Unidad 1 - Generalidades de Las Protecciones Eléctricas de Distribución

UNIDAD I.- GENERALIDADES DE LAS PROTECCIONES ELÉCTRICAS DE

DISTRIBUCIÓN.

Profesor: Rodrigo Del Canto

ASIGNATURA: Protección de Sistemas de Distribución PROFESOR: Rodrigo Del Canto Unidad I

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Tabla de Contenidos TABLA DE CONTENIDOS........................................................................................................................................ 1 CAPÍTULO 1 PROTECCIONES ELÉCTRICAS.................................................................................................... 4

1.1 INTRODUCCIÓN Y DEFINICIONES .......................................................................................................................... 4 1.1.1 Modelo conceptual de un sistema genérico de medida y control ................................................................ 5 1.1.2 Que es un Relé? ........................................................................................................................................... 7

1.2 CONDICIONES ANORMALES DE UN SISTEMA DE POTENCIA................................................................................... 8 1.2.1 Cortocircuito ............................................................................................................................................... 8 1.2.2 Sobrecarga .................................................................................................................................................. 9 1.2.3 Sobrevoltaje................................................................................................................................................. 9 1.2.4 Infravoltaje ................................................................................................................................................ 10 1.2.5 Sobrefrecuencias ....................................................................................................................................... 11 1.2.6 Subfrecuencias........................................................................................................................................... 11 1.2.7 Fase Abierta .............................................................................................................................................. 12 1.2.8 Desbalance de fases................................................................................................................................... 12 1.2.9 Oscilaciones de Potencia........................................................................................................................... 13

1.3 CONCEPTOS BÁSICOS DE UN SISTEMA DE PROTECCIONES.................................................................................. 13 1.3.1 El Concepto de Zona de Protección .......................................................................................................... 13 1.3.2 El Concepto de Protección de Respaldo.................................................................................................... 14 1.3.3 Principios de un sistema de protecciones.................................................................................................. 14

1.3.3.1 Confiabilidad.................................................................................................................................................................15 1.3.3.2 Selectividad...................................................................................................................................................................15 1.3.3.3 Velocidad ......................................................................................................................................................................15 1.3.3.4 Sensibilidad...................................................................................................................................................................16 1.3.3.5 Economía.......................................................................................................................................................................16

1.4 COMPONENTES DE UNA PROTECCIÓN ELÉCTRICA .............................................................................................. 16 CAPÍTULO 2 RELÉS Y TIPOS DE RELÉS .......................................................................................................... 18

2.1 TIPOS DE RELÉS DE ACUERDO A SU PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO.................................................................. 18 2.1.1 Relés de Inducción..................................................................................................................................... 18

2.1.1.1 Tipos de estructuras de accionamiento........................................................................................................................20 2.1.2 Relés de Atracción de Armadura............................................................................................................... 28

2.1.2.1 Razón de Reposición ....................................................................................................................................................32 2.1.2.2 Tipos Constructivos......................................................................................................................................................33

2.1.3 Relés de Bobina Móvil ............................................................................................................................... 34 2.1.4 Relés Térmicos........................................................................................................................................... 36 2.1.5 Relés Mecánicos ........................................................................................................................................ 37

2.1.5.1 Relés de sobre velocidad ..............................................................................................................................................37 2.1.5.2 Relé de Buchholz y de presión súbita .........................................................................................................................37

2.1.6 Relés estáticos ........................................................................................................................................... 40 2.2 CLASIFICACIÓN DE LOS RELÉS DE ACUERDO A SU FUNCIÓN................................................................................ 44

2.2.1 Numeración y sufijos ANSI/IEEE .............................................................................................................. 45 2.2.1.1 Letras y sufijos de las funciones descritas ..................................................................................................................49

2.2.2 Relé de sobrecorriente de tiempo (51)....................................................................................................... 55 2.2.3 Relé de Sobrecorriente Instantáneo (50) ................................................................................................... 58 2.2.4 Relé de Sobretensión (59).......................................................................................................................... 59 2.2.5 Relé de Infratensión (27) ........................................................................................................................... 61 2.2.6 Relé de Distancia (21) ............................................................................................................................... 62 2.2.7 Relé Diferencial (87) ................................................................................................................................. 64 2.2.8 Relé Direccional (87) ................................................................................................................................ 65

CAPÍTULO 3 TRANSFORMADORES DE MEDIDA .......................................................................................... 68 3.1 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE .................................................................................................................. 69

3.1.1 Circuito Equivalente.................................................................................................................................. 70


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3.1.2 Errores....................................................................................................................................................... 71 3.1.3 Saturación AC ........................................................................................................................................... 71 3.1.4 Burden y Clase de Precisión...................................................................................................................... 72

3.1.4.1 Consumo de los Aparatos.............................................................................................................................................74 3.1.4.2 Consumo de los cables .................................................................................................................................................74

3.1.5 Especificación de los Transformadores de Corriente ANSI/IEEE ............................................................ 75 3.1.5.1 Calculo Basado en Fórmulas........................................................................................................................................76 3.1.5.2 Uso de las curvas de magnetización............................................................................................................................76 3.1.5.3 Uso de los datos de la clase de precisión ....................................................................................................................77

3.1.6 Especificación de los Transformadores de Corriente IEC ........................................................................ 86 3.1.6.1 Clase de Precisión.........................................................................................................................................................86 3.1.6.2 Clase de precisión particular ........................................................................................................................................86 3.1.6.3 Tensiones de Codo «knee point».................................................................................................................................87 3.1.6.4 Factor de Sobreintensidad Primaria.............................................................................................................................87 3.1.6.5 Factor de Seguridad (FS)..............................................................................................................................................88 3.1.6.6 Factor Límite de Precisión (FLP) ................................................................................................................................88 3.1.6.7 Potencia de Precisión (VA)..........................................................................................................................................89 3.1.6.8 Datos Característicos de un T/C IEC 60044-1............................................................................................................90 3.1.6.9 Influencia de la carga en el factor límite de precisión................................................................................................90 3.1.6.10 Cómo calcular las tensiones características para un TC definido en clase 5P ó 10P .............................................92 3.1.6.11 Equivalencia entre diversas definiciones posibles de un mismo TC.......................................................................93 3.1.6.12 Comportamiento de los TI en régimen transitorio....................................................................................................94

3.1.7 Formas Constructivas T/C de Alta tensión................................................................................................ 99 3.1.7.1 Transformador de Corriente Tipo Tanque ..................................................................................................................99 3.1.7.2 Transformador de Corriente Tipo Invertido............................................................................................................. 101

3.2 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL ................................................................................................................ 103 3.2.1 Circuito Equivalente................................................................................................................................ 104 3.2.2 Errores de Tensión y de Fase .................................................................................................................. 104 3.2.3 Transformadores De Tensión Para Medida ............................................................................................ 106

3.2.3.1 Clase de precisión...................................................................................................................................................... 106 3.2.4 Transformadores De Tensión Para Protección....................................................................................... 107

3.2.4.1 Clase de precisión IEC .............................................................................................................................................. 107 3.2.4.2 Potencia de Precisión IEC......................................................................................................................................... 107 3.2.4.3 Carga........................................................................................................................................................................... 108 3.2.4.4 Cargas normalizadas y clases de precisión ANSI/IEEE ......................................................................................... 108 3.2.4.5 Polaridad..................................................................................................................................................................... 110 3.2.4.6 Conexiones................................................................................................................................................................. 110

3.2.5 Transformadores De Tensión Para Medida ............................................................................................ 111 3.2.5.1 Dispositivos capacitivos de potencial clase A ......................................................................................................... 113 3.2.5.2 Dispositivos capacitivos de potencial clase C ......................................................................................................... 116

3.3 MEDICIÓN DE TENSIÓN Y CORRIENTE EN MEDIA TENSIÓN DISTRIBUCIÓN ......................................................... 116 CAPÍTULO 4 INTERRUPTORES DE PODER (CIRCUIT BREAKERS) Y CIRCUITOS DE CONTROL 118

4.1 INTERRUPTORES DE PODER O DE POTENCIA ...................................................................................................... 118 4.1.1 Formación del arco eléctrico .................................................................................................................. 118 4.1.2 Interrupción de una línea fallada ............................................................................................................ 119 4.1.3 Apertura de una línea larga en vacío ...................................................................................................... 120 4.1.4 Características de un interruptor ............................................................................................................ 121

4.1.4.1 Voltaje nominal.......................................................................................................................................................... 122 4.1.4.2 Corriente nominal ...................................................................................................................................................... 122 4.1.4.3 Corriente de paso momentánea................................................................................................................................. 122 4.1.4.4 Tiempo de interrupción nominal............................................................................................................................... 122 4.1.4.5 Capacidad de ruptura simétrica y asimétrica ........................................................................................................... 123 4.1.4.6 Corriente de interrupción nominal............................................................................................................................ 123

4.2 TIPOS DE INTERRUPTORES DE PODER DE ALTA Y MEDIA TENSIÓN ..................................................................... 130 4.2.1 Interruptores en aceite............................................................................................................................. 130

4.2.1.1 Interruptores de gran volumen de aceite .................................................................................................................. 130 4.2.1.2 Interruptores de pequeño volumen de aceite ........................................................................................................... 131

4.2.2 Interruptores neumáticos......................................................................................................................... 133 4.2.2.1 Interruptores de aire a presión atmosférica .............................................................................................................. 133 4.2.2.2 Interruptores de aire comprimido ............................................................................................................................. 134


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4.2.3 Interruptores en vacío ............................................................................................................................. 135 4.2.4 Interruptores en Hexafluoruro de Azufre (SF6) ...................................................................................... 136

4.2.4.1 Las técnicas particulares de ruptura en SF6............................................................................................................. 138 4.2.5 Interruptores de tanque vivo y tanque muerto......................................................................................... 140

4.3 MECANISMOS Y CIRCUITOS DE CONTROL.......................................................................................................... 144 4.3.1 Mecanismos ............................................................................................................................................. 144 4.3.2 Circuitos de control ................................................................................................................................. 147

4.3.2.1 Alimentación de los Circuitos de Control ................................................................................................................ 147 4.3.2.2 Contactos auxiliares................................................................................................................................................... 148 4.3.2.3 Switch de control ....................................................................................................................................................... 148 4.3.2.4 Clasificación de los circuitos de control .................................................................................................................. 150 4.3.2.5 Circuito de control de un Circuit Breaker en SF6 con mecanismo de resorte ABB ............................................. 154


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Capítulo 1 Protecciones Eléctricas 1.1 Introducción y Definiciones Con el incremento de la dependencia de la energía eléctrica, en el desarrollo de los países, la necesidad de alcanzar un nivel aceptable de confiabilidad, calidad y seguridad a un precio económico se vuelve cada vez más importante. Es prioridad de un sistema de potencia, es haber sido bien diseñado y apropiadamente mantenido para limitar el número de fallas que podrían ocurrir. Parte de este “buen diseño” es un adecuado sistema de protecciones eléctricas. Un sistema eléctrico de potencia (SEP) no sólo debe ser capaz de suministrar la demanda actual, sino que también debe tener la flexibilidad suficiente para satisfacer demandas futuras. Un SEP está diseñado para generar energía eléctrica en cantidades suficientes, para satisfacer las demandas presentes y futuras estimadas de los usuarios en un área en particular, para transmitirla a las áreas donde se va a utilizar y luego distribuirla dentro de esa área, en una forma continua. Para asegurar la máxima rentabilidad de la gran inversión en el equipamiento, que se va a hacer en el sistema de poder y mantener a los usuarios satisfechos con un servicio confiable, todo el sistema se debe mantener en operación continua, sin interrupciones importantes. Esto se puede lograr de dos maneras:

• La primera es implementar un sistema de adopción de componentes, que no debe fallar y requiere mantenimiento mínimo o nulo, para mantener la continuidad del servicio, es decir, se debe seleccionar todos los componentes con confiabilidades lo suficientemente altas como para prevenir las fallas. Por sentido común, la aplicación de este sistema no es ni económico, ni factible, a excepción de pequeños sistemas.

• La segunda opción es prever los posibles efectos o fallas que pueden provocar a largo

plazo la caída de un sistema, que a su vez pueden tomar más tiempo para llevar el sistema a su curso normal. La idea principal es restringir los disturbios ocurridos durante estos fallos a un área limitada y continuar con la distribución de energía en el resto de las zonas. Normalmente se instala equipo especial para detectar este tipo de defectos (también llamado 'fallas'), que pueden suceder en diferentes secciones de un sistema, y aislar las secciones defectuosas para que la interrupción, que puede abarcar diversas áreas, se limite a un área localizada del total del sistema. Los equipos especiales adoptados para detectar posibles fallos se conocen como "equipo de protección o de relés de protección” y el sistema que utiliza este equipamiento se denomina “sistema de protección”.

Un relé de protección es el dispositivo, que da instrucciones para desconectar una pieza defectuosa del sistema. Esta acción garantiza que el sistema restante sigue siendo alimentado con energía, y de esta forma se protege el sistema de daños mayores, debido a la falla. Por lo tanto, el uso de aparatos de protección es muy necesario en los sistemas eléctricos, para generar, transmitir y distribuir la energía con menores interrupciones y tiempo de restauración. Puede reconocerse que el uso de equipos de protección es vital para minimizar los efectos de las fallas, que de otro modo puede abarcar a todo un sistema.


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1.1.1 Modelo conceptual de un sistema genérico de medida y control Un dispositivo de protección es básicamente un sistema de medida y control; Posee una etapa de medición/sensado de un variable del sistema (por ejemplo corriente) que eventualmente convierte y adapta la señal para hacerla apta para la etapa de control. En la etapa de control se procesa la señal medida y se decide si amerita la emisión de una señal de comando desde el control. Si es así, la señal de comando activa generalmente a un preactuador (que podría ser un pequeño relé), que a su vez activa al actuador de potencia, o bien, la señal de comando activa directamente al actuador de potencia que finalmente va a modificar una variable de proceso (sistema).

Figura 1 Modelo conceptual de un sistema genérico de medida y control

Veamos ahora un par de ejemplos de nuestro sistema genérico de medida y control: Control de Nivel: Por ejemplo un sistema de control de nivel de un estanque puede consistir de una bomba eléctrica que extrae agua de un pozo para hacer ingresar el flujo al estanque. El sistema cuenta con dos sensores de nivel del tipo flotadores. Uno para el nivel bajo y otro para el nivel alto. En el panel frontal del operador se encuentra un selector de dos posiciones. Si el selector se encuentra en la posición ON y el nivel es bajo la bomba parte llenando el estanque. Cuando el nivel es alto, independiente de la posición del selector la bomba se detiene. Si el selector se encuentra en la posición OFF, la bomba nunca va a partir. En este caso, el sensado lo realizan los flotadores que convierten una señal mecánica de fuerza a posición angular y de posición angular a una señal eléctrica on/off (señal digital) que representa la información nivel alcanzado/nivel no alcanzado. Observe que aquí existe una conversión de señal mecánica a señal eléctrica. La inteligencia del control va a consistir en las operaciones lógicas entre el selector ON/OFF y las señales de los dos flotadores para hacer partir la bomba. La salida de esta lógica de control activa un contactor (preactuador) que finalmente alimenta la bomba (actuador) que es la encargada de modificar la variable del sistema (nivel). Observe que el contactor es solo una etapa de enlace entre la lógica cableada y la señal de potencia (flujo/caudal de fluido).


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Protección de Sobre Corriente: En un dispositivo de protección ocurre algo muy similar. Por ejemplo en un dispositivo de protección de sobre corriente, existe un sensor que va a medir la corriente convirtiéndola en un valor analógico manejable por la etapa de control. La etapa de control va a comparar esta señal con un valor prefijado (setpoint) de corriente. Si la señal supera a este valor prefijado el control enviará una señal de comando a un pequeño relé que activará la separación de los contactos de potencia. Aquí el sensor podría consistir en transformadores de corriente que convierten corriente en un voltaje proporcional de menor magnitud apropiado para ingresar a la etapa de control, o bien, podría consistir en sensores de efecto hall que entregan una señal analógica estándar proporcional a la corriente medida. La etapa de control podría realizar una lógica de comparación implementada con electrónica integrada, o con microprocesadores, o con DSP, etc., y a partir del procesamiento realizado por la etapa de control podría enviarse una señal de voltaje (comando) hacia una bobina de un contactor (preactuador) que activa un motor (preactuador) que abre los contactos de potencia (actuador; cambia una variable del sistema) e interrumpe la corriente. De acuerdo a este enfoque podemos descomponer una protección eléctrica en los siguientes elementos conceptuales:

• Elementos de Medida: El elemento de medida más comúnmente usados en SEP son los transformadores de medida, que transmiten la información sobre las variables eléctricas del sistema, en la forma tensiones y corrientes que son proporcionales a las magnitudes medidas. Se puede distinguir dos tipos de transformadores de medida; Transformadores de potencial (TT/PP) y transformadores de corriente (TT/CC).

• Elementos de Control: Los elementos de control corresponden a la inteligencia que recibe

la información desde los elementos de medida y toma las decisión de disparar las señales de comando que operarán los actuadores de potencia. Dentro de esta categoría el elemento principal es el relé de protección, al que se le asocia alguna lógica externa de comando y control generalmente mediante lógica cableada. Aparte de la lógica cableada asociada al relé, puede existir elementos de interfaces hombre máquina que pueden ser tan sencillos como pulsadores y luces piloto o pueden llegar a ser tan complejos como pantallas gráficas de comando táctil. Eventualmente podría existir elementos de comunicaciones, en la forma de un protocolo industrial.

• Elementos de Actuación: Los elementos de actuación reciben la señal de comando desde

los elementos de control. La señal de comando generada en la etapa de control podría corresponde a una operación manual o una operación automática decidida por la inteligencia del relé de protección. En una protección los actuadores de potencia corresponden a los interruptores de poder que son capaces de provocar la desconexión bajo condiciones de falla.

Este enfoque presenta la ventaja de ser independiente de la tecnología, que perfectamente podría cambiar con el tiempo. Si bien esto puede parecer más bien una introducción de un curso de sistemas de control o de sensores e instrumentos, pero en realidad involucra conceptos que se volverán importantes a la hora de comprender que es un relé de protección. Pero, un momento; Que es un relé de protección?. Antes; Que es un relé?, que es que?


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1.1.2 Que es un Relé? El concepto de relé es uno de los conceptos que más se utiliza cuando se estudia protecciones eléctricas. Es por eso que cobra importancia comprender precisamente que es un relé?; más específicamente, que es un relé de protección? El instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE) define un relé como: “Un dispositivo eléctrico diseñado para responder a condiciones de entrada de manera prescrita y después que las condiciones se cumplen, provoca la operación de contactos o un cambio abrupto similar en el circuito eléctrico de control asociado”. Una nota adicional; “las entradas son usualmente eléctricas, pero pueden ser mecánicas, térmicas, u otras cantidades o combinaciones de cantidades. Los finales de carrera y dispositivos sencillos similares no son relés”. (IEEE C37.90). Los relés tienen amplias aplicaciones en diversas actividades; domiciliarias, de comunicaciones, transporte, comercio, y la industria, por mencionar algunos. Donde sea que se utilice electricidad, es altamente probable que exista un relé involucrado. Se aplican en calentamiento, aire acondicionado, lavadoras y secadoras de ropa, elevadores, redes telefónicas, control de trafico, vehículos de transporte, y muchas otras aplicaciones. En estos apuntes nos enfocaremos en una de las más interesantes y sofisticadas aplicaciones del relé, la protección de sistemas eléctricos de potencia. La IEEE define un relé de protección como; “Un relé cuya función es detectar líneas o aparatos defectuosos, o condiciones de un sistema de potencia de naturaleza anormal o peligrosa e iniciar la acción apropiada del circuito de control” (IEEE 100). Desde el punto de vista de un sistema genérico de medida y control, un relé de protección viene a comprender las etapas de control y eventualmente la etapa de preactuación.

Figura 2 – Relé de protección y modelo conceptual de medida y control


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Generalmente, las variables medidas son tensiones y corrientes que alimentan con información a la etapa de control (relé de protección) y que eventualmente tendrá una etapa de preactuación que finalmente activará a los actuadores de potencia, que generalmente son contactos de poder. Como estudiaremos más adelante, algunos relés no miden directamente tensiones o corrientes, pero de igual forma comandan los actuadores de potencia. Debe quedar claro entonces lo que NO es un relé de protección; Los actuadores de potencia no son parte del relé de protección y los elementos de medida no son parte del relé de protección, claro que en su conjunto conforman la protección que va a operar cuando se detecte una condición anormal de funcionamiento del sistema de potencia. Pero, cuales son las condiciones anormales de funcionamiento de un sistema de potencia?

1.2 Condiciones Anormales de un Sistema de Potencia Cuando se habla de condiciones anormales de un sistema de potencia se tiende a centrar la atención en los cortocircuitos que se generan en líneas de transmisión, transformadores, generadores, etc. Los ingenieros de potencia que desarrollan los esquemas de protecciones adecuados para detectar no solamente los cortocircuitos, sino también otras anormalidades. Dentro de las anormalidades se debe distinguir entre falla y transitorio (perturbación);

• Falla: Condición que impide la operación continuada de uno o más componentes de un sistema y que demanda la acción rápida de los dispositivos de protección.

• Transitorio: Condición que permite la operación continuada del sistema pero que eventualmente podría llegar a producir daño se la situación se prologa.

Las anormalidades tratadas en estos apuntes corresponde a fallas y las aquí consideradas son las siguientes;

• Cortocircuito • Sobrecarga • Subtensión • Sobretensión • Subfrecuencia • Sobrefrecuencia • Fase abierta • Condición de desbalance • Oscilaciones de Potencia

Antes de poder discutir los esquemas de protecciones es importante tomarnos algún tiempo para revisar cada una de estas condiciones anormales. Vamos a intentar comprender cuales componentes de un sistema de potencia son vulnerables a fallar frente a cada condición anormal.

1.2.1 Cortocircuito Un cortocircuito es una conexión anormal (conexión no especificada) entre dos o más puntos de diferente potencial. En la literatura de sistemas de potencia los cortocircuitos son llamados generalmente “fallas”, pero en general debemos tener presente que el concepto de falla es mucho más amplio que el cortocircuito, pero haciendo estas consideraciones vamos a utilizar estos dos conceptos como sinónimos en estos apuntes. En el punto de ubicación de la falla, se produce una


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depresión importante del voltaje y una circulación de corriente más elevada que lo normal. En otras ubicaciones, las perturbaciones de voltaje y corriente pueden ser mucho más pequeñas. Las fallas se clasifican de acuerdo al número de polos que son cortocircuitados y si existe o no conexión a tierra. Las fallas también se clasifican de acuerdo a la magnitud de la impedancia en el punto de falla. Una falla franca es un cortocircuito con impedancia de falla despreciable. Las fallas de baja impedancia corresponden a cortocircuitos con una impedancia de falla pequeña que pueden producirse por arcos en los aisladores donde la corriente se conduce a través de plasma. Las fallas de alta impedancia corresponden a cortocircuitos con una corriente de falla relativamente baja y puede ser causada por el rompimiento del aislamiento en generadores, motores y transformadores o por el contacto con árboles en el caso de líneas de transmisión y distribución. De acuerdo al número de conductores que participan en la falla podemos distinguir los siguientes tipos de fallas:

• Falla trifásica (falla balanceada) • Falla bifásica (falla fase a fase) • Falla bifásica a tierra (Doble fase a tierra) • Falla monofásica a tierra (Una fase a tierra)

En las líneas de distribución, tal como en baja tensión se puede producir también fallas entre fase y neutro. Si el conductor neutro está aterrizado se considera una falla a tierra a través de una impedancia que corresponde a la impedancia del conductor neutro.

1.2.2 Sobrecarga La sobrecarga es una condición anormal, pero no es un cortocircuito. Las sobrecargas corresponden a corrientes que exceden los límites nominales que el equipamiento puede soportar de forma continuada; Líneas de transmisión, distribución, motores, generadores, transformadores, capacitores, etc. Las sobrecargas no son producto de una falla de aislamiento; Esto correspondería a un cortocircuito. En las líneas de transmisión y distribución, las sobrecargas son usualmente causadas secuencias manuales o automáticas de interruptores.

1.2.3 Sobrevoltaje Los sobrevoltajes constituyen una condición anormal de funcionamiento de un sistema de potencia. Los sobrevoltajes son voltajes de sistema sostenidos que exceden los valores nominales continuos que transformadores, capacitores, motores o reactores pueden soportar. Los transformadores y grandes reactores están diseñados para operar sobre una base continua de no más del 105% de su valor nominal. Los motores, capacitores y pequeños generadores están diseñados para operar sobre una base continua de no más del 110% de su valor nominal de voltaje [2]. Los sobre voltajes pueden producirse por errores o fallas en el controla de cambiador de tap bajo carga. Los sobre voltajes pueden producirse por la salida súbita de una gran cantidad de carga. Las protecciones contra sobrevoltaje no son habituales a través de un sistema de potencia,


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excepto en casos donde se desea proteger subestaciones o buses importantes. Los transientes de voltajes no son detectados por este tipo de protecciones.

1.2.4 Infravoltaje Los infravoltajes son condiciones anormales. Un infravoltaje es una baja sostenida del voltaje de sistema por debajo de los valores que pueden hacer fallar a transformadores, motores generadores, etc. Los transformadores y grandes generadores, están diseñados para operar a sobre una base continua no inferior al 95% de su voltaje nominal. En el caso de los motores y pequeños generadores este valor límite es no inferior al 90% de su voltaje nominal [2]. Los infravoltajes son generalmente debidos a sobrecargas producidas por cortes o equipamiento fallado, como una falla de controlador de intercambiador de tap bajo carga. Los infravoltajes son especialmente importantes para cargas de potencia constate como los motores en los que una disminución del voltaje s traduce en un incremento en la corriente consumida mientras decrece la capacidad transferir potencia del sistema. El Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos DS327 [5], en su artículo 243°, establece los rangos porcentuales respecto del voltaje nominal entre cualquier punto de conexión de una empresa eléctrica y un cliente: Artículo 243.- La norma técnica fijará las magnitudes de la tensión nominal de 50 Hz. El proveedor del servicio deberá indicar explícitamente, a cada usuario, la tensión en el punto de conexión entre ambos, en adelante punto de conexión. Las variaciones u holguras permitidas de la tensión nominal en el punto de conexión, serán las siguientes:

1. En Baja Tensión (BT): Excluyendo períodos con interrupciones de suministro, el voltaje deberá estar dentro del rango de -7,5% a +7,5% durante el 95% del tiempo de cualquiera semana del año o de siete días consecutivos de medición y registro.

2. En Media Tensión (MT): Excluyendo períodos con interrupciones de suministro, el valor

estadístico de la tensión medido de acuerdo con la norma técnica correspondiente, deberá estar dentro del rango -6,0% a +6,0% durante el 95% del tiempo de cualquiera semana del año o de siete días consecutivos de medición y registro.

3. En Alta Tensión (AT):

a. Tensión Nominal de 154kV y Superiores: Excluyendo períodos con interrupciones de suministro, el valor estadístico de la tensión medido de acuerdo con la norma técnica correspondiente, deberá estar dentro del rango de ± 5 % durante el 95% del tiempo de cualquiera semana del año o de siete días consecutivos de medición y registro.

b. Tensión Nominal inferior a 154kV: Excluyendo períodos con interrupciones de suministro, el valor estadístico de la tensión medido de acuerdo con la norma técnica correspondiente, deberá estar dentro del rango de ± 6 % durante el 95% del tiempo de cualquiera semana del año o de siete días consecutivos de medición y registro.

La medición y el registro se efectuarán en la conexión correspondiente. La norma técnica determinará las condiciones de medida y registro del voltaje Las fluctuaciones de voltaje no deberán superar los límites que determine la norma técnica que al efecto dictará el Ministerio, a proposición de la Comisión.


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1.2.5 Sobrefrecuencias Una sobrefrecuencia es una condición anormal. Una condición de sobrefrecuencia consiste en una frecuencia de sistema sostenida, mayor que la frecuencia nominal. La condición de sobrefrecuencia ocurre cuando la potencia del sistema de generación excede a la potencia de la carga del sistema. Las sobrefrecuencias menores se pueden corregir limitando la generación del sistema. Las sobrefrecuencas mayores solo pueden corregirse reduciendo la cantidad de generación del sistema de potencia. Sobrefrecuencias sostenidas de más de 105% de la frecuencia nominal puede ser peligroso para turbogeneradores, grandes motores, y equipo rotatorio que puede dañarse por efecto de fuerzas centrífugas excesivas [2].

1.2.6 Subfrecuencias La subfrecuencia es una condición anormal. La condición de subfrecuencia consiste en una frecuencia sostenida que es menor que la frecuencia nominal del sistema. La condición de subfrecuencia ocurre cuando la carga del sistema de potencia excede a la potencia de la generación. Las pequeñas subfrecuencias puden corregirse abandonado una parte de la carga conectada (cerca del 10%). Las subfrecuencias importantes pueden corregirse abandonando una parte importante de la carga conectada (cerca del 30% de la carga conectada) [2]. Una fsubfrecuencia del 95% sostenida puede llegar a ser peligroso para turbinas de vapor que manejan grandes generadores [2]. Los límites establecidos por el Decreto Supremo N°327 [5], en su artículo 242 indica: La frecuencia nominal del voltaje, en sistemas eléctricos en que exista servicio público de distribución, será de 50 ciclos por segundo, en adelante Hz. En condiciones normales de operación, el valor promedio de la frecuencia fundamental, medida en intervalos de tiempo de 10 segundos durante todo período de siete días corridos, deberá encontrarse en el rango siguiente: a) Sistemas con capacidad instalada en generación superior a 100 MW, en los cuales el aporte de energía de centrales hidroeléctricas durante dicha semana supere el 60% del consumo total:

- sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 99% del período; - entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante no más de un 0,5% del período; - entre 50,2 y 50,7 Hz durante no más de un 0,5% del período.

b) Sistemas con capacidad instalada en generación superior a 100 MW, en los cuales el aporte de energía de centrales hidroeléctricas durante dicha semana no supere el 60% del consumo total:

- sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 97% del período; - entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante a lo más un 1,5% del período;


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- entre 50,2 y 50,7 Hz durante a lo más un 1,5% del período. c) Sistemas con capacidad instalada en generación entre 1,5 MW y 100 MW, en los cuales el aporte de energía de centrales hidroeléctricas durante dicha semana supere el 60% del consumo total:

- sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 98% del período; - entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante a lo más un 1,5% del período; - entre 50,2 y 50,7 Hz durante a lo más un 1,5% del período; - sobre 49,0 Hz y bajo 49,3 Hz durante a lo más el 0,5% del período; - sobre 50,7 Hz y bajo 51,0 Hz durante a lo más el 0,5% del período.

d) Sistemas con capacidad instalada en generación entre 1,5 MW y 100 MW, en los cuales el aporte de energía de centrales hidroeléctricas durante dicha semana no supere el 60% del consumo total:


e) Sistemas con capacidad instalada en generación menor que 1,5 MW:


1.2.7 Fase Abierta La condición de fase abierta es una condición anormal. Una condición de fase abierta corresponde a la apertura inadvertida en una o dos fases de un sistema trifásico. Una condición de fase abierta puede sobrecargar las líneas de un circuito que continúa trasfiriendo potencia através de sus líneas conectadas. Es también especialmente peligroso cuando se alimenta motores que seguirán funcionando con dos fases produciendo el sobrecalentamiento del motor. Una condición de fase abierta puede producirse por la operación monofásica de una protección o errores en la apertura y cierre de interruptores.

1.2.8 Desbalance de fases El desbalance de fases es causado por componentes asimétricas de un sistema de potencia, tales como líneas de transmisión no transpuestas o importantes cargas asimétricas. El desbalance de fases puede resultar puede resultar en un empobrecimiento de la calidad de la energía. Algunos clientes podrían experimentar sobrevoltajes mientras que otros infravoltajes. En las máquinas rotativas el desbalance de fases se traduce en una doble frecuencia debido a la presencia de componentes de secuencia negativa en el rotor. Estas corrientes de secuencia negativa causan calor excesivo en el rotor. Las máquinas de gran tamaño solo pueden tolerar voltajes de secuencia negativa menores que el 10% del voltaje nominal de la máquina. En nuestra legislación Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Suministro [6], en su artículo 5-85-d, indica lo siguiente:


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Para puntos de entrega a clientes en tensiones iguales o inferiores a media tensión, se deberá cumplir que el 95 % de los valores estadísticos registrados en una semana cualquiera del año o de siete días consecutivos, de la componente de secuencia negativa de la tensión, no deberá exceder el 2 % de la correspondiente componente de secuencia positiva. El valor estadístico de la componente de secuencia negativa de la tensión, será obtenido en cada intervalo de 10 minutos, como resultado de procesar un conjunto de mediciones efectuadas en dicho intervalo. Para puntos de entrega en tensiones superiores a media tensión a clientes concesionarios de servicio público de distribución, que abastezcan usuarios sometidos a regulación de precios, se deberá cumplir que el 95 % de los valores estadísticos registrados en una semana cualquiera del año o de siete días consecutivos, de la componente de secuencia negativa de la tensión, no deberá exceder el 1.5 % de la correspondiente componente de secuencia positiva.

1.2.9 Oscilaciones de Potencia Las causas más comunes de aparición de oscilaciones son las conexiones y desconexiones de circuitos del sistema, al producirse variaciones de potencia. Esto se debe a que los alternadores no toman instantáneamente el ángulo correspondiente a la carga, sino que después de cierto número de oscilaciones amortiguadas, pudiendo en algunos casos perder su sincronismo, lo que se traduce generalmente en una sobrecorriente. Efectos similares pueden producirse por una mala sincronización. Además de los efectos eléctricos que es fácil suponer, las partes mecánicas de los alternadores y máquinas motrices pueden sufrir efectos graves por las oscilaciones de potencia.

1.3 Conceptos Básicos de un Sistema de Protecciones El objetivo fundamental de un sistema de protecciones es aislar el área con problemas en un sistema de potencia rápidamente, para que el impacto al resto del sistema sea minimizado y en la medida de lo posible sea dejado intacto. Antes de continuar nuestra discusión deberíamos aclarar que el uso del término protección, no indica y no implica que el equipo de protección pueda prevenir la falla, el equipamiento defectuoso o el contacto humano inadvertido. No puede adelantarse al defecto. Los relés de protección actúan solo después de que la condición anormal o intolerable ha ocurrido. Esta protección no significa prevención, pero en cambio, minimiza la duración del problema y limita el daño, el tiempo de duración y los problemas asociados que resultarían de otra manera.

1.3.1 El Concepto de Zona de Protección Una zona de protección es el área donde se espera que una protección detecte una falla aislándola para minimizar el daño, minimizar el daño emergente y evitar el colapso del sistema. A pesar que una protección se especifique para proteger una zona esta podría detectar fallas fuera de su zona de protección. Es conveniente que entre las zonas de operación de dos protecciones contiguas no queden sectores sin cubrir por alguna de ellas. Para este efecto se deben superponer los bordes de las


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zonas contiguas y por lo tanto, no se acepta que sean tangentes [4]. La siguiente figura muestra un diagrama unilineal indicando las zonas de protección.

Figura 3 - Diagrama unilineal indicando zonas de protección (Fuente:[4])

1.3.2 El Concepto de Protección de Respaldo Si al ocurrir una falla en la zona de una protección (protección primaria) esta no opera, entonces debería actuar la protección aguas arriba cuya zona de protección se traslapa con la zona de protección primaria. A esta segunda protección se le denomina protección de respaldo (backup) ya que solo debe operar para una falla fuera de su zona en el caso que la protección primaria no despeje la falla. De no operar la protección de respaldo, la falla podría propagarse por el resto del sistema con consecuencias nocivas. Donde más se aplica esta técnica, por razones económicas es en el caso de los cortocircuitos [4]. Según la ubicación de la protección que da respaldo, este puede ser local o remoto;

• Respaldo Local: Se ubica físicamente en la zona protegida y es del tipo redundancia de parte de la protección o de la protección completa. En algunos casos podría consistir en una protección adicional con temporización.

• Respaldo Remoto: En este caso la protección de respaldo se ubica físicamente fuera de la zona de la protección primaria y es también una protección primaria en su propia zona de protección.

1.3.3 Principios de un sistema de protecciones Un sistema de protecciones debe cumplir con los siguientes principios básicos:

• Confiabilidad: Asegurando que la protección actuará correctamente. • Selectividad: Máxima continuidad de servicio con mínima desconexión del sistema.


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• Velocidad: Duración mínima de falla y su consecuente daño al equipamiento e inestabilidad del sistema.

• Sensibilidad: Debe ser capaz de discriminar entre fenómeno transitorio y falla. Sensible a la falla e insensible a las perturbaciones transitorias.

• Economía: Máxima protección a mínimo costo. Una buena solución de ingeniería es aquella que no solo es técnicamente apropiada, sino que además es económica.

1.3.3.1 Confiabilidad La confiabilidad tiene dos aspectos; La fiabilidad y la seguridad: La fiabilidad está definida como “el grado de certidumbre que el relé o sistemas de relés operarán correctamente” (IEEE C37.2). La seguridad es “relativa al grado de certidumbre que un relé o sistemas de relés no operará incorrectamente” (IEEE C37.2). En otras palabras, la fiabilidad indica la habilidad de un sistema de actuar correctamente cuando es solicitado, donde la seguridad es la habilidad de evitar operaciones innecesarias durante la operación normal días tras día. Los fabricantes realizan ensayos para medir la confiabilidad de sus equipamientos de acuerdo a especificaciones de ensayos dictados por normas.

1.3.3.2 Selectividad Las protecciones tienen asignada un área conocida como zona de protección primaria, pero pueden operar apropiadamente en respuesta a condiciones fuera de su zona. En esta instancia entregan protección de respaldo, para el área fuera de su zona de protección primaria. La selectividad (también conocida como coordinación de relés) es el proceso de aplicar y configurar los relés que exceden a otros relés de manera que operan tan rápido como es posible para fallas dentro de su zona de protección, pero que tengan una operación retardada para fallas fuera de su zona de protección (zona de respaldo). La operación de la protección de respaldo es incorrecta e indeseada a menos que la protección primaria falle en aclarar la falla. En consecuencia la selectividad es muy importante para asegurar máxima continuidad de servicio con mínima desconexión de sistema.

1.3.3.3 Velocidad Obviamente es absolutamente deseable que la protección aísle la zona con problemas lo más rápido posible. En algunas aplicaciones esto no es difícil, pero en otras, particularmente cuando se involucra selectividad, una operación más rápida puede alcanzarse usando una protección más compleja y costosa. Los tiempos de operación de estas protecciones deben distinguir entre transientes tolerables e intolerables. Un relé de alta velocidad es aquel que opera en menos de 50ms (tres ciclos a 60Hz, o dos y medio ciclo a 50Hz) (IEEE 100). El término instantáneo es definido para indicar que no existe retardo de tiempo intencionalmente introducido en la operación de la protección (IEEE 100). Los circuit breakers modernos en media y alta tensión operan en el rango de 17 a 50 ms (uno a tres ciclos a 60Hz); otros operan a 83 ms (cinco ciclos a 60Hz). Luego el tiempo total de aclaramiento (relé más circuit breaker) están en el rango de 35 a 130 ms (dos a ocho ciclos a 60Hz) [1].


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1.3.3.4 Sensibilidad Un relé de protección debe ser sensible a la más pequeña falla dentro de su zona de protección (falla mínima), pero debe ser insensible a las perturbaciones y fenómenos transitorios que pudiesen generarse dentro o fuera de su zona de protección. No debe confundirse este concepto con el de confiabilidad; La confiabilidad es una característica de la protección independiente de los ajustes que se realice en el relé de protección. La sensibilidad en cambio, va a depender del correcto ajuste de las configuraciones del relé. Que una protección o sistema de protecciones sea sensible, significa que es capaz de discriminar entre falla y transitorio y esto depende del correcto ajuste y configuración del relé de protección.

1.3.3.5 Economía La economía es fundamental para obtener máxima protección a costo mínimo, y el costo es siempre un factor importante. El precio más bajo de costo inicial de un sistema de protecciones puede no ser el más confiable y además puede implicar mayores dificultades de instalación y operación, así como mayores costos de mantenimiento. El costo de una protección por si sola podría considerarse elevado. Sin embargo esto debe evaluarse a la luz de los altos costos de los equipos protegidos y el costo de una interrupción o pérdida del equipo protegido mediante la protección inadecuada.

1.4 Componentes de una Protección Eléctrica Una protección eléctrica puede ser tan simple como un fusible o llegar a ser tan compleja como un moderno relé de protección que incluye interfaces hombre máquina, protocolos de comunicaciones y enlaces de radio con otros elementos del sistema, pero independiente del grado de complejidad la protección siempre se puede dividir componentes. Vamos a dividir la complejidad en partes más pequeñas de acuerdo al enfoque clásico estudiado en la literatura de esta especialidad;

Figura 4 – Componentes de un sistema de protecciones (Fuente:[4])

• Transformadores de Medida; Transformadores de potencial y transformadores de

corriente. Los valores de potencial y corriente deben adaptarse (disminuirse) para que puedan ser manejados por el relé de protección.


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• Relés de Protección: Son el componente que recibe la medida de los transformadores y que posee la inteligencia para discriminar entre una condición normal y anormal. Cuando el relé de protección establece una condición anormal, opera a través del cierre (o apertura) de sus contactor provocando la apertura directa (o indirecta; a través de otros preactuadotes) de los interruptores de poder (actuadores de potencia).

• Interruptores de Poder: Este componente es el encargado de interrumpir el circuito de potencia aislando la zona en condición de anormal. No se debe confundir los interruptores de poder con los elementos de apertura que no son capaces de interrumpir un circuito bajo carga o que no son capaces de interrumpir las elevadas corrientes presentes en una falla.

• Circuitos de Control: Es el conjunto de circuitos que complementa la lógica del relé de protección y los enlaces de preactuación de los interruptores de poder. En esta categoría se incluye además las interfaces hombre máquina como luces piloto, selectores, pulsadores, etc.

En el punto 1.1.1 del primer capítulo se entregó un enfoque que descompone los elementos de una protección y que corresponde al punto de vista de un sistema automatizado de medición y control. Ambos enfoques son válidos y tienen por finalidad dividir la complejidad en partes más pequeñas que pueden ser estudiadas por separado.


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Capítulo 2 Relés y Tipos de Relés Un relé de protección es un dispositivo que responde a las condiciones anormales en un sistema de energía eléctrica para operar un interruptor que desconectará la sección defectuosa del sistema con la mínima interrupción del suministro. Los distintos tipos de relés pueden clasificarse como:

• Relés electromecánicos • Relés estáticos (análogos y digitales)

En el caso de los relés electromecánicos, se han producido muchos diseños de elementos de relé, pero son estos se basan en unos cuantos principios operativos básicos. La gran mayoría de los relés electromecánicos se encuentran en uno de los siguientes grupos;

1. Relés de inducción 2. Relés de atracción de armadura 3. Relés de bobina móvil 4. Relés térmicos 5. Relés mecánicos

2.1 Tipos de Relés de acuerdo a su principio de funcionamiento

2.1.1 Relés de Inducción El relé de inducción se rige por el mismo principio de funcionamiento del medidor de energía doméstico que tiene un disco metálico que puede rotar libremente entre los polos de dos electroimanes.

Figura 5 – Relés de protección de sobre corriente instalados en la estación de generación

Manitoba Hydro Pointe du Bois (foto tomada el 19 de febrero de 2002).


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La siguiente figura muestra como las fuerzas producidas en una sección del rotor son atravesadas por dos flujos adyacentes de corriente alterna. Las diversas cantidades se muestran en un instante en que ambos flujos se dirigen hacia abajo y están aumentando en magnitud. Cada flujo induce voltaje alrededor de si mismo en el rotor, y las corrientes fluyen en el rotor bajo la influencia de estos dos voltajes. La corriente producida por un flujo reacciona con el otro flujo y viceversa para producir fuerzas que actúan sobre el rotor.

Figura 6 – Torque producido por un relé de inducción

Las cantidades mostradas en la Figura 6, pueden expresarse de la siguiente manera:

tωφ sin11 Φ= ( )θωφ +Φ= tsin22

Donde θ es el ángulo de fase en el que 2φ adelanta a 1φ . Podemos suponer despreciable el error producido por aquellas trayectorias en las que el flujo de corriente del rotor produce autoinductancia y luego las corrientes del rotor están en fase con los voltajes:

( )1φi α dt

d 1φ α tωcos1Φ

( )2φi α dt

d 2φ α ( )θω +Φ tcos1

Observe que en la Figura 6 las fuerzas se muestran opuestas y consecuentemente podemos escribir la ecuación para la fuerza neta como:

( )21 FFF −= α ( ) ( )[ ]2112 φφφφ ii ⋅−⋅ Sustituyendo en la ecuación anterior

( )21 FFF −= α ( ) ( )[ ]θωωθωω +⋅−+⋅ΦΦ tttt cossinsincos21


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Que se reduce a:

F α θsin21ΦΦ Y de esta forma la fuerza neta resultante ejercerá un torque sobre el disco conductor provocando que este rote entorno a su eje:

Figura 7 – Fuerza actuando sobre el disco de inducción

2.1.1.1 Tipos de estructuras de accionamiento Existen diversas estructuras constructivas entre las que podemos destacar:

• Estructura de polo apantallado • Estructura de tipo vatímetro • Estructura de tipo cilindro (copa) de inducción • Estructura de lazo de doble inducción • Estructura de lazo de inducción simple

Estructura de polo apantallado La estructura de polo apantallado que se muestra en la Figura 8, generalmente es accionada por el flujo de una corriente proporcional a la corriente del sistema proveniente de los transformadores de corriente y que circula en una bobina devanada sobre un circuito magnético que contiene un entrehierro. La cara del entrehierro se divide en dos partes, y de esta forma, el flujo del entrehierro producido por esta corriente se divide en dos componentes desfasadas por el efecto del denominado “anillo apantallado” (shasing ring), generalmente fabricado de cobre que encierra parte de la cara del polo en cada lado del entrehierro. El rotor que se muestra de canto en la Figura 8, es un disco de conductor de cobre o de aluminio pivotado para girar en el entrehierro de ambos polos. El ángulo de fase entre los flujos que penetran el disco se establece por diseño del relé y por lo tanto no es parte de las consideraciones de aplicación.


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Figura 8 – Estructura de polo apantallado

Los anillos pueden sustituirse por bobinas si se desea control sobre la operación del relé de polo apantallado. De esta manera, mediante el contacto de un relé auxiliar se pueden cortocircuitar las bobinas para producir par, o bien al dejarlas en circuito no se producirá debido a que ambos flujos sen encuentran en fase. Este control del par se emplea cuando se desea un “control direccional”, que se describe más adelante. La muestra una aplicación típica de un relé de polo apantallado.

Figura 9 – Aplicación típica de una estructura de polo apantallado

El eje de la estructura mostrada en la Figura 9, generalmente debe vencer el torque opuesto ofrecido por un resorte de espiral ajustado para que el recorrido del contacto móvil sea proporcional al valor de corriente que se desea interrumpir. El cierre de los contactos del relé energiza la bobina de disparo de los interruptores de potencia. En esta y otras estructuras aparece


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además, un magneto permanente de frenado del disco para agregar un retardo adicional del movimiento del disco deseable para ciertas aplicaciones particulares (ver Figura 10).

Figura 10 – Estructura con magneto de frenado (braking magnet)

La siguiente figura muestra todos los elementos de un relé de inducción, excepto por el magneto de frenado:

Figura 11 – Relé de Inducción

Estructura de tipo vatímetro Esta estructura recibe su nombre del hecho que se utiliza para medir los kilowatts-horas en un medidor de energía. Como se muestra en la Figura 12, esta estructura contiene dos bobinas separadas en dos circuitos magnéticos diferentes y cada una produce dos flujo magnéticos desfasados para provocar el torque necesario para mover el rotor (disco).


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Figura 12 – Estructura del tipo vatímetro

La siguiente figura ejemplifica la misma estructura con dos bobinas en el circuito magnético de la parte inferior.

Figura 13 – Estructura del tipo vatímetro


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Este relé (electromecánico) es sin duda uno de los relés más populares y utilizado en los sistemas de media y baja tensión por muchos años. Las características de los modernos relés digitales esta todavía están basadas principalmente en las características de par de este tipo de relé. Por lo tanto, vale la pena estudiar el funcionamiento de este relé en detalle para entender las características establecidas en los relés digitales modernos. La siguiente figura muestra una aplicación de esta estructura.

Figura 14 – Ejemplo de relé de inducción con estructura de polo apantallado

La figura arriba puede mostrarse esquemáticamente como se ilustra en el siguiente esquema:

Figura 15 – Estructura tipo vatímetro


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Estructura de Copa de Inducción y de doble lazo de Inducción La Figura 16 muestra la estructura de copa de inducción y la Figura 17 muestra la estructura de doble lazo. Se parece mucho a un motor de inducción, excepto que el rotor es estacionario. Solo la parte conductora del rotor puede rotar libremente. En la Figura 16 se muestra una unidad de 4 polos, pero existen también unidades con dos y ocho polos, cada una apta para una aplicación en particular. La unidad tiene un núcleo de hierro central sobre el cual se ubica un cilindro de aluminio de paredes delgadas que tiene una forma similar a la de una copa. La carrera de la copa está limitada por topes y por los contactos. Un resorte en espiral proporciona el torque de reposición. El torque depende de las dos cantidades de operación y del ángulo que existe entre ellas, al igual que en los tipo disco de inducción. La inercia de la copa es reducida debido a su pequeño diámetro y el torque es alto por lo reducido del entrehierro. De esta forma, se logran altas velocidades de operación, pudiendo llegar a valores tan bajos como ½ ciclo (10 ms). Se usa en la mayoría de los relés rápidos. Otras características de estos elementos son, su torque constante (no vibratorio), su elemento móvil sin conexiones eléctricas, su buena razón de reposición y el poco efecto que tienen sobre él los fenómenos transitorios

Figura 16 – Estructura de copa de inducción


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Al disponer de varios polos se pueden combinar sus efectos para lograr que el relé responda a la resultante de varias magnitudes eléctricas. En general, el flujo que produce la operación tiene su origen en un enrollado alimentado por corriente, el flujo de retención puede originarse en un enrollado de voltaje. Además, se puede agregar un enrollado de polarización, el cual puede estar alimentado por voltaje o por corriente. Los relés GCX y GCY de General Electric, son de este tipo. La estructura de copa emplea un rotor cilíndrico hueco, mientras que la estructura de doble lazo utiliza dos circuitos en ángulo recto entre sí.

Figura 17 – Estructura de doble lazo de inducción

Figura 18 – Sentido de circulación de las corrientes en la estructura de copa

Estas estructuras generan par de forma más eficiente que las estructuras de polo apantallado y de la forma de vatímetro y se utilizan en el diseño de relés de alta velocidad.


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Figura 19 – Ensamble de relé de copa de inducción (GEC Measurements)

Estructura de Copa de Inducción y de doble lazo de Inducción Esta estructura, que se muestra en la Figura 20 resulta ser la más eficiente de todas las estructuras que se han descrito previamente. Sin embargo tiene una desventaja sería, y es que tiende a presentar vibraciones y que el torque varía de acuerdo a la posición del rotor.

Figura 20 – Estructura de lazo de inducción simple.


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2.1.2 Relés de Atracción de Armadura El relé de atracción de armadura comprende un electroimán de hierro que atrae una armadura que puede estar pivotada o enganchada, o soportada de otra forma para permitir su movimiento dentro del campo magnético.

Figura 21 – Ejemplo de relé de atracción de armadura y su modelo magnético

Su circuito magnético puede representarse de forma similar a un circuito eléctrico, por una fuerza magnetomotriz (f.m.m.) en amperes-vuelta aplicado a la reluctancia del hierro y un entrehierro en serie – representado por sus respectivas reluctancias – que provoca la circulación de un flujo en el circuito magnético. La permeabilidad del hierro es mucho mayor que la permeabilidad del aire, lo que implica que la mayor parte del flujo se utiliza en magnetizar el entrehierro. Cuando el relé comienza a operar, la longitud del entrehierro, y su reluctancia decrecen, lo que provoca un incremento del flujo y la fuerza. El efecto en términos prácticos es que cuando la corriente en la bobina alcanza un cierto valor, produce la fuerza suficiente para mover la armadura. Una vez que la armadura se mueve, acelera incrementando la fuerza hasta que está completamente cerrado. Esta es la razón del éxito de los contactores ya que una vez que el contactor se pone en movimiento, el cierre (apertura) del contacto está asegurado.


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Figura 22 – Relé de atracción de armadura (pivotado)

Figura 23 – Relé de atracción del tipo solenoide

La acción instantánea que es beneficiosa desde el punto de vista del “cierre positivo”, presenta a veces el inconveniente de que el relé no caerá hasta que el flujo se reduce por debajo del valor de corriente de enganche (pick-up current). En la medida que la reluctancia del circuito magnético se reduce por el cierre de la armadura, se produce una reducción importante de los amperes-vuelta para disminuir el flujo a su valor original y se dice que el relé tiene una relación desenganche/enganche (drop-off/pick-up) baja. En algunas aplicaciones esto puede llegar a ser un inconveniente y en estos casos la relación pude aumentarse, reduciendo el cambio en la reluctancia por una modificación de diseño para que la armadura no quede completamente cerrada. De hecho la relación puede controlarse por el ajuste del entrehierro final. Un incremento de la relación desenganche/enganche reduce el calibre de los contactos y la velocidad de operación.


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Para comprender mejor el funcionamientote este tipo de relés vamos a considerar el relé tipo bisagra (armadura atraída) de la Figura 24.

Figura 24 – Relé tipo armadura atraída con bisagra pivotada (Fuente: [4])

El núcleo es de material magnético de alta permeabilidad (µFe>µ0) y existe un pequeño entrehierro (x+d). Por lo tanto, se puede despreciar el flujo de dispersión y considerar HFe = 0 en el núcleo (o RFe = 0) y de esta forma, la fuerza eléctrica está dada por la siguiente ecuación:

( )2

220

2 dxiANFe+

⋅−=µ

Es decir, la fuerza eléctrica es proporcional al cuadrado de la corriente (si no existe saturación) y actúa en sentido contrario a x (tiende a cerrar la parte móvil). Por lo tanto, la ecuación de la fuerza neta ejercida sobre el elemento móvil es:

Re FFF −=∑ Donde RF es la fuerza de oposición ejercida por el resorte, que para desplazamientos muy pequeños puede suponerse constante. De esta forma 2KFR = . Por otro lado, eF se puede considerar independiente de la longitud del entrehierro por lo que puede escribirse como;

21 iKFe ⋅= con

( )2

20

1 2 dxANK

+−=

µ

El comportamiento del relé puede variar ligeramente si se alimenta con corriente continua o con corriente alterna:


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Si el relé se alimenta con corriente continua, de valor I se tiene: 2

1 IKFe ⋅=

Si se alimenta con una corriente alterna sinusoidal ( )tIi ωsin2 ⋅= , donde I, es el valor eficaz de la corriente alterna, la fuerza eléctrica tendrá dos componentes:

( )[ ] ( )

−=⋅⋅= tIKtIKFe ωω 2cos

21

212sin2 2

12

1

• El término 2

1IK es independiente de la variable tiempo • El término ( )tIK ω2cos2

1 es pulsante y tiene una frecuencia del doble de la frecuencia aplicada. Su valor medio es cero y de esta forma no contribuye al torque, pero se presenta una vibración mecánica que produce ruido audible. Para superar este problema, generalmente se coloca una espira en cortocircuito en el núcleo que tiende a hacer más constante la fuerza.

De esta forma,

22

1 KIKF −=∑ La ecuación permite graficar la fuerza neta como función de la corriente I, como se indica en la siguiente figura:

Figura 25 – Curva de operación del relé de atracción (Fuente: [4])


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La corriente 0I mostrada en el gráfico corresponde a la corriente mínima de operación del relé (corriente de pick-up) que estará dada por:

1

20 K

KI ±=

Se puede observar que la fuerza se hace positiva para cualquiera de los sentidos de circulación de la corriente cuando esta supera el valor 0I . La zona indicada con líneas segmentadas no tiene sentido físico ya que el resorte no puede mover la armadura más atrás de su posición de reposo.

Figura 26 – Relé de atracción de armadura GE

2.1.2.1 Razón de Reposición La razón de reposición (razón de reset o drop-off a pick-up), es la razón entre la corriente máxima de desoperación (drop-off) o reposición (reset) y la corriente mínima de operación (pick-up). En nuestra ecuación la condición de fuerza igual a cero y x = xmax pueden reemplazarse para obtener la corriente de operación como:


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( )1

2max0 K

KdxI +=

La corriente máxima para que el relé se reestablezca se obtiene cuando la fuerza neta es igual a cero y x = 0.

1

2

KKdId =

Y de esta manera la razón será;

1

1maxmax0 +

=+

==

dxdx

dIIRR d

Como dx >>max , la razón de reposición es normalmente >> 1, lo que implica que una vez que el relé se ha operado, la corriente debe disminuir mucho para que el relé se reestablezca. Esto se soluciona utilizando material no magnético en un polo del entrehierro ya que de otra forma, la razón de reposición tendría un valor muy elevado. Por su sencillez y economía, los relés electromagnéticos son muy usados como relés auxiliares. Tienen gran rapidez de operación, pero en algunos casos se les puede dotar de algún retardo en la operación, utilizando medios tales como: mecanismos de relojería, amortiguadores hidráulicos o neumáticos, etc.

2.1.2.2 Tipos Constructivos Corresponden a este tipo varias unidades que son de uso común, tales como: Las de armadura atraída o Hinged Relay (Figura 24) que se emplean en los relés de las series MG y SG de la Westinghouse; las de armadura succionada o émbolo o Plunger Relay (Figura 27), presentes en las unidades instantáneas de los relés de sobre corriente General Electric, English Electric etc. y las de armadura rotatoria (Figura 28), utilizadas en relés de tipo REG de Brown Boveri.

Figura 27 – Relé de atracción tipo armadura succionada (Fuente: [4])


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Figura 28 – Relé de atracción del tipo armadura rotatoria (Fuente: [4])

Existe un cuarto tipo de constructivo, de tipo balanza, el que se muestra en la Figura 29, el cual permite comparar dos magnitudes eléctricas. De esta forma, uno de los polos se alimenta de modo que produzca un torque resistente (polo de retención) y el otro, con una magnitud que tienda a producir operación (polo de operación). Estos últimos elementos son utilizados en las unidades direccionales de los relés de sobrecorriente de este tipo.

Figura 29 – Relé de atracción del tipo balanza (Fuente: [4])

2.1.3 Relés de Bobina Móvil Son unidades electromagnéticas especiales, en las cuales el sentido del movimiento depende de la polaridad de la magnitud de excitación. Una parte del flujo necesario para producir el torque, es proporcionado por un imán permanente de manera similar al de un galvanómetro D’Arsonval. Por el hecho de contar con un flujo adicional, estas unidades son de bajo consumo (0,1 a 0,5 miliwatt) y de alta sensibilidad. Por ello resultan apropiados para trabajar con fuentes de baja potencia como shunts o rectificadores. La Figura 30 muestra diferentes formas constructivas que estos dispositivos pueden tomar. Desde luego, estos elementos son apropiados para trabajar con corriente continua o rectificada y su torque de operación será proporcional a la corriente de excitación. Sin embargo, en algunos dispositivos, se emplean dos magnitudes eléctricas, es decir, se tienen bobinas tanto en la parte fija como en la parte móvil (Figura 30 d), por lo cual se designan como magnitudes de polarización y operación respectivamente a la corrientes (tensiones) aplicadas a ellas. En este caso, el torque de operación es proporcional al producto de las corrientes en las bobinas, es decir:

polopOP IIKT ⋅⋅=


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Que cuando las corrientes de operación y retención son iguales, es semejante a la ecuación

21 IKFe ⋅= y por lo tanto, su característica de funcionamiento corresponde a la mostrada en la

Figura 25.

Figura 30 – Elementos comparadores polarizados a)Bobina móvil radial, Bobina móvil

axial, c) Armadura móvil, d) con dos magnitudes eléctricas. Como el movimiento es proporcional a la corriente, la razón de contacto diferencial es nominalmente cero, pero debido a la fricción del pivote, la adhesión de los contactos, etc., es normalmente del 2%, lo que implica que la razón de reposición es del orden del 98%.


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Figura 31 – Relé de Bobina Móvil GE (Fuente: [3])

2.1.4 Relés Térmicos La más simple de estas unidades opera bajo el principio del par bimetálico que puede tener la forma de una cinta recta o de una espiral con un extremo fijo y el otro libre. Cuando la


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temperatura cambia, el extremo de la cinta o espiral se mueve a causa de la diferencia del coeficiente de dilatación que tienen los dos metales. Este movimiento se utiliza para accionar un micro switch o un trinquete que accione un mecanismo de disparo de un interruptor. Sin embargo, este tipo es el menos utilizado en protecciones de sistemas eléctricos de potencia. Existen otros tipos de relés, en los cuales el elemento comparador puede ser una resistencia dependiente de la temperatura (RTD), una termocupla, etc.

2.1.5 Relés Mecánicos

2.1.5.1 Relés de sobre velocidad Son de tipo centrífugo y en general se han desarrollado según el principio del regulador de Watt, usado en máquinas de vapor.

2.1.5.2 Relé de Buchholz y de presión súbita Se usan en transformadores de poder y funcionan en base al hecho de que al producirse fallas internas, se generan pequeños arcos eléctricos, incluso en fallas incipientes, los que originan gases provenientes de la descomposición del aceite. Si, por otra parte, la cantidad de gases es grande, se producen verdaderas corrientes de aceite en el interior y en consecuencia, sobre presiones. Estos relés operan debido a la presencia de algunas o todas estas manifestaciones de falla interna.

Figura 32 – Relé de Buchholz

El mas completo es el relé Buchholz (Figura 32) que se utiliza en transformadores con estanque conservador de aceite, ubicándose en el conducto de comunicación entre el tanque y el conservador. Consta de dos elementos: Una especie de flotador que detecta la presencia de gases


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y opera una alarma y una válvula que para grandes presiones de los gases, actúa directamente sobre el desenganche del interruptor.

Figura 33 – Instalación del relé de Buchholz


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Figura 34 – Detalle Relé de Buchholz

Figura 35 – Relé de Buchholz instalado en transformador de poder


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Figura 36 – Relé de Buchholz con ventanillas de inspección

El relé de presión súbita se usa en transformadores sellados. Al producirse una gran presión de aceite y gases, se cierra una válvula que comanda un contacto y con ello el desenganche del interruptor de poder.

Figura 37 – Relé de presión súbita

2.1.6 Relés estáticos Aproximadamente a partir de 1960 y con el progreso de la tecnología electrónica, los relés electromecánicos empiezan a ser reemplazados por relés de estado sólido, diseñados utilizando transistores u otros tipos de elementos electrónicos, con características de operación similares a ellos (Figura 38).


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Figura 38 – Esquema de bloques de un relé de estado sólido.

La aparición de los circuitos integrados en los años 1970 permitió diseñar relés estáticos con mejores características. Con el desarrollo de los microprocesadores, comienzan a aparecer los primeros relés multifunción (1980). Consecuente con la tecnología de los microprocesadores de los años 1990 y la mejora de los algoritmos matemáticos, se desarrollan los llamados relés numéricos que son hoy en día muy populares. (Figura 39).

Figura 39 – Diagrama general de un relé numérico

El diagrama de bloques típico de un relé numérico se muestra en la Figura 39. Los módulos principales son:

• Módulo de entrada, donde las señales análogas del sistema (corriente, por ejemplo, capturadas por TT/CC), luego de ser procesadas, son enviadas al microprocesador. El módulo contiene:

– Filtros analógicos activos pasabajos que eliminan cualquier ruido inducido. – Acondicionadores de señal, que convierten la señal de los TT/CC en una señal DC

normalizada – Conversor análogo digital que convierte la señal DC normalizada en un número

binario que es entonces enviado directamente al microprocesador. • Microprocesador, responsable del procesamiento de los algoritmos de protección, que

incluye dos módulos de memoria:


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– RAM: (Ramdon Access Memory) que tiene varias funciones que incluyen la retención de los datos que entran al procesador y el almacenamiento de la información necesaria durante la compilación del algoritmo de la protección.

– ROM (Read Only Memory) o PROM (Programable ROM), que son usadas para almacenar programas permanentes.

• Módulo de salida que acondiciona la señal de respuesta del microprocesador y la envía a los elementos externos que ellos controlan. La salida se hace normalmente a través de relés auxiliares electromecánicos o electrónicos rápidos.

• Módulo de comunicación que contiene puertos serie y/o paralelo para permitir la interconexión del relé de protección con el sistema de control y comunicaciones del sistema eléctrico.

Entre las características de los relés numéricos, se pueden destacar las siguientes:

• Son altamente confiables • Pueden realizar autodiagnóstico, ya que están permanentemente chequeando el funcionamiento de

la memoria y realizando pruebas del módulo de entradas análogas. En caso de falla, el relé se bloquea o bien intenta recuperarse, lo que depende del tipo de falla detectada.

• Pueden registrar los eventos producidos cada vez que la protección opera, se energiza una entrada u ocurre cualquier falla del hardware.

• Su tecnología actual incluye otras tareas del sistema eléctrico tales como: Comunicaciones, medidas, monitoreo y control

• Son prácticamente libres de mantención. • Tienen requerimientos muy bajos de potencia desde los transformadores de medida. • Son apropiados para sustituir a los relés del tipo electromecánicos, con la ventaja de tener

incorporadas una mayor cantidad de curvas características. • En el caso de los relés de sobrecorriente, la operación instantánea puede ser bloqueada o

temporizada. • Se pueden conectar de modo de operar con cualquier combinación de fallas entre fases y fallas a

tierra. • Poseen un alto grado de inmunidad contra interferencias eléctricas. • Son de diseño compacto, por lo cual ocupan menos espacio.


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Figura 40 – Relé de sobrecorriente basado en microprocesador GE


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2.2 Clasificación de los relés de acuerdo a su función Hemos clasificado los distintos tipos de relé de acuerdo a su principio de funcionamiento, pero ahora los vamos a clasificar de forma independiente a su principio de funcionamiento, de acuerdo a su señal controlada, es decir, de acuerdo a su función de protección. Podemos distinguir de forma general los siguientes tipos de relé:

• Relé de sobrecorriente • Relé de sobrecorriente direccional • Relé de distancia • Relé de sobrevoltaje • Relé diferencial • Relé de potencia inversa • Otros

Una forma de identificar los relés, de acuerdo a la función que realizan es usando los números definidos en la norma ANSI/IEEE C57-2-1979, junto a los cuales una letra indica el equipo que se protege o bien complementa la información dada por él. Otra manera corresponde a los símbolos dados por la norma IEC. En la Tabla 1 se muestran algunos de los relés más utilizados:

Tabla 1 – Numeración ANSI y Símbolos Normalizados IEC para distintos tipos de relés


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2.2.1 Numeración y sufijos ANSI/IEEE A continuación se entrega una descripción detallada de los números de funciones de relés ANSI/IEEE. 1. Elemento principal, es el dispositivo de iniciación, tal como el interruptor de control, relé de tensión, interruptor de flotador, etc., que sirve para poner el aparato en operación o fuera de servicio, bien directamente o a través de dispositivos, tales como relés de protección con retardo. 2. Relé de cierre o arranque temporizado, es el que da la temporización deseada entre operaciones de una secuencia automática o de un sistema de protección, excepto cuando es proporcionado específicamente por los dispositivos 48, 62 y 79 descritos más adelante. 3. Relé de comprobación o de bloqueo, es el que opera en respuesta a la posición de un número de condiciones determinadas, en un equipo para permitir que continúe su operación, para que se pare o para proporcionar una prueba de la posición de estos dispositivos o de estas condiciones para cualquier fin. 4. Contacto principal, es un dispositivo generalmente mandado por el dispositivo Nº 1 o su equivalente y los dispositivos de permiso y protección necesarios, y sirve para cerrar y abrir los circuitos de control necesarios para reponer un equipo en marcha, bajo las condiciones deseadas o bajo otras condiciones anormales. 5. Dispositivo de parada, es aquel cuya función primaria es quitar y mantener un equipo fuera de servicio. 6. Interruptor de arranque, es un dispositivo cuya función principal es conectar la máquina a su fuente de tensión de arranque. 7. Interruptor de ánodo, es el utilizado en los circuitos del ánodo de un rectificador de potencia, principalmente par interrumpir el circuito rectificador por retorno del encendido de arco. 8. Dispositivo de desconexión de energía de control, es un dispositivo de desconexión (tal como un conmutador de cuchilla, interruptor o bloque de fusibles extraíbles) que se utiliza con el fin de conectar y desconectar, respectivamente, la fuente de energía de control hacia y desde la barra o equipo de control. Nota.- se considera que la energía de control incluye la energía auxiliar que alimenta aparatos pequeños como motores calefactores. 9. Dispositivo de inversión, es el que se utiliza para invertir las conexiones del campo de una máquina o bien para otras funciones especiales de inversión. 10. Conmutador de secuencia, es el que se utiliza para cambiar la secuencia de conexión o desconexión de unidades de un equipo de unidades múltiples. 11. Reservado para aplicaciones futuras. 12. Dispositivo de exceso de velocidad, es normalmente un interruptor de velocidad de conexión directa que actúa cuando la máquina embala. 13. Dispositivo de velocidad síncrona, es el que funciona con aproximadamente la velocidad normal de una máquina, tal como un conmutador de velocidad centrífuga, relés de frecuencia de deslizamiento, relé de tensión, relé de intensidad mínima o cualquier tipo de dispositivo similar. 14. Dispositivo de falta de velocidad, es el que actúa cuando la velocidad de la máquina desciende por debajo de un valor predeterminado. 15. Dispositivo regulador de velocidad o frecuencia, de una máquina o sistema a un cierto valor o bien entre ciertos límites 16. Reservado para aplicaciones futuras. 17. Conmutador para puentear el campo serie, sirve para abrir y cerrar un circuito en shunt entre los extremos de cualquier pieza o aparto (excepto una resistencia) tal como el campo de una máquina un condensador o una reactancia. Nota.- Eso incluye los dispositivos que realizan las funciones de shunt necesarias para arrancar una máquina por los dispositivos 6 ó 42, su equivalente, y también excluye la función del dispositivo 73 que sirve para la operación de las resistencias. 18. Dispositivo de aceleración o declaración, es el que se utiliza para cerrar o hacer cerrar los circuitos que sirven para aumentar o disminuir la velocidad de una máquina. 19. Contactos de transición de arranque a marcha normal. Su función es hacer las transferencias de las conexiones de alimentación de arranque a las de marcha normal de la máquina. 20. Válvula maniobrada eléctricamente, es una válvula accionada por solenoide o motor, que se utiliza en circuitos de vacío, aire, gas, aceite, agua o similares. 21. Relé de distancia, es el que funciona cuando al admitancia, impedancia o reactancia del circuito disminuyen o aumentan a unos límites preestablecidos.


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22. Interruptor igualador , sirve para conectar y desconectar las conexiones para actualización de intensidad para los reguladores del campo de la máquina o de la tensión de la máquina, en una instalación de unidades múltiples. 23. Dispositivo regulador de temperatura, es el que funciona para mantener la temperatura de la máquina u otros aparatos dentro de ciertos límites. Nota.- Un ejemplo es un termostato que enciende un calentador en un elemento de aparellaje, cuando la temperatura desciende a un valor deseado que es distinto de un dispositivo usado para proporcionar regulación de temperatura automática entre límites próximos, y que sería designado como 90T. 24. Sobre excitación. Un relé que funciona cuando la relación V/Hz (tensión/frecuencia) excede un valor preajustado. El relé puede tener una característica temporizada o instantánea. 25. Dispositivo de sincronización o puesta en paralelo, es el que funciona cuando dos circuitos de alterna están dentro de los límites deseados de tensión, frecuencia o ángulo de fase, lo cual permite o causa la puesta en paralelo de estos circuitos. 26. Dispositivo térmico, es el que funciona cuando la temperatura del campo en shunt, o el bobinado amortiguador de una máquina, o el de una resistencia de limitación de carga o de cambio de carga, o de un líquido u otro medio, excede de un valor determinado con anterioridad. Si la temperatura del aparato protegido, tal como un rectificador de energía, o de cualquier otro medio, es inferior a un valor fijado con antelación. 27. Relé de mínima tensión, es el que funciona al descender la tensión de un valor predeterminado. 28. Detector de llama, su función es detectar la existencia de llama en el piloto o quemador principal, por ejemplo de una caldera o una turbina de gas. 29. Contactor de aislamiento, es el que se utiliza con el propósito especial de desconectar un circuito de otro, por razones de maniobra de emergencia, conservación o prueba. 30. Relé anunciador, es un dispositivo de reposición no automática que da un número de indicaciones visuales independientes al accionar el dispositivo de protección y además también puede estar dispuesto para efectuar la función de bloqueo. 31. Dispositivo de excitación separada, es el que conecta un circuito, tal como el campo shunt de una conmutatriz, a la fuente de excitación separada durante el proceso de arranque, o bien se utiliza para energizar la excitación y el circuito de encendido de un rectificador. 32. Relé direccional de potencia, es el que funciona sobre un valor deseado de potencia en una dirección dada o sobre la inversión de potencia como por ejemplo, la resultante del retroceso del arco en los circuitos de ánodo o cátodo de un rectificador de potencia. 33. Conmutador de posición, es el que hace o abre contacto cuando el dispositivo principal o parte del aparato, que no tiene un número funcional de dispositivo, alcanza una posición dada. 34. Conmutador de secuencia movido a motor, es un conmutador de contactos múltiples el cual fija la secuencia de operación de los dispositivos principales durante el arranque y la parada, o durante otras operaciones que requieran una secuencia. 35. Dispositivo de cortocircuito de las escobillas o anillos rozantes, es para elevar, bajar o desviar las escobillas de una máquina, o para cortocircuitar los anillos rozantes. 36. Dispositivo de polaridad, es el que acciona o permite accionar a otros dispositivos con una polaridad solamente, 37. Relé de baja intensidad o baja potencia, es el que funciona cuando la intensidad o la potencia caen por debajo de un valor predeterminado. 38. Dispositivo térmico de cojinetes, es el que funciona con temperatura excesiva de los cojinetes. 39. Detector de condiciones mecánicas, es el que tiene por cometido funcionar en situaciones mecánicas anormales (excepto las que suceden a los cojinetes de una máquina, tal y como se escoge en la función 38), tales como vibración excesiva, excentricidad, etc. 40. Relé de campo, es el que funciona por un valor dado, anormalmente bajo, por fallo de la intensidad de campo de la máquina, o por un valor excesivo del valor de la componente reactiva de la corriente de armadura en una máquina de c.a., que indica excitación del campo anormalmente baja. 41. Interruptor de campo, es un dispositivo que funciona para aplicar o quitar la excitación de campo de una máquina. 42. Interruptor de marcha, es un dispositivo cuya función principal es la de conectar la máquina a su fuente de tensión de funcionamiento en marcha, después de haber sido llevada hasta la velocidad deseada desde la conexión de arranque. 43. Dispositivo de transferencia, es un dispositivo accionado a mano, que efectúa la transferencia de los circuitos de control para mo dificar el proceso de operación del equipo de conexión de los circuitos o de algunos de los dispositivos.


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44. Relé de secuencia de arranque del grupo, es el que funciona para arrancar la unidad próxima disponible en un equipo de unidades múltiples cuando falta o no está disponible la unidad que normalmente precede. 45. Detector de condiciones atmosféricas. Funciona ante condiciones atmosféricas anormales, como humos peligrosos, gases explosivos, fuego, etc. 46. Relé de intensidad para equilibrio o inversión de fases, es un relé que funciona cuando las intensidades polifásicas están en secuencia inversa o desequilibrada o contienen componentes de secuencia negativa. 47. Relé de tensión para secuencia de fase, es el que funciona con un valor dado de tensión polifásica de la secuencia de fase deseada. 48. Relé de secuencia incompleta, es el que vuelve al equipo a la posición normal o “desconectado” y lo enclava si la secuencia normal de arranque, funcionamiento o parada no se completa debidamente dentro de un intervalo predeterminado. 49. Relé térmico para máquina, aparato o transformador, es el que funciona cuando la temperatura de la máquina, aparato o transformador excede de un valor fijado. 50. Relé instantáneo de sobre intensidad o de velocidad de aumento de intensidad, es el que funciona instantáneamente con un valor excesivo de velocidad de aumento de intensidad. 51. Relé de sobreintensidad temporizado, es un relé con una característica de tiempo inverso o de tiempo fijo que funciona cuando la intensidad de un circuito de c.a. sobrepasa in valor dado. 52. Interruptor de c.a. es el que se usa para cerrar e interrumpir un circuito de potencia de c.a. bajo condiciones normales, o para interrumpir este circuito bajo condiciones de falta de emergencia. 53. Relé de la excitatriz o del generador de c.c. es el que fuerza un campo de la máquina de c.c. durante el arranque o funciona cuando la tensión de la máquina ha llegado a un valor dado. 54. Reservado para aplicaciones futuras. 55. Relé de factor de potencia, es el que funciona cuando el factor de potencia de un circuito de c.a. no llega o sobrepasa un valor dado. 56. Relé de aplicación del campo, es el que se utiliza para controlar automáticamente la aplicación de la excitación de campo de un motor de c.a. en un punto predeterminado en el ciclo de deslizamiento. 57. Dispositivo de cortocircuito o de puesta a tierra, es el que funciona debido al fallo de uno o más de los ánodos del rectificador de potencia, o por el fallo de un diodo por no conducir o bloquear adecuadamente. 58. Relé de fallo de rectificador de potencia, es el que funciona debido al fallo de uno o más de los ánodos del rectificador de potencia, o por el fallo de un diodo por no conducir o bloquear adecuadamente. 59. Relé de sobretensión, es que funciona con un valor dado de sobretensión. 60. Relé de equilibrio de tensión, es el que opera con una diferencia de tensión entre dos circuitos. 61. Relé de parada o apertura temporizada, es el que se utiliza en unión con el dispositivo que inicia la parada total o la indicación de parada o apertura en una secuencia automática. 62. Reservado para aplicaciones futuras. 63. Relé de presión de gas, líquido o vacío, es el que funciona con un valor dado de presión del líquido o gas, para una determinada velocidad de variación de la presión. 64. Relé de protección de tierra, es el que funciona con el fallo a tierra del aislamiento de una máquina, transformador u otros aparatos, o por contorneamiento de arco a tierra de una máquina de c.c. Nota: Esta función se aplica sólo a un relé que detecta el paso de corriente desde el armazón de una máquina, caja protectora o estructura de una pieza de aparatos, a tierra, o detecta una tierra en un bobinado o circuito normalmente no puesto a tierra. No se aplica a un dispositivo conectado en el circuito secundario o en el neutro secundario de un transformador o transformadores de intensidad, conectados en el circuito de potencia de un sistema puesto normalmente a tierra. 65. Regulador mecánico, es el equipo que controla la apertura de la compuerta o válvula de la máquina motora, para arrancarla, mantener su velocidad o detenerla. 66. Relé de pasos, es el que funciona para permitir un número especificado de operaciones de un dispositivo dado o equipo, o bien, un número especificado de operaciones sucesivas con un intervalo dado de tiempo entre cada una de ellas. También se utiliza para permitir el energizado periódico de un circuito, y la aceleración gradual de una máquina. 67. Relé direccional de sobreintensidad de c.a. es el que funciona con un valor deseado de circulación de sobreintensidad de c.a. en una dirección dada. 68. Relé de bloqueo, es el que inicia una señal piloto para bloquear o disparar en faltas externas en una línea de transmisión o en otros aparatos bajo condiciones dadas, coopera con otros dispositivos a bloquear el disparo o a bloquear el reenganche con una condición de pérdida de sincronismo o en oscilaciones de potencia. 69. Dispositivo de supervisión y control, es generalmente un interruptor auxiliar de dos posiciones accionado a mano, el cual permite una posición de cierre de un interruptor o la puesta en servicio de un equipo y en la otra


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posición impide el accionamiento del interruptor o del equipo. 70. Reóstato, es el que se utiliza para variar la resistencia de un circuito en respuesta a algún método de control eléctrico, que, o bien es accionado eléctricamente, o tiene otros accesorios eléctricos como contactos auxiliares de posición o limitación. 71. Relé de nivel líquido o gaseoso. Este relé funciona para valores dados de nivel de líquidos o gases, o para determinadas velocidades de variación de estos parámetros. 72. Interruptor de c.c. es el que se utiliza para cerrar o interrumpir el circuito de alimentación de c.c. bajo condiciones normales o para interrumpir este circuito bajo condiciones de emergencia. 73. Contactor de resistencia de carga, es el que se utiliza para puentear o meter en circuito un punto de la resistencia limitadora, de cambio o indicadora, o bien para activar un calentador, una luz, o una resistencia de carga de un rectificador de potencia u otra máquina. 74. Relé de alarma, es cualquier otro relé diferente al anunciador comprendido bajo el dispositivo 30 que se utiliza para accionar u operar en unión de una alarma visible o audible. 75. Mecanismo de cambio de posición, se utiliza para cambiar un interruptor desconectable en unidad entre las posiciones de conectado, desconectado y prueba. 76. Relé de sobreintensidad de c.c. es el que funciona cuando la intensidad en un circuito de c.c. sobrepasa un valor dado. 77. Transmisor de impulsos, es el que se utiliza para generar o transmitir impulsos, a través de un circuito de Telemedida o hilos pilotos, a un dispositivo de indicación o recepción de distancia. 78. Relé de medio de ángulo de desfase o de protección de salida de paralelo, es el que funciona con un valor determinado de ángulo de desfase entre dos tensiones o dos intensidades, o entre tensión e intensidad. 79. Relé de reenganche de c.a. es el que controla el reenganche enclavamiento de un interruptor de c.a. 80. Relé de flujo líquido o gaseoso, actúa para valores dados de la magnitud del flujo o para determinadas velocidades de variación de éste 81. Relé de frecuencia, es el que funciona con un valor dado de la frecuencia o por la velocidad de variación de la frecuencia. 82. Relé de reenganche de c.c. es el que controla el cierre y reenganche de un interruptor de c.c. generalmente respondiendo a las condiciones de la carga del circuito. 83. Relé de selección o transferencia del control automático, es el que funciona para elegir automáticamente entre ciertas fuentes de alimentación o condiciones en un equipo, o efectúa automáticamente una operación de transferencia. 84. Mecanismo de accionamiento, es el mecanismo eléctrico completo, o servomecanismo, incluyendo el motor de operación, solenoides, auxiliares de posición, etc., para un cambiador de tomas, regulador de inducción o cualquier pieza de un aparato que no tenga número de función. 85. Relé receptor de ondas portadoras o hilo piloto, es el que es accionado o frenado por una señal y se usa en combinación con una protección direccional que funciona con equipos de transmisión de onda portadora o hilos piloto de c.c. 86. Relé de enclavamiento, es un relé accionado eléctricamente con reposición a mando o eléctrica, que funciona para parar y mantener un equipo fuera de servicio cuando concurren condiciones anormales. 87. Relé de protección diferencial, es el que funciona sobre un porcentaje o ángulo de fase u otra diferencia cuantitativa de dos intensidades o algunas otras cantidades eléctricas. 88. Motor o grupo motor generador auxiliar, es el que se utiliza para accionar equipos auxiliares, tales como bombas, ventiladores, excitatrices, etc. 89. Desconectador de línea, es el que se utiliza como un desconectador de desconexión o aislamiento en un circuito de potencia de c.a. o c.c. cuando este dispositivo se acciona eléctricamente o bien tiene accesorios eléctricos, tales como interruptores auxiliares, enclavamiento electromagnético, etc. 90. Dispositivo de regulación, es el que funciona para regular una cantidad, tal como la tensión, intensidad, potencia, velocidad, frecuencia, temperatura y carga a un valor dado, o bien ciertos límites para las máquinas, líneas de unión u otros aparatos. 91. Relé direccional de tensión, es el que funciona cuando la tensión entre los extremos de un interruptor o contactor abierto sobrepasa de un valor dado en una dirección dada. 92. Relé direccional de tensión y potencia, es un relé que permite y ocasiona la conexión de dos circuitos cuando la diferencia de tensión entre ellos excede de un valor dado en una dirección predeterminada y da lugar a que estos dos circuitos sean desconectados uno del otro cuando la potencia circulante entre ellos excede de un valor dado en la dirección opuesta. 93. Contador de cambio de campo, es el que funciona para cambiar el valor de la excitación de la máquina. 94. Relé de disparo o disparo libre, es el que funciona para disparar o permitir disparar un interruptor, contactor o


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equipo, o evitar un reenganche inmediato de un interruptor en el caso que abra por sobrecarga, aunque el circuito inicial de mando de cierre sea mantenido. 95. Reservado para aplicaciones especiales. 96. Reservado para aplicaciones especiales. 97. Reservado para aplicaciones especiales. 98. Reservado para aplicaciones especiales. 99. Reservado para aplicaciones especiales

2.2.1.1 Letras y sufijos de las funciones descritas

Letras que denotan dispositivos auxiliares separados C Relé o contactor de cierre CL Auxiliar, cerrado (energizado cuando el dispositivo principal está en posición de cierre) CS Conmutador de control D Posición «baja» del relé conmutador L Relé de descenso O Relé de apertura o contactor de apertura OP Relé auxiliar, abierto (energizado cuando el dispositivo principal está en posición abierta) PB Pulsador R Relé de subida U Posición «arriba» del relé conmutador X Y Relé auxiliar Z Nota: El control de un interruptor con el llamado esquema de control del relé X-Y, el relé de X es el dispositivo cuyos contactos principales son usados para energizar la bobina de cierre o el dispositivo que, de alguna manera, como la liberación de la energía acumulada, causa el cierre del interruptor. Los contactos del relé Y proporcionan una función antibombeo al interruptor.

Letras que indican la condición o magnitud eléctrica a la que corresponde el dispositivo o el medio al que está unido, tales como: A Aire y Amperios C Corriente E Electrolito F Frecuencia o circuito de falta L Nivel o líquido P Potencia o presión PF Factor de potencia Q Aceite S Velocidad T Temperatura V Tensión o volts en vacío VAR Potencia reactiva VB Vibración


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W Agua o Vatios

Letras que denotan el lugar del dispositivo principal en el circuito o el tipo de circuito en el que se utiliza el dispositivo o el tipo de circuito o aparato con el que está asociado, cuando este es necesario: A Alarma o potencia auxiliar AC Corriente alterna AN Anódo B Batería o ventilador o barra BK Freno BP Bypass C Condensador o compensador o carrier o corriente CA Cátodo D Descarga DC Corriente continua E Excitatriz F Alimentador o campo de filamento G Generador o tierra (1) H Calentador o albergue L línea o lógica M Motor o contador N Red de Neutro (1) P Bombeo o comparación de fase R Reactancia o rectificador S Sincronización o secundario T Transformador o tiratrón TH Transformador (lado de AT) TI Transformador (lado de BT) TM Telemetro U Unidad Nota (1) El sufijo «N» se usa preferentemente al «G» para dispositivos conectados en el neutro del secundario de transformadores de corriente o en el secundario del transformador de corriente, el cual, el devanado primario está localizado en el neutro de una máquina o transformador de potencia, excepto en los casos de los relés de línea de transporte donde el sufijo «G» es más comúnmente usado para aquellos relés que operen en faltas a tierra.

Letras que denotan las partes de los dispositivos principales, divididas en dos categorías: Todas las partes, tales como las que se indican, excepto los contactos auxiliares, conmutadores de posición, fines de carrera y conmutadores de posición, los cuáles se tratarán por separado. BK Freno C Bobina o condensador CC Bobina de cierre HC Bobina de retención


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M Motor de operación ML Motor límite de carga MS Motor de sincronización o de ajuste de velocidad S Solenoide SI Sellado TC Bobina de disparo V Válvula Todos los contactos auxiliares y los conmutadores de posición y de fin de carrera para aquellos dispositivos y equipos como interruptores, contactores, válvulas y reostatos y contactos de relés. a Los contactos que están abiertos cuando el dispositivo principal está en la posición de

referencia estándar, comúnmente denominado como posición de no operació no desenergizado y que cierra cuando el dispositivo asume la posición opuesta.

b Los contactos que están cerrados cuando el dispositivo principal está en la posición de

referencia estándar, denominado posición de no operación o desenergizado, y que abre cuando el dispositivo asume la posición opuesta.

Nota La designación simple «a» o «b» es utilizada en todos los casos donde no se necesitan ajustar los contactos para cambiar de posición a cualquier punto en particular en el recorrido del dispositivo principal o donde la parte del recorrido donde los contactos cambian la posición no tiene importancia en el control o en el esquema de operación. Las designaciones «a» y «b» son suficientes para los conmutadores auxiliares del interruptor.

Conmutadores auxiliares de los mecanismos de operación del interruptor para el mecanismo de libre disparo accionado mecánicamente, del interruptor: aa El contacto que está abierto, cuando el mecanismo de operación del dispositivo principal

está en posición de no operación y que se cierra cuando el mecanismo de operación asume la posición opuesta.

bb El contacto que está cerrado cuando el mecanismo operante del dispositivo principal está

en posición no operante, y abre cuando el mecanismo operante asume la posición opuesta. Nota La parte de recorrido en la que el conmutador auxiliar cambia de posición debería, si se necesita, especificarse en la descripción. «LC» Se utiliza para designar el conmutador de comprobación de bloques de tal mecanismo, el

cual está cerrado cuando los puentes del mecanismo están bloqueados después de la operación de apertura del interruptor.

«LS» Designa un conmutador de fin de carrera. Este es un conmutador de posición que se actúa

por un dispositivo principal, tal como un reostato o la válvula cerca del extremo final de su recorrido. Su función normal es abrir el circuito del motor operante al final del recorrido del dispositivo principal, alcanzando una posición extrema del recorrido.


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El conmutador de límite de par se utiliza para abrir un circuito de motor de operación hasta un límite de par deseado al extremo final del recorrido de un dispositivo principal, tal como una válvula. Debería designarse como: tqc Conmutador de límite de par, abierto por un mecanismo para parar el cierre de la válvula. tqo Conmutador de límite de par, abierto por un mecanismo que responde al par, para parar la

apertura. Si varios conmutadores auxiliares de posición de fin de carrera están presentes en el mismo dispositivo principal, deberán ser designados con sufijos numéricos suplementarios con 1, 2, 3, etc. Si necesario. Letras que cubren todas las otras funciones distintivas o condiciones, no específicamente descritas previamente, que sirven para describir el uso de los dispositivos o sus contactos en el equipo, tales como: A Aceleración o automática B Bloque o apoyo C Cerrado o frío D Decelerado o detonado o abajo o libre E Emergencia o conectado F Caída o adelante H Caliente o alta HR Reposición manual HS Alta velocidad L Izquierdo o local o abajo o reductor M Manual O Abierto OFF Desconectado o parado ON Conectado o en marcha P Polarizante R Derecho o elevar o reenganche o receptor o remoto o inverso S Transmisión o balanceo T Prueba o disparo TDC Cierre retardado TDO Apertura retardada U Arriba Número de sufijos: Si dos o más dispositivos con el mismo numero de función y sufijo están presentes, estos pueden distinguirse por sufijos numerados, como por ejemplo, 4X-1, 4X-2 y 4X-3, cuando sea necesario. Dispositivos realizando más de una función: Si un dispositivo realiza dos funciones relativamente importantes en un equipo en el que se desean identificar ambas funciones, puede usarse una función de doble numero y nombre, tal como relé instantáneo de sobreintensidad y temporizado 50/51. El esquema de la muestra un ejemplo de un sistema de protecciones con la numeración de elementos de protección ANSI, pero simbología IEC.


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Figura 41 – Ejemplo de esquema de protecciones

La tabla de la muestra aplicaciones típicas de un sistema de protecciones:


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Figura 42 – Protecciones frecuentemente instaladas, según aplicación

Vamos ahora a revisar algunos ejemplos de funciones de relé explicando su función y característica de operación.


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2.2.2 Relé de sobrecorriente de tiempo (51) Un relé de sobre corriente de tiempo es un relé con característica inversa de tiempo (inverso significa que el relé opera más rápido cuanto más elevada sea la corriente) que opera cuando la corriente de entrada excede un valor predeterminado de corriente (pickup) por una determinada cantidad de tiempo como se describe en su curva tiempo-corriente (CTC). Las curvas tiempo-corriente son familias de curvas escaladas en marcas de tiempo. Mientras mayor sea el marcador de tiempo, mayor será el retardo para un determinado valor de corriente. Para realizar los ajustes del relé de sobrecorriente de tiempo se debe especificar las corrientes de pickup, el marcador de tiempo, y se debe documentar la información sobre los transformadores de corriente. Los relés de sobrecorriente de tiempo, comienzan su cuenta regresiva para la operación, cada vez que la corriente de entrada excede el valor de setpoint. El relé de sobrecorriente de tiempo completa su operación cerrando sus contactos de salida cuando la duración de la corriente de entrada excede el tiempo de operación mostrado en la curva tiempo corriente para el marcador de tiempo seleccionado.

(a)


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(b)

(c)

Figura 43 – a) Curva tiempo-corriente de un relé de sobrecorriente de tiempo, b) Curva tiempo-corriente del relé de sobrecorriente de tiempo para dos valores diferentes de pick en el mismo marcador de tiempo, c) Curva tiempo-corriente del relé de sobrecorriente de tiempo para un mismo valor de pickup y dos ajustes diferentes de marcador de tiempo.

El tiempo de operación del relé está determinado por el valor de la división entre la corriente de operación y la corriente de pickup. Ejemplo 1: Corriente de operación en el relé = 4 Amp. Ajuste de la corriente de pickup = 5 Amp.

[ ]..8,054 up

AmpAmp

=

Ejemplo 2: Corriente de operación en el relé = 22 Amp. Ajuste de la corriente de pickup = 5 Amp.

[ ]..4,4522 up

AmpAmp

=

La intersección de este valor con la curva tiempo-corriente, entrega el valor de tiempo de operación. La tolerancia de operación es de un 25% y de esta forma, el tiempo de operación puede encontrarse en la región entre el valor resultado de la división de corriente de operación y la corriente de pickup, multiplicada por 1 y por 1.25. Esto no se indica en la curva tiempo corriente. Las características tiempo-corriente se designan como;

• Inversa • Moderadamente Inversa • Muy Inversa, y • Extremadamente Inversa


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Un relé de tiempo inverso es aquel que opera más rápido en la medida que mayor es la corriente de entrada. Un relé de tiempo definido es aquel que opera siempre al mismo valor de tiempo (tal como 0,5 segundos) para todas las magnitudes de corriente por encima del valor de activación. Los gráficos se realizan en escalas logarítmicas ya que tanto para la variable tiempo, como para la variable corriente, los valores pueden cambiar desde números pequeños hasta valores de varios órdenes de magnitud.

Figura 44 – Rele de inducción de tiempo de sobrecorriente (ABB

Cuando se va a ajustar un relé de sobrecorriente, se debe especificar;

• El ajuste de la corriente de pickup • El ajuste del marcador de tiempo • La característica de tiempo del relé • La relación de transformación de los transformadores de corriente

Es una buena práctica especificar tanto los amperes del relé, como loa amperes de la línea. Deberían además verificarse las conexiones de los transformadores de corriente. Ejemplos de especificaciones típicas de relés de sobrecorriente son las siguientes;

Relé Línea y T/C Curva y Marcador de Tiempo Relé de 1.0 Amp. Línea de 400 Amp. (200/5 T/C) Curva inversa, Marcador de tiempo

#3 Relé de 5.0 Amp. Línea de 1200 Amp. (1200/5 T/C) Curva extremadamente inversa, 0.5

segundos a 10 x pu.


58

Relé de 2.5 Amp. Línea de 500 Amp. (1000/5 T/C) Curva moderadamente inversa, 0.65 segundos a 14.5 x pu

Tabla 2 – Ejemplos de ajuste de relés de sobrecorriente de tiempo Un ejemplo de ecuación usada para desarrollar la curva tiempo-corriente para un relé de sobrecorriente es la siguiente;

−+=

195.518.0 20 M

TDT

Donde; :0T El tiempo de operación en segundos. :TD El marcador de tiempo seleccionado (Time Dial). :M Múltiplo de pickup (M > 1) Cunado se aplica en relés de estado sólido o relés basados en microprocesadores con un amplio rango de ajustes posibles, se recomienda limitar los valores de ajuste de marcador de tiempo y de pickup en incrementos de 0.5, tales como; 1.0, 1.5, 2.0, y evitar incrementos tales como 1.87 o 1.62. Se recomienda además que los relés de sobrecorriente no operen en valores de tiempo inferiores a 300 milisegundos, para fallas en las zonas adyacentes. La preocupación es que los relés instantáneos asociados con estas zonas deben completar su función y disparar los interruptores de circuito remoto (remote circuit breakers) antes de agotar el tiempo de espera de los relés de sobrecorriente. También se recomienda que los relés de sobrecorriente de tiempo operen en menos de 2 segundos para falla franca al final de la línea (o fin de zona).

2.2.3 Relé de Sobrecorriente Instantáneo (50) Un relé de sobrecorriente instantáneo es aquel que no presenta ningún retardo de tiempo intencional que opera cuando la corriente de entrada excede un predeterminado valor de pickup. Para ajustar estos relés se debe especificar la corriente de pickup y la relación de transformación de los transformadores de corriente. El relé de sobrecorriente instantáneo completa su operación cada vez que la corriente de entrada supera el setpoint. La Figura 45, muestra una curva de operación típica de un relé de sobrecorriente instantáneo. Generalmente las curvas tiempo-corriente, exhiben tiempos de operación menores a los 50ms cuando la corriente de entrada supera el 120% de la corriente de pickup y menores que 16ms cuando la corriente de entrara supera el 250% de la corriente de pickup. Las curvas de los relés de sobrecorriente instantáneos se trazan usando escalas logarítmicas tanto para el tiempo como para la corriente.


59

Figura 45 – Característica tiempo-corriente de un relé de sobrecorriente instantáneo.

Cuando se realiza el ajuste de un relé de este tipo se debe especificar la corriente de pickup y la relación de transformación de los transformadores de corriente. Es una muy buena práctica especificar además tanto los amperes de línea como los del relé. Se debe además verificar el conexionado de los T/C. Especificaciones típicas son las siguientes;

Relé Línea / T/C Relé de 10.0 Amp. Línea de 400 Amp. (2000/5 T/C) Relé de 15.0 Amp. Línea de 3600 Amp. (1200/5 T/C) Relé de 8.0 Amp. Línea de 3200 Amp. (2000/5 T/C)

Tabla 3 – Ejemplo de especificación de ajustes de relé de sobrecorriente instantáneo

2.2.4 Relé de Sobretensión (59) Un relé de sobretensión es aquel que opera cuando la tensión de entrada supera un valor predeterminado (pickup). Los relés de sobrevoltaje pueden ser instantáneos o poseer algún retardo de tiempo. Para realizar los ajustes de un relé de sobretensión se debe especificar el voltaje de pickup, el marcador de tiempo, y se debe documentar la relación de transformación de los transformadores de potencial. Los relés de sobretensión de tiempo comienzan su tiempo de operación cada vez que el voltaje de entrada supera el valor de setpoint. El relé de sobrevoltaje completa su función y cierra su contacto de salida cuando la duración del sobrevoltaje excede el retardo de tiempo descrito por la curva tiempo-voltaje. La Figura 46 muestra una curva de operación tiempo-voltaje típica para un marcador de tiempo y un valor de pickup. La Figura 47 muestra la característica tiempo-voltaje de un relé de sobretensión instantáneo.


60

Figura 46 – Curva tiempo-voltaje para un valor de pickup y un marcador de tiempo

Figura 47 – Curva tiempo-voltaje para un relé de sobrevoltaje instantáneo

Las curvas se trazan usando una escala logarítmica para el eje de tiempo y una escala numérica para el eje de voltaje. Cuando se va a especificar un relé de sobrevoltaje se debe especificar;

• El ajuste de valor de pickup • El ajuste de marcador de tiempo • La característica de tiempo inverso • La relación de transformación de los transformadores de potencial


61

Es una muy buena práctica especificar además, tanto el voltaje del relé, como el voltaje del sistema. Se debe verificar el conexionado de los transformadores de potencial T/P. Un ajuste típico sería el siguiente:

Relé Línea y T/P Curva y Marcador de Tiempo Relé de 132 V. Línea de 75.900 V. (69kV/120V T/P) Curva inversa, Marcador de tiempo #3 Relé de 126 V. Línea de 13.860 V. (13.2kV/120V

T/P) Curva muy inversa, 1.0 segundo de retardo a 132V

Tabla 4 – Ejemplos de ajuste de relés de sobretensión Cuando se va a especificar un relé de sobrecorriente instantáneo es necesario especificar el valor de pickup y la relación de los T/P. Es una buena práctica especificar además, tanto el voltaje del relé como el voltaje del sistema. Se debe verificar el conexionado de los T/P. Una especificación típica seria la siguiente:

Relé Línea / T/C Relé de 132 V. Línea de 75.900 V. (69kV/120V T/P) Relé de 132 V. Línea de 14.520 V. (13.2kV/120V T/P) Relé de 128 V. Línea de 245.333 V. (230kV/120V T/P)

Tabla 5 – Ejemplo de especificación de ajustes de relé de sobretensión instantáneo

2.2.5 Relé de Infratensión (27) Un relé de infratensión es aquel que opera cuando el voltaje de entrada cae por debajo de un valor predeterminado (pickup). Los relés de infratensión se usan como relés instantáneos. El relé de infratensión instantáneo debería completar su función cada vez que la tensión cae por debajo del valor de setpoint. Cuando se ajusta un relé de infratensión se debe especificar el valor de caída y la relación de transformación de los T/P. Una curva de operación típica se muestra en la Figura 48. La curva se traza usando una escala logarítmica para el eje de tiempo y una escala numérica para el eje de voltaje.


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Figura 48 – Curva típica de un relé de infratensión instantáneo

Cuando se especifica un relé de infratensión se debe indicar el ajuste de “caída” y la relación de transformación de los T/P. Es además una muy buena práctica especificar tanto el voltaje del relé como el voltaje de la línea. Se debe verificar el conexionado de los T/P. La siguiente es la especificación típica de un relé de infratensión:

Relé Línea / T/C Relé de 102 V. Línea de 58.650 V. (69kV/120V T/P) Relé de 108 V. Línea de 11.880 V. (13.2kV/120V T/P) Relé de 104 V. Línea de 200.000 V. (230kV/120V T/P)

Tabla 6 – Ejemplo de especificación de ajustes de relé de sobretensión instantáneo

2.2.6 Relé de Distancia (21) Un relé de distancia es un relé instantáneo que opera cuando la impedancia del circuito protegido cae por debajo de un valor límite predeterminado. Para realizar los ajustes de este tipo de relé, se debe especificar un punto balanceado de impedancia y se debe documentar las relaciones de transformación, tanto los T/C como los T/P. Para impedancias de circuito que se presentan en el punto de impedancia balanceada, el relé opera. Para impedancias de circuito que se presentan fuera del punto de impedancia balanceada, el relé no opera. Un relé de distancia tiene características como las mostradas en la Figura 49. La Figura 49 a), muestra la muestra una de dos impedancias características con un punto de balance, que es un círculo, centrado en el origen de un diagrama R-X. Si la impedancia de circuito cae dentro del círculo que describe el punto de balance para el relé, el relé actuará cambiando el estado de sus contactos de salida. Si la impedancia del circuito cae fuera del círculo que describe el punto de balance para el relé, el relé no actúa.


63

El relé de impedancia mostrado en la Figura 49 a), es no direccional. Se debe agregar supervisión a los relés de impedancia instantánea. La Figura 49 b) muestra una característica mho de doble zona (impedancia de Offset) con un punto de balance, que es un círculo, centrado en la “línea ángulo”. Sila impedancia del circuito cae dentro del círculo que describe el punto de balance del relé, el relé opera cambiando el estado de sus contactos de salida. Si la impedancia del circuito está fuera del círculo, el relé no opera. Los relés Mho son inherentemente direccionales. Cuando se aplica relés de distancia electromecánicos, el diámetro del punto de balance del relé se ubica a 60° o 75°, ya que el ángulo del diámetro no es ajustable.

Figura 49 – a) Impedancia característica, b) característica mho, c) característica de

reactancia, d) relé de tierra, característica de cuadrilátero.


64

La Figura 49 c) muestra la característica de un relé de doble zona de reactancia con un punto de balance que es una línea paralela al eje R. Si la impedancia del circuito cae por debajo de la línea que describe el punto de balance del relé, el relé opera cambiando el estado de sus contactos de salida. Si la impedancia del circuito está por sobre la línea, el relé no opera. Los relés de reactancia, generalmente se usan en combinación con un relé de impedancia. La Figura 49 d) muestra un cuadrilátero de doble zona, que es una característica formada por una figura de cuatro lados y cuatro ángulos. Si la impedancia del circuito cae en el interior del cuadrilátero que describe el punto de balance del relé, el relé opera cambiando el estado de sus contactos de salida. Si la impedancia del circuito cae fuera del cuadrilátero, el relé no opera. Para el ajuste de un relé de distancia es necesario especificar un valor de impedancia ohmmico para el punto de balance del relé y recopilar información, como la relación de transformación de los T/C, T/P y ángulo de Offset o ángulo de línea. La impedancia ohmmica debe especificarse en ohms reales de la línea y ohms reales del relé. Se debe verificar el conexionado y polaridad de los T/C y T/P. Una especificación típica de un relé de distancia podría ser la siguiente: Tipo de Relé: Relé de Impedancia Ajuste del Relé, Ohms del Relé: 6.0 Ohms, Ángulo de línea = 82° Ajuste del Relé, Ohms de la Línea: 17.25 Ohms, ángulo de la línea = 82° Relación T/C: 2000/5 Relación T/P: 138 kV / 120V (1150 / 1)

Ω=×Ω 0.6120/000.138

2/20025.17

2.2.7 Relé Diferencial (87) Un relé que por su diseño o aplicación pretende responder a diferencias entre cantidades eléctricas asociadas con el equipo protegido. La mayoría de los relés diferenciales se diseñan para compara corrientes de entrada y corrientes de salida (relé diferencial de transformador, relé diferencial de generador, etc.). Los relés diferenciales que comparan voltajes de entrada se usa en EHV para protección de condensadores. Dependiendo de la aplicación, los relés diferenciales pueden ser instantáneos o de tiempo corto (con aproximadamente 200ms de retardo), con retención fija o variable., e incluyen otras características que se han desarrollado para optimizar las aplicaciones del relé. Para seleccionar y ajustar este relé se requiere especificar la corriente/voltaje mínima de operación, porcentaje de retención, y las relaciones de transformación de T/P y T/C. La Figura 50 muestra una característica de operación típica de un relé diferencial para protección de transformador.


65

Figura 50 – característica de relé diferencial de transformador, corriente de operación

mínima 0,5A, 40% de retención.

2.2.8 Relé Direccional (87) Un relé direccional es aquel que funciona cuando la corriente de entrada se encuentra en una posición de fase predeterminada al compararse con una referencia o cantidad polarizante. Esta cantidad polarizante puede ser un voltaje o una corriente. Para realizar los ajuste de un relé direccional se debe ajustar el valor de pickup E x I o I x I, y se debe especificar la relación de fases entre las cantidades de entrada. Muchos relés direccionales operan en conjunto con relés de sobrecorriente o de distancia. Los relés direccionales no se diseñan con un retardo intencional de tiempo. La Figura 51-a) muestra característica de operación, de un relé direccional de tierra, con un ángulo de torque máximo de 45°. Cuando se ajusta este relé se debe especificar el voltaje polarizado, la relación de fase entre cantidad polarizante y cantidad de operación, el máximo ángulo de torque, la línea de torque cero, las relaciones de transformación de los T/C y T/P y los volt-amperes mínimos de operación para el ángulo de torque máximo.

(a)


66

(b)

Figura 51 –(a) Relé direccional de tierra, del tipo copa, polarizado por voltaje, (b) relé direccional de corriente, polarizado por corriente.

En la Figura 51-a) el voltaje de polarización Vpol es seguido por la corriente de operación IOper en 45°, cuando el torque es máximo; El producto VP por IO2 se encuentra en la zona de contacto cerrado; y el producto de VP por IO1 se encuentra en la zona de contacto abierto. La Figura 51-b) muestra una característica típica de un relé direccional de tierra, polarizado por corriente, con ángulo de torque máximo de 45° (IPol es seguido por IOper en 45°). Cuando se realizan los ajustes de un relé de este tipo, se debe especificar, la relación de fase entre la cantidad polarizante y las cantidades de operación, el ángulo de torque máximo, la línea de torque cero, las relaciones de los T/C, y los amperes mínimos de operación al ángulo de torque máximo. Un relé direccional de fase opera por el mismo principio de un relé de direccional de tierra. Cuando se está trabajando con relé de fase, se prefiere los relés tipo watt, como línea de torque máximo que ocurre cuando el voltaje y la corriente están en fase.

Figura 52 – Medición de componentes de secuencia cero

Los relés direccionales, responden a voltajes y corrientes que son proporcionales a las cantidades de operación. Si se ocupa un voltaje de secuencia cero como cantidad polarizante, se debe derivar el voltaje de secuencia cero vía transformadores de voltaje en delta abierto, o vía transformadores auxiliares de voltajes en delta abierto, o vía cálculos en un relé basado en microprocesador. Si se


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utiliza la corriente de secuencia cero como cantidad polarizante, se debe obtener la corriente de secuencia cero del neutro de un transformador delta estrella aterrizado, o del interior del delta de un transformador delta-estrella aterrizado, o vía cálculos realizados por un relé basado en microprocesadores. Las cantidades polarizantes de secuencia cero no se pueden obtener de los T/C’ que no están asociados con bancos de puesta a tierra. Los relés direccionales pueden responder a entradas de secuencia positiva, negativa y cero.


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Capítulo 3 Transformadores de Medida Los transformadores de medida cumplen la función principal de obtener una medición de las variables que se desea controlar (voltajes / corrientes). Sin embargo cumplen además otras funciones:

• Aislamiento: Los transformadores de medida entregan aislamiento de los circuitos de alta tensión hacia el relé y los circuitos de control de la protección que trabajan a voltajes menores y mucho más seguros para el personal que trabaja y mantiene estos sistemas.

• Normalización de las señales de medida: Los transformadores de medida entregan señales cuyos valores se ajustan a valores estándares que pueden ser manejados por relés de diferentes fabricantes.

• Transmisión de la señal: La distancia entre la ubicación de los transformadores de medida y los relés de protección podría llegar a ser importante y las señales medidas pueden transmitirse hacia el relé de protección siempre y cuando esta no supere los 100 o 150 metros. Cuando estas distancias son superadas se debe utilizar transmisores electrónicos de señales.

• Configuraciones Especiales: Si los transformadores de medida se interconectan adecuadamente se puede medir magnitudes de gran utilidad. Por ejemplo los esquemas de la figura permiten obtener los voltajes y corrientes de secuencia cero.

Figura 53 – Medición de componentes de secuencia cero

• Protección de Instrumentos: un punto de saturación del núcleo permite provocar una

elevado error negativo en el secundario de manera que ésta no se eleve a valores peligrosos para los instrumentos.


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3.1 Transformadores de Corriente A pesar que el rendimiento de los transformadores de corriente va a variar de aplicación en aplicación, según el tipo de protección, siempre se debe usar transformadores de alto performance. Los transformadores de corriente de buena calidad son más confiables, y en general dan menos problemas. La calidad de los transformadores de corriente es muy importante para los esquemas de protección diferencial, donde la operación de los relés está directamente relacionada con la precisión de los T/C tanto bajo en condiciones normales, como en condiciones de falla. Los transformadores de corriente para equipos de protección, pueden llegar a saturarse debido a elevadas corrientes de fallas cercanas al punto de instalación de los transformadores. Para evitar esta condición, se debe tener mucho cuidado que aún para la falla más crítica el T/C opere siempre en la zona lineal de la curva de magnetización. En estos casos el T/C debe ser capaz de suministrar suficiente corriente para que el relé opere correctamente. Los transformadores de corriente usados para equipos de medición en cambio, deben funcionar adecuadamente con bajas corrientes y no soporta tensiones elevadas, ya que estas podrían llegar a dañar los equipos de medida conectados a sus secundarios.

Figura 54 – Característica de tensión de los T/C.

Los T/C usados para equipos de medición se fabrican con aleaciones hierro-niquel (más fácilmente saturable), mientras que aquellos que se utilizan en protección se fabrican en acero al silicio. Los fabricantes suministran las curvas de saturación del transformador. La Figura 54 muestra las relaciones de magnitud entre la curva de un T/C de de medida y un T/C de protección.


70

3.1.1 Circuito Equivalente La Figura 55-a) muestra un circuito equivalente simplificado de un transformador de corriente donde n2ZH representa la impedancia del devanado primario referida al secundario y la impedancia del secundario se representa como ZL. Los valores Rm y Xm representan las pérdidas y excitación del núcleo.

Figura 55 – Circuito equivalente del transformador de corriente

El circuito equivalente puede simplificarse al arreglo mostrado en la Figura 55-b), donde se ha ignorado ZH ya que tiene una pequeña influencia en IH/n o el voltaje a través de Xm. La corriente que fluye a través de Xm es la corriente de excitación Ie.

Figura 56 – Diagrama fasorial del transformador de corriente

La Figura 56 muestra el diagrama fasorial con la caída de tensión exagerada por claridad. En general ZL es resistivo e Ie retraza a Vs en 90°, de modo que la principal fuente de error es Ie. Observe que el efecto de Ie es hacer que IL retrase y sea más pequeña que IH/n, la corriente del primario referida al secundario.


71

3.1.2 Errores Los errores en la medición realizada con T/C se deben principalmente a la circulación de la corriente de magnetización Ie. La magnitud del error es la diferencia entre IH/n e Ie y es igual a IxR. La componente de Ie en fase con IL.

El error de amplitud se determina mediante: ( ) %100%1

12 ×−

=I

IkIe

Con 1

2

2

1

NN

IIk == , la relación de transformación.

El error de fase representado por Θ, está relacionado con Iq, la componente de Ie que está en cuadratura con IL. La magnitud de error de fase y magnitud depende del desplazamiento relativo entre Ie e IL, pero ninguno de ellos puede superar el error vectorial de Ie. Cabe señalar que para una carga moderadamente inductiva, IL e Ie, se encuentran relativamente en fase y solo existe un pequeño error de fase y la componente de excitación aporta solamente al error de magnitud.

3.1.3 Saturación AC El error de los T/C es consecuencia principalmente de la corriente de magnetización y para poder estimarlo se debe conocer la curva de magnetización. La corriente de magnetización depende de la sección transversal, el largo del circuito magnético, el número de vueltas en el devanado, y la característica magnética del material. El voltaje en la rama de magnetización es directamente proporcional a la corriente secundaria. De esto se puede concluir que cuando la corriente primaria y en consecuencia la secundaria se incrementa, esta corriente alcanza un punto en el que comienza la saturación del núcleo y la corriente de magnetización se vuelve lo suficientemente elevada como para producir un error excesivo. La muestra una relación típica entre voltaje secundario y corriente de excitación. En los estándares europeos el punto Kp es llamado saturación o punto de codo de saturación y se define como el punto en el que un incremento en el voltaje de excitación de un 10% produce de 50% en la corriente de excitación.

Figura 57 – Definición del punto de codo de saturación en una curva de excitación de T/C

de acuerdo a los estándares europeos.


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Este punto en los estándares ANSI/IEEE se define como la intersección entre la curva de magnetización y una recta a 45° como se indica en la Figura 58. El punto de codo de saturación ocurre (knee point) a un voltaje más elevado que para el estándar ANSI/IEEE.

Figura 58 – Curva de magnetización típica para un T/C multi-relación de acuerdo al

estándar ANSI/IEEE C576.13 – 1978.

3.1.4 Burden y Clase de Precisión La carga de un transformador de corriente expresada en Ohms es llamada Burden y puede expresarse también en VA si se conoce la corriente máxima que puede circular por el secundario sin que exista saturación del transformador mediante (VA) = I2xZ. El burden de un T/C es el valor en Ohms de la impedancia del lado secundario del T/C debido al relé y a las conexiones entre el C/T y el relé. A modo de ejemplo se indican los burdens estándar de T/C con una corriente nominal secundaria de 5A como se muestra en la , basada en el estándar ANSI/IEEE C57.13.


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Tabla 7 – Burdens estándar para T/C de 5A de corriente secundaria de acuerdo al

ANSI/IEEE C57.13 La publicación 185 IEC (1987) especifica la “clase de precisión” de los T/C seguida de una letra M o P, que denota si el transformador es adecuado para fines de medida (M) o para fines de protección (P). La entrega los límites de error para fase y magnitud de T/C de medida y protección.

Tabla 8 – Límites de error para transformadores de medida.


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Tabla 9 – Límites de error para transformadores de protección.

Los T/C con clases marcadas como ext denota transformadores de corriente con rango extendido con una corriente nominal continuada de 1,2 a 2 veces la corriente nominal de placa.

3.1.4.1 Consumo de los Aparatos Los consumos de los aparatos dependen del tipo y forma constructiva. De esta forma los valores que se entregan a continuación son meramente orientativos. Pueden usarse con buen juicio cuando no se tiene más datos, pero en general se debe obtener esta información de cada fabricante.

Tabla 10 – Consumo en VA de bobinas amperimétricas más usuales.

3.1.4.2 Consumo de los cables El consumo de los cables se determina mediante:

sLKVA ×=

Donde


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K = 0,5 para T/C de 5A de corriente secundaria K = 0,02 para T/C de 1 A de corriente secundaria L = es la longitud total de los conductores desde el T/C hasta el aparato (ida y vuelta) s = La sección de los cables de conexión. Un método alternativo consiste en utilizar los datos indicados en la Tabla 11 con la siguiente fórmula:

LKVA ×= Donde; K = es el consumo indicado en la Tabla 11. L = es la longitud total de los conductores desde el T/C hasta el aparato (ida y vuelta)

Tabla 11 – Consumo de los cables en VA para distintas secciones y valores secundarios

de corriente.

3.1.5 Especificación de los Transformadores de Corriente ANSI/IEEE Cuando se selecciona un transformador de corriente, es importante asegurar que el nivel de falla y las condiciones normales no resulten en la saturación del núcleo y que el error no exceda los límites aceptables. Podemos considerar tres métodos para alcanzar este objetivo:

1. Cálculo basado en fórmulas 2. Uso de las Curvas de Magnetización de los T/C 3. Uso de los datos de Clase de Precisión de los T/C.

Los primeros dos métodos entregan información precisa para la selección del transformador de corriente y el tercero solo entrega una estimación cualitativa. Para los tres métodos se debe haber determinado el voltaje secundario ES. Si la impedancia del circuito magnético Xm es elevada, esta puede eliminarse del circuito equivalente haciendo ES = VS y luego;

( )BCLLS ZZZIV ++= Donde Vs es el voltaje rms inducido en el secundario cuando IL es la máxima corriente del secundario en amperes. Esta corriente puede determinarse dividiendo la máxima corriente de falla


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del sistema por la relación de transformación de transformación); ZB es la impedancia externa conectada, ZL = la impedancia del devanado secundario, ZC = la impedancia de los conductores.

3.1.5.1 Calculo Basado en Fórmulas Este método utiliza la ecuación fundamental del transformador;

voltsBNAfVS9

max 1044,4 −×⋅⋅⋅⋅= Donde: f : es la frecuencia en Hz. A: área de la sección transversal del núcleo en (cm2) N: número de vueltas Bmax= densidad de flujo en (líneas/m2) Ejemplo: Un T/C de 2000/5 tiene un núcleo de hierro de alta permeabilidad, una sección transversal de 20.97 cm2 y una resistencia de devanado secundario de 0,31 Ohms. La impedancia del relé incluida las conexiones es de 2 Ohms. Determine si el T/C se satura con una corriente de falla de 35kA a 50Hz. Solución:

Si el transformador de corriente no se satura se tiene que AI L 5.872000

5000.35 =×= .

4005

2000==N

( ) VVS 1.202231.05.87 =+×=

Ahora [ ]28

8max 853.1040097,205044,4

101,2021044,4

cmlíneasNAf

VB S =⋅⋅⋅

×=

×⋅⋅⋅=

−

En un transformador de performance normal la densidad de flujo varía entre 4.000 gauss y 12.000 gauss. Debido a que el nivel de densidad de flujo es relativamente bajo para un núcleo de alta permeabilidad, el transformador de corriente no funcionará saturado. De cualquier forma, se debe obtener al valor de Bmax del transformador de corriente, para estar completamente seguro.

3.1.5.2 Uso de las curvas de magnetización Los fabricantes entregan curvas típicas de excitación de los T/C que establecen el valor rms de la corriente obtenida la aplicar un voltaje rms de secundario, con el primario en circuito abierto. Las curvas entregan la magnitud de la corriente de excitación para obtener un voltaje secundario de valor específico. El método consiste en producir una curva que muestre la relación entre la corriente primaria y secundaria para unas condiciones de tap y carga especificadas, como se muestra en la Figura 59.


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Figura 59 – Uso de la curva de magnetización.

Se comienza con cualquier valor de corriente de secundaria y con la ayuda de la curva de magnetización se puede determinar el valor de la corriente correspondiente al primario. El proceso se resume en los siguientes pasos:

1. Se supone un valor de IL. 2. Se calcula VS de acuerdo con ( )BCLLS ZZZIV ++= . 3. Se ubica el valor de VS en la curva de magnetización, para el tap seleccionado y se

encuentra su correspondiente valor de corriente de magnetización Ie. 4. Se calcula IH como ( )eLH IInI += . 5. Esto entrega un punto de la curva IL versus IH. El proceso se repite hasta construir

completamente la curva. Este método incurre en un error al calcular IH ya que se suma aritméticamente ( )eL II + cuando en realidad es una suma fasorial, lo que implica no tomar en cuenta el ángulo de la rama de magnetización. Sin embargo, este error es pequeño permite realizar los cálculos con relativa precisión. Después de construir la curva debería verificarse que la corriente primaria cae dentro de la zona de saturación. Si no es así, se deberá cambiar el tap del transformador y repetir el proceso hasta que la corriente de falla quede dentro de la zona lineal.

3.1.5.3 Uso de los datos de la clase de precisión La clase de precisión ANSI de un T/C (Estándar C57.13) es descrita por dos símbolos - una letra y una tensión nominal, las cuales definen la capacidad del T/C. La letra C indica que la relación de transformación se puede calcular, mientras que T indica que la relación de transformación se puede determinar por medio de pruebas. De esta manera, existe solo dos clases estándares; Clase C y clase T. El desempeño de los transformadores clase T es difícil de evaluar mediante cálculos, para lo cual el fabricante entrega las curvas (Figura 60). Estas designaciones van seguidas de un número que indica el voltaje secundario terminal que el transformador puede entregar con un burden estándar de 20 veces la corriente nominal del secundario, sin exceder de un 10% en la razón de transformación. Para los relés las clases son 100, 200, 400 y 800 correspondientes a los burdens B-1, B-2, B-4 y B-8 respectivamente con un factor de potencia de carga de 0.5.


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El burden es el número de ohms obtenido de dividir el voltaje nominal por 20 veces la corriente nominal secundaria. Así por ejemplo, con los 800V asociados al burden B-8, tenemos;

Ω=×

8205

800A

V .

Si la corriente secundaria es menor, el burden puede se más elevado en proporción, sin embargo, esto no aplica si la corriente es más elevada. Entonces un T/C de 400V pasará 100A (5A x 20) con un burden de 4 Ohms o menos, con no más de un 10% de error en la relación de transformación. Correspondientemente, puede pasar 50A con un burden de 8 Ohms sin incurrir en un error superior al 10%.

Figura 60 – Característica típica de sobre corriente para T/C clase T (figura 5 de

ANSI/IEEE C57.13) La clasificación C incluye a los T/C con devanados uniformemente distribuidos y otros TC con un flujo de dispersión que tiene un efecto insignificante en la relación, dentro de límites definidos. La clasificación T incluye los CTs cuya dispersión del flujo afecta considerablemente la relación de transformación.


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Por ejemplo, con un CT de la clase C-100, la relación puede ser calculada y el error no debe exceder el diez por ciento si la corriente secundaria no se aplica fuera del rango de 1 a 20 veces la corriente nominal y si la carga no exceder de 1 Ω (1 Ω x 5 A × 20 = 100 V) con un factor de potencia mínimo de 0,5.

Figura 61 – Capacidad de voltaje secundario para diferentes T/C clase C

Estas clases de precisión son sólo aplicables para bobinas completas. Al considerar un devanado provisto de taps, cada toma tendrá una capacidad de tensión proporcionalmente menor, y en consecuencia, sólo puede alimentar a una parte de la carga sin exceder el diez por ciento de límite de error. La carga permisible se define como ZB = (NpVc) / IO0, donde ZB es la carga máxima admisible para un tap dado del T/C, Np es la fracción del número total de vueltas que se utiliza y Vc es la capacidad de tensión de ANSI para la completa CT. Ejemplo 1 La corriente de falla máxima en un circuito dado es de 12 000A. La relación nominal C/T es de 1200 / 5 y el T/C es para ser utilizado con un tap de 800 / 5. La clase C/T es C-200, la resistencia de la secundaria es de 0,2 Ω, la carga total de secundaria es de 2,4 Ω y el factor de potencia es de 0,6. Determinar si, en la ocurrencia de una falla, el error será superior al diez por ciento. Solución La resistencia del secundario del T/C puede ser ignorada, ya que, por definición, la clase C-200 indica que el T/C puede soportar 200 V más la caída producida por la resistencia del secundario


80

con un rango de corriente igual a 20 veces el valor nominal y con un factor de potencia tan bajo como 0.5. A pesar de ello, las caídas de tensión en el secundario puede ser ignorada si la corriente no supera los 100 A. Para el ejemplo dado, IL = 12.000 × (5 / 800) = 75 A. La carga admisible está dada por:

( )

667,01200800100

==

=

P

CPB

N

VNZ

Y así;

Ω=×

= 334,1100

200667,0A

VZ B

Como la carga del circuito, 2,4 Ω, es más que el máximo permitido (1,33 Ω), entonces el error puede ser superior a diez por ciento durante una falla de 12 000 A, que se traduce en una corriente máxima de secundaria de 75 A.

Usando las curvas de la Norma Si se utiliza la curva de magnetización de la Figura 58, se obtiene la siguiente información; Impedancia interna para un transformador de 800/5; Ω= 41,0SZ Ahora el voltaje secundario desarrollado en falla será; ( ) VAVS 75,21041,04,275 =Ω+Ω×=


81

Podemos apreciar de la curva de la Figura 58, que con este valor de voltaje se supera el codo de saturación del transformador. Ejemplo 2: Selección de transformadores de corriente para las siguientes condiciones; Corriente de carga; 90A Corriente de falla trifásica máxima: 2500A Corriente de falla mínima: 350A Solución:

Seleccionando la relación de transformación Se selecciona la relación de transformación de manera que la corriente máxima de corta duración o permanente no exceda los límites térmicos del T/C y del equipamiento conectado al secundario del T/C. La práctica convencional por años ha sido fijar la corriente justo a 5A, para la carga máxima. Siguiendo esta práctica, seleccionamos la relación de transformación del T/C de 100:5 (Rc=20). Esto entrega una corriente máxima secundaria, cuando la carga es de 90A, de Is = 90/20 = 4.5A (la corriente del primario dividida por la relación de transformación).

Seleccionando el tap del relé (Para un relé de sobrecorriente de fase) Los taps de sobrecorriente representan la mínima corriente de pickup (o corriente de operación) de un relé de sobrecorriente. Luego se escoge un tap más elevado que el de la carga máxima; en este ejemplo mayor que 4,5A. Cuanto más elevada? Está basado en las características del relé, la experiencia y el criterio. No hay problema si en un relé de sobrecorriente de tiempo la corriente de pirck up es temporalmente superada por una corriente de arranque, de carga en frío, o de

210V


82

Offset siempre y cuando esta disminuya por debajo de la corriente de pick up disminuya antes de la operación del relé. Esto puede ser necesario cuando la diferencia entre la corriente de carga máxima y la corriente de falla mínima, es pequeña. Se selecciona un tap pequeño de 5A. La razón sobre la carga es 5A/4,5A = 1,1 pu. Esto entrega un pequeño margen para un posible pequeño aumento de la carga continua, pero un margen importante en el caso de sobrecorrientes transitorias (como las corrientes de carga en frío) para un relé del tipo inverso. La falla mínima en el secundario del transformador será 350A/20 = 17,5A y en el relé corresponde 17,5A / 5A = 3,5 veces la corriente mínima de pickup, lo que es deseable para cualquier posible restricción de la falla (disminución de la corriente de falla mínima). Si el tap seleccionado fuera 6A, luego, el margen sobre la carga sería mayor (6A/4,5A = 1,33), pero tendríamos un margen más pequeño (17,5A/6A =2,9) sobre la corriente de pickup.

Determinando la carga total conectada al secundario (Burden) en Ohms La determinación de la carga total conectada al secundario debe incluir todas las impedancias entre los transformadores de corriente y el equipamiento (relé) en el circuito la fase. Los datos del relé deben obtenerse del fabricante de cada relé en particular. La Tabla 12 y la Tabla 13 muestran los datos de burden correspondientes a relés electromecánicos de inducción GE a modo de ejemplo;

Tabla 12 – Burden de relé de sobrecorriente para corriente de secundaria de 5A.


83

Tabla 13 – Burden (5A) relé GE 12IAC80L a) de inducción de tiempo de sobre corriente, b) relé instantáneo.

Los burden de los relés de estado sólido son muy bajos y relativamente constantes con el tap del relé. En estos casos el burden del cable es mayor que el de la carga de los T/C. En nuestro ejemplo usaremos el tap 5A para relé electromecánico cuyo burden es de 2,64VA a 5A, y 580VA a 20x5A = 100A. Los conductores desde el relé hasta los T/C tiene 0,4 Ohms. Una práctica común es usar cables N°8 o N°10 AWG para disminuir la resistencia y minimizar el daño a las conexiones. El burden total secundario a la corriente de pickup es;

El burden del relé 2,64/52 = 0,106 Ω. La resistencia total de los cables = 0,40 Ω. Total = 0,506 Ω (a 5A).

La impedancia total conectada al secundario a 20x5A = 100A.

El burden del relé 580/1002 = 0,058 Ω. La resistencia total de los cables = 0,40 Ω. Total = 0,458 Ω (a 100A).

Es normal en los relés electromecánicos que tienden a saturarse con corrientes elevadas. Luego, su impedancia interna disminuye y se vuelve más resistiva. Para estos relés, los fabricantes entregarán datos sobre el burden a distintos niveles de corriente. Es práctica frecuente sumar los burdens y las corrientes aritméticamente, pero teóricamente deberían combinarse fasorialmente. Si el desempeño es marginal se recomienda realizar las sumas fasorialmente, de otra forma se puede realizar la suma directamente.

Desempeño de T/C clase C en base al estándar ANSI/IEEE Para este ejemplo, se ha preseleccionado un T/C 600:5 multirazón C100. Con esta carga hubiese sido preferible preseleccionar un transformador de razón menor, pero muchas veces se selecciona la los T/C antes que se conozcan datos adecuados del sistema. La elección de una razón elevada es pensada para proveer un rango amplio de posibilidades, sin embargo esto puede traer problemas como se verá. Se determina el voltaje máximo que el T/C desarrolla durante un evento de falla:

VAVgh 25,57458,020

2500=Ω×=

Pero el T/C 600:5, clase C100 ajustado en el tap 100:5 solo puede desarrollar:

VVVNV pgh 67,16100600100100 =×=×=


84

Por lo tanto la máxima corriente de falla provoca una fuerte saturación del T/C, resultando en una falla u operación incorrecta de la protección; Consecuentemente no puede usarse esta aplicación. Esta aplicación tampoco puede usarse con relés de estado sólido de bajo burden. Si consideramos cero el burden de un relé electrónico, tendríamos solamente el burden de los cables, y luego;

VAVgh 5040,020

2500=Ω×=

El voltaje desarrollado es aún más elevado que la capacidad del T/C en el tap 100:5 que es de solo 16,67V. Una alternativa es usar el tap 400:5 (RC = 80), del T/C de 600:5. Ahora para la carga máxima se tendrá 90A/80 = 1,125A, y se podría seleccionar un tap de relé de 1,5A. Esto entrega un margen de 1,5A/1,125A = 1,33 entre el pickup del relé y la carga máxima y por otro lado, un margen de 2,9 entre la corriente de pickup y la falla mínima (350A/80 = 4,38A; 4,38A/1,5A = 2,9 pu) La carga del relé en este tap a 100A es 1,56 Ω. (sin embargo, para un relé electrónico podría llegar a ser mucho menor)

El burden del relé = 1,56 Ω. La resistencia total de los cables = 0,40 Ω. Total = 1,96 Ω (a 100A).

El voltaje en el secundario en condición de falla máxima con este tap es;

VAVgh 25,6196,180

2500=Ω×=

La capacidad del T/C en el tap 400:5 es;

VVVNV pgh 67,66100600400100 =×=×=

El voltaje generado en el secundario del T/C en condición de falla máxima 61,25V es menor que la máxima capacidad de voltaje secundario 66,67V sin perder la precisión del 10%.

Desempeño de T/C clase C en usando las curvas de excitación El método que usa los datos ANSI/IEEE mostrado anteriormente en este ejemplo, entrega una primera evaluación, que usualmente es bastante adecuada. Cuando se desea resultados más precisos se debe usar el método de las curvas de excitación. La curva de excitación entregada por el fabricante se muestra en la siguiente figura:


85

Cuando se utiliza este método, se debe considerar la resistencia del devanado secundario del T/C. Este dato se obtiene de la figura para el tap 400:5 como 0,211Ω. Ahora;

El burden del relé = 1,56 Ω. La resistencia total de los cables = 0,40 Ω. La resistencia del secundario = 0,211 Ω. Total = 2,171 Ω.

El voltaje desarrollado a 1,5A en el relé es;

VAVgh 26,3171,25,1 =Ω×= AIe 024,0=

Sumando directamente las corrientes 1,5A + 0,024A, en el peor de los casos la corriente primaria será AAI P 92,12280524,1 =×= que es menor que la corriente mínima de falla de 350A. La relación entre estas corrientes será 350A/122,92A = 2,85 (que antes calculamos despreciando la rama de magnetización como 2,92 (350A/80 = 4,375; 4,375A/1,5A = 2,92). Para el nivel de falla máxima tenemos 2500A/80 = 31,25A en el secundario;

VAVgh 84,67171,225,31 =Ω×= AIe 16,0=


86

A pesar que se encuentra cercano al codo de saturación, la pequeña corriente de excitación no disminuye significativamente la corriente de falla en el relé.

3.1.6 Especificación de los Transformadores de Corriente IEC

3.1.6.1 Clase de Precisión Define los límites de errores garantizados sobre la razón de transformación y sobre el desfase en las condiciones especificadas de potencia y de corriente.

3.1.6.2 Clase de precisión particular La clase X es una clase de precisión definida por la norma inglesa BS 3938. Igualmente ha de ser definida en la futura norma CEI 60044-1 bajo el nombre de PX. Esta clase necesita el valor mínimo de la tensión de Vk del TC («knee point» para los ingleses). Impone también un valor máximo de Rct (resistencia del arrollamiento secundario del TC). Algunas veces, necesita el valor máximo de la corriente magnetizante Io para la tensión en el codo. Si se considera la curva de magnetización V (Io) del TC, la tensión de codo Vk se define como la correspondiente al punto de la curva a partir de la cual un aumento del 10% de la tensión implica un aumento del 50% de la corriente magnetizante Io. La clase X corresponde a una precisión de medida mejor que las clases 5 P y, necesariamente por tanto, que 10 P.

Figura 62 – Tensiones correspondientes a diferentes clases de T/C.

Siempre es posible encontrar una equivalencia entre un TC definido en clase X y un TC 5 P, eventualmente 10 P.


87

3.1.6.3 Tensiones de Codo «knee point» La tensión de codo Vk queda determinada por el punto de la curva Vs (Im) a partir del valor en el que un aumento del 10% de la tensión produce un aumento del 50% de la corriente magnetizante:

• tensión que depende del límite de precisión del TC de clase 5P: V(5P) = Vs1, • tensión que depende del límite de precisión del TC de clase 10P: V(10P) = Vs2, • tensión que depende del factor de seguridad

Fs V(Fs) = Vs2, puesto que el factor de seguridad depende de un límite de precisión del 10% como en el TC de clase 10P. Estas diversas tensiones Vk < V(5P) < V(10P) dependen cada una del valor de la inducción. Con los materiales que se utilizan normalmente en la fabricación de los TC, se tiene, por ejemplo:

• Vk correspondiente a 1,4 tesla, • V(5P) = Vs1, correspondiente a 1,6 tesla, • V(10P) = Vs2, correspondiente a 1,9 tesla, • V(Fs) = Vs2, que corresponde también a 1,9 tesla.

Figura 63 – Tensiones correspondientes a las diferentes clases de T/C.

Se pueden deducir las siguientes razones:

6,14,1

1

=S

k

VV ;

6,14,1

2

=S

k

VV ;

9,16,1

2

1 =S

S

VV ; etc.

Cuando se conoce una de estas tensiones, es sencillo deducir las otras.

3.1.6.4 Factor de Sobreintensidad Primaria Se define como:


88

pn

terSI I

sIK 1=

Las intensidades primarias nominales son; 10 12,5 15 20 25, 30 40 50 60 75 A. Debe cumplirse siempre que; tII ccstre ⋅≥ (max))1(

3.1.6.5 Factor de Seguridad (FS) Aplica a los transformadores destinados a contaje y medida. Siendo ILP la corriente primaria a partir de la cual el núcleo magnético alcanza la saturación, y por tanto la corriente secundaria ya no aumenta más, se denomina «factor de seguridad» FS a la relación entre esta intensidad ILP y la nominal primaria, o sea FS = ILP / IPN. Este factor de seguridad FS «garantiza» pues, que cualquiera que sea la corriente por el primario, la intensidad secundaria no será en ningún caso superior a un determinado valor, no peligroso para los aparatos alimentados por el TI. Normalmente: 2,5 < FS < 10. Para alimentación de contadores es muy frecuente 3 < FS < 5

3.1.6.6 Factor Límite de Precisión (FLP) Se denomina «intensidad límite de precisión» ILP a la intensidad primaria, superior a la nominal IPN, para la cual el TI mantiene aún una determinada precisión, o sea no sobrepasa aún cierto margen de error. Se denomina «factor límite de precisión» (en adelante FLP) a la relación entre esta corriente límite de precisión y la nominal primaria, o sea FLP = ILP / IPN. Los valores normalizados de FLP son:

5 - 10 - 15 - 20 – 30 Este FLP «garantiza» pues que el TI no se saturará antes de un valor determinado de corriente primaria, y por tanto, que la corriente secundaria que circula por el relé de protección, seguirá reflejando con suficiente precisión el valor de la corriente primaria. Si la corriente primaria aumenta por encima de la intensidad límite de precisión ILP del TI, el error de medida va siendo cada vez mayor, hasta llegar el núcleo del TI a la saturación, y con ello limitar el valor de la corriente secundaria En todo TI, existe siempre una relación constructiva entre la potencia nominal de precisión Sn y el factor límite de precisión FLP, la cual se expresa en la siguiente fórmula:

( )2SNTIn IRSFLP ×+

donde: FLP: factor límite de precisión, Sn : potencia nominal de precisión (VA), Isn : intensidad nominal secundaria (A), RTI : resistencia del arrollamiento secundario.


89

En TI de secundario 5 A, 0,2 a 0,4 Ω típicamente en TI de protección. En TI de secundario 1 A, del orden de 1,5 a 3,5 Ω, en TI de protección. Por tanto, para cualquier otro consumo S en VA diferente (mayor o menor) de la potencia nominal Sn, se cumple:

( ) ( )22 ' SNTISNTIn IRSFLPIRSFLP ×+=×+ Donde: FLP’ es el factor límite de precisión que corresponde al consumo real de los aparatos y conductores conectados al secundario del transformador.

3.1.6.7 Potencia de Precisión (VA) Es la potencia que debe suministrar el TI en VA que se consume en los cables de unión del TI con el aparato de medida y/o protección y en el propio aparato Valores de potencia de precisión normalizados (VA): 1 - 2,5 - 5 - 10 - 15 – 30 (VA) Para la elección de la potencia nominal de precisión Sn, y del factor límite de precisión FLP de los TI para alimentar relés, debe tenerse en cuenta las siguientes condiciones: La intensidad que puede llegar a circular por el relé no debe ser en ningún caso superior a 80 veces la corriente nominal secundaria ISN del TI,o sea Imáx ≤ 80 ISN. Así por ejemplo, en TI de secundario 5 A, la intensidad por el relé no debe ser nunca superior a 80 x 5 = 400 A. Esta condición viene impuesta por la norma CEI-255, la cual fija como corriente térmica límite para los relés Iter = 80 ISN, durante un segundo. (Para otros tiempos «t», rige la fórmula

tII tter ×=× 22 1 ). En consecuencia, debe cumplirse que FLP’ < 80. Para la intensidad de reglaje Ir del relé, debe cumplirse que FLP’ ≥ 2 Ir / ISN, siendo FLP’ el factor límite de precisión real, o sea, el correspondiente a la carga real S del TI, e ISN la corriente nominal secundaria. Ejemplo 1 Determinar la potencia nominal de precisión SN y el FLP de un TI para alimentar un relé SEPAM y un convertidor de intensidad 4-20 mA. Intensidad secundaria: 5 A Resistencia secundaria: 0,3 Ω, Consumo del relé: 0,25 VA, Consumo del convertidor de intensidad: 1 VA. Conexión entre el TI y el relé más el convertidor ubicados ambos en el depto. De BT de la cabina de MT con los TI: línea de 4 m con conductor de 2,5 mm2 cobre. Solución: Consumo de línea:


90

0,5 (2 x 4)/2,5 = 1,6 VA. Consumo total: S = 0,25 + 1 + 1,6 = 2,85 VA. En base a la fórmula y la condición antes indicadas: FLP (SN + 0,3 x 52) = 80 (2,85 + 0,3 x 52) FLP (SN + 7,5) = 828 Si se elige para Sn el valor normalizado de 15 VA:

8,365,715

828=

+=FLP

Se toma pues el valor normalizado inmediato inferior de 30, con lo cual el FLP’ correspondiente a la carga real S será:

( ) 80655,785,25,71530' <=

+

+=FLP

Queda así asegurado que la corriente por el relé no llegará nunca a 80 In. De esta manera;

FLP (30) < FLP’ (65) < 80 El TI será pues 15 VA 5P30. Condición de reglaje: Ir/Isn ≤ 65/2.

3.1.6.8 Datos Característicos de un T/C IEC 60044-1. Ejemplo de un TC de protección:

• intensidad primaria asignada: 200 A, • intensidad secundaria asignada: 5 A,

Potencia de precisión: Pn = 15 VA. Factor límite de precisión: FLP = 10. Para I = FLP x In, su precisión es 5% (5P),

3.1.6.9 Influencia de la carga en el factor límite de precisión Recordemos que el esquema equivalente simplificado del captador de corriente magnética es el que se representa en la Figura 64.


91

Figura 64 – Esquema equivalente de un T/C.

Aplicando la ley de Ohm a este esquema, se puede escribir: V = I2 (Rct + R), siendo: Rct: resistencia del arrollamiento secundario del TC, R: resistencia de la carga Rp, incluido el cableado, si I2 = FLP x In; y R = Rn = Pn / (In)2,

Vn = FLP x In (Rct + Rn) si I2 = FLP x In; y R = Rp = Pr / (In)2,

Vr = FLP x In (Rct + Rp). Con Vn: Voltaje nominal secundario Rn: Carga nominal secundaria Vr: Voltaje real en el secundario Pr: Carga real conectada al secundario En la Figura 65, se puede ver que, si Rp es mucho menor que Rn, el codo de saturación del captador está lejos de alcanzar el factor límite de precisión FLP (kn) previsto.

Figura 65 – Puntos de funcionamiento del T/C (captador) con diferentes cargas.

El factor límite de precisión real que corresponde a la carga real (protección + cableado) se puede calcular. Se trata del FLP´ = Kr en el que se alcanza el codo de saturación Vn:


92

Vn = FLP x In (Rct + Rp). Si Rp es menor que Rn resulta que FLP’ (kr) > FLP (kn). Combinando las ecuaciones;

pct

nctnr RR

RRkk+

+×=

O también;

ri

ninr PP

PPkk+

+×=

Donde:

2ncti IRP ×= = pérdidas internas del captador de corriente con In, 2nnn IRP ×= = potencia de precisión del captador de corriente, 2npr IRP ×= = consumo de la carga real del captador de corriente con In.

3.1.6.10 Cómo calcular las tensiones características para un TC definido en clase 5P ó 10P Por ejemplo: Supongamos un TC 10 VA-5P15 con una razón de transformación 2000/5. «10 VA-5P15» significa que, cuando tiene una carga igual a su carga nominal 2

)min( nalnoP IVAR = , se garantiza que la precisión del TC es mejor que el 5% hasta 15 In. A partir de aquí basta referirse al esquema equivalente del TC y a la ley de Ohm para tener el valor V(5P) o Vs1 (ver Figura 66)

Figura 66 – Cálculo de la tensión característica de un T/C.

Simplemente; ( )PctSS RRIV +=1

O sea;

( )PctnS RRIV +×= 151


93

Esta relación indica que el conocimiento de la resistencia interna del arrollamiento secundario del T/C es absolutamente necesario para hacer la correlación entre las diversas definiciones posibles del T/C. Solemos decir que una buena definición de un T/C implica, en todos los casos, el valor Rct. En nuestro caso, si suponemos que Rct = 0,6 Ω,

Y con Ω== 4,0510

2PR , tenemos;

( ) VVS 754,06,05151 =+⋅×=

Este es el voltaje al cual se alcanza el codo de saturación. El voltaje generado en el secundario del T/C durante una condición de falla en el sistema no debe superar este valor de voltaje. A partir de las relaciones deducidas anteriormente:

6,14,1

1

=S

k

VV ;

6,14,1

2

=S

k

VV ;

9,16,1

2

1 =S

S

VV ; etc.

Se puede determinar el voltaje equivalente para un T/C P10:

VVVV SS 89756,19,1

6,19,1

12 =×=×=

3.1.6.11 Equivalencia entre diversas definiciones posibles de un mismo TC En muchos casos es necesario hacer malavarismos entre las diversas características de los TC: razón de transformación, potencia, clase, FLP. A veces, para salir de una situación difícil, pero también para poder utilizar TC estándar, disponibles en el mercado, más baratos y de comprobada eficacia. A pesar de esto, hay que recordar que las únicas constantes de un TC son su curva de magnetización y su resistencia, y también, su razón de transformación.

Cómo pasar de Pn1 -5Pk1 a Pn2 -5Pk2 Vs1 y Rct son datos fijos

+==

+=

+= 22

222

111 ..

n

nictni

n

nctn

n

nctnS I

PRIkIPRIk

IPRIkV

• Si Pn2 es obligatorio


94

12

12 k

PPPPk

ni

ni

+

+= o 1

22

12

2 kPIRPIRk

nnct

nnct

+

+=

• Si k2 es obligatorio

inn PkkP

kkP

−+= 1

2

11

2

12 o 2

2

11

2

12 1 nctnn IR

kkP

kkP ×

−+=

Cómo pasar de de Pn1 -5Pk1 a Pn2 -10Pk2 Por un lado se tiene:

+=

+=

22

22

21

11

n

nctnS

n

nctnS

IP

RIkV

IP

RIkV

Y por otro lado se tiene;

12 6,19,1

SS VV ×=

Combinando las expresiones se puede obtener;

• Si Pn2 es obligatorio;

12

12 6,1

9,1 kPPPPk

ni

ni

+

+= o 1

22

12

2 6,19,1 k

PIRPIRk

nnct

nnct

+

+=

• Si k2 es obligatorio;

−+= inn P

kkP

kkP 1

6,19,1

2

11

2

12 o

×

−+= 2

2

11

2

12 1

6,19,1

nctnn IRkkP

kkP

Si se desea pasar de una definición 10P a una definición 5P, se pueden aplicar las expresiones anteriores; es suficiente invertir la razón de sus inducciones.

3.1.6.12 Comportamiento de los TI en régimen transitorio Como es sabido, el curso temporal de las corrientes de cortocircuito, casi siempre presenta inicialmente una cierta asimetría o desplazamiento respecto al eje de tiempo (abscisa). La máxima asimetría se presenta cuando el cortocircuito se produce en el momento del paso por cero de la tensión alterna. En lo que sigue nos referimos a este caso por ser el más desfavorable. Según la Figura 91 la corriente está formada por una componente alterna senoidal a frecuencia de


95

red y una componente unidireccional, que se amortigua exponencialmente, denominada «componente continua». L/R de la red donde está conectado el primario del TI, o sea, τ = L/R. En las redes MT (sin alternadores), las normas consideran para τ un valor 40 ms. Por tanto, para la frecuencia de 50 Hz, resulta:

502πXL =

56,1214,31040502 3 =××=⋅= −πτRX

Cada una de estas dos corrientes crea su correspondiente flujo en el núcleo magnético del transformador de intensidad. En valor cresta:

– componente senoidal: ω

φ⋅⋅

=2

ˆN

RI SSA

– componente continua: RX

NRI SS

C ×⋅⋅

=ω

φ2

ˆ

Donde; Îs : intensidad secundaria (valor cresta), Rs : resistencia del circuito secundario, N2 : número espiras del secundario, ω : 2 π f, a 50 Hz, ω = 314, X/R: relación reactacnia/resistencia de la red. El flujo total es pues:

+×

⋅⋅

=+RX

NRI SS

CA 1ˆ

2 ωφφ

El término

+

RX1 se denomina factor de sobreinducción. En los circuitos de MT con τ = 40 ms,

vale pues 1 + 12,56 = 13,56. Por tanto, en caso de cortocircuito de máxima asimetría, la inducción β en el núcleo del TI puede llegar a ser inicialmente casi 14 veces superior a la del cortocircuito simétrico del mismo valor y superar con ello el codo de saturación. En estas condiciones, hasta que la inducción no disminuya por debajo del codo de saturación, la intensidad inducida en el secundario deja de ser senoidal.


96

En la Figura 67 se representa el curso temporal de la corriente primaria asimétrica, de la corriente secundaria y de la relación entre la inducción total β y la componente alterna β~.

Figura 67 – Evolución de la corriente primaria, la corriente secundaria y la inducción, en

el caso de corriente primaria completamente simétrica con saturación. En la Figura 68 se representa el registro oscilográfico de la corriente primaria asimétrica y de la corriente secundaria, en el caso real de un TI de núcleo anular, conectado a un circuito de constante de tiempo τ = 100 ms.


97

Figura 68 – Oscilograma de la corriente primaria y secundaria de un transformador de

intensidad de núcleo anular (τ = 100 ms) Si se quiere evitar que se produzca esta saturación y consiguiente distorsión de la intensidad secundaria, debe dimensionarse el TI (sección del núcleo y número de espiras secundarias) de forma que esta sobreinducción no sobrepase el codo de saturación. En consecuencia, este factor de sobreinducción viene a ser también un factor de sobredimensionamento del TI. Ejemplo 2 Determinar la potencia de precisión Sn y el FLP de un TI para alimentar un relé electrónico del cual, no hay seguridad de funcionamiento correcto si la corriente que le transmite el TI no es senoidal. Intensidad secundaria del TI: 5 A, Resistencia del secundario: 0,25 Ω, Consumo del relé: 0,5 VA, Conexión entre TI y el relé ubicado éste en el depto. de BT de la misma cabina de MT con los TI: línea de 4 m de conductor de cobre de 4 mm2, Solución: Consumo total: S = 0,5 + 0,5(2 x 4)/4 = 1,5 VA. En este caso conviene asegurar que con cortocircuito asimétrico el TI no llegará a la saturación. Por tanto se elige Sn en base a la condición (ver pagina 94 párrafo 3.1.6.12). Sn ≥ 1,5 x 13,56 = 20,34 VA. Se elige el valor normalizado de 30 VA. El FLP se determinará a partir de: FLP (30 + 0,25 x 52) = 80 (1,5 + 0,25 x 52) = 620


98

17525,030

620' 2 =×+

=FLP

Se elige pues es valor normalizado inferior 15. Con lo cual:

( ) 8070525,05,1525,03015' 2

2

<=×+×+

=FLP

Condición de reglaje: Ir/Isn ≤ 70/2 El TI será pues de 30 VA 5P15.


99

3.1.7 Formas Constructivas T/C de Alta tensión

3.1.7.1 Transformador de Corriente Tipo Tanque

Ventajas

• Bajo centro de gravedad. • Buen soporte ante sismos. • El diseño de la porcelana aisladora es independiente del peso del núcleo. • Facilidad para adaptar el núcleo a diferentes requerimientos. • El tanque es parte del soporte.

Desventajas • Un conductor primario largo, significa pérdidas térmicas, por lo cual este T/C no es muy

utilizado para corrientes sobre 3000 A. • Limitación para corrientes de cortocircuito a 60-80 kA por 1 segundo.


100

Dimensiones Típicas


101

3.1.7.2 Transformador de Corriente Tipo Invertido

Ventajas

• Conductor primario corto, por lo tanto se tienen bajas pérdidas térmicas. • Soporta altas corriente nominales y de cortocircuito de 1 segundo. • Es más económico para tensiones mayores a 170 kV.

Desventajas

• Se tiene un centro de gravedad en altura. • Para núcleos grandes, es necesario reforzar la porcelana aislante para soportar el peso. • Si los núcleos son grandes, es necesario tomar precauciones en instalaciones cuyo

nivel de grado sismológico es alto.


102

Dimensiones Típicas


103

3.2 Transformadores de Potencial Son los transformadores de medida utilizados para reducir las tensiones primarias del SEP (normalmente del orden de los kV) a tensiones secundarias de rangos normalizados (115-120 volt), en forma directamente proporcional. En realidad, esta función puede ser cumplida también por otro tipo de elemento, denominado “Dispositivo Capacitivo de Potencial”, que se estudiará más adelante.

Figura 69 – Transformador de Potencial

El transformador de potencial (T/P; Figura 70) es muy similar a un transformador de poder ya que ambos tienen la finalidad de cambiar el nivel de la tensión. Un transformador de poder está destinado a servir una carga sin exceder un aumento de temperatura especificado. El transformador de potencial se define, en cambio, en términos de la máxima carga (o burden) que es capaz de entregar sin exceder los límites de error de razón y de ángulo especificados; esto significa que la carga que es capaz de servir, sin exceder los valores permitidos de aumento de temperatura, puede llegar a ser hasta diez veces superior a su burden nominal

Figura 70 – Transformador de potencial (media y alta tensión)


104

3.2.1 Circuito Equivalente La Figura 71 muestra el circuito equivalente y el diagrama fasorial de un T/P, referidos al primario.

Figura 71 – Transformador de potencial a) Circuito equivalente b) Diagrama fasorial.

A partir del diagrama fasorial de la Figura 71-b), se puede inferir que la exactitud de un transformador de potencial, queda determinada por las caídas de tensión en los enrollados primario y secundario. Cuando el secundario está en circuito abierto, las caídas de tensión son causadas por la corriente de excitación que circula por el primario y en estas condiciones, la tensión secundaria es Vs0 y existe una diferencia angular entre esta tensión y la del primario, de γ0 grados. Cuando el T/P tiene conectada una carga (burden) en el secundario, es necesario considerar las caídas de voltaje originadas por la corriente de carga, tanto en el primario como en el secundario. Así entonces, se tendrá la caídas de tensión asociadas a la corriente de excitación, que pueden considerarse pequeñas y constantes ya que se trabaja con densidades de flujo en el núcleo que están muy por debajo del punto de saturación y las caídas de tensión debidas a la corriente de carga. Por lo tanto, las variaciones de la carga, influyen en la exactitud del T/P.

3.2.2 Errores de Tensión y de Fase Error de tensión es el error que un transformador introduce en la medida de una tensión y que proviene de su relación de transformación no es igual a la relación nominal. El error de tensión εu, expresado en el tanto por ciento, está dado por la fórmula:

( ) 100% ×−

=P

PSnu U

UUKε


105

donde,

Kn = relación de transformación nominal. (2

1

2

1

NN

UUKn == )

Up = tensión primaria real. Us = tensión secundaria correspondiente a Up en las condiciones de la medida. N1: número de espiras del bobinado primario N2: número de espiras del bobinado secundario El desfase, o error de fase de un transformador de tensión δu, es la diferencia de fase entre los vectores de las tensiones primaria y secundaria, elegidos los sentidos de los vectores de forma que el ángulo sea nulo para un transformador perfecto. Tanto el error de relación como el error de fase, se componen del error en vacío y el error en carga según vemos en la Figura 72.

Figura 72 – Diagrama fasorial de un transformador de potencial real.

En la vemos los triángulos de vacío, que varían en función de Up. El margen de funcionamiento del transformador, en las normas UNE, CEI, etc., es entre 0,8 Upn y 1,2 Upn.


106

Figura 73 – Tirángulos de vacío del transformador de potencial

3.2.3 Transformadores De Tensión Para Medida Son los transformadores de tensión destinados a alimentar los aparatos de medida, contadores y otros aparatos análogos

3.2.3.1 Clase de precisión La clase de precisión de un transformador de tensión para medida, está caracterizada por un número (índice de clase) que es el límite del error de relación, expresado en tanto por ciento, para la tensión nominal primaria estando alimentado el transformador con la “carga de precisión”. Esta precisión debe mantenerse para una tensión comprendida entre el 80% y el 120% de la tensión nominal con una carga comprendida entre el 25% y el 100% de la carga de precisión. Las clases de precisión para los transformadores de tensión son: 0,1, 0,2, 0,5, 1 y 3.

Tabla 14 – Errores y clase de precisión T/P para medida.

Guía de aplicación:


107

Clase 0,1 - Laboratorio. Clase 0,2 - Laboratorio, patrones portátiles y contadores de precisión. Clase 0,5 - Contadores normales, aparatos de medida. Clase 1 - Aparatos para cuadro. Clase 3 - Para usos en los que no se requiera una mayor precisión.

3.2.4 Transformadores De Tensión Para Protección Son los transformadores de tensión destinados a alimentar relés de protección. Si un T/P va a ser utilizado para medida y para protección, normalmente no es necesario que existan dos arrollamientos separados como en los T/I salvo que se desee una separación galvánica. Por ello, en la norma CEI, a los T/P para protección se les exige también que cumplan una clase de precisión como T/P para medida. Para un mismo modelo de T/P, la potencia de precisión, cuando sólo existe un secundario, es superior a la suma de las potencias de precisión de cada secundario, cuando existen dos, pues hay que tener en cuenta el espacio destinado a aislar entre sí ambos secundarios. Se llama “arrollamiento de tensión residual”, al destinado a formar un triángulo abierto (junto con los correspondientes arrollamientos de otros dos transformadores monofásicos), para suministrar una tensión residual en el caso de falta a tierra. Debido a la interdependencia existente entre los secundarios de un T/P, es necesario especificar si las potencias de precisión son simultáneas o no, pues si uno de los secundarios está cargado solamente durante cortos períodos de tiempo, puede admitirse que las cargas no son simultáneas.

3.2.4.1 Clase de precisión IEC Los T/P para protección, salvo los arrollamientos de tensión residual, deben especificarse también como TT para medida. La clase de precisión, como T/P para protección, está caracterizada por un número que indica el error máximo, expresado en tanto por ciento al 5% de la tensión nominal. Este número va seguido de la letra “P”. Las clases de precisión normales son: 3P y 6P.

Tabla 15 – Errores y clase de precisión T/P para protección.

3.2.4.2 Potencia de Precisión IEC La potencia de precisión se define de la misma manera que para un transformador de corriente y sus valores normalizados son:

10 - 15 - 25 - 30 - 50 - 75 - 100 - 150 - 200 - 300 - 400 - 500


108

3.2.4.3 Carga Se define de la misma manera que en el transformador de intensidad. Indicamos en la Tabla 16 los consumos normales de las bobinas voltimétricas de los aparatos alimentados por los transformadores de tensión:

Tabla 16 – Consumos típicos de aparatos conectados a un T/P.

3.2.4.4 Cargas normalizadas y clases de precisión ANSI/IEEE La exactitud depende de la carga y por ello, las normas (ANSI Standard C57.13) especifican éstas. Ellas se han elegido para incluir el rango normal de servicio. La Tabla 17 muestra los diferentes tipos de cargas normalizadas establecidas por ANSI a 60 Hertz. Es necesario hacer notar; sin embargo, que estas normas establecen que los volt-amperes y factor de potencia de las cargas deben ser los mismos en todas las frecuencias.

Tabla 17 – Cargas normalizadas para trasformadores de potencia ANSI/IEEE.

A continuación y antes de analizar las clases de precisión, es necesario definir algunos términos que se emplean en esta clasificación, los que son válidos para todos los transformadores de medida.

• Relación verdadera (RV): Es la razón entre las magnitudes de la tensión o corriente del primario y las respectivas del secundario.

• Relación marcada (RM) o relación nominal: Es la razón entre la tensión o corriente nominales del primario y las respectivas del secundario.


109

• Factor de corrección de la relación (FCR): Es la razón entre la relación verdadera y la relación marcada.

• Factor de corrección del transformador (FCT): Es la razón entre la potencia verdadera y la indicada por un wáttmetro conectado a través del transformador de medida. Permite considerar tanto el error de razón como el de ángulo de fase.

Las normas C 57.13, clasifican a los TT/PP en 3 clases designadas como 0,3; 0,6 y 1,2. Estas cifras indican el porcentaje de error máximo que puede tener la razón del transformador al tener conectada una carga secundaria normalizada para cualquier voltaje comprendido entre el 90 y el 110% de la tensión nominal, a la frecuencia nominal y desde funcionamiento en vacío hasta el correspondiente a plena carga. En la Tabla 18 se establece esta clasificación con los límites para FCR y FCT. Los límites de FCT de la Tabla 18 han sido establecidos para un margen del factor de potencia del circuito primario, comprendido entre 0,6 y 1, ambos inductivos.

Tabla 18 – Errores de razón y ángulo según clase de precisión.

Se puede demostrar que la relación entre el ángulo de desfase γ (considerado positivo cuando aV’2 adelanta a V1, tal como se muestra en la Figura 71-b) y los factores de corrección, se puede expresar según las siguientes ecuaciones:

( )radFCT

FCRFCT −×= 75,0γ

( )min2600FCT

FCRFCT −×=γ

La Figura 74 muestra gráficamente esta última relación para las clases 0,3; 0,6 y 1,2.

Figura 74 – Paralelogramos de clases de precisión.


110

3.2.4.5 Polaridad En la práctica, cuando se miden voltajes alternos en forma aislada no interesa mayormente el sentido relativo y no existe un borne “positivo” o de polaridad que se deba considerar. En cambio, cuando se deben comparar voltajes con otros voltajes o corrientes, entonces sí interesa conocer estas designaciones (conexión de wáttmetros y de relés de potencia, por ejemplo). En los transformadores de potencial se usa una terminología similar a los transformadores de poder acostumbrándose a usar la letra H (mayúscula) para designar los bornes de los enrollados de alta tensión y la letra x (minúscula) para los bornes de los enrollados de baja tensión. Así, H1 será homólogo con x1, o bien H1; x1 e y1 serán bornes de igual polaridad de los enrollados: primario; secundario y terciario, respectivamente.

3.2.4.6 Conexiones Los transformadores de potencial, según se usen con propósitos de protección o de medida, suelen conectarse en alguna de las siguientes disposiciones.

Conexión estrella-estrella (Y/Y) Se usa generalmente cuando se requiere alimentar relés de distancia para fallas entre fases, los que se deben alimentar con tensiones entre líneas, tal como se muestra en la Figura 75.

Figura 75 – Conexión estrella-estrella de transformadores de potencial

Conexión estrella/delta abierta o delta inconclusa Esta conexión, que se muestra en la Figura 76, se utiliza generalmente en protecciones, principalmente para polarizar relés direccionales de tierra. Como sería poco económico obtenerla usando tres TT/PP de alta tensión, generalmente se obtiene de un enrollado secundario adicional de los TT/PP, en el caso que ellos lo tengan.


111

Figura 76 – Conexión delta estrella abierta

Otra posibilidad es usar TT/PP auxiliares, como se muestra en la Figura 75, que por ser de baja tensión son bastante más económicos. El voltaje residual que se obtiene de esta conexión es muy útil en protecciones para detectar una condición de falla a tierra. Para que esta conexión funcione bien es absolutamente necesario que el neutro del primario este aterrizado con el fin de permitir la circulación de la corriente de secuencia cero.

Conexión delta-delta ( ∆/∆) y delta abierta o en V (V/V) Estas conexiones se muestran en las Figuras 2.8 a) y b) y se utilizan cuando sólo se requieren tensiones entre fases. La conexión V/V es bastante utilizada con propósitos de medida, pues se obtiene un sistema de tensiones trifásico con dos TT/PP solamente, lo que la hace más económica.

a) b)

Figura 77 – Transformadores de potencial a) conectados en ΔΔΔΔ/ΔΔΔΔ b) conectados en V/V

3.2.5 Transformadores De Tensión Para Medida Para muy elevadas tensiones, el tamaño de un T/P tiende a crecer enormemente, como también su costo. Una solución alternativa más económica se ha encontrado con la utilización de “transformadores de potencial” de tipo capacitivo, denominados “Dispositivos Capacitivos de Potencial” (DCP). El dispositivo es básicamente un divisor de voltaje capacitivo. En realidad un divisor de voltaje podría obtenerse por ejemplo con resistencias, pero en este caso el voltaje de salida se vería seriamente afectado por la carga. El divisor capacitivo, en cambio, puede ser compensado con una inductancia conectada en serie con el punto de división. Si la inductancia fuera ideal, esta solución no tendría regulación y podría suministrar cualquier valor de salida, pero como no es


112

ideal, en la práctica limita la salida que puede obtenerse. Por otra parte, si el divisor redujera el voltaje al valor secundario requerido (por ejemplo 63,5 V fase-neutro), los condensadores deberían ser muy grandes. Una mejor solución se obtiene con un divisor de voltaje que entregue un voltaje de salida de valor más alto, el que puede ser reducido a valores normales usando un T/P más barato. Son varios los cambios que puede sufrir este circuito básico. La inductancia puede ser una unidad separada, o puede ser parte de la reactancia de fuga del transformador. La Figura 78 muestra dos tipos de DCP.

Figura 78 – DCP a) Con condensador de acoplamiento b) Tipo Bushing c) Detalle del

condensador cilíndrico. Los dos dispositivos son semejantes y la diferencia principal consiste en el tipo de divisor de tensión utilizado, que a su vez afecta a su carga nominal. El primero utiliza como divisor de tensión un condensador de acoplamiento compuesto de varios condensadores en serie y un condensador auxiliar (Figura 78 a). El dispositivo tipo bushing (Figura 78 b) y c) utiliza el acoplamiento capacitivo de un bushing de alta tensión, de un interruptor o de un transformador, especialmente construido. El aislador está provisto de una derivación capacitiva, conectada a un electrodo cilíndrico y concéntrico cuyo detalle se muestra en la Figura 78 c). En términos generales existen dos tipos de dispositivos capacitivos de potencial:

• Clase A: Llamados también en fase o resonantes, a la cual pertenecen los dos tipos anteriores. Los DCP de esta clase se usan comúnmente en protecciones.

• Clase C: denominados fuera de fase o no resonantes, los que generalmente no son apropiados para la protección con relés.


113

3.2.5.1 Dispositivos capacitivos de potencial clase A

Características de funcionamiento La Figura 79-a) muestra un diagrama esquemático del DCP clase A, que incluye el divisor de tensión. No se muestran los medios para ajustar la magnitud y ángulo de fase de la tensión secundaria, los que varían según el fabricante. El DCP necesita un T/P auxiliar que consta de dos enrollados de 115 Volt, uno de los cuales posee una toma de 66,4 Volt. Estos enrollados se combinan con los de las otras fases de un circuito trifásico, de modo que se forme la conexión en estrella para los relés de fase y una delta inconclusa para el relé de tierra. La Figura 79-b) muestra el circuito equivalente de un DCP referido al primario del T/P auxiliar, sin considerar la rama de excitación, es decir, se ha despreciado la corriente de excitación del transformador y en donde Rft y Xft son las, resistencia y reactancia de fuga del T/P auxiliar y Zb es la impedancia de la carga. El Diagrama Fasorial de la Figura 80 muestra que V1 y aV2 están desfasados un ángulo α pequeño (error angular). Existe un error de razón debido a la rama de excitación no considerada y a variaciones de la carga. En general estos dispositivos pueden ser ajustados de modo que para la impedancia de carga nominal, el voltaje secundario esté en fase con el voltaje primario y la razón de transformación sea igual a la nominal. Se establece también que la carga debe ser puramente resistiva, por lo que es necesario corregir el factor de potencia de las cargas, que son normalmente de tipo inductivo.

a) b) Figura 79 – DCP a) Diagrama esquemático de un DCP Clase A b) Circuito equivalente de

un DCP Clase A referido al primario del T/P auxiliar.

Figura 80 – Diagrama fasorial de un DCP Clase A.


114

Los distintos fabricantes eligen diversas formas para posibilitar los ajustes. A manera de ejemplo, el DCP General Electric KA 105 de tipo boquilla tiene las siguientes características:

• Reactancia variable del T/P auxiliar, para ajuste del desfase • Taps en el T/P auxiliar, para ajuste de la razón de transformación • Condensador variable en paralelo con la carga, para ajuste del factor de potencia

Algunos DCP poseen resistencias conectadas en paralelo con la carga, con el fin de mantener plena carga aplicada aunque ésta sea inferior a la nominal. Otros tienen condensadores de capacitancia variable en serie con la carga, para conseguir un desfase de 30º cuando los consumos se interconectan en delta. Los ajustes que pueden efectuarse permiten trabajar con errores máximos como los que se indican en la

Tabla 19 – Error de razón y de ángulo en función de la tensión.

Tabla 20 – Error de razón y de ángulo en función de la carga

En lo que se refiere a las potencias nominales, éstas se indican en la Tabla 2.5, tanto para los Dispositivos Capacitivos de Potencial tipo boquilla, como para los de tipo condensador de acoplamiento.

Tabla 21 – Cargas nominales DCP.


115

Determinación de la razón de transformación La Figura 81 muestra el circuito equivalente aproximado de un DCP, referido al primario del T/P, donde se ha supuesto compensado el factor de potencia (carga resistiva pura) y que la impedancia de fuga del T/P auxiliar es puramente reactiva. A partir del circuito se puede demostrar que:

−

++

+= 1

1

21

1

221 11 C

C

Ct

C

C XXXXjI

XXaVV

Figura 81 – Circuito equivalente aproximado de un DCP.

Para que V1 y V2 queden en fase es necesario que la parte imaginaria de la ecuación anterior sea cero, de donde:

+

=

1

2

2

1C

C

Ct

XX

XX

Como Xc2<< Xc1; (1+Xc2/Xc1) es prácticamente igual a la unidad y entonces Xt ≈ Xc2, lo que justifica la designación como resonante a este dispositivo ya que si por alguna razón se cortocircuita la carga, se produce el fenómeno de resonancia en paralelo, lo que puede traer como consecuencia una sobre tensión en estas reactancias, la que puede incluso ser mayor que la existente en Xc1. Ante esta eventualidad, se dispone un chispero en el primario del T/P auxiliar, tal como se muestra en la Figura 79. Bajo las consideraciones hechas y a partir de las ecuaciones anteriores, la relación de transformación del DCP puede escribirse como;

+=

+=

2

1

2

1

2

1 11CCa

XXa

VV

C

C

Donde se puede apreciar que ella se puede variar cambiando la razón de transformación del T/P o el valor de la capacitancia C2.


116

3.2.5.2 Dispositivos capacitivos de potencial clase C Estos dispositivos tienen menor facilidad de ajuste que los de clase A y para ellos se especifica que el desfase entre el voltaje secundario y primario puede ajustarse para cualquier valor entre 30º y 120º de adelanto (secundario adelantando al primario). La razón se puede ajustar a la nominal, estando fija la carga siempre que la tensión varíe entre 75 y 100% de la nominal. Al cambiar la carga debe nuevamente ajustarse. Su potencia máxima es de 75 watt y el T/P auxiliar tiene un solo enrollado secundario de 115 volt nominales con una derivación de 66,4 volt. Esta clase se construye como dispositivo tipo condensador de acoplamiento.

3.3 Medición de tensión y corriente en media tensión distribución En media tensión se utiliza medición de potencial y corriente en un mismo aparato que se denomina equipo compacto de medida. Están disponibles para medición con uno, dos y tres elementos.

a) b)

Figura 82 – Equipo compacto de medida a) dos elementos b) tres elementos.


117

Figura 83 – Valores nominales típicos de equipos compactos de medida (Fuente: Rhona). La siguiente corresponde a una especificación de características nominales típicas (CH Transformadores) de un equipo compacto de medida de tres elementos:

Característica Valores Clase 15-25-34Kv. Razón de transformación 8400/240v o 224v, 12.000/240 o 224V, 14.400/240v o 224V o a

pedido Conexión 3 Elementos: Estrella Precisión 0.3 Capacidad térmica Con carga permanente de 500Va, el aumento de la temperatura es

menor a 55ºC (medida por resistencia). Frecuencia 50Hz. Burden 25VA Relación de corrientes múltiples (R.C.M) 3 Elementos: 2-4-8/5A, 2,5-5-10-15-25/5A,2,5-5-7,5/5A, 5-10-15-25-

50/5A, 10-15/5A,15-30/5A, 15-30-45/5A, 20-40-80/5A, 50-100-150/5A, 250-500/5A, o a pedido del cliente

Figura 84 – Características nominales típicas equipo compacto de medida Al igual que los transformadores de poder los equipos compactos de medida se construyen sumergidos en aceite, y en configuraciones no sumergidas como la que se muestra en la figura:

Figura 85 – Vista interior de un equipo compacto de medida (no sumergido)


118

Capítulo 4 Interruptores de Poder (Circuit Breakers) y Circuitos de Control Como se dijo anteriormente, tanto los interruptores como los circuitos de control asociados a éstos forman parte del sistema de protecciones y cumplen sus propios objetivos como se verá a continuación.

4.1 Interruptores de poder o de potencia Son los elementos destinados a interrumpir la continuidad del circuito eléctrico, ya sea voluntariamente por condiciones de operación del sistema, o bien, por la necesidad de aislar un equipo o una parte del circuito que ha fallado. En media y alta tensión la operación de un interruptor obedece a la señal de un relé encargado de vigilar la correcta operación del sistema eléctrico donde está conectado. La apertura de los contactos del interruptor es comandada por un circuito de control, que una vez recibida la señal del relé, energiza el mecanismo encargado de abrir los contactos. Los equipos de control asociados con la operación de interruptores de potencia tienen la misma importancia desde el punto de vista de mantención y de selección que la parte de potencia (contactos principales y auxiliares, cámara de apagado de arco). El diseño de interruptores es difícil puesto que deben cumplir condiciones extremas de operación, dependiendo de las circunstancias. Deben conducir la corriente en la mejor forma posible cuando están cerrados, sin introducir pérdidas ni calentamiento de importancia. Cuando están abiertos, en cambio, deben impedir totalmente el paso de la corriente sin presentar fugas de importancia. El principio básico de funcionamiento es bastante simple: Un contacto que se encuentra fijo y un contacto móvil que se separa de éste en forma rápida para crear un espacio no conductor entre ellos. La separación se logra, generalmente, por la acción de un resorte que se comprime con la ayuda de un motor auxiliar. El cambio de estado debe ser muy rápido, aunque no instantáneo, para no generar sobre tensiones excesivas en el SEP.

4.1.1 Formación del arco eléctrico Cuando el interruptor comienza una carrera de apertura, la superficie de contacto comienza a disminuir, con lo cual aumenta la densidad de corriente dando origen a un calentamiento del material. A medida que aumenta la separación de los contactos el aumento de temperatura se hace cada vez más rápido, calentando fuertemente el ambiente en torno al último punto de contacto, con lo cual se produce la ionización del gas circundante lo que permite el paso de la corriente a través del espacio que separa los contactos. Esta circulación de corriente se manifiesta en la forma de un arco eléctrico que es auto sostenido por su elevada temperatura. Aunque la corriente alterna pasa por cero en cada semiciclo, la inercia térmica mantiene las condiciones adecuadas para reencender el arco. Un oscilograma de los contactos de un interruptor en proceso de apertura (Figura 86), muestra que la tensión que aparece entre ellos está en fase con la corriente; es decir, el arco es de tipo resistivo y es relativamente constante durante el semiciclo, a pesar de que la corriente varía en forma sinusoidal. La Figura 2.34 muestra que la tensión crece por sobre el valor de encendido Va, tanto al comenzar el arco (tensión de reencendido VR) como al extinguirse éste (tensión de extinción VE) y además que VR>VE.


119

Figura 86 – Oscilograma de tensión y corriente entre los contactos de un interruptor de

poder en proceso de apertura. Existe un breve lapso al final de cada semiperíodo, en que la corriente se interrumpe debido a que su valor es tal que no logra mantener el grado necesario de ionización y el arco se enfría. Estas pausas de corriente cero van aumentando hasta que en algún momento la tensión impresa por el sistema es menor que VR y el arco se apaga definitivamente. El proceso descrito permite decir que la interrupción de circuitos resistivos es relativamente simple. Sin embargo, la interrupción es particularmente difícil en circuitos fuertemente inductivos (ó capacitivos), dado que la tensión impresa por el sistema es máxima cuando la corriente pasa por cero. Según esto, el problema fundamental en el diseño de interruptores es el medio que debe usarse para enfriar el arco y extinguirlo, en el breve lapso en que la corriente pasa por cero.

4.1.2 Interrupción de una línea fallada El circuito de la Figura 87 es una representación de esta situación. En este circuito se ha supuesto concentrada la capacitancia C de la línea en un sólo punto; R y L representan la resistencia y la inductancia de los elementos del sistema conectados entre la fuente de alimentación de voltaje vg y el punto en donde se produce la falla. Inicialmente el interruptor AB está cerrado y el voltaje entre fase y tierra vc varía sinusoidalmente. Supongamos que se produce un cortocircuito en F en el instante t1 cuando el voltaje es máximo. El voltaje vc cae bruscamente a cero (Figura 88) y se establece una corriente de cortocircuito atrasada en casi 90º al voltaje, dado que la resistencia R es pequeña comparada con la inductancia L. Tan pronto como el cortocircuito es desconectado por el interruptor, en t2, el voltaje sube rápidamente y debido a la inductancia del circuito sobrepasa el valor máximo de vc y a no ser por la resistencia podría alcanzar a dos veces el valor máximo del voltaje nominal. El voltaje oscilará entonces en forma amortiguada hasta recuperar la forma de onda normal. Como el borne B del interruptor está conectado a tierra a través de la falla, el voltaje entre los contactos vR será igual al voltaje vc.


120

Figura 87 – Circuito equivalente de la apertura de una línea en cortocircuito.

Figura 88 – Oscilograma de la apertura de

una línea en cortocircuito.

4.1.3 Apertura de una línea larga en vacío El sistema posee una gran capacitancia y se puede representar por el circuito equivalente LC de la Figura 89, donde se ha despreciado la resistencia de la línea. La Figura 2.38 muestra un oscilograma de esta situación; al abrir el interruptor se establece un arco eléctrico cuyo corte se produce cuando la corriente pasa por cero en t = t1 por ejemplo. El condensador queda cargado con Vc = − Vg (Valores máximos) y la tensión entre los contactos vR = vg – vc crece desde cero hasta 2 Vg medio ciclo después según la curva mostrada. Si el arco se vuelve a encender, vR baja casi hasta cero (tensión de combustión Va) y al circuito LC se aplica una tensión Vg + VR ≈ 3Vg. Existe una oscilación a frecuencia f = 1 (2π LC) (comparativamente alta) que lleva la tensión en el condensador a + 3Vg en el instante en que la corriente vuelve a pasar por cero. Al cortarse el arco, el condensador puede quedar cargado a +3Vg, con lo que vR=vg–vc crece hasta hacerse aproximadamente igual a –4Vg y así sucesivamente, pudiendo hacer que la tensión en el condensador alcance a −5Vg. En este análisis se ha supuesto que las reigniciones ocurren en los instantes más desfavorable, es decir, cuando se producen los voltajes transientes más elevados. Es muy importante impedir que el arco se vuelva a iniciar en forma sucesiva, porque las sobretensiones producidas son peligrosas para los equipos del sistema, mientras que si el arco persiste, podría llegar a quemar los contactos de los interruptores.

Figura 89 – Circuito equivalente a la apertura de una línea en vacío.


121

Figura 90 – Oscilograma de la interrupción de una línea en vacío.

4.1.4 Características de un interruptor El buen funcionamiento de un interruptor que abre con carga depende de que la rigidez dieléctrica que puede ofrecer al paso del arco, tenga una velocidad de crecimiento adecuadamente elevada con respecto del voltaje establecido por el circuito externo entre los contactos, durante la carrera de apertura. Para cumplir con esta premisa en una aplicación en particular, se requiere especificar una serie de factores que son parte de las características del interruptor. Entre estos factores se destacan:


122

4.1.4.1 Voltaje nominal Es el valor efectivo máximo de la tensión entre fases, con la cual puede operar el interruptor en forma permanente. Se elige siempre un valor algo superior a la tensión nominal del SEP, por ejemplo: 15 kV, para un sistema de 13,8 kV. Los valores de tensión están especificados para operación en lugares donde la altura no supere los 3.300 pies (aproximadamente 1.000 metros.) sobre el nivel del mar. Un interruptor puede utilizarse con alturas mayores, pero su tensión nominal sufre una degradación, o de desclasificación, o derrateo (derating), según la Tabla 22 siguiente:

Altura en pies Altura en metros Factor de desclasificación

3.300 1.005,8 1,00 4.000 1.219,2 0,98 5.000 1.524,0 0,95 10.000 3.048,0 0,80

Tabla 22 – Factor de degradación de la tensión nominal. Para alturas superiores a los 10.000 pies, es necesario estudiar el problema en particular, ya que la capacidad de interrupción también puede resultar afectada.

4.1.4.2 Corriente nominal Es el valor efectivo de la mayor corriente que los contactos pueden soportar en forma permanente, sin calentarse excesivamente, considerando una altura máxima de 3.300 pies. En el caso de que ésta sea superior, la corriente nominal se degrada de acuerdo a los valores dados por la Tabla 23 siguiente:

Altura en pies Altura en metros Factor de desclasificación

3.300 1.005,8 1,000 4.000 1.219,2 0,996 5.000 1.524,0 0,990 10.000 3.048,0 0,960

Tabla 23 – Factor de degradación de la tensión nominal.

4.1.4.3 Corriente de paso momentánea Es el valor efectivo de la corriente por polo que puede circular durante un lapso determinado. En general su valor es mayor que el de la corriente máxima de interrupción y queda determinado por los límites térmicos y de fuerzas magnéticas desarrollados en el interruptor.

4.1.4.4 Tiempo de interrupción nominal Es el intervalo máximo admisible entre la energización del circuito de operación del interruptor y la extinción del arco en los tres polos. Se mide normalmente en ciclos de la onda fundamental de 50 Hz. (Si los interruptores son de procedencia americana, la base puede ser 60 Hz). Por ejemplo, los interruptores antiguos tenían tiempos del orden de 8 ciclos. Un interruptor normal de hoy puede tardar 5 ciclos. En la actualidad hay interruptores que abren en 3, e incluso 2 ciclos. Por


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ejemplo, un interruptor del tipo HLR de ASEA, de pequeño volumen de aceite, abre en 2,5 ciclos en 50 Hz, o bien, en 3 ciclos en 60 Hz. En general, los tiempos de apertura de los interruptores van de 0,05 a 0,10 seg. Por ejemplo, un interruptor moderno en base a soplo de aire abre sus contactos en 0,04 seg. y requiere entre 0,01 y 0,02 seg adicionales para extinguir el arco. Este retardo debe tenerse en cuenta cuando se trata de coordinar protecciones en base a tiempos.

4.1.4.5 Capacidad de ruptura simétrica y asimétrica Es la potencia aparente trifásica que considera la tensión nominal y la corriente nominal de interrupción. Es constante dentro de cierto rango de tensiones inferiores a la nominal, es decir, los MVA nominales de interrupción simétrica son:

VNNN IVMVA ××= 3 O bien:

VOON IVMVA ××= 3 Si se considera que la corriente contiene la componente unidireccional (continua), se pueden emplear estas mismas relaciones, introduciendo un coeficiente comprendido entre 1,0 y 1,6; determinando de esta forma los MVA de interrupción asimétricos. Estos coeficientes se pueden obtener también a partir de curvas que son función de la relación X/R en el punto de falla y del tiempo transcurrido hasta que los contactos del interruptor comienzan a separarse (ver Figura 92 y Figura 93). Algunos ejemplos de interruptores de poder se indican en la Tabla 24

Tensión del sistema (kV)

Rangos de corriente nominal (A)

Corrientes de cortocircuito

simétrico (kA)

Capacidad de cortocircuito (MVA)

66 800-2.000 13,1-21,9 1.500-2.000 132 600-1.600 10,9-15,3 2.500-3.500

Tabla 24 – Características de interruptores de poder.

4.1.4.6 Corriente de interrupción nominal Como es sabido, las corrientes de cortocircuito (CoCi) están formadas de varios componentes. Si se toma un oscilograma de una corriente de cortocircuito, se puede observar que en general son asimétricas con relación a un eje de referencia, de tal manera que el valor eficaz de la corriente varía con el tiempo. En la figura 1 se indica la forma de un oscilograma. Después del instante de inicio de la falla, la corriente de cortocircuito decae de un alto inicial pkI (produce efectos dinámicos) a un valor sostenido; además, que hay que agregar el tiempo propio de los relés que envían la señal de apertura al interruptor después de la iniciación del cortocircuito, por lo que el valor real de la corriente interrumpida por el interruptor es menor que el valor inicial de la corriente del corriente.


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Figura 91 – Oscilograma de corriente de cortocircuito

''

BBAA = envolventes de la onda de corriente

BX = eje cero 'CC = desplazamiento del eje de simetría de la onda de corriente en cada instante 'DD = valor efectivo de la corriente de cortocircuito simétrica en cada instante, medida

desde 'CC 'EE = instante del inicio de la separación de contactos

acI = valor máximo de la componente alterna (CA) de la corriente de cortocircuito en el instante 'EE '

dcI = magnitud de la componente unidireccional (DE) de la corriente de cortocircuito en el instante 'EE '

simI = capacidad de ruptura simétrica en 2/acIKA = asimI = capacidad de ruptura asimétrica en KA pkI = corriente de cierre de cortocircuito

La IEC define la corriente de interrupción como sigue: La corriente de interrupción de un polo de un interruptor es el valor de la corriente en el polo en el instante de separación de los contactos y se expresa por dos valores. a) Corriente Simétrica b) Corriente asimétrica.

a) La corriente simétrica, es el valor eficaz de la componente de corriente alterna en el polo en el momento de la separación de los contactos. Refiriéndose a la figura 1 su valor está dado por:

2AC

simI

I =


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b) La corriente asimétrica, es el valor eficaz del valor total de la corriente que

comprende las componentes de corriente alterna (C.A.) y corriente unidireccional (C.D.) en un polo, en el instante de la separación de los contactos. De la figura 1 se ve que el valor de la corriente asimétrica es:

( )22

2 DCAC

asim II

I +

=

Frecuentemente se expresa la relación entre las corriente simétrica y asimétrica de cortocircuito por medio de un factor de asimétrica.

simasim IKI =

asimetría defactor =K

Este valor K depende de la relación entre la reactancia inductiva y la resistencia del circuito en donde se va a instalar el interruptor.

( )RXfK =

Para circuit breakers más antiguos la capacidad de interrupción asimétrica está dada en MVA. La corriente de cortocircuito puede obtenerse mediante;

)(3)()(

kVOperacióndeVoltajeMVAenrupturadeCapacidadkAI

AsimétricaCC

×=

El procedimiento de cálculo de la capacidad asimétrica consiste en ingresar a las curvas de las Figura 93 y Figura 94 con la relación X/R del sistema en el punto de falla y obtener el factor asimetría K. Con este valor se puede obtener simasim IKI = que puede compararse con la capacidad de interrupción asimétrica del circuit breaker. En los circuit breakers posteriores a 1964, sus valores nominales están dados en base a su corriente nominal de interrupción. El procedimiento es similar al anterior, pero se debe usar las curvas de la Figura 94 y Figura 95. Para usar estas curvas se debe conocer la relación X/R en el punto de falla, el tiempo nominal de interrupcion (en ciclos) y el tiempo de separación de contactos (contact parting time) del circuit breaker. La tabla muestra estos tiempos.


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Figura 92 Factor de multiplicación para falla trifásica (local) Figura 93 – Factor de multiplicación para falla trifásica y

monofásica a tierra (remota)

Figura 94 – Factor de multiplicación para falla trifásica (local)


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Figura 95 – Factores de multiplicación para fallas trifásicas y monofásicas (remotas)

Tabla 25 – Definición de tiempos mínimos de separación de contactos para circuit breakers de alta tensión (Fuente: IEEE Std. C37.010-1979 y IEEE Std C37.5-1979)

Que debemos entender por falla local (cercana a la generación) o remota (alejada de la generación); Una falla local, o cercana a la generación, o en primera transformación es una falla que ocurre entre la generación y luego del primer transformador, pero antes del segundo. También se considera falla local aquella en la que la reactancia total en serie con el generador hasta la falla es menor que 1,5 veces la reactancia subtransitoria del generador. Una falla es remota, o alejada de la generación o en segunda transformación, cuando la falla ocurre luego del segundo transformador desde el generador, o bien, cuando la reactancia total en serie con el generador hasta el punto de falla es igual o superior a 1,5 veces la reactancia subtransitoria del generador.


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Figura 96 – Definición de transformaciones y relaciones X/R típicas.

La capacidad interruptiva de un interruptor se calcula como 3 veces la tensión nominal por la corriente simétrica o asimétrica, según el caso.

simsim I x KV x 3=CoCiP I x KV x 3 asimasim =CoCiP

o bien sim CoCiasim P x KPCoCi =

La corriente de ruptura asimétrica, es el valor efectivo de la corriente total por polo que el interruptor puede soportar en el momento de la apertura (incluyendo la componente de corriente continua), si la tensión del sistema es la nominal. Para obtener la corriente de ruptura a una tensión de operación inferior a la nominal, se puede usar la siguiente expresión:

O

NVNVO V

VII =

Donde: IVO : Corriente de interrupción al voltaje de operación IVN : Corriente de interrupción nominal (a tensión nominal) VN : Voltaje nominal (entre líneas) VO : Voltaje de operación (entre líneas) El límite superior es el valor de la corriente máxima de interrupción, el cual no puede ser sobrepasado cualquiera que sea el voltaje de operación. La tensión en base a valores nominales simétricos está designada como tensión nominal máxima y un factor de rango de tensión nominal K . La Figura 97, muestra gráficamente la relación de capacidad de interrupción simétrica, capacidad de cierre, capacidad de enclavamiento (LATCHING) y la capacidad de ruptura a tensiones menores que la de servicio nominal de sistema; donde NCCI es la corriente de cortocircuito


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nominal (capacidad de ruptura nominal) y máxNV es la tensión nominal máxima de diseño del interruptor.

CCNI

máxNVK

V máxN sistoperV

CCNIK

CCNIK6.1

sistoper

máxNCCN V

VI

Figura 97 – Corriente de interrupción simétrica nominal.

A tensión nominal máxima de diseño, el interruptor tendrá una capacidad de interrupción simétrica igual a la corriente de cortocircuito nominal. A cualquier otra tensión de operación menor a la tensión nominal máxima de diseño del interruptor e igual o superior al valor de la tensión máxima de diseño, dividida por el factor K . La capacidad máxima de interrupción del interruptor estará determinada por la siguiente relación:

sistoper

Nmáx

VV

x CCNCC II ⇐

Donde: =sistoperV tensión de operación del sistema La capacidad momentáneamente (primer ciclo) tiene una magnitud máxima admisible de

K* 6.1 veces la corriente nominal de apertura de interruptor. A tensiones de operación menores que K/1 veces la tensión máxima de diseño de interruptor, la capacidad de corriente de interrupción máxima admisible tiene un valor constante igual a K veces la capacidad nominal de ruptura CCNI del interruptor.


130

4.2 Tipos de interruptores de poder de alta y media tensión

4.2.1 Interruptores en aceite Existe o se introduce aceite aislante durante la apertura de los contactos. Se clasifican en:

4.2.1.1 Interruptores de gran volumen de aceite Los contactos fijos y móviles se encuentran alojados en el interior de un estanque metálico lleno de aceite (Figura 98). El calor del arco evapora instantáneamente el aceite que lo rodea, de tal modo que se genera hidrógeno a presión, el cual, debido a su gran conductividad térmica y al carácter explosivo que le da la presión, favorecida por un diseño adecuado de la cámara de extinción, contribuyen a ahogar rápidamente al arco. Este tipo de interruptor es muy robusto, sencillo, comparativamente silencioso, fácil de mantener y pueden conectarse T/C tipo bushing de entrada.

Figura 98 – Esquema de un polo de interruptor en aceite

Como inconvenientes o desventajas cabe mencionar, su excesivo peso y tamaño, ya que ocupa una gran cantidad de aceite mineral de alto costo (el estanque puede contener hasta 12.000 litros de aceite), lo que dificulta construir interruptores para tensiones de más de 154 kV, la posibilidad de incendio o explosión, los contactos son grandes y pesados y requieren de frecuentes cambios, la necesidad de inspección periódica de la calidad y cantidad de aceite en el estanque. Por lo tanto no pueden usarse en interiores, ni emplearse en reconexión automática. La Figura 99, muestra un interruptor de gran volumen de aceite con tres estanques; uno por polo o por fase.


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Figura 99 – Interruptor trifásico de gran volumen de aceite.

Detalle de Componentes:

1. Estanque 2. Válvula de Drenaje, para sacar muestras 3. Estanque de aire comprimido 4. Caja del mecanismo de operación 5. Tubos de protección de barras de acoplamiento 6. Resorte de operación 7. Bushing 8. Indicador de nivel de aceite 9. Flange de soporte del bushing 10. Tapa de inspección 11. Fundaciones

4.2.1.2 Interruptores de pequeño volumen de aceite En estos interruptores (Figura 2.41 a) se reduce la cantidad de aceite a través de un diseño mas elaborado de la cámara de extinción (Figura 2.41 b). Esta cámara; mas pequeña, puede ser fabricada de material aislante y ponerse a la tensión de la línea, lo que abarata el costo. El aceite es conducido a presión a la zona del arco mediante una bomba que actúa en conjunto con el mecanismo de apertura. En este caso no hay mayores dificultades para colocar cámaras en serie y operar con tensiones tan elevadas como 750 kV.


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Figura 100 – Interruptor a) de pequeño volumen de aceite; b) Esquema de cámara de

extinción.

1. Abertura de escape de gases 2. Contacto fijo 3. Anillo apaga chispas 4. Espacio cilíndrico donde se produce el arco 5. Cámara de extinción 6. Arco eléctrico 7. Aceite 8. Discos de material aislante intermedios 9. Varilla móvil

La cantidad de aceite que requiere este tipo de interruptor es del orden del 2% del anterior, es decir unos 240 litros, como promedio. Como desventajas se pueden mencionar el peligro de incendio y explosión aunque en menor grado comparados a los de gran volumen de aceite, no pueden usarse con reconexión automática, requieren una mantención frecuente y reemplazos periódicos de aceite, es difícil conectar transformadores de corriente y tienen menor capacidad de ruptura.


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4.2.2 Interruptores neumáticos Uno de los inconvenientes de los interruptores en aceite es el peligro que significa la presencia de un material combustible en las cercanías de una fuente de alta temperatura, como lo es el arco eléctrico. A lo anterior se suma la necesaria mayor preocupación que significa mantener el buen estado del aceite. Por estas razones se usan interruptores que tienen sus contactos en aire. Entre las ventajas se pueden mencionar, el que no hay riesgos de incendio o explosión, su operación es muy rápida, pueden emplearse en sistemas con reconexión automática, tienen alta capacidad de ruptura, la interrupción de corrientes altamente capacitivas no presenta mayores dificultades, hay menor daño y más fácil acceso a los contactos, son comparativamente de menor peso. Presentan sin embargo, algunas desventajas, tales como las siguientes: deben tener una compleja instalación debido a la red de aire comprimido, que incluye motor, compresor, cañerías, etc. y por lo tanto su construcción es más compleja y con mayor costo, requiere de personal especializado para su mantención y son más sensibles a la tensión de reignición del arco. Se pueden construir como interruptores de aire a presión atmosférica, los que son poco aplicables en sistemas de alta tensión, y de tipo aire comprimido, los que se emplean principalmente en sistemas de alta tensión. A continuación se indican algunos aspectos constructivos y de funcionamiento de cada uno de ellos.

4.2.2.1 Interruptores de aire a presión atmosférica El mecanismo para la extinción del arco consiste exclusivamente en aumentar su longitud, lo que además de ser conseguido por la separación de los contactos, se logra principalmente de dos maneras:

• Interruptores de aire a presión atmosférica: El mecanismo para la extinción del arco consiste exclusivamente en aumentar su longitud, lo que además de ser conseguido por la separación de los contactos, se logra principalmente de dos maneras:

o Convección natural: Se disponen los contactos de tal modo que el calor

desarrollado en la zona del arco provoque una corriente de aire por convección que lo alargue llevándolo a zonas más frías. Este método es el menos eficiente por lo cual prácticamente no se usa en alta tensión.

o Por soplo magnético: En estos interruptores la corriente eléctrica que forma el

arco se hace pasar por bobinas dispuestas de tal modo que por atracción magnética produzcan un alargamiento del arco, haciéndolo describir una trayectoria prefijada a través de un dispositivo “apaga-arcos”. La Figura 2.42 muestra en forma esquemática este tipo de interruptores.

Figura 101 – Representación esquemática de un interruptor de soplo magnético


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4.2.2.2 Interruptores de aire comprimido En este tipo de interruptores, tal como se muestra en la Figura 102, por ejemplo, el arco se apaga estirándolo y enfriándolo con ayuda de un chorro de aire que se fuerza a pasar entre los contactos en el proceso de apertura. Las cámaras de extinción están a tensión de la línea y pueden ser unidas en serie para alcanzar cualquier nivel de tensión. Su gran poder de extinción hace que este tipo de interruptor sea el más usado, a tensiones donde no se pueda usar el de gran volumen de aceite. El carácter explosivo de la operación con aire comprimido los hace ser bastante ruidosos. En algunos casos, el mecanismo de operación también funciona con aire comprimido.

Figura 102 – Diagrama esquemático de un interruptor de aire comprimido de chorro

transversal. Las Figura 103 a) y b) muestran esquemáticamente un interruptor de aire comprimido y la sección longitudinal de una cámara de extinción, respectivamente.

a) b)

Figura 103 – Interruptor de aire comprimido a) Detalle de componentes b) Corte longitudinal de cámara de extinción.

1. Cámaras de arco 2. Contacto fijo 3. Contacto móvil

4. Resorte de aceleración 5. Escape del aire 6. Columna aislante

7. Válvula 8. Tablero de Control 9. Estanque de aire comprimido


135

El continuo aumento en los niveles de cortocircuito en los sistemas de potencia ha forzado a encontrar formas más eficientes de interrumpir corrientes de fallas que minimicen los tiempos de corte y reduzcan la energía disipada durante el arco. Es por estas razones que se han estado desarrollando con bastante éxito interruptores en vacío y en hexafluoruro de azufre (SF6).

4.2.3 Interruptores en vacío La alta rigidez dieléctrica que presenta el vacío (es el aislante perfecto) ofrece una excelente alternativa para apagar en forma efectiva el arco. En efecto, cuando un circuito en corriente alterna se desenergiza separando un juego de contactos ubicados en una cámara en vacío, la corriente se corta al primer cruce por cero o antes, con la ventaja de que la rigidez dieléctrica entre los contactos aumenta en razón de miles de veces mayor a la de un interruptor convencional (1 kV/µs para 100 A en comparación con 50 V/µs para el aire). Esto hace que el arco no vuelva a re-encenderse. Estas propiedades hacen que el interruptor en vacío sea más eficiente, liviano, y económico. La presencia del arco en los primeros instantes después de producirse la apertura de los contactos se debe principalmente a emisión termoiónica y a emisión por efecto de campo eléctrico. En otras palabras, los iones aportados al arco provienen de los contactos principales del interruptor. Conviene destacar que en ciertas aplicaciones se hace necesario mantener el arco entre los contactos hasta el instante en que la corriente cruce por cero. De esta forma se evitan sobretensiones en el sistema producto de elevados valores de di/dt. La estabilidad del arco depende del material en que estén hechos los contactos y de los parámetros del sistema de potencia (voltaje, corriente, inductancia y capacitancia). En general la separación de los contactos fluctúa entre los 5 y los 10 mm. La Figura 104 muestra el esquema de un interruptor en vacío.

Figura 104 – Diagrama esquemático de la sección transversal de un interruptor de alto

vacío. Entre las ventajas, que presenta, se pueden indicar las siguientes: tiempo de operación muy pequeño; en general, la corriente se anula a la primera pasada por cero, la rigidez dieléctrica entre


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los contactos se restablece rápidamente impidiendo la reignición del arco, son menos pesados y más baratos, prácticamente no requieren mantención y tienen una vida útil mucho mayor que la de los interruptores convencionales. Como desventajas se pueden mencionar, su baja capacidad de ruptura (de entre 60 a 100 MVA), la posibilidad de generar sobretensiones debido al elevado di/dt.

4.2.4 Interruptores en Hexafluoruro de Azufre (SF6) El hexafluoruro de azufre se usa como material aislante y también para apagar el arco. El SF6 es un gas muy pesado (5 veces la densidad del aire), altamente estable, inerte, inodoro e ininflamable. En presencia del SF6 la tensión del arco se mantiene en un valor bajo, razón por la cual la energía disipada no alcanza valores muy elevados. La rigidez dieléctrica del gas es 2,5 veces superior a la del aire (a presión atmosférica). La rigidez dieléctrica depende de la forma del campo eléctrico entre los contactos, el que a su vez depende de la forma y composición de los electrodos. Si logra establecerse un campo magnético no-uniforme entre los contactos, la rigidez dieléctrica del SF6 puede alcanzar valores cercanos a 5 veces la del aire. Son unidades selladas, trifásicas y pueden operar durante largos años sin mantención, debido a que el gas prácticamente no se descompone, además de no ser abrasivo. Dada la alta rigidez dieléctrica que el gas presenta, es un excelente aislante. Por ello resulta ser irremplazable en las subestaciones del tipo encapsulado, donde se utiliza además como medio de aislación para las barras de alta tensión. La subestación encapsulada o GIS (Gas Insulated Switchgear), tiene la gran ventaja de ocupar mucho menos espacio que una subestación convencional (aproximadamente un 50%), lo que muchas veces compensa desde el punto de vista económico el mayor costo inicial. La presión a que se mantiene el SF6 en interruptores es del orden de 14 atmósferas mientras que en switchgear alcanza las 4 atmósferas. Quizás si la única desventaja de este tipo de interruptor consiste en que no pueden operarse a temperaturas muy bajas (inferiores a 10 ºC), para evitar que el gas se licúe, lo que obliga a utilizar calefactores cuando se emplea en el exterior. La Figura 2.46 muestra un esquema que permite observar las diferentes partes que componen un módulo de un polo del interruptor tipo FA de autosoplado, en SF6, de Merlin Gerin, utilizado para tensiones que van desde los 72,5 a 765 kV. Según la tensión, un polo del disyuntor FA está constituido por uno o varios módulo, de una o dos cámaras. El módulo incluye, dos cámaras de corte conectadas en serie, dos condensadores de reparto de tensión, montados en paralelo sobre las cámaras de corte, un gato hidráulico para la conexión, etc. La Figura 2.47 muestra los disyuntores FA 1 y FA 2 en servicio.


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Detalle: 1. Cámara de corte 2. Contacto fijo 3. Contacto móvil 4. Condensador 5. Conducto acoplamiento de las cámaras 6. Dispositivo de guía 7. Conjunto de bielas de mando 8. Cárter 9. Aislador-soporte 10. Biela aislante 11. Caja colocación de resortes 12. Resortes 13. Gato hidráulico 14. Acumulador de aceite a alta presión 15. Estanque auxiliar de baja presión 16. Armario de mando 17. Chasis metálico 18. Manostato

Figura 105 – Módulo de un polo de interruptor de autosoplado en SF6 Merlin Gerin. A medio plazo, sólo quedará la ruptura en SF6 y en vacío. Por lo que se refiere a los márgenes de utilización, el SF6 y el vacío deberán reservarse el mercado de la AT-A, quedando solamente el SF6 en AT. La variación de la rigidez dieléctrica entre electrodos (Figura 106) muestra en efecto que, aunque el vacío es muy eficiente en AT-A, llega a su límite a 200 kV independientemente de la distancia entre electrodos.


138

Figura 106 – Influencia de las distancia entre los electrodos sobre la rigidez dieléctrica

4.2.4.1 Las técnicas particulares de ruptura en SF6 En 30 años, se ha evolucionado, pasando, poco a poco, de un soplado del arco provocado mecánicamente (doble presión, golpe de pistón) a un soplado provocado por la propia corriente a cortar (arco giratorio, expansión). Estos términos corresponden a las acciones sobre el arco, diferenciadas o combinadas, cuyo objeto es enfriar el arco. De hecho, no tienen siempre el mismo significado, según los constructores que las utilizan. La tabla de la Figura 107, en la página siguiente, muestra cómo se sopla y/o enfría el arco para cada técnica.


139

Figura 107 –Diferentes técnicas de corte empleadas en SF6.


140

4.2.5 Interruptores de tanque vivo y tanque muerto Una forma de clasificar los circuit breakers independiente del modo de cortes es indicando si el tanque que contiene al medio aislante está a potencial de línea (tanque vivo) o a potencial de tierra (tanque muerto).

Figura 108 – Estructura de tanque vivo y tanque muerto.

Interruptores de tanque muerto Se mantiene el tanque a potencial de tierra y la resistencia sísmica es mejor en relación con los diseños en tanque vivo. Se utilizan bushings para conexiones de línea y de carga que permiten la instalación de los transformadores de corriente de medición y protección a un costo nominal. El interruptor de tanque muerto no requiere de aceite o gas adicional para el aislamiento entre el interruptor y la carcasa puesta a tierra.

Interruptores de tanque vivo El interruptor de tanque vivo consiste de una carcasa montada sobre aisladores y se encuentra a potencial de línea. Este enfoque permite un diseño modular y los interruptores pueden conectarse en serie para lograr un nivel de tensión más elevado. La operación de los contactos se realiza normalmente a través de una varilla de operación aislada o a través de un mecanismo de rotación aislado sobre porcelana operado por un mecanismo a nivel de suelo. Este diseño minimiza la cantidad de aceite o gas usado para la interrupción del arco ya que no se necesita una cantidad mayor para lograr el aislamiento del tanque. Este diseño se adapta fácilmente a la adición de resistencias de pre-inserción o de condensadores de graduación cuando se requiere. La capacidad sísmica requiere de consideraciones especiales debido al elevado centro de gravedad del conjunto cámara de interrupción. Las figuras siguientes muestran algunos ejemplos reales de interruptores de tanque muerto e interruptores de tanque vivo de distintos fabricantes.


141

Figura 109 – Dead Tank Circuit Breaker ABB 5000A, 800kV, 63kA

Figura 110 – Dead tank (SF6) circuit breaker Alston 3.150A; 245kV; 40kA; 3 cliclos.


142

Figura 111 – Cámara de interrupción

Figura 112 – Dead tank (SF6) circuit breaker Alstom 4.000A; 550kV; 50kA; 2,5/2,0 ciclos


143

Figura 113 – Live Tank (SF6) circuit breaker 5.000A, 800kV, 80kA, 33ms


144

4.3 Mecanismos y circuitos de control

4.3.1 Mecanismos Los mecanismos que utilizan los interruptores en su operación, concentran una gran cantidad de energía que se libera en fracciones de segundo. Para contar con la energía necesaria, los interruptores usan mecanismos tales como la compresión de resortes espirales o el uso de barras de torsión, como también la acumulación de aire comprimido a gran presión.

Figura 114 – Mecanismo de operación por resorte

a) b)

c)

Figura 115 – Mecanismo de operación a) cerrado, b) abierto, c) abriendo


145

En la Figura 115, se muestra a modo de ejemplo el mecanismo de apertura y cierre de un interruptor del tipo tanque vivo. En la posición cerrada del circuit breaker (B), los contactos se encuentra en la posición cerrada, con los resortes de cierre (5) y apertura (A) cargados. El interruptor se mantiene en la posición cerrada por medio del pestillo de apertura (1) que mantiene la fuerza del resorte de apertura cargado. El mecanismo está ahora listo para operar por medio de un comando de apertura. Cuando el interruptor está abriendo, el pestillo (1) se suelta por medio de la bobina de disparo. El resorte de apertura (A) empuja el interruptor (B) hacia la posición de contactos abiertos. La palanca de operación se mueve hacia la derecha y finalmente alcanza al disco de levas (3). El mecanismo mas común (Figura 116) consiste en un tren de palancas que es accionado por un solenoide o un pistón operado por aire comprimido o aceite, mediante el cual se produce el cierre. El sistema de palancas está diseñado para mantenerse en la posición cerrado mediante una lengüeta de desenganche la que al ser activada libera la energía acumulada, abriendo de este modo el interruptor. La energía de reserva se acumula en el proceso de cierre y puede ser bastante grande. Por ejemplo si el cierre de un interruptor de 132 kV se hiciera mediante un solenoide, requeriría una potencia del orden de 50 kW. Por este motivo se usa aire a una presión de 150 a 200 libras/pulgada cuadrada y se emplean alrededor de 6 pies cúbicos en cada operación.

Figura 116 – Mecanismo de operación tipo FSA1 ABB.

1) Eje principal 2) Resorte de cierre 3) Disco de levas 4) Palanca de cierre (lever) 5) Eje de cambio 6) Resorte de disparo 7) Motor


146

Figura 117 – Mecanismo de operación FSA1 a) vista posterior b) vista frontal

Detalle:

1) Eje principal 2) Tornillo sin fin 3) Mecanismo de operación de la

palanca operativa 4) Motor 5) Contactos auxiliares 6) Resorte de cierre

7) Amortiguador hidráulico 8) Eje de intercambio 9) Contador de operaciones del

interruptor 10) Indicador de posición 11) Indicador de carga del resorte 12) Palanca de operación del cierre

manual

13) Bobina de cierre 14) Palanca de operación de apertura

manual 15) Mecanismo de operación de la

palanca de cierre 16) Bobinas de disparo 1 y 2 17) Resorte de disparo

Los interruptores de media y alta tensión tienen como mínimo la energía suficiente para lograr un cierre y una apertura con la energía acumulada en su mecanismo. Por supuesto, la mayoría de los interruptores modernos tienen la capacidad para efectuar más de un ciclo de cierre apertura. En cualquier caso, el interruptor debe terminar su ciclo con una operación de apertura.


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4.3.2 Circuitos de control Un interruptor puede ser accionado directamente en forma manual (operación local), o bien, mediante un electroimán que se puede energizar a distancia (operación remota). Generalmente, se dispone de dos electroimanes con potencias del orden de los 100 a 200 watt que se destinan a liberar la energía almacenada. Se denominan: Bobina de Cierre (BC), con su equivalente en inglés Close Coil (CC) y Bobina de Desenganche (BD), con su equivalente Trip Coil (TC). Estas dos bobinas están diseñadas para trabajar en forma intermitente, puesto que se construyen para que sean capaces de operar hasta con el 60% del voltaje nominal, para asegurar su operación bajo condiciones anormales de voltaje de control.

4.3.2.1 Alimentación de los Circuitos de Control Las principales fuentes de energía eléctrica utilizadas en el control de los interruptores de poder son:

Bancos de acumuladores Se denominan también baterías de control y son las que suministran la mayor parte de la energía requerida para el funcionamiento de los diferentes circuitos de control. Se prefiere este tipo de alimentación por su seguridad y eficiencia en lugares donde existen las facilidades para instalar bancos de baterías, o bien, cuando la cantidad de interruptores así lo exige. Las baterías que conforman el banco pueden ser del tipo plomo-ácido o alcalinas, siendo estas últimas bastante más caras que las primeras, aunque tienen una mayor duración. Las tensiones que se usan pueden ser: 48 Volts para instalaciones pequeñas o medianas con capacidades de 70 a 150 Amperes-hora; 125 Volt con capacidades de 200 a 400 Amperes-hora. En forma excepcional, se pueden encontrar bancos de baterías para 220 Volt, con capacidades superiores. Todos los circuitos necesarios para el comando de los interruptores y otros equipos de una instalación, además del sistema de alarmas y señalizaciones que se alimentan de la misma fuente de corriente continua, constituyen el “Circuito de control de C.C.” de la instalación.

Transformadores de servicios auxiliares Se usan en subestaciones pequeñas que no disponen de baterías de control y cuando se trata de pocos interruptores para transformadores de potencias menores a 4 MVA. Generalmente, se trata de interruptores que tienen sus bobinas diseñadas para operar con corriente alterna. En la práctica se recurre, excepcionalmente, a utilizar interruptores con bobinas para corriente continua que se alimentan a través de un rectificador. La alimentación se obtiene de transformadores para servicios auxiliares con potencias del orden de 15 kVA, con secundarios en estrella de 400-231 Volt. En algunos casos el control se alimenta de los mismos transformadores de potencial de la Subestación (S/E) que proveen la energía suficiente para hacer efectivas las órdenes, además de suministrar la información necesaria. Ocasionalmente, la energía puede obtenerse de los transformadores de corriente, aunque en este caso se usan exclusivamente para dar desenganche ante fallas, siendo la operación de cierre efectuada manualmente.


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4.3.2.2 Contactos auxiliares En cualquier interruptor de poder se consulta la existencia de contactos que están previstos para fines de control. Estos contactos (auxiliares) están diseñados para trabajar con valores de voltaje y corrientes de control (125 Volt C. C. y 10 Amperes, por ejemplo). Los contactos auxiliares que siguen la acción del interruptor, es decir, cierran cuando éste cierra se denominan tipo “a”. Los contactos que siguen la posición contraria, es decir, abren cuando el interruptor cierra, se denominan tipo “b”. (Figura 118)

Figura 118 – Simbología ANSI de contactos a) Normalmente abierto b) Normalmente

cerrado. Otra designación que se suele utilizar se basa en la posición que tienen los contactos cuando el elemento que los acciona está desenergizado, se dice: “como se recibió de fábrica”. En este caso un contacto tipo “a” se denomina “normalmente abierto” (NA) y un contacto tipo “b”, “normalmente cerrado” (NC). Todos estos contactos están adosados al mismo eje de los contactos principales, de modo que su operación coincida exactamente con la del interruptor. En algunos casos, dentro de este mismo conjunto se consulta la existencia de contactos que tienen un pequeño adelanto en la operación que les corresponde denominados “aa” o “bb” según sea el caso.

4.3.2.3 Switch de control Los switches o llaves de control son los encargados de comandar los interruptores de poder, a través del circuito de control dando órdenes de cierre o de apertura. Generalmente se ubican en los tableros o pupitres de control de las salas de comando, aún cuando pueden también estar ubicados en el mismo interruptor. La Figura 119 muestra el aspecto exterior del switch de control, así como la disposición de los contactos y la Tabla 26, el diagrama de secuencia en que los contactos operan. La letra X indica que contacto está cerrado según la posición del switch. Por ejemplo, los contactos 1-1c y 4-4c son simples y cierran al poner el switch en la posición “cerrar”, pero el contacto 3-3c cierra tanto en la posición “cerrar” como “abrir”. Por construcción, la manilla del switch permanece siempre en la posición central (reposo), pudiendo ser girada hacia la izquierda para dar una orden de cerrar, o bien, hacia la derecha para dar una orden de abrir. La manilla mueve un eje de camos que actúan sobre los contactos que se cierran o abren de acuerdo al diagrama de la Tabla 26. Al soltar la manilla, ésta vuelve a la posición central pero en


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la ventanilla queda una tarjeta que de acuerdo a su color indica la posición a que se movió la manilla la última vez. Si la tarjeta es roja, la manilla se movió a la posición cerrar. Si la tarjeta es verde, la manilla se movió a la posición abrir.

Figura 119 – Switch de control a) Vista superior b) Disposición de contactos

Tabla 26 – Diagrama de operación de contactos

Además de esto, se consultan ampolletas de señalización: de color rojo para “cerrado” y de color verde para “abierto”. De este modo se comprueba si el interruptor cumplió con la orden que se le dio. La disposición física de las ampolletas se muestra en la Figura 119 y su alimentación se hace a través de contactos auxiliares del interruptor tal como se muestra en la Figura 120. Además de la señalizaciones anteriores, las protecciones que ordenan la apertura de interruptores poseen sistemas que permiten visualizar cual de ellas operó (unidad de sello y tarjeta, por ejemplo). Los interruptores mismos, cuentan con sistemas de alarma de tipo auditivo ya sea cuando operan o bien para indicar algún tipo de perturbación que no provoque una apertura inmediata.


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4.3.2.4 Clasificación de los circuitos de control Se pueden clasificar en dos grandes grupos, de acuerdo con su fuente de alimentación:

De comando por corriente continua En la Figura 120 se muestra un circuito de este tipo y su funcionamiento es el siguiente:

Figura 120 – Diagrama elemental de control de un interruptor de poder

Cierre del Interruptor: Con el interruptor abierto, la posición de los contactos es la mostrada en la Figura 2.50. En estas condiciones, está encendida la ampolleta verde a través de 52/b (bornes 1-2) y apagada la ampolleta roja, pues 52/a (bornes 7-8) está abierto. Para cerrar el interruptor se lleva el Switch de control (Swc/52) a la posición “cerrar”, energizándose la bobina de cierre (52/BC) a través de 1-1c y 52/b (bornes 5- 6). El interruptor efectivamente se cierra y cambia la posición de todos sus contactos; por lo tanto se cierra 52/a (bornes 7-8), con lo que se enciende la ampolleta roja a través de la bobina de desenganche (52/BD) la que de todas formas no opera, puesto que la corriente no es suficiente para que ello ocurra. La ampolleta roja encendida indica que el interruptor efectivamente cerró y que el circuito de desenganche tiene voltaje para una próxima operación de apertura. En el circuito de cierre se abre 52/b (bornes 5-6) por lo que se desenergiza la bobina de cierre, pero el interruptor queda cerrado en forma mecánica. Además se abre 52/b (bornes 1-2) con lo que se apaga la ampolleta verde Apertura del interruptor: Esta se puede hacer energizando la bobina de desenganche, llevando la manilla del Switch de control (Swc/52) hacia la posición “abrir”, lo que cierra los contactos 2 y 3 o por la operación de la protección, cuyos contactos se han designado por P. En cualquiera de los dos casos se cortocircuita la ampolleta roja (que se apaga) y se energiza la bobina de desenganche


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52/BD a través del contacto 52/a (bornes 7-8) y el interruptor se abre, con lo que se enciende la ampolleta verde, a través del contacto 52/b (bornes 1-2) El desenganche es eléctricamente libre porque no depende de si el Swc/52 (bornes 1-1c) está cerrado o no. En el caso en que 1-1c se encuentre cerrado (el operador mantiene la orden de cierre del interruptor), la apertura se hace de todas maneras, pues 52/b (bornes 5-6) está abierto. Sin embargo, este esquema tiene el problema de que si se mantiene la orden de cerrar, una vez que el interruptor ha abierto, se producirán sucesivos cierres y aperturas, dando origen al denominado “bombeo” del interruptor. Para evitar este problema se hace uso de un circuito que cuenta con un relé antibombeo (94), tal como el que se muestra en la Figura 121, donde por simplicidad se han eliminado las ampolletas indicadoras.

Figura 121 – Circuito de control de interruptor con relé antibombeo.

En el esquema se aprecia que si se mantiene la orden de cierre contra la falla, el interruptor no vuelve a cerrar debido a que el circuito de la bobina de cierre queda interrumpido por el contacto 94/b (bornes 1-2) del relé de antibombeo, de modo que para cerrar nuevamente el interruptor, se debe inhabilitar el relé 94 abriendo el contacto 1-1c del Switch control y volviéndolo a cerrar. Este circuito no es necesario en los interruptores de soplo de aire, ya que las bobinas de cierre que comandan las válvulas de aire comprimido necesitan ser desenergizadas para que sea posible efectuar una nueva orden de cierre.

De comando por corriente alterna Se usa en subestaciones inferiores a 4 MVA, que no dispongan de baterías de control. Las soluciones más usadas son:


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Trip serie: Mediante el uso de la corriente circulante por el propio interruptor controlado, ya sea directamente si la tensión y la corriente lo permiten o, como es más común, a través de TT/CC. La Figura 122 muestra el circuito de control de interruptores tipo trip serie directo para el relé de sobrecorriente IAC 51C (General Electric). El sistema funciona de la siguiente manera: En condiciones normales, la corriente de carga circula por la bobina del relé 51 y por X1 a través del contacto cerrado X que se mantiene en esta posición debido a la corriente que circula por X1. El contacto X a su vez cortocircuita las bobinas de sello y tarjeta del relé y de apertura del interruptor. Si existe una corriente muy alta que haga operar el relé 51 se cierra 51/a que cortocircuita la bobina X2; en esta circula una corriente debido a la tensión inducida por la corriente que circula por la bobina X1. La corriente inducida en X2 es tal que hace aumentar la reluctancia del circuito magnético a la izquierda de la bobina X1, por lo que el flujo producido por X1 se cierra a través del núcleo situado a la derecha. Así entonces, se abre X y la corriente pasa por la bobina de sello y tarjeta (51/SyT) y de desenganche del interruptor (52/BD) lo que hace que se cierre el contacto de la bobina de sello y tarjeta SyT/a dando otra vía de circulación a la corriente en X2 y se abra al interruptor. Aunque ahora no hay corriente en el secundario del T/F de corriente el interruptor queda abierto.

Figura 122 – a) Circuito de control tipo trip serie b) Diagrama esquemático del relé

auxiliar Mediante el uso de energía obtenida antes o después del interruptor controlado: La Figura 123 muestra un circuito de control en que la energía se obtiene de transformadores de servicios auxiliares ubicados antes (aguas arriba) del interruptor controlado. El funcionamiento de este circuito es semejante a los ya estudiados. Se debe hacer notar que para el circuito de control se usa energía de C.A. rectificada. El condensador de disparo C permite disponer siempre de la energía necesaria para la apertura, ya que para fallas cercanas al punto en que se obtiene la energía, la tensión puede ser muy pequeña.


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Figura 123 – Control del interruptor de poder usando energía en C.A.

Otros esquemas utilizados: La Figura 124 muestra dos esquemas que usan energía proveniente de fuentes de corriente alterna para el control. Ella se puede obtener desde transformadores de corriente (Figura 124-a) o de transformadores de potencial (Figura 124-b). Los transformadores de potencial se conectan entre fases, para obtener un voltaje suficiente en el caso de fallas monofásicas.

Figura 124 – Circuitos de control alimentados por C.A. provenientes de a) Transformador

de corriente, b)Transformadores de potencial


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4.3.2.5 Circuito de control de un Circuit Breaker en SF6 con mecanismo de resorte ABB El siguiente corresponde a un ejemplo de circuitos de control para el interruptor de poder de la gama BGL de ABB que se muestra en la siguiente figura:

Figura 125 – Mecanismo de operación circuit breaker BGL ABB.

Las principales funciones eléctricas del mecanismo de control del interruptor de poder son las siguientes: Contacto de cierre: La bobina de cierre Y3 puede activarse eléctricamente de forma local o remota. Cuando el interruptor se encuentra en la posición cerrada, el circuito de cierre es interrumpido por el contacto auxiliar (BG). Circuito de disparo: El mecanismo cuenta con dos bobinas de disparo independientes (Y1 o Y2). El mecanismo puede operarse eléctricamente de forma local o remota. Cuando el interruptor se encuentra en la posición abierta, los circuitos de disparo son interrumpidos por el contacto auxiliar (BG). Interbloqueo: El contacto del switch de densidad (BD) activa los relés auxiliares (K9 y K10), que bloquean el impulso de operación, si la densidad del gas SF6 demasiado baja. El relé anitbombeo (K3) bloquea cualquier impulso de cierre después que el interruptor ha completado una operación de cierre. La densidad del gas SF6 y la condición de operación del mecanismo es monitoreada eléctricamente por las siguientes indicaciones (remotas):

• Se recomienda recarga del SF6 (Nivel de Alarma) • La densidad del gas es demasiado baja (Nivel de Bloqueo) • Indicación de resorte cargado

Circuito Calentador: El mecanismo de operación está provisto de un calentador anti-condensación. Para asegurar la operación confiable a bajas temperaturas el mecanismo está provisto de un unidad de calentador controlado por termostato (E2, BT1).


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Alternativamente, en condiciones con elevada humedad, el mecanismo puede proveerse con detector de humedad. Bloques Terminales: Los bloques terminales se utilizan como interfaces de los circuitos de control y para las conexiones del cableado interno. Los bloques terminales estándar son del tipo de compresión en los que el final del cable es comprimido contra dos laminas metálicas en el terminal. Los circuitos para alimentar el control, el motor y circuitos auxiliares AC, normalmente se conectan mediante terminal desconectable de 6mm2 (Entrelec M6/8. STA). Los circuitos de señal se conectan por medio de terminales de 4mm2, (Entrelec M4/6). Todos los terminales pueden protegerse mediante una cubierta transparente. Cableado Interno: El cableado interno en el mecanismo de operación es realizado normalmente con conductor de asilamiento de PVC. Las dimensiones para el motor son de 2,5mm2 y 1,5mm2 para control y circuitos auxiliares. Circuitos de Control Circuitos de Control BD Señal de contacto del switch de densidad K25 Relé de señal de gas bajo BG Contacto auxiliar M, M.1 Motor BT1 Termostato Q1, Q1.1 Contactor BW Final de carrera S1 Interruptor, disparo/cierre E1, E2 Calentador S4 Selector (local/remoto/desconectado) F1, F1.1 Guardamotor directo en línea, y contacto

auxiliar de disparo del guardamotor. Y1, Y2 Bobina de disparo

F2 Interruptor automático de miniatura (MCB) para circuito auxiliar AC.

Y3 Bobina de cierre

K3 Relé antibombeo Y7 Contacto de bloqueo (adaptado por palanca)

K9, K10 Relés de interbloqueo de disparo y cierre.

Tabla 27 – Elementos de circuito de control del interruptor de poder El esquema de la Figura 126, muestra el circuito de control del mecanismo de operación cuando el interruptor de poder se encuentra en la condición de servicio normal; Esto es; presurizado, resorte de cierre cargado, en posición cerrada, en posición de motor cargando, y con el selecto en posición remota.


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Figura 126 – Circuito de control principal

Figura 127 – Motor, calentador y contactos auxiliares.

Se utiliza dos motores cuando la energía requerida es para cargar un resorte de gran calibre.


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Referencias: [1] Protective Relaying; Principles and applications - Third Edition - J. Lewis Blackburn, Thomas J. Domin [2] Protective Relay Principles - Anthony F. Sleva – CRC Press – ISBN: 13: 978-0-8247-5372-6 [3] Protection of Industrial Power Systems, Second Edition – T. Davies - Newnes [4] Apuntes de Protecciones De Sistemas Electricos - Profesor: Manuel Villarroel Moreno – 2008 - UDLF [5] Decreto Supremo N°327 – Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos [6] Norma Técnica de Calidad de Suministro

Unidad 1 - Generalidades de Las Protecciones Eléctricas de Distribución

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