo de protección diferencial de porcentaje cuando se sacan al exterior los extremos de todos los arrollamientos. Pero si el neutro no esta puesto a tierra, si este esta puesto a tierra a través de una impedancia bastante elevada, los relevadores diferenciales deberán completarse con una protección sensible a tierra que se describirá mas adelante. Dicho equipo complementario se proporciona por lo general cuando la corriente de falla a tierra que el generador puede proporcionar a una falla monofasica a tierra en sus terminales está limitada a menos de la corriente nominal de plena carga. De otra manera, los relevadores diferenciales son lo suficiente sensible para funcionar con fallas a tierra en cualquier parte de las terminales algo menor al 20% del arrollamiento fuera del neutro, dependiendo de la magnitud de la corriente de falla, y la corriente de carga como se muestra en la Fig. 6, que se obtuvo de los cálculos para un equipo supuesto. Esto se considera por lo general como suficientemente sensible porque, con menos del 20% de la tensión nominal que somete a esfuerzo al aislamiento, una falla a tierra es muy improbable; en caso dado que ocurriera una falla, esta tendría que extenderse hasta suponerse suficientemente arrollamiento para hacer funcionar el relevador. Si los relevadores diferenciales de porcentaje se construyeran mucho más sensibles de lo que son, probablemente funcionarían en forma indeseable como respuesta a errores transitorios de los tc en desequilibrios externos.


De lo anterior surge la interrogante acerca de la precisión y carga para un TC. Por lo general se considera que los TC que tiene una clasificación ASA de una precisión de 10H200 o 10L200 son adecuados se las cargas impuestas en los TC durante fallas externas no son excesivas. Lo que cuenta en realidad es la diferencia en la precisión entre los TC (por lo general del mismo tipo) en extremos opuestos en los arrollamientos. La diferencia entre sus errores de relación no debería exceder de casi la mitad de la pendiente en porcentaje de los relevadores diferenciales para cualquier falla externa mas allá de las terminales del generador. Las disposiciones tales como longitud desiguales de las puntas secundarias del TC, o la adicción de otras cargas en las puntas de un lado o de otro, tienden a hacer que los TC tengan errores diferentes. Para el circuito de la Fig.7 se describirá una técnica para el calculo de los errores en estado permanente de los TC en un circuito diferencial, en donde se supone que ha ocurrido una falla monofasica a tierra en la fase demostrada. El hecho de que (IS1 - IS2) este fluyendo por la bobina de funcionamiento del relevador en la dirección mostrada es el resultado de suponer que el TC1 es mas preciso que el TC2, o en otras palabras que la Is1 es mayor que Is2. Supondremos también que Is1 e Is2 están en fase y de las leyes de Kirchhoff, podemos escribir las tensiones para un circuito a-b-c-d-a como sigue:

0)()2( 0211111 =−−++− ZIIZZZIE ssRLss

o bien

)2()( 1111021 RLssss ZZZIEZII ++−=− (1) De una forma similar, para el circuito e-f-d-c-e, podemos escribir: 0)()2( 0212222 =−+++− ZIIZZZIE ssRLss


o bien

2222021 )2()( EZZZIZII RLssss −++=− (2) Si suponemos un valor de tensión de excitación secundaria E, podemos obtener para cada una de las ecuaciones 1 y 2, un valor que corresponde a la corriente de excitación secundaria Ie de la curva de excitación secundaria. Teniendo Ie, podemos obtener Is de la relación Is = I/ N- Ie; donde I es la magnitud eficaz inicial de la componente fundamental de corriente primaria. Esto nos capacita para calcular el valor )( 21 ss II − para cada uno de los TC, como en la Fig. 8. La diferencia entre las dos

ordenadas 21 ss eII será igual al valor de la abscisa, solo para un valor de la abscisa )( 21 ss II − , y este es el punto que nos da la solución del problema. Una vez que se conocen los valores de Is1 e Is2, se puede pronto determinar si el relevador diferencial funcionara para la corriente máxima de falla externa.

Del ejemplo de la Fig. 7, se infiere que, para una falla extrema, si en un TC hay una tendencia a ser mas preciso que el otro, cualquier corriente que fluya por la bobina de funcionamiento del relevador imponía una carga adicional sobre el TC mas preciso y reduce la carga en el menos preciso. De este modo hay una tendencia natural en un circuito diferencial de corriente a resistir los desequilibrios de los TC, y esta tendencia es mayor cuanta mayor impedancia hay en la bobina de funcionamiento del relevador. Esto no quiere decir sin embargo, que no pueda haber algunas veces desequilibrio suficiente para originar el funcionamiento incorrecto del relevador diferencial cuando la carga de las puntas u otros dispositivos en serie con un TC es mucho mayor que la carga en serie con el otro. De ser así se necesita adicionar una carga de compensación en un lado para equilibrar en la forma más aproximada las cargas. Si los TC en un lado son por naturaleza mucho mas precisos que en el otro puede conectarse a través de las terminales de los mas precisos, una carga en derivación, que tenga características de saturación mas o menos parecidas a la curva de excitación secundaria de los menos precisos; esta tiene como efecto hacer a los dos grupos de TC pobres por igual, pero, iguales en forma aproximada a cualquier valor.


Otra secuencia de que difieran en forma amplia las características de excitación secundaria de los TC puede ser al bloquearlos para fallas internas. En tal caso, los TC inferiores pueden ser incapaces de inducir una tensión eficaz suficiente en sus secundarios para evitar que los TC buenos fuercen a la corriente a través de los secundarios de los inferiores en oposición a su tensión inducida, proporcionando con eso una derivación alrededor de la bobina de funcionamiento del relevador diferencial e impidiendo el funcionamiento. La adición de una carga en derivación a través de los TC buenos, como se describió en el párrafo anterior, es una solución a esta dificultad. Cuanto mayor sea la impedancia de la bobina de funcionamiento, más probable es que suceda el bloqueo. Sin embargo, las circunstancias que pueden hacerlos posibles son otras. La posibilidad de la presencia de elevadas sobre tensiones perjudiciales en los circuitos secundarios del TC de los relevadores diferenciales del generador cuando el sistema es capaz de suministrar corriente de falla de corto circuito a un generador cuya magnitud es muchas veces el valor nominal de los TC. En dichos casos, es necesario utilizar limitadores de sobretensión, como se trato en más detalle en el Cap. 7. La disyuntiva entre el empleo de relevadores de alta velocidad a los relevadores instantáneo algo mas lento, es a veces punto de discusión. Si se trata de procesar la estabilidad del sistema, no hay problema para que se utilicen los de alta velocidad. De lo contrario la pregunta es cuanto daño se impedirá por los relevadores de alta velocidad. La diferencia en el daño originado por la corriente que proporciona el generador será despreciable quizá en vista del flujo continuo de la corriente de falla debido al decaimiento lento del flujo de campo. Pero si la contribución del sistema a la corriente de falla es muy grande, puede impedirse un daño considerable mediante la utilización de relevadores de alta velocidad e interruptor principal. Es fácil comparar la capacidad de hacer daño


en términos de I2t, pero el costo de la reparación no es por necesidad directamente proporcional, y no hay buenos datos en este respecto, los ahorros que se realizan en el costo de relevadores de velocidad será mas lenta son insignificantes comparadas con el costo de los generadores y siempre se obtienen algunos beneficios con los relevadores de alta velocidad. Excepto en cuanto a las consideraciones de “equilibrio y ajuste” puede eliminarse en forma completa los relevadores de velocidad más lento. Por lo general, la practica es que los relevadores diferenciales de porcentaje disparen un relevador auxiliar de contactos múltiples de reposición manual. Este relevador manual indica en forma simultanea lo siguiente:

1) Dispara el interruptor principal. 2) Dispara el interruptor de campo. 3) Dispara el interruptor del neutro, si se proporciona. 4) Para el primo motor. 5) Pone en servicio el CO2, si se proporciona. 6) Hace que funcione una alarma y/o indicador.

El relevador auxiliara también inicia la transferencia de los auxiliares de la estación de las terminales del generador a la fuente de reserva, disparando el interruptor auxiliar. El proporcionar un interruptor de campo principal o solo un interruptor del campo excitador es un punto de discusión. El disparo del interruptor de campo principal en lugar de un solo interruptor del capo excitador disminuirá el daño, pero hay poca evidencia para probar si es de importancia el gasto adicional donde surgen otros factores importantes de la omisión de un interruptor del campo principal. En consecuencia, la practica esta dividida. El relevador diferencial de porcentaje variable. Los relevadores diferenciales de porcentaje de alta velocidad que tienen características de relación o pendientes en porcentaje variable son los preferidos a valores bajos de la corriente de repaso, la pendiente es casi 5%, aumentando por encima de 50% a valores elevados de esta que existen durantes fallas externas. Esta característica permite la aplicación de equipo de protección de alta


velocidad sensible que utiliza transformadores de corriente convencionales, sin peligro de disparo indeseado debido a imprecisiones transitorias en los TC. Para una cierta extensión, puede utilizar los TC más deficientes o puede aplicarse las cargas más elevadas y con los relevadores de pendiente en porcentaje fija. Se emplean dos principios diferentes de funcionamiento para obtener la característica variable. En ambos, la saturación del elemento de funcionamiento es el origen de una cierta cantidad de incremento de la pendiente en porcentaje. En un equipo, solo la saturación origina el incremento de la pendiente a casi 20%; además este es originado por el efecto de diferencias angulares entre las corrientes de régimen y la retención en la respuesta del relevador que ocurren debido a los errores de los TC’s a valores elevados de la corriente de corto circuito externa. El efecto neto de la saturación y el ángulo de fase es incrementar la pendiente a más de 50%. El otro equipo obtiene por completo una pendiente mayor de 50% para grandes valores de la corriente de paso por saturación del elemento de funcionamiento. Se utiliza un principio conocido como producto de retención para asegurar el funcionamiento en corto circuitos internos. El producto de retención proporciona retención suficiente para vencer el efecto de cualesquiera errores del TC para corto circuitos externos; no hay retención para corto circuitos externos cuando el sistema proporciona corrientes muy grandes a falla.

Protección contra fallas entre espiras en arrollamientos al estator La protección de falla de espiras se ha proyectado para generadores multicircuito, y se utiliza en su totalidad en forma muy extensa, en particular en el Canadá. En los Estados Unidos, las estaciones generadoras hidroeléctricas explotadas por el gobierno son los grandes consumidores. Aunque los beneficios de la protección de espiras podrían aplicarse por igual a generadores de un solo circuito, no se ha utilizado este equipo para proporcionar esta protección para dichos generadores, aunque se han sugerido métodos. El equipo utilizado para generadores multicircuito no es aplicable a generadores de un solo circuito. Para justificar la protección de espiras, aparte del valor que esta puede tener como protección duplicada, se deben evaluar los ahorros en daños y tiempo de salida de servicio que esta proporcionará. En un arreglo de unidad generador transformador, es posible un ahorro considerable donde el generador funcione sin puesta a tierra. , o donde se utiliza resistencia elevada bien neutralizador de falla a tierra de puesta a tierra; si el equipo de detención de tierra no se le permite disparar los interruptores del generador, una falla de espira podría carbonizar mucho hiero antes que la falla pudiera extenderse a otra fase e hiciera funcionar al relevador diferencial. Con lo anterior concluimos que si el generador tiene arrollamientos de un solo circuito sin protección de falla de espira, el detector de falla a tierra debería funcionar tan rápido como fuera posible para disparar los interruptores. El método convencional para proporcionar protección de falla de espira es conocido por protección de “fase auxiliar” se muestra en la figura 9. Si hay mas de dos circuitos por fase, estos están divididos en dos grupos iguales de circuitos paralelos con TC para cada grupo. La protección de fase auxiliar funcionará para cualquier tipo de cortocircuito en los arrollamientos del generador, aunque no proporcione tan buena protección como la diferencial para algunas fallas. Los relevadores de fase auxiliar harían funcionar el mismo relevador auxiliar de disparo de reposición manual que hacen funcionar los relevadores diferenciales. Se utiliza un relevador de sobre corriente de tiempo inverso para la protección de fase auxiliar en vez de un relevador diferencial de porcentaje instantánea, para obtener la sensibilidad requerida. Para que justifique su utilización, la protección de fase auxiliar debe responder cuando solo esta una espira en corto circuito. Además, el equipo de relevadores no debe responder a cualquier


desequilibrio transitorio que pueda haber cuando ocurren fallas externas. Si se utilizo la retención de porcentaje para impedir dicho funcionamiento indeseado la retención originada por al corriente de carga haría muy sensible al relevador a plena carga. en consecuencia, se confía en la acción retardada para impedir el funcionamiento durante transitorios. La acción retardada tiende a nulificar un poco la ventaja principal de la protección de falla de espira, es decir, la de disparar los interruptores del generador antes de que la falla haya tenido tiempo de desarrollarse en proporciones serias. Se utiliza una unidad suplementaria se sobrecorriente instantánea junto con la unidad de tiempo inverso, pero la puesta en trabajo de la unidad instantánea tiene que ser elevada para evitar el funcionamiento indeseado en transitorios que no responderá a menos que estén varias espiras en cortocircuito. Puede proporcionarse protección más rápida y más sensible, si se utiliza un TC de doble primario, y un solo secundario, como se muestra él la Fig.-10 en vez de dos TC separados mostrados en la Fig.-9 . Un Tc de doble primario elimina todos los desequilibrios transitorios excepto aquellos que existen en las propias corrientes primarias. Con dichos Tc y con justa atención al diseño del generador para disminuir el desequilibrio normal, es posible una protección instantánea muy sensible. Aun en el mejor caso, la protección de fase auxiliar no podría reemplazar por completo a la protección diferencial total que se requiere para la protección del circuito del generador mas allá de las uniones de los arrollamientos en paralelo. Sin embargo, algunas personas piensan que si se utiliza la protección de fase auxiliar con arreglos de unidades generador-transformador, no es necesario tener separado la protección diferencial del generador si la diferencial del transformador lo incluye en su zona de protección. Esto seria cierto si la protección de fase auxiliar fuese instantánea. Esta mayor sensibilidad de la protección diferencial del generador no se necesita para fallas mas allá de los arrollamientos de este. La ventaja principal de que se retenga la protección diferencial del generador, aparte de la protección duplicada que ésta


proporciona, es el valor de la indicación en la ayuda para localizar una falla. Sin embargo, si se proporciona la protección de fase auxiliar por relevadores de sobre corriente de tiempo inverso, se recomienda la protección diferencial del generador debido a su alta velocidad para todas las fallas excepto las de espiras.

Protección combinada de fase auxiliar y diferencial total La Fig. 11 muestra un arreglo que sea utilizado para tratar de obtener los beneficios de las protecciones de fase auxiliar y diferencial total con un ahorro en transformadores de corriente y en relevadores. Sin embargo, este arreglo no es tan sensible como los equipos convencionales separados de fase auxiliar y diferencial. La sensibilidad para fallas de espiras se sacrifica con un relevador diferencial de porcentaje; con el flujo de la corriente secundaria de plena carga a través de la bobina de retención, la puesta en trabajo es mas es bastante mas elevada con el equipo convencional de fase auxiliar, y el equipo no funcionara sí solo esta una espira en cortocircuito. Con el interruptor principal del generador abierto, la sensibilidad para fallas a tierra acerca del extremo neutro del arrollamiento que no tiene un transformador de corriente puede ser bastante mas baja que con la diferencial total convencional; La corriente que fluye en el arrollamiento que fluye en el arrollamiento que tiene el TC es mucho más pequeña que la mitad de la corriente que fluye en la punta neutra donde estaría el TC de la diferencial total. Por esta razón se utiliza algunas veces la modificación mostrada en la figura 12.


Protección sensible contra fallas a tierra en el estator La protección de arreglos de unidades generador-transformador se describe bajo el encabezado siguiente. Aquí, estamos interesados con distintos arreglos que los de las unidades, donde el neutro del generador está puesto a tierra a través de una impedancia tan elevada que el equipo de protección diferencial convencional de porcentaje no es los suficientemente sensible. El problema es obtener la sensibilidad requerida y evitar al mismo tiempo la posibilidad de un funcionamiento indeseado debido a los errores de los TC en grandes corrientes de falla externa. La figura 13 muestra una solución al problema se muestra un relevador diferencial corriente-corriente cuya


bobina de funcionamiento esta en el neutro del circuito del relevador diferencial y cuya bobina de polarización esta alimentada por un TC en el neutro del generador. Un relevador polarizado proporciona mayor sensibilidad sin carga excesiva de la bobina de funcionamiento; El Tc de polarización puede tener una relación bastante baja de tal forma que la bobina de polarización estará "saturada" para la corta duración de falla. Puede requerirse algunas veces equipo suplementario para impedir el funcionamiento indeseado debido a los errores de los TC durante fallas externas de dos fases a tierra.

Protección contra fallas a tierra en el estator de unidades generadoras La figura 14 muestra la forma preferida para proporcionar protección contra falla a tierra contra falla a tierra para un generador que esta funcionando como una unidad con su transformador de potencia. El neutro del generador esta puesto a tierra a través del arrollamiento de alta tensión de un transformador de distribución. A través del arrollamiento de baja tensión se conectan una resistencia y un relevador de sobre tensión. Se ha encontrado por prueba que, para evitar la posibilidad de sobre tensión elevadas transitorias perjudiciales debido a la ferro resonancia, el valor de la resistencia no debería ser mas elevado, de donde Xc es la reactancia capacitiva total de fase a tierra por fase de los arrollamientos de estator del generador, de los condensadores de protección de ondas de impulso o pararrayos, si se utilizan de las terminales de los transformadores de potencia y de servicios propios de la estación, y de los arrollamientos del transformador de potencia en el lado del generador; y N es la relación de tensión de circuito abierto( o relación de espiras) de los arrollamientos de alta tensión a los de baja tensión del transformador de distribución.


El valor de R puede ser menor que el dado por la ecuación anterior. El valor de la resistencia dado por la ecuación limitara el valor máximo instantáneo. La sensibilidad de la protección disminuirá a medida que R disminuya, debido a que, como puede verse en la Fig. 15 mucha de la tensión disponible se consumirá en las impedancias de secuencia positiva y negativa y menos en la impedancia de secuencia cero que determina la magnitud del relevador de tensión. Esta disminución en la sensibilidad se considera como una ventaja por algunas personas porque el relevador estará menos apropiado para funcionar para fallas en el lado de baja tensión de los transformadores de potencial del generador, como se discute mas adelante. Se ha sugerido por esta razón, y también para simplificar los cálculos, hacer innecesaria la determinación de Xc, seleccionándose una resistencia que limitara la corriente de falla a 15 amp. Aproximadamente, despreciando el efecto de Xc. En otras palabras donde Vg es el valor nominal de la tensión de fase del generador en kilovolts.

ohmsN

VgR

2

3

315

10=

Se ha sugerido que, para evitar el flujo de una gran corriente magnetizante al transformador de distribución cuando ocurra una falla a tierra, el valor nominal de alta tensión del transformador de distribución debería ser como 1.5 veces el valor nominal de fase a neutro del generador. Su clase de asilamiento debe llenar los requisitos normalizados para dispositivos de puesta a tierra del neutro. El valor nominal de la baja tensión puede ser 120, 240, o 480 volts, que depende del valor nominal de la tensión de que se disponga del relevador de protección. La selección de la capacidad en kva del transformador de distribución y de la resistencia dependerá de sí el usuario intenta permitir que el relevador de sobre corriente dispare los interruptores principal y del campo o que solo haga sonar una alarma. Si el relevador solo hará sonar una alarma, debería designarse el transformador en forma continua para un mínimo.


RN

VgVtKva

2

3

3

10=

Donde Vt es el valor nominal de alta tensión del transformador de distribución en kilovolts. De igual forma, la capacidad continua de la resistencia debería ser como mínimo

RN

VgKW

2

23

3

10=

Si el relevador esta arreglado para disparar los interruptores del generador, puede utilizarse capacidades de tiempo corto para el transformador y la resistencia. La resistencia puede tener ya sea una capacidad de 10 s. o de un minuto, pero la capacidad de 1 es preferida por lo general porque es más conservadora y no muy cara. De hecho, las resistencias de designación continua pueden ser aun bastante económicas. Un numero de compañías de potencia conectan en forma sencilla un transformador de potencial entre el neutro del generador y tierra sin ninguna resistencia de carga. Se utiliza un relevador de sobre tensión como con el arreglo del transformador de distribución. La corriente máxima que puede fluir en una falla a tierra es de 71% de la que se tiene con la combinación del transformador de distribución y resistencia si se utiliza el valor máximo de R, que no es una diferencia significativa. En cualquier caso, la energía del arco no es suficiente para originar el daño si no se hace el disparo inmediato. El transformador de potencial es bastante menor y más barato que la combinación transformador de distribución y resistencia, aunque cualquier de ellas es mas barato comparada con el equipo protegido. Si se prefiere dejar que el generador funcione con una falla a tierra en su arrollamiento del estator, un neutralizador de falla a tierra limitara la corriente de falla al mínimo de cualquiera de los arreglos, y al mismo tiempo mantendrá la tensión transitoria a un nivel mas largo Se requieren las mismas características del relevador de sobre corriente para cualquiera de los métodos anteriores de puesta a tierra del neutro del generador. El relevador debe ser sensible a las tensiones de frecuencia fundamental e insensible a las tensiones de tercera armónica y múltiplos de esta. Si los transformadores de potencial estrella-estrella con neutro puesto a tierra se conectan a las terminales de generador puede ser imposible obtener selectividad completa entre el relevador y los fusibles del TP para ciertas fallas a tierra en el lado de baja tensión de estos, dependiendo de la capacidad de los fusibles y de la sensibilidad del relevador. El hacer bastante insensible al relevador para que no funcione para fallas a tierra para baja tensión sacrificaría demasiada sensibilidad para fallas en el generador. Desde luego, si el relevador tiene acción retardada, no funcionara para un corto circuito momentáneo como el que podría originarse en forma inadvertida durante la prueba. Si el relevador solo se utiliza para hacer sonar una alarma puede sacrificarse algo de selectividad e interés de la sensibilidad; el relevador no funcionará en forma frecuente para ser una molestia. Protección contra circuitos abiertos del estator por medio de relevadores de sobrecorriente Si los transformadores de corriente no están conectados en los extremos neutros de los arrollamientos del generador conectado en estrella o si solo se sacan las puntas de salida, los dispositivos de protección pueden accionarse como en la fig. 16, solo por la corriente de corto circuito proporcionado por el sistema. Dicha protección es inefectiva cuando el interruptor este abierto o cuando esta cerrado si el sistema no tiene otra fuente de generación, y la discusión siguiente supone que se dispone de la corriente de corto circuito del sistema.


Un circuito abierto o una jaula de elevada resistencia en un arrollamiento del estator es muy difícil de detectar antes que haya originado daño considerable. La protección de fase auxiliar puede proporcionar dicha protección pero solo el equipo más sensible detectara el disturbio en sus primeros pasos El equipo de protección de secuencia negativa para la protección contra corrientes de fase desequilibradas contiene una unidad de alarmas sensibles que pondrá alerta a un operador en la condición anormal. La practica no es proporcionar equipo de protección por relevadores a propósito para circuitos abiertos. Los circuitos abiertos son muy improbables en maquinas bien construidas. Protección contra cortocircuitos de los arrollamientos de estator por medio de relevadores de sobrecorriente Si los transformadores de corriente no están conectados en los extremos neutros de los arrollamientos del generador conectado en estrella, o si solo se sacan las puntas de salida, los dispositivos de protección pueden accionarse cono la figura 16 solo por la corriente de cortocircuito proporcionada por el sistema. Dicha protección es inefectiva cuando el interruptor principal esta abierto, o cuando está cerrado si el sistema no tiene otra fuente de generación, y la discusión siguiente supone que se dispone de la corriente de cortocircuito del sistema.

Si el neutro del generador no esta puesto a tierra, puede proporcionarse protección de sobre corriente de tierra sensible y rápida; pero, si el neutro esta puesto a tierra, debería utilizarse la protección direccional de sobre corriente para la mayor sensibilidad y velocidad. En cualquier caso, deberían utilizarse los relevadores direccionales de sobre corriente para protección de falla de fase para la mayor sensibilidad y velocidad. Si se utilizan relevadores de sobre corriente no direccionales de tensión de retención o controlada para protección de respaldo de fallas externas, también podrían servir para proteger al generador contra fallas de fase. Protección de sobrecalentamiento del estator Los dispositivos suplementarios de temperatura pueden supervisar el sistema de enfriamiento; dicho equipo daría la primera alarma en caso de falla del sistema de enfriamiento, pero se ha palpado por lo general que los detectores de temperatura del estator y los dispositivos de alarma son suficientes.


La Fig. 17 muestra una forma del equipo de protección accionado por el detector que utiliza un puente de Wheastone y un relevador direccional. En otra forma del equipo, se utiliza la corriente del estator para alimentar el puente.

Protección de sobretension La protección de sobre tensión se recomienda para todos los generadores hidroeléctricos o turbinas de gas que esta sujetos a sobre velocidad y en consecuencia a sobre tensión en perdida de carga. Por lo general no se le requiere cuando se trata de generadores de turbina de vapor. Esta protección se proporciona a menudo mediante el equipo de regulación de la tensión. Si no es así, debería proporcionarse mediante un relevador de sobre tensión de CA. Este relevador tendrá una unidad de acción retardada con puesta en trabajo de casi 110% de la tensión nominal y una unidad instantánea compuesta en trabajo de casi 130% y 150% de la tensión nominal. El relevador estará alimentado de un transformador de potencial distinto al utilizado para el regulador automático de tensión. Su funcionamiento debería, de preferencia, originar primero resistencia adicional que va a insertarse en el circuito del campo del generador o del excitador. Protección contra la pérdida del sincronismo No es probable que un generador pierda sincronismo con otros generadores en la misma estación a menos que pierda la excitación para lo cual se provee la protección. Si una estación tiene uno o más generadores, y si esta pierde el sincronismo con otra estación el disparo necesario para separar los generadores que están fuera de paso (sincronismo) se hace por lo general en el sistema de transmisión que las interconectan. Todos los convertidores de frecuencia induccion.sincronos para la interconexión de 2 sistemas deberán tener protección contra perdida de sincronismo en el lado sincrono de la maquina. Con grupos sincronos.sincronos, puede requerirse dicha protección en ambos lados. El funcionamiento del relevador deberá disparar el interruptor principal donde esta localizado el relevador.


Protección contra fallas a tierra en el campo Debido a que los circuitos del campo funcionan sin puesta a tierra, una sencilla falla tierra no originara daño alguna o afectara el funcionamiento de un generador en forma alguna. Sin embargo, la existencia de una sencilla falla a tierra aumenta la resistencia a tierra en otros puntos del arrollamiento del campo cuando se inducen tensiones en éste por transitorios en el estator. La práctica más segura es utilizar el equipo de protección por relevadores para disparar en forma inmediata los interruptores principales y del campo generador cuando ocurre la primera falla a tierra, y esta practica deberá seguirse en verdad en todas las estaciones mantenidas. Si se va a permitir que un generador funcione con una falla a tierra sencilla en su campo, se le deberá proveer al menos de equipo automático para disparar en forma inmediata los interruptores principal y del campo a una amplitud de vibración anormal, pero no amplitud mayor que la necesaria para evitar el funcionamiento indeseado en transitorios de sincronización o de cortocircuito. El tipo del equipo de protección por relevadores preferido se muestra en la Fig.18 puede aplicarse cualquier tensión de c-a o c-d entre el circuito de campo y tierra a través de un relevador de sobrecorriente. Una tierra en cualquier parte del circuito de campo pondrá en trabajo al relevador. Puede ser necesario proporcionar una escobilla sobre la flecha del rotor que pondrá a tierra en forma efectiva a éste, en especial cuando se aplica una tensión de c-a. No se deberá confiar en la trayectoria a tierra a través de la capa de aceite del cojinete por dos razones: 1) la resistencia de esta trayectoria puede ser bastante elevada para que el relevador no funcione si el campo se puso a tierra, y 2) una magnitud muy pequeña de la corriente que fluye en forma continua por el cojinete puede corroer aun la superficie y destruir el cojinete.

Protección contra el sobrecalentamiento del rotor debido a corrientes trifásicas desequilibradas del estator Las corrientes trifásicas desequilibradas del estator originan corrientes de frecuencia doble de la del sistema que se inducen en el hierro del rotor. Estas corrientes originan el sobrecalentamiento del rotor en forma rápida y un daño serio si se permite que el generador continúe funcionando con un desequilibrio semejante. Se ha establecido normas para el funcionamiento de generadores con corrientes desequilibradas del estator. La duración del tiempo (T) que puede esperarse del funcionamiento de un generador con corrientes desequilibradas del estator sin peligro de dañarse puede expresarse en la forma:

KdtIt =∫ 220


Donde I2 es la componente de secuencia negativa de la corriente del estator como muna función del tiempo i2, está expresada en unidades basadas en la capacidad del generador, y k es una constante. K es 30 para generadores de turbina de vapor, condensadores síncronos, y grupos convertidores de frecuencia; k es 40 para generadores de turbinas hidráulicas y generadores manejados por maquinas. Si dejamos que I2

2 sea el valor medio de i22 en el intervalo de tiempo T, podemos

expresar la relación anterior en la forma cómoda I22T =30 o I2

2T=40, dependiendo del tipo del generador. El tipo de equipo de protección recomendado es un relevador de sobrecorriente de tiempo inverso que funciona de la salida de un filtro de corriente de secuencia negativa que se alimenta de los TC del generador como en la Fig.19. El relevador deberá conectarse para disparar el interruptor principal del generador. Algunas formas de relevador incluyen también una unidad muy sensible para controlar una alarma para pequeños desequilibrios.

El hecho de que el equipo de protección del sistema por lo general funcionara primero puede conducir a la conclusión de que, con el equipo moderno de protección, no se requiere la protección contra corrientes trifásicas desequilibradas durante cortocircuitos. Estas conclusiones puede deducirse del hecho de que no hay gran demanda para la mejorar las formas de protección existentes. La unidad de alarma sensible puede ser útil para poner sobre aviso a un operador en la caso de un circuito abierto bajo carga, para el que no puede haber protección automática. De otra manera, solo se aplicaría el relevador de corriente de secuencia negativa cuando no pudiese confiar en el equipo de protección del respaldo del sistema para retirar en forma suficientemente rápida fallas desequilibradas en el caso de fallas de la protección primaria. Determinar en forma adecuada si es realmente necesaria la protección adicional debe ser resultado de un cuidadoso estudio. La protección adicional deberá aplicarse allí donde pueda proporcionarse. Protección contra pérdidas de la excitación. Cuando un generador síncrono pierde la excitación, funciona como un generador de inducción, que gira arriba de la velocidad síncrona. Los generadores de rotor redondo no se adaptan a dicho funcionamiento debido a que no tienen arrollamientos amortiguadores que puedan conducir las corrientes inducidas en el rotor. En consecuencia, un rotor de generador de turbina de vapor se calentará mas rápido debido a las corrientes inducidas que fluyen en el hierro del rotor, en particular en los extremos del rotor en donde las corrientes fluyen a través de las ranuras por las cuñas y el anillo de retención, si se usa. Los generadores de polos salientes tienen sin excepción


arrollamientos amortiguadores, y por lo tanto no están sujetos a dichos sobrecalentamientos. Algunos sistemas no pueden soportar el funcionamiento continuo de un generador sin excitación. De hecho, si el generador no se desconecta inmediatamente al perder la excitación, puede desarrollarse muy rápidamente una inestabilidad general, y puede ocurrir un paro mayor del sistema. Cuando un generador pierde la excitación, extrae potencia reactiva del sistema, aumentando de 2 a 4 veces la carga nominal del generador. Antes de perder la excitación, el generador el generador podría estar entregando potencia reactiva al sistema. De este modo esta gran carga reactiva desperdiciada de súbito en el sistema, junto con la perdida de la potencia reactiva de salida del generador, puede originar una reducción general de la tensión, que, a su vez puede originar inestabilidad, a menos que los otros generadores puedan absorber de inmediato la carga reactiva adicional. Se han utilizado en forma muy extensas los relevadores de baja corriente conectados en el circuito de campo, pero el tipo mas selectivo del relevador de pérdida de la excitación es uno direccional que funciona a partir de la corriente y tensión de c-a en las terminales del generador. La Fig. 20 muestra varias características de pérdida de excitación y la caracteristica de funcionamiento de un tipo relevador de pérdida de excitación en un diagrama R-X. No importa cuales sean las condiciones iniciales, en que se pierde la excitación, la impedancia equivalente del generador traza una trayectoria desde el primer cuadrante hacia a dentro de una región del cuadrante que solo es penetrada cuando la excitación se reduce demasiado o se pierde. Encerrando esta región dentro de la característica del relevador, este funcionará cuando el generador empiece a deslizar los polos y disparar primeo el interruptor del campo y desconectará el generador del sistema antes que puedan dañarse el generador o el propio sistema. Puede entonces devolverse de inmediato el generador al servicio, al corregirse el origen de la falla de excitación.

Protección contra el sobrecalentamiento del rotor debido a la sobreexcitación No es práctica general proporcionar protección contra el sobrecalentamiento debido a la sobreexcitación. Dicha protección esta cubierta por el equipo de protección de sobrecalentamiento del estator o por las características que limitan la excitación del equipo regulador de tensión.


Protección contra la vibración Las prácticas y el equipo de protección por relevadores que esta descrito bajo los encabezados de “Protección contra el Sobrecalentamiento de Rotor debida a Corrientes Trifásicas Desequilibradas del Estator” y “Protección contra Fallas a Tierra del Campo” impiden o disminuyen la vibración en aquellas circunstancias. Si se utiliza el equipo de detección de la vibración recomendada bajo el ultimo encabezado, también se obtendrá protección si la vibración resulta de una falla o anormalidad mecánica. Para una turbina de vapor, la practica general es instalar registradores de vibración que pueden adaptarse para controlar una alarma o para disparar, aunque esto último no se acostumbra. Protección contra la motorización La protección contra la motorización tiene como objeto beneficiar al primotor o al sistema, y no al generador. Sin embargo se le considera aquí porque cuando se utiliza equipo de protección por relevadores, éste trabaja estrechamente asociado al generador. Turbinas de vapor. una turbina de vapor requiere protección contra sobrecalentamiento cuando se suprime el suministro del vapor y el generador gira como motor. Dicho sobrecalentamiento ocurre debido al insuficiente paso a través de la turbina del vapor que extrae el calor que se produce por la perdida de ventilación. Las modernas turbinas de condensación se sobrecalientan aun en salidas de menos de 10% de la carga nominal, aproximadamente. Como las condiciones pueden ser tan variadas, no puede indicarse ninguna protección que se acostumbre en forma definida. Turbinas hidráulicas. La protección contra la motorización puede convenir en ocasiones para proteger una turbina hidráulica no atendida contra la cavilación de los alabes. La cavitación ocurre con flujo bajo de agua que puede resultar, por ejemplo del bloqueo de las compuertas de hojarasca. Generalmente la protección no se suministra a unidades atendidas. Esta puede proporcionarse por equipo de protección direccional de potencia capaz de funcionar a corriente de motorización un poco menor de 2.5 % de la capacitación de plena carga del generador. Maquinas diesel. Por lo general se requiere la protección contra la motorización en la máquinas diesel. El generador tomará casi el 15% o mas de su potencia nominal. , del sistema, lo que puede constituir una carga indeseable elevada para el sistema. Además existe el peligro de incendio o explosión del combustible no quemado. Deberá ser consultado el fabricante de la maquina cuando se quiera omitir la protección contra la motorización. Turbina de gas. La potencia requerida para motorizar una turbina de gas varía del 10% al 50% de la capacidad de plena carga, dependiendo del diseño de la turbina y de si es un tipo que tiene una turbina de carga separada de la utilizada para manejar el compresor. El suministro de la protección por relevadores deberá hacerse en base a la inconveniencia de imponer la carga de la motorización al sistema. Usualmente, las turbinas no precisan de protección contra la motorización. Protección de sobrevelocidad El elemento de sobrevelocidad puede proporcionarse como parte del primomotor, o de su gobernador de su velocidad o bien del generador; deberá hacer funcionar el gobernador de velocidad, o en cuanto esté provisto otro medio de paro, para el primotor. Disparará también el interruptor del generador; esto con objeto impedir el funcionamiento en sobrefrecuencia de las cargas al sistema alimentado por el generador, y también para impedir el posible funcionamiento en sobrefrecuencia del generador mismo a partir del sistema de c-a. El dispositivo de sobrevelocidad deberá disparar también el interruptor de los auxiliares de donde se toma la potencia de los auxiliares de las puntas del generador. En ciertos casos, puede ser adecuado un relevador de


sobrefrecuencia para proporcionar ambas formas de protección. Sin embargo, se prefiere un interruptor centrífugo conectado directamente. Protección de respaldo contra fallas externas Los generadores deberán tener suministro continuo de la corriente de cortocircuito a una falla en un elemento adyacente de sistema debido a una falla de la protección primaria. Una sencilla protección de sobrecorriente de tipo inverso Una sencilla protección de sobrecorriente de tiempo inverso es suficiente para fallas monofásicas a tierra. Para falla de fase, se prefiere un relevador de sobrecorriente de tiempo inverso de tensión de retención o de tensión controlada, o un relevador de tipo de distancia de un solo escalón con acción retardada definida. Decididamente los relevadores de sobrecorritente de tiempo inverso para protección de respaldo de fallas de fase se consideran inferiores; debido al decremento en la corriente de cortocircuito proporcionada por un generador, el margen entre la corriente máxima de carga y la corriente de cortocircuito es muy estrecho para obtener una protección segura a un corto tiempo después que se ha iniciado el flujo de la corriente de falla. El equipo de protección de sobrecorriente de secuencia negativa que impide el sobrecalentamiento del rotor del generador como consecuencia de corrientes desequilibradas prolongadas del estator, no se considera aquí una forma de protección de respaldo contra fallas externas. En lugar de esto, dicha protección se considera como un tipo de protección primaria. Un relevador de respaldo deberá tener características similares a las de los que son respaldo, y un relevador de sobrecorriente de secuencia negativa no es precisamente el mejor para llenar este propósito, a parte del hecho de que un relevador semejante no funcionara en fallas trifásicas. Cuando esta implicado un arreglo de unidad generador-transformador, el relevador de respaldo contra fallas externas se alimenta por lo general de fuentes de corriente y tensión en el lado de baja tensión del transformador de potencia. En este caso las conexiones deberán ser tales que las unidades de distancia midan en forma adecuada la distancia para fallas en alta tensión. Protección de sobrecalentamiento del cojinete El sobrecalentamiento del cojinete puede detectarse por un relevador accionado por un bulbo tipo termómetro insertado en un agujero en el cojinete, o por un relevador detector de temperatura de resistencia. o bien puede, puede controlarse la temperatura del aceite, donde se hace circular el aceite de lubricación a presión a través del cojinete a condición que el sistema tenga un dispositivo para dar la alarma si el aceite deja de fluir. Dicha protección debe suministrarse en todos los generadores inatendidos cuyo tamaño o importancia lo justifica. En el caso de generadores atendidos, por lo general la protección solo hace sonar una alarma Empleo y quemado de fusibles de los transformadores de potencial del generador El quemado del fusible de un transformador de potencial puede ocasionar que ciertos relevadores disparen los interruptores de generador. Dichos relevadores son de aquellos tipos que emplean la tensión de retención, tales como los de tensión controlada o del tipo de distancia utilizados para la protección de la perdida de la excitación o de respaldo de falla externa. La solución adecuada a este problema no es el retiro completo de todos los fusibles. la practica preferida es poner fusibles en ambos circuitos, primario y secundario. Sin embargo o, pueden omitirse los fusibles secundarios de los circuitos de los relevadores o de otros dispositivos donde el funcionamiento correcto es tan esencial que es "preferible incurrir en los peligros asociados con la posible destrucción del TP debidos a un cortocircuito secundario sostenido en lugar de arriesgar la interrupción de la tensión de suministros a dichos dispositivos como resultado de un cortocircuito


momentáneo". Por lo general se toma apoyo de esta cláusula para no poner fusibles en el secundario y el resultado con esta práctica ha sido muy bueno. no deben omitirse los fusibles primarios, pero deben seleccionarse para que no se quemen en corriente magnetizarte transitoria de conexión u de otros transitorios. Cuando no es suficientemente seguro el empleo separado de fusibles secundarios contra las consecuencias del quemado de estos puede utilizarse un relevador de equilibrio de tensión que compara las magnitudes de las tensiones de la fuente de condensación con las tensiones de otra fuente que son siempre iguales en otra forma aproximada a las tensiones de la primera a menos que se queme el fusible. Con transformadores de potencial estrella- estrella, puede utilizarse un conjunto de TP auxiliares conectados en estrella-delta rota, con un relevador de tensión alimentado de la tensión entre el vértice abierto de la delta, para abrir el circuito de disparo cuando se queme uno o mas fusibles. Protección de los auxiliares de la estación Los auxiliares de potencia de la estación se tratan en forma diferente del equipo similar utilizado en otra parte. Por lo general se percibe que merece equipo de protección de muy elevada calidad. Sin embargo, al mismo tiempo, ciertos aulxiares llamados "esenciales" se mantienen en servicio bajo supervisión manual durante condiciones de sobrecarga que por lo general originan el disparo. La Referencia 46 recalca la importancia de mantener girando los motores auxiliares cuando representan disturbios del sistema, y describe técnicas para efectuar esto. La Referencia 47 es una recolección de varios artículos sobre el efecto de la reducción de la tensión y la frecuencia en las capacidades de las plantas de potencia. Protección del primomotor Exceptuando la protección contra la monitorización y sobrevelocidad, la protección de un primomotor y del equipo mecánico asociado no se estudiara en este libro.

PROTECCION DE MOTORES Protección contra cortocircuito de los arrollamientos del estator La protección de corriente es el tipo básico que se utiliza para la protección contra cortocircuito de los arrollamientos del estator. El equipo para este tipo de protección comprende desde fusibles para tensiones de motor de 600 volts y menores, pasando por los elementos de sobrecoriente de disparo de acción directa en interruptores, hasta relevadores de sobre corriente e interruptores separados para tensiones de 2200 volts y mas elevadas. Deberá de proporcionarse la protección contra una falla en cualquier conductor no puesto a tierra entre el dispositivo del interruptor y el motor, que incluye los arrollamientos del estator. En donde se utilizan fusibles o dispositivos de disparo de acción directa, debe haber un elemento de protección en cada conductor no puesto a tierra. En donde se utilizan relevadores y transformadores de corriente con el llamado disparo de c-a desde la salida de los transformadores de corriente, se requiere un TC y un relevador para cada conductor no puesto a tierra. Motores diferentes de los de servicio esencial. Para todos los motores excepto los de servicio esencial, la práctica es proporcionar relevadores de sobre corriente de fase y tierra, ambos de tiempo inverso e instantáneo para disparo automático. La protección diferencial de porcentaje se suministra a los motores grandes. La practica de los fabricantes es recomendar dicha protección para motores de los valores nominales siguientes> a)


1500 hp y mayores de 2200 volts a 4999 volts inclusive b) 501 hp y mayores, de 5000 volts y mas elevados. La ventaja de la protección diferencial de porcentaje es proporcionar una protección más rápida y más sensible que la protección de sobre corriente, y que al mismo tiempo no funcionara en el arranque o durante otras sobrecorrientes transitorias. Motores de servicio esencial. Para motores de servicio esencial por lo general se omiten los relevadores de sobre corriente de fase de tiempo inverso, dejando los relevadores instantáneos de fase y los relevadores de tierra de tiempo inverso e instantáneos, o los relevadores diferenciales, si se aplica. La razón para la omisión es que el interruptor del motor debe dispararse en forma automática solo en el caso de cortocircuitos y no dispararlo por cualquier otra razón. Protección contra el sobrecalentamiento del estator Todos los motores necesitan protección contra el sobrecalentamiento que resulta de la sobrecarga, perdida de velocidad del rotor, o corrientes desequilibradas de este. Para obtener una protección completa, los motores trifásicos deben tener un elemento de sobrecarga en cada fase, esto se debe a que un circuito abierto en el suministro al transformador de potencia que alimenta un motor originara como máximo dos veces el flujo de corriente en una fase del mismo que en cualquiera de las otras dos, como se muestra en la figura 21. En consecuencia, se deben proporcionar elementos de sobre corriente en las tres fases, para estar seguro de que habrá un elemento de sobrecarga en la fase mas cargada, sin importar cual fase del transformador de potencia esta en circuito abierto. Los motores monofásicos solo requieren un elemento de sobrecargaren uno de los conductores.

Motores diferentes de los de servicio esencial. Exceptuando algunos motores de servicio esencial, cuya protección será discutida mas adelante, la practica es proporcionar para motores designados a menos de 1500 hp malquiera de los relevadores térmicos de sobre carga del tipo replica o relevadores de sobre corriente de tiempo inverso de tiempo largo o dispositivos de disparo de acción directa para desconectar un motor de su fuente de suministro para en el caso de sobrecarga. El tipo de relevador que se utilice es en toda su amplitud un asunto de preferencia personal. Siendo iguales otras cosas, el tipo replica proporcionara, por lo general, la mejor protección debido a que, como se muestra en la figura 22 su característica corriente / tiempo se ajusta en forma mas aproximada a la característica de calentamiento de un motor sobre la zona completa de sobre


corriente, esta puede tomar en cuenta también el efecto del calentamiento de la carga en el motor antes que ocurra la condición de sobrecarga. Los relevadores de sobrecarga también proporcionaran protección en el caso de cortocircuito de fase a fase, y en la practica un conjunto de estos sirve para ambos propósitos siempre que sea posible. Una inspección de la practica de un numero de compañía de potencia motor que se utiliza un solo conjunto de relevadores de sobre corriente de tiempo inverso de tiempo largo, ajustados para ponerse en trabajo de 125% a 150% de la corriente nominal del motor, para protección combinada de cortocircuito y sobre carga de motores auxiliares no esenciales están suplementados por relevadores de sobre corriente instantáneos ajustados como ya se describió. Los motores mayores de los designados a cerca de 1500 hp están provistos por lo general con detectores de temperatura de resistencia alojados en las ranuras del estator entre los arrollamientos. Los motores enfriados o ventilados en forma especial pueden requerir otros tipos de equipo de protección que los recomendados aquí. Para emplear protección en dichos motores deben obtenerse las recomendaciones del fabricante.

Motores de servicio esencial. La protección recomendada para algunos motores de servicio esencial se basa en la reducción de las posibilidades de disparar en forma innecesaria el motor, dicha práctica puede perjudicar algunas veces a este. Los relevadores instantáneos deberán ser del tipo de reposición elevada para estar seguro de que se repondrán cuando la corriente regresa a la normal después de que ha disminuido la corriente transitoria de conexión de arranque. La protección proporcionada por este tipo se muestra en la Fig.23. Para motores de servicio esencial en los cuáles se desea el disparo automático además de la alarma para sobrecargas entre 115% de la corriente nominal y la puesta en trabajo de los relevadores de sobre corriente instantáneos, deberán utilizarse relevadores térmicos ya sea del tipo replica o del tipo de detector de temperatura de resistencia, dependiendo del tamaño del motor. Dichos relevadores permiten un margen de funcionamiento para sobrecargas mas allá del punto donde se haría sonar la alarma, pero sin perjudicar al motor de modo tal que este deba repararse antes de que pueda utilizarse de nuevo.


Protección contra el sobrecalentamiento del rotor Motores de inducción jaula de ardilla. Los relevadores del tipo replica o los de sobrecorriente de tiempo inverso, recomendados para la protección contra el sobrecalentamiento del estator, protegerán por lo general al rotor excepto donde intervienen una carga de inercia elevada, en dichas aplicaciones debe consultarse el fabricante para dichas aplicaciones. En los casos donde se utiliza la protección del detector de temperatura de resistencia, solo debe agregarse un relevador del tipo replica o de sobrecorriente de tiempo inverso para la protección del rotor durante el arranque. Motores de inducción de rotor devanado. No se puede dar recomendaciones generales para este tipo de motor. , sino mencionar que es posible que el rotor no este protegido por el equipo de protección contra el sobrecalentamiento del estator que ha sido descrito. Para cada aplicación se debe consultar al fabricante. Motores sincrono. deberá proporcionarse protección contra el sobrecalentamiento del amortiguador durante el arranque o la perdida de sincronismo para todos los motores cargados al arranque (un motor cargadora la arranque es aquel que no es un condensador sincrono o un motor que maneja un generador, incluye cualquier motor que maneje una carga mecánicamente aunque puedan emplearse medios automáticos de descarga. La protección contra sobrecalentamiento no se requiere para motores sin carga al arranque. La protección contra perdida de sincronismo que se suministra en forma directa o indirecta será la suficientemente necesaria. Deberá suministrarse protección contra el sobrecalentamiento del arrollamiento del campo debido a la sobreexcitacion prolongada para motores y condensadores


sincronos con reguladores automáticos de tensión sin características automáticas que limiten la corriente de campo. Protección contra la pérdida del sincronismo Todos los motores sincronos cargados al arranque deberán tener protección contra la pérdida de sincronismo, dispuesta de tal modo que permita retirar en forma temporal la carga y la excitación para aplicarlas cuando se permitan. De otro modo se desconecta el motor de su fuente. Para motores sin carga al arranque, excepto el motor sincrono de un convertidor de frecuencia, la combinación de las protecciones contra baja tensión, contra la perdida de la excitación y la de sobrecorriente del generador de c-d que por lo general se proporcionan darán protección satisfactoria contra la perdida del sincronismo. Todos los convertidores de frecuencia que interconectan dos sistema deberán estar protegidos contra la perdida de sincronismo en el lado sincrono de la maquina. En grupos sincrono/sincrono, puede ser necesaria la protección en ambos lados. El equipo de protección por relevadores deberá disponerse para disparar el interruptor principal. Protección contra baja tensión Todos los motores de c-a excepto los motores de servicio esencial deberán tener protección contra baja tensión en una fase, al menos, durante el arranque y la marcha. Para motores polifásicos mayores de 1500 hp, por lo general se proporciona protección polifásica contra baja tensión. Siempre que sea posible, el equipo de protección deberá tener características de acción retardada de tiempo inverso. No deberá utilizarse “la liberación contra baja tensión”, que solo proporciona un paro temporal en la falla de la tensión y que permite el rearranque automático cuando se establece la tensión, con equipo como maquinas herramientas, etc. Donde dicho rearranque automático puede ser peligroso para el personal o va en detrimento del proceso o del equipo. Protección contra pérdida de la excitación Todos los motores síncronos sin carga al arranque que no tienen protección contra la perdida de sincronismo, como se describió en otra parte, y que no tiene reguladores automáticos de tensión, deberán tener protección contra perdida de la excitación mediante un relevador de baja corriente de reposición de acción retardada, de ajuste bajo, cuya bobina debe instalarse en serie con el arrollamiento del campo. Si un motor tiene protección contra perdida de sincronismo contra el sobrecalentamiento del amortiguador, y contra el sobrecalentamiento del estator, estos equipos proporcionan en forma indirecta la protección contra perdida de la excitación. Protección contra fallas a tierra Puede utilizarse el mismo equipo como el descrito para generadores, si el tamaño o impedancia del motor lo justifica.


PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES

Este capitulo descrita las prácticas de protección para transformadores de los tipos simientes cuyo valor nominal de banco trifásico es de 501 kva y mayores:

1. Transformadores de potencia

2. Autotransformadores de potencia

3. Transformadores de regulación

4. Reguladores de tensión escalonados

5. Transformadores de puesta a tierra

6. Transformadores de homo de arco

7. Transformadores de rectificador de potencia En contraste con los generadores, en los que pueden surgir muchas circunstancias anormales, los transformadores sólo pueden sufrir cortocircuitos, circuitos abiertos y sobrecalentamiento en los arrollamientos. En la práctica no está previsto el relevador de protección contra circuitos abiertos debido a que éstos en sí no son perjudiciales. En la práctica general, aun para transformadores no atendidos tampoco está prevista la protección contra sobrecalentamiento o sobrecarga; puede haber accesorios térmicos para hacer sonar una alarma o para controlar bancos de ventiladores, pero con sólo pocas excepciones, por lo general no se practica el disparo automático de los interruptores de los transformadores. Una excepción es cuando el transformador proporciona una carga definida predecible. Puede considerarse la protección de respaldo para fallas externas como una forma de protección de sobrecarga, pero la puesta en marcha de dicho equipo de protección es por lo general muy elevada para proporcionar una protección eficaz al transformador, excepto en el caso de cortocircuitos prolongados. Resta, entonces, sólo la protección contra cortocircuitos en los transformadores o en sus conexiones, y la protección de respaldo contra falla externa. Además, en la práctica los casos son los mismos si los transformadores están o no atendidos. TRANSFORMADORES Y AUTOTRANSFORMADORES DE POTENCIA

La selección de la protección diferencial de porcentaje para protección contra cortocircuitos

En la práctica los fabricantes acostumbran recomendar protección diferencial de porcentaje para la protección contra cortocircuitos para todos los bancos de transformadores de potencia cuya capacidad trifásica es 1 000 kva y mayores. Un muestreo de un gran número representativo de compañías de potencia demostró que una minoría favorecía la protección diferencial para bancos tan bajos como 1 000 kva, pero que prácticamente era unánime la aprobación de dicha protección para bancos designados a 5 000 kva y mayores. Para aplicar estas recomendaciones a autotransformadores de potencia, deberán tomarse las capacidades nominales anteriores como el "tamaño físico equivalente" de bancos de autotransformadores, donde dicho tamaño iguala la capacidad nominal multiplicada por 1 - (VB – VA), y donde VB y VA son los valores nominales de las tensiones en los lados de baja y alta tensión, respectivamente. En el informe de una primera encuesta se incluyó una recomendación para que los interruptores se instalasen en las conexiones de todos los arrollamientos cuando se conecten en paralelo bancos mayores de 5000 kva. Un informe más reciente no es muy claro acerca de esto, pero nada se ha dicho que cambie la primera recomendación. Más adelante se considerará la protección de bancos en paralelo sin interruptores separados y la de un solo banco en el que finaliza una línea de transmisión sin interruptor de alta tensión. El relevador diferencial deberá hacer funcionar un relevador auxiliar de reposición manual que dispara todos los interruptores de los transformadores. La característica de reposición manual es para disminuir la probabilidad de que un interruptor de transformador se recierre en forma inadvertida, sujetando así al transformador a un daño adicional innecesario.


Donde las líneas de transmisión con protección de alta velocidad finalizan en la misma barra colectora que la de un banco de transformadores, éste deberá tener protección de alta velocidad. Esto no sólo es necesario por la razón que la propia línea lo exige, sino también porque permite que el tiempo de la segunda zona de los relevadores de distancia "que ven" hacia la barra colectora esté con un ajuste más bajo y sin embargo sea selectivo. Conexiones de los transformadores de corriente para relevadores diferenciales Una regla simple es que los TC en cualquier arrollamiento en estrella de un transformador de, potencia deberán conectarse en delta, y los TC en cualquier arrollamiento en delta deberán conectarse en estrella. Esta regla es raramente quebrantada. Más adelante, demostraremos su base. El problema que resta es cómo hacer las interconexiones requeridas entre el TC y el relevador diferencial. Dos requisitos básicos que deben satisfacer las conexiones del relevador diferencial son. (1) no debe funcionar para carga o fallas externas, y (2) debe funcionar para fallas internas bastante severas. Si no se sabe cuáles son las conexiones apropiadas, el procedimiento consiste en hacer primero las conexiones que satisfagan el requisito de no disparar en fallas externas. Después, las conexiones se pueden probar en su capacidad para proporcionar el disparo en fallas internas. Tomemos como ejemplo, el transformador de potencia estrella-delta de la Fig. 1, El primer paso es suponer en forma arbitraria las corrientes que fluyen en los arrollamientos de éste en cualquier dirección que se desee, sólo para observar los requisitos impuestos por las marcas de polaridad para que las corrientes fluyan en direcciones opuestas en los arrollamientos en el mismo núcleo, como se muestra en la Fig. 1. Supondremos también que todos los arrollamientos tienen el mismo número de espiras de tal manera que las magnitudes de las corrientes sean iguales, despreciando la componente muy pequeña de la corriente de excitación, (Una vez que se han determinado las conexiones apropiadas, pueden tomarse en cuenta muy fácilmente las relaciones reales de espiras.)

Con base en lo anterior, la Fig, 2 muestra las corrientes que fluyen en las terminales del transformador de potencia y en los


primarios de los TC para el caso de falla extrema en el que el relevador no debe disparar. Estamos suponiendo que no fluye corriente por la tierra del neutro del arrollamiento estrella; en otras palabras, estarnos suponiendo que la suma vectorial de las corrientes de las tres fases es igual a cero.

El siguiente paso es conectar uno de los conjuntos de los TC en delta o en estrella, de acuerdo con la regia ya discutida; sin importar cómo esté hecha la conexión, esto es, en un sentido o invertida. Después, debe conectarse el otro conjunto de TC también de acuerdo con la regla, pero ya que se han escogido las conexiones del primer conjunto de TC, no importa cómo se conecte el segundo; esta conexión debe hacerse en tal forma que las corrientes secundarias circulen entre los TC como se requiere en el caso de falla externa. En la Fíg, 3 se demuestra un diagrama completo de co-nexiones que satisface los requisitos- Las conexiones se mantendrían correctas aún si se invirtieran las de ambos conjuntos de TC.


No se darán aquí pruebas de que el relevador tenderá a funcionar en las fallas internas, pero el lector puede satisfacerse fácilmente dibujando los diagramas del flujo de corriente para las fallas supuestas. Se encontrará que la protección es útil en caso de Fallas entre espiras así como en caso de fallas entre fases o a tierra, si la corriente de falla es bastante elevada. Examinemos ahora la regia que nos dice cómo conectar los TC en estrella o en delta. En realidad, para la suposición hecha al llegar a la Fig. 2, es decir, que la suma de las corrientes de las tres fases es igual a cero, podríamos haber utilizado TC conectados en estrella en el lado estrella y TC conectados en delta en el lado delta. En otras palabras, no importaría cuál par de combinaciones de los TC fuera utilizada en Codas las condiciones de falla externa, excepto para fallas a tierra en el lado estrella del banco. O bien, esto no importaría, si el neutro del transformador no estuviera puesto a tierra. El punto significativo es que, en una falla externa, debemos utilizar la conexión delta cuando puede influir corriente de tierra en los arrollamientos en estrella (o recurrir a la "derivación de la corriente de secuencia cero" que se discutirá más adelante). La conexión delta de los TC hace circular dentro de ésta a las componentes de secuencia cero de las corrientes y no las deja pasar por las conexiones externas del relevador. Esto es necesario debido a que no hay com-ponentes de secuencia cero de la corriente en el lado de la delta del transformador de potencia para fallas a tierra en el lado de la estrella: por lo tanto, no hay posibilidad de que circulen en forma sencilla las corrientes de secuencia cero entre los conjuntos de los TC, y si los TC en el lado de la estrella no estuvieran conectados en delta, los componentes de secuencia cero fluirían en las bobinas de funcionamiento y originarían que el relevador funcionase en forma indeseada en las fallas a tierra externas. El hecho de que la conexión en delta de los TC excluya las corrientes de secuencia cero del circuito secundario externo no significa que el relevador diferencial no pueda funcionar en forma accidental en las fallas monofásicas a tierra en el transformador de potencia; el relevador no recibirá componentes de secuencia cero, pero recibirá y funcionará, a partir de las componentes de secuen-cia positiva y negativa de la corriente de falla.


Las indicaciones anteriores para hacer las interconexiones de los TC y el relevador se aplican por igual en los transformadores con más de dos arrollamientos por fase; sólo es necesario considerar dos arrollamientos a un tiempo como si fueran los Únicos. Por ejemplo, para transformadores de tres arrollamientos considérense primero los arrollamientos H y X. Después, considérense H y Y, utilizando las conexiones de los TC ya escogidas para el H, y determínense las conexiones de los TC del Y. Si esto se hace en una forma adecuada, las conexiones para los arrollamientos X y Y serán compatibles automáticamente. La Fig. 4 muestra las conexiones esquemáticas para la protección del transformador principal y el transformador de potencia de Servicios propios de la estación en donde un generador y su transformador de potencia funcionan como una unidad. Para simplificar la figura, sólo se muestra el diagrama unífilar con las conexiones indicadas de los TC y el transformador de potencia. Se notará que una bobina de retención está alimentada por la corriente del interruptor de la barra colectora de servicios propios, en el lado de baja tensión del transformador de dichos servicios, en paralelo con el TC en el extremo neutro del arrollamiento del generador; esto es para obtener la ventaja de superponer las zonas de protección adyacentes alrededor de un interruptor, como se explicó en el Cap. 1. Se utiliza un relevador diferencial separado para proteger el transformador de potencia de servicios propios, debido a que el relevador que protege al transformador de potencia principal no es lo suficientemente sensible para proporcionar esta protección; con un generador de turbina de va-por, el banco de servicios propios no es mayor de 10% del tamaño del banco principal, y en consecuencia, los TC utilizados para éste tienen relaciones que son casi 10 veces las que se desearían para la protección más sensible del transformador de servicios propios. Con un generador turbina hidráulica, el transformador de servicios propios se acerca más al 1% del tamaño del transformador principal; en consecuencia, la impedancia del primero es tan elevada que una falla en su lado de baja tensión no puede hacer funcionar el relevador que protege al transformador principal aun si se omiten los TC del lado de baja tensión del transformador de servicios propios; por lo tanto, para generadores hidroeléctricos la práctica es omitir estos TC y conservar la protección diferencial separada para el banco de servicios propios. Para disminuir el daño que ocurre como consecuencia de una falla en el transformador de servicios propios, deberá utilizarse protección diferencial de alta velocidad de porcentaje tanto en éste como en el transformador de potencia principal.

La Fig. 5 muestra la forma usual de proteger un banco con conexión Scott. Este arreglo no protegería contra una falla a tierra en la fase b’, pero, ya que ésta está en el lado de baja tensión donde es improbable una fuente de corriente de tierra, dicha posibilidad tiene poca importancia.


Una objeción más práctica a la Fig. 5, pero aún de importancia secundaria, es que, para ciertas fallas entre espiras o fase a fase, solo puede funcionar una mudad del relevador. Esto contrasta con la práctica general de proporcionar tres unidades de relevadores para proteger bancos trifásicos donde, para cualquier falla de fase a fase, pueda funcionar dos unidades, con lo cual se obtiene el doble de seguridad ya que al menos una unidad originará el disparo. Sin embargo, ya que los bancos conectados en Scott sólo se utilizan en o cerca de la carga, es discutible si puede justificarse el costo adicional de una protección ligeramente más digna de confianza.

Una alternativa que no tiene las desventajas técnicas de la Fig. 5 se muestra en la Fig. 6. En la bibliografía se dan referencias de otras formas del banco conectado en Scott y su protección di-ferencial. Los TC conectados diferencialmente deberán ponerse a tierra en un solo punto. Sí se incluye más de un conjunto de TC conectados en estrella, deberán interconectarse los neutros con cable aislado y ponerlos a tierra en un solo punto. Sí las tierras se hacen en dos o más puntos diferentes aun en una barra colectora de baja resistencia, las corrientes de falla que fluyen en la barra colectora de tierra pueden producir grandes diferencias de potencial entre las tierras de los TC, y originar así que la corriente fluya en el circuito diferencial. Dicho flujo de corriente puede originar el disparo innecesario de los relevadores diferenciales o causar daño a los conductores del circuito.


La derivación de la corriente de secuencia cero. La derivación de la corriente de secuencia cero se describió en el Cap. 7. Dicha derivación es útil donde se necesite excluir las componentes de secuencia cero de la corriente de los circuitos secun-darios externos de los TC conectados en estrella. Dicha derivación permitirá conectar los TC en estrella en el lado de la estrella de un transformador de potencia y en delta en el lado de la delta. Rara vez se aprovecha esta posibilidad debido a que por lo general no hay impedimento en utilizar las conexiones convencionales, y de hecho se prefieren éstas. La derivación es útil algunas veces para la aplicación de la Fig. 7, en donde se va a incluir en la zona de protección del banco principal un transformador de puesta a tierra en el lado de la delta de un transformador de potencia estrella-delta. Se hace resaltar que como se indica en la Fig. 7, el neutro de la conexión del relevador no deberá estar conectado al neutro de los TC pues esto disminuiría la eficacia de la derivación. Tampoco los TC escogidos para la derivación se saturarán para las tensiones que pueden aplicarse cuando fluyan grandes corrientes de fase.


Relaciones de los transformadores de corriente para relevadores diferenciales La mayoría de los relevadores diferenciales para protección de transformadores de potencia tienen tomas, o se utilizan con auto transformadores auxiliares que las tienen, para compensar las rela-ciones de los TC que no sean tan exactas como se desean. En donde se puede seleccionar la relación del TC, como con los TC de protección del tipo boquilla, lo mejor es escoger la relación máxima del TC que dará una corriente secundaria lo más cercana posible a la toma nominal más baja del relevador. El propósito de esto es disminuir el efecto del circuito que se conecta entre los TC y el relevador (por la misma razón que utilizamos alta tensión para disminuir las pérdidas de la línea de transmisión). Para cualquier toma que se utilice del relevador, la corriente proporcionada a éste en condiciones de máxima carga será lo más cercana posible a la capacidad continua para esa toma; esto supone que el relevador estará Funcionando con su máxima sensibilidad cuando ocurren fallas. Sí la corriente proporcionada es sólo de la mitad del valor nominal de la toma, el relevador sólo tendrá la mitad de su sensibilidad, etc. Cuando se seleccionan las relaciones de los TC para transfor-madores de potencia que tienen más de dos arrollamientos por fase, se deberá suponer que cada arrollamiento puede conducir la carga nominal total de fase. El ajuste adecuado de las relaciones de los TC y de las tomas del relevador o del auto transformador depende de las relaciones de transformación de la corriente entre los diversos arrollamientos del transformador de potencia y no de sus valores nominales de plena carga. Esto se debe a que las relaciones entre las corrientes que fluirán en los arrollamientos durante fallas externas no dependerán de sus valores nominales sino de las relaciones de transformación de las mismas.

Requisitos de precisión del transformador de corriente para relevadores diferenciales Por lo general se necesitan hacer ciertos cálculos de precisión del TC cuando se aplican relevadores diferenciales de transformadores de potencia. Estos cálculos requieren el conocimiento de las características del TC ya sea en forma de las curvas del factor de corrección de relación o las curvas de excitación y datos de impedancia. Por lo general se precisan dos tipos de cálculos. Primero, es necesario conocer en forma aproximada qué errores se esperan del TC para las fallas externas. Los relevadores diferenciales de porcentaje para protección de transformadores de potencia tienen por lo general pendientes de porcentaje ajustable. Este tema se tratará con más detalle más adelante, pero el conocimiento de cuáles serán los errores del TC es un factor que determina la selección de la pendiente en porcentaje. El otro tipo de cálculo es para evitar la posibilidad del bloqueo en fallas internas, como se describió en el Cap. 10 para la protección diferencial del generador; dicho cálculo es particularmente necesario en el relevador de "restricción de armónicas", que se describirá más adelante. Para procedimientos de-tallados de aplicación, deberán seguirse los instructivos de los fabricantes, El método dado en el ejemplo del Cap. 10 para el cálculo de los errores del TC en estado estable en un circuito del relevador diferencial del generador también se aplica al del transformador de potencia, con menos excepciones. El hecho de que algunos TC puedan estar en delta introduce una ligera complicación, pero el cálculo del circuito es simple aún. Un estudio basado en cierto equipo del fabricante con el que está asociado el autor mostró que los requisitos mínimos para los TC de boquilla son los de la tabla que se acompaña. El hecho de que los TC de protección del tipo boquilla puedan funcionar en su toma mínima de relación de espiras hace necesario que el valor nominal del arrollamiento completo sea más elevado que si se utilizara el arrollamiento completo.

Número de Valor Nominal de Precisión ASA Espiras Secundarias (Arrollamiento Completo)

120 10L200 240 10L400 400 10L400 600 10L400 800 10L800 1000 10L800 1200 10L800


Selección de la pendiente porcentaje I para relevadores diferenciales. Por lo general se compone de relevadores diferenciales de porcentaje con diferentes pendientes de porcentaje; éstos pueden ajustarse de tal forma que un solo relevador puede tener cualquiera de las distintas pendientes. El propósito de la característica de la pendiente de porcentaje es un funcionamiento inadecuado del relevador debido a "desequilibrios" entre los TC durante fallas extremas que surgen de una acumulación de desequilibrios por las razones siguientes: (1) conmutación de tomas de regulación en el transformador de potencia; (2) desequilibrio entre las corrientes del TC y la capacidad de las tomas del relevador; y (3) la diferencia entre los errores de los TC en cualquier lado del transformador de potencia. Muchos transformadores de potencia tienen tomas que darán ± X% de cambio en la relación de transformación. La práctica es seleccionar las relaciones del TC y las tomas del relevador o auto transformador para equilibrar las corrientes en el punto medio de la zona de conmutación de las tomas de regulación; en esa base, el desequilibrio máximo que puede ocurrir por esta causa es X%. El desequilibrio máximo inevitable entre las corrientes del TC y los valores nominales de las tomas del relevador es la mitad de la diferencia entre dos valores nominales de las tomas del relevador, expresada en porcentaje. El porcentaje de la diferencia entre los errores del TC debe determinarse en la falla externa que produzca el error máximo; lo mejor que podemos hacer es calcularla con base al estado estable. Deberíamos suponer que los tres desequilibrios están en la misma dirección para obtener el desequilibrio máximo posible. Después súmese un 5% a este valor, y el nuevo total es la pendiente mínima en porcentaje que debería utilizarse.

Protección de un transformador de tres arrollamientos con un relevador diferencial de porcentaje para dos arrollamientos Un relevador diferencial de porcentaje para dos arrollamientos no se utilizaría para proteger un transformador de tres arrollamientos, a menos que sólo haya una fuente de generación detrás de un lado da un transformador de potencia. La Fig. 8 muestra que, cuando se utiliza un relevador para dos arrollamientos, los secundarios de los TC en dos lados del transformador de potencia, deben estar en paralelo. Si hay una fuente de generación detrás de uno de estos lados, podrían darse las condiciones mostradas por las flechas de la Fig. 8. En caso de una falla externa en el otro lado puede haber suficiente desequilibrio entre las corrientes del TC, ya sea debido al desequilibrio o a errores o bien a ambos, para originar que el relevador diferencial funcione en forma inadecuada. El relevador no tendría el beneficio de la retención de la corriente de paso, que es la base para utilizar el principio diferencial de porcentaje. En lugar de eso, sólo fluiría la corriente de desequilibrio en todas las bobinas, de funcionamiento y en la mitad de la bobina de retención, de hecho, esto constituye un desequilibrio de 200%, y sólo es necesario que la corriente de desequilibrio esté arriba de la puesta en marcha mínima del relevador para que éste funcione. Desde luego, puede utilizarse un solo relevador para dos arrollamientos, si los dos lados de los TC que están en paralelo en la Fig. 8 sólo suministran carga y no se conectan a una fuente de gene-ración.


La Fig. 9 muestra que, si se utiliza un relevador de tres arrollamientos, habrá siempre retención de corriente de paso para la retención del relevador contra 1 un clon amiento indeseado. Una ventaja adicional de un relevador para tres arrollamientos con un transformador de tres arrollamientos es que, donde existe el tipo de relevador que tiene tomas para el ajuste de las corrien-tes secundarias del TC, es a menudo innecesario utilizar algunos TC auxiliares. De este modo, un relevador de tres arrollamientos puede utilizarse satisfactoriamente donde es suficiente uno de dos arrollamientos.


Efecto de la corriente magnetizante transitoria de conexión en relevadores diferenciales. La forma en que se conectan los TC y la forma en que cierran las relaciones de éstos y las tomas del relevador protección diferencial desprecia la componente de la con excitación del transformador de potencia. En realidad, origina que la comente fluya en la bobina de función del relevador, pero ésta es tan pequeña bajo condiciones de carga que el relevador no tiene tendencia a funcionar, cualquier condición que determine un cambio en los flujos de inducción en un transformador de potencia el flujo de corriente magnetizantes en forma y éstas producirán una tendencia de funcionamiento en un diferencial. La corriente transitoria máxima de conexión y la de funcionamiento del relevador ocurren cuando se h desconectado un banco de transformadores y se cierra ente interruptor, con lo cual se aplica tensión a los arrollamientos en un lado, con los del otro desconectados de la carga o de la fuente. La Ref. 5 proporciona datos como los de las magnitudes y duración de dichas comentes transitorias de conexión. Cuando se alimenta un transformador con carga conectada o cuando ocurre o se desconecta un cortocircuito se originan transitorios de conexión menores en consideración pero aún problemáticos. El problema de estos transitorios de conexión problemáticos se discutirá más adelante bajo el encabezado "Protección de Bancos de Transformadores en Paralelo". El disparo ocasional debido al transitorio de conexión cuando se conecta un transformador es objetable debido a que éste se retarda al poner en servicio el transformador. Sólo se sabe que e] transformador puede tener una falla interna. En consecuencia, la cosa más segura es hacer las pruebas y la inspección necesarias para localizar el disturbio si lo hay, y esto lleva un tiempo considerable. Los relevadores diferenciales de porcentaje que funcionan con acción retardada de casi 0.2 seg. o más "pasarán por encima" del periodo transitorio de conexión sin funcionar. En donde se requieren relevadores de alta velocidad, es necesario utilizar por lo general un equipo de relevadores que esté diseñado especialmente para evitar el disparo indeseado en la corriente transitoria de conexión. Hay tres métodos que se emplean para impedir el funcionamiento en corrientes transitorias, los cuales se describirán enseguida. Desensibilizacion. Un tipo de equipo de sensibiliza cían consiste en un relevador de baja tensión con contactos "b" y que tiene el sistema de puesta en trabajo y reposición, de acción retardada; estos contactos están conectados en serie con una resistencia de bajo valor que pone en derivación la bobina de funcionamiento del relevador diferencial en cada fase. Esto se muestra en forma esquemática en la Fig. 10 para el relevador diferencial de una fase. El relevador de baja tensión se alimenta de un transformador de potencial conectado a las terminales del transformador de potencia entre éste y su interruptor de baja tensión. Cuando el transformador de potencia está desconectado, el relevador de baja tensión se repone, y sus contactos completan el circuito en derivación a través de la bobina de funcionamiento del relevador diferencial. El relevador de baja tensión no se pondrá en trabajo y no abrirá sus contactos hasta un corto tiempo después que se ha conectado el transformador de potencia, con lo cual desensibiliza el relevador diferencial durante el periodo de la corriente magnetizante transitoria de conexión. Durante el funcionamiento normal del transformador de potencia, se abre el circuito de sensibilización, no interfiriendo con la sensibilidad del relevador diferencial sí ocurre una falla en el transformador de potencia. Sí ocurriera una falla del transformador que repusiera el relevador de baja tensión, su acción retardada impediría la desensibilización del relevador diferencial después que éste hubiera tenido tiempo más que suficiente para funcionar, si iba a hacerlo. Una desventaja de dicho método de desensibilización es que puede retardar el disparo si ocurre un cortocircuito durante el periodo de la corriente magnetizante transitoria de conexión mientras se desensibiliza el relevador diferencial. Si la falla fuera lo bastante severa para reducir la tensión en tal forma que el relevador de desensibilización no pudiera ponerse en trabajo, el disparo dependería de que la corriente fuera lo bastante elevada para hacer funcionar el relevador diferencial en su estado de desensibilización. Esta es una desventaja algo más seria en vista del hecho de que la mayoría de las veces la probabilidad para que ocurra una falla es cuando el banco está desconectado. La otra desventaja es que este equipo no puede de sensibilizar al relevador


diferencial contra la posibilidad de funcionamiento indeseado durante la corriente magnetizante transitoria de conexión después de eliminar una falla externa. Esta no es una desventaja seria debido a que la desensibilización del tipo aquí descrito sólo se utiliza en relevadores que tienen casi 0.2 seg. De acción retardada, y de hecho no hay problema de disparo en la tensión de restablecimiento con dichos relevadores.

Supresor de Disparo.'Una mejora sobre el principio de desensibilización es el conocido "supresor de disparo". Tres relevadores de tensión de alta velocidad, conectados para ser accionados ya sea por tensión de fase a fase c-'fase a neutro, controlan el disparo por los relevadores diferenciales de porcentaje. Si los tres relevadores de tensión se ponen en trabajo durante el periodo transitorio de conexión, que se indica con una transformación del sonido o una corriente de falla muy baja, se alimenta un relevador de tiempo que cierra su contacto "a" en el circuito de disparo de los relevadores diferenciales después de una acción retardada suficiente para que no ocurra el disparo sólo en la corriente transitoria de conexión. Sin embargo, para cualquier falla que haga funcionar un relevador diferencial y reduzca además la tensión a un valor suficiente, de tal manera que al menos un relevador de tensión no se ponga en trabajo, el disparo ocurrirá en forma inmediata. En otras palabras, el disparo sólo se retarda para comentes de falla muy bajas que solo afectan ligeramente la tensión. Cualquier falla externa que disminuye la tensión lo suficiente como para originar una corriente transitoria de conexión significativa cuando la falla se elimine del sistema repondrá uno o más rele-vadores de tensión, reponiendo con eso el relevador de tiempo y abriendo el circuito de disparo en un tiempo suficientemente largo para asegurar que los relevadores diferenciales se habrán repuesto si tuvieron tendencia a funcionar. El supresor de disparo se puede emplear con relevadores diferenciales ya sean de alta velocidad o más lentos, pero su aplicación más amplia es con los relevadores de alta velocidad. En realidad, los relevadores de alta velocidad que no son en esencia selectivos entre las corrientes transitorias de conexión y las de falla, requieren supresores de disparo. Retención de Corriente Armónicas. El principio de "retención de corriente armónica" hace autodesensibilizante a un relevador diferencial durante el periodo de la corriente magnetizante transitoria de conexión, pero el relevador no está desensibilizado si ocurre un cortocircuito en el transformador durante el periodo mencionado, Este relevador es capaz de distinguir la diferencia


entre la corriente magnetizante transitoria de conexión y la de cortocircuito por la diferencia en la forma de onda. La corriente magnetizante transitoria de conexión se caracteriza por las grandes componentes armónicas que no están presentes notoriamente en la corriente de cortocircuito. Un análisis armónico de una onda de corriente de magnetización transitoria' conexión típica es tal como se muestra en la que se acompaña

Componente armonica

Amplitud en porcentaje de la fundamental

2 63 3 26.8 4 5.1 5 4.1 6 3.7 7 2.4

La Fig. 11 demuestra cómo se arregla el relevador para aprovechar el contenido de armónicas de la onda de la comente selectivo entre fallas y la magnetización transitoria de conexión. La Fig. 11 demuestra que la bobina de retención recibirá del transformador de la corriente de paso la suma rectificada la fundamental y las componentes armónicas. La bobina de funcionamiento sólo recibirá del transformador de la corriente diferencial la componente fundamental de ésta, estando las armónicas separadas, rectificadas y realimentadas en la bobina de retención. La componente de corriente directa, presenta en ambas corrientes, la magnetizante transitoria de conexión y la de falla descentrada, está bloqueada en forma amplia por los transformadores de las corrientes diferencial y de paso, y sólo produce un ligero efecto de retención.


Protección de bancos de transformadores en paralelo

Desde el punto de vista de la protección por relevadores se evitará el funcionamiento de dos bancos de transformadores en paralelo sin interruptores individuales. Para obtener una protección equivalente a aquella en la cual se utilizan interruptores individuales, se requerirían las conexiones de la Fig. 12. Para proteger como una unidad dos bancos de valores nominales iguales, que sólo utilizan los TC en los lados de los interruptores comunes de la fuente y un relevador sencillo, sólo se tiene la mitad de la sensibilidad que cuando se protege cada banco con sus propios TC; esto se debe a que las relaciones de los TC deben ser dos veces más elevadas que si se utilizaran TC individuales para cada banco, suponiéndose que ambos bancos tienen la capacidad, y que como resultado la come) secundaria para una falla dada será sólo la mitad como máxima Si un banco es menor que el otro, su protección tendrá menos la mitad de la sensibilidad. Con más de dos bancos, la protección es aún más deficiente.

Cuando los bancos de transformadores en paralelo están a alguna distancia de la estación generadora y tienen interruptores individuales puede surgir un posible problema molesto corriente magnetizante transitoria de conexión." Si un banco está conectado y se conecta un segundo banco después, se origina la corriente magnetizante transitoria de conexión no sólo el banco que acaba de ser conectado sino también hacia el banco que ya estaba conectado. Además, la corriente de ambos bancos descenderá a un valor mucho más bajo que cuando se conecta solo banco sin otros en paralelo. La magnitud de la corriente transitoria de conexión hacia el banco ya conectado no será tan eleva como la del banco que se conecta, pero puede exceder con veces el valor nominal de la corriente de plena carga de la presencia de la carga en el banco reducirá ligeramente su comer transitoria de conexión y aumentará su valor de decaimiento. En síntesis, el origen de lo anterior es como sigue: La corriente de c-d de la corriente transitoria de conexión hacia el banco que va a conectarse fluye a través de la resistencia de los circuito de la línea de transmisión entre los bancos de transformadores y fuente de generación produciendo así una componente de c-d la caída de tensión en la tensión aplicada a los bancos. Esta componente de c-d de la tensión origina un aumento de la corriente magnetizante de c-d en el banco ya conectado, cuyo valor es la componente de c-d de la corriente. Cuando las magnitudes las componentes de c-d en ambos bancos vienen a ser igual no hay componente de c-d en el circuito de la línea de transmisión que alimenta los bancos, pero hay una componente de c-d que circula en el circuito en anillo entre éstos. La constante de tiempo de esa corriente circulante de c-d encerrada, que sólo depende las constantes del circuito en anillo, es mucho mayor que la corriente de tiempo de la


componente de c-d en el circuito de la línea transmisión que alimenta los bancos. La Fig. 13 muestra los circuitos incluidos y las componentes de la corriente magnetizar en cada circuito. El significado de lo anterior es doble. Primero, los medios de desensibilización ya descritos para impedir el funcionamiento c relevador diferencial con la corriente magnetizante transitoria i conexión no son efectivos en el banco que ya está conectado. Sólo será efectiva la acción retardada en el funcionamiento del relevador diferencial para impedir el disparo indeseado. Sin embargo, si los bancos están protegidos por relevadores separados que tienen supresión del disparo o retención de armónicas, no ocurrirá el disparo indeseado. Segundo, si los bancos están protegidos como una unidad, el tipo de retención de corriente armónica puede originar aun el disparo indeseado debido a que, como se muestra en la Fig. 13, la onda total de la corriente viene a ser simétrica en breve y no contiene las necesarias armónicas pares requeridas para la retención.

Protección contra cortocircuito con relevadores de sobrecorriente

La protección contra sobrecorriente se emplea para la protección contra fallas de transformadores que tienen interruptores de circuito sólo cuando no puede justificarse el costo de la protección diferencial, La protección de sobre corriente no puede empezarse a comparar con la protección diferencial en sensibilidad. Deberán proporcionarse tres TC, uno en cada fase, y al menos dos relevadores de sobrecorriente de fase y un relevador de sobrecorriente de tierra en cada lado del banco de transformadores que se conecta a través del interruptor a una fuente de comente de cortocircuito. Los relevadores de sobre corriente deberán tener un elemento de tiempo inverso cuya puesta en trabajo pueda ajustarse un poco más elevada de la corriente nominal de carga máxima, es decir casi 150% de la máxima, y con acción retardada suficiente para que sean selectivos el equipo de protección de elementos adyacentes del sistema durante fallas externas. Los relevadores deberán tener también un elemento instantáneo cuya puesta en trabajo pueda hacerse un poco más elevada que la corriente máxima de cortocircuito para una falla externa o la corriente magnetizante transitoria de conexión.


Cuando el banco de transformadores está conectado a más de una fuente de corriente de cortocircuito, puede ser necesaria la direccionalidad, al menos para algunos de los relevadores de sobrecorriente, para obtener buena protección, lo mismo que selectividad para las fallas extremas. Los relevadores de sobrecorriente para la protección contra cortocircuito de transformadores proporciona también la protección de respaldo externa discutida en otra parte.

Relevadores de acumulación de gas y de presión. Una combinación del relevador de acumulación de gas y del de presión, conocida como relevador "Buchholz", apellido de su inventor, ha prestado servicio satisfactorio por más de 30 años en Europa y por 10 años en Canadá. Este relevador sólo se aplica a los transformadores del "tipo conservador" en el que el tanque del transformador está completamente lleno de aceite, y un tubo une dicho tanque a uno auxiliar, o "conservador", que actúa como cámara de expansión. En la tubería entre el tanque principal y el conservador están los dos elementos del relevador. Un elemento es una cámara de recolección de gas en la que se acumula el gas originado por la desinte-gración o descomposición lenta del aislamiento en presencia de un pequeño arco eléctrico, cuando se ha acumulado una cierta cantidad de gas se cierra un contacto, para hacer sonar por lo general una alarma. El gas acumulado puede extraerse mediante un analizador de gas para determinar la clase de aislamiento que está siendo perforado y saber con eso si está siendo deteriorado el aislamiento de la laminación, de un perno del núcleo o más. Este analizador de gas no oprima parte del relevador Buchholz. El otro elemento contiene una válvula que se hace funcionar por el paso del aceite a través de la tubería cuando ocurre una falla severa, y que cierra los contactos que disparan los interruptores del transformador. El elemento de acumulación de gas del relevador del tipo Buchholz no ha tenido utilización extensa en los Estados Unidos, debido a que el valor de dicha protección "ha sido subestimado", y en parte debido a que los transformadores del tipo de conservador no se construyen aquí en cierta cantidad. Del Canadá, donde se utilizan en forma amplia dichos relevadores, llegan informes muy favorables de la protección que éstos proporcionan en transformadores del tipo conservador. Sin embargo, los relevadores de presión, que se aplican a transformadores de gas amortiguador, están siendo utilizados en un grado creciente en los Estados Unidos. Se empieza a emplear un re-levador que funciona en respuesta al promedio de elevación de la presión del gas amortiguador.

Dichos relevadores son complementos valiosos de la diferencial u otras formas de protección, en particular para transformadores con circuitos complicados que no están bien adecuados a la protección diferencial, tales como ciertos transformadores de regulación y de rectificadores; éstos se considerarán más adelante. Muchos de aquellos que están familiarizados con el relevador Buchholz creen que el elemento de acumulación de gas es de más valor que el elemento de presión. Dicho elemento proporciona la primera advertencia de fallas incipientes, que permiten poner fuera de servicio al transformador y repararlo antes que se haga más extenso el daño. El valor de esta característica depende de qué tan grande es la proporción del número total de fallas de tipo incipiente, tales como las fallas del aislamiento de un perno de; núcleo o de la laminación, y la resistencia elevada o defectuosa de las uniones de los arrollamientos. La característica de acumulación de gas sólo es de valor si hay en servicio además un equipo de protección verdaderamente seguro que desconecte el transformador en forma rápida cuando ocurra un cortocircuito. Es evidente de lo anterior que los relevadores de acumulación de gas y de presión son valiosos principalmente como suplementos de otras formas de protección. En primer lugar, un transformador debe ser del tipo que se preste a dicha protección. Entonces, sólo se proporciona la protección contra fallas dentro del tanque del transformador; deben preverse otros tipos de protección diferencial para la protección en el caso de descargas disruptivas de las boquillas exteriores o fallas en las conexiones entre el transformador y sus interruptores. Cuando se emplean los relevadores de acumulación de gas y de presión, sensibles y seguros, el otro equipo de protección no necesita ser tan sensible, y por lo tanto el problema de impedir el funcionamiento indeseado durante la corriente magnetizante transitoria de conexión, se simplifica en gran parte. De hecho, se ha sugerido que donde se utilizan la protección de gas y de presión buena práctica es "observar" si funciona adecuadamente un levador diferencial u otro cuando se conecta un banco de transformador tanto que los elementos de gas y de presión no indique alguna falla interna.


Relevador de protección de puesta a tierra

En sistemas de neutro puesto a tierra, puede proporcionarse protección aislando de tierra el tanque del transformador excepto para una conexión a tierra a través de un TC cuyo secundario alimenta un relevador de sobrecorriente. Un arreglo semejante proporcionará protección sensible para descargas superficiales al tanque al núcleo, pero no responderá a fallas entre espiras o fallas en puntas del transformador. Disparo remoto Cuando una línea de transmisión finaliza en un solo banco de transformadores, con frecuencia la práctica es omitir el interruptor de alta tensión y evitar así un gasto considerable. Dicha práctica hace posible mediante lo que se llama "disparo transferido" o, de preferencia, "disparo remoto".

El disparo remoto es el disparo del interruptor en el otro extremo de la línea de transmisión en caso de fallas en el transformador de potencia. Los relevadores de protección en el otro extremo de línea no son lo suficientemente sensibles para detectar fallas entre espiras dentro del banco de transformadores. En consecuencia, el propio equipo de protección diferencial del banco de transformador dispara el interruptor de baja tensión de éste e inicia el disparo del interruptor en el otro extremo de la línea en una o dos formas básicas. Una forma de hacer que funcionen los relevadores distantes disparen su interruptor es lanzando un cortocircuito en la línea las terminales de alta tensión del transformador de potencia. Esto se hace arreglando los relevadores diferenciales del transformador para disparar el cerrojo cerrado del resorte de un interruptor desconexión en aire que pone a tierra una de las tres fases de la línea. Se utiliza un interruptor trifásico si hay recierre automático e otro extremo de la línea; esto es para proteger el transformador, contra el daño adicional impidiendo la aplicación de la tensión al transformador. Si no se utiliza el recierre automático, y si la estación está atendida, es suficiente un interruptor monofásico. La desventaja principal del método de disparo remoto de desconexión de puesta a tierra es que es un poco lento. Al tiempo de cierre del interruptor debe sumarse el tiempo de funcionamiento del equipo de protección y el tiempo de disparo del interruptor en el otro extremo; este tiempo total puede ascender a casi medio segundo o más, que es largo para la protección de transformadores. Desde luego, si se utiliza un interruptor trifásico de puesta a tierra, se desconecta el transformador tan pronto como cierre el interruptor. Otra desventaja es que, donde se utiliza el recierre automático, el sistema está sujeto a la sacudida de uno o más recierres sobre un cortocircuito. Puede ser necesario retardar el recierre para estar seguro de que el interruptor de puesta a tierra se cierra primero cuando ocurren las descargas superficiales de las boquillas de alta tensión del transformador. Que estas desventajas no son siempre muy serias se muestra por el hecho de que casi la mitad de las instalaciones en este país utilizan este metodo. La otra forma para disparar el interruptor distante es con un piloto. Puede utilizarse cualquiera de los tipos de piloto (hilo, corriente portadora, o bien onda centimétrica), dependiendo de las circunstancias. En cualquier caso, el equipo debe estar libre de la posibilidad del disparo indeseado debido a causas extrañas; esto se lleva a cabo por la transmisión de una señal de disparo que no es apta para duplicarse en otra forma. Uno de los métodos más satisfactorios es el conocido sistema de "desplazamiento de la frecuencia"; no sólo es más seguro este sistema sino que también es de alta velocidad, sólo requiere tres ciclos para alimentar la bobina de disparo del interruptor distante después que el relevador diferencial del transformador ha cerrado sus contactos de disparo. Utilizando dos canales de desplazamiento de la frecuencia, puede probarse el equipo sin ponerlo fuera de servicio. Una ventaja inherente del disparo remoto sobre un piloto es que la señal de disparo recibida puede bloquear también el recierre automático. Puede ser necesario, sin embargo, retardar el recierre unos cuantos ciclos para estar seguro que éste está bloqueado cuando ocurren las descargas superficiales en las boquillas de alta tensión del transformador.


Protección de respaldo contra falla externa Un banco de transformadores protegido en forma diferencial deberá tener relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso, alimentados de preferencia a partir de distintos TC que los asociados con los relevadores diferenciales, para disparar los interruptores del lado de la falla cuando persiste por mucho tiempo la falla externa. Una excepción es el arreglo del banco de transformadores de una unidad generador-transformador donde los relevadores de respaldo contra las fallas externas del generador proporcionan toda la protección de respaldo necesaria. Los relevadores de respaldo deberán funcionar de preferencia a partir de los TC localizados como en la Fig. 14; esto hace innecesario ajustar los relevadores de modo que no funcionen con la corriente magnetizante transitoria de conexión y de aquí que permita mayor sensibilidad y velocidad si se desea. Cuando el transformador está conectado a más de una fuente de corriente de cortocircuito, se requieren relevadores de respaldo en todos los circuitos, y algunos pueden necesitar al menos direccionalidad, como se índica también en la Fig. 15, para obtener buena protección y selectividad. Cada conjunto de relevadores de respaldo sólo deberá disparar un interruptor asociado, como se indica también en la Fig. 15.

Cuando un transformador tiene protección de sobrecorriente para protección contra cortocircuito debido a que no puede justificarse el costo de la protección diferencial, se utilizan los mismos


relevadores de sobrecorrieme para protección de respaldo. Se comprende que la combinación de dos funciones puede trabajar en desventaja de una o ambas, pero éste es el precio que debe pagarse a cambio de disminuir la inversión, TRANSFORMADORES DE REGULACIÓN Los transformadores de regulación pueden ser del tipo "en fase" o del tipo "defasador". El primero proporciona medios para aumentar o disminuir la tensión del circuito bajo carga en su localidad sin cambiar el ángulo de fase. El segundo cambia el ángulo de fase —y por lo general también la magnitud de la tensión— bajo carga. Un transformador de regulación puede utilizarse en un circuito solo o en conjunto con un transformador de potencia. O bien puede construirse la función del transformador de regulación dentro de un transformador de potencia.

Protección del tipo en fase La Fig. 16 muestra en forma esquemática el equipo de relevadores que se recomienda para la protección contra cortocircuitos internos. Deberá utilizarse la protección diferencial de porcentaje, semejante a la de generadores, para proteger el arrollamiento serie y sus conexiones a sus interruptores. Si el transformador de regulación está bastante cerca de un transformador de potencia en el mismo circuito, puede extenderse la zona de la protección diferencial del transformador de potencia para incluir al de regulación. La pendiente en porcentaje del relevador diferencial deberá ser bastante elevada para acomodar la gama completa del cambio de tensión, como ya se mencionó transformadores de potencia con cambiador de tomas de regulación.


Los arrollamientos excitadores necesitan equipo de protección separado debido a que el equipo que protege el arrollamiento serie no es lo suficientemente sensible para los arrollamientos excitadores. Esto se debe a que el valor nominal de la corriente de plena carga del arrollamiento excitador es mucho menor que la del arrollamiento serie y la corriente de cortocircuito es baja en proporción; por ejemplo, en un transformador de regulación que cambia la tensión del circuito en ±10%, el valor nominal de la corriente de plena carga del arrollamiento excitador será 10% de la del arrollamiento serie. La situación es la misma a la ya descrita para proteger dos transformadores de potencia de tamaño diferente con un relevador diferencial. En la práctica un relevador de equilibrio de corriente protege el arrollamiento excitador, como se muestra en la Fig., 16. Mientras que no hay falla en los arrollamientos excitadores, la corriente de excitación de un transformador de ±10% nunca excederá 10% de la corriente nominal del arrollamiento serie; el relevador de equilibrio de corriente funcionará siempre que la relación de la corriente del arrollamiento excitador a la de serie sea casi 25% más elevada que la relación máxima normal bajo condiciones de máxima elevación o disminución. Una precaución muy importante es que los TC que alimentan el relevador de equilibrio de corriente deben conectarse siempre en delta. Esto es por si el neutro de los arrollamientos excitadores se pone o no a tierra. La Fig. 17 muestra los resultados del estudio de una aplicación real donde una falla de fase a tierra extrema originaría que los relevadores de equilibrio de corriente de las fases B y C funcionaran en forma incorrecta sí se conectaran los TC en estrella. Se recomienda siempre que sea posible, que la protección de acumulación de gas y de presión suplemento el otro equipo de protección. O bien se recomendaría un relevador de protección de puesta a tierra si puede aislarse de ésta el tanque del transformador de regulación, debido a que se proporcionaría protección más sensible.


Protección del tipo defasador. El transformador de regulación del tipo defasador se protege, siempre que sea posible, en la misma forma que el de en fase. Sin embargo, con la protección diferencial de porcentaje convencional, todo lo que puede tolerarse es un defasamiento de 10°; un defasamiento semejante requiere que los relevadores diferenciales tengan casi 40% de pendiente y que los relevadores en dos fases funcionen antes que se permita el disparo, para no disparar en forma indeseada para fallas extremas. Cuando se incluyen defasamientos de más de 10°, son necesarias formas especiales del equipo de protección. Algunas veces pueden ser posibles ciertas modificaciones a la protección diferencial convencional, pero la base de dichas modificaciones es muy complicada para considerarla aquí. La protección de acumulación de gas y de presión se toma en más importancia donde no es completamente adecuada la protección diferencial total. A menudo puede proporcionarse protección diferencial de porcentaje completa para arrollamientos en estrella si se dispone de los TC en ambos extremos de cada arrollamiento, o sólo puede proporcionarse protección diferencial contra fallas a tierra si se carece de los TC en los extremos neutros. La protección de sobrecorrieme puede proteger contra fallas a tierra en un arrollamiento en delta conectado a una fuente con neutro puesto a tierra.

Protección de respaldo contra falla externa Los relevadores de respaldo contra falla externa del transformador de potencia o círculo asociado con el transformador de regulación proporcionarán IA protección de respaldo necesaria. REGULADORES DE TENSIÓN ESCALONADOS Si están provistos los interruptores, deberá utilizarse la protección de presión para reguladores cuyo tamaño físico equivalente es de casi 1 000 Kva. o mayores. TRANSFORMADORES DE PUESTA A TIERRA Dos tipos de transformadores de puesta a tierra están en uso general: (1) el transformador estrella-delta, y (2) el transformador zig-zag. El neutro de cualquier tipo puede ponerse a tierra en forma directa o a través de una impedancia limitadora de corriente. Se supone aquí que ni la carga ni la fuente de generación están conectadas al arrollamiento delta del transformador estrella-delta, y que el transformador zig-zag no tiene otro arrollamiento conectado a la carga o a la generación; si cualquier tipo tuviera dichas conexiones, se trataría como un transformador de potencia ordinario. La Fig. 18 muestra la forma recomendada para proteger cualquier tipo de banco. En las fallas a tierra externas, sólo fluyen las corrientes de secuencia cero a través de los primarios de los TC co-nectados en delta. Por lo tanto, la corriente sólo fluirá en el relevador de sobrecorriente de respaldo contra falla externa, y su acción retardada deberá ser bastante larga para ser selectiva con otros relevadores que funcionaran en fallas externas. Los otros tres relevadores proporcionarán protección contra cortocircuitos en el lado de los TC del transformador de puesta a tierra. Estos relevadores pueden ser sensibles y completamente rápidos, porque sólo fluirá la corriente cuando ocurran cortocircuitos que requieren el disparo, excepto para la corriente magnetizante y pequeñas corrientes que pueden fluir a través de los relevadores debido a los errores del TC. La puesta en trabajo de los relevadores de sobrecorriente deberá ser 25% a 50% de la corriente de capacidad continua del transformador de puesta a tierra, y la corriente primaria de los TC deberá ser alrededor de la corriente de capacidad continua del transformador de potencia.


Un hecho interesante en conexión con cualquier tipo de banco de puesta a tierra es que, bajo ciertas condiciones, es imposible tener tipos de falla en el banco sin que las corrientes de cortocircuito estén limitadas por alguna impedancia magnetizante. Por ejemplo, pueden ocurrir ciertos tipos de falla sin el efecto limitador de la impedancia magnetizante sólo si hay otro banco de puesta a tierra que proporcione una trayectoria a la corriente circulante de secuencia cero para las corrientes en el banco defectuoso, este otro banco de puesta a tierra puede o no tener un arrollamiento en delta conectado a una fuente de generación. De otra manera la falla debe ocurrir entre ciertos puntos de los arrollamientos, y la presencia de otro banco de puesta a tierra puede ser o no necesaria. En las Fig. 19(a), 19(b) y 19(c) se muestran ejemplos de los hechos anteriores para un banco zig-zag. Recuérdese que, a menos que la corriente de falla pueda fluir en arrollamientos en el mismo núcleo a fin de que se cancelen los ampere-vueltas, la corriente estará limitada por alguna impedancia magnetizante. Sin embargo, si suficiente arrollamiento se pone en cortocircuito, una sobretensión considerable aplicada en la parte restante originaría el flujo de grandes corrientes magnetizantes debido a la saturación. La Fig. 19(a) es un ejemplo de un tipo de cortocircuito donde la corriente está limitada por alguna impedancia magnetizante de un arrollamiento. La Fig. 19(b) muestra un tipo de cortocircuito que puede ocurrir sin requerir la presencia de otro banco de puesta a tierra; se supone aquí que la falla ocurre entre los puntos medios de los dos arrollamientos incluidos, y se muestran las magnitudes y direcciones relativas de las corrientes. La Fig. 19(c) muestra un tipo de falla que requiere la presencia de un banco de puesta a tierra con o sin una delta conectada a una fuente de generación; aquí, !a falla está de nuevo entre los puntos medios de los dos arrollamientos incluidos. Un buen ejercicio para el lector es indicar el flujo de corriente que regresa a través del otro banco de puesta a tierra, y aplicar también los otros dos tipos de cortocircuitos, para ver si hay alguna forma en la que pueda fluir la corriente para cancelar los ampere-vueltas en cada núcleo involucrado. Las Figs. I9(a), 19(&) y I9(c) no son los ejemplos de las tres diferentes condiciones. Debido a que pueden ocurrir fallas que no originarán el flujo de corrientes elevadas, si se aplica la protección de acumulación de gas, proporcionará valiosa protección suplementaria.


TRANSFORMADORES DE HORNOS ELÉCTRICOS DE ARCO Los transformadores de potencia de hornos eléctricos de arco no se protegen con relevadores diferenciales de porcentaje debido a las complicaciones que se introducirían por el muy frecuente cambio de las tomas de regulación en el transformador de potencia. En cada momento que se cambia una toma del transformador de arco, tendrá que cambiarse la relación de baja tensión del TC o una toma en el relevador. Se cambian también por lo general, las conexiones de los arrollamientos primarios del transformador de arco de delta a estrella y a la inversa de nuevo, lo que requeriría el cambio de las conexiones de los TC. La protección contra cortocircuitos dentro del transformador de potencia deberá proporcionarse por relevadores de sobrecorriente de fase (y tierra si se requiere) de tiempo inverso que funcionan a partir de la corriente en el lado de alta tensión del transformador de potencia. Los relevadores de fase deberán tener bobinas de par controlado y deberán ajustarse para ponerse en trabajo sólo a corrientes algo excedidas de la corriente nominal de plena carga del transformador; deberán tener acción retardada lo bastante larga para impedir el funcionamiento con la corriente magnetizante transitoria de conexión del transformador. Los relevadores de sobre corriente de alta velocidad en el lado de baja tensión de éste, ajustados para ponerse en trabajo a corrientes un poco más elevadas que la nominal de plena carga pero algo menores que la corriente que pondrá en trabajo los relevadores de fase de la alta tensión, deberán arreglarse para controlar el funcionamiento de los relevadores de fase de la alta tensión a través de sus bobinas de par controlado, a fin de permitir que los relevadores de la alta tensión funcionen sólo cuando los de baja tensión no lo hagan. En esta forma, los relevadores de la alta tensión pueden ser por lo general sensibles y rápidos como para proporcionar tan buena protección como sea posible al transformador con relevadores de sobrecorriente, mientras que se evita al mismo tiempo el funcionamiento indeseado en fallas externas, las más comunes de las cuales son cortocircuitos en el horno. Para protección primaría contra cortocircuitos entre el interruptor "de respaldo" y el transformador de potencia, y para protección de respaldo contra fallas en el transformador o más allá de éste, deberán proporcionarse los relevadores de sobrecorriente de fase (y tierra si se requiere) de tiempo inverso. Estos relevadores obtendrán su corriente del lado de la fuente del interruptor de respaldo. El así llamado interruptor "de respaldo" es aquel que se proporciona para interrumpir corrientes de cortocircuito en el transformador o en el lado de alta tensión, y puede servir a varios transformadores.


TRANSFORMADORES DE RECTIFICADORES DE POTENCIA

Para la protección contra cortocircuito interno se recomiendan los relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso. Los elementos de tiempo inverso deberán tener un ajuste de acción retardada con retardo suficiente para ser selectivos con el equipo de protección de c-d contra cortocircuitos extremos de c-d o sobrecargas. Los elementos instantáneos deberán ser ajustables de tal modo de no funcionar con fallas de baja tensión o corriente magnetizante transitoria de conexión, inclusive deben tener una tolerancia a la sobrecarga. Deberá proporcionarse un relevador de temperatura que funcione junto con un detector de temperatura de resistencia para hacer sonar una alarma, o si se desea, disparar el interruptor del transformador.


ROTECCION DE BARRAS COLECTORAS Aunque la protección" de barras colectoras para las nuevas instalaciones es ahora un simple problema de aplicación, no ha sido siempre tan sencillo como se atestigua por las muchas formas diferentes en que se ha proporcionado la protección. Este ha sido siempre un problema y aún lo es en muchas instalaciones existentes en primer lugar de los transformadores de corriente. Una barra colectora no tiene características de falla peculiares, y ésta se prestaría fácilmente a la protección diferencial de corriente si sus TC fueran adecuados. Antes de considerar los equipos más modernos para protección de barras'" colectoras, examinemos primero las diversas formas de protección que se han utilizado antes y que están aún en servicio; para algunas de éstas todavía pueden encontrarse en la actualidad nuevas utilizaciones si bien no en forma frecuente. Protección por medio de relevadores de respaldo La primera forma de protección de .barras colectoras fue proporcionada por los relevadores de los circuitos en los que se suministraba corriente a una barra colectora, en localidades tales' como las mostradas por las flechas en la Fig. 1. En otras palabras, se incluyó la barra colectora dentro de la zona- de respaldo de estos relevadores. Este método fue de baja velocidad relativamente, y las cargas derivadas de las líneas se interrumpirían en forma innecesaria, pero era inefectivo de otro modo. Algunos prefirieron este método a aquel en el cual el funcionamiento accidentado de un solo relevador dispararía todas, las conexiones a la barra colectora.

La barra colectora para fallas El método de la barra colectora para fallas consiste en aislar de tierra la estructura que la soporta y sus aparatos; interconectando todos los armazones, tanques de los interruptores, etc.; y proporcionando una sola conexión a tierra a través de un TC que alimenta un relevador de sobrecorriente, como se muestra en la forma esquemática en la Fig. 2. El relevador .de sobrecorriente controla un relevador auxiliar de contactos múltiples, que dispara los interruptores de todos los circuitos conectados a la barra colectora .


La eficacia máxima de este método se obtiene cuando los aparatos son de la construcción de fase aislada, en cuyo caso todas las fallas incluirán tierra. Sin embargo, es posible diseñar otros tipos de aparatos con arreglos especiales para hacer que las fallas a tierra sean las más probables. Desde luego, pueden ocurrir fallas entre fases que no incluyen tierra, y si tienen que utilizarse los TC y la protección diferencial convencional para la protección contra dichas fallas, no se justificaría probablemente el método de la barra colectora para fallas.

Este método se aplica más a instalaciones nuevas, en particular las del tipo blindado, donde puede proporcionarse el aislamiento efectivo de tierra. Este ha sido más favorecido para instalaciones internas que para las externas. Ciertas instalaciones existentes no pueden adaptarse a la protección de la barra colectora para fallas, debido a la posibilidad de estas trayectorias para el flujo a tierra de la corriente de cortocircuito a través de las varillas del concreto reforzado o acera estructural. Es necesario aislar las cubiertas de los cables de la envoltura de los aparatos o bien otras' corrientes de falla a tierra del cable pueden encontrar su camino a tierra a través del TC de la barra colectora para fallas y disparar en forma indeseada todos los interruptores de los aparatos. Una descarga disruptiva externa de una boquilla de entrada disparará también en forma inadecuada todos los interruptores a menos que el soporte de la boquilla esté aislado del resto de la estructura y puesto a tierra en forma independiente. Si se incluye una barra colectora de estructura seccionada, el alojamiento de cada sección debe aislarse de las secciones adyacentes, y debe emplearse protección separada de la barra colectora para fallas en cada sección. El método de la barra colectora para fallas no proporciona la superposición de las zonas de protección alrededor de los Interruptores; y, en consecuencia, se requiere protección suplementaria para proteger las regiones entre las secciones de la barra colector a. Algunas aplicaciones han utilizado un relevador de sobrecorriente que detecta la falla, alimentado de un TC en el neutro de un transformador o generador de puesta a tierra de la estación, con su contacto en serie con el del relevador de la barra colectora para fallas, para la protección contra el disparo inadecuado en el caso de que se hiciera funcionar en falla. Accionara el relevador de la barra colectora para fallas; sin algunas de dichas provisiones, la puesta a tierra accidental de una herramienta eléctrica portátil contra la envoltura de los aparatos podría hacer pasar suficiente" corriente a través de la tierra de la barra colectora para fallas para hacer funcionar el relevador y disparar todos los interruptores, amenos que la puesta en marcha del relevador fuera más elevada que la corriente que pudiera recibir bajo dicha circunstancia. Deberá tomarse en cuenta la posibilidad de que los operadores pueden hacer contacto, entre la envoltura de los aparatos- y tierra, para evitar la posibilidad del contacto con la alta tensión si ocurre una falla a tierra; aunque la


conexión a tierra tendría muy baja impedancia, el flujo de la corriente elevada a través de ésta podría producir alta tensión peligrosa. Este requisito también hace deseable poner a tierra todos los circuitos de relevadores medidores Y de control a la envoltura de los aparatos más que por medio de una conexión separada a la tierra de la estación. Protección por comparación direccional El principio de la "comparación direccional" utilizado para la, protección de líneas de transmisión ha sido adaptado a la protección de barras colectoras para evitar el problema del ajuste de las capacidades y características de los transformadores de corriente. Básicamente, los contactos de los relevadores direccionales en todos los circuitos de alimentación y los contactos de los relevadores ella sobrecorriente en circuitos de carga están interconectados en la forma, que si la corriente de falla fluye hacia la barra colectora, el equipo funcionará para disparar todos los interruptores de es más o menos que pase suficiente corriente en cualquier circuito. Este principio sólo ha sido utilizado con relevadores de tierra con base en que la mayor parte de las fallas empiezan como fallas, a tierra, o al menos que éstas incluyen tierra en forma rápida. Esto reduce en gran parte el costo del equipo, que si se utilizaran también relevadores de fase; aun así, es más costoso todavía que la mayoría de los equipos de protección para las barras colectoras. Desde luego si se ahorra la inversión en nuevos transformadores de corriente y su costo de instalación, sería atractivo desde el punto de vista económico. La desventaja principal de este tipo de equipa es el mayor mantenimiento requerido y la mayor probabilidad de falla al función, debido al gran número de contactos en serie en el circuito de disparo. Otra desventaja es que las conexiones de los transformadores de corriente en todos los circuitos deben recorrer todo el camino hasta el tablero de los relevadores. Desde luego, si sólo se utilizan relevadores de tierra, sólo se requerirían dos conexiones al TC de cada circuito. Si se utilizasen relevadores de fase, éstos dependerían de las barras colectoras para la polarización, y por lo tanto podrían no funcionar para un cortocircuito metálico que en la práctica reduce la tensión a cero. Protección diferencial de corriente con relevadores de sobrecorriente El principio de la protección diferencial de corriente ya ha sido descrito en La Fig. 3 muestra su aplicación a una barra colectora con cuatro circuitos. Todos los TC tienen la misma relación nominal y están interconectados en tal forma, que para corriente de carga o para corriente que fluye hacia una falla externa más de lo TC’s de cualquier circuito" no deberá fluir corriente a través de la bobina del relevador suponiendo que los TC no tienen errores de relación con de ángulo de fase. Sin embargo, los TC en el circuito defectuoso que tendrán errores muy grandes; los otros TC en los circuitos que sólo conducen una parte de la corriente total no pueden saturarse tanto, y de aquí que, puedan ser completamente precisos. Como consecuencia, el relevador diferencial puede tomar una corriente muy grande, y a menos que éste tenga una puesta en trabajo bastante elevada o acción retardada suficientemente larga, funcionará en forma indeseada y originará que se disparen todos los interruptores de la barra colectora.


La causa principal y más molesta de la saturación de un transformador de corriente es la componente transitoria de c-d de la corriente de cortocircuito. Es fácil determinar si los TC en el circuito defectuoso estarán tan saturados por una onda de la corriente de falla que tiene una componente de c-d, utilizando la siguiente fórmula aproximada:

( )( )2

2

1128

max

102

AN

TNIRB =

donde Bmax = densidad de flujo máxima en el núcleo del TC en líneas por pulgada cuadrada. R2 = resistencia en ohms del arrollamiento secundario del TC y de las puntas hasta el circuito del relevador pero sin incluir este. I1 = magnitud eficaz de la componente simétrica de la corriente primaria de falla en amperes. T = constante de tiempo de la componente primaria de c-d en seg. A = arrea de la sección transversal del núcleo del TC en pulgadas cuadradas. N1 = numero de espiras primarias (=1 para los TC de boquilla) N2 = numero de espiras secundarias. Para valores de Bmáx mayores de casi 100000 líneas por pulgada cuadrada, habrá saturación en los TC modernos, y para valores mayores de casi 125 000 líneas habrá saturación apreciable, siendo peor el grado cuanto mayor es el valor de Bmáx. Para relevadores instantáneos, Bmáx no deberá ser mayor de 40000 líneas debido a que el flujo residual puede ser tan elevado como 60 000 líneas. Para los TC que tienen 10 o 15 años, la densidad de flujo que representa saturación es de casi 77 500 líneas. Considerando el efecto de la constante de tiempo de c-d, es evidente que cuanto más cerca está una barra colectora, a las terminales de un generador, mayor será la saturación del TC.


Las constantes de tiempo de c-d típicas para diferentes elementos de circuito son:

Generadores 0.3 seg Transformadores 0.04 seg. Líneas 0.01 seg.

Por lo tanto, hay una tremenda diferencia, si la magnitud de la corriente de falla está limitada en su mayor parte por la impedancia de la línea o la del generador. Si la componente de c-d no saturase tanto los TC, sería un asunto bastante simple calcular las características de error de estés por los métodos ya descritos, y averiguar cuánta corriente fluirá en el relevador diferencial. Conociendo esta magnitud de la corriente y la magnitud a la que debe funcionar el relevador diferencial para fallas en la barra colectora, se pueden escoger los ajustes de puesta en trabajo y de tiempo que darán la mejor protección a la barra colectora y proporcionará aun selectividad en las fallas externas. Pero, si la saturación de c-d es severa, y por lo general lo es, el problema es mucho más difícil, en particular si se desea protección instantánea. Se han presentado dos métodos de análisis. Uno para calcular primero la corriente diferencial y determinar después la respuesta de un relevador de sobrecorriente a esta corriente. El otro es aquel en el que pueden aplicarse en forma directa los resultados de un estudio comprensivo a una instalación dada, con el propósito de estimar la respuesta de un relevador de sobrecorriente. Debido a las aproximaciones y a las incertidumbres incluidas (y debido probablemente también a la labor involucrada), ninguno de estos métodos se utiliza en forma muy extensa, Sin embargo con otras investigaciones pueden proporcionar ciertos principios de guía muy útiles. Tal vez la información más útil revelada por éstos y otros estudios es el efecto de la resistencia la rama diferencial, sobra la magnitud de la corriente que puede fluir en esa rama. La Fig. 4 es un diagrama unifilar de los TC y el relevador diferencial, para una barra colectora con cuatro alimentadores, que muestra un cortocircuito externo en uno de éstos.

La Fig. 4 muestra el circuito equivalente del TC en el alimentador que tiene el cortocircuito. Si se supone que ese TC va a estar saturado por completo, su reactancia magnetizante es cero, despreciando la reactancia mutua del núcleo de aire, la corriente secundaria (1) de los otros TC se dividirá entre "la rama diferencial y la corriente diferencial, y el valor eficaz de la corriente diferencial (Id) será no mayor de:


)(2

2

RR

RII

dd +

=

donde R2 incluye la resistencia del arrollamiento secundario del TC en el circuito defectuoso. Debe tomarse en cuenta el efecto de la J saturación de la bobina del relevador al utilizar esta relación. Desde luego, la corriente diferencial disminuirá en forma rápida a medida que viene a ser simétrica la onda de la corriente de falla. Sin embargo, los estudios han mostrado, que dependiendo de las resistencias del circuito, el valor eficaz de la corriente diferencial (Id) puede aproximarse por momentos a la magnitud de la corriente de falla (I) expresada en términos secundarios. Ya que esto es posible, no son aplicables los relevadores de sobrecorriente instantáneos a menos que pueda adicionarse suficiente resistencia a la rama diferencial. El valor de dicha resistencia adicional no debería ser tan alto como para originar tensiones demasiado elevadas cuando fluyan corrientes muy elevadas hacia una falla de la barra colectora. Tampoco deberá ser tan elevada como para que los TC no puedan proporcionar como mínimo 1.5 veces la corriente de puesta en trabajo en condiciones máxima de corriente de falla de la barra colectora. Si suponemos que los TC en el circuito defectuoso están tan saturados que su reactancia magnetizante es cero y que todos los otros TC mantienen su relación nominal, pueden calcularse la distribución de la corriente entre los relevadores diferenciales y los secundarios de los TC saturados y los efectos de la resistencia adicional en la rama diferencial, suponiendo corrientes senoidales simétricas; los resultados serán conservadores puesto que los relevadores diferenciales no tendrán una tendencia de funcionamiento tan grande como lo indicarían los cálculos. Lo anterior proporciona una regla práctica para obtener los mejores resultados posibles con cualquier aplicación de la protección diferencial de corriente. Esta regla es hacer el punto de unión los TC en una localidad central con respecto a estos y utilizar un conductor con un diámetro tan grande como sea práctico para 1as interconexiones. El hecho de que los arrollamientos secundarios de los TC tengan resistencia apreciable hace impráctico tratar de exagerar la reducción de la resistencia de las puntas. La resistencia en las puntas desde el punto de unión hasta los relevadores diferenciales es benéfica hasta cierto punto, como ya se mencionó. Otra regla que se sigue por lo general es seleccionar los valores nominales de los TC en tal forma que la magnitud máxima de la corriente de falla externa sea menor de 20 veces el valor nominal de éstos. Algunos admiten que este múltiplo alcance a 30 o más, y otros tratan de mantenerlo abajo de 10. En una instalación existente con los TC de boquilla de relación múltiple, utilícese la relación de espiras más elevada. Para impedir el funcionamiento del relevador diferencial si un TC está en circuito abierto, la puesta en trabajo del relevador se hace por lo general no menor de dos veces la corriente de carga del circuito más cargado; si la magnitud de la corriente de falla a tierra está bastante limitada por una impedancia en el neutro de puesta a tierra, pueden requerirse una puesta en trabajo más baja y medios adicionales de detección de la falla, para impedir el funcionamiento si un TC está en circuito abierto, tales como la utilización de un relevador de sobrecorriente alimentado de un TC en el neutro de la fuente puesto a tierra, y con sus contactos "a" en serie con el circuito de disparo. Se utilizan algunos relevadores de sobrecorriente instantáneo para protección diferencial de corriente, pero los relevadores del tipo de inducción de sobrecorriente de tiempo inverso son los más comunes; el principio de inducción hace que estos relevadores ofrezcan menor respuesta a las componentes de c-d y a las armónicas de la corriente diferencial que resultan de los errores del TC debidos a la saturación. La acción retardada es más útil para retrasar el funcionamiento de un relevador diferencial el tiempo suficiente para que la corriente transitoria diferencial debida a los errores del TC disminuya abajo de la puesta en trabajo del relevador; para la mayoría de las aplicaciones es suficiente con 0.2 a 0.5 seg. Deberá tomarse en cuenta el hecho de que un relevador tenga sobrecarrera después que la corriente haya caído por debajo del valor de puesta en trabajo.


Cuando no todos los TC son de la misma relación, la práctica es proporcionar algunas veces protección diferencial de corriente sólo para fallas a tierra. Para llevar a cabo esto, se conectan los TC auxiliares del neutro de los TC de cada circuito, y se seleccionan las relaciones de éstos para compensar las diferencias en relación de los TC principales. Deberá investigarse la precisión de la relación de dichos TC auxiliares para determinar su conveniencia. Desde luego, pueden utilizarse los TC auxiliares para permitir la protección contra falla de fase, pero sería mucho más costosa. En general, deberán evitarse los TC auxiliares siempre que sea posible. Protección diferencial parcial La protección diferencial parcial es una modificación de la protección diferencial de corriente, en la cual sólo los circuitos de los TC en la fuente de generación (ya sea local o distante) están en paralelo, como se muestra en la Fig. 5. Esto no se hace con objeto de ganar alguna ventaja omitiendo los otros TC en los circuitos de carga, debido a que no hay TC disponibles o porque aquellos que están disponibles no están adecuados para ofrecer una completa protección diferencial de corriente.

Se han utilizado dos tipos de protección diferencial parcial, uno que emplea relevadores de sobrecorriente y el otro que emplea relevadores de distancia. La protección proporcionada por el tipo de sobrecorriente es muy parecida a la proporcionada por los relevadores los respaldos en los circuitos individuales de la fuente. El tipo de sobrecorriente debe tener acción retardada suficiente para ser selectivo con los relevadores de los circuitos de carga para fallas externas en éstos. Deben tener, también, una puesta en trabajo más elevada que la corriente total de carga máxima de todos los circuitos de la fuente. Las únicas ventajas, de la protección diferencial parcial con relevadores de sobrecorriente son (1) que el equipo de protección local ha sido previsto para la protección de la barra colectora, y (2) que la protección de respaldo está prevista para los circuitos de carga. Un segundo tipo de equipo de protección diferencial parcial utiliza relevadores de distancia. Este tipo se aplica donde todos los circuitos de carga tienen reactores limitadores de corriente, como se muestra en la Fig. 6. En tanto que dos o más circuitos de carga no están en paralelo una corta distancia desde la barra colectora, los reactores introducen suficiente reactancia en los circuitos para que los relevadores de distancia puedan seleccionar entre fallas en el lado de la barra colectora y fallas en el lado de la carga de los reactores. En algunas aplicaciones reales, se han utilizado solamente relevadores de distancia de tierra, basándose en que todas las fallas de la barra colectora


incluirán tierra tarde o temprano. Debido a que alguna falla en uno de los circuitos de la fuente que saturan sus TC tenderá a originar que los relevadores de distancia funcionen en forma indeseable, debe hacerse una precisión cuidadosa ante una posibilidad semejante. De lo contrario, este tipo de protección puede ser rápida y sensible. Se ha descrito una aplicación en la que se utilizaron relevadores de distancia para la protección de la barra colectora de servicios propios de la estación y no había reactores en los circuitos de carga. En lugar de eso, se obtuvo selectividad con los relevadores del circuito de carga adicionando una acción retardada corta al tiempo de funcionamiento de los relevadores de distancia.

Protección diferencial de corriente con relevadores de porcentaje Como en la protección diferencial de generadores y transformadores, el principio de la protección diferencial de porcentaje es una gran mejora sobre los relevadores de sobrecorriente en un circuito diferencial de TC. El problema de proporcionar suficientes circuitos de retención ha sido resuelto ampliamente por los relevadores llamados de "retención múltiple". Mediante un agrupamiento adecuado de los circuitos y por la utilización de dos relevadores por fase en donde son necesarios, pueden proporcionarse por lo general suficientes circuitos de retención. Una mejora más amplia en selectividad es proporcionada por la característica de "porcentaje variable, como la descrita en conexión con la protección de generadores; con esta característica, deberá asegurarse que las corrientes de falla interna muy elevadas no. originarán retención suficiente para impedir el disparo. Se dispone de este tipo de equipo de protección con tiempos de funcionamiento del orden de 3 a 6 ciclos (con base en 60 hertz). No es adecuado en donde se precisa un funcionamiento de alta velocidad. Como en la protección diferencial de corriente con relevadores de sobrecorriente, el problema de calcular los errores del TC es muy difícil. La utilización de las características de retención de porcentaje y de porcentaje variable hacen insensible al relevador a los efectos del error del TC. Sin embargo, se recomienda que cada aplicación se remita al fabricante junto con todos los datos necesarios. La desventaja de este tipo de equipo es que todas las puntas secundarias del TC deben ir al tablero de relevadores.


Protección diferencial de tensión con "acopladores lineales" El problema de la saturación del TC se elimina en su fuente por los TC de núcleo de aire llamados "acopladores lineales". Estos TC son parecidos a los de boquilla pero no tienen hierro en su núcleo, y el número de espiras secundarias es mucho mayor. La característica de excitación secundaria de estos TC es una línea recta que tiene una pendiente de casi 5 volts por 100 ampere-vueltas. En contraste con los TC convencionales, los acopladores lineales pueden hacerse funcionar sin daño con sus secundarios en circuito abierto. De hecho, puede tomarse muy poca corriente del secundario, debido a que la mayor parte de la fuerza magnetomotriz primaria se consume en la magnetización del núcleo. Lo anterior explica por qué se conectan los acopladores 1ineales en un circuito diferencial de tensión, como se muestra en forma esquemática en la Fig. 7. Para condiciones de carga normal o falla externa, la suma de las tensiones inducidas en los secundarios es cero, excepto para los efectos de muy pequeñas tolerancias de fabricación, y no hay de hecho tendencia para que la corriente fluya, en el relevador diferencial.

Cuando ocurre una falla en una barra colector a, se suman las tensiones de los TC en todos los circuitos de la fuente para originar el flujo de corriente a través de todos los secundarios y la bobina del relevador diferencial. El relevador diferencial, que por necesidad requiere muy poca energía para funcionar, proporcionará protección de alta velocidad para una tensión neta relativamente pequeña, en el circuito diferencial. La aplicación del equipo de acopladores lineales es más simple, sólo requiere una comparación de la magnitud posible de la tensión diferencial durante fallas externas, debido a las diferencias en la característica de los acopladores lineales individuales, con la magnitud de la tensión cuando ocurren fallas en la barra colectora bajo condiciones para las que la magnitud de la corriente de falla es máxima. Por lo general no hay problema de selectividad excepto cuando la corriente de falla a tierra está limitada en forma severa por la impedancia del neutro. Cuando existe dicho problema, se resuelve por la utilización de equipo de protección adicional más sensible, que incluye un relevador supervisorio que permite que el equipo más sensible sólo funcione en una falla monofásica a tierra.


Protección diferencial de corriente con relevadores de sobretensión Un tipo de equipo de protección de alta velocidad que emplea protección diferencial de corriente con relevadores de sobretensión también elimina el problema de la saturación del transformador de corriente, pero en una forma diferente a la que se describió con el empleo de acopladores lineales. Con este equipo, se utilizan TC de boquilla convencionales (u otros TC con baja impedancia secundaria), y están conectados en forma diferencial al igual que para la protección diferencial de corriente ya descrita; la única diferencia es que se utiliza la sobretensión en lugar de la sobrecorriente. En efecto, este equipo aprovecha hasta el máximo el principio ya descrito de adicionar resistencia a la rama diferencial del circuito. Sin embargo, la impedancia de la bobina de los relevadores de sobretensión está calculada para aparecer como resistencia al circuito en virtud de un rectificador de onda completa, tal como se muestra en la Fig. 8. Es por esto, que el rendimiento del equipo no disminuye como sería si se utilizase una resistencia en serie.

La capacidad electrostática y la inductancia, mostradas en serie con el circuito del rectificador, están en resonancia en serie con la frecuencia fundamental del sistema; el propósito es que el relevador sólo responda a la componente fundamental de la corriente secundaria del TC a fin de mejorar la selectividad del relevador. Tiene la desventaja, sin embargo, de hacer un poco lenta la respuesta del relevador de tensión, pero esto no es importante en vista del funcionamiento de alta velocidad de un elemento del relevador de sobrecorriente que ahora, va a describirse. Debido a que la resistencia efectiva del circuito de la bobina del relevador de tensión es tan elevada, que es de casi 3000 ohms, debe conectarse un elemento limitador de tensión en paralelo con la rama del rectificador, pues de otro modo se producirían otras tensiones secundarias del TC bastante elevadas cuando ocurrieran fallas en la barra colectora. Como se muestra en la Fig. 8, una unidad de relevador de sobrecorriente en serie con el limitador de tensión proporciona el funcionamiento de alta velocidad para fallas en la barra colectora que incluyen corrientes de magnitud elevada. Ya que solo se confía en la unidad de sobrecorriente para corrientes de magnitud elevada, su puesta en trabajo puede hacerse con facilidad suficientemente elevada para evitar el funcionamiento en las falla externas.


El procedimiento para determinar los ajustes necesarios y la sensibilidad resultante de las bajas corrientes de la falla de barra colectora es sencillo y directo, sólo requiere conocimientos de las características de la excitación secundaria del TC y su impedancia secundaria. Para obtener los mejores resultados posibles, todos los TC deberán tener el mismo valor nominal y deberán ser de un tipo parecido al de boquilla con un arrollamiento secundario distribuido, que tiene poca o ninguna reactancia secundaria de dispersión. Protección combinada de transformador de potencia y barra colectora La Fig. 9 muestra una situación que se encuentra con frecuencia, en la que se omite un interruptor entre el banco de transformadores y una barra colectora de baja tensión. Si la barra colectora de baja tensión alimenta sólo circuitos de carga sin ninguna realimentación posible de fuentes de generación, los TC en todos los circuitos de la carga pueden ponerse en paralelo y puede, extenderse la zona de protección del relevador diferencial del transformador, para incluir la barra colectora.

La Fig. 10 muestra dos líneas de alta tensión paralelas que alimentan una barra colectora de un transformador de potencia, sin interruptor entre éste y aquélla. Como se muestra en la figura, un relevador diferencial de porcentaje del tipo de tres arrollamientos proporcionará buena protección para la barra y el transformador.


En la Fig. 11, las dos líneas de alta tensión son de estaciones diferentes y pueden constituir una interconexión entre partes de un sistema. En consecuencia, pueden fluir corrientes de carga mucho más elevadas a través de estos circuitos que la corriente nominal de carga del transformador de potencia. Por lo tanto, las relaciones de los TC en los circuitos de alta tensión pueden ser mucho más elevadas de lo conveniente para la protección más sensible del transformador de potencia. Y


por lo tanto, el esquema de la protección de la Fig. 10, aunque es práctico por lo general, no es tan sensible para las fallas del transformador como el arreglo de la Fig. 11. Los TC de boquilla se adicionan por lo general a la mayoría de los transformadores de potencia, pero resulta menos costoso y menos problemático que los transformadores de potencia se compren con dos conjuntos de TC ya instalados. Es casi axiomático, que siempre que se 'omitan los interruptores en el lado de alta tensión de los transformadores de potencia, deberán proporcionar se dos conjuntos de TC de boquilla en las boquillas de alta tensión del transformador. El arreglo de la Fig. 11 puede extenderse para acomodar más líneas de alta tensión o más transformadores de potencia, aunque, como se estableció en el Cap. 11, no se considera bueno prácticamente omitir interruptores de alta tensión cuando dos o más bancos de transformadores de potencia de 5 000 kva nominales o mayores se ponen en paralelo. La Fig. 12 muestra un arreglo de protección que se ha utilizado para la combinación de dos transformadores de potencia como los mostrados. Este no se podría extender para acomodar algunos transformadores o circuitos de alta tensión más, y no proporciona una protección tan sensible como el arreglo de la Fig. 11, aunque ahorra un conjunto de TC de boquilla y un conjunto de relevadores diferenciales de la barra colectora.


Protección de barras colectoras en anillo No se suministra un equipo de protección por separado para una barra colectora en anillo. En lugar de esto, los equipos de protección de los circuitos conectados a la barra colectora incluyen ésta dentro de sus zonas de protección, como se muestra en la Fig. 13. El equipo de protección de cada circuito está indicado por una caja rotulada que corresponde al circuito protegido, y está alimentada por los TC conectados en paralelo en las ramas que alimentan el circuito. Se requiere una alimentación de tensión separada para los relevadores de protección de cada circuito. También, las relaciones del TC deben ser adecuadas para la magnitud máxima de la corriente de carga que fluya alrededor del anillo, que puede ser muy elevada para la protección necesaria de un circuito dado. El valor de la seccionalizacion de las barras colectoras Aunque el diseño de las barras colector as no cae en la categoría de la protección de las mismas, es bueno mantener in mente que esa seccionalización ayuda a disminuir la interferencia del servicio cuando ocurre una falla en éstas. Para algunas barras colectoras, la seccionalización es una característica esencial de diseño si va a mantenerse la estabilidad después de una falla en éstas. Con la seccionalización, puede protegerse en forma separada cada sección de barras colectoras, y de ese modo se disminuye la probabilidad de que una falla en una sección interfiera con el servicio de otra. Protección de respaldo para fallas de barras colectoras Si uno o más interruptores de las barras colectoras fallan al disparar en caso de una falla en éstas, la protección de respaldo se proporciona mediante los equipos de protección en los extremos lejanos de los circuitos que en forma directa continúan alimentando corriente a la falla. En ocasiones, se proporciona el equipo de protección en una localidad de las barras colectoras para protección de respaldo de circuitos adyacentes. Esto sólo se hace cuando es imposible proporcionar la protección de respaldo deseada en la forma convencional descrita en el Cap. 1. Este asunto se trata en forma más amplia en el tema de protección de líneas.


Puesta a tierra de los secundarios de los TC conectados diferencialmente El propósito aquí es recalcar el hecho de que los TC conectados diferencialmente deberán ponerse a tierra en un solo punto. A pesar del hecho de que varias publicaciones han advertido contra la puesta a tierra separada de los TC ,de cada circuito, el estudio del informe presentado en la Referencia 7 encontró que la puesta a tierra separada se practica con frecuencia. Las prácticas de medición han sido inculcadas tan profundamente que la gente ha reemplazado las tierras que a propósito se omitieron de los TC conectados en forma diferencial. La práctica correcta es interconectar los neutros de todos los TC conectados en forma diferencial con la misma clase del conductor aislado que el utilizado para las otras interconexiones de los TC. Entonces, se pone a tierra la interconexión de los neutros en un solo punto. Ya que la puesta a tierra es para la protección del personal, el mejor lugar para hacer la tierra es en el tablero del relevador diferencial donde se hace la conexión al neutro de las bobinas de los relevadores conectados en estrella. La razón por la que se debe hacer la tierra en un solo punto es evitar el funcionamiento inadecuado del relevador y el daño a las interconexiones de los TC. Si se hacen las tierras en dos o más lugares, puede originarse el flujo de corrientes circulantes en el circuito diferencial debido a las diferencias de potencial entre los puntos de puesta a tierra, originadas por el flujo de grandes corrientes de tierra durante fallas a tierra. Recierre automático de los interruptores de las barras colectoras Unas cuantas instalaciones de subestaciones automáticas exteriores, cuyas barras colectoras no están incluidas, emplean el recierre automático de los interruptores de éstas. En una instalación, se recierra primera por lo menos un solo circuito conectado a la fuente de generación, y si éste permanece dentro, se recierran después los circuitos restantes, todos en forma automática. El mismo proceder se aplica a las barras colectoras exteriores abiertas así como a las líneas de transmisión, es decir, que muchas fallas no serán persistentes si se eliminan rápidamente, y por lo tanto, el recierre automático será por lo general satisfactorio. Sin embargo, las subestaciones están mejoras protegidas contra descargas atmosféricas que las líneas, y su exposición a tales descargas es menor. Por esto, se puede esperar que un' mayor porcentaje de las fallas de las barras colectoras será persistente. Prácticas relativas a la derivación de los interruptores La mayoría de los que utilizan la protección diferencial de barras colectoras sacan completamente de servicio el equipo de protección por relevadores, ya sea en forma automática o manual, y no lo sustituyen por ningún, otro equipo para protección temporal, cuando se van a derivar los interruptores como rutina de mantenimiento o cuando va a hacerse cualquier, otra instalación normal. Desde luego, las barras colectoras tienen aún protección de acción retardada porque el equipo de respaldo en los circuitos conectados a éstas deberá funcionar en las fallas de las mismas. Otros utilizan una amplia diversidad de formas de protección de barras colectoras, temporalmente. Prueba diaria del equipo de protección diferencial La mayoría de las compañías de potencia hacen comprobaciones de mantenimiento una vez cada 6 o 12 meses o más, pero unas cuantas acostumbran probar en cada turno sus circuitos secundarios de los TC de la protección diferencial de barras colectoras para circuitos abiertos y cortocircuitos. Esto puede hacerse con equipo de prueba instalado en forma permanente y adaptada para medir la corriente en las bobinas de funcionamiento del relevador, y para superponer en el circuito una corriente o tensión de prueba, según se requiera. Cuando se emplean detectores de falla para supervisar el disparo, algunas veces se dispone el equipo de modo de hacer sonar una alarma en el


caso que se abra un circuito del TC y origine el funcionamiento de" un relevador diferencial. Algunos piensan que dicha prueba es particularmente deseable allí donde la puesta en marcha del relevador diferencial es bastante elevada como para que los relevadores no funcionen al nivel de corriente que tomarían durante condiciones normales de carga, si ocurriera un circuito abierto o un cortocircuito en un circuito secundario del TC. Dicho trastorno sería descubierto hasta después que los relevadores hubieran funcionado en forma inadecuada en una falla externa o su funcionamiento hubiera fallado al ocurrir una falla de barras colectoras. Desde luego, la única diferencia entre los circuitos. de los TC del diferencial de barras colectoras y los circuitos de los TC del equipo de protección que protege otros elementos del sistema, es que para las barras colectoras participan más TC y que se afecta una mayor parte del sistema de potencia. Esto no quiere decir que el equipo de las barras colectoras sea inferior al otro, sino que las consecuencias de la falla son más serias. .

la filosofia de la proteccion por relevadores

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