Coordinación de los Sistemas de Protección asociados a la
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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA COORDINACIÓN DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN ASOCIADOS A LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA 115 kV DE CVG ALCASA Por: Andreína Victoria Díaz Rojas INFORME DE PASANTÍA Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista Sartenejas, Noviembre de 2012 UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA COORDINACIÓN DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN ASOCIADOS A LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA 115 kV DE CVG ALCASA Por: Andreína Victoria Díaz Rojas Realizado con la asesoría de: Tutor Académico: Ing. Alexander Bueno Tutor Industrial: Ing. Elvis Risquez INFORME DE PASANTÍA Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista Sartenejas, Noviembre de 2012 COORDINACIÓN DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN ASOCIADOS A LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA 115 kV DE CVG ALCASA Realizado por Andreína Díaz RESUMEN La subestación eléctrica de 115 kV que alimenta la Línea III de Reducción de C.V.G. Aluminio del Caroní, S.A. (CVG ALCASA), ha estado en servicio durante 34 años continuos, período en el cual los niveles de cortocircuito se han incrementado debido al crecimiento del sistema eléctrico nacional, motivado a ello, se realiza dicho estudio de coordinación de los sistemas de protección asociados al sistema de potencia en cuestión. Para el desarrollo del proyecto se recolecta información técnica del sistema eléctrico, que posteriormente se implementa en un software de simulación, que facilita el cálculo de los niveles de cortocircuito y la subsiguiente diagramación de las curvas tiempo-corriente de los distintos esquemas de protección. Entre estos esquemas se distinguen fusible-fusible, relé-relé, interruptor-interruptor y fusible-interruptor, para los cuales se establecen un conjunto de criterios y normas imprescindibles para garantizar la seguridad, eficiencia y continuidad del servicio. A partir de un análisis riguroso se proponen mejoras concernientes a nuevos ajustes en los equipos en los que se evidencia una falta de coordinación, así como se hace referencia de los equipos que requieren con urgencia ser sustituidos, preservando en todos los ejemplos que se presentan la configuración del esquema original. iv DEDICATORIA A DIOS y a la Virgen del Valle, por bendecir cada uno de mis días A mi abuela Emma, porque sé que desde el cielo intercede por mi A mi madre Sonia, por enseñarme a luchar incansablemente A mi padre Héctor, por inculcarme el sentido del respeto y la responsabilidad A mis hermanos Héctor y Virginia, por ser los mejores compañeros que me ha podido dar la vida A MI FAMILIA, MI MAYOR TESORO v AGRADECIMIENTOS Y RECONOCIMIENTOS A Dios, por ser mi guía espiritual y mi mayor inspiración en el recorrido para alcanzar mi mayor sueño. A C.V.G. Aluminio del Caroní, S.A. (CVG ALCASA), por abrirme las puertas y facilitarme las herramientas necesarias en el aprendizaje del ámbito profesional, en especial a todo el equipo del Departamento de Rectificadores y Alta Tensión por su gran colaboración. A la Universidad Simón Bolívar, por sembrar en mí los valores de la constancia, el esfuerzo y la perseverancia en cada reto que se me presenta, pero más aún por la dicha y la felicidad que me brindó el hacer vida estudiantil en sus espacios, por siempre orgullosa de ser Uesebista. Al ingeniero Elvis Risquez, por siempre estar atento a mis dudas e inquietudes durante la preparación de este proyecto de pasantía, gracias por su orientación como tutor industrial durante mi estadía en la empresa. Al ingeniero Alexander Bueno, por su disposición y conocimientos impartidos durante la carrera profesional, por ser mi tutor académico y brindarme su apoyo para el logro de esta meta. A todos los amigos que hice en Caracas, por brindarme la oportunidad de compartir con ustedes risas, encuentros, discusiones, tristezas, satisfacciones y un sin fin de anécdotas que perdurarán por siempre en mi memoria. ¡Gracias a Todos! vi ÍNDICE GENERAL INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................ 1 1. DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA ............................................................................................ 3 1.1 Descripción General de la Empresa............................................................................................ 3 1.2 Estructura Organizativa .............................................................................................................. 4 2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE POTENCIA ...................................................................... 6 2.1 Subestaciones Secundarias de 13,8 kV....................................................................................... 8 3. FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LAS PROTECCIONES .................................................... 12 3.1 Detección e Interrupción de Fallas ........................................................................................... 13 3.1.1 Transformadores de Corriente ............................................................................................... 14 3.2 Descripción General de los Relés ............................................................................................. 15 3.2.1 Relés de Protección Típicos y Sistemas de los Relés ............................................................ 16 3.2.2 Principios de Aplicación de un Relé...................................................................................... 17 3.3 Relés de Sobrecorriente ............................................................................................................ 18 3.3.1 Relés de Sobrecorriente Instantáneos .................................................................................... 18 3.3.2 Relés de Sobrecorriente Temporizados ................................................................................. 19 3.3.2.1 Relés de Tiempo Definido .................................................................................................. 20 3.3.2.2 Relés de Tiempo Inverso .................................................................................................... 20 3.3.3 Relés de Sobrecorriente Estáticos ......................................................................................... 22 3.3.3.1 Relés de Sobrecorriente Electrónicos Analógicos .............................................................. 22 3.3.3.2 Relés de Sobrecorriente Electrónicos Computarizados ...................................................... 23 3.4 Fusibles de Media Tensión ....................................................................................................... 25 3.5 Interruptores Termomagnéticos ................................................................................................ 28 3.5.1 Interruptor Magnético ............................................................................................................ 29 vii 3.5.2 Interruptor Térmico ............................................................................................................... 30 3.5.3 Interruptor Termomagnético ................................................................................................. 31 3.6 Protección de Falla a Tierra ...................................................................................................... 32 3.6.1 Tipos de Sistemas según la Protección de Falla a Tierra ...................................................... 33 3.6.2 Clasificación de Sistemas Puestos a Tierra ........................................................................... 33 3.6.2.1 Sólido Puesto a Tierra......................................................................................................... 33 3.6.2.2 Baja Resistencia Puesta a Tierra ......................................................................................... 35 3.6.2.3 Alta Resistencia Puesta a Tierra ......................................................................................... 35 3.6.2.4 Sin Conexión a Tierra ......................................................................................................... 36 3.7 Protección de Transformadores ................................................................................................ 37 3.7.1 Objetivos de la protección del transformador ....................................................................... 39 3.7.2 Dispositivos de Protección Primaria del Transformador ....................................................... 40 3.7.3 Protección del Transformador de Alteraciones Eléctricas .................................................... 41 3.7.3.1 Protección de Sobrecarga ................................................................................................... 41 3.7.3.2 Protección de Corrientes de Cortocircuitos ........................................................................ 42 3.7.3.3 Protección contra Sobretensiones ....................................................................................... 43 3.8 Protección de Motores .............................................................................................................. 44 4. COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES........................................................................ 45 4.1 Metodología .............................................................................................................................. 45 4.2 Criterios de los Ajustes ............................................................................................................. 46 4.2.1 Esquema Fusible-Fusible....................................................................................................... 46 4.2.2 Esquema Relé de Sobrecorriente-Relé de Sobrecorriente ..................................................... 49 4.2.3 Esquema Interruptor Termomagnético-Interruptor Termomagnético ................................... 52 4.2.4 Esquema Fusible-Interruptor Termomagnético ..................................................................... 55 viii 4.3 Corrientes de Energización del Transformador ........................................................................ 57 5. PRESENTACIÓN DE LOS RESULTADOS ............................................................................ 59 5.1 Ejemplo Esquema Fusible-Fusible ........................................................................................... 59 5.2 Ejemplo Esquema Relé de Sobrecorriente-Relé de Sobrecorriente ......................................... 63 5.3 Ejemplo Esquema Interruptor Termomagnético-Interruptor Termomagnético ....................... 69 5.4 Ejemplo Esquema Fusible-Interruptor Termomagnético ......................................................... 78 5.5 Resumen de los Resultados Obtenidos ..................................................................................... 84 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................. 85 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................................... 87 ix ÍNDICE DE TABLAS Tabla 5.1 Valores Actuales del Esquema Fusible-Fusible ............................................................................ 59 Tabla 5.2 Niveles de Cortocircuito Trifásicos y Monofásicos ....................................................................... 60 Tabla 5.3 Resultados obtenidos para los Criterios del Fusible B .................................................................... 60 Tabla 5.4 Resultados obtenidos para los Criterios del Fusible A .................................................................... 62 Tabla 5.5 Ajustes Actuales del Esquema Rsc-Rs ....................................................................................... c63 Tabla 5.6 Niveles de Cortocircuito Trifásicos y Monofásicos ....................................................................... 64 Tabla 5.7 Valores obtenidos para los Criterios del RscB .............................................................................. 66 Tabla 5.8 Valores obtenidos para los Criterios del RscA .............................................................................. 66 Tabla 5.9 Ajustes Actuales del Esquema ITM-ITM .................................................................................... 69 Tabla 5.10 Niveles de Cortocircuito Trifásicos y Monofásicos...................................................................... 70 Tabla 5.11 Valores obtenidos para los Criterios del ITM del motor de 450 hp .................................................. 72 Tabla 5.12 Valores obtenidos para los Criterios del ITM del motor de 100 hp .................................................. 73 Tabla 5.13 Valores obtenidos para los Criterios del ITM principal ................................................................. 74 Tabla 5.14 Valores obtenidos para los Criterios del fusible .......................................................................... 76 Tabla 5.15 Ajustes Actuales del Esquema Fusible-ITM ............................................................................... 78 Tabla 5.16 Niveles de Cortocircuito Trifásicos y Monofásicos...................................................................... 79 Tabla 5.17 Valores obtenidos para los Criterios del ITM ............................................................................. 79 Tabla 5.18 Valores obtenidos para los Criterios del fusible ......................................................................... .82 x ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1 Estructura Organizativa de CVG ALCASA .................................................................................. 4 Figura 1.2 Estructura Organizativa de la Gerencia de Servicios Industriales ...................................................... 5 Figura 2.1 Diagrama Esquemático Unifilar de Fase IV .................................................................................. 7 Figura 2.2 Diagrama Unifilar de la Red de Alta Tensión de Fase IV .............................................................. 11 Figura 3.1 Diagrama Simplificado de Conexión de un Relé .......................................................................... 14 Figura 3.2 Representación Lógica de un Relé ............................................................................................ 16 Figura 3.3 Zonas de Protección Primaria típicas de un Relé en un Sistema de Potencia ...................................... 17 Figura 3.4 Conexión de un Relé de Sobrecorriente ..................................................................................... 18 Figura 3.5 Relés de Sobrecorriente de Armadura y tipo Émbolo.................................................................... 19 Figura 3.6 Funcionamiento de un Relé de Sobrecorriente de Disco de Inducción .............................................. 21 Figura 3.7 Curva Característica del Relé de Tiempo Inverso para distintos ajustes del Dial de Tiempo ................. 22 Figura 3.8 Funcionamiento de un Relé de Sobrecorriente Electrónico Analógico ............................................. 23 Figura 3.9 Funcionamiento del Relé de Sobrecorriente Electrónico Computarizado .......................................... 24 Figura 3.10 Efecto Transitorio de Limitación de Corriente ........................................................................... 27 Figura 3.11 Comparación entre las Curvas de Tiempo Mínimo de Fusión y Tiempo Total de Despeje .................. 28 Figura 3.12 Característica t vs. I del Interruptor Magnético .......................................................................... 30 Figura 3.13 Característica de Operación del Interruptor Térmico ................................................................... 31 Figura 3.14 Curva Característica del Interruptor Termomagnético ................................................................. 31 Figura 5.1 Diagrama Tiempo-Corriente del Esquema Fusible-Fusible ............................................................ 61 Figura 5.2 Diagrama Tiempo-Corriente del Esquema Rsc-Rsc ...................................................................... 65 Figura 5.3 Diagrama Tiempo-Corriente del Esquema Rsc-Rsc después de coordinado ...................................... 68 Figura 5.4 Diagrama Tiempo-Corriente del Esquema ITM-ITM ................................................................... 71 Figura 5.5 Diagrama Tiempo-Corriente del Esquema ITM-ITM después de coordinado .................................... 77 Figura 5.6 Diagrama Tiempo-Corriente del Esquema Fusible-ITM ................................................................ 80 Figura 5.7 Diagrama Tiempo-Corriente del Esquema Fusible-ITM después de coordinado................................. 83 xi LISTA DE SÍMBOLOS A Corriente Eléctrica (Amperio) CO2 Dióxido de Carbono h Tiempo (Hora) hp Potencia (Caballo de Vapor) s Tiempo (Segundo) V Potencial Eléctrico (Voltio) VA Potencia Aparente (Voltioamperio) Ø Flujo Magnético (Weber) Ω Resistencia Eléctrica (Ohmio) xii LISTA DE ABREVIATURAS BIL Nivel nominal de Aislamiento Básico al Impulso CORPOELEC Corporación Eléctrica Nacional CVG ALCASA C.V.G. Aluminio del Caroní, S.A. CVG VENALUM Industria Venezolana de Aluminio, C.A. Factor de Seguridad Corriente de Arranque del Motor Corriente en Condición de Máxima Carga Corriente de ajuste Corto de Tiempo Corriente de daño Corriente de Falla Mínima Corriente de energización Corriente Instantánea Corriente de ajuste Largo de Tiempo Corriente nominal del fusible Corriente nominal del motor Corriente nominal del transformador Corriente umbral Corriente de los ramales Corriente del sens xiii Corriente Transitoria Electromagnética ITM Interruptor Termomagnético LAMPO Laminación Puerto Ordaz Rsc Relé de Sobrecorriente RTC Relación de Transformación de Corriente S Potencia Aparente TAP Toma Tiempo de duración del arco Tiempo de Operación del interruptor Tiempo de retardo corto de tiempo Tiempo de retardo largo de tiempo Tiempo de operación del relé conectado del lado de la carga Tiempo de operación del relé conectado del lado de la fuente Tensión de Línea xiv 1 INTRODUCCIÓN La coordinación de protecciones es la base primordial para el buen funcionamiento de un sistema de potencia, con los ajustes adecuados para desconectar sólo las zonas afectadas, y proporcionar un servicio continuo, seguro y eficiente para que todas las prácticas de la empresa se lleven a cabo. La protección tiene un papel importante en el desempeño y la producción de la empresa, ya que la energía eléctrica es una de las materias primas para la obtención de aluminio, por lo tanto, es necesario tener la mayor cantidad de equipos en operación. Estos equipos fueron instalados en la empresa hace 34 años, y desde entonces debido a la ampliación del sistema eléctrico nacional, se han incrementado los niveles de cortocircuito, por lo tanto, se requiere verificar el comportamiento y la actuación de los dispositivos de protección en presencia de distintas fallas, aplicando criterios con las herramientas disponibles que permitan encontrar el diseño idóneo. No existe un sistema eléctrico que pueda ser ideal, ya que es imposible evitar que ocurran alteraciones eléctricas tales como sobrecarga continua, cortocircuitos, fallas a tierra, sobretensiones transitorias, entre otras, por lo tanto, el efecto de una buena coordinación de protecciones puede ser vital para evitar daños importantes ante la realidad que se plantea, para ello, se apreciarán las condiciones de los ajustes actuales y cómo se relacionan con las normas a aplicar. El objetivo general de este estudio es evaluar los sistemas de protección asociados a la subestación eléctrica 115 kV Línea III de Reducción, a fin de verificar la coordinación de dichos sistemas, utilizando como herramienta de trabajo un software especializado que permita simular 2 el sistema eléctrico en cuestión. Para lograrlo se deben cumplir los siguientes objetivos específicos: Realizar un análisis de las fallas que pueden afectar a distintos puntos del sistema Elaborar los criterios de los ajustes a aplicar en cada tipo de esquema Identificar las deficiencias que presenta cada caso Desarrollar en términos cuantitativos y cualitativos las mejoras planteadas CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA 1.1 Descripción General de la Empresa C.V.G. Aluminio del Caroní, S.A. (CVG ALCASA), industria básica del estado venezolano tutelada por la Corporación Venezolana de Guayana fue fundada en 1967, es productora y comercializadora de aluminio primario, cilindros y productos laminados. Se encuentra ubicada en Puerto Ordaz, Estado Bolívar y destina el 60 % de su producción al mercado internacional, en tanto que el restante 40% es para el consumo de la industria nacional transformadora ubicada aguas abajo. Sus áreas operativas son Planta de Carbón, Planta de Reducción, Planta de Fundición y Planta de Laminación. Sus productos, lingotes de 454 kilogramos y 22.5 kilogramos, cilindros para la extrusión y planchones para laminación de hasta 8 toneladas, los cuales se destinan para satisfacer las necesidades del sector transformador nacional, y el excedente se exporta. [2] Esta planta reductora de aluminio, contaba con una capacidad de producción inicial de 210.000 TM/año, pero debido al cierre de las Líneas I y II de Reducción a finales del año 2010, motivado a la crisis energética se redujo a 160.000 TM/año. ALCASA tiene como misión “Producir, transformar y comercializar en forma eficiente los productos de aluminio garantizando el suministro de materia prima al sector transformador nacional, fomentando la diversificación productiva con mayor valor agregado, defendiendo la soberanía productiva y tecnológica. De igual manera, servir de plataforma para el impulso de las diversas formas asociativas de producción”. [2] 4 1.2 Estructura Organizativa ALCASA está conformada en su área operativa por 7 Gerencias, y en la administrativa por 6 Gerencias, entre las cuales se suma un total de aproximadamente 3000 trabajadores. La figura 1.1 muestra el organigrama con la estructura organizativa correspondiente a cada área.[2] Figura 1.1. Estructura Organizativa de CVG ALCASA Este proyecto se desarrolló en la Superintendencia de Rectificadores y Alta Tensión, unidad adscrita a la Gerencia de Servicios Industriales. En la figura 1.2 se encuentra el organigrama perteneciente a esta gerencia. 5 Figura 1.2. Estructura Organizativa de la Gerencia de Servicios Industriales La Superintendencia de Rectificadores y Alta Tensión tiene como propósito general garantizar el suministro de la energía eléctrica a las áreas administrativas y operativas de la planta, hasta los sistemas principales de baja tensión, mediante la planificación y control de las gestiones de operaciones, mantenimiento e ingeniería, con el objeto de asegurar la continuidad de las operaciones en el proceso productivo. [2] CAPÍTULO 2 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE POTENCIA EN ESTUDIO El sistema de potencia a coordinar, consiste de una Subestación Principal de 115 kV tipo intemperie que se alimenta con dos líneas de llegada provenientes de la Subestación “Guayana B” de la Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC). Desde esta subestación, se suministra energía DC para el proceso electrolítico de reducción de aluminio, y energía AC para los servicios auxiliares de la propia subestación y para las diferentes facilidades operativas asociadas a dicho proceso, lo cual se realiza con un alimentador aéreo a nivel de 13,8 kV con una configuración radial, siendo ésta la fuente normal y cuyo respaldo se encuentra en la subestación de Laminación Puerto Ordaz (LAMPO). Cada una de las líneas de llegada está conectada a una barra de distribución de 115 kV, sin posibilidad de acople entre ellas, desde las cuales, derivan seis unidades transfo-rectificadoras que convierten energía eléctrica AC en DC, para proveer a las celdas una de las materias primas más importante como lo es la corriente eléctrica, en el proceso de electrólisis de la alúmina, con la finalidad de obtener el aluminio. Cada unidad transfo-rectificadora, está conformada por un equipo transformador, en el cual se encuentran sumergidos en aceite en una misma cuba, un autotransformador y un transformador de potencia, de dos devanados, que en su conjunto convierten la tensión de 115/0,704 kV; adicionalmente, poseen un puente de diodos rectificadores de onda completa, de seis columnas, con trece diodos por columna, que permiten obtener a su salida una señal de corriente continua que posee en su total una capacidad nominal de 175 kA. La figura 2.1 ilustra lo descrito anteriormente. 7 Figura 2.1. Diagrama Esquemático Unifilar de Fase IV 8 Para la alimentación de los servicios auxiliares de 13,8 kV, está dispuesto un transformador de potencia, trifásico, de dos devanados, desde una de las barras de 115 kV, con una potencia nominal de 14 MVA, que además posee una resistencia del neutro de 20 Ω en el lado de baja tensión para limitar la corriente ante fallas monofásicas. 2.1 Subestaciones Secundarias de 13,8 kV Las subestaciones secundarias de 13,8 kV garantizan la alimentación requerida por los servicios auxiliares y áreas operativas del sistema en estudio, que según el nombre que reciben son las siguientes: Torre DS-16: Desde esta torre, están conectadas a través de un tramo subterráneo, dos unidades transformadoras, trifásicas, de dos devanados, cada una de 1 MVA y con relación de transformación de 13,8/0,48 kV, con una resistencia del neutro de 277Ω en el lado de baja tensión, para limitar la corriente ante fallas monofásicas, con el propósito de proveer energía eléctrica a los servicios auxiliares de la subestación principal de Fase IV. Cinta Transportadora: Aquí están localizados dos bancos de transformadores monofásicos, cada uno de potencia nominal de 50 kVA, uno de estos bancos con relación de transformación de 14,4/0,24 kV y el otro de 14,4/0,277 kV, así como también, un banco de transformadores de 75 kVA cada uno, con relación de transformación de 14,4/0,24 kV, los cuales en conjunto, permiten accionar los motores y otros dispositivos dispuestos para transportar la alúmina primaria, proveniente de la Industria Venezolana de Aluminio, C.A. (CVG VENALUM) hasta la planta. A esta cinta transportadora de alúmina, están vinculados, un banco de transformadores monofásicos de 25 kVA cada uno, con relación de transformación de 13,8/0,24 kV que proporciona energía eléctrica al Comando de la Guardia Nacional instalado para custodiar la empresa; un banco de unidades transformadoras monofásicas de 100 kVA cada una, con relación de transformación de 14,4/0,48 kV que suministra energía eléctrica al tanque de almacenamiento de alúmina Silo; y un transformador monofásico de 15 kVA con relación 9 de voltaje de 13,8/0,48 kV dispuesto para alimentar la carga que se consume en la Sala de Control de Fase densa. Taller Central: A este taller están asociados dos transformadores, trifásicos, de dos devanados, cada uno de 1 MVA, con relación de transformación de 13,8/0,48 kV, que permiten cubrir la demanda de energía eléctrica que se requiere en las instalaciones, para ejecutar las labores de reparación de equipos y máquinas averiadas en la compañía. Torre DS-15 A: Mediante una vía subterránea, está interconectada esta torre con dos transformadores, trifásicos, de dos devanados, cada uno de 1 MVA, con relación de transformación de 13,8/0,48 kV, con una resistencia del neutro de 277 Ω en el lado de baja tensión, para limitar la corriente ante fallas monofásicas, con el fin de accionar dos motores asíncronos de 450 hp y 4 polos cada uno, que impulsan los compresores, para trasladar la alúmina en fase densa. Torre DS-15: Un tramo subterráneo conecta esta torre a tres transformadores, trifásicos, de dos devanados, cada uno de 1 MVA, con relación de transformación de 13,8/0,48 kV, que permiten alimentar la zona de Envarillado II cuya misión es proveer oportunamente ánodos ensamblados a las líneas de celdas; y desde otro extremo de la torre, a través de un trayecto aéreo se encuentra un banco de transformadores monofásicos de 100 kVA cada uno, con relación de transformación de 14,4/0,24 kV que suple la carga de Caucaguita; así mismo, a través de esta misma red aérea, existe un transformador trifásico, de 1 MVA, de dos devanados, con relación de transformación de 13,8/0,48 kV, que suministra energía eléctrica al Almacén que proporciona los implementos y dotaciones necesarias para el personal que labora en la empresa. Torre DS-14: Existe un enlace subterráneo entre esta torre y un transformador trifásico, de 2 MVA, de dos devanados, con una relación de transformación de 13,8/0,48 kV, que alimenta un total de tres motores síncronos de 500 hp y 14 polos cada uno, para accionar los compresores que impulsan aire para elevar la presión que permite trasegar el aluminio líquido hasta el área de Fundición. 10 Torre DS-13: Esta torre está conectada a través de un tramo subterráneo con un transformador trifásico, de 2 MVA, de dos devanados, con relación de transformación de 13,8/0,48 kV, que permite energizar dos motores síncronos de 500 hp y 14 polos cada uno, para accionar los compresores que aumentan la presión para trasegar el aluminio líquido hasta la zona de Fundición. Torre DS-13 A: Esta torre posee una vía subterránea hasta dos transformadores, trifásicos, de 2,5 MVA, de dos devanados, con relación de transformación de 13,8/2,4 kV, con una resistencia del neutro de 55 Ω, para limitar la corriente ante fallas monofásicas, los cuales alimentan un total de cuatro motores asíncronos de 700 hp y 6 polos cada uno, que permiten el funcionamiento de los ventiladores de Control Ambiental, que expanden hacia el exterior gases tóxicos de Dióxido de Carbono (CO2), que se produce cuando se forma oxígeno en el ánodo de grafito que reacciona con el carbono en el proceso de reducción de aluminio. Desde esta torre también están dispuestos a través de una ruta subterránea dos transformadores, trifásicos, de 1 MVA, de dos devanados, con relación de transformación de 13,8/0,48 kV, con una resistencia del neutro de 277 Ω para limitar la corriente ante fallas monofásicas, que suministran energía eléctrica a los servicios auxiliares de Línea III. Torre DS-12: Esta torre dispone de un tramo subterráneo hasta un transformador trifásico, de 1 MVA, de dos devanados, con relación de transformación de 13,8/0,48 kV para alimentar el edificio de Ingeniería Industrial y el área de Reacondicionamiento de Celdas II, en la cual se reparan los cascos que se instalan en las líneas de celdas en las que se lleva a cabo el proceso de reducción de aluminio. Torre DS-10: Esta torre está interconectada hasta la fuente de respaldo de 13,8 kV de LAMPO, culminando aquí el circuito radial de Fase IV. En la figura 2.2 se aprecia el plano esquemático de las subestaciones secundarias especificadas previamente. 11 Figura 2.2. Diagrama Unifilar de la Red de Alta Tensión de Fase IV CAPÍTULO 3 FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LAS PROTECCIONES Un Sistema de Protecciones, es el conjunto de equipos y dispositivos que detectan y aíslan de inmediato una zona afectada del sistema, cuando un cortocircuito u otra anomalía pueda causar daños, o afectar adversamente, la operación de cualquier porción del sistema o de la carga que suple. [4] La coordinación, es la selección y/o ajuste de los dispositivos de protección con el propósito de aislar sólo la porción del sistema donde ocurre la anomalía. La coordinación, es un ingrediente básico de un sistema de protección eléctrica de distribución bien diseñado, y es obligatoria en el cuidado y cierto proceso continuo de los sistemas industriales. [4] La protección de un sistema es una de las más básicas y esenciales características de un sistema eléctrico y debe ser considerada simultáneamente con todas las demás características principales. Para garantizar una óptima coordinación, el Sistema de Protecciones debe poseer las siguientes características [8]: Sensibilidad: Propiedad por la cual la protección debe operar para la falla mínima que se presente. Selectividad: Propiedad que permite a los equipos distinguir entre fallas en su zona de operación y fallas externas. 13 Velocidad de Operación: Mínima duración de la falla y consecuente daño del equipo. Confiabilidad: Consiste en la seguridad de que los dispositivos de protección actuarán cuando las circunstancias lo requieran. Simplicidad: Un mínimo de equipos de protección y de circuitos asociados para lograr los objetivos de la protección. Economía: Máxima protección al mínimo costo total. 3.1 Detección e Interrupción de Fallas Una falla se puede detectar por el cambio brusco que trae a los parámetros del sistema. Los parámetros más utilizados con este fin son [8]: Corriente Tensión Ángulo entre Tensión y Corriente Dirección del flujo de potencia Impedancia Frecuencia Rata de variación de alguna de las cantidades anteriores Para poder utilizar los parámetros anteriores es necesario medirlos. Esta medición se hace mediante transformadores de medida, los cuales reproducen a escala reducida las tensiones y corrientes del sistema. Estos valores reducidos se aplican a los relés, los cuales determinan si el sistema está operando normalmente o, si por el contrario, ha ocurrido una falla. [8] 14 Si lo último es cierto el relé ordena la apertura del disyuntor que controla. La figura 3.1 explica en forma esquemática lo dicho anteriormente. Figura 3.1 Diagrama Simplificado de Conexión de un Relé 3.1.1 Transformadores de Corriente Los transformadores de corriente tienen por objeto: a) aislar los aparatos de medidas, de protección y de control de la alta tensión; b) reducir las corrientes que circulan por los circuitos de potencia a niveles adecuados a la capacidad térmica de los instrumentos. [8] Las condiciones de funcionamiento de un transformador de corriente que alimenta instrumentos de mediciones son diferentes a las condiciones de funcionamiento de un transformador de corriente utilizado para alimentar los relés de protecciones, ya que mientras el primero opera para corrientes que oscilan entre un 10% y un 120% de su corriente nominal, el segundo opera para una amplia gama de corrientes de falla que van desde fracciones hasta varias veces la corriente nominal del transformador de corriente. [8] 15 3.2 Descripción General de los Relés En general un “Relé” o un “Relevador” es un dispositivo eléctrico que es capaz de detectar una determinada magnitud de entrada (corriente, tensión, impedancia, etc.), a partir de la cual realiza cierta asignación en conjunto con otros equipos eléctricos de control. [5] Los Relés de Protección son aquellos elementos encargados de “detectar” condiciones anómalas en los diferentes componentes del Sistema Eléctrico con el fin de realizar las acciones correctivas pertinentes. [5] Los relés y sus equipos asociados son unidades compactas analógicas, discretos componentes de estado sólido, amplificadores operacionales, redes digitales de microprocesadores conectados al sistema de potencia para captar problemas. Los relés son utilizados en todas partes del sistema de potencia, junto con los fusibles, para la detección de condiciones intolerables, con mayor frecuencia fallas. [5] El objetivo principal de todos los sistemas de potencia es el de mantener un alto nivel de continuidad del servicio, y cuando ocurran condiciones intolerables, reducir al mínimo los tiempos de parada. Pérdida de potencia, caídas de tensión y sobretensiones se producen, sin embargo, porque es imposible, así como poco práctico, evitar las consecuencias de eventos naturales, accidentes físicos, fallas del equipo, o mala operación atribuida a un error humano. Muchas de ellas dan lugar a fallas: las conexiones involuntarias, accidentales o descargas disruptivas entre los cables de fase o desde los cables de fase a tierra. [4] Las fallas del sistema por lo general, pero no siempre, suministran cambios significantes en las cantidades del sistema, las cuales pueden ser utilizadas para distinguir entre condiciones del sistema tolerables e intolerables. Estas cantidades cambiantes incluyen sobrecorriente, sobretensión o baja tensión, factor de potencia o ángulo de fase, dirección de la corriente, impedancia, frecuencia, temperatura, movimientos físicos, presión, y la contaminación de las 16 partes aislantes. El indicador de falla más común es un repentino y generalmente significativo incremento en la corriente; en consecuencia, la protección de sobrecorriente se utiliza ampliamente. [4] 3.2.1 Relés de Protección Típicos y Sistemas de los Relés Los componentes de un relé pueden ser electromecánicos, de estado sólido, o ambos. Las funciones lógicas son muy generales, de modo que en cualquier unidad particular, se pueden combinar o, en ocasiones, no es necesario. La figura 3.2 muestra una típica representación lógica de un relé. [1] Figura 3.2 Representación Lógica de un Relé Los diseños específicos y las características varían ampliamente con los requerimientos de la aplicación, fabricantes diferentes, y el período de tiempo de diseño en particular. Originalmente, todos los relés de protección eran del tipo electromecánico, y estos aún están en amplio uso, pero los diseños en estado sólido son ahora más comunes. Aunque esta tendencia continúa, y se está propagando, puede pasar mucho tiempo antes de que los dispositivos electromecánicos se reemplacen completamente. [1] Los principios y fundamentos de protección no han cambiado esencialmente con los relés de estado sólido, como fiabilidad de la protección. Sin embargo, los relés de estado sólido suministran una mayor precisión, espacio reducido, menos equipos y costos de instalación, brindan amplias posibilidades de aplicación y ajuste, además de otras características adicionales 17 deseables. Esto incluye lógica de control, adquisición de datos, grabación de eventos, localización de fallas, configuración remota, chequeo y monitoreo propio. Estas características pueden variar con diferentes tipos y fabricantes. [1] 3.2.2 Principios de Aplicación de un Relé El sistema de potencia se divide en zonas de protección definidas por el equipo y los interruptores disponibles. Seis categorías de zonas de protección son posibles en cada sistema de potencia: los generadores y los transformadores de las unidades de generación, transformadores, barras, líneas (transmisión, subtransmisión y distribución), los equipos en uso (motores, cargas estáticas, u otros), y los bancos de capacitores o reactores (cuando están protegidos por separado). La figura 3.3 ilustra estas zonas de protección. [1] Aunque los fundamentos de la protección son bastante similares, cada una de estas seis categorías tiene relés de protección, diseñados específicamente para la protección primaria, que se basan en las características de los equipos a proteger. La protección de cada zona normalmente incluye los relés que pueden suministrar respaldo para los relés de protección de los equipos adyacentes. [1] Figura 3.3 Zonas de Protección Primaria típicas de un Relé en un Sistema de Potencia [1] 18 3.3 Relés de Sobrecorriente Los relés de sobrecorriente son dispositivos de protección, los cuales actúan cuando la corriente que miden sobrepasa cierto valor, este valor mínimo de operación es llamado “Valor umbral” y es ajustable externamente dependiendo de la sobrecorriente que se desee detectar. [7] Este aparato trabaja en conjunto con un transformador de corriente, el cual da una muestra de la corriente del circuito o equipo que se desee medir (reducido por la relación de transformación) y con un interruptor de potencia, cuya función es la de desconectar el circuito fallado una vez que el relé de sobrecorriente haya dado la orden de apertura. La orden consiste en el cierre de un contacto que energiza la bobina de disparo del interruptor. Existe una gran variedad de relés de sobrecorriente, pueden ser electromecánicos o estáticos (electrónicos), temporizados o instantáneos, y pueden formar parte de un dispositivo de protección más completo. La figura 3.4 presenta un esquema simplificado de conexión de un relé de sobrecorriente. [7] Figura 3.4 Conexión de un Relé de Sobrecorriente [6] 3.3.1 Relés de Sobrecorriente Instantáneos Los relés instantáneos cierran sus contactos de operación inmediatamente después de medir un valor de corriente superior a su valor umbral (el tiempo de operación es tan pequeño como lo permita el límite físico del diseño que se utilice). Puede ser una unidad electromecánica tipo émbolo o armadura, en las cuales el valor mínimo de corriente está determinado por el valor 19 mínimo de fuerza que hay que ejercer sobre la pieza (émbolo o armadura) que tiene acoplado el contacto móvil y la cual está sometida a la fuerza de un resorte que la sujeta. La figura 3.5 ilustra los relés de sobrecorriente de este tipo. [7] Figura 3.5 Relés de Sobrecorriente de Armadura y tipo Émbolo [5] Los relés de protección instantáneos son utilizados para la protección contra fallas severas, donde hace falta una desconexión rápida del circuito fallado. [7] En este tipo de relés, a medida que aumenta la corriente, el tiempo de operación será menor; sin embargo, el rango de variación de los tiempos es muy pequeño y el tiempo máximo de operación está alrededor de 0,05 segundos, por lo cual se utiliza para fines prácticos una gráfica idealizada, donde se supone que el tiempo de operación de la unidad instantánea es menor o igual a una constante para cualquier corriente superior al valor umbral. [7] 3.3.2 Relés de Sobrecorriente Temporizados Estos relés se utilizan cuando se requiere una temporización intencional en la operación. Dentro de esta categoría de relés existen dos tipos: los de tiempo definido, los cuales operan en un tiempo preestablecido para cualquier corriente superior al valor umbral, y los de tiempo inverso, 20 cuyo tiempo de operación disminuye notablemente con un aumento en la sobrecorriente detectada. [7] 3.3.2.1 Relés de Tiempo Definido Los relés de tiempo definido pueden ser construidos con una unidad de sobrecorriente instantánea y un mecanismo temporizador (relojería). En este diseño la sobrecorriente (elevación de la corriente sobre el valor umbral) es detectada por la unidad instantánea, la cual da una orden de arranque al mecanismo de relojería el cual ha sido ajustado para dar una orden (cierre de un contacto) un tiempo después que ha recibido la orden de la unidad instantánea. [7] 3.3.2.2 Relés de Tiempo Inverso En su versión electromecánica, los relés de sobrecorriente de tiempo inverso son del tipo disco de inducción. La corriente inyectada al relé provoca la aparición de un flujo en el núcleo, el cual es separado en el entrehierro en dos flujos ø1 y ø2, cada uno de los cuales atraviesa dos secciones del núcleo llamado “polos”. Estos flujos tienen un desfase en el tiempo ø, debido a que uno de los polos se encuentra “sombreado”, es decir, posee un arrollado cortocircuitado llamado “bobina de sombreado”. En muchos casos, la bobina del polo sombreado no es una bobina como tal, sino un conjunto de anillos que bordean al polo y hacen el mismo efecto que la bobina. En la figura 3.6 se representa el funcionamiento de un relé de sobrecorriente de disco de inducción. [7] Los dos flujos atraviesan el disco de aluminio en un punto determinado, a una distancia “d” del punto central del disco, donde este último pivotea en un eje. Acoplado a este eje está el contacto móvil del relé y se encuentra un resorte soldado, el cual tiene el efecto de tirar del disco en una dirección determinada (restricción). Donde la corriente umbral de operación del relé de disco de inducción, depende del par restrictivo del resorte. Normalmente, es ajustada proporcionando tomas (TAPs) en la bobina. [7] 21 Figura 3.6 Funcionamiento de un Relé de Sobrecorriente de Disco de Inducción [5] Otra de las modificaciones que se le hacen a estas unidades, es instalar un imán permanente de modo que el disco quede sometido a la acción de dicho imán. El efecto resultante es un par de freno proporcional a la velocidad del disco, el cual obliga a que la velocidad del contacto móvil, en su viaje hacia el contacto fijo, sea aproximadamente constante, esto mejora enormemente la facilidad de ajuste del tiempo del relé. [7] Para poder hacer un ajuste en el tiempo de operación de un relé se da la posibilidad de cambiar el recorrido del contacto móvil variando la posición inicial de este contacto (un efecto similar se obtendría si se variara la posición final cambiando de sitio el contacto fijo). Normalmente el ajuste de tiempo se hace sobre un dial, el cual tiene una escala circular graduada linealmente. [7] En resumen, son dos los ajustes que pueden hacerse al relé de sobrecorriente de disco de inducción: el valor umbral de la corriente, determinado por el TAP escogido en la bobina, y el ajuste del dial de tiempo. La figura 3.7 ilustra ambos ajustes descritos previamente. [7] 22 3.7 Curva Característica del Relé de Tiempo Inverso para distintos ajustes del Dial de Tiempo [4] 3.3.3 Relés de Sobrecorriente Estáticos Un relé de sobrecorriente estático hace referencia a un tipo de relé en el que la medición y la comparación de las cantidades eléctricas e interés se realizan en una red estática que es diseñada para brindar una señal de salida de disparo cuando una condición umbral es sobrepasada. La señal de salida opera un mecanismo de disparo que puede ser electrónico, semiconductivo o electromagnético. Esto quiere decir que en los relés estáticos no existen piezas móviles. [7] 3.3.3.1 Relés de Sobrecorriente Electrónicos Analógicos Los relés de sobrecorriente electrónicos analógicos son convertidores analógicos que manejan señales continuas. En la figura 3.8 se aprecia un esquema con el funcionamiento interno de este tipo de relés, en la cual se observa que la corriente pasa a través de un transformador de corriente interno del relé que la reduce a magnitudes manejables por el mismo. El transformador posee distintos TAPs los cuales permiten ajustar la corriente umbral del relé. Dicha corriente pasa a través de un traductor de corriente/tensión, que es una resistencia de alta precisión, con lo cual se 23 obtiene una tensión proporcional a la corriente. Seguidamente esta señal de tensión pasa a través de un rectificador de onda completa, y de ahí al detector de nivel, el cual detecta si hay sobretensión, es decir, lo compara con una tensión de referencia. Si la tensión medida es mayor que la de referencia, el detector de nivel pasa la señal al temporizador, el cual integra la señal con respecto al tiempo. De ser suficientemente prolongada en el tiempo la señal de sobretensión, el temporizador ordenará la apertura del temporizado de sobrecorriente (51). [7] Para el instantáneo, el proceso es similar. En este caso se toma la señal de referencia del instantáneo y no actúa el temporizado, abriendo el instantáneo de sobrecorriente (50) como se observa en el esquema. También se puede ajustar el umbral del instantáneo el cual depende de la toma seleccionada. [7] Figura 3.8 Funcionamiento de un Relé de Sobrecorriente Electrónico Analógico [5] 3.3.3.2 Relés de Sobrecorriente Electrónicos Computarizados En los relés de sobrecorriente electrónicos computarizados –también llamados electrónicos numéricos o electrónicos por microprocesador-, la corriente de entrada se trata adecuadamente y se convierte de analógica a digital para que el sistema basado en microprocesadores, pueda tomar decisiones. En efecto, el computador lee la corriente en forma discreta y ejecuta las funciones de un relé de sobrecorriente genérico de manera matemática. Estos relés tienen entradas de corriente y de voltaje, donde la entrada Ig es para obtener la corriente residual sin tener que sumarla 24 aritméticamente, es decir, vemos la sumatoria de las corrientes de fase con un solo transformador de corriente. La figura 3.9 muestra el esquema correspondiente a este tipo de relés. [7] Figura 3.9 Funcionamiento del Relé de Sobrecorriente Electrónico Computarizado [5] Todas estas señales de entrada pasan por un módulo de aislamiento y adecuación, a los requerimientos de la electrónica que se va a utilizar. El aislamiento sirve para bloquear las tensiones creadas por apertura del secundario del transformador de corriente. En general, el módulo de aislamiento se hace con transformadores muy pequeños; que transforman las corrientes en tensiones proporcionales. Los filtros eliminan el Efecto de Aliasing, es decir, evitan la confusión en los algoritmos por componentes de alta frecuencia de muestreo. A la salida de este módulo se tienen unas tensiones proporcionales a las corrientes de entrada en forma de señal analógica. Estas señales se reducen proporcionalmente mediante resistencias y/o amplificadores (generalmente Z) en una escala de 5% a 10%. [7] Posteriormente las señales pasan a un circuito de muestreo y retención en el cual, las señales analógicas continuas (sinusoidal) son convertidas en señales digitales (discretas). Dichas señales digitales van al microprocesador, el cual decide matemáticamente que acción tomar frente a la corriente leída. Tal decisión, de ser tomada, es transmitida al elemento de salida correspondiente (alarma, cierre de contactos, etc.). [7] 3.4 Fusibles de Media Tensión El elemento de protección de sistemas eléctricos más antiguo (y en algunos casos más efectivo) es el fusible. La principal ventaja que ofrece un fusible es que su comportamiento es muy similar 25 a la curva de daño del elemento protegido. Además, puede predecirse su comportamiento en forma bastante precisa, con lo cual se tiene seguridad en su operación. Desafortunadamente, en algunos casos el diseño de los fusibles se complica debido a exigencias del sistema eléctrico; sin embargo, esto no altera en nada su facilidad de aplicación en los sistemas radiales de distribución en baja y media tensión. [7] Para que un fusible se funda e interrumpa el paso de la corriente por el circuito, debe existir un valor mínimo de corriente que depende del factor de convección. Este factor es el que sirve para modelar la cantidad de calor que el conductor entrega al medio ambiente y depende de muchas cosas, entre otras, del medio donde se encuentra el alambre fusible. Este medio puede ser aire o una arenisca especial. En casos de sistemas térmicos más complejos, por ejemplo, fusibles de varios filamentos, el modelo sencillo pierde validez, pero la convección sigue siendo un factor determinante. [7] El fusible debe conectarse en serie con el equipo protegido, y, para cada valor de corriente, el fusible debe fundirse antes de que el equipo alcance su temperatura de daño. El fusible debe despejar completamente la corriente de falla (interrupción de corriente), antes de que el equipo protegido se dañe. [7] La curva del fusible no puede conseguirse exactamente para corrientes relativamente pequeñas (dada la inconsistencia del coeficiente de emisión de calor), por ello, algunas veces se prefiere confiar en el fusible como elemento protector contra cortocircuitos (corrientes altas) y no como protección contra sobrecargas. [7] El proceso de interrupción de un circuito debido a la fusión de un alambre fusible se puede dividir en cuatro etapas en el tiempo que son las siguientes: 26 Calentamiento sufrido desde el momento en que se aplica la corriente hasta el momento en el cual el alambre empieza a fundirse (primer calentamiento). Durante esta etapa la temperatura aumenta desde el calor inicial de temperatura hasta la temperatura mínima de fusión, la resistividad pasa del valor para la temperatura inicial hasta el valor correspondiente a la temperatura de fusión. La etapa concluye en el instante igual al tiempo mínimo de fusión. [7] La temperatura permanece aproximadamente constante durante el intervalo de tiempo para el cual el metal se encuentra en estado de transición de líquido a sólido. [7] Ocurre un segundo calentamiento, el metal se encuentra en estado líquido hasta que la temperatura alcanza el valor de evaporación. Al final de esta etapa, ha transcurrido un tiempo conocido como tiempo total de fusión. [7] Poco tiempo después que el fusible empieza a evaporarse aparece un arco eléctrico. Este arco se puede extinguir naturalmente o por medio de técnicas artificiales. Al extinguirse el arco la corriente pasa a ser cero (ocurre la interrupción definitiva). El tiempo que transcurre desde que ocurre la falla (t=0) y la extinción total de la corriente, se llama tiempo total de despeje. [7] Al interrumpirse la corriente aparece una sobretensión transitoria en el fusible (llamada tensión de recuperación transitoria). El portafusible debe estar diseñado para soportar dicha sobretensión. Además, el fusible debe estar diseñado para manejar la enorme cantidad de energía desarrollada en el sistema justo cuando el arco aparece. La temperatura en esos momentos alcanza niveles muy altos; ya que el efecto de la corriente de falla y la tensión de recuperación combinados representan una gran cantidad de energía que se convierte en calor. La corriente que es capaz de interrumpir un fusible a tensión nominal sin provocar daños al elemento portafusible ni a algún otro de los elementos del resto del sistema eléctrico (incluyendo personas), se le llama capacidad de interrupción. [7] 27 La figura 3.10 muestra como la corriente de falla es limitada por efecto del fusible. La corriente pico que se esperaría sin fusible se convierte en una corriente reducida considerablemente. Además, el tiempo total de despeje se reduce a valores considerables. El resultado es que la energía desarrollada por el sistema es mucho menor cuando la corriente se limita de esa manera y el equipo protegido se caliente considerablemente menos. [7] Figura 3.10 Efecto Transitorio de Limitación de Corriente [4] El tiempo total de despeje definido anteriormente depende de la corriente. El fabricante debe suministrar, junto con la curva de tiempo mínimo de fusión, una curva tiempo vs. corriente que indique en cuanto tiempo tarda el fusible en despejar completamente una corriente de falla simétrica en un sistema funcionando a la tensión nominal. [7] La figura 3.11 muestra una comparación entre la curva de tiempo mínimo de fusión y la curva de tiempo total de despeje para un fusible de media tensión no-limitador. 28 Figura 3.11 Comparación entre las Curvas de Tiempo Mínimo de Fusión y Tiempo Total de Despeje [4] 3.5 Interruptores Termomagnéticos Los interruptores termomagnéticos son dispositivos automáticos, cuya función es la de detectar y despejar fallas en sistemas eléctricos de baja tensión (industriales). En el presente capítulo se estudiará de una manera introductoria el funcionamiento y aplicación de estos aparatos de protección, cuya utilización hoy día ocupa un enorme campo en la industria e instalaciones de baja tensión en general. Un interruptor es aquel dispositivo capaz de aislar puntos de un circuito eléctrico bien sea manual o automáticamente. Un interruptor de protección debe despejar una falla en el circuito que protege en forma automática y debe ser capaz de interrumpir circuitos donde la corriente sea superior a la normal de carga, esto se debe a que las corrientes de falla, bien sea por cortocircuito o por sobrecarga, siempre alcanzan valores mayores a la nominal. Esto se logra combinando apropiadamente la acción de los contactos de interrupción como un elemento detector. A continuación se describirá brevemente cómo es posible la interrupción automática de fallas con interruptores termomagnéticos. [7] 29 3.5.1 Interruptor Magnético El interruptor magnético es el que utiliza como detector de la falla un elemento electromagnético. Normalmente estos elementos constan de una bobina, la cual es atravesada por la corriente del circuito que desea proteger. Cuando la corriente supera un valor preestablecido (de diseño), la fuerza debida al campo magnético que produce la bobina atrae una armadura móvil, esta mueve a su vez un pestillo, el cual mantiene cerrado en condiciones normales el contacto móvil del interruptor. Al liberarse el contacto por la acción del movimiento del pestillo y la atracción mecánica del resorte se interrumpe el paso de la corriente a través de los contactores. [7] A los elementos magnéticos también se les llama “instantáneos” debido a la rapidez con la cual se lleva a cabo el proceso de detección e interrupción de la corriente de falla, la corriente mínima de operación del elemento magnético es llamada “corriente del instantáneo” y normalmente es ajustable. [7] Si se realiza un gráfico de tiempo de operación del interruptor magnético vs. corriente en el circuito que protege, se obtiene una curva en la cual se observa que el elemento magnético es del tipo “tiempo definido”, es decir, que aunque la corriente aumente a cualquier valor mayor que la corriente de arranque, el interruptor siempre dispara a un tiempo determinado (ese tiempo es muy corto, según se indicó); sin embargo, esta curva es teórica y lo que normalmente proporciona un fabricante es una característica como la de la figura 3.12, la cual indica que el elemento magnético puede operar en tiempos menores o iguales al tiempo nominal de operación y que además se tiene una zona de incertidumbre cerca de la corriente de arranque. [7] 30 Figura 3.12 Característica t vs. I del Interruptor Magnético [4] 3.5.2 Interruptor Térmico En este tipo de interruptor el movimiento que libera al contacto del interruptor es producido por un elemento bimetálico y se dice que el elemento detector es térmico. El elemento bimetálico al calentarse por la acción de una corriente superior a un valor de diseño (corriente de arranque del térmico) se dobla, moviendo al pestillo que sostiene el contacto móvil del interruptor produciéndose así el despeje deseado. [7] La característica t vs. I del elemento térmico es de tipo inversa. Esto significa que al aplicar corrientes menores a la corriente de arranque, el bimetálico no se dobla. Al aplicar un valor mayor, pero cercano a la corriente de arranque el bimetálico se va flexionando poco a poco hasta que libera los contactos en un tiempo determinado. Si la corriente aplicada es mayor aún, el bimetálico se dobla más rápidamente, operando en un tiempo que el anterior; y a medida que la corriente que atraviesa al bimetálico sea mayor, menor será el tiempo de operación. Al elemento térmico se le llama “temporizada” puesto que su operación no es instantánea. En la figura 3.13 se encuentra la curva t vs. I del elemento térmico del interruptor. [7] 31 Figura 3.13 Característica de Operación del Interruptor Térmico [4] 3.5.3 Interruptor Termomagnético El detector de los interruptores termomagnéticos es una combinación de un elemento térmico y un elemento magnético. En este dispositivo, los contactos pueden abrirse, bien sea por la acción de uno u otro elemento. La figura 3.14 ilustra el comportamiento del interruptor termomagnético. [7] Figura 3.14 Curva Característica del Interruptor Termomagnético [4] 32 3.6 Protección de Falla a Tierra Los circuitos de distribución que están puestos a tierra sólidamente o puestos a tierra a través de bajas impedancias requieren un rápido despeje de fallas a tierra. Esta necesidad de velocidad es especialmente cierta en los circuitos de baja tensión en estrella a tierra que están conectados a vías de barras o recorridos largos de conductos metálicos. El problema está relacionado con la sensibilidad en la detección de bajas corrientes de falla a tierra, así como la coordinación entre los dispositivos de protección del circuito principal y el alimentador. La preocupación por la protección de falla a tierra está basada en cuatro factores que se señalan a continuación [4]: La mayoría de las fallas eléctricas implican a la tierra. Incluso las fallas que se inician de fase a fase se extienden rápidamente a cualquier sitio metálico adyacente, conductos, o en la bandeja que proporciona una vía de retorno al punto del sistema puesto a tierra. Los sistemas sin conexión a tierra también están sujetos a fallas a tierra y requieren especial atención a la detección de tierra y la protección de falla a tierra. [4] La sensibilidad en la protección de falla a tierra puede ser relativamente independiente de los valores de corriente de carga continuos y, por lo tanto, tiene ajustes de arranque más bajos que los dispositivos de protección de fase. [4] Debido a que las corrientes de falla a tierra no son transferidas a través de sistemas con transformadores de potencia que están conectados en delta-estrella o delta-delta, la protección de falla a tierra para cada nivel de tensión del sistema es independiente de la protección a otros niveles de voltaje. Está configuración permite una retransmisión mucho más rápida, que puede ser ofrecida por los dispositivos de protección de fase que requieren coordinación utilizando valores de arranque y retardos de tiempo que se extienden desde la carga hasta la fuente de generadores y con frecuencia resultan en retardos de tiempo considerables en algunos puntos del sistema. [4] Arcos de fallas a tierra que no son prontamente detectados y despejados pueden ser destructivos. [4] 33 3.6.1 Tipos de Sistemas según la Protección de Falla a Tierra Cuando se considera la opción de conexión a tierra, la determinación de los tipos de protección de falla a tierra disponible y su efecto en el rendimiento, operación, y seguridad del sistema son importantes. [4] Un sistema sin puesta a tierra no tiene ninguna conexión intencional a tierra, excepto a través de dispositivos de indicación o medición de potencial o a través de dispositivos de protección contra sobretensiones. Mientras que un sistema se conoce como sin conexión a tierra, en realidad está acoplado a tierra a través de capacitancia distribuida en sus devanados y conductores de fase. [4] Un sistema puesto a tierra está intencionalmente colocado a tierra conectando su neutro o un conductor a tierra, tanto sólidamente o a través de una impedancia limitando la corriente. [4] 3.6.2 Clasificación de Sistemas Puestos a Tierra Los tipos de sistemas de puesta a tierra normalmente utilizados en sistemas de potencia industriales y comerciales son los siguientes [4]: Sólido Puesto a Tierra Baja Resistencia Puesta a Tierra Alta Resistencia Puesta a Tierra Sin Conexión a Tierra 3.6.2.1 Sólido Puesto a Tierra Muchos sistemas de potencia, industriales y comerciales se abastecen de sistemas de servicios eléctricos que están conectados directamente a tierra. Si el usuario debe convertir inmediatamente a una tensión menor, los transformadores de potencia típicamente tienen una delta conectada en 34 el primario y una estrella conectada en el secundario que puede volver a ser conectado sólidamente a tierra. Está configuración resulta en un sistema que puede ser convenientemente protegido contra sobretensiones y fallas a tierra. El sistema dispone de flexibilidad, ya que el neutro se puede transportar con los conductores de fase, y esta característica permite conectar cargas de fase a fase y desde fase a neutro. [4] La transmisión del conductor de puesta a tierra en sistemas de media y alta tensión que están sólidamente puestos a tierra se ha llevado a cabo exitosamente durante muchos años utilizando relés de tierra o sensores de secuencia cero conectados residualmente. Los interruptores del circuito que normalmente tienen transformadores de corriente para proporcionar la señal de los relés de sobrecorriente de fase, y el relé de sobrecorriente de tierra que se conecta en el punto de la estrella para suministrar una mayor sensibilidad para fallas a tierra. Las magnitudes de las fallas a tierra por lo general son comparables con las magnitudes de las fallas de fase y son, por lo tanto, fácilmente detectadas por relés o fusibles a menos que éstas ocurran en los devanados del equipo cerca del punto neutro. [4] Todos los sistemas de 208 V están sólidamente puestos a tierra de manera que las cargas pueden estar conectadas desde línea a neutro para proveer un servicio de 120 V. Similarmente, todos los sistemas de 480 V que han de servir de iluminación 277 V también deben estar sólidamente conectados a tierra. Como resultado de este requisito, los sistemas de 480 V en la mayoría de los edificios comerciales y en muchas plantas industriales están puestos a tierra sólidamente. Incluso donde la alimentación 277 V no se utiliza, los sistemas de 480 V en muchas plantas industriales están sólidamente puestos a tierra para limitar las sobretensiones y facilitar el despeje de fallas a tierra. [4] Una de las desventajas de los sistemas de 480 V conectados a tierra implica la gran magnitud de destrucción, del arco de las corrientes de falla a tierra que pueden ocurrir. Sin embargo, si estas corrientes son prontamente interrumpidas, el daño del equipo se mantiene a niveles 35 aceptables. Aunque los sistemas de baja tensión pueden ser conectados a tierra a través de una resistencia, la resistencia de puesta a tierra restringe el uso de cargas de línea a neutro. [4] 3.6.2.2 Baja Resistencia Puesta a Tierra El sistema de baja resistencia puesta a tierra es similar al sistema conectado a tierra sólidamente en cuanto a sobretensiones transitorias, que no son un problema. Las bajas resistencias a tierra son utilizadas en sistemas de media tensión, pero no en sistemas de baja tensión. La resistencia es seleccionada para limitar las magnitudes de las corrientes de falla a tierra, pero deja la suficiente corriente alta para ser detectada por relés sensibles. La resistencia es normalmente seleccionada para limitar fallas a tierra en el rango de 200 A hasta 500 A y es soportada por aproximadamente 10 s. [4] Las fallas a tierra en sistemas de múltiples fuentes tan altas como 800 A a 1600 A pueden ser anticipadas. La magnitud de la resistencia de puesta a tierra se selecciona para permitir suficiente corriente por los relés de falla a tierra para detectar y despejar el circuito fallado. Este tipo de conexión a tierra se utiliza principalmente en sistemas de 2,4 kV a 13,8 kV, que con frecuencia tienen motores conectados directamente. [4] El valor de la resistencia también se relaciona al tipo de relé y el porcentaje de los bobinados del motor que puede ser protegido. Las fallas a tierra en motores conectados en estrella han reducido el voltaje de conducción cuando el neutro del devanado del motor se acerca, por lo que las magnitudes de las corrientes de falla a tierra se reducen. [4] 3.6.2.3 Alta Resistencia de Puesta a Tierra La conexión a tierra de una alta resistencia limita las corrientes de falla a tierra a valores muy bajos. La magnitud de la corriente de falla es predecible, independientemente de la localización de la falla porque la resistencia de puesta a tierra insertada en el neutro es mayor en comparación 36 con la impedancia del resto de la trayectoria de la falla a tierra. Los esquemas de alta resistencia puesta a tierra, especialmente a media tensión, tienen conectado un transformador de distribución entre neutro y la tierra, con una resistencia en el secundario del transformador. El primario del transformador está designado para la tensión línea a línea, y el secundario a 240 V limita la tensión secundaria a un máximo de 139 V máximo. [4] La alta resistencia de puesta a tierra ayuda a asegurar una corriente de falla a tierra de magnitud conocida, por lo que es posible identificar el alimentador fallado con relés sensibles a fallas a tierra, los cuales están disponibles con sensibilidad de falla en el rango de pequeñas fracciones de un amperio. Si la resistencia se elige de manera que la corriente de falla es igual o ligeramente mayor que la corriente de carga del sistema, las sobretensiones transitorias se reducen. La corriente de carga se puede calcular o medir y está usualmente bajo 2 A para sistemas de baja tensión y hasta 5 A o 10 A para sistemas de media tensión. [4] Las corrientes de falla a tierra de esta magnitud rara vez requieren inmediata desconexión. Así, la alta resistencia de puesta a tierra puede mantener con frecuencia la continuidad del servicio bajo las condiciones de la primera falla a tierra, hasta un momento favorable para una parada para solucionar la falla, siempre que el cable que lleva la falla tenga un 173% del nivel de tensión. Si ocurre una segunda falla a tierra en otra fase antes de que la primera falla sea despejada, se produce una falla de fase-fase a tierra que no está limitada por el neutro con la resistencia puesta a tierra. La segunda falla puede ser una falla de arco, cuya magnitud está limitada por el camino de la impedancia que va a tierra a un valor suficientemente alto para causar daños severos por la formación de arcos, pero muy bajo para activar los dispositivos de sobrecorriente con la suficiente rapidez para prevenir o limitar este daño. Por esta razón, los sistemas de 13,8 kV y superiores generan demasiado calor para justificar un retardo en el disparo. [4] 3.6.2.4 Sin Conexión a Tierra Los sistemas de baja tensión sin conexión a tierra emplean detectores de tierra (lámparas o voltímetros conectados desde cada fase a tierra) para indicar una falla a tierra. Estos detectores 37 muestran la existencia de una tierra en el sistema e identifican la fase fallada, pero no localizan la tierra, la cual puede estar en cualquier lugar de todo el sistema. El sistema opera con la falla a tierra actuando como el punto de tierra del sistema. La corriente de falla a tierra que fluye es la corriente de carga capacitiva del sistema, generalmente sólo unos pocos amperios. [4] Si está falla a tierra es intermitente o se permite que continúe, el sistema podría ser objeto de posibles sobretensiones severas a tierra, las cuales pueden ser tan altas como seis u ocho veces la tensión de fase. Dichas sobretensiones pueden perforar el aislamiento y ser resultado de fallas a tierra adicionales. Estas sobretensiones son causadas por la carga repetitiva del sistema capacitivo o por resonancia entre la capacitancia del sistema y las inductancias de los equipos en el sistema. [4] Una segunda falla a tierra que ocurra antes de que la primera falla sea despejada resulta en una falla de fase-fase a tierra, generalmente un arco, con una magnitud de corriente lo suficientemente grande para hacer daño, pero algunas veces demasiado pequeña para activar dispositivos de sobrecorriente a tiempo para evitar o minimizar el daño. [4] Los sistemas sin conexión a tierra no ofrecen ventaja por encima de los sistemas con alta resistencia puesta a tierra en términos de la continuidad del servicio y tienen las desventajas de sobretensiones transitorias, dificultad en localizar la primera falla a tierra, e incendios por una segunda falla a tierra. Por estas razones, hoy han sido utilizados con menor frecuencia que los sistemas de alta resistencia puesta a tierra, y estos sistemas sin conexión a tierra con frecuencia son convertidos a sistemas de alta resistencia puesta a tierra colocando el neutro con una resistencia a tierra si este existe o, si el sistema es alimentado desde una fuente en delta, se crea un punto neutro con un zigzag u otro transformador y después se coloca la resistencia puesta a tierra. [4] 38 3.7 Protección de Transformadores La falla en los transformadores puede resultar en la pérdida del servicio. Sin embargo, el pronto despeje de la falla, con el propósito de minimizar el daño y el costo de las reparaciones, generalmente reduce las alteraciones del sistema, la magnitud y el tiempo de parada del servicio. El rápido despeje de la falla usualmente previene daños catastróficos. Una apropiada protección es, por lo tanto, importante para transformadores de todos los tamaños, a pesar de que se encuentren entre los equipos más confiables y simples del sistema eléctrico de la planta. [4] La necesidad de protección del transformador está muy indicada cuando se considera el promedio de horas de inactividad forzada por transformador al año. El gran valor de 356 h de media de tiempo fuera de servicio por falla en el transformador desafía al ingeniero de sistema a proteger correctamente el transformador y minimizar cualquier daño que pudiera ocurrir. [4] La falla de un transformador puede ser causada por cualquier número de condiciones internas o externas que pueden hacer a la unidad incapaz de cumplir su función propia eléctrica o mecánicamente. Las fallas en los transformadores pueden ser agrupadas por causas iniciales como las siguientes [4]: Deterioro de los Devanados: Es la causa más frecuente de falla en el transformador. Las razones para este tipo de falla incluyen deterioro del aislamiento o defectos de fabricación, sobrecalentamiento, estrés mecánico, vibraciones, y sobretensiones. [4] Conexión de los tableros y Cambiadores de Toma sin Carga: Las fallas son atribuidas a ensamblaje inapropiado, daños durante la transportación, vibración excesiva, o diseño inadecuado. [4] 39 Falla de los Cojinetes: Las causas incluyen vandalismo, contaminación, envejecimiento, agrietamiento y animales. [4] Fallas de Cambiadores de Toma con Carga: Las causas incluyen mecanismo de malfuncionamiento, problemas de contacto, contaminación del aislamiento líquido, vibración, ensamblaje inapropiado, y estrés excesivo dentro de la unidad. Las unidades con cambiadores de toma con carga son normalmente aplicadas en sistemas de utilidad más que en sistemas industriales. [4] Fallas Diversas: Las causas incluyen ruptura del aislamiento del núcleo, falla de los cojinetes del transformador de corriente, fuga de líquido debida a malas soldaduras o daños en el tanque, daños por traslado, y materiales extraños dejados dentro del tanque. [4] La falla de otro equipo dentro de la zona de protección de los dispositivos de protección del transformador puede causar la pérdida del transformador del sistema. Este tipo de fallas incluyen cualquier equipo (cables, ductos de barras, interruptores, transformadores de medición, pararrayos, dispositivos puestos a tierra) entre los dispositivos de protección próximos aguas abajo y aguas arriba. [4] 3.7.1 Objetivos de la protección del transformador La protección es alcanzada con la combinación apropiada del diseño del sistema, la disposición física y los dispositivos de protección requeridos para [4]: Reunir los requisitos económicos de la aplicación Proteger el sistema eléctrico de los efectos de la falla del transformador 40 Proteger al transformador de alteraciones ocurridas en el sistema eléctrico al cual está conectado. Proteger al transformador tanto como sea posible de un mal funcionamiento incipiente dentro del mismo transformador. Proteger al transformador de condiciones físicas en el ambiente que puedan afectar su rendimiento confiable. 3.7.2 Dispositivos de Protección Primaria del Transformador Una falla en el sistema eléctrico en el punto de conexión con el transformador puede surgir de una falla del transformador (falla interna) o de una condición anormal en el circuito conectado al secundario del transformador, tal como un cortocircuito. El medio predominante de despejar dichas fallas es un dispositivo de interrupción de corriente en el lado primario del transformador, tales como fusibles o interruptores. Cualquiera que sea la elección, el dispositivo de protección del lado primario debe tener una capacidad de interrupción del lado primario adecuada para la máxima corriente de cortocircuito que pueda ocurrir en el lado primario del transformador. Si un interruptor del circuito se utiliza, debe ser transmitido de manera que está llamada sólo para eliminar corrientes internas menores o fallas secundarias que están dentro de su capacidad de interrupción. Los relés instantáneos utilizados para proteger los alimentadores del transformador y los devanados de alta tensión se establecen a un valor mayor que la corriente de falla asimétrica a través del secundario del transformador. La corriente de operación de los dispositivos de protección primaria debe ser menor a la corriente de cortocircuito del transformador como limitación por la combinación del sistema y la impedancia del transformador. Esta recomendación se aplica para un fusible o para un relé de sobrecorriente. El punto de operación no debe ser tan bajo, sin embargo, para causar la interrupción del circuito debido a la corriente de excitación de energización del transformador o corrientes transitorias normales en los circuitos secundarios. Por supuesto, cualquier dispositivo operando para proteger el transformador mediante la detección de condiciones anormales en el transformador y removiéndolas del sistema también operan para proteger el sistema; pero estos dispositivos están subordinados a la protección primaria del transformador. [4] 41 3.7.3 Protección del Transformador de Alteraciones Eléctricas Las fallas del transformador que surgen de condiciones de operación abusivas son causadas por [4]: Sobrecarga Continua Cortocircuitos Fallas a Tierra Sobretensiones Transitorias 3.7.3.1 Protección de Sobrecarga Una sobrecarga produce el aumento de la temperatura de varios de los componentes del transformador. Si la temperatura final está por encima de la temperatura límite de diseño, ocurre el deterioro del aislamiento del sistema y causa una reducción en la vida útil del transformador. El aislamiento puede debilitarse de manera que una sobretensión moderada podría causar una ruptura del aislamiento antes del vencimiento de la vida de servicio esperada. Los transformadores tienen ciertas capacidades de sobrecarga que varían con la temperatura ambiente, precarga, y la duración de la sobrecarga. Cuando el aumento de temperatura de un devanado es incrementado, el aislamiento se deteriora más rápidamente, y la vida esperada del transformador se reduce. [4] La protección contra sobrecargas consiste de ambas, limitación de la carga y detección de la sobrecarga. La carga en los transformadores puede ser limitada designando un sistema donde la capacidad del transformador es mayor a la carga total conectada cuando una diversidad en el uso de cargas es asumida. Este método de suministrar protección de sobrecarga es costoso porque el crecimiento de la carga y los cambios en los procedimientos de operación van a eliminar con algo de frecuencia la capacidad extra necesitada para alcanzar esta protección. [4] En algunas instancias, el crecimiento de la carga puede ser acomodada especificando o suministrando para el futuro ventiladores de refrigeración. El principal método de limitación de la 42 carga que puede ser aplicado apropiadamente a un transformador es uno que responda a la temperatura del transformador. Monitoreando la temperatura del transformador, las condiciones de sobrecarga pueden ser detectadas. Un número de dispositivos de monitoreo que se colocan en el transformador están disponibles como accesorios estándares u opcionales. Estos dispositivos normalmente se utilizan para alarma o para iniciar una operación de dispositivos de protección secundaria. Estos incluyen dispositivos como relés de sobrecorriente, fusibles, interruptores de potencia de baja tensión, etc. [4] 3.7.3.2 Protección de Corrientes de Cortocircuitos Además de daños térmicos por sobrecargas prolongadas, los transformadores también están afectados adversamente por condiciones de cortocircuitos internos o externos, los cuales pueden resultar en fuerzas electromagnéticas internas, aumento de temperatura, y liberación de la energía del arco. [4] Las fallas a tierra ocurridas en el secundario de la subestación del transformador o entre el secundario del transformador y el dispositivo de protección principal en el secundario no pueden ser aisladas por el dispositivo de protección secundaria principal, el cual está localizado en el lado de la carga de la falla a tierra. Estas fallas a tierra, cuando están limitadas por un resistor puesto a tierra a través del neutro, no deben ser vistas ni por los fusibles en el primario del transformador ni por los relés diferenciales del transformador. Éstas pueden ser aisladas por un circuito primario de interruptores de potencia u otro dispositivo de protección disparado tanto por un relé de tierra en la resistencia puesta a tierra o por un relé diferencial de tierra. [4] Cortocircuitos en el secundario pueden supeditar al transformador a magnitudes de corrientes de cortocircuito limitadas sólo por la suma de la impedancia del transformador y el suministro del sistema. Así, los transformadores con baja impedancia inusualmente pueden experimentar corrientes extremadamente altas de cortocircuito e incurrir en daños mecánicos. La fluidez prolongada de una corriente de cortocircuito de lesa magnitud puede también implicar daños térmicos. [4] 43 La protección del transformador para ambas fallas externas e internas puede ser tan rápida como posibilitada de mantener el daño al mínimo. Esta protección, sin embargo, puede ser reducida por un diseño de coordinación selectiva del sistema y el proceder de las limitaciones de operación. [4] Varios dispositivos de senso están disponibles para suministrar grados variados de protección de cortocircuito. Estos dispositivos sensan dos aspectos diferentes de un cortocircuito. El primer grupo de dispositivos sensa la formación de gases consecuentes de una falla y son utilizados para detectar fallas internas. El segundo grupo sensa la magnitud o la dirección de la corriente de cortocircuito, o ambas, directamente. [4] Los dispositivos que sensan corriente incluyen fusibles, relés de sobrecorriente, relés diferenciales, y protectores de red. [4] 3.7.3.3 Protección contra Sobretensiones Las sobretensiones transitorias producidas por los rayos, sobretensiones de maniobra, conmutación de condensadores para corrección del factor de potencia, y otras alteraciones del sistema puede causar fallas de los transformadores. Las alteraciones en alta tensión pueden ser generadas por ciertos tipos de cargas y de las líneas de llegada. Un error muy común es que los servicios subterráneos están aislados de éstas perturbaciones. La coordinación del sistema de aislamiento en el uso y la localización de los pararrayos primarios y secundarios es importante. Normalmente, los transformadores con aislamiento líquido tienen un nivel nominal de aislamiento básico al impulso (BIL) más alto que el estándar en transformadores de ventilación seca. El dieléctrico sólido en transformadores encapsulados tienen BILs iguales a los transformadores con aislamiento líquido. Los transformadores de ventilación seca y sellada se pueden especificar para tener BILs iguales a los de los transformadores líquidos. [4] 44 3.8 Protección de Motores En un sistema de potencia, la premisa básica es que la potencia suministrada es de una calidad aceptable para satisfacer las necesidades de la instalación. Sin embargo, una condición anormal puede existir debido a las condiciones de la planta o la fuente de alimentación externa. Dependiendo del tamaño de la planta y la ubicación, condiciones tales como tensión transitoria, aumentos o bajadas de tensión, sobrefrecuencia o baja frecuencia, armónicos, o una discontinuidad puede desarrollar que requiera una acción correctiva. Para grandes instalaciones, la potencia de entrada es probable que sea monitoreada, y que se tomen probablemente los medios para proteger a la instalación de las condiciones anormales. Para instalaciones más pequeñas o lugares inusuales, la protección de plantas puede ser más integrada con la protección del motor. [4] Los dispositivos de protección del motor permiten que el motor arranque y gire, pero inician el disparo y la retirada del circuito del motor del sistema de potencia cuando el motor se bloquea, no acelera, mantiene grandes corrientes, se sobrecalienta, vibra excesivamente o muestra otros síntomas de condiciones inadecuadas para el motor. La detección es mediante la medición de tensión, corriente, temperatura, frecuencia, armónicos, la vibración y la velocidad, donde sea apropiado. Sin embargo, para la mayoría de los motores pequeños, la sobrecorriente es el medio más prevalente. [4] CAPÍTULO 4 COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES 4.1 Metodología En el marco de la realización de este proyecto de coordinación se comenzó con el conocimiento de la conformación del sistema de potencia en estudio, y la ubicación física de las diferentes instalaciones eléctricas en el área industrial. Posteriormente, se recolectaron datos tanto de los equipos de protección como de motores, unidades transformadoras y conductores, para luego poder ingresar los mismos en el software en Ingeniería Eléctrica ETAP 6.0.0, ya que este programa se utiliza actualmente en la empresa porque ofrece un conjunto de soluciones completamente integradas, incluyendo flujos de carga, cálculo de niveles de cortocircuito, estabilidad transitoria, coordinación de relés, ampacidad de cables, flujo de potencia óptima, entre otras aplicaciones [3]. Adicionalmente, la funcionalidad modular del ETAP permite personalizar, para adaptarse a las necesidades de cualquier empresa, desde pequeños hasta grandes sistemas de potencia. Para la recolección de los datos, se realizó un recorrido por las diferentes instalaciones para obtener toda la información que registran los datos de placa (características nominales, fabricantes, modelo de los equipos, entre otros) para especificarlos con exactitud en el software. Sin embargo, se presentaron algunos casos en los cuales los datos de placa no eran visibles, siendo imposible tomar dicha información directamente, entonces se procedió a indagar en los archivos de la sala técnica de la empresa, entre los cuales se encontraban planos y manuales, de los cuales además de los datos de placa se pudo medir a escala la longitud de los conductores tanto aéreos como subterráneos y se conoció de qué tipo y calibre se encontraban instalados. 46 Para conocer los ajustes actuales de los relés de sobrecorriente, se obtuvieron inicialmente a partir de los registros disponibles por el personal técnico, responsable del mantenimiento de dichos dispositivos, y se verificó al apersonarse al lugar de instalación de los mismos. La implementación del software ETAP consistió en la elaboración del diagrama unifilar del sistema, simulación de fallas en distintos puntos, para obtener los diferentes niveles de cortocircuito, y posteriormente desplegar las curvas tiempo-corriente de los dispositivos de protección, en conjunto con las curvas de daño de los equipos a proteger, para finalmente aplicar los criterios seleccionados para cada esquema y así realizar un análisis adecuado en cuanto a la coordinación del sistema. 4.2 Criterios de los Ajustes 4.2.1 Esquema Fusible-Fusible Al seleccionar un fusible para la protección de un circuito o equipo debe cumplir con los siguientes aspectos: Las condiciones normales de carga no lo pueden llevar a fundirse: Para lograr esto se debe buscar que la corriente mínima de fusión ( ) del fusible sea superior a la corriente máxima de carga en el circuito donde está instalado dicho fusible. [7] En términos matemáticos: (4.1) Si el fusible cumple con una norma determinada, este tendrá su corriente mínima de fusión veces mayor que la corriente nominal, , es decir, , entonces: 47 (4.2) Si se toma como factor de seguridad , se tiene cercano a 1, por lo que conviene utilizar , típicamente es . Como límite superior debe tomarse la corriente mínima de daño en régimen permanente del equipo protegido, esto es: (4.3) El fusible debe ser capaz de soportar la corriente transitoria de energización en el circuito que protege, bien sea por arranque o por energización en vacío. Si el fusible está protegiendo a un motor, debe permitir la corriente de arranque durante el tiempo suministrado por el fabricante, además de soportar la corriente transitoria electromagnética del mismo, conociendo que para este caso los motores arrancan a plena tensión, se toma en cuenta que [7]: (4.4) (4.5) donde: corresponde a la corriente de arranque del motor es la corriente nominal del motor es la corriente transitoria electromagnética del motor 48 La curva de despeje del fusible debe ser más rápida que la curva de daño del equipo protegido. [7] Si el fusible aguas abajo está protegiendo a un motor, se utiliza como criterio que la corriente umbral del mismo permita corrientes mayores a un 10% de la corriente nominal del motor, es decir [7]: (4.6) El fusible que se encuentra aguas arriba, debe permitir el paso de las corrientes normales de todos los ramales que se encuentran aguas abajo, en el caso de que en estos últimos se encuentren motores, entonces se toma en consideración el peor caso que es: (4.7) donde: es la corriente total de los ramales aguas abajo es la cantidad de motores que se encuentran aguas abajo del fusible lo que representa que el peor caso se cumple cuando se tiene n-1 motores operando en condiciones normales y además se arranca uno. Entre los fusibles debe existir selectividad: De acuerdo con este principio de selectividad, cuando ocurre una falla en un punto, el fusible que protege el circuito donde ocurrió la falla, debe abrir. El fusible que se encuentra aguas arriba no debe fundirse, ocurriendo así una mínima interrupción del servicio. En caso de que el fusible que debe operar no lo 49 haga, entonces deberá hacerlo el fusible próximo aguas arriba, el cual actúa como respaldo. [7] Por lo tanto, debe cumplirse que ante la peor falla vista por ambos fusibles corresponda el siguiente intervalo de seguridad: (4.8) donde: á 4.2.2 Esquema Relé de Sobrecorriente-Relé de Sobrecorriente En el caso de la selección de los relés, estos deben cumplir con las siguientes características que se describen a continuación: La coordinación entre las unidades instantáneas debe discriminarse en términos de la corriente y no de tiempo, ya que no se tiene temporización alguna. Si ocurre una falla en un punto, y ambas unidades instantáneas la registran, estas operarán indistintamente, independientemente de cualquier otra cosa (puede ocurrir que ambos operen al mismo tiempo), se tendrá entonces mala coordinación, por lo tanto, se debe seleccionar el ajuste (si lo tiene) de la corriente mínima del instantáneo del relé que se encuentre del lado de la carga. El propósito está en no permitir que el relé del lado de la fuente detecte fallas más allá del relé del lado de la carga. [7] 50 Para el caso de las unidades temporizadas, se deben tomar en cuenta los ajustes de tiempo y corriente, para ello se tienen en consideración los siguientes aspectos: Ajuste de la corriente de arranque: La corriente mínima de operación ( ) del relé debe ser tal que no opere para la condición de máxima carga ( ) en el circuito donde está instalado, esto puede escribirse como [7]: (4.9) donde RTC es la relación de transformación del transformador de corriente donde está conectado el relé. También debe tenerse presente que el relé del lado de la fuente debe ver fallas hasta un cierto punto más allá del relé del lado de la carga, para que sirva de respaldo, para ello se debe calcular la corriente de falla mínima ( ) en el extremo lejano para el cual se desea que el relé del lado de la fuente vea fallas, y entonces hacer que [7]: (4.10) Ajuste del tiempo de Operación: Para la selección del dial de tiempo del relé de tiempo inverso (ajuste de la curva de tiempo), se utiliza un criterio con la variante del tipo de temporizador. En el evento de 51 ocurrir la máxima falla cercana al relé del lado de la carga, los tiempos de operación de los relés deben cumplir que [7]: (4.11) donde: es el tiempo de operación del relé conectado del lado de la fuente es el tiempo de operación del relé conectado del lado de la carga es el tiempo de operación del interruptor entonces se debe seleccionar el dial de tiempo del relé del lado de la fuente de manera que se cumpla esa condición. El criterio exacto a emplear es el siguiente [7]: (4.12) (4.13) La diferencia entre el intervalo de coordinación para relés estáticos y electromecánicos se debe al hecho de que estos últimos tienen un tiempo de sobrevuelo debido a la inercia del disco de inducción. Este hecho se toma en cuenta agregando 0.1s al intervalo de coordinación. [7] 52 Finalmente, debe verificarse en un diagrama tiempo-corriente que para valores de corrientes inferiores a la máxima de falla, los relés deberán seguir cumpliendo con la operación selectiva. [7] Se debe verificar que el relé ubicado del lado primario permita las corrientes de energización del transformador (inrush). [7] Las curvas de ambos relés deben ser más rápidas que la curva de daño del equipo protegido, para que uno actúe como respaldo del otro. [7] 4.2.3 Esquema Interruptor Termomagnético-Interruptor Termomagnético Para aplicar los criterios de coordinación entre interruptores termomagnéticos (ITMs) se hace referencia a las siguientes disposiciones: Si se desea coordinar los elementos térmicos (de retardo largo) de los interruptores termomagnéticos se debe tomar en cuenta la tolerancia especificada por el fabricante. Debe ponerse especial atención, en la coordinación para corrientes iguales o menores a la máxima corriente de falla en el punto cercano al interruptor aguas abajo; y así poder asegurar que no exista un valor de corriente de cortocircuito en el ramal de este último interruptor que pueda provocar falta de selectividad. [7] Para la coordinación de la unidad instantánea se debe tener en cuenta la distancia entre los tableros, ya que si están muy cercanos (como es el caso de estudio) no existen diferencias entre las corrientes de falla que puedan permitir discriminación, por lo tanto, la coordinación de instantáneos es imposible. La forma más común de resolver este problema es eliminar el elemento instantáneo al interruptor aguas arriba, sin embargo, 53 esto podría conllevar a una pérdida de velocidad del sistema de protección, lo cual es indeseable. [7] Si el interruptor ubicado aguas abajo está protegiendo un motor, éste debe soportar la corriente de arranque del mismo, durante el tiempo de arranque que proporciona el fabricante, teniendo en cuenta que para este caso los motores tienen un arrancador estrella-delta, de tal forma que se toma en cuenta que [7]: (4.14) donde: corresponde a la corriente de arranque del motor es la corriente nominal del motor para la corriente mínima del ajuste corto de tiempo. La corriente umbral del ajuste largo de tiempo, para el interruptor ubicado aguas abajo, se ajusta permitiendo sobrecargas mayores a un 10% de la corriente nominal del motor, es decir [7]: (4.15) donde: es la corriente umbral del interruptor termomagnético 54 Para el ajuste de la unidad instantánea en este caso, se debe permitir la corriente transitoria electromagnética del motor, al siguiente valor [7]: (4.16) donde: es la corriente transitoria electromagnética del motor El interruptor principal ubicado aguas arriba tiene que permitir las corrientes normales de todos los ramales que se encuentran aguas abajo, en el caso de que en estos últimos se encuentren motores, entonces se toma en consideración el peor caso que es: (4.17) donde: es la corriente total de los ramales aguas abajo es la cantidad de motores que se encuentran aguas abajo del ITM principal lo que significa que el peor caso se cumple cuando se tiene n-1 motores operando en condiciones normales y además se arranca uno, y se debe tener en cuenta para la corriente del ajuste corto de tiempo. El interruptor principal también debe proteger al transformador, con lo cual su curva de operación debe ser más rápida que la curva de daño del transformador. Para escoger la corriente mínima de operación del ajuste largo de tiempo del interruptor se utiliza como criterio permitir sobrecargas mayores a 20% en el transformador, es decir [7]: 55 (4.18) donde: es la corriente nominal del transformador Se debe verificar que la capacidad de interrupción de cortocircuito de los interruptores termomagnéticos sea igual o mayor a un 30% de la máxima falla vista por ellos, para poder garantizar confiabilidad. [7] 4.2.4 Esquema Fusible-Interruptor Termomagnético Para el caso en estudio, se tiene al fusible del lado primario protegiendo al transformador, y el interruptor termomagnético funciona como protección principal para el sistema de baja tensión. El fusible, por un lado, debe cumplir con los requisitos normales de fusible en el primario, que son los siguientes: La curva de tiempo total de despeje debe estar por debajo de la curva de daño del transformador, con esto se asegura la protección del equipo. [7] La curva de tiempo mínimo de fusión debe ser tal que soporte la corriente de energización brusca del transformador (inrush) y la corriente de restablecimiento del sistema (arranque). [7] El interruptor termomagnético debe cumplir, independientemente, los siguientes requisitos: Debe proteger al transformador, con lo cual su curva de operación debe ser más rápida que la curva de daño del transformador. Como criterio se escoge la corriente mínima de 56 operación del interruptor de tal forma que admita sobrecargas mayores a 20% en el transformador, es decir [7]: (4.19) Debe coordinar con los elementos de protección inferiores, es decir, su curva debe ser más lenta que la del elemento inferior más cercano. [7] Se debe comprobar que la capacidad de interrupción de cortocircuito del interruptor termomagnético sea igual o mayor a un 30% de la máxima falla vista por él, para que se garantice confiabilidad. [7] Además de los requisitos independientes mencionados arriba, el fusible y el interruptor termomagnético deben ser seleccionados de manera tal que la curva de mínima fusión del fusible sea más lenta que la curva del interruptor. [7] 4.3 Corrientes de Energización del Transformador Para ser específicos en todos los casos que se presentaron anteriormente, acerca de la admisión de las corrientes bruscas de energización (inrush) del transformador, por parte de los equipos de protección ubicados del lado primario del mismo, a continuación se presentan las magnitudes estándares de estas corrientes según la capacidad nominal del transformador, a partir de una data proporcionada por la empresa de fabricación de suministros eléctricos Siemens. [9] Los casos de este estudio incluyen solo transformadores de 1 MVA; 3,5 MVA y 14 MVA, por lo cual se limita a exponer estos: 57 Para transformadores de 1 MVA se deben permitir: (por 0,1s) (4.20) (por 0,01s) (4.21) Para transformadores de 3,5 MVA se deben permitir: (por 0,1s) (4.22) (por 0,01s) (4.23) Para transformadores de 14 MVA se deben permitir: Para obtener la (por 1,2s) (4.24) (por 0,01s) (4.25) se aplica lo siguiente: (4.26) donde: es la corriente nominal del transformador es la potencia aparente del transformador 58 es la tensión de línea del lado en el que se quiere medir la CAPÍTULO 5 PRESENTACIÓN DE LOS RESULTADOS 5.1 Ejemplo Esquema Fusible-Fusible El ejemplo en cuestión pertenece a la torre DS-13A donde se ubican los motores que accionan los ventiladores para el control ambiental y en la cual se dispone de un transformador de 3,5 MVA. En la tabla 5.1 se encuentran los valores actuales para este caso. Tabla 5.1 Valores Actuales del Esquema Fusible-Fusible (A) (A) fA ITE fB Gould Shawmut (Ferraz) donde: es el fusible que se encuentra en el primario del transformador es el fusible que se encuentra protegiendo a cada motor Después de calcular los niveles de cortocircuito, utilizando el ETAP, para la máxima falla momentánea del primer ½ ciclo (debido a que la magnitud de la componente DC decae rápidamente y el X/R es muy bajo) en los puntos más próximos a cada fusible se obtuvieron los siguientes resultados que muestra la tabla 5.2, estando el sistema conectado desde la barra de 115 kV como desde Laminación Puerto Ordaz (LAMPO). 60 Tabla 5.2 Niveles de Cortocircuito Trifásicos y Monofásicos Sistema conectado desde la barra de 115 kV Sistema conectado desde LAMPO Barra A Barra B La mayor falla vista por el fusible que protege a uno de los motores, corresponde a la falla trifásica en la barra B cuando el sistema se encuentra conectado desde LAMPO; mientras que el fusible que protege al transformador registra la peor falla en la barra A cuando ésta es trifásica y el sistema está conectado también desde LAMPO. En la figura 5.1 se encuentra el diagrama tiempo-corriente con los fusibles seleccionados actualmente para este esquema, y con el cual se verifica si cumplen con los criterios planteados. Coordinando desde aguas abajo hasta aguas arriba, en la tabla 5.3 que se encuentra a continuación se presentan los resultados obtenidos para el caso del fusible B, conociendo que la corriente nominal del motor es de 164 A. Tabla 5.3 Resultados obtenidos para los Criterios del Fusible B (A) (A) (A) 61 Figura 5.1 Diagrama Tiempo-Corriente del Esquema Fusible-Fusible 62 El fusible de , cumple con todos los requisitos, ya que admite todas las corrientes normales del motor, por lo tanto, está correctamente seleccionado según los criterios de coordinación. En la tabla 5.4 se presentan los resultados que se obtuvieron para comprobar los criterios para el fusible A que se encuentra en el primario del transformador. Tabla 5.4 Resultados obtenidos para los Criterios del Fusible A (A) 146,60 (A) (A) (A) 1759,2 (por 0,1s) 3665 (por 0,01s) 1148 (por 20s) Se conoce, que el transformador está diseñado para suministrar 3,5 MVA con ventilación forzada, lo que garantiza que el transformador es capaz de soportar un 36,18% de sobrecarga cuando se energiza un motor y el otro se encuentra en servicio. Se conoce, que el fusible A tiene una , lo que corresponde a un 36,58% de sobrecarga del transformador cuando éste suministra una potencia de 3,5 MVA, lo cual es aceptable ya que está condición del transformador solo permanece durante el arranque de los motores, es decir, es momentánea. Sin embargo, es notorio que la curva de despeje del fusible A no es más rápida que la curva de daño del transformador, esto ocurre porque ante fallas monofásicas en el secundario de este transformador con conexión delta-estrella, estas se ven reducidas en un 58% para los devanados del primario, por lo tanto, la curva de daño del transformador se mueve un 58% hacia la izquierda, provocando una pérdida de selectividad con el fusible que actúa como protección de 63 respaldo para el dispositivo en el lado secundario (fusible B). Sin embargo, el lado secundario del transformador está puesto a tierra a través de una resistencia, limitando la falla monofásica a 25 A, por lo tanto, la corriente de falla vista en el lado de alta tensión es menor a la corriente de carga en el transformador, y la pérdida de selectividad no es de mayor importancia. El fusible permite dejar pasar todas las corrientes de energización (inrush) del transformador, y así cumple con los requisitos expuestos anteriormente. Entre las curvas de los dos fusibles existe una diferencia de tiempo de 0,168s (mayor a 0,05 s) ante la peor falla vista por ambos, con lo cual cumplen con el intervalo de seguridad, y garantizan selectividad para fallas de corrientes menores. 5.2 Ejemplo Esquema Relé de Sobrecorriente-Relé de Sobrecorriente Este ejemplo corresponde a los relés que se encuentran protegiendo al transformador de 14 MVA, que alimenta las subestaciones secundarias de 13,8 kV del sistema. En la tabla 5.5 se muestran los ajustes actuales que tienen estos relés. Tabla 5.5 Ajustes Actuales del Esquema Rsc-Rsc (A) (A) 3 200/5 11 20 Mitsubishi Electromecánico (A) (A) 4 600/5 6,1 GE Multilin Electromecánico 64 donde: es la corriente umbral del relé ubicado en el primario del transformador es la relación del transformador de corriente del es el valor de ajuste de la corriente instantánea del es la corriente umbral del relé ubicado del lado de la carga del transformador es la relación del transformador de corriente del es el valor de ajuste de la corriente instantánea del Después de calcular los niveles de cortocircuito, utilizando el ETAP, para la máxima falla momentánea del primer ½ ciclo (debido a que la magnitud de la componente DC decae rápidamente y el X/R es muy bajo) en los puntos más próximos a cada relé, se obtuvieron los siguientes resultados que muestra la tabla 5.6, estando el sistema conectado desde la barra de 115 kV. Tabla 5.6 Niveles de Cortocircuito Trifásicos y Monofásicos Sistema conectado desde la barra de 115 kV Barra A Barra B La mayor falla vista por el relé que se encuentra en el primario del transformador, pertenece a la falla trifásica en la barra A, y en el caso del relé ubicado en el secundario del mismo, la peor falla también es trifásica y se produce en la barra B. 65 La figura 5.2 ilustra el diagrama tiempo-corriente con los ajustes actuales elegidos para este caso y con el cual se comprobó si cumplían con los criterios del estudio en cuestión. Figura 5.2 Diagrama Tiempo-Corriente del Esquema Rsc-Rsc 66 La tabla 5.7 muestra los resultados obtenidos para la aplicación de los criterios del RscB, teniendo en cuenta que se está coordinando desde aguas abajo hasta aguas arriba. Tabla 5.7 Valores obtenidos para los criterios del RscB (A) 585,72 (Asec) 6,1 El relé dispuesto del lado secundario del transformador, posee como ajuste máximo secundarios, con lo cual no cumple con el criterio, ya que este valor corresponde a 480 A primarios, es decir, no alcanza ni el valor de del transformador, por lo tanto, se recomienda cambiar este relé por otro que contemple un mayor rango de ajustes para seleccionar la corriente umbral del correctamente. Mientras tanto, con el equipo disponible, se conserva este ajuste (que es el máximo). Para la máxima corriente de falla vista por ambos relés, existe una pérdida de selectividad, ya que no cumplen con el intervalo de seguridad, por lo que se disminuye el dial del a 3,03, valor con el cual existe una diferencia de tiempo entre ambas curvas de 0,52s (mayor a 0,5 s). Para evaluar el caso del , se obtuvieron los valores que se encuentran a continuación en la tabla 5.8. Tabla 5.8 Valores obtenidos para los Criterios del RscA (A) 70,29 (Asec) (A) (A) 562,32 (por 1,2s) 1757,25 (por 0,01s) 2,19 y < 9,95 67 La corriente umbral del cumple con el criterio aplicado, ya que actualmente se encuentra ajustado en 3 A secundarios, y conociendo que la corriente de falla mínima en el extremo lejano para el cual el relé de la fuente ve fallas es 398 A (debido a la resistencia de puesta a tierra en el secundario del transformador), igualmente cumple con el criterio para que sirva de respaldo al relé del lado de la carga. Es evidente, según la figura 5.2, que el permite dejar pasar la corriente de energización (inrush) del transformador, sin embargo, podría actuar ante la corriente transitoria electromagnética máxima que se pueda dar en el transformador, por lo cual se aumenta la Iinst a 50 A secundarios, que corresponde a 2000 A primarios. El Dial del se encuentra ajustado al máximo valor que permite el relé, lo cual es aceptable, y se deja en este valor para que pierda rapidez ante fallas aguas abajo, ya que éste debe ser el último en actuar en presencia de dichas fallas. El transformador se encuentra perfectamente protegido, ya que las curvas de ambos relés son más rápidas que la curva de daño del mismo. Luego de lo expuesto anteriormente, se realizaron los ajustes pertinentes con los relés instalados al presente, para mejorar la coordinación; sin embargo, se recomienda cambiar el relé del lado de la carga para que la coordinación sea lo mejor posible. En la figura 5.3 se encuentra el diagrama tiempo-corriente con los nuevos ajustes. 68 Figura 5.3 Diagrama Tiempo-Corriente del Esquema Rsc-Rsc después de coordinado 69 5.3 Ejemplo Esquema Interruptor Termomagnético-Interruptor Termomagnético Este ejemplo corresponde a la subestación de fase densa, en la cual se encuentra un transformador de 1 MVA que acciona dos motores, uno de 450 hp y otro de 100 hp, los cuales permiten trasegar la alúmina. La tabla 5.9 muestra los ajustes actuales de los dispositivos de protección que se encuentran en este ejemplo. Tabla 5.9 Ajustes Actuales del Esquema ITM-ITM (A) fusible ITM ITM ITM ITM ITM ITM ITM ITM ITM Principal Principal Principal Principal Principal Principal Principal Motor Motor 450 hp 450 (A) hp 600 0,9 (A) 63 ABB 1600 1 Mínimo 2 Máximo 4 ITE (BBC) Fabricante Fabricante ITM ITM ITM ITM ITM ITM ITM ITM ITM ITM ITM ITM Motor Motor Motor Motor Motor Motor Motor Motor Motor Motor Motor Motor 450 hp 450 450 hp 450 450 hp 100 hp 100 100 hp 100 100 hp 100 100 hp (A) hp 600 1 hp Mínimo 6 hp Máximo 8 ITE (BBC) hp Mínimo 2 hp Máximo 4 donde: es la corriente nominal del fusible es la corriente del sensor del interruptor termomagnético es la corriente de ajuste largo de tiempo del interruptor termomagnético es el ajuste de retardo largo de tiempo del interruptor termomagnético es la corriente de ajuste corto de tiempo del interruptor termomagnético es el ajuste de retardo corto de tiempo del interruptor termomagnético es la corriente de ajuste instantáneo del interruptor termomagnético ITE (BBC) 70 Después de calcular los niveles de cortocircuito, a través del ETAP, para la máxima falla momentánea del primer ½ ciclo (debido a que la magnitud de la componente DC decae rápidamente y el X/R es muy bajo) en los puntos más próximos a cada uno de los dispositivos, se obtuvieron los resultados que se encuentran en la tabla 5.10, estando el sistema conectado desde la barra de 115 kV como desde LAMPO. Tabla 5.10 Niveles de Cortocircuito Trifásicos y Monofásicos Sistema conectado desde la barra de 115 kV Sistema conectado desde LAMPO Barra A Barra B La mayor falla vista por el fusible que se encuentra en el primario del transformador, corresponde a la falla trifásica en la barra A cuando el sistema está conectado desde LAMPO, y para el caso de los tres interruptores termomagnéticos la peor falla también es trifásica y ocurre en la barra B, también estando el sistema conectado desde LAMPO, y es la misma para todos porque estos se encuentran ubicados en el mismo tablero. La figura 5.4 presenta el diagrama tiempo-corriente con los ajustes actuales que tienen los dispositivos de protección para este caso y con el cual se comprobó si cumplían con los criterios expuestos en este estudio. En la tabla 5.11 se encuentran los resultados obtenidos para la aplicación de los criterios del interruptor termomagnético que protege al motor de 450 hp, teniendo en cuenta que se está coordinando desde aguas abajo hasta aguas arriba y que la corriente nominal del motor es de 509 A. 71 Figura 5.4 Diagrama Tiempo-Corriente del Esquema ITM-ITM 72 Tabla 5.11 Valores obtenidos para los Criterios del ITM del motor de 450 hp (A) (A) 1018 (por 15s) 5090 (por 0,03s) (A) 559,9 (kA) 22,60 El interruptor termomagnético que protege al motor de 450 hp, tiene una corriente de ajuste de retardo largo de tiempo de 540 A, menor a la corriente umbral, por lo tanto, como no cumple con este criterio, se ajusta en 1,1; el cual corresponde a 660 A y tomando en cuenta la tolerancia de la curva del ITM que es de un 10%, entonces la corriente mínima del ajuste de retardo largo de tiempo es de 594 A, que es mayor a la corriente umbral que debe tener el interruptor termomagnético, y además permite dejar pasar la corriente de arranque del motor por un rango de tiempo un poco mayor a 20s, ya que a diferencia del ajuste anterior sólo permitía la misma por 18s, el cual es un margen muy estrecho y el interruptor podría llegar a disparar por arranque del motor. La curva de retardo largo de tiempo está al mínimo ajuste posible, el cual es un ajuste aceptable ya que no existe pérdida de selectividad con el ITM aguas arriba y adicionalmente ofrece rapidez ante fallas menores. La corriente de ajuste de retardo corto de tiempo es de 3600 A, con la cual existe pérdida de selectividad con el dispositivo aguas arriba, además de tener un escaso nivel de sensibilidad ante fallas intermedias, por lo tanto, se ajusta en 3, que corresponde a 1800 A, y tomando en cuenta la tolerancia de 10% de la curva, se tiene que la corriente mínima del ajuste de retardo corto de tiempo es de 1620 A, con la cual tiene un mayor nivel de sensibilidad para detectar fallas intermedias, permite dejar pasar la corriente de arranque y no hay pérdida de selectividad con el ITM principal. La curva de retardo corto de tiempo se encuentra al máximo, y así existe pérdida de selectividad con el dispositivo aguas arriba, por lo cual se ajusta en mínimo, y de esta forma se aprovecha la operación del dispositivo aguas arriba. 73 La corriente de ajuste del instantáneo corresponde a 4800 A, la cual es menor a la corriente transitoria electromagnética del motor, por lo tanto, se aumenta y se ajusta en 10, que corresponde a 6000 A, y al tomar en consideración la tolerancia del 10% de la curva, se tiene una corriente mínima de ajuste del instantáneo de 5400 A, mayor a la corriente transitoria electromagnética del motor. La capacidad de interrupción de este interruptor electromagnético instalado actualmente es de 42 kA, lo que corresponde a un 85,84% de sobredimensionamiento, lo que implica que es un dispositivo bastante confiable. Para evaluar el caso del interruptor termomagnético que protege al motor de 100 hp, se obtuvieron los valores que se encuentran en la tabla 5.12, teniendo en cuenta que la corriente nominal del mismo es de 113 A. Tabla 5.12 Valores obtenidos para los Criterios del ITM del motor de 100 hp (A) (A) 678 (por 8s) 1356 (por 0,03s) (A) 124,3 (kA) 22,60 La corriente de ajuste de retardo largo de tiempo de este interruptor termomagnético es de 600 A, la cual implica que se permiten sobrecargas de hasta 430% del motor, y de esta forma existe una falta de aprovechamiento de la operación de este dispositivo ante fallas graves, por lo tanto, se ajusta al mínimo en 0,7; que corresponde a 420 A, y con una corriente mínima de 378 A al tomar en cuenta el 10% de tolerancia de la curva. La curva de retardo largo de tiempo se encuentra al mínimo, la cual es aceptable ya que no hay pérdida de selectividad con el ITM principal y además ofrece rapidez ante fallas menores. 74 La corriente de ajuste de retardo corto de tiempo es de 1200 A, y tomando en consideración el 10% de tolerancia de la curva del ITM, se tiene una corriente mínima del ajuste de retardo corto de tiempo de 1080 A, la cual es mayor a la corriente de arranque del motor, por lo tanto, cumple con los criterios mínimos de coordinación y puede permanecer a este valor. La curva de retardo corto de tiempo se encuentra al máximo, ajuste que es aceptable ya que no existe pérdida de selectividad con el dispositivo aguas arriba y así cumple con los criterios mínimos de coordinación. La corriente de ajuste del instantáneo es de 2400 A, con una corriente mínima de 2160 A al tener en cuenta el 10% de tolerancia de la curva, este ajuste permite dejar pasar la corriente transitoria electromagnética, por lo tanto puede permanecer en este valor que es el mínimo. La capacidad de interrupción de este interruptor electromagnético instalado actualmente es de 42 kA, lo que corresponde a un 85,84% de sobredimensionamiento, lo que implica que es un dispositivo bastante confiable. Para apreciar el caso del interruptor principal, se obtuvieron los valores que se muestran a continuación en la tabla 5.13. Tabla 5.13. Valores obtenidos para los Criterios del ITM principal (A) (A) (A) (kA) 1202,81 1443,37 22,60 1187 (por 8s) El interruptor termomagnético dispuesto del lado secundario del transformador, tiene una corriente de ajuste de retardo largo de tiempo de 1600 A, y teniendo en consideración que la tolerancia del ITM es de un 10%, entonces la corriente mínima del ajuste de retardo largo de tiempo es de 1440 A, la cual es menor a la corriente umbral deseada, pero sin embargo 75 corresponde a un 19,72% de sobrecarga del transformador, el cual es un valor aceptable en el que ha permanecido ajustado y no hay motivos importantes para ser cambiado. La curva de retardo largo de tiempo está bien seleccionada ya que no existe pérdida de selectividad con el fusible, que es el dispositivo que se encuentra aguas arriba, por lo tanto se deja al mínimo. La corriente de ajuste de retardo corto de tiempo es de 3200 A, y tomando en consideración la tolerancia del 10% de la curva, se tiene una corriente mínima del ajuste de retardo corto de tiempo de 2880 A, la cual permite dejar pasar la corriente de los ramales cuando el motor de 450 hp se encuentra operando en condiciones normales y además se arranca el motor de 100 hp. La curva de retardo corto de tiempo está ajustada de manera tal que cumple con los criterios mínimos de coordinación, por lo tanto, se deja al máximo. La corriente de ajuste del instantáneo es de 6400 A, el cual se encuentra al mínimo para así tener un alto nivel de sensibilidad ante fallas mayores, por lo tanto, se deja en este valor. Es importante destacar, que sin embargo existe una pérdida de selectividad con los interruptores aguas abajo, esto se debe a que los tres interruptores se encuentran en el mismo tablero, y no se inhibe el instantáneo del interruptor principal para no causar una falta de rapidez en el sistema. La capacidad de interrupción de este interruptor termomagnético instalado actualmente es de 50 kA, lo que corresponde a un 121,24% de sobredimensionamiento, lo cual implica que el dispositivo es bastante confiable. Para evaluar el caso del fusible, se obtuvieron los valores que se encuentran en la tabla 5.14. Tabla 5.14 Valores obtenidos para los Criterios del fusible (A) (A) 41,84 (A) 627,6 (por 0,1s) 1046 (por 0,01s) 76 Se conoce, que el fusible tiene una , lo que corresponde a un 50,57% de sobrecarga del transformador, con lo cual cumple con el criterio para seleccionar la corriente nominal de este dispositivo, pero la forma de su curva sólo permite dejar pasar hasta 12 veces la corriente nominal del transformador, por lo tanto se debe escoger un tipo de fusible con una curva más inversa para que cumpla con el criterio, como por ejemplo un fusible del fabricante Gould Shawmut (Ferraz) modelo CL-14 de 65 A, que si permite dejar pasar tanto la corriente inrush como la corriente transitoria electromagnética del transformador. Sin embargo, es notorio que la curva de despeje del fusible no es más rápida que la curva de daño del transformador, esto ocurre porque ante fallas monofásicas en el secundario de este transformador con conexión delta-estrella, estas se ven reducidas en un 58% para los devanados del primario, por lo tanto, la curva de daño del transformador se mueve un 58% hacia la izquierda, provocando una pérdida de selectividad con el fusible que actúa como protección de respaldo para el dispositivo en el lado secundario (ITM). Sin embargo, el lado secundario del transformador está puesto a tierra a través de una resistencia, limitando la falla monofásica a 1 A, por lo tanto, la corriente de falla vista en el lado de alta tensión es menor a la corriente de carga en el transformador, y la pérdida de selectividad no es de mayor importancia. Después del análisis previo, se realizaron los nuevos ajustes para mejorar la coordinación de este ejemplo. La figura 5.5 ilustra el diagrama tiempo-corriente de este esquema. 77 Figura 5.5 Diagrama Tiempo-Corriente del Esquema ITM-ITM después de coordinado 78 5.4 Ejemplo Esquema Fusible-Interruptor Termomagnético Este ejemplo corresponde a la subestación de servicios auxiliares de control ambiental, en la cual se encuentra un transformador de 1 MVA. La tabla 5.15 presenta los ajustes actuales de los dispositivos de protección de este ejemplo. Tabla 5.15 Ajustes Actuales del Esquema Fusible-ITM (A) (A) 65 ITE 1600 1,1 Máximo 3 Intermedio 5 ITE (BBC) donde: es la corriente nominal del fusible es la corriente del sensor del interruptor termomagnético es la corriente de ajuste largo de tiempo del interruptor termomagnético es el ajuste de retardo largo de tiempo del interruptor termomagnético es la corriente de ajuste corto de tiempo del interruptor termomagnético es el ajuste de retardo corto de tiempo del interruptor termomagnético es la corriente de ajuste instantáneo del interruptor termomagnético Seguidamente de calcular los niveles de cortocircuito, a través del ETAP, para la máxima falla momentánea del primer ½ ciclo (debido a que la magnitud de la componente DC decae rápidamente y el X/R es muy bajo) en los puntos más próximos al fusible y al interruptor termomagnético, se obtuvieron los resultados que se encuentran en la tabla 5.16, estando el sistema conectado desde la barra de 115 kV como desde LAMPO. 79 Tabla 5.16 Niveles de Cortocircuito Trifásicos y Monofásicos Sistema conectado desde la barra de 115 kV Sistema conectado desde LAMPO Barra A Barra B La mayor falla vista por el fusible que se encuentra en el primario del transformador, corresponde a la falla trifásica en la barra A cuando el sistema está conectado desde LAMPO, y para el caso del interruptor termomagnético en el secundario del transformador, la peor falla también es trifásica y ocurre en la barra B, también cuando el sistema está conectado desde LAMPO. La figura 5.6 muestra el diagrama tiempo-corriente con los ajustes actuales que tienen los dispositivos de protección para este caso y con el cual se verificó si cumplían con los criterios expuestos en este estudio. En la tabla 5.17 se presentan los resultados obtenidos para la aplicación de los criterios del interruptor termomagnético, tomando en cuenta que se está coordinando desde aguas abajo hasta aguas arriba. Tabla 5.17 Valores obtenidos para los criterios del ITM (A) (A) (kA) 1202,81 1443,37 19,64 80 Figura 5.6 Diagrama Tiempo-Corriente del Esquema Fusible-ITM 81 El interruptor termomagnético dispuesto del lado secundario del transformador, tiene una corriente de ajuste de retardo largo de tiempo de 1760 A, y teniendo en consideración que la tolerancia de la curva del ITM es de un 10%, entonces la corriente mínima del ajuste de retardo largo de tiempo es de 1584 A, que es mayor a la corriente umbral del interruptor termomagnético, por lo cual este ajuste es aceptable. Sin embargo, la curva del retardo largo de tiempo está mal seleccionada porque existe pérdida de selectividad con el fusible, por lo tanto, se coloca el ajuste del retardo largo de tiempo al mínimo para que cumpla con los criterios de coordinación. La corriente de ajuste de retardo corto de tiempo es de 4800 A, con la cual cumple con los criterios mínimos de coordinación, ya que no hay pérdida de selectividad con el dispositivo aguas arriba y tiene un nivel de sensibilidad aceptable ante fallas intermedias. La curva de retardo corto de tiempo está ajustada de manera tal que permite el aprovechamiento de la operación del fusible, por lo tanto, se deja en intermedio. La corriente de ajuste del instantáneo es de 8000 A, y a pesar de que no se encuentra al mínimo ajuste posible, sigue ofreciendo rapidez ante fallas mayores, y aplica para los criterios mínimos de coordinación. La capacidad de interrupción de este interruptor termomagnético instalado actualmente es de 50 kA, lo que corresponde a un 154,58% de sobredimensionamiento, lo cual implica que el dispositivo es bastante confiable. Para evaluar el caso del fusible, se obtuvieron los valores que se encuentran en la tabla 5.18. 82 Tabla 5.18 Valores obtenidos para los Criterios del fusible (A) 41,84 (A) (A) 627,6 (por 0,1s) 1046 (por 0,01s) Se sabe, que el fusible tiene una , lo que corresponde a un 55,35% de sobrecarga del transformador, con lo cual cumple con el criterio, a pesar de que permite más del 50% de sobrecarga del transformador que serían 63 A, pero en el mercado no se encuentran fusibles de esta capacidad nominal y con un tipo de curva inversa, por lo tanto se selecciona el de 65 A, que es el inmediato superior. Sin embargo, es indiscutible que la curva de despeje del fusible no es más rápida que la curva de daño del transformador, esto ocurre porque ante fallas monofásicas en el secundario de este transformador con conexión delta-estrella, estas se ven reducidas en un 58% para los devanados del primario, por lo tanto, la curva de daño del transformador se mueve un 58% hacia la izquierda, provocando una pérdida de selectividad con el fusible que actúa como protección de respaldo para el dispositivo en el lado secundario (ITM). Sin embargo, el lado secundario del transformador está puesto a tierra a través de una resistencia, limitando la falla monofásica a 1 A, por lo tanto, la corriente de falla vista en el lado de alta tensión es menor a la corriente de carga en el transformador, y la pérdida de selectividad no es de mayor importancia. El fusible permite dejar pasar todas las corrientes normales de energización del transformador, por lo tanto, cumple con todos los requisitos previstos. Después del análisis previo, se realizaron los ajustes necesarios para mejorar la coordinación de este esquema. La figura 5.7 muestra el diagrama tiempo-corriente con los nuevos ajustes. 83 Figura 5.7 Diagrama Tiempo-Corriente del Esquema Fusible-ITM después de coordinado 84 5.5 Resumen de los Resultados Obtenidos A partir del análisis de resultados para los distintos esquemas descritos anteriormente, fue necesario realizar nuevos ajustes que se resumen en la tabla 5.19 que se presenta a continuación: Tabla 5.19 Resumen de los Resultados Obtenidos Tipo de Esquema N° de Ejemplos Fusible-Fusible 1 Ajustes Iniciales Nuevos Ajustes A Ninguno Asec Asec Relé-Relé La debe ser pero el equipo instalado no dispone de este ajuste, por lo que se requiere adquirir un nuevo equipo. Por ahora, se deja en su máximo ajuste posible que corresponde a 4 Asec. 1 =2 =Máximo Interruptor-Interruptor 2 nimo Fusible-Interruptor 2 En el primer ejemplo se recomienda cambiar el fusible por otro de 65 A del fabricante Gould Shawmut (Ferraz) modelo CL-14 85 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES A partir de los resultados obtenidos y del estudio realizado se puede constatar que todos los equipos y dispositivos dispuestos para la protección del sistema eléctrico son altamente confiables ante los máximos niveles de cortocircuito que puedan ocurrir, por lo cual no se requiere realizar modificaciones al respecto. Los cambios realizados para los casos por cada tipo de esquema se presentan a continuación: De los 2 casos analizados correspondientes al esquema fusible-fusible, en el seleccionado no fue necesario realizar nuevos ajustes, ya que actualmente cuenta con una excelente coordinación en la cual se aprovecha la operación de ambos dispositivos, que además permiten dejar pasar las corrientes de energización tanto del motor como del transformador en amplios rangos de tiempo. De los 3 casos estudiados para el esquema relé-relé, en el seleccionado se realizaron diversos ajustes, ya que los iniciales ocasionan falta de selectividad. Además, para este caso es necesario que se cambie el relé del lado de la carga, para que el transformador pueda operar a su máxima carga. De los 3 casos analizados pertenecientes al esquema interruptor-interruptor, en el seleccionado los dispositivos son confiables antes altas corrientes de falla, sin embargo, se aplicaron distintos ajustes que garantizan una mejor coordinación al asegurar otros aspectos como sensibilidad, selectividad y rapidez de operación. Se recomendó cambiar el fusible, por uno cuyo tipo de curva permita el paso de una mayor corriente de energización del transformador. De los 15 casos estudiados correspondientes al esquema fusible-interruptor, el seleccionado inicialmente contaba con ajustes que garantizan un mínimo de coordinación, a excepción de una falta de selectividad del interruptor con el fusible ante fallas menores que se recomendó corregir con un nuevo ajuste del retardo largo de tiempo. 86 En la elaboración de este estudio, surgieron continuamente dificultades respecto a la obtención de la data técnica de los equipos y dispositivos instalados en la Línea III de Reducción, ya que esta se encontraba dispersa, por lo tanto, se recomienda recopilar y archivar dicha información para la realización de proyectos a futuro. Los interruptores de potencia en baja tensión dispuestos en las subestaciones secundarias, están descontinuados, y una posible ocurrencia de una avería en alguna de sus piezas puede conllevar a no poder ser sustituida debido a la obsolescencia de estos equipos, motivado a ello, se recomienda que estos interruptores se cambien por otros de fabricación más reciente, y que adicionalmente proporcionen una mayor prestación de servicios respecto a la señalización del tipo de falla ocurrida, fase fallada, tiempo de operación, entre otras cosas, ya que también éstas son parte de las deficiencias encontradas en estos interruptores por parte del personal de mantenimiento del departamento. Sin embargo, actualmente la empresa no dispone de los recursos económicos suficientes para modernizar sus equipos, por lo que los nuevos ajustes propuestos se ejecutaron con los equipos disponibles para que cumplan con los criterios de coordinación, a excepción del relé ubicado en el lado de la carga del transformador de 14 MVA que no dispone de un rango de ajustes que permita seleccionar el adecuado, ante dicha limitación se está gestionando la aprobación de un presupuesto para la adquisición de otro relé. 87 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Blackburn, J. L. Protective Relaying: Principles and Applications. Nueva York: Marcel Dekker, Inc, 1998. [2] C.V.G. ALCASA. Disponible en Internet: http://www.alcasa.com.ve, consultado el 10 de Febrero de 2012. [3] ETAP. Disponible en Internet: http://etap.com/, consultado el 8 de Febrero de 2012. [4] IEEE Std 242-2001. IEEE Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems. [5] Medina, G., Díaz, A., & Viera, G. Informe Técnico 5: Relés de Sobrecorriente. Universidad Simón Bolívar. [6] OC Relays. Disponible en Internet: http://xnet.rrc.mb.ca/janaj/oc_protection.htm, consultado el 22 de Mayo de 2012. [7] Pérez L. Protección de Sistemas Eléctricos de Baja y Media Tensión. Caracas, Septiembre, 1995. [8] Russell, C., Wiley, J. The Art and Science of Protective Relaying, 1956. [9] Siemens. Disponible en Internet: http://es.scribd.com/doc/41793911/Siemens-PowerEngineering-Guide, consultado el 18 de Abril de 2012.
