4.4.1. Protección de transformadores
El tipo y alcance de la protección para transformadores, en sistemas de potencia industriales, obedece al compromiso entre la importancia misma del transformador y la sensitividad, velocidad, coordinación y costo del esquema de protección. La mayoría de las aplicaciones de protección al transformador son cubiertas en la siguiente guía práctica.
Normalmente el transformador es protegido contra:
Sobrecargas térmicas sobrecorrientes de fase
Sobrecorrientes de fase a tierra
Sobrecorrientes de baja magnitud (sobrecarga)
La protección térmica dispositivo 49, es un dispositivo actuado térmicamente. Tiene switches para control automático de equipo auxiliar de enfriamiento y para alarma por alta temperatura. El switch de alta temperatura será ajustado a una temperatura
mayor al valor de la temperatura de pérdidas de aislamiento acelerado. Los valores de temperaturas de aislamientos, deberá obtenerse de información de fabricante de transformadores.
La protección térmica, para condiciones de sobrecarga de gran duración, normalmente se obtiene de los relevadores de sobrecorriente con retardo de tiempo (dispositivo 51 en la figura 4.2. Los cuales deben operar antes de que el relevador 49 responda.
El arreglo preferido para protección de transformadores de 7.5 MVA´s y mayores, se muestra en la figura 4.2. Los relevadores diferenciales dispositivo 87, son utilizados como la protección básica. La sensitividad de la protección de falla a tierra es proporcionada por los dispositivos 50G y 51G. La protección de sobrecarga, protección de falla en BUS y protección de respaldo, es proporcionada con el dispositivo 51 en el lado secundario del transformador. La protección de respaldo de corto circuito en el primario se proporciona con el dispositivo 50/51. El revelador de presión súbita.
La figura 4.3 muestra el esquema de protecciones mínimas para transformadores menores a 7.5 MVA’s. La protección contra corto circuito, la proporciona el fusible limitador de corriente en el primario, la protección de sobrecorriente con retardo de tiempo, la proporciona el relevador 51 y adicionalmente el relevador 49 protege al transformador contra sobrecargas térmicas.
Si el transformador es de baja capacidad o no es lo suficientemente importante en su aplicación, la protección mostrada en las figuras 4.4 y 4.5 es recomendada, como protección mínima de transformadores de distribución.
Dispositivo 63 montado en el transformador, proporciona detección de fallas en los devanados, en transformadores en aceite aislante.
4.4.2. Protección de motores
La protección mínima recomendada para motor de tensión media se divide en 2 grupos; para motores menores a 1500 CP y para motores de 1500 CP y mayores.
Para la protección de un motor de tensión media, se debe considerar:
La protección térmica:
Sobrecargas
De rotor bloqueado
La protección contra fallas:
Tres fases De fase a fase
De una fase a tierra De dos fases a tierra
Las condiciones de operación anormales:
Bajo voltaje
Desbalance de corriente ó voltaje Fases invertidas
Arranques repetitivos (rearranques) Pérdida de excitación
Motores de inducción menores de 1500 CP
En la figura 4.3 la protección de sobrecarga térmica, es proporcionada por el dispositivo 49. La protección a rotor bloqueado se proporciona con el relevador de sobrecorriente, dispositivo 51, para detectar fallas se utilizan tres relevadores de corriente instantáneos, dispositivo 50 y para la protección de fallas a tierra, se utiliza el relevador de sobrecorriente, dispositivo 50 G.
Las condiciones de bajo voltaje, desbalance de voltaje, y fases invertidas, las detecta el relevador 27/47.
Los arrancadores repetitivos que ocurren en un breve período, desarrollan altas temperaturas en el estator. Esto se evita, utilizando relevadores temporizadores en el esquema de control.
Motores de inducción de 1500 CP y mayores
En la figura 4.7 la protección de sobrecarga térmica es proporcionada por el relevador de temperatura dispositivo 49, el relevador monitorea la temperatura del estator por medio de detectores de temperatura de resistencias (RTD´s). La protección a rotor bloqueado, puede ser proporcionada con un relevador de sobrecorriente, dispositivo 51, cuando el tiempo de rotor bloqueado excede el tiempo de aceleración.
La protección principal para un motor grande, es proporcionada con el relevador diferencial, dispositivo 87, el esquema diferencial utiliza un total de 6 transformadores de corriente y 3 relevadores diferenciales. El desbalance de corriente en el circuito del motor es detectado con el relevador 46.
Como protección contra bajo voltaje, rotación de fase invertida, se utiliza el relevador, dispositivo 27/47.
En adición a los dispositivos de protección básicos, indicados en las figuras 4.6 y 4.7 el motor sincrono requiere protección para su circuito de campo. El relevador dispositivo 55, proporciona protección contra perdidas de corriente de excitación.
La figura 4.8 muestra una alternativa de protección de motores de inducción en tensión media, utilizando fusibles limitadores de corriente para protección de corto circuito, en combinación con el arrancador del motor, la protección de sobrecarga térmica, dispositivo 49 y la protección de falla a tierra la proporciona el relevador 50 GS, la protección de sobrecarga de respaldo utiliza el relevador 51.
La figura 4.9 muestra la protección mínima para motores en baja tensión, el interruptor termomagnético, proporciona protección contra corto circuito y contra sobrecarga, los elementos térmicos (OL´S) proporciona la protección de sobrecarga térmica.
4.4.3. Protección de alimentadores
Normalmente la mayoría de los sistemas industriales son alimentados por compañías suministradoras de energía, a través de alimentadores. La mínima protección para estos circuitos de alimentación consiste de los relevadores de sobrecorriente, dispositivos 50/51 para protección de otros circuitos y sobrecargas y del relevador 51 GS para proteger contra sobrecorrientes de fase a tierra. La figura 4.10 muestra el arreglo de protecciones mínimas de un alimentador.
Las protecciones mostradas en la figura 4.10 pueden ser sustituidas por un interruptor electromagnético, para proporcionar protección de corto circuito, sobrecargas y protección de fase a tierra en alimentadores principales en baja tensión.
4.5. COORDINACIÓN DE DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE
4.5.1. Requerimientos mínimos de coordinación de protecciones de sobrecorrientes
Corrientes de corto circuito. Es necesario obtener para cada bus local, del sistema eléctrico en estudio, las siguientes corrientes de corto circuito:
La corriente de corto circuito momentáneamente (primer ciclo) La corriente de corto circuito interruptiva (de 5 ciclos a 2 sundos) La corriente de falla a tierra
Las corrientes momentáneas son usadas para seleccionar y/o ajustar las unidades de disparo instantáneas. Las corrientes interruptivas, nos permiten establecer el intervalo de coordinación y la sensitividad de la protección para el desarrollo del método de corto circuito, referirse al capítulo 2.
Intervalos de tiempo. Cuando se trazan las curvas tiempo-corriente, en el estudio de coordinación ciertos intervalos de tiempo se deben mantener entre los dispositivos de protección para asurar una correcta operación secuencial de los dispositivos. Estos intervalos se requieren porque:
Los relevadores tienen sobrecarrera
Los fusibles tienen tolerancias de operación Los interruptores tienen velocidades de operación
Estos intervalos de tiempo son llamados márgenes. Cuando se están coordinando relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso, el margen usualmente es de 0.3 - 0.4 s. Este intervalo es medido entre relevadores en serie, en el ajuste instantáneo ó corriente de corto circuito que puede fluir a través de ambos dispositivos simultáneamente.
El intervalo consiste de los componentes siguientes: Tiempo de apertura del interruptor (5 ciclos) 0.8 s Sobrecarrera del relevador 0.10 s
Factor de suridad (errores de ajuste, saturación del TC) 0.22 s
Un margen de 0.355 s. es ampliamente usado en sistemas que emplean relevadores de sobrecorriente de tiempo muy inverso y extremadamente inverso. La gráfica 4.6 muestra el margen entre relevadores. Cuando se usan relevadores de estado sólido la sobrecarrera es eliminada y el margen reducido.
Cuando se están coordinando relevadores con fusibles hacia abajo en la cascada, el tiempo de apertura del circuito no existe para el fusible y el intervalo puede reducirse. Esto es mostrado en la gráfica 4.7. El clearing time total del fusible deberá ser usado para propósitos de coordinación. El margen de tiempo entre la curva clearing time total y la curva del relevador, podría ser de 0.1 s.
4.5.2. Interpretación de curvas de operación de dispositivos de sobrecorriente
Pick-up.-El término pick-up ha adquirido diferentes significados. Para muchos dispositivos, pick-up, es la corriente mínima que inicia una acción. Exactamente es usado, cuando se está describiendo la característica tiempo - corriente de un relevador. También es usado cuando se está describiendo la unidad de disparo de un interruptor de potencia en bajo voltaje. El término no aplica exactamente para el disparo térmico, de un interruptor en caja moldeada.
La corriente pick-up de un relevador de sobrecorriente, es el valor mínimo de corriente que causará que el relevador cierre sus contactos. Para dispositivos actuados por solenoide, el TAP usualmente corresponde a la corriente pick-up.
Para interruptores de potencia de bajo voltaje, pick-up, es el valor calibrado de corriente mínima, de la unidad de disparo, necesaria para disparar el interruptor. Una unidad de disparo con un retardo de tiempo largo, retardo de tiempo corto y característica instantánea, tendrá 3 valores pick-up, en términos de múltiplos o porcentajes, de la corriente de disparo.
Para los interruptores en caja moldeada con elementos de disparo térmico la corriente normal es dada en amperes. El ajuste magnético podría ser llamado pick- up, de la misma manera que los interruptores de potencia de bajo voltaje.
Los fusibles, utilizan rangos de corriente en amperes en vez de rangos pick-up. Los fusibles con doble elemento, utilizan un elemento para la protección de sobrecarga y el otro elemento para la protección de corto circuito.
Curvas características tiempo-corriente. En una curva característica tiempo-corriente ordinaria, el tiempo cero es considerado, el tiempo en que ocurre la falla y todos los tiempos mostrados en la curva, son el tiempo transcurrido desde ese punto. Para un sistema radial, todos los dispositivos entre la falla y la fuente, experimentan las mismas corrientes de falla, hasta que uno de ellos interrumpe el circuito.
En un estudio de coordinación las curvas tiempo-corriente son acomodadas, para que la región de abajo y a la izquierda de ellas, represente la región de no operación. Las curvas representan un conjunto de pares ordenados tiempo-corriente que indican el período de tiempo requerido para la operación del dispositivo a un valor de corriente seleccionado. Las curvas de los relevadores usualmente son representadas por una sola línea. Las curvas de los interruptores de baja tensión, son representadas como bandas. La banda representa el intervalo de tiempo a una corriente seleccionada, durante el cual, se espera la interrupción del circuito. Es decir, la banda representa el área de operación. La gráfica 4.8 muestra una curva representada como banda.
Analizando la gráfica 4.8, es el tiempo máximo, desde que comienza a fluir la corriente I, dentro del cual, se garantiza la operación del dispositivo de protección. t1 es el tiempo máximo, desde la iniciación del flujo de corriente I, dentro del cual, la corriente debe ser normalizada para asurar que el dispositivo de protección no operará, debido al impulso de la unidad de disparo.
4.5.3. Pasos de la coordinación de dispositivos de sobrecorriente
Para desarrollar un estudio de coordinación de los dispositivos de sobrecorriente de un sistema de potencia eléctrico, es necesario tomar en cuenta los siguientes pasos:
1) Diagrama unifilar
Dibuje el diagrama unifilar parcial o completo del sistema en estudio. Como mínimo debe contener las potencias de todas las cargas eléctricas y transformadores, los voltajes, impedancias y conexiones de todos los transformadores, con sus características de sobrecargas las condiciones de carga conectada y en operación. Los voltajes en cada bus del sistema, datos generales de corto circuito en cada bus del sistema, tamaños, tipos y temperaturas de conductores eléctricos, relaciones de transformadores de corriente. Capacidad de interruptores de bajo voltaje y fusibles.
2) Estudios de corrientes de corto circuito
Calcule los valores de corriente de corto circuito, en cada bus del sistema. Determine las corrientes momentáneas e interruptivas del corto circuito, para todos los niveles de voltaje del sistema (consultar capítulo 2).
3) Selección de la escala de corriente
Seleccione una escala de corriente, que permita minimizar multiplicaciones y manipulaciones de ajustes de los dispositivos de protección en estudio.
Método del voltaje base.-Considere un sistema de potencia eléctrico con más de una transformación de voltaje, de esta manera, es necesario referir corrientes de diversos voltajes, a una sola tensión llamada voltaje base. Si consideramos que un equipo eléctrico tiene potencia constante, decimos que:
V I11 V I ,para:V2 2 1 V2 (4.2)
I1 I2 (4.3)
De este principio elemental de potencia constante, tenemos:
P V In n (4.4) despejando IR: V I V I I (V / V )I n n b R R n b n (4.5) donde: Vn Voltaje nominal In Corriente nominal Vb Voltaje base IR Corriente referida
La corriente referida IR se obtiene multiplicando el factor (V / Vn b) por la corriente nominal In , para un tiempo t sundos y así, obtener un par ordenado tiempo-corriente referida, a un voltaje base. Si se desea obtener una curva completa, referida a un voltaje base, se aplica el procedimiento anterior y se tabulan los siguientes valores, para cada punto de la gráfica:
PUNTO TIEMPO In IR
1 T1 I1 K11
2 T2 I2 K12
3 T3 I3 K13
Posteriormente se trazan las parejas ordenadas TIEMPO - IR para obtener la gráfica, de valores referidos a un voltaje base, normalmente la variable TIEMPO es dada en sundos, In en amperes y la constante K=( V / Vn b).
Para seleccionar el voltaje base, considere lo siguiente:
a) El primer dispositivo de la ruta de coordinación, en el lado de la carga, debe quedar totalmente dentro de la hoja logarítmica, (límite inferior), es decir, IR mayor o igual a Im ( Im es la corriente mínima, representada en la hoja logarítmica).
b) El límite superior del rango de corrientes de coordinación se determina, considerando la corriente de corto circuito máxima del sistema en estudio, Es decir:
cc
KI
IR (4.6)
para:
Icc= Corriente de corto circuito máxima K = ( Vcc/Vb )
entonces:
IR Menor o igual a IM
para:
Im = corriente máxima de la hoja logarítmica
c) En caso, de que no se cumplan las restricciones anteriores de los límites inferior y superior, parcial o totalmente, el voltaje base se multiplicará por un factor, hasta obtener un multiplicador que cubra los dos límites requeridos. Generalmente, se utilizan números enteros, para designar el multiplicador, (por ejemplo: 10,100,...).
4) Características básicas de disparo
Prepare la hoja logarítmica con la escala de corrientes y multiplicadores de escala, para cubrir la representación gráfica de todos los dispositivos de protección de la cascada, desde la carga hasta la fuente.Trace los valores de corriente de corto circuito, corrientes inrush, corrientes nominales, corrientes de sobrecargas, corrientes de rotor bloqueado, corrientes magnetizantes, de los transformadores, motores y conductores de los circuitos de la protección.
Las corrientes de carga máxima junto con las corrientes de corto circuito máximas, determinan los límites superior e inferior de corrientes, en los cuales, los dispositivos de protección deben operar. Los ajustes de los dispositivos de protección deben ser insensibles a las corrientes normales del equipo, es decir, corrientes a plena carga, corrientes de sobre carga permisibles y corrientes de arranque o inrush. Estos datos se obtienen de las placas impresas en el equipo ó de estándares de diseño. Si no fuera posible obtener estos datos, considere las siguientes aproximaciones:
a) Condiciones de operación para motores
Considere un factor de servicio FS 1, es decir, no se considera capacidad de sobrecarga.
La corriente Inrush transitoria es igual a:
1.76 veces la corriente a rotor bloqueado, para tensión media 1.5 veces la corriente a rotor bloqueado, para baja tensión
La corriente a rotor bloqueado es igual a:
6 veces la corriente a plena carga, para motores de inducción y motores síncronos con factor de potencia FP 1 y cargas de baja inercia.
9 veces la corriente a plena carga, para motores síncronos con FP 1 y cargas de alta inercia.
El tiempo de duración de la corriente a rotor bloqueado, varía de 5 - 30 sundos. La tabla 4.5 muestra corrientes de rotor bloqueado para motores de inducción.
b) Condiciones de operación para transformadores:
La capacidad de sobrecarga depende de tipo de enfriamiento
Autoenfriado, tipo AA,OA
Enfriados con aire forzado, tipo FA
Enfriados con aire forzado y aceite, tipo FOA
La tabla 4.6 muestra los factores de enfriamiento y de temperatura que multiplican a la corriente a plena carga.
La corriente Inrush magnetizante es igual a :
12 veces la corriente a plena carga, para subestaciones primarias 8 veces la corriente a plena carga, para subestaciones secundaria
8-25 veces la corriente a plena carga, para transformadores tipo seco de bajo voltaje
El tiempo de duración para todos los casos es de 0.1 s.
c) Requerimientos mínimos de protección para motores
Para motores arriba de 600 V, el NEC artículo 430 parte J (1993), requiere que cada motor sea protegido contra sobrecargas peligrosas y fallas de arranque, con protectores térmicos internos o sensores de corriente externos. También, la protección de fallas de sobrecorriente, por medio de interruptores, o fusibles.
Para motores de 600 V y menores, el NEC artículo 430 parte C (1993), también requiere protección de sobrecarga y corriente. Para protección de sobrecarga, requiere un dispositivo, en cada fase, con el ajuste de disparo a no más de los siguientes porcentajes de la corriente a plena carga del motor:
Motores con factor de servicio FS, menores de 1.15 125% Motores con aumento de temperatura no mayores de 40ºC 125%
Todos los demás motores 115%
Para la protección de sobrecorriente, el NEC requiere que, el ajuste sea puesto a no más, de los porcentajes de corriente a plena carga, mostrados en la tabla 4.7.
d) Requerimientos mínimos de protección para transformadores
El NEC artículo 450 parte A (1993), resume las consideraciones de protección y ajustes, mostrados en las tablas 4.8 y 4.9.
5) Curvas de daño
Determine los límites térmicos de los equipos protegidos, trazando las curvas de daño para transformadores (ANSI/IEEE C37.91-1985), motores (información de fabricante), cables (información de fabricante).
El límite térmico para el motor, se interpreta como el máximo tiempo de bloqueo (stall time), en que el motor puede continuar operando con magnitudes de corriente a rotor bloqueado sin sufrir daño.
El límite térmico para el transformador, es interpretado por ANSI/IEEE C57.12.00 1980, como la CURVA ANSI, en la cual, representa los esfuerzos mecánicos y térmicos causados por el corto circuito en un período de tiempo. Para obtener la CURVA ANSI, siga los siguientes pasos:
Determine la categoría del transformador, utilizando la tabla 4.10.
Seleccione la curva de daño de acuerdo a la categoría seleccionada del transformador, de las gráficas:
4.4 para categoría I 4.5 para categoría II 4.6 para categoría III 4.7 para categoría IV
Calcule la constante K, para el 100% de la corriente de falla y una duración de 2 s.
Determine, de la gráfica seleccionada, los valores tiempo-múltiplos de corriente, para los puntos de la figura 4.1:
Zpu es la impedancia del transformador
La corriente I2 = 0.5/Zpu, para transformadores categoría III y IV La corriente I2= 0.7/Zpu, para transformadores categoría II
El Factor ANSI (FA), es un multiplicador de la CURVA ANSI:
FA = 0.87, para transformadores con conexión Delta -Delta FA = 0.58, para transformadores con conexión Delta -Estrella
6) Curvas características tiempo-corriente
Finalmente, para completar la representación gráfica del estudio de coordinación de sobrecorriente, trace las curvas tiempo - corriente de operación de la protección, para mostrar los ajustes finales de los relevadores de sobrecorriente, interruptores con unidad de disparo de acción directa y fusibles utilizados en el sistema eléctrico de potencia en estudio.
4.6. TABLAS
Tabla 4.1 Selección de fusibles Potencia nominal de transformador kva 2.4 kVA 4.16 kVA 6/7.2 kVA 13.8 kVA 20/23 kVA 34.5 kVA 45 25 16 10 6 6 - 75 40 25 16 10 6 - 112.5 63 40 25 10 6 6 150 100 40 40 16 10 6 225 160 63 40 25 16 10 300 160 100 63 25 16 16 500 250 160 100 40 25 25 750 - 200 160 63 40 40 1000 - 315 200 100 63 40 1500 - - 315 125 100 63 2000 - - - 160 125 63 2500 - - - 200 160 100 3000 - - - - 160 -
Tabla 4.2 Capacidad interruptiva de interruptores electromagneticos Tabla A Capacidades interruptivas para el interruptor tipo DS (Amperes
simétricos RMC) Valor de corriente de
disparo Con disparo instantáneo
Con disparo diferido corto 240 V 480 V 600 V 240 V 480 V 600 V 50-800 42000 30000 22000 30000 30000 22000 50-1600 65000 50000 42000 50000 50000 42000 50-2000 65000 50000 42000 50000 50000 42000 1200-3200 65000 50000 50000 50000 50000 50000 1200-3200 85000 65000 65000 85000 65000 65000
Tabla B Valores disponibles de los sensores Valor del sensor (amperes)
100, 150, 200, 300, 400, 600, 800
100, 150, 200, 300, 400, 600, 800, 1200, 1600 100, 150, 200, 300, 400, 600, 800, 1200, 1600, 2000 2400, 3200
2400, 3200
Tabla C Valores ajustables para la unidad ampector Ajuste de tiempo
diferido largo (múltiplos del valor
del sensor
Tiempo diferido largo en sundos (6
veces el valor del sensor)
Ajuste de tiempo corto (múltiplos
del valor del sensor) Tiempo diferido corto (sundos) 0.5 4 4 0.18 a a a a 1.25 36 10 0.5 Ajuste instantáneo (múltiplos del valor
del sensor)
Ajuste tierra (múltiplos del valor
del sensor) Disparo falla a tierra (sundos) 4 0.22 a 0.20 a 12 0.5
Tabla 4.3 Rangos y ajustes tipos de tap para relevadores de sobrecorriente con