Teor a de protecciones en baja...

CAPÍTULO II. BASES TEORICAS.

CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez

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2.1. ELEMENTOS DE UN SISTEMA ELÉCTRICO. Dentro de las cuatro partes fundamentales en que se ha dividido un sistema eléctrico (o red

eléctrica) cabe citar los elementos más destacados de las mismas:

Figura 2.1. Modelo de Red Eléctrica.

• Generación: En este apartado están incluidos los propios generadores, los

transformadores–elevadores ó reductores, según la función que desempeñen y los

servicios auxiliares y/o de arranque, tales como motores, equipos de excitación, etc.

•••• Transporte–Interconexión: Dentro de este apartado se incluyen las líneas y cables

que realizan la función de enlazar los centros de generación con los centros primarios

de distribución, o bien la unión en redes de una y otras empresas eléctricas.

•••• Transformación: Corresponde a los centros donde se realiza la transformación de la

tensión.

•••• Distribución–Consumo: Corresponde a las líneas, cables y transformadores

necesarios para distribuir la energía eléctrica hasta las diferentes gamas de receptores

de consumo, incluyendo naturalmente, a estos últimos.

•••• Elementos Asociados: Corresponde a aquellos elementos asociados ó auxiliares para

contribuir a facilitar las funciones básicas de los apartados anteriores. Entre ellos se

tienen: condensadores, reactancias, transformadores de medidas (de corriente, de

voltaje), dispositivos de maniobra (interruptores, seccionadores).

2.2. CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO.

El conocimiento de la magnitud de las corrientes que circulan por los equipos y circuitos de

los sistemas eléctricos de potencia, tanto en condiciones normales como en condiciones de


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falla, es la base fundamental para la selección y coordinación de los dispositivos de protección

de sobrecorriente en serie [1].

La condición normal de un sistema de potencia es sin falla, sin embargo es casi imposible

evitar su presencia en el sistema, debido a muchas causas, las cuales están fuera del control

humano. Debido a ello, los equipos o el sistema en general, en estas condiciones, pueden sufrir

daños que en ocasiones son graves, por lo que es necesario al diseñar las instalaciones que

éstas contengan todos los elementos adecuados de protección, considerando, los valores más

altos de corriente de cortocircuito para poder fijar la capacidad de interrupción de los

dispositivos de protección (interruptores y fusibles) y la capacidad de cortocircuito de los

equipos. De igual manera, es importante conocer los valores mínimos de corriente de falla para

poder calibrar las protecciones de tal manera que las puedan detectar y aislar.

En los sistemas de potencia pueden ocurrir diferentes tipos de fallas, tales como fallas

trifásicas, falla de línea a tierra, fallas de línea a línea y fallas de línea a línea a tierra. Las fallas

trifásicas o fallas simétricas ocurren sólo ocasionalmente; sin embargo, en algunas ocasiones

es suficiente analizar una falla trifásica, ya que esto dará una idea bastante clara de las

consecuencias de esa falla. Más sin embargo, para propósitos de determinación de las

características de los equipos de potencia así como la protección misma, generalmente se

realizan estudios de cortocircuito para fallas trifásicas y fallas de línea a tierra, ya que son las

más comunes.

2.2.1. GENERALIDADES.

Un cortocircuito es un fenómeno eléctrico que ocurre cuando dos puntos entre los cuales

existe una diferencia de potencial se ponen en contacto entre sí, caracterizándose por elevadas

corrientes circulantes hasta el punto de falla [16]. Las corrientes de cortocircuito podrían

considerarse análogas al flujo de agua en una planta hidroeléctrica (figura 2.2.). La cantidad de

agua que fluye en condiciones normales depende de la carga de las turbinas. En este caso,

dentro de los límites razonables, no seria de mayor importancia que el reservorio sea grande o

pequeño. Este flujo de agua sería comparable al flujo de corriente eléctrica de carga en un

sistema de distribución eléctrico, como por ejemplo el de un edificio.


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Por otra parte, si la represa se rompe, la cantidad de agua que fluirá dependerá de la

capacidad del reservorio, y tendrá muy poca relación con la carga de las turbinas. En este caso

sí tiene mucha importancia que el reservorio sea grande o pequeño (capacidad de

almacenamiento de agua). Esta capacidad de almacenamiento de agua se asocia con la

capacidad de potencia eléctrica que puede entregar la empresa que suministra energía eléctrica

al edificio en caso de un cortocircuito.

Al igual que el flujo de agua en la planta hidroeléctrica, la corriente eléctrica de carga

produce trabajo útil, mientras que la corriente de cortocircuito produce efectos destructivos. La

magnitud de la corriente que fluirá a través de un cortocircuito depende principalmente de dos

factores:

1) Las características y el número de fuentes que alimentan al cortocircuito.

2) La oposición o resistencia que presente el propio circuito de distribución.

Figura 2.2. Las corrientes de carga y cortocircuito se asemejan al flujo de agua en esta planta hidroeléctrica.

Fuente: Estudio de protecciones, Edificio Sede. Jantesa, 1979.

Las fuentes principales de corrientes de cortocircuito son los generadores existentes en el

sistema de potencia local y la generación remota de la red que le suministra energía eléctrica

(red pública), sin embargo, los motores sincrónicos y de inducción que antes de la falla

representaban una carga para el sistema, en condiciones de cortocircuito, se comportan como

generadores durante un tiempo relativamente corto. La contribución de estas fuentes se

observa en la figura 2.3. La oposición que presenta el propio circuito de distribución al flujo de la corriente de

cortocircuito se denomina “impedancia” en términos eléctricos y depende de la configuración

del sistema eléctrico, y se calcula a partir de la impedancia de cada uno de los componentes del

sistema.

Otro de los factores que influyen sobre la magnitud de la corriente de cortocircuito son el

momento, tipo y ubicación de la falla.


17

Entre las causas más frecuentes de cortocircuitos a nivel de instalaciones comerciales e

industriales podemos mencionar las debidas a la ruptura o debilitamiento del aislamiento de

conductores y/o equipos y los producidos por agentes ambientales.

Los efectos de las corrientes de cortocircuitos son muy variados, pero los más importantes

son el debido al efecto Joule (calentamiento de los equipos eléctricos debido a la gran

circulación de corriente), esfuerzos electromecánicos en las máquinas eléctricas y destrucción

física del lugar de la falla cuando se producen grandes arcos eléctricos. De los efectos de las

fallas por cortocircuito, el más notorio es la interrupción del suministro eléctrico debido a la

necesaria apertura del circuito eléctrico por parte de los dispositivos de protección para

despejar la falla y evitar mayores daños en el sistema.

Figura 2.3. Contribuciones de varias fuentes a la corriente de cortocircuito.

Fuente: IEEE 241-1990 [12].

Aún cuando se diseñe muy cuidadosamente un sistema de potencia, este estará siempre

expuesto al daño que puedan causar flujos de corriente en condiciones de cortocircuito tales

como sobrecalentamientos y arcos eléctricos destructivos. Para asegurar que los equipos de

protección puedan aislar fallas rápidamente y minimizar el daño de cada uno de los

componentes del sistema de potencia y el riesgo del personal, el estudio de corrientes de

cortocircuito debe ser incluido en el diseño de los sistemas de potencia y también cuando se

hagan modificaciones a los sistemas existentes.

Los estudios de cortocircuito son necesarios en todos los sistemas de distribución de

energía eléctrica para:

• Determinar la capacidad de interrupción que deben tener los equipos.

• Ajustar los dispositivos de protección de sobrecorriente y cortocircuito.

Para especificar equipos eléctricos, tales como: Centros de Control de Motores (CCM),

Tableros con Interruptores Termomagnéticos, etc., es necesario el conocimiento de las

corrientes de cortocircuito con las cuales éstos deberán operar en caso de una falla de

cortocircuito en el sistema que los mismos alimentarán. Un equipo cuya capacidad de


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interrupción es menor que la corriente suministrada por el sistema eléctrico donde está

conectado, corre el riesgo de destruirse ocasionando pérdidas mayores si opera para despejar

una falla de cortocircuito.

Todos los sistemas eléctricos presentan características dinámicas de operación y es por esta

razón que los niveles de corrientes de cortocircuito disponibles varían con las necesidades

operacionales. Por lo tanto, en todos los casos de cálculo de corrientes de cortocircuito para

especificar la capacidad de interrupción de los equipos, es necesario encontrar la condición

más exigente, esto es, la condición donde los MVA de cortocircuito alcanzan el mayor nivel.

2.2.2. CARACTERÍSTICAS DE LA CORRIENTE DE CORTOCIRC UITO.

El proceso que ocurre en el sistema de potencia al producirse una falla causada por un

cortocircuito es esencialmente de carácter transitorio. La corriente en régimen normal es una

onda sinusoidal a 60 hertz de frecuencia y amplitud constante, no así cuando sucede un

cortocircuito. La forma de onda en este caso sigue teniendo una forma sinusoidal a 60 hertz

pero va decreciendo exponencialmente desde un valor inicial máximo hasta su valor en

régimen estacionario (ver figura 2.4., corriente total).

Para estudiar el sistema en este estado transitorio se divide el período de ocurrencia de la

falla en una serie sucesiva de intervalos “casi estacionarios” los cuales son el período

subtransitorio, transitorio y estacionario o permanente, y se aplica el concepto de impedancia

para determinar la corriente correspondiente a cada uno de estos estados o intervalos.

La aplicación del concepto de impedancia se ve plasmado en la asignación de impedancias

variables con el tiempo a las máquinas rotativas las cuales son las fuentes de corriente de

cortocircuito. En las máquinas rotativas de corriente alterna generalmente la impedancia puede

modelarse como una reactancia inductiva debido a la naturaleza inductiva de sus arrollados,

por lo que generalmente se consideran tres reactancias (X) asociadas a cada uno de los

intervalos en los que se divide la falla:

1) La reactancia subtransitoria Xd” que es la reactancia aparente del arrollado del estator

en el instante del cortocircuito y determina el flujo de corriente en los primeros 30 ciclos (hasta

½ segundo) aproximadamente.


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2) La reactancia transitoria X’ que determina la corriente durante el período siguiente al

subtransitorio y abarca el rango de tiempo entre ½ y 2 segundos después de la ocurrencia del

cortocircuito.

3) La reactancia sincrónica Xd, la cual determina el flujo de corriente cuando se establece

el período estacionario.

Dependiendo de la magnitud y defasaje en el tiempo entre las ondas de tensión y corriente

de un sistema en el instante del cortocircuito, la corriente de falla puede presentar

características de asimetría (ver figura 2.4.) con respecto al eje normal de la corriente; en

general esto ocurre cuando la onda de tensión normal se encuentra en un valor distinto a su

pico máximo en el momento de ocurrencia de la falla. Para producir la máxima asimetría el

cortocircuito siempre debe ocurrir cuando la onda de tensión se encuentre pasando por cero

(magnitud cero). En un sistema trifásico balanceado (con tres tensiones desfasadas 120º), la

máxima corriente asimétrica ocurre solamente en una de las fases del sistema (cualquiera de

las tres).

La asimetría de la corriente de cortocircuito surge debido a que bajo las condiciones

explicadas anteriormente, la corriente que fluye tiene dos componentes: el componente de

corriente alterna (componente AC) y un componente de corriente directa (componente DC) tal

como ocurre en los circuitos RL de corriente alterna. Este componente DC decrece a medida

que pasa el tiempo ya que su energía se disipa en forma de calor por la resistencia del circuito

(efecto Joule). Motivado a esto, la rata de decrecimiento es inversamente proporcional a la

relación entre la resistencia y reactancia del circuito (X/R) (entre mas baja es la relación X/R,

más rápido es el decrecimiento). Por ejemplo, en sistemas de baja tensión, la relación X/R

generalmente es baja (menor a 15) por lo que la componente DC decae a cero en un rango

entre 1 y 6 ciclos dependiendo del caso.

Como se observa en la figura 2.4., el valor máximo de la corriente asimétrica ocurre cerca

del medio ciclo a partir del instante del cortocircuito.

Figura 2.4. Efecto de asimetría en la corriente de cortocircuito.


20

Fuente: IEEE 241-1990 [12].

Como se dijo anteriormente, las corrientes de cortocircuito tienen varias fuentes, las cuales

contribuyen en forma diferente dependiendo de su naturaleza. La forma en que las distintas

fuentes alimentan al cortocircuito se muestra en la figura 2.5. A causa de que las corrientes de

las máquinas rotativas decrecen a medida que se reduce el flujo después del cortocircuito, la

corriente de cortocircuito total decae con el tiempo. Considerando solamente la parte simétrica

de la corriente de cortocircuito, la magnitud es máxima en el primer medio ciclo luego del

cortocircuito y de un valor más bajo unos pocos ciclos después. Nótese que el componente del

motor de inducción desaparecerá completamente luego de uno o dos ciclos, exceptuando los

motores más grandes en la cual se puede presentar por más de cuatro ciclos.

2.2.3. SIGNIFICADO DE LA CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO .

Si se quiere proteger adecuadamente el sistema eléctrico de una planta industrial o

comercial, deben conocerse las corrientes de cortocircuito.

Esto debe hacerse con el fin de seleccionar o verificar la aplicación de los elementos de

protección: fusibles e interruptores de circuito, con la capacidad de interrupción adecuada.

La determinación de las corrientes de cortocircuito que fluyen en un sistema de potencia

industrial o comercial, al producirse una falla, es de gran importancia si se quiere proteger

adecuadamente a los diferentes elementos que integran el sistema, contra los efectos

destructivos de esas corrientes. A la hora de diseñar o ampliar un sistema de este tipo, debe

tomarse en cuenta hasta que punto los equipos que integran el mismo pueden soportar los

efectos térmicos y magnéticos, producidos como consecuencia de las corrientes que fluyen

durante un cortocircuito. Si queremos seleccionar o verificar como trabaja un dispositivo

interruptor de corriente, es necesario conocer, por ejemplo, cual será la máxima corriente que

este dispositivo debe ser capaz de interrumpir o soportar momentáneamente. Por otra parte,

cuando estamos coordinando dispositivos de sobrecorriente en la protección de fallas, se hace

necesario en la mayoría de los casos, la determinación de las corrientes de cortocircuito para

asegurar una acción selectiva de los mismos [17].


21

La magnitud de la corriente de cortocircuito es independiente de la carga, y está

directamente relacionada con el tamaño o capacidad de la fuente de potencia. Mientras de

mayor capacidad sea la fuente que suple de potencia al sistema, mayor será la corriente de

cortocircuito.

2.2.4. FUENTES DE CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO E INFL UENCIA DE SU

IMPEDANCIA EN LA CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO.

Cuando se determinan las magnitudes de corriente de cortocircuito, es extremadamente

importante, que sean consideradas todas las fuentes de corriente de cortocircuito y que sean

conocidas las reactancias características de estas fuentes.

Existen tres (3) fuentes básicas de corriente de cortocircuito:

• Generadores.

• Motores sincrónicos y condensadores sincrónicos.

• Motores de inducción.

Figura 2.5. Corrientes de cortocircuito simétricas de algunas fuentes.

Fuente: IEEE 241-1990 [12].

Cada una de estas fuentes libera, en caso de falla en sus propios terminales, una corriente de

cortocircuito que está únicamente limitada por la impedancia de la máquina. Cada una de estas

máquinas rotantes, produce una corriente de cortocircuito la cual decrece con el tiempo

después de la iniciación del cortocircuito. Esto se debe a que estas fuentes exhiben una

reactancia variable al flujo de la corriente de cortocircuito [17].

Generadores: Después de algún tiempo de iniciado un cortocircuito, la corriente en los

terminales cortocircuitados de un generador decrece exponencialmente, desde un valor inicial,

relativamente alto, hasta un valor estacionario. Este valor persiste, a menos que sea

interrumpido por algún medio. Los generadores son accionados por turbinas a gas, motores

diesel o gasolina, turbinas hidráulicas u otros tipos de motores primarios. Cuando se produce

un cortocircuito en un circuito alimentado por un generador, éste continua produciendo tensión


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porque la excitación del campo se mantiene y el motor primario hace girar el generador a una

velocidad, prácticamente igual, a la normal. La tensión generada produce una corriente de

cortocircuito de gran magnitud, que circula desde el generador hacia el punto de falla. La

corriente de cortocircuito está limitada solamente por la impedancia del generador y la del

circuito comprendido entre el generador y la falla. Si la falla se produjera en los terminales del

generador, la corriente quedaría limitada exclusivamente por su impedancia.

La figura 2.6. muestra la variación de corriente con el tiempo y asocia las reactancias

mencionadas con las escalas de tiempo y corriente.

Como la mayoría de los dispositivos de protección, tales como interruptores de circuito o

fusibles, operan antes de alcanzar condiciones estables, rara vez se usa el valor de la reactancia

sincrónica (Xd) para calcular corrientes de cortocircuito, en la aplicación de estos dispositivos.

Motores Sincrónicos: Los motores sincrónicos alimentan un cortocircuito en forma muy

similar a los generadores. La misma designación se usa para expresar las reactancias variables,

aunque los valores son distintos para generadores que para motores. (ver figura 2.7.).

Figura 2.6. Curva de corriente de cortocircuito en los terminales de un generador.

Al ocurrir un cortocircuito, unos ciclos después de producirse el mismo, el motor

sincrónico se transforma en un generador y suministra su corriente de cortocircuito al sistema.

El valor de la corriente depende de la potencia, de la tensión nominal y de la reactancia del

motor sincrónico, y además, de la reactancia del sistema hasta el punto de cortocircuito.

Motores de Inducción: En este tipo de motores se considera solamente el valor de la

reactancia X”d.

La inercia de la carga y del rotor del motor de inducción, tienen exactamente el mismo

efecto sobre un motor de este tipo, que en el caso de un motor sincrónico, es decir, mantienen

en movimiento al motor durante un cierto tiempo después de haberse producido el

cortocircuito.

Contribución de los motores en un sistema de baja tensión a la corriente de

cortocircuito: Cuando un motor pierde bruscamente su fuente de alimentación del lado fuente,


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debido a un cortocircuito se genera una tensión en el estator debido al flujo atrapado en el

rotor, y esta tensión produce una corriente en dirección del motor hacia la falla, que contribuye

a incrementar la corriente de cortocircuito. La corriente inicial que se produce siguiendo al

cortocircuito, esta determinada por la reactancia subtransitoria del motor y es de total

importancia para seleccionar la capacidad de interrupción de los interruptores asociados, ya

que debe ser interrumpida por los equipos de protección que están situados entre el motor y el

punto de cortocircuito.

Figura 2.7. Incremento de la corriente de cortocircuito producida por el sistema debido a motores sincrónicos.

Para industrias alimentadas en baja tensión, y sin motores grandes o muy cercanos a un

interruptor que está operando en condiciones límites, hay una regla práctica para estimar esta

corriente de contribución de los motores al cortocircuito [17].

Esta regla consiste en asumir que el incremento de corriente ocasionado por los motores, es

igual a cuatro (4) veces la demanda en kVA de los motores de la industria.

La justificación para usar esta simplificación está explicada en las Normas ANSI al

respecto y en artículos referentes al tema.

Condensadores Sincrónicos: Los condensadores sincrónicos se comportan, durante un

cortocircuito, en forma análoga a los motores sincrónicos.

Condensadores de Potencia: Cuando es cortocircuitado un condensador de potencia en

sus terminales, o a través de un alimentador, la energía almacenada en su campo electrostático

se disipa en la resistencia del circuito, que incluye la del condensador y la del alimentador.

La corriente proveniente de la descarga de un condensador de potencia, durante un

cortocircuito, tiene un valor pico elevado; sin embargo, la frecuencia de esta corriente es

también alta y la constante de tiempo del circuito baja. En los bancos de condensadores que

encontramos, normalmente en la práctica [17], la corriente de descarga alcanza su valor medio


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en aproximadamente 0,02 segundos o menos. Los disyuntores que, normalmente, se aplican

con estos bancos de condensadores pueden soportar estas corrientes sin mayor inconveniente.

De acuerdo a lo dicho anteriormente, se concluye que la contribución de los condensadores

de potencia a la corriente de falla de un sistema puede, en general, despreciarse.

2.2.5. CÁLCULO DE LAS CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO.

Existen varios métodos para calcular corrientes de cortocircuito los cuales se nombrarán

más adelante, pero todos necesitan de una elaboración previa de un diagrama unifilar con su

correspondiente diagrama de impedancias, explicados brevemente a continuación.

2.2.5.1. DIAGRAMA UNIFILAR.

Resulta de la simplificación de un sistema trifásico equilibrado como un circuito

monofásico, formado por una de las tres líneas y un neutro de retorno. Otra de las

simplificaciones hechas es suprimir el cierre del circuito por el neutro e indicando sus partes

componentes por medio de símbolos normalizados en vez de sus circuitos equivalentes.

La finalidad de un diagrama unifilar es suministrar de manera sencilla y concisa los datos

más significativos e importantes de un sistema. La información que se representa en el

diagrama depende del estudio que se está realizando. Por ejemplo, para estudios de

cortocircuito es fundamental representar los equipos de maniobra y protección tales como

interruptores, relés y fusibles.

2.2.5.2. DIAGRAMA DE IMPEDANCIAS.

Por medio de los circuitos equivalentes para el estudio de cortocircuito de los distintos

componentes del sistema los cuales son los siguientes:

• Generadores y Motores: La representación elemental de una máquina sincrónica es una

fuente de tensión en serie con una impedancia. Los motores de inducción se


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representan igual que las máquinas sincrónicas pero se considera su contribución al

cortocircuito solo en los primeros ciclos.

• Transformadores: Generalmente se representan por su circuito equivalente “T”

ignorando su rama magnetizante.

• Cables: El circuito equivalente a utilizar depende de la longitud del cable. Los cables

cortos se representan como una resistencia en serie con una inductancia.

• Cargas: Se pueden modelar como impedancias de valor constante que consumen

potencia activa y reactiva. En estudios de cortocircuito se representan como circuitos

abiertos.

• Sistemas externos: Se modela por el circuito equivalente de Thévenin donde la tensión

equivalente depende de las tensiones internas de los generadores y la impedancia

equivalente depende del resto de elementos del sistema.

El diagrama de impedancia que se describe en esta sección se denomina diagrama de

secuencia positiva, ya que representan impedancias para las corrientes equilibradas de un

circuito trifásico simétrico. Como se explicará más adelante, también existen diagramas de

impedancias para otras secuencias (negativa y cero).

2.2.5.3. SISTEMA POR UNIDAD.

Para simplificar la elaboración del diagrama de impedancias y los cálculos de corrientes de

cortocircuito, se divide la magnitud del valor real de la variable entre un valor base o de

referencia de la misma (un valor razonable), el cual tiene una unidad igual a la del valor real

resultando un número adimensional.

valor real de la variable Variable en p.u. = valor base de la variable

Otro sistema usado es el valor “por ciento” (%) que es igual a 100 veces el valor por

unidad.

La utilización del sistema por unidad tiene muchas ventajas, entre ellas:


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• Las impedancias de las máquinas rotativas y transformadores son del mismo orden

independiente del tamaño de los mismos.

• Permite detectar fácilmente los errores de cálculo.

• Se reduce el empleo de la 3 en los cálculos trifásicos.

• Se evita la referencia de cantidades de uno a otro lado de los transformadores.

• Se evita el trabajo con cantidades demasiado grandes, disminuyendo los errores en el

caso de usar computadores para los cálculos.

•••• Los fabricantes normalmente especifican las impedancias de los equipos eléctricos en

por unidad o en por ciento.

Una elección arbitraria de dos cantidades (generalmente tensión y potencia) como valores

bases, fijan al mismo tiempo los demás valores base necesarios (corriente, impedancia) para

elaborar el diagrama a partir de las relaciones entre ellas como por ejemplo la ley de Ohm. Las

ecuaciones para la impedancia base y corriente base son las siguientes:

ZV

Sbase

base

base=

2

IS

Vbase

base

base

=⋅

3

Respetando ciertas condiciones al seleccionar los valores base (como tensión base igual a la

tensión línea a línea del sistema), las leyes y relaciones eléctricas más utilizadas tales como la

ley de Ohm, leyes de Kirchhoff, ley de las potencias, etc.; se cumplen igual que en un circuito

monofásico de corriente alterna.

En muchos casos la impedancia en por unidad de un componente de un sistema está

expresado en una base distinta que la seleccionada como base en el estudio (como en el caso

de transformadores, generadores y motores), siendo necesario cambiarla a la nueva base

usando la ecuación:

Zp.u. nueva = Zp.u. vieja . (Vbase viejo / Vbase nuevo)2 . (Sbase nueva / Sbase vieja)

Donde:

Zp.u. vieja = Impedancia de placa del equipo.


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Vbase viejo = Tensión nominal del equipo.

Vbase nuevo = Tensión base del sistema.

Sbase viejo = Potencia nominal del equipo.

Sbase nuevo = Potencia base del sistema.

2.2.6. MÉTODOS PARA EL CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO.

Para el cálculo de corrientes de cortocircuito existen diferentes métodos para hallar el valor

de las mismas en cualquier punto de un sistema de potencia, siendo algunos de estos métodos

los siguientes:

•••• El método de reducción de mallas.

•••• El método de contribución (aplicación del teorema de superposición).

•••• El método de componentes simétricas.

•••• El método de la matriz de impedancia de barra.

•••• El método para sistemas de baja tensión (edificios comerciales e industriales).

Dado que este trabajo está dirigido a sistemas de potencia comerciales e industriales en baja

tensión, solo se explica el método para sistemas de baja tensión (edificios comerciales e

industriales).

2.2.6.1. CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO EN SISTEMAS DE

BAJA TENSIÓN (EDIFICIOS COMERCIALES E INDUSTRIALES) .

Unos de los primeros pasos para efectuar una coordinación de protecciones es el cálculo de

la corriente de cortocircuito en cada uno de los puntos del sistema, así como también

determinar las máximas y mínimas corrientes de falla que fluyen en el sistema, con el objeto

de interrumpirlas lo más rápido posible a fin de evitar daños irreparables en los equipos.

Según el IEEE Std 242-1986 [13], solamente se requiere calcular los valores máximos de

corriente de cortocircuito simétrica para el primer ciclo (½ ciclo), con un tiempo estimado de

16,67 mseg, ya que la componente DC decae rápidamente en los sistemas de baja tensión

debido a que X/R es muy baja. El máximo valor del primer ciclo es el único valor que siempre

se utiliza en sistemas de bajo voltaje y fusibles en general.


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El punto de partida es la preparación de un diagrama unifilar con la identificación y datos

de los elementos del sistema, tales como generadores, motores, cables, transformadores, red de

suministro de energía, equipo de protección y maniobra (interruptores, relés, fusibles), etc.

El próximo paso es determinar, del diagrama unifilar, la localización y tipo de fallas a

estudiar, considerando las condiciones más severas de operación como lo son interconexiones

cerradas, todas las fuentes de cortocircuito, expansión del sistema a futuro, etc. Las fallas a

estudiar son:

• Trifásica (con contacto directo entre los conductores): Es el estudio más común y

básico en sistemas de potencia de edificios comerciales. No es muy frecuente, pero

generalmente establecen los valores máximos de corriente de cortocircuito.

• Línea a línea: Las corrientes son aproximadamente un 87% del valor para la falla

trifásica.

• Línea a tierra: Las corrientes son usualmente iguales o menores a la corriente trifásica

debido a la alta impedancia de retorno por tierra, aunque bajo ciertas condiciones

pueda ser mayor en teoría a la de falla trifásica. Sin embargo, las pruebas en sistemas

reales demuestran que la corriente de falla a tierra es siempre menor a la trifásica.

• Fallas con arco: No hay contacto directo entre los conductores, la corriente circula a

través de un arco eléctrico de alta impedancia y es mucho menor a la corriente de falla

con contacto directo en la misma localización. Estas fallas son muy peligrosas y

difíciles de detectar. La tabla 2.1. muestra los multiplicadores para estimar los valores

de corrientes con arco a partir de las fallas con contacto directo.

Tabla 2.1.Valores mínimos aproximados de corrientes para fallas con arco en por unidad de los valores de falla

con contacto directo entre los conductores. Fuente: Tabla 63 del IEEE 241-1990 [12].

Posteriormente se debe preparar un diagrama de impedancias dependiendo del tipo de falla

a estudiar: si solo se estudiarán las trifásicas, sólo se requiere el diagrama de secuencia

positiva; si se estudiarán las fallas asimétricas, se requiere adicionalmente el diagrama de


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secuencia cero y se asume que las impedancias de secuencia negativa sean iguales a la de

secuencia positiva. Los diagramas deben contener los valores de impedancia (resistencia y

reactancia) convertidos a por unidad, la identificación de cada barra y de cada componente del

sistema.

Para hacer los diagramas de impedancias se requiere determinar la impedancia de cada uno

de los componentes del sistema, para lo cual se recomienda seguir las siguientes

consideraciones y simplificaciones:

• Se desprecian las cargas pasivas (impedancia infinita a referencia).

• Las tensiones de las máquinas rotativas y la fuente de suministro de potencia se asumen

constantes con un valor igual a la tensión nominal del sistema, con esto no se

consideran las corrientes de prefalla, las cuales son despreciables. • Cómo sólo se necesitan los valores de corrientes cortocircuito para el primer ciclo, se

usarán las reactancias subtransitorias de las máquinas rotativas y demás elementos del

sistema.

• Los valores de impedancia de los distintos componentes del sistema se obtienen

preferiblemente de los datos de placa del fabricante, pero si no se tienen se pueden

obtener de tablas que especifican valores aproximados tales como las descritas en el

capítulo III.

• Se desprecian las impedancias de barras colectoras, interruptores y transformadores de

corriente.

• Se desprecia la contribución de motores o grupos de motores de inducción con potencia

menor a 50 HP, debido a su poca contribución a la corriente de cortocircuito total

(véase tabla 12 del IEEE Std 399-1990 en el anexo B).

• Se asume un valor de 1 por unidad para la fuente de alimentación del sistema exterior

(alimentación del sistema que se está estudiando, red pública), suponiendo que las

tensiones y potencias de cortocircuito bases son iguales a las tomadas para el análisis,

de lo contrario esta fuente de alimentación se debe cambiar a las bases del estudio.


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Finalmente, a partir de los diagramas, se hacen los cálculos de corriente de

cortocircuito, bien sea a mano o con la ayuda de un computador digital.

2.3. FALLAS (CLASIFICACIÓN Y TIPOS POR CORTOCIRCUIT OS EN SISTEMAS

DE POTENCIA).

La ocurrencia de fallas en los sistemas de distribución es mucho mayor que en los sistemas

de transmisión y generación debido a la gran cantidad de equipos y circuitos de los sistemas de

distribución, instalados en extensas zonas urbanas o rurales y que por sus características de

construcción, permiten mayor contacto con los usuarios.

Las fallas se podrían clasificar de acuerdo a su naturaleza en dos tipos:

• Temporales.

• Permanentes.

Hay muchas fallas que se originan como fallas temporales, pero si no se despejan

oportunamente se pueden convertir en una falla permanente [1].

Las causas que pueden dar origen a fallas se indican a continuación:

• Vientos y ramas de árboles. 46%

• Descargas atmosféricas. 19%

• Fallas de equipos o conexiones. 11%

• Errores humanos. 24%

• Capas de hielo. 24%

• Nieve. 24%

• Objetos extraños. 24%

• Otras causas. 24%

Se produce un cortocircuito en un sistema de potencia, cuando entran en contacto, entre sí o

con tierra, conductores energizados correspondientes a distintas fases. Normalmente las

corrientes de cortocircuito son muy elevadas, entre 5 y 20 veces el valor máximo de la

corriente de carga en el punto de falla [16]. Los cortocircuitos se pueden clasificar en

simétricos (balanceados) y asimétricos (desbalanceados).


31

En las fallas simétricas la corriente de las tres fases del sistema son iguales en el instante

del cortocircuito. Entre ellas se tiene:

- Cortocircuito trifásico.

- Cortocircuito trifásico a tierra.

En las fallas asimétricas la corriente en las tres fases del sistema no son iguales en el

instante del cortocircuito. Entre ellas se pueden citar:

- Cortocircuito bifásico (fase a fase).

- Cortocircuito bifásico a tierra (dos fases a tierra).

- Cortocircuito monofásico (fase a tierra).

El porcentaje relativo de cada tipo de falla varía dependiendo de varios factores tales como

la configuración de los circuitos, condiciones atmosféricas, el método de puesta a tierra, etc.

Para líneas aéreas [19], los manuales de distribución indican las siguientes distribuciones entre

tipos de fallas:

Falla de una línea a tierra 70%

Falla de línea a línea 15%

Falla de dos líneas a tierra 10%

Falla trifásica 5%

Puede observarse que la falla por cortocircuito que tiene la probabilidad de ocurrencia

mayor es la falla de línea a tierra y en último término se encuentra la falla trifásica cuya

ocurrencia se presenta principalmente por causas accidentales.

En los sistemas subterráneos la situación es diferente ya que los cables están bien

protegidos dentro de tubos plásticos, metálicos o de asbesto y además estos tubos están

recubiertos por concreto, por lo cual es difícil causarle daños mecánicos.

Cabe destacar que para el propósito de determinar las características de los equipos de

protección así como la protección misma, normalmente se efectúan estudios de cortocircuito

para fallas de línea a tierra, por ser éstas las más probables de ocurrir, y para fallas trifásicas

porque, a pesar de ser la menos probable de ocurrencia, es la que puede someter a los equipos,

las máquinas y/o dispositivos a los esfuerzos más severos y además, desde el punto de vista


32

analítico, resulta más fácil de estudiar y sus resultados son bastantes satisfactorios para

distintas aplicaciones [1].

2.4. COORDINACIÓN DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE

SOBRECORRIENTE.

2.4.1. PROTECCIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN.

Las funciones del sistema de protección en la red de distribución, es al igual que las demás

sub–divisiones del sistema eléctrico, el detectar, localizar y aislar las condiciones de falla,

evitando en lo posible daños al sistema y causando mínimo disturbio a los consumidores.

Como los sistemas de distribución están directamente conectados a los consumidores y en

general, no hay fuentes alternas de alimentación, la continuidad en el servicio se vuelve factor

primordial tanto en el diseño como en la operación del sistema de distribución y su sistema de

protección asociado; por lo tanto el tratamiento que se le da a las fallas en distribución es

diferente al que se da en los sistemas de alta tensión. En estos sistemas, debido a las grandes

cantidades de energía disipada en condición de falla, el objetivo principal es aislar el elemento

de falla y así evitar daños mayores a los equipos e instalaciones. Por el contrario, en

distribución el objetivo primario es mantener el servicio, por lo tanto se trata en lo posible de

eliminar la falla sin interrumpir el circuito permanente [19].

Hay dos características de los sistemas de distribución que se utilizan ventajosamente en el

diseño de las protecciones, a saber:

Las corrientes de cortocircuito generalmente, no son de altos amperajes, por lo tanto el

tiempo de despeje de la falla no es factor limitante del diseño.

Estadísticamente se ha comprobado que la mayoría de las fallas son transitorias, es decir

desaparecen al cabo de unos pocos segundos de haber transcurrido.

Los objetivos de la protección de los sistemas de distribución son tres (3):

• Prevenir o minimizar los daños a los equipos y circuitos.

• Prevenir daños al público.

• Mantener y mejorar la continuidad de servicios al cliente.

Esto se logra mediante:


33

• Dispositivos de protección (interruptores y relés).

• Diseño y prácticas de construcción (separación de fases, aislamiento de los

conductores, mantenimiento de las trochas, etc.).

• Planificación (circuitos radiales o mallados, seccionalización manual o automática,

etc.).

Las plantas industriales varían gradualmente en la complejidad de sus sistemas eléctricos.

El más pequeño tiene solamente un pequeño sistema radial con protección por fusibles, y el

más grande tiene una intrincada combinación de barras, líneas e interruptores que requieren

una protección completa incluyendo relés. Mientras la mayoría de las plantas industriales

operan con energía eléctrica comprada a la compañía de servicio, hay algunas que generan

parte de su energía de consumo, operando algunas veces en paralelo con dicha compañía.

Invariablemente, la compañía de servicio requiere protección contra fallas a la entrada a la

planta industrial. En todos los casos, en la etapa de proyecto el proyectista debe consultar con

la compañía acerca del nivel de cortocircuito y el tipo de protección en ese punto que,

normalmente, es el punto de medición.

El objetivo primario de una planta industrial [17]; es producir en forma consistente y

económica. La producción depende de la continuidad de servicio eléctrico, y las interrupciones

de servicio pueden ser evaluadas directamente, en términos de pérdidas de producción.

Usualmente, el costo de la pérdida de producción excede el costo de daño físico del equipo

envuelto en la falla. Por lo tanto, es importante para la operación de la planta, que el sistema

eléctrico sea diseñado apropiadamente, de manera que el equipo de protección pueda ser

aplicado, de tal forma, que pueda aislar fallas rápidamente y con un mínimo de interrupción de

servicio. Además de la pérdida de producción, las fallas del sistema pueden resultar en daño a

personas o a propiedades, directamente, o como un resultado de fuego eléctrico.

Todos estos factores deben ser incluidos en los requerimientos de ingeniería cuando se va a

determinar la protección contra fallas requerida. Las pérdidas asociadas con una interrupción

de servicio varían, ampliamente, en diferentes tipos de instalaciones industriales.


34

Por ejemplo, una interrupción de servicio en la operación de una máquina, puede

representar solamente un retardo en la producción; mientras una interrupción similar en una

planta de reducción química, puede causar pérdida de material y producción. Otras industrias

tales como refinerías, plantas de procesamiento, láminas de papel de aluminio, etc., son

afectadas similarmente pero en diferentes grados. Para algunos tipos de cargas, tales como

procesos químicos y otros que envuelven automatización compleja, un “dip” momentáneo

puede ser tan serio como una interrupción completa. Otras pueden tolerar una interrupción

momentánea, pero no una sostenida. Entonces el tipo de operación de la industria tiene una

gran influencia sobre el tipo de protección aplicada al sistema eléctrico.

Algunas plantas industriales, debido a su tamaño o a la naturaleza de sus operaciones, son

capaces de mantener un grupo de ingenieros capaces de diseñar, instalar y mantener un sistema

de protección eficiente; mientras otras hallarán, probablemente, más económico acudir a

ingenieros consultores. Este trabajo es especializado y a menudo muy complejo. “La

protección de un sistema eléctrico es una forma de seguro”, el cual no paga nada mientras

no ocurra una falla, pero cuando ésta ocurre, la protección es una forma de reducir la extensión

y duración de la interrupción, así como los posibles daños a la propiedad y las personas.

Económicamente, el pago de este seguro debe ser comparado contra el costo de reparaciones y

pérdidas de producción.

No es económico ni práctico un sistema a prueba total de fallas. Los sistemas modernos son

diseñados con precauciones razonables para poder aislar fallas, pero debe tolerarse cierto

número de fallas durante la vida del sistema. Aún con el mejor diseño posible, los materiales

tienden a deteriorarse y la posibilidad de fallas aumenta con el tiempo. Cada sistema está

sujeto a cortocircuitos y fallas que deben ser interrumpidas rápidamente, por medio de los

dispositivos de protección adecuados.

2.4.2. CONCEPTOS GENERALES DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE.

•••• Corriente de falla (Sobrecorriente): es la que se produce en la red, cuando existe

alguna condición anormal en alguna parte del sistema [17].


35

•••• Protección de Sobrecorriente: El término es muy amplio: cubre todo el conjunto de

equipos, cables, interruptores, etc., utilizados para detectar, localizar y despejar una

falla en un sistema de potencia o los componentes del mismo como: transformadores,

motores, equipos de control, cables, etc. Además de los relés, fusibles, interruptores,

contactores, bobinas de disparo, etc.; incluye también los transformadores de corriente

y de voltaje y los equipos auxiliares necesarios para que opere la protección en forma

satisfactoria.

2.4.3. CUALIDADES DE LA PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE.

Las principales cualidades que debe tener la protección de sobrecorriente son el ser segura,

rápida, sensible y selectiva [17].

• Seguridad: Significa que un equipo debe operar, aún en condiciones extremas, en

forma segura, es decir, sin que ocurran desperfectos que pueda dañar a equipos o

personas.

• Rapidez: Su objetivo es evitar que una falla, que se inicia en una parte del sistema, se

propague a otra y afecte a otros equipos. Debe eliminar las condiciones anormales que

se presentan en el sistema cuando existe una falla, y las cuales afectan a estos equipos.

Un ejemplo de estas condiciones anormales son la caída o un alza de tensión en las

fases, consecuencia de una sobrecorriente anormal debida a un cortocircuito. La

magnitud de los daños causados por muchos problemas, es la función de la corriente de

falla y la duración del cortocircuito, tensiones de arco, etc. Por lo tanto, es necesario

que la protección opere en el tiempo más corto posible para restablecer las condiciones

normales en el sistema.

• Sensibilidad: Se refiere a la corriente mínima necesaria para que opere el equipo de

protección de sobrecorriente. Debe responder a bajas o muy bajas corrientes de falla

ocasionadas, normalmente, por fallas a tierra. Estas corrientes muy bajas se acentúan en

sistemas delta.

• Selectividad: Cuando ocurre una sobrecorriente de falla, habiendo varios equipos, en

serie, que la puedan detectar, la falla debe ser despejada por el interruptor, que esté más


36

cercano al punto de falla del lado de la fuente. Si esto no sucede, es decir, si el equipo

de protección actúa indiscriminadamente, se dice que la protección no es selectiva, y en

este caso la interrupción de servicio afecta, sin necesidad, a una parte del sistema que

no debería ser afectada.

En lo anterior, se está hablando de la operación de un solo interruptor debido a que

la mayor parte de las instalaciones industriales son sistemas radiales. Si el sistema es

mallado, en lugar de operar un solo interruptor para despejar la falla, puedan operar

varios; pero siempre la parte del sistema interrumpida debe ser la menor posible, si el

sistema es selectivo. Sin embargo, no siempre es posible tener un sistema totalmente

selectivo.

2.4.4. POSIBLES CAUSAS DE FALLAS EN EQUIPOS.

El análisis y diagnóstico de la aplicación de protecciones en una instalación eléctrica

industrial existente, debe comenzar con un análisis de las fallas que ocurrieron en la

instalación.

La mayor parte de las fallas terminan produciendo un cortocircuito entre fases, cortocircuito

entre fase y tierra o arcos a tierra. Además, en los devanados de máquinas eléctricas y

transformadores, pueden ocurrir fallas entre partes del devanado de una misma fase. Si el

sistema es en estrella con neutro a tierra, el cortocircuito de fase a tierra es el más frecuente

[17]. Esto es debido a todas las partes metálicas de los equipos están conectadas a tierra, y

existe un área grande de exposición entre las partes activas y tierra. Las fallas en un sistema de

distribución industrial son, en su mayoría, fallas de aislamiento y pueden originarse por

diferentes causas:

• Deterioro gradual del aislamiento con el tiempo de uso del equipo.

• Aislamiento defectuoso en condiciones iniciales.

• Temperatura de operación por encima de la permitida, para un aislante determinado.

• Equipo sometido a sobretensiones instantáneas o continuas.

• Daños mecánicos.

• Mala calidad de equipos.


37

• Uso de equipos en ambientes inapropiados.

• Defectos de alambrado.

• Defectos de diseño.

• Prácticas o especificaciones de construcción erradas.

• Condiciones anormales de operación.

• Mantenimiento insatisfactorio.

• Falta de mantenimiento.

2.4.5. DESPEJE DE FALLAS.

La protección de sobrecorriente es la más simple y práctica para despejar cortocircuitos en

sistemas de distribución radiales, y casi la única utilizada en redes de baja o mediana tensión.

Una vez que se ha producido una sobrecorriente originada por una falla, en alguna parte del

sistema, el equipo de protección de la parte afectada detecta la sobrecorriente y actúa sobre el

mecanismo de disparo, si es un interruptor, dejando sin tensión el tramo donde está la falla.

Normalmente, debe operar el elemento de protección más cercano a la falla, del lado de la

fuente de alimentación.

Aunque, en cierto sentido, la protección de cortocircuitos proporciona cierta protección a

los equipos contra sobrecargas, y aunque a veces el equipo de protección tiene doble finalidad,

no deben confundirse la protección de sobrecarga y la protección de cortocircuito.

2.4.6. PROTECCIÓN DE FALLAS A TIERRA.

Las fallas a tierra son las más frecuentes en sistemas de baja tensión con neutro sólidamente

puesto a tierra [17]; debido que todas las partes metálicas de los equipos tienen que estar

obligatoriamente puestas a tierra. Por lo tanto, hay una área grande de exposición entre las

partes con tensión de los equipos y las armaduras. Como todas las fallas de aislamiento, estas

fallas pueden ser mas o menos francas y la corriente de falla puede variar. Dicha corriente

puede variar entre valores muy pequeños que podrían ser catalogados como corrientes de fuga;


38

valores un poco más grandes como arcos a tierra, donde interviene la resistencia del arco; o

valores iguales a la máxima corriente de cortocircuito calculada.

Entre este tipo de fallas, las que se consideran más peligrosas son los arcos a tierra, debido

a su posible efecto destructivo. En este caso, la temperatura del arco puede ser muy alta y

puede, incluso, ser la causa de incendio en una industria.

Los arcos en los sistemas de baja tensión [17]; ocasionaron problemas que llamaron la

atención en U.S.A., cuando se reemplazó el sistema de 208 voltios en estrella con neutro a

tierra, ó 240 V en delta con un punto a tierra; por el de 480 voltios en estrella con neutro a

tierra, por lo cual el C.E.N. incorporó el artículo 230–95 [5]. Este artículo exige que se ponga

protección de falla a tierra en las acometidas de sistemas en estrella, sólidamente puestos a

tierra, de más de 150 V a tierra y no más de 600 V entre fases y cuando el medio de

desconexión sea de una capacidad de 1000 A o más.

Según el C.E.N., el máximo ajuste de esta protección será de 1200 A y el máximo tiempo

de operación de 1 segundo, para una corriente de falla a tierra de 3000 A o más. Se exceptúan

del cumplimiento de este artículo, los procesos industriales continuos y las bombas de

incendio.

La protección de fallas a tierra, según el C.E.N. [5]; es de cumplimiento obligatorio en la

mayor parte de las instalaciones industriales que operan en 480 en estrella con neutro

sólidamente puesto a tierra/227 voltios.

La necesidad de tener este tipo de protección se hizo patente debido a que, cuando se

comenzó a utilizar masivamente el sistema de 480 en estrella con neutro sólidamente puesto a

tierra/227 voltios, se empezaron a reportar fallas severas de equipos dañados por arcos a tierra,

en estas instalaciones.

2.4.7. DESCRIPCIÓN DE ALGUNOS EQUIPOS PARA PROTECCIÓN DE

SOBRECORRIENTE EN SISTEMAS DE BAJA TENSIÓN.

Algunos de los dispositivos de protección más comúnmente usados en los sistemas

eléctricos de baja tensión son los interruptores termomagnéticos, conjuntos relés-interruptores

de potencia, relés de estado sólido para la protección de fallas a tierra y protecciones térmicas.

A continuación se realiza una explicación de estos:


39

• Interruptores Termomagnéticos (Breakers, Interruptores de Caja Moldeada):

Interruptores (Definición IEEE): Un interruptor es un dispositivo diseñado para la apertura

y cierre de un circuito de manera no automática, y para abrir el circuito automáticamente en

una determinada sobrecarga o corriente sin daño a si mismo cuando se aplica apropiadamente

según sus características nominales.

Estos interruptores son muy utilizados para la protección de sobrecorriente en sistemas

eléctricos industriales y en edificios. En el anexo C se pueden observar varios modelos de

interruptores de este tipo. La figura 2.8. ilustra algunos tipos de interruptores de caja

moldeada.

Otro concepto de interruptores es que son dispositivos capaces de conectar y desconectar

corrientes de carga y de cortocircuito, [1]. El consiste esencialmente de unos contactos que se

pueden cerrar (para conectar la corriente) o abrir (para desconectar la corriente). En baja

tensión (≤ 600 V) el dieléctrico es aire y los sensores (relés o bobinas) vienen en la misma caja

que el interruptor.

Figura 2.8. Interruptores de Caja Moldeada. Fuente: GE Industrial Systems.

Estos interruptores, como su nombre lo indica, poseen dos acciones de disparo, una térmica

y otra magnética. La acción de disparo térmica (protección contra sobrecargas), se obtiene a

base del empleo de un dispositivo bimetálico que se calienta al circular por él la corriente. La

curva de operación de la acción térmica se conoce como “curva de corriente de tiempo

inverso” ya que el dispositivo bimetálico actúa más rápidamente mientras mayor sea la

corriente de sobrecarga. La acción de disparo magnética (protección contra cortocircuitos), se

obtiene al conectar un electroimán en serie con el dispositivo bimetálico. Cuando ocurre un

cortocircuito, la corriente activa al electroimán, abriendo los contactos del interruptor

instantáneamente (menos de un ciclo).

• Principios de Operación de Interruptores en Instalaciones Industriales:


40

- Interruptores de Circuito: Por definición, un “interruptor de circuito” es un dispositivo

para interrumpir un circuito, entre contactos separables, bajo condiciones normales o

anormales. Ordinariamente, los interruptores de circuito operan infrecuentemente.

Las condiciones normal y anormal se definen así:

Normal: Indica la interrupción de corriente, no por encima de la corriente nominal del

interruptor.

Anormal: Indica la interrupción de la corriente, por encima de la corriente nominal de

carga, tal como la de cortocircuitos.

El valor nominal de la capacidad de interrupción del interruptor deberá, por lo tanto, ser

igual o mayor que el nivel de cortocircuito en el punto de aplicación del mismo.

Los interruptores de circuito son usados, comúnmente, en vez de fusibles, en sistemas de

potencia industrial, con la función de seccionar y proteger los circuitos. También se pueden

usar como arrancadores de motores en ciertas operaciones, [17].

Los interruptores de protección deben actuar para abrir un circuito en condiciones de

cortocircuito, con grandes sobrecorrientes. Estas los someten a esfuerzos térmicos y

magnéticos muy altos, por lo cual, deben ser muy seguros en su operación, sin dañarse y dejar

sin protección un sistema. Es decir, deben estar diseñados para soportar, sin dañarse, los

esfuerzos térmicos y magnéticos debido a un cortocircuito, de valor cercano a la capacidad de

interrupción del dispositivo de protección.

- Función de Interrupción: La función de interrupción la puede realizar el interruptor de

varias maneras:

1. Por acción térmica.

2. Por acción magnética.

3. Por alguna combinación termomagnética.

La señal para operar el interruptor puede estar incorporada al propio interruptor, o provenir

de un equipo exterior como un dispositivo electrónico, relés electromecánicos, relés de imagen

térmica, relés de estado sólido, los cuales responden a la sobrecorriente.


41

Cuando se usan relés apropiados, son capaces de abrir automáticamente cualquier corriente

que esté por encima del “ajuste de disparo mínimo” (pick–up setting) del relé, y por debajo de

su capacidad de interrupción. Todo este se combina en una unidad, a fin de que también sirva

como dispositivo de interrupción del circuito, bajo condiciones normales y anormales.

- Características Específicas: Los interruptores de circuito deben tener ciertas

características específicas para cada operación:

1 Velocidad de Respuesta: Donde existen altos niveles de corriente de cortocircuito

interesa esta característica, ya que una falla debe aislarse en el menor tiempo posible, en

beneficio de la continuidad del servicio y de la integridad de los equipos que la

soportan.

2 Sensibilidad: Esta característica se toma en cuenta donde la corriente de cortocircuito

es pequeña, como sucede a veces con los arcos a tierra, para que se pueda detectar una

corriente mínima de operación. Para protección de sobrecarga, generalmente, no es tan

importante la velocidad debido a que la temperatura de un equipo no cambia en forma

instantánea con sobrecorrientes de pequeña magnitud. Además, en este caso, interesa

que la protección opere con cierto retardo, para que no se interrumpa el servicio con

sobrecorrientes de corta duración, que no dañan el equipo.

- Conceptos Básicos: Los siguientes son conceptos básicos que se necesitan conocer para la

aplicación de interruptores:

1 Cubierta de los Interruptores: Las cubiertas de los interruptores son para proteger el

mecanismo, contactos, etc. Del interruptor, contra los daños producidos por un medio

ambiente agresivo. Deben proporcionar protección a las personas contra contactos

accidentales con partes vivas, y evitar que en el equipo se introduzcan objetos extraños

como polvo, agua, gases, etc. Así, se tienen interruptores para usar en interiores, en

lugares limpios; otros a prueba de polvo y humedad, para usar en el exterior. Los hay

para usar cerca del mar, en ambientes contaminados con algún tipo de sustancias, en

ambientes donde hay diversos tipos de gases inflamables, etc. El C.E.N. específica


42

cuales son los tipos de cubiertas necesarias en cada caso. Los equipos que se van a usar

en atmósferas, con posibilidad de gases inflamables, son un caso especial. Es

importante que los interruptores no operen en condiciones de medio ambiente para las

que no están diseñados, ya que pueden perder completamente su efectividad o poner en

peligro grave una instalación; por ejemplo, si un interruptor produce una chispa en un

lugar donde existen gases inflamables que pudieran penetrar en la cavidad del

interruptor, puede producirse un incendio o una fuerte explosión. La selección de las

cubiertas para ambientes especiales se rige por el Capítulo V del C.E.N., [6].

2 Capacidad de Corriente Nominal de un Interruptor: La capacidad de corriente que

puede soportar los contactos principales de un interruptor, sin recalentarse y sin que se

produzca su apertura, por un período de tiempo de 3 o más horas sin que su capacidad

sea excedida por la corriente de carga, define la capacidad nominal de un interruptor, y

se expresa en amperios. Esta capacidad no debe ser excedida por la corriente de carga.

Es importante recordar que, para los interruptores de caja moldeada, el C.E.N.,

específica que su carga continua no debe ser mayor del 80 % de su capacidad nominal,

a menos que la placa indique que el interruptor puede ser cargado a 100 % de su

capacidad nominal. Para estos efectos, se entiende por carga continua cualquier carga

estable que tenga una duración de más de 3 horas.

3 Tensión Nominal: Cada interruptor está diseñado para una tensión nominal de

operación que no puede ser excedida, en el circuito en el que va a ser usado. Esta

tensión debe estar indicada en el equipo.

4 Capacidad de Interrupción: Es la máxima corriente de cortocircuito que puede

despejar seguramente un interruptor, a la tensión nominal, expresada en amperios r.m.s.

Las capacidades de interrupción de los interruptores de baja tensión deben estar

expresadas en el interruptor, excepto cuando ésta es de 5000 amperios, según el C.E.N.

Art. 240–83, [7]. Estas capacidades se expresan en valores de corriente simétrica r.m.s.


43

5 Mecanismos de Operación: Una vez que el interruptor recibe la señal de apertura,

debe abrir los contactos lo más rápidamente posible, a fin de no introducir retardos

indeseados en la operación. Una forma común de hacerlo, es por medio de un resorte

cargado con energía almacenada. Los resortes se cargan al cerrar el interruptor ya sea

manual o eléctricamente.

6 Curvas Características: La figura 2.9. muestra las características tiempo–corriente de

un interruptor termomagnético y la figura 2.10. muestra las curvas tiempo–corriente de

un interruptor de baja tensión con control de estado sólido.

En los Interruptores de Caja Moldeada el sensor de corriente no es un accesorio sino que

forma parte integral del interruptor, [1].

Los Interruptores de Baja Tensión (≤ 600 V ó menos) pueden proteger circuitos

alimentadores, circuitos secundarios y circuitos ramales; a su vez pueden dividirse en

Interruptores de Potencia también llamados Interruptores en Aire Grandes A.C.B. (Power Air

Circuit Breaker) algunas veces se les llama Interruptores Magnéticos e Interruptores de Caja

Moldeada.

Los Interruptores de Caja Moldeada son más compactos que los A.C.B. y no tienen las

mismas facilidades de mantenimiento; pero los modernos tienen una serie de accesorios que

les permiten efectuar casi todas las funciones de los A.C.B. Existen en el mercado de

capacidades nominales entre 20 A y 4.000 A y capacidad de interrupción hasta 100.000 A, y

hasta 200.000 A con fusibles limitadores incorporados. Pueden usarse en tensiones hasta las

indicadas en la placa o más bajas, y en corriente directa los que están marcados para este uso.

Están sujetos a las Normas del C.E.N. y

Figura 2.9. Características tiempo–corriente de un Interruptor Termomagnético.


44

Figura 2.10. Curvas tiempo–corriente de un Interruptor de Baja Tensión con control de estado sólido.

UL (UnderWriters Laboratories, Inc.), respecto a no poder tener una carga de más de tres horas

de duración superior a 80 % de su capacidad nominal, a menos que tengan una indicación

expresa en la placa, de que son para uso con carga continua de 100 %.

La característica básica general de estos interruptores es la siguiente:

• Permanecen cerrados a cualquier corriente dentro de su régimen momentáneo, y abren

a cualquier corriente dentro de su rango de interrupción.

• Se aplican, normalmente, con dispositivos de disparo directo, y abren automáticamente

cualquier corriente por encima del “ajuste” de los mismos, y dentro de su capacidad de

interrupción.

Los dispositivos de disparo directo se montan directamente en el interruptor de circuito al

cual están asociados, y disparan por acción directa mecánica en respuesta a la magnitud de

corriente del circuito. Los sistemas de bajo voltaje, son casi siempre actuados por la corriente

del circuito.

Los dispositivos de disparo directo en los interruptores de bajo voltaje, [17]; pueden ser

instantáneos o tener una combinación de disparo instantáneo y tiempo de retardo. Las bobinas

del dispositivo de disparo son fabricadas en una amplia gama de valores nominales de

corriente. El valor nominal de corriente de un interruptor de circuito está determinado por el

valor nominal de su bobina de disparo, más que por su máxima capacidad de corriente

continua. Sin embargo, la capacidad de interrupción del Interruptor es la que debe

considerarse.

Aunque las bobinas de disparo directo son mucho menos precisas que los “relés”, son

suficientemente buenas para la mayoría de las aplicaciones de sistemas de potencia de bajo

voltaje, e incluso, para pequeños sistemas de medio voltaje, donde se les usa ocasionalmente.

La justificación de su uso es estrictamente económica.

•••• Interruptores de Caja Moldeada (Molded Case Circuit Breakers): Estos son más

pequeños en dimensión, [17]; construídos menos fuertes y no tienen las ventajas


45

eléctricas de los anteriores. Se distinguen de aquellos debido al hecho de que vienen

montados en una caja plástica moldeada de material aislante. Tienen elementos de

disparo que a veces son ajustables. El elemento de disparo en este caso es

termomagnético. Esto significa que es térmico en la región de disparo de tiempo largo

y magnético para operación instantánea. Este tipo de interruptor presenta curvas

características de operación de acuerdo a la figura 2.11. En ella se muestra la curva

tiempo–corriente de un Interruptor de Caja Moldeada típico de 225 A, con un elemento

de disparo magnético ajustable colocado a 10 veces (1000 %) de la corriente de plena

carga. Los valores máximos y mínimos son los límites de tolerancia del fabricante. En

esta curva se visualizan las condiciones de disparo del interruptor, bajo varias

condiciones de carga:

• Por debajo del 100 % de carga, el interruptor no abrirá.

• Entre 100 % y 1000 % de plena carga, se introduce el retardo de tiempo mediante el

dispositivo de disparo térmico. Por ejemplo, a 500 % de plena carga, el interruptor no

abrirá, a menos que la carga persista hasta más de 9 seg.

• Sobre 1000 % de plena carga, el disparo es virtualmente instantáneo.

•••• Características:

Estos interruptores además, presentan las siguientes características:

1. Presentan una amplia gama de elementos de disparo, con su respectiva

característica tiempo–corriente, lo que amplía su campo de aplicación.

2. Se dividen en grupos por el tamaño de la cubierta o armadura (frame size).

3. Un tamaño dado de la armadura acepta una gama de valores nominales de

interruptores, que tienen el mismo tamaño de caja moldeada y la misma capacidad

de interrupción.

4. El valor de corriente contínua de cualquier interruptor de circuito se determina por

el valor nominal de su elemento de disparo, y no por el valor de la corriente

nominal de la armadura.


46

Figura 2.11. Curva característica tiempo – corriente de un Interruptor de Caja Moldeada típico de 225 A, con un

elemento de disparo magnético ajustable colocado a 10 veces (1000 %) de la corriente de plena carga.

5. Entonces para una determinada armadura existen varias bobinas intercambiables

físicamente, salvo en algunos interruptores NI (no intercambiables), que persiguen,

generalmente, el evitar que el circuito tenga una protección sobredimensionada. El

tamaño de la armadura se designa por referencia al valor nominal de corriente más

grande de ese grupo; por ejemplo armadura de 100 A; 225 A; 400 A, etc.

Generalmente, los fabricantes añaden grupos de letras de identificación para

establecer tamaños dados de armadura con valores nominales dados de corriente,

voltaje y capacidad de interrupción.

6. Las capacidades de interrupción varían, con el tamaño de la armadura y el voltaje

nominal. Pueden tener hasta 200.000 A con fusibles limitadores incorporados, y

100.000 A por sí mismos.

7. Los Interruptores de Caja Moldeada pueden ser fabricados para operación

termomagnética o completamente magnética, siendo más común la primera.

8. En los últimos años se está fabricando Interruptores Automáticos Limitadores de

Corriente. Estos interruptores tienen capacidades de interrupción muy elevadas sin

el uso de fusibles limitadores, e interrumpen las corrientes de cortocircuito,

limitándolas a un valor inferior al pico de corriente de cortocircuito, en forma

similar que los fusibles limitadores de corriente.

9. Algunos, en el rango hasta 100 A, tienen mecanismos de disparo no

intercambiable, con características de operación fijas. Otros, en los tamaños más


47

grandes, se obtienen con elementos de disparo magnético ajustable, para

seleccionar la “corriente de arranque".

10. Los valores estándar son 15, 20, 30, 35, 50, 70, 90, 100, 125, 150, 175, 200, 225,

250, 275, 300, 350, 450, 500, 600, 800, 1000, 1200, 1400, 1600, 1800, 2000, 2500

y 3000 amperios, de valor de capacidad nominal.

11. Para aplicación en circuitos ramales de motores estos interruptores no poseen el

elemento de disparo con retardo de tiempo. Tales interruptores, solamente, tienen

el elemento instantáneo para proveer protección de contra cortocircuito, cuando se

usan en combinación con relés de sobrecarga en arrancadores, [17]. 1 12. Los Interruptores de Caja Moldeada pueden ser usados en forma estacionaria o ser

del tipo extraíble, y pueden formar partes de tableros o unidades individuales.

13. Por último pueden abrir repetidamente corrientes anormales, sin destruir su

elemento interruptivo o alterar la precisión, siempre y cuando sean objeto del

mantenimiento adecuado.

También en los últimos años se empezó a fabricar un tipo de Interruptor de Caja Moldeada

de diseño avanzado (Insulated Case Circuit Breaker), el cual es un híbrido entre los dos tipos

de interruptores, por tener características de ambos.

• Valores Nominales:

Presentan una amplia gama de voltajes y corrientes nominales y los items que deben ser

incluidos en una especificación son:

1. Voltaje nominal.

2. Máximo voltaje de diseño.

3. Máximo voltaje nominal.

4. Frecuencia nominal.

5. Corriente continua nominal.

6. Capacidad de interrupción


48

7. Número de polos.

Las tablas 2.2. y 2.3. sirven de referencia para las características de Interruptores de este

tipo.

• Aplicación:

Debido a su pequeño tamaño y costo, estos interruptores son aplicables en protección de

circuitos ramales, principalmente, aunque hoy en día figuran incluso como interruptores

principales en instalaciones relativamente grandes. Ver figura 2.12.

• Interruptores de Potencia con Unidades de Disparo (Relés) de Estado Sólido:

Este conjunto se usa cuando los niveles de corriente no permiten el uso de dispositivos de

acción directa. El conjunto requiere elementos de muestreo (transformadores de corriente) y

elementos de control para el disparo del interruptor. Generalmente se emplean en los

interruptores principales de las subestaciones o en interruptores para alimentadores de

importancia. Los relés de estado sólido presentan bastante exactitud en los umbrales de disparo

y tienen curvas de operación ajustables según la necesidad. Generalmente estas unidades de

disparo incluyen las siguientes funciones:

- Disparo instantáneo: el interruptor opera inmediatamente al ocurrir la falla. Se utiliza

para zonas del circuito donde los cortocircuitos deben despejarse en forma rápida para

evitar daños.

- Curva de retardo largo (L.T.D.): se utiliza para limitar las sobrecargas en el orden de

segundos a minutos.

- Curva de retardo corto (S.T.D.): se provoca un retardo intencional de pocos ciclos de

corriente con la finalidad de lograr coordinación con protecciones aguas abajo.

- Falla a tierra: se fija el umbral de corriente y el tiempo de retardo para la operación del

interruptor en caso de cortocircuitos monofásicos. Para sensar las corrientes de falla a

1 Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez


49

tierra generalmente se colocan los transformadores de corriente en conexión residual que

detectan el flujo de corriente por tierra (el relé sensa la suma fasorial de las corrientes de

fases más la del neutro por medio de la conexión en estrella de los transformadores de

corriente. En condiciones normales la suma fasorial es cero). Esta función debe tener un

ajuste en corriente y tiempo coordinado con protecciones falla a tierra aguas abajo.

Los tiempos de operación, de estos interruptores de potencia en bajo voltaje son

esencialmente instantáneos una vez iniciada su operación, [17]. Por lo tanto, para la selección

de estos dispositivos solo es necesario realizar un cálculo de corriente de cortocircuito, la que

existe ½ ciclo después de producirse la falla, ya que la máxima corriente momentánea que

debe soportar el interruptor y la que debe ser capaz de interrumpir, son en este caso

prácticamente iguales.

Según las Normas NEMA y ANSI, [17]; esos interruptores deben ser capaces de

interrumpir una corriente simétrica, menor o igual a la de su régimen de interrupción, siempre

y cuando, el grado de asimetría de la corriente de falla, sea menor o igual al correspondiente a

una relación X/R del circuito igual a 6,6.

La corriente asimétrica promedio que pueden soportar los interruptores de potencia de bajo

voltaje, con especificación simétrica, es la correspondiente a un factor de asimetría promedio

Fp =1,17 (X/R =6,6). Este factor es, en general, adecuado para la mayoría de las aplicaciones

de estos dispositivos. Existen, sin embargo, algunos casos específicos que pueden requerir

consideraciones adicionales:


50

• Generación local a la tensión del interruptor, en unidades de generación mayores de 500

kVA.

• Transformadores del tipo seco en unidades de 1000 kVA o mayores.

• Transformadores sumergidos en aceite, con impedancias mayores a las especificadas por

ANSI.

• Reactores limitadores de corriente a la tensión del interruptor, en circuitos alimentadores.

• Barras limitadoras de corriente a la tensión del interruptor, en circuitos alimentadores.

En estos casos especiales, o siempre que se tenga duda, lo ideal es calcular la verdadera

relación X/R del circuito en el punto de falla y aplicar el factor de asimetría promedio, dados

en los gráficos correspondientes. Una vez obtenido el factor de asimetría promedio, se

multiplica éste por la corriente simétrica momentánea de cortocircuito (½ ciclo), para obtener

la corriente asimétrica promedio del interruptor (1,17 veces su capacidad de interrupción de

corriente simétrica).

Por lo tanto, debe tenerse presente que, aunque los interruptores de aire de bajo voltaje

vengan especificados en términos del valor r.m.s. promedio de corriente asimétrica, cualquiera

de los polos del interruptor debe ser capaz de interrumpir una corriente completamente

asimétrica. Por ejemplo, [17]; para X/R =6,6 el valor r.m.s. promedio de corriente asimétrica,

es de 1,17 veces la corriente simétrica; sin embargo, cada uno de los polos del interruptor debe

ser capaz de interrumpir una corriente cuyo valor r.m.s. es de 1,33 veces el de la corriente

simétrica.

Lo mismo sucede con los interruptores de caja moldeada teniendo solo una diferencia en

cuanto a la capacidad de interrupción asimétrica depende de cada interruptor en particular, de

acuerdo con ciertos límites fijados.

• Relés de Estado Sólido para la Protección de Fallas a Tierra:

La necesidad de la protección de instalaciones eléctricas, contra los efectos dañinos de las

corrientes de falla a tierra, fue reconocido por la Sección 230-95 del C.E.N., [5]; del año 1971,

la cual establece que debe suministrarse una protección de falla a tierra para aquellos servicios

de más de 150 voltios de fase a tierra, que no excedan de 600 voltios, en dispositivos de

desconexión de 1000 A o más, tal como se exponía anteriormente.


51

Bajo condiciones normales, toda la corriente de desbalance suplida por el transformador al

sistema, retornará a la fuente a través del conductor de neutro. La corriente que retorne por otra

trayectoria, a través de la tierra o del conductor de puesta a tierra, indicará una fuga de

corriente (falla), fase a tierra, en alguna parte del sistema; tal falla puede ser causada por el

deterioro del aislamiento, humedad, sucio, contaminación, daños en el equipo o un error

humano. Mientras la corriente de falla sea lo bastante pequeña para impedir que los

dispositivos contra sobrecorriente la vean, el arco en el punto de falla puede generar altas

temperaturas, resultando en serios daños en el equipo, en tiempos muy cortos.

Los equipos de protección contra fallas a tierra están diseñados para detectar esas corrientes

de fallas a tierra, [17]; y disparar en medio de protección apropiado antes de que puedan

ocurrir serios daños. Esta protección consta de tres (3) componentes básicos: transformador

sensor, un relé de estado sólido y un interruptor o dispositivo similar, que será disparado por el

relé de estado sólido.

Figura 2.12. Aplicación de Interruptores de Caja Moldeada.

• Transformador Sensor: Este transformador encierra todos los conductores de los

circuitos, incluyendo el neutro o el que une el conductor de neutro con el de puesta a

tierra. Cada caso es diseñado para trabajar, solo con el relé apropiado. El transformador

sensor es descrito a veces como monitor de corriente. El transformador sensor de

secuencia cero está diseñado para permitir que todos los conductores del circuito

(incluyendo el neutro, cuando es usado) pasen a través de un hueco o ventana. La ventana

puede ser circular o rectangular. Los transformadores tipo toroide tienen diámetros que

van desde 1 a 10 pulg., dependiendo del tamaño y número de conductores. Los del tipo

rectangular tienen ventanas diseñadas para un mayor número de cables o son ensambladas

directamente en la barra.

Estos transformadores de corriente, generalmente, son moldeados o encapsulados para

protegerlos contra daños físicos; también los hay de núcleos partidos para desarmarlos en


52

dos partes, colocarlos sobre los conductores y reensamblarlos; esto permite no desconectar

los conductores para hacer la instalación.

El transformador sensor no detecta las corrientes de desbalance ni las corrientes de

falla entre fases, ya que el flujo magnético en estos casos es cero. Pero si una corriente de

falla toma el camino de tierra, aparece un magnetismo residual en la ventana y el

transformador la detecta. Ver figura 2.13.

Figura 2.13. Transformador sensor para protección de fallas a tierra.

• Relés de Estado Sólido: Los relés de falla a tierra detectan la salida del transformador

sensor, cuando ocurre una falla a tierra e instantáneamente o después de un tiempo,

cierran un circuito para disparar el interruptor o dispositivo de protección. Algunos de

estos relés son alimentados directamente de la salida del transformador sensor; otros

requieren de una fuente de control. Los relés pueden ser diseñados para montaje

superficial, embutido o montados en un panel. Pueden incorporar indicación de disparo,

prueba, ajuste del “pick - up” (arranque) y ajuste de tiempo.

Existe otro tipo de protección contra fallas a tierra diferente a las anteriores. Con la

aparición de los dispositivos de estado sólido para los interruptores de aire y para los de

caja moldeada de mayor capacidad, es sencillo adicionar protección de fallas a tierra a

estos elementos. Los dispositivos de disparo de estado sólido requieren de un

transformador de corriente, en cada fase, para monitoriar las corrientes y de esta forma

originar el disparo del interruptor. Adicionando un transformador del mismo tipo al neutro

del sistema (si lo hay), y conectando la salida de los cuatro (4) transformadores de

corriente, de tal forma que la corriente residual sea cero bajo condiciones normales, es

posible detectar una corriente de falla. Partiendo de las condiciones normales, tan pronto

como aparezca una corriente con una trayectoria diferente (falla a tierra), la corriente

residual ya no es cero, el dispositivo de disparo estático arrancará al sensar esta corriente y

originará un disparo por falla a tierra.

Este sistema de disparo, por estar formado por interruptores de aire y/o de caja

moldeada, deben ser coordinados con un retardo de tiempo. La protección por zonas no


53

está disponible con este sistema, siendo compatibles con la protección de fallas a tierra de

secuencia cero.

La mayoría de los relés de falla a tierra son completamente de estado sólido (excepto

los contactos externos). El desarrollo de los relés de estado sólido hace improbable la

variación de la sensibilidad y precisión en la detección de falla a tierra, comparadas con la

que utiliza disco.

Esquemas de detección de la corriente de tierra: A continuación se indican dos

esquemas para detectar fallas a tierra.

1. Uso de un transformador de corriente tipo toroide: Como ya se dijo el equipo

clásico para detectar fallas a tierra con corrientes bajas, es un transformador de

corriente de forma de toroide o ventana, por el cual pasan los tres conductores de fase

y el neutro del sistema, si existe, combinado con un relé de sobrecorriente ajustable

para dar sensibilidad deseada. El transformador de corriente conectado de esta forma

no es sensible a la corriente de carga, ya que las suma de las corrientes en las tres (3)

fases y el neutro es cero; pero es sensible a cualquier sobrecorriente entre la fase y

tierra, y esta sobrecorriente hace actuar el relé de protección que envía la señal al

interruptor del circuito, cuando se excedan los valores de ajuste de corriente y tiempos

seleccionados. Ver figura 2.14.

2. Protección de falla a tierra incorporada al interruptor: La protección de falla a

tierra puede estar incorporada al interruptor como se dijo anteriormente, en su parte

interna, sin que sea necesario hacer las conexiones externas de transformadores de

corriente y relés.

• Protección Térmica:

En los motores pequeños no se justifica económicamente detectar el recalentamiento

mediante resistencias y relés. Se recurre entonces al uso de relés térmicos o protectores

térmicos integrales, que no son más que elementos bimétalicos colocados en la ranura del

estator y miden el recalentamiento del motor, bien sea por sobrecorriente como por avería de la


54

ventilación [1]. Cuando hay un recalentamiento peligroso, el protector abre unos contactos

para desconectar el motor, bien sea directamente (motores muy pequeños) o a través de un

contactor. El relé térmico se utiliza para proteger motores medianos y pequeños provistos de

un arrancador, debido a que mide directamente la corriente, solo protege contra sobrecorrientes

y no suministra ninguna protección en caso de avería en la ventilación del motor y consiste de

un bimetálico que al ser calentado por la corriente del motor se dobla y libera un resorte que

abre el circuito de alimentación del contactor del motor. (Ver figura 2.15.).

Figura 2.14. Esquema de Protección de Falla a Tierra con un Transformador Tipo Toroide.

Es de hacer notar que los dispositivos de corriente como fusibles o interruptores

electromagnéticos no tienen la suficiente sensibilidad para detectar sobrecarga pequeñas (entre

115 % y 125 %) en motores, de ahí la necesidad de utilizar los relés térmicos o los protectores

integrales.

Figura 2.15. Circuito de Potencia y Control de un motor.

2.4.8. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES.

Es la operación selectiva de los diferentes dispositivos de protección, de manera que éstos

actúen en secuencia, permitan la localización de las condiciones de falla y se saque de servicio

solamente la parte afectada.

La coordinación se realiza más fácilmente si las características tiempo - corriente de los

diferentes dispositivos son dibujadas en papel log-log (logarítmico). Las gráficas en papel se

deben hacer a un solo nivel de tensión y se muestra, en un par de ejes (corriente y tiempo), el

período de tiempo que tarda en operar cada dispositivo cuando la corriente es igual al valor

seleccionado. El tiempo igual a cero se considera como el momento en que ocurre la falla.

Estas representaciones de las características de los interruptores termomagnéticos,

interruptores de potencia, relés de estado sólido y otros dispositivos, ayudan en la elección del

equipo correcto y la selectividad deseada.

Los pasos generales que se deben seguir para un estudio de coordinación de protecciones,

son los siguientes:


55

1. Recopilar la información necesaria sobre el sistema eléctrico a proteger, indicando las

características de los elementos del sistema en el diagrama unifilar.

2. Determinar los valores máximos de carga, de acuerdo a la capacidad nominal del

circuito protegido.

3. Calcular las corrientes de cortocircuito máximas y mínimas en los puntos del sistema que

sean importantes para la coordinación.

4. Recopilar y seleccionar información técnica sobre los equipos de protección existentes o

que se instalarán en el sistema eléctrico, entre ellas las curvas características de tiempo-

corriente de cada dispositivo de protección. Esta información generalmente la suministra el

fabricante.

5. Ubicar y seleccionar las características y rango de ajustes de los equipos de protección

para que cumplan con las exigencias básicas del circuito a proteger y las normas existentes

para tal fin.

6. El proceso de coordinación debe realizarse desde la carga hacia la fuente, en los sistemas

radiales.

7. Realizar la coordinación, es decir, escoger las características de operación y ajuste de los

dispositivos de protección de modo que exista selectividad. Toda esta información se resume

en gráficas de tiempo-corriente (en papel logarítmico) para verificar el cumplimiento de los

requerimientos de protección y coordinación.

2.4.9. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE.

Los elementos de protección de sobrecorriente en sistemas radiales se disponen,

sucesivamente, como se indica en la figura 2.16., de forma que una sobrecorriente de falla en

el punto “F”, puede iniciar la operación de varios equipos de protección, comprendidos entre

el punto “F” y la fuente de alimentación como A, B, y C; pero el equipo en A es el único que

debería operar, para que la protección sea selectiva. Para lograr esto, es necesario que el

equipo en A opere en un tiempo menor que los equipos B y C y, además, se necesita que los

demás equipos que pudieron haber iniciado la operación de apertura, pero no la han


56

completado, se reajusten al ser despejada la falla por el equipo más cercano a ella, en este caso

A. Para ello, los tiempos de operación de los equipos de protección, con cualquier corriente de

falla dentro de su rango, deben ser más cortos a medida que se avanza desde la carga hacia la

fuente. Este es el objetivo de los estudios de coordinación de la protección de sobrecorriente

[17].

Si se diseña la protección en forma que sea selectiva, es decir, que opere siempre el equipo

más cercano a la falla del lado de la fuente y no operen los más alejados; un sistema de

distribución completo, es decir toda la planta industrial, puede caerse por efecto de una falla en

un circuito ramal cualquiera.

No siempre es posible hacer la coordinación de los equipos, para todo el rango de corrientes

de falla posible en el punto donde están instalados; este puede no ser factible, por razones

económicas, de seguridad, de aplicación de normas nacionales, etc. Si existen compromisos

que impiden la coordinación, deben quedar explicados en el estudio y debe ponderarse el

grado de probabilidad de que ocurran interrupciones indeseadas del servicio, la extensión de

éstas y la magnitud de los inconvenientes que pueda ocasionar.

Figura 2.16. Coordinación de Protección.

Finalmente, hay que tener en cuenta que el estudio de coordinación de la protección en una

planta industrial, puede llegar a ser complejo, y que para efectuarlo, se requiere un

conocimiento muy amplio del sistema de distribución, tanto de sus componentes como de la

función de los mismos. En ocasiones, es necesario llegar hasta el nivel de la compañía de

servicio que alimenta la planta y tener un conocimiento bastante grande de ésta, y si la planta

estuvo o está en servicio. Es necesario analizar a fondo las causas de las interrupciones

ocurridas.

2.4.9.1. COORDINACIÓN ENTRE INTERRUPTORES DE BAJA TENSIÓN.

Los interruptores de baja tensión más sofisticados son los que tienen controles de estado

sólido, que actúan sobre la bobina de disparo del interruptor. Estos dispositivos pueden tener

una gran variedad de curvas de operación para seleccionar, así como varios ajustes de


57

corriente. En algunos se pueden escoger entre cuatro (4) curvas de operación de largo tiempo

(long time delay) para sobrecorrientes bajas; una o dos curvas de tiempo corto (short time

delay) y una operación instantánea o sin retardo intencional. Además, se puede tener

protección para fallas a tierra con el mismo dispositivo.

Los ajustes de corriente y la selección de las curvas pueden hacerse desde el exterior con

mucha facilidad. El objeto de esta gran variedad de curvas y ajustes de corriente es permitir la

coordinación con otros equipos instalados, tanto del lado de la fuente de alimentación como

del lado de la carga. Del lado de la fuente pueden existir, por ejemplo, fusibles en el primario

de un transformador y del lado de la carga pueden tenerse interruptores termomagnéticos más

sencillos. Debido a la falta de paralelismo entre las curvas de operación de unos y otros

equipos, la coordinación puede hacerse muy difícil. Un caso difícil puede observarse en la

figura 2.17., donde se intenta hacer la coordinación entre el interruptor (1) con control de

estado sólido y el interruptor termomagnético (2), [17]; ambos existentes en la industria. Se

observa que, a pesar de que se utiliza la curva de mayor retardo posible en el interruptor (1),

esta queda solapada por la del (2), en el rango de corrientes bajas y, solamente, se puede tener

coordinación para corrientes entre 1800 A y 4500 A. Aunque se habla de curva característica

tiempo–corriente de un interruptor, la característica tiempo–corriente no es una curva, sino una

franja delimitada por dos curvas (la parte sombreada de los gráficos), debido a que se incluye

la tolerancia de operación en los gráficos.

La figura 2.18., está relacionada con uno de los problemas difíciles en coordinación, que es

el caso de hacer la coordinación de un fusible en el primario de un transformador con las

características de resistencia térmica y mecánica de éste, y con uno o varios interruptores en el

lado de baja tensión. Se observa que la curva (4), que es la curva de protección del

transformador, queda, prácticamente, por encima de la curva de operación del interruptor (2),

por lo cual, el transformador es protegido de sobrecargas con el interruptor de baja tensión. El

fusible de alta tensión puede ser más alto porque, solapadamente, se utiliza para protección de

cortocircuitos.

Se observa que la curva de tiempo largo del interruptor (2) cortaría a la curva de resistencia

del transformador, si sigue con la misma pendiente inicial. Para evitar esto se cambió en 8000


58

amperios a un ajuste en rampa y se ajustó el elemento instantáneo para 11200 amperios. Se

observa que hay que ir pasando de una curva a otra para adaptarse a la característica del

transformador. El segundo paso es adaptar la curva del interruptor (3) para que coordine con él

(2).

Se observa que es conveniente para coordinación, que las curvas de protección sean lo más

paralelas posibles, a fin de que no se corten. Más o menos eso puede decirse, siempre, que no

haya recierres en los circuitos.

Figura 2.17. Curvas Tiempo – Corriente ilustrando coordinación incompleta.

Figura 2.18. Coordinación de la Protección contra Falla a Tierra Interruptor Principal – Interruptor Secundario.

2.4.9.2. COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DE FALLAS A TIERRA.

Cuando se aplica la protección de falla a tierra, hay que conciliar varios aspectos

relacionados con la sensibilidad de la protección a lo largo de toda la planta industrial, la

categoría de interruptores que van a tener este tipo de protección y el grado de coordinación

posible tomando en cuenta el aspecto económico.

Es evidente que, si solamente se tiene protección de tierra en el interruptor general de una

industria como se muestra en la figura 2.19., cualquier falla a tierra en la planta que no sea

despejada por los dispositivos de protección en las fases más inmediatas, puede ocasionar una

interrupción de toda la planta.


59

Este modo de operación de la protección de tierra sería una fuente de problemas en una

industria. Por lo tanto, se hace necesario incorporar la protección de tierra a los interruptores

que están más cercanos a la carga.

Idealmente, se podría obtener operación selectiva de la protección de tierra, incorporándola

a todos los interruptores desde el principal hasta los de protección de los equipos; pero esto

sería muy costoso y difícilmente podría justificarse en una industria. Una solución intermedia

es elegir algunos interruptores que deben tener protección de tierra dentro de la industria, hasta

llegar un grado de selectividad aceptable. Por ejemplo, en la figura 2.20., se presenta una

opción mejorada con respecto a la de la figura 2.19.

En este caso se incorpora la protección de tierra a los interruptores del tablero 2, y para

obtener selectividad, se ajustan los relés de esos interruptores, para que operen en tiempos

menores a los del tablero principal. Esto puede continuarse, dando protección de fallas a tierra

a otros tableros y aumentando progresivamente los tiempos de operación de los interruptores

más cercanos a la carga, hasta llegar al interruptor principal; teniendo en cuenta el ajuste de

tiempo máximo permitido por el C.E.N., en éste último caso.

Figura 2.19. Protección de Tierra Únicamente en el Interruptor Principal.

Figura 2.20. Protección de Tierra en el Interruptor Principal y los Alimentadores.

En la figura 2.18, se puede observar como se obtuvo la coordinación de la protección de

tierra entre el interruptor principal de un tablero y los interruptores de alimentadores, para

resolver un caso con equipos existentes. En la figura 2.21., se observa como la protección de


60

tierra de los alimentadores, interfiere con la coordinación entre los interruptores de protección

de ramales e interruptores de alimentadores.

2.4.9.2.1. MÉTODOS DE COORDINACIÓN DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN

DE FALLAS A TIERRA.

Como se explicó anteriormente, hay dos métodos básicos de coordinación de los sistemas

de protección de fallas a tierra, y dos relés para obtener esta coordinación. Un método es el de

coordinación por tiempo, donde el último relé en el sistema es del tipo instantáneo y el de la

fuente tiene un incremento de tiempo; o sea un retardo de tiempo para permitir que el relé

cerca de la falla despeje la misma, sin disparar los relés aguas arriba.

El relé usado con este sistema necesita solamente la salida del transformador sensor que

origina la apertura del circuito. Ver la figura 2.22.

El segundo tipo de coordinación puede ser descrito como coordinación por zona. Se hace

usando relés que no solamente detectan la corriente de falla y abren el circuito

instantáneamente, sino que también envían una señal de restricción los relés aguas arriba.

Cuando los relés aguas arriba reciben tal señal no disparan; sin embargo, también detectan la

misma corriente de falla. La señal de restricción inserta un retardo de tiempo en los relés aguas

arriba, de tal modo, que si los relés agua abajo no despejan la falla, el relé aguas arriba dará la

orden de disparo sobre el interruptor o dispositivo de protección. En este caso, los relés aguas

arriba actúan como una protección de respaldo.

Este tipo de coordinación hace posible la protección instantánea dentro de la zona de cada

relé, y por lo tanto, la cantidad de daños causados al sistema son menores. Si un relé aguas

arriba ve una corriente de falla y no recibe una señal de restricción, interpretará que la falla

está en su zona, y dará orden de disparo instantáneo, enviando también una señal de restricción

a otros relés aguas arriba.

Figura 2.21. Curvas Tiempo–Corriente ilustrando problema de coordinación de la protección de tierra con la

protección de fases.


61

Figura 2.22. Coordinación de Protección de Fallas a Tierra.

Este retardo de tiempo puede ser modificado en la conexión del relé, la respuesta

instantánea es para fallas en la propia zona del relé. Ver figura 2.23.

Esta especificación puede usarse, por ejemplo, para bloquear el relé de protección de un

alimentador, en un panel central que posea muchos ramales, donde cada uno tenga protección

de falla a tierra. Los relés de los circuitos ramales se colocan para operar instantáneamente a

una corriente de falla dada, si no lo hacen, la falla continuará hasta que la protección de

sobrecorriente del ramal opere. Esto evitará la pérdida total del alimentador debido a la falla en

el circuito ramal.

Para ver la ventaja de este tipo de sistema, se debe discutir la manera de estimar los daños

en un sistema bajo condiciones de falla. Los daños son expresados en términos de i2*t

(amperios cuadrados por segundo); los daños se incrementan con el cuadrado de la corriente y

son directamente proporcionales al tiempo que dure esa corriente.

Es un sistema coordinado por tiempo, la mayor cantidad de retardo de tiempo lo deben

tener los relés aguas arriba, para permitir que los relés que están en esta posición respalden a


62

los relés aguas abajo. Pero si la falla ocurre en una zona al principio del sistema, la corriente

de falla será alta, prefiriéndose entonces que el retardo de tiempo sea lo más corto posible, para

minimizar los daños.

- Dispositivo de Disparo: Cuando ocurre una falla, la respuesta del relé es cerrar o abrir

unos contactos, dependiendo de la salida del transformador sensor. Estos contactos

actúan sobre la bobina de disparo la cual ejecuta la orden de apertura del interruptor,

pudiendo ser este de aire o de caja moldeada.

Como se ha dicho, el uso de interruptores, se ha incrementado con el aumento de las

magnitudes de las corrientes de cortocircuito que existen en los sistemas de potencia actuales.

Los relés de falla a tierra también pueden ser usados para actuar sobre los interruptores que

protegen a motores. Si el arrancador es protegido por fusibles que no tienen bobina de disparo,

el relé puede dar orden de abrir el circuito de control del contactor, desconectando de esta

forma el motor. Por lo tanto se debe tener presente que el contactor, en este caso, interrumpirá

corrientes de falla, si existe el peligro de que esta corriente pueda dañar los contactos o

producir soldadura de los mismos.

Figura 2.23. Modificación a la Coordinación de Protección de Fallas a Tierra de la figura 2.22.


63

Los daños ocasionados por una corriente de falla, como se dijo antes, dependen

directamente de la duración de la corriente; por lo tanto el tiempo en que el interruptor despeja

la falla es importante. En el caso de los interruptores de caja moldeada normales, el tiempo de

despeje de la falla está por debajo de un ciclo de (½ a 3/4), los interruptores de aire toman de 2

a 5 ciclos. Cada tipo de interruptor debe tener una bobina de disparo, la cual requiere un

voltaje para trabajar, usualmente, dicho voltaje es obtenido del lado de la línea o a través de un

transformador de control, dependiendo del voltaje requerido. Es un requerimiento UL que las

bobinas de disparo sean capaces de operar a voltajes tan bajos como el 55 % del nominal; esto

permitirá que el interruptor opere, si el voltaje se reduce por una falla de fase a tierra, en la

misma fase donde está colocada la bobina.

En un sistema coordinado por zona, es posible colocar el transformador sensor en un

interruptor fusible; el transformador es conectado a una unidad de transmisión del relé.

Cuando la unidad de transmisión tiene señal del transformador sensor, producto de una

corriente de falla aguas abajo, enviará una señal de restricción a los interruptores aguas arriba

para que no operen; los fusibles en el interruptor deben despejar la falla, como si no existiera

protección contra fallas a tierra. Si ellos no lo hacen en un tiempo razonable operará la

protección contra fallas a tierra.

- Retardo de Tiempo y Ajuste de Disparo: Una de las consideraciones importantes en el

diseño de la protección contra fallas a tierra de un sistema de distribución, es la selección

del disparo y el retardo de tiempo para los sensores de falla a tierra. Los valores deben

ser escogidos para suministrar una apropiada coordinación entre los sensores de los

circuitos alimentadores y ramales. En el sistema de la figura 2.24., los sensores de falla a

tierra en el interruptor principal, alimentadores y ramales pueden ser del 10 % de la

capacidad nominal de los interruptores y fusibles. Este porcentaje es un buen

compromiso entre los riesgos de incendio y de tipo ambiental, que se puedan presentar

debido a una falla.

Los ajustes de disparo no deben exceder de 400 A, ya que una falla de arco con una

corriente superior a esta, por ejemplo 500 A, no se autoextingue. Esta recomendación obliga al


64

uso de dispositivos de protección en todo el sistema para proporcionar un disparo selectivo

bajo condiciones de falla a tierra. Como ejemplo, calcularemos el máximo retardo para la

operación del sensor del seccionamiento principal del sistema mostrado en la figura anterior

[17].

Figura 2.24. Retardo de Tiempo y Ajuste de Disparo en Coordinación de Protección de Fallas a Tierra.

La máxima energía permitida en un arco producto de una falla a tierra es de 20.000 kW–

ciclos. La cantidad de calor derivado de este arco es capaz de fundir aproximadamente 2 pies

cúbicos de cobre y destruir la parte interna de un interruptor o panel; por supuesto, el diseño

puede hacerse escogiendo valores de energía menores o mayores dependiendo del grado de

protección que se quiera. Los kW–ciclos pueden ser convertidos en amperios–ciclos

multiplicando por diez y asumiendo un voltaje de arco de 100 voltios.


65

La máxima corriente de falla a tierra que puede fluir en un sistema, es función de la

corriente de cortocircuito entre fases permitida por el interruptor principal. Esta corriente

puede calcularse multiplicando la corriente del transformador a carga nominal por 100, y

dividiendo este resultado entre la impedancia del transformador, para nuestro caso esta

corriente será: (1600*100)/5=32.000 A.

Se sabe que la máxima corriente de falla a tierra es 1/3 de la corriente de falla bifásica por

lo tanto esta corriente será: 32.000/3=10.666 A.

El máximo retardo de tiempo en ciclos se calcula como sigue: Máx. Energía Permitida

(Amp–cls)/Máx. Corriente de Falla a Tierra=200.000/10.666=19 ciclos.

Esto significa que para evitar una energía de más de 20.000 kW–ciclos, originados por una

corriente de falla a tierra que pase por el seccionamiento principal, debemos escoger un

retardo de tiempo máximo de 19 ciclos. En el gráfico de la figura 2.25., se muestra la forma de

calcular los retardos de tiempo para varios niveles de energía y voltaje.

Los retardos de tiempo, en los sensores de falla a tierra aguas abajo, deberán ser menores al

calculado anteriormente. En los circuitos ramales no se requiere de retardos de tiempo, a

menos que se desee dar más oportunidad a otros dispositivos de protección en el circuito.

Este método de cálculo del retardo de tiempo, no toma en cuenta el tiempo requerido por el

interruptor o fusible en despejar la falla, y para ser más precisos este tiempo, que está en el

orden de algunos ciclos, deberá ser restado al valor calculado, para obtener el ajuste definitivo

del sensor.

En el anexo F se encuentran más coordinaciones ilustrativas de sobrecorriente y de falla a

tierra [2].


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Figura 2.25. Nomograma Cálculo de Retardos de Tiempo para ajuste de dispositivo de protección de Fallas a

Tierra. 2.5. FRECUENCIA DE INTERRUPCIONES.

Según la Norma COVENIN 2752(R) los indicadores de gestión de ENELDIS [10], la

Frecuencia de interrupciones (F) es el promedio del número de interrupciones del suministro

de energía eléctrica a una carga dada en un período determinado. Viene dado por:

F = ∑=

n

i

kVAkVAi1

Donde:

∑=

n

i

kVAi1

= Sumatoria de los Kilo Voltio Amperios Nominales de Transformación a Nivel de

la Red de Distribución en la Interrupción i.

kVA = Total de los Kilo Voltio Amperios de Transformación Conectados a Nivel de la Red de

Distribución.

Se deben disminuir las interrupciones por parte de la empresa de suministro eléctrico.

Los factores más importantes que pueden influir en el aumento de la frecuencia de

interrupción en un sistema eléctrico, según la definición anterior, son: fallas simétricas o

asimétricas causadas por cortocircuitos o fases abiertas, operación errónea de dispositivos de

protección y poca selectividad, entre otros.


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2.6. SISTEMA PUESTO A TIERRA.

Sencillamente es aquel que tiene una conexión a tierra.

• Sistema con neutro sólidamente puesto a tierra: El sistema en referencia tiene

conectado el neutro directamente a tierra, a través de una adecuada conexión a tierra como

el caso A de la figura 2.26., donde no se inserta ninguna impedancia intencionalmente

entre el neutro y tierra, como se hacen en las otras puestas a tierra que se coloca una

resistencia alta o baja.

Este sistema es uno de los más usados en instalaciones industriales y comerciales. En

particular, es el arreglo más efectivo para alimentar circuitos trifásicos de cuatro hilos en bajo

voltaje. Es muy usado en procesos críticos (cargas no interrumpibles). Los aspectos más

resaltantes de este sistema son el control efectivo de todas las situaciones de sobretensiones y

la separación inmediata del circuito fallado, por medio de dispositivos de sobrecorriente, en

caso de ocurrencia de una falla fase a tierra.. Aún más, este sistema provee una base efectiva

para la protección contra fallas de arco de bajo voltaje, aplicando relés de tipo secuencia cero

para detectar este tipo de fallas.

Estas características:

• Control de sobretensiones.

• Aislamiento inmediata de fallas.

• Protección contra fallas de arco.

Hacen que este sistema tenga uso extensivo para instalaciones eléctricas, industriales y

comerciales.

• Sistema con neutro conectado a tierra a través de una resistencia baja: Este tipo de

sistema se muestra también en la figura 2.26., caso B , donde se inserta una baja

resistencia RB para conectar el neutro del sistema a tierra. Esta resistencia RB tiene la

función de limitar la corriente bajo condiciones de falla a tierra, a un nivel

significativamente reducido del daño producido en el punto de falla; pero sin embargo,

manteniendo la corriente en un nivel suficiente que permita la detección automática y

aislamiento de la falla, mediante dispositivos de protección de fallas a tierra.


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Ha sido usado, ampliamente, en situaciones especiales, donde se requiere protección

extraordinaria contra corrientes de maquinarias de operación portátil.

Este sistema ha sido infrecuentemente usado en sistemas de potencia industrial y comercial,

por distintas razones fuera de nuestro alcance.

• Sistema con neutro conectado a tierra a través de una alta resistencia: Este tipo de

sistema aparece, como caso C, de la misma figura 2.26., donde se inserta una alta

resistencia RC para la conexión del neutro a tierra. Esta resistencia RC tiene por función

limitar la corriente a través de ella, bajo condiciones de falla, a un valor de √ 2 la corriente

capacitiva. Los objetivos

de la puesta a tierra de alta resistencia son evitar el disparo automático del circuito fallado,

cuando ocurre la primera falla, a tierra y minimizar los accidentes al personal debido a

fallas a tierra de los equipos.

Uso de sistemas de puesta a tierra: Actualmente el C.E.N. en su artículo 230-95, exige

que se utilice protección especial para fallas a tierra en las acometidas de 480 estrella con

neutro sólidamente puesto a tierra/277 V, cuando la capacidad de éstas está por encima de

1000 A. Esta protección debe tener un ajuste máximo de 1200 A y el tiempo de operación

máximo será de un (1) segundo para una corriente de falla a tierra de 3000 A. Se eximen de

cumplir con esta disposición los procesos industriales continuos y las acometidas para bombas

contra incendio.

Para justificar esta medida del C.E.N., está hecho de que los arcos a tierra pueden producir

una alta temperatura concentrada en un punto y ser causa de incendios y daños graves en el

tablero o equipo donde se producen. Estos arcos pueden originarse como consecuencia de un

aislamiento dañado por roedores o por algún objeto cortante, o por un aislamiento defectuoso o

deteriorado. Un sistema de protecciones no está diseñado apropiadamente si carece de una

protección efectiva de fallas a tierra. Para los sistemas eléctricos modernos la experiencia

muestra que el costo de un SPFT (Sistema de Protección de Falla a Tierra) es insignificante,

comparado con las pérdidas provocadas por incendios y daños a aparatos eléctricos causados

por fallas a tierra, en sistemas extensivos, sofisticados y de alta capacidad. El primer paso en el


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diseño de un SPFT es reconocer que el uso del mismo debe ir más allá de lo establecido bajo

el C.E.N. Como se dijo, la regla básica del C.E.N., en la sección 230–95, establece que un

SPFT funciona como desconexión de servicios cuyo rango sea 1000 A o más, alimentados a

un voltaje en el secundario de 480 estrella con neutro sólidamente puesto a tierra/277 V. Es

importante señalar, que en instalaciones con equipos que contengan protección de fallas a

tierra, esta es necesaria en los alimentadores principales y circuitos ramales que requieran

máxima continuidad del servicio eléctrico. Lo anterior va enlazado con lo establecido en la

sección 110–10 del C.E.N., donde se establecen argumentos que obligan a los diseñadores a

informar a los clientes la existencia de su responsabilidad de colocar SPFT, al menos en las

dos primeras etapas de distribución de un esquema de instalaciones, esto es, en los servicios y

en los alimentadores principales. Hay muchos especialistas que insisten que los SPFT deben

incluirse en los subalimentadores y circuitos ramales de grandes motores o aparatos en general.

Figura 22.26. Sistema3s Puestos a Tierra.

2 3 Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez

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