TEMAS DE INSTALACIONES ELECTRICAS 1 IE-10 PROTECCIONES

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IE-10 PROTECCIONES Alfredo Rifaldi Norberto I. Sirabonian

Las instalaciones se proyectan y ejecutan para dos condiciones de diseño, para las condiciones nominales y para las condiciones de falla. 1. Condiciones Nominales Las condiciones nominales de las instalaciones son la corriente nominal (In), la tensión nominal (Un), la frecuencia de la red (f), la impedancia nominal (zn), etc. Para éstas condiciones las instalaciones eléctricas y sus equipos deben funcionar teóricamente, para un tiempo (t) infinito. Este tiempo queda limitado sólo per el envejecimiento u obsolescencia de los mismos 2. Condiciones de falla En éstas condiciones las instalaciones y los equipos deben soportar las fallas que se pueden presentar, pero sólo por un tiempo breve. Dicho tiempo breve puede variar desde algunos milisegundos (mseg), hasta algunas horas, dependiendo del tipo de falla. Las fallas que se pueden presentar son: 2.1 Sobrecargas Las sobrecargas en las instalaciones eléctricas corresponden a la circulación de corriente por arriba de los valores nominales. En estas condiciones el tiempo admisible de duración de la falla puede variar desde algunos segundos ó minutos, hasta algunas horas 2.2 Cortocircuitos En esta condición de falla el tiempo admisible que puede soportar la instalación varía entre algunos mseg hasta algunos segundos ó minutos. 2.3 Sobretensiones Las sobretensiones, pueden ser de origen atmosférico ó de maniobra, a causa en éste caso por la apertura y/o cierre de interruptores. Las instalaciones y equipos deben soportar las mismas por un período de algunos milisegundos, período de actuación de los descargadores de sobretensión, y/o sistema de protección contra descargas atmosféricas (jabalinas). 2.4 Fallas de aislación En este caso el tiempo queda limitado, en función del factor de puesta a tierra (fpt), pudiendo variar desde algunos milisegundos, para sistemas rígidamente puestos a tierra, hasta horas, para sistemas no rígidamente puestos a tierra ó aislados. 3. Los relés de protección Con el objeto de limitar el tiempo de falla y preservar las personas y equipos eléctricos involucrados en cada tipo de falla, son requeridos distintos tipos de relés. La función de los mismos es limitar el tiempo de falla minimizando el daño a los equipos. En función de la variable que controlan surgen los siguientes relés básicos: - Por sobrecarga (I) - Por cortocircuitos (I) - Por sobretensiones (U) - Por falla de aislación (I; U) - Por temperatura (t; I) - Por falta ó exceso de tensión (U) - Por exceso ó defecto de frecuencia (f) - Por sentido inverso de circulación de corriente (I) ó potencia (W) La función normal de los relés es proteger las instalaciones eléctricas, aguas abajo del punto de su instalación ó medición.

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4. Partes de un relé Los relés de protección son aparatos que miden en forma permanente la variable seleccionada, tomando acción cuando la variable medida supera un valor preestablecido. 4.1 Las partes constitutivas de un relé Las partes constitutivas de un relé son: Medición: Mide la variable seleccionada Comparación Compara la variable con su valor de ajuste Accionamiento El accionamiento es normalmente, el cierre de un contacto libre de potencial, que es utilizado para el disparo del interruptor que alimenta la falla. 4.2 Las características operativas de los relés Las características operativas de los relés son: Sensibilidad La sensibilidad es la característica de operación para las condiciones mínimas de servicio. Como ejemplo se cita la condición de operación del relé ante fallas para valores mínimos de cortocircuito. Selectividad La selectividad es la discriminación de fallas entre el equipo ó instalación protegida, respecto de los equipos ó instalaciones adyacentes. Velocidad Es la característica de rapidez en aislar el equipo fallado, minimizando el daño en el mismo. Confiabilidad Es la certeza que el relé opera correctamente, con repetibilidad. Seguridad Es la habilidad de no operar por una falsa información. 5. Tipos de Relés Los relés de protección se pueden clasificar en dos tipos los Primarios y los Secundarios Relés Primarios En los relés Primarios la corriente de falla circula en forma directa por el relé, actuando de igual forma sobre el interruptor. Este criterio se aplica, en baja tensión, para valores de corrientes nominales que no superan el orden de los 100 A, para los que corresponden corrientes de cortocircuito de 1000 A a 2000 A Como ejemplo se menciona los interruptores termomagnéticos. Relés Secundarios Para valores de corrientes nominales mayores, y/o tensiones que superan los 1000V, la medición se realiza a través de transformadores de corriente En consecuencia, en los relés Secundarios la medición de la corriente de falla se realiza en forma indirecta, a través de transformadores de corriente. El relé mide una corriente proporcional a la nominal. Dicha corriente nominal está establecida en 5 A ó 1 A. En consecuencia la corriente de falla (cortocircuito), que mide los relés estará en el orden de los 50 A ó 10 A respectivamente.

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6. Ejemplo En el esquema unifilar (Fig. 10.1), tenemos algunos ejemplos de los diferentes tipos de relés de protección. Del lado de media tensión, en este caso particular, no tenemos interruptor sino un seccionador bajo carga con fusibles. Los fusibles son una protección del tipo primario, protegiendo al transformador ante cortocircuitos. Del lado de baja tensión, a la salida del transformador tenemos un interruptor, que para el caso indicado tendrá una corriente nominal de 1500 A. En consecuencia las protecciones del interruptor serán del tipo secundario, a través de transformadores de corriente Continuando con el unifilar, las salidas del tablero, contemplan tres casos. La salida a una pequeña carga, que es alimentada y protegida a través de un interruptor termomagnético, que constituye una protección del tipo primario. La alimentación a un motor, constituida por seccionador bajo carga, fusible, y contactor con protección térmica. El fusible es una protección primaria. Protege la instalación (cable y contactor) y el motor ante cortocircuitos. El contactor con su térmico, protege el equipo ante sobrecargas. Constituye en este ejemplo también una protección del tipo primaria (para bajos valores de corriente). Para grandes valores de corriente nominal, los contactores también trabajan con transformadores de corriente incorporados, constituyendo una protección por sobrecargas del tipo secundario. La alimentación a una carga importante, que puede ser otro tablero, a través de un interruptor con transformadores de corriente, conformando una protección del tipo secundario.

7. PROTECCION POR SOBRECORRIENTES Y CORTOCIRCUITOS Antes de iniciar el análisis de las protecciones por sobrecorrientes y cortocircuitos, debemos plantear los siguientes criterios: Las instalaciones eléctricas y los equipamientos se diseñan y eligen para las máximas corrientes de cortocircuito que se pueden presentar En cambio, los relés de protección por sobrecargas y cortocircuitos se ajustan para los mínimos valores de corriente de falla que pueden presentarse en la instalación. Protección de cables Analizaremos el comportamiento de los cables. Los conceptos vertidos son aplicables a cualquier equipo eléctrico. En la Figura 10.2 tenemos representada la ecuación θ = f(t) donde se puede apreciar la curva de calentamiento de un cable, hasta llegar a la temperatura de servicio (θserv.), cuando circula la corriente nominal máxima admisible, llegando a dicha temperatura al cabo de unas horas. Para corrientes superiores a la máxima admisible, se llega a la temperatura de servicio admisible en tiempos menores. Así a medida que se aumenta la corriente se llega a la temperatura de servicio en menor tiempo, como vemos en el gráfico donde las curvas representadas tiene como parámetro la corriente de circulación. c Tomando este gráfico y modificando las variables, haciendo t = f ( I ), y usando como parámetro la temperatura admisible del cable, se obtiene la curva característica del cable, para una determinada sección en mm2, en donde se puede apreciar que para la corriente máxima admisible el cable soporta dicho valor un tiempo infinito. (Figura 10.3 ) A medida que aumenta la corriente el cable soporta dichas corrientes un tiempo menor La protección de máxima corriente de un cable, y en consecuencia de cualquier equipo, debe tener una curva de respuesta t = f( I ), por debajo de la curva característica. El interruptor termomagnético El interruptor termomagnético es un aparto de maniobra con protección primaria En la Figura 10.4 se indica la simbología de del interruptor termomagnético según las normas IEC y ANSI. En la Fig. 10.5 se puede apreciar las curvas de actuación del interruptor termomagnético.

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La protección térmica es asintótica para la 1,15 de la corriente nominal, y tiene una respuesta de tiempo inverso a medida que aumenta la corriente. Por poseer una protección del tipo primario, debido a que la corriente pasa por el bimetal, la protección térmica presenta dos curvas, para la condición de térmico frío y térmico caliente Estas curvas corresponden a la protección por sobrecargas. La protección contra cortocircuitos es del tipo instantánea ó tiempo independiente, para cualquier valor de corriente de falla que supere el ajuste de la protección instantánea. El tiempo de actuación es de 100 ms. Estos interruptores tienen valores de ajuste preestablecidos en 5 In ó 10 In, y presentan las siguientes curvas de respuesta B y C, (ex L y G respectivamente) La curva de respuesta 5 In corresponde su utilización para los circuitos de iluminación, debido a que la corriente de encendido de los artefactos de iluminación de descarga toman valores instantáneos del orden de 3 In. La curva de respuesta de 10 In, es utilizada en los circuitos de alimentación de motores debido a que la corriente de arranque de los motores asincrónicos es del orden de 6 a 7 In. 8. RELE DE MÁXIMA CORRIENTE Cuando los valores de corriente superan los 63/100 A, la protección primaria a través del uso del bimetal es técnicamente inadecuado, utilizándose en consecuencia relés de protección del tipo secundario, cuya medición se realiza a través de transformadores de corriente. Estos transformadores de corriente y su protección, pueden estar incorporados físicamente en el interruptor ó ser ambos externos al interruptor. En la figura 10.6 se indica la simbología de esta protección según las normas IEC y ANSI Según la norma IEC: El símbolo I > corresponde a la protección por sobrecargas es decir de tiempo inverso El símbolo I >> corresponde a la protección por cortocircuitos, es decir de tiempo independiente Según la norma ANSI: El número 51 corresponde a la protección por sobrecargas es decir de tiempo inverso El número 50 corresponde a la protección por cortocircuitos, es decir de tiempo independiente Las curvas de actuación del relé de máxima corriente se pueden ver en la Figura 10.7, que es similar a la indicada en la figura 10.5, con la excepción que la respuesta de la curva de tiempo inverso no presenta una banda de actuación entre la curva frío y curva caliente en razón de no ser dependiente de un bimetal sino de que es función de un relé electromagnético ó electrónico. En la figura 10.8 se indica esquemáticamente un relé de máxima corriente del tipo electromagnético, con el objeto de analizar el comportamiento de este tipo de relé, visualizando los fenómenos electromagnéticos. Está compuesto por dos relés, uno del tipo de inducción, que tiene una curva de respuesta de tiempo inverso, y otro relé electromagnético del tipo instantáneo que responde a la curva de tiempo independiente. Por ambos componentes del relé pasa la corriente del transformador de intensidad que mide la corriente en el circuito. El relé de inducción, al circular la corriente nominal, genera sobre el disco una cupla motora producida por las corrientes inducidas causadas por los flujos del circuito magnético. Esta cupla motora es frenada por la cupla antagónica de la espiral de freno. A medida que la corriente aumenta, crece la cupla motora, venciendo la cupla antagónica y comenzando a girar el disco. La velocidad del disco aumenta a medida que crece la corriente, respondiendo a una curva de tiempo inverso. Un contacto móvil sobre el disco cierra un circuito de disparo a través de los contactos fijos. El relé de tiempo independiente actúa en forma instantánea para todo valor que supere su corriente de ajuste. 9. FUSIBLES El fusible es un relé del tipo primario, de respuesta de tiempo extremadamente inversa y sólo protege al circuito por cortocircuitos. Por esta razón en el caso de circuitos de arranque de motores complementa al relé térmico de los contactores. En el caso de los fusibles de media tensión para protección de los transformadores, sólo actúa ante cortocircuitos y no para sobrecargas. 10. RELÉ DE MAXIMA CORRIENTE DIRECCIONAL Es un relé de máxima corriente que sólo actúa ante la presencia de una corriente de cortocircuito que circule en un determinado sentido. Un ejemplo de su utilización, es para el caso de dos transformadores que trabajan en paralelo, como se indica en la Figura 10.10

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En el caso de tener un cortocircuito en barras actúan simultáneamente, y en forma instantánea, los relés de máxima corriente (I >>), en el secundario de los transformadores. Se pierde la barra de BT. Los relés direccionales no actúan. En el caso de un cortocircuito en el secundario del transformador T2, los cuatro relés de máxima corriente ven la falla pero sólo actúa el direccional que está a la salida del T2 (I >> →), abriendo los interruptores primario y secundario del T2. Se pierde el T2, pero la barra de BT queda alimentada por T1. El relé de máxima corriente direccional sólo actúa en menor tiempo que los demás relés, cuando la corriente que circula responde a la direccionalidad preestablecida. En la Fig. 10.11 se puede apreciar las curvas de actuación de los relés de máxima corriente y máxima corriente direccional. Se ve que el relé direccional actúa en un tiempo t2, menor al t1. El objetivo de este relé es despejar la falla en la rama que tiene el cortocircuito, manteniendo en servicio el Tablero de Baja Tensión. 11. RELÉS DIFERENCIALES Los relés diferenciales son relés de zona y actúan en forma instantánea. Se basa en la ley de Kirchoff: “la sumatoria de las corrientes que llegan a un nodo es igual a la sumatoria de las corrientes que salen” La actuación del relé envía el disparo a los interruptores que convergen al nodo El objetivo de los relés diferenciales es minimizar el daño en los equipos ante una falla propia. Los relés diferenciales son usados en equipos de importancia ya sea por su valor económico ó por su importancia en la red eléctrica. En la Fig. 10.12 se simboliza en forma genérica la protección diferencial de un equipo ó instalación con dos interruptores, uno de entrada y otro de salida. Los transformadores respectivos de corriente envían la señal ( 5 A ó 1 A) al relé que compara los valores de entrada y salida. Si ambos son iguales el relé no actúa Cualquier falla que ocurra en la zona comprendida dentro de los límites de instalación de los transformadores de corriente, es detectada por el relé enviando la señal de apertura a ambos interruptores. Un cortocircuito fuera de la zona, comprendida entre los transformadores de corriente, el relé no actúa en virtud que la corriente de falla, a pesar de su muy alto de corriente, entra y sale del nodo, cumpliendo la Ley de Kirchoff. La simbología del relé diferencial es según IEC: ∆I La simbología del relé diferencial es según ANSI: 87, con las siguientes ampliaciones de aplicación: 87 T Protección Diferencial de Transformadores 87 G Protección Diferencial de Generadores 87 C Protección Diferencial de Cables 87 B Protección Diferencial de Barras 11.1 PROTECCION DIFERENCIAL DE TRANSFORMADORES En la Fig.1013, se indica la protección diferencial de transformadores. El relé diferencial compara en éste caso no sólo los módulos de corriente sino también los ángulos de defasaje entre el primario y secundario del transformador. Para solucionar el defasaje de los módulos de las corrientes, como en el ejemplo indicado, se instala en el secundario de los transformadores de corriente, transformadores de adaptación de fase, que tienen en cuenta los correspondientes ángulos horarios, (Dy11, Yd11, etc). Los transformadores de corriente deben tener el mismo valor de su corriente secundaria, es decir deben ser todos de 5 A ó 1 A, con el objeto de una adecuada lectura del relé diferencial. En los actuales relés electrónicos, estos dos requerimientos básicos de compensación de ángulo y valor de la corriente secundaria ( 5 A ó 1 A), son corregidos por el propio relé, a través de su propio software. En la Fig. 10.14 se indica la curva de actuación de un relé diferencial.

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Como puede apreciarse la zona de actuación es todo el cuadrante, y la zona de no actuación corresponde a la recta teórica de I´p = I´s . La zona real de no actuación es una pequeña banda ó zona que envuelve a la recta, y que tiene en cuenta los errores de medición del relé. 11.2 PROTECCION DIFERENCIAL DE GENERADORES En la Fig. 10.15, se indica el esquema unifilar y trifilar de la protección diferencial de un generador. En este caso particular el relé actúa sobre un solo interruptor que es el de salida del propio generador. El relé diferencial compara las corrientes en los tres bobinados de la armadura del generador 11.3 PROTECCION DIFERENCIAL DE CABLES La protección diferencial de cables es utilizada solamente en los cables de alta tensión, (132 kV, 240 kV) ya sea del tipo OF (Olio Fluído) ó XLPE (Polietileno reticulado). En la Fig. 10.16 se indica el esquema de la protección diferencial de un cable. Normalmente estos cables de alta tensión interconectan dos estaciones transformadoras, dentro del égido de una ciudad. Su tendido es por las calles de la misma. Como se indicó más arriba, el objetivo de éste relé es minimizar el daño ante la falla de aislación del cable. En razón que la distancia entre los transformadores de corriente es de algunos kilómetros, la protección diferencial en este caso, no mide directamente la corriente del secundario de los transformadores de corriente, sino un valor proporcional dado por transductores conectados en el secundario de los mismos. Se tiende un cable piloto junto al cable de Alta Tensión, separado un distancia tal que no se produzcan interferencias por ruidos eléctricos. La corriente medida está en el rango de 0-20 mA. 11.4 PROTECCION DIFERENCIAL DE BARRAS La protección diferencial de barras es utilizada en estaciones transformadoras de alta tensión. Normalmente no es utilizada en barras de media tensión. No se usa en barras de baja tensión. En el caso de las estaciones transformadoras de alta tensión, su utilización debe ser analizada cuidadosamente, ya que su actuación puede hacer perder toda una estación para el caso de simple juego de barras. En la Fig. 10.17 se indica el esquema unifilar simplificado de la protección diferencial de barras de una estación transformadora de simple juego de barras. A ella convergen tres líneas aéreas y salen la alimentación a dos transformadores. En la interconexión de cada una de ellas está instalado los transformadores de corriente de la protección diferencial de barras. La protección diferencial mide en todo momento las corrientes de entrada y salida a la barra. Si la sumatoria de las corrientes da cero, el relé no actúa. Ante una falla en barras el relé envía el disparo a todos los interruptores despejando la falla. En este caso particular de un solo juego de barras se pierde la estación transformadora. La operación normal de la estación, es decir conectar ó desconectar líneas o transformadores, como así también el cambio de “tap” de los transformadores, no afecta al relé diferencial (éste no actúa) en razón que se sigue cumpliendo la ley de Kirchoff : la sumatoria de las corrientes que convergen al nodo es igual a cero. 12. RELÉ DE FRECUENCIA El relé de frecuencia es instalado en las redes de media y alta tensión. El objetivo de éste relé es desconectar cargas en forma instantánea, ante la pérdida de un generador de la red, en forma intempestiva. Cuando se produce la pérdida de un generador de la red, en forma intempestiva, el resto de los generadores interconectados, deben absorber en forma instantánea toda la carga adicional que era alimentada por el generador fallado. Esta condición hace que el ángulo de potencia de los generadores que quedan en servicio pasen del valor δ1 al δ2. (Fig. 10.19) Los generadores requerirán, para absorber esta nueva carga y de acuerdo al tipo de generación, mayor agua para turbinar en el caso de las centrales hidráulicas, mayor vapor de la caldera para el caso de turbinas de

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vapor, que a su ves requerirán mayor gas ó fuel-oil, en el caso de las térmicas, ó regulación del posicionamiento de las barras de uranio, para el caso de las centrales atómicas. Estas necesidades de las diferentes centrales, requieren un determinado tiempo de actuación, que no son compatibles con la instantánea absorción de las cargas, llevando el ángulo de potencia de las mismas al valor límite de δ que corresponde al de sincronismo (δsin) Si una segunda máquina se pierde, porque su ángulo de potencia superó el δsin en ese momento, el resto de los generadores deberá absorber la mayor carga del primer generador y del segundo. Normalmente los otros generadores no tuvieron tiempo de reacción a ésta mayor demanda instantánea, produciéndose el efecto dominó, de la pérdida escalonada del resto de los generadores, y en consecuencia la pérdida total de la red ó Sistema Interconectado Nacional. Para evitar á pérdida total de la red por falla de un generador, se instalan relés de frecuencia, que miden el valor de la misma en forma permanente. Ante la falla ó salida de un generador, la variable que más rápidamente es detectada en la red es la frecuencia, causada por el giro más lento de las turbinas debido a la absorción instantánea de esa mayor carga. La función del relé es desconectar cargas preestablecidas en forma escalonada, para diferentes valores de frecuencia. La desconexión de cargas reduce el ángulo de potencia de los generadores, y le otorga a cada generador tiempo para reaccionar y absorber dicha mayor carga. Al límite, si la mayor carga no es posible tomarla totalmente, quedan desconectadas las cargas menos importantes hasta reincorporar el generador fallado u otra central. De esta manera se conserva la red, se pierden algunas cargas por un tiempo mínimo, correspondiente al ajuste de carga de cada generador. El tiempo de reacción y perdidas de cargas parciales puede durar algunos minutos. No se pierde la red. La pérdida de la red implica el “arranque en negro” de la misma que puede durar varias horas ó un par de días, dependiendo de la complejidad de la red. En la Fig. 10.18 se indica el esquema unifilar simplificado de una red y anillo de 132 kV, con transformadores de 132/13,2 kV, que alimentan la red de media tensión de una ciudad (el ejemplo corresponde a la ciudad de Buenos Aires). Las estaciones transformadoras tienen asignadas diferentes valores de ajuste (actuación) de sus relés de frecuencia, tales como 49,55 Hz, 49,50 Hz, 49,45 Hz, etc. Cuando la frecuencia llega a dicho valor, la primera estación que se pierde es la de 49,55 Hz (desconecta 40 MVA), la segunda es la de 49,50 Hz (40 MVA), y así sucesivamente. En la Fig. 10.19, se indica otro caso de desconexión de cargas en la cual se desconectan cargas ó salidas preseleccionadas y no toda una estación transformadora ó transformador. La simbología del relé de frecuencia es f < según IEC ó 81U según ANSI. 13. PROTECCIÓN DE MOTORES La alimentación y protección de motores, puede realizarse de diferentes maneras, en función de la potencia, requerimientos particulares de arranque, requerimientos particulares de la carga ó accionamiento. Analizaremos el arranque directo de motores, aplicable a todas las potencias. En la Fig. 10.20 podemos ver el esquema unifilar simplificado de arranque directo de un motor, a través de un seccionador bajo carga, fusible y contactor con protección térmica. También se indica en la figura los diagramas vectoriales (diagrama circular) del motor, como así también las curvas de cupla resistente y de arranque de un motor para los distintos estados de carga. Para la protección de un motor, y de cualquier equipo eléctrico, es deseable tener la curva de calentamiento con el objeto de una adecuada elección de la protección. El dato de la curva normalmente no se tiene. Sí se tiene los datos correspondientes apuntos caracteristicos establecidos por las normas para los motores. Estos puntos característicos son: A : Tiempo que debe soportar un motor, en condición de frío, con el rotor bloqueado. La corriente corresponde a la de arranque y el tiempo establecido es de 20” B : Tiempo que debe soportar un motor, en condición de caliente, con el rotor bloqueado. La corriente corresponde a la de arranque y el tiempo establecido es de 12”

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C : Tiempo que debe soportar un motor, en condiciones de sobrecarga del 20%. El tiempo establecido es de 2 horas. En la Fig.10.21 se indican estos puntos, como así también la evolución de la corriente desde el arranque hasta su valor nominal. La protección por sobrecargas del motor está dada por las curvas de la protección térmica del contactor, las que deben pasar por debajo de los puntos A y B, como así también a la izquierda del punto C y asintóticamente a la corriente nominal del motor. La protección por cortocircuitos está dada por el fusible, cuya curva de actuación debe pasar por la intersección de las curvas de la protección térmica y el valor de 10 veces la corriente nominal del motor, ó 1,5 veces la corriente de arranque. En la Fig. 10.22 podemos ver la protección de un motor pero en lugar de un fusible, la protección por cortocircuitos está establecida por la actuación instantánea de un interruptor termomagnético. El contactor siempre debe instalarse por ser el componente ó aparato de operación y maniobra. El interruptor termomagnético oficia de aparto de protección. 14. PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES 14.1 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES CON SECCIONADOR FUSIBLE EN EL PRIMARIO Los transformadores también tienen, establecidos por las normas (IEC, IRAM), puntos característicos de diseño, que son utilizados para definir las protecciones. En la Fig. 10.23 se indican los puntos característicos de los transformadores. Dichos puntos son: A: Corriente de Inserción ó Corriente de Inrush. Su valor varía en función de la potencia y características del transformador (en aceite, ó seco). Los valores orientativos de esta corriente son de 8 a 12 veces la corriente nominal, para potencias de hasta 2 MVA, y de 12 a 14 veces la corriente nominal para potencias superiores a 2 MVA. El tiempo de duración es del orden de 100 ms, y circula solamente por el primario del transformador. Este alto valor de corriente es debido a la falta de f.c.e.m. (fuerza contra electromotriz) en los bobinados, en el instante del establecimiento del flujo magnético en el transformador. B: Corriente de cortocircuito trifásica que debe soportar el transformador. Su valor queda limitado por la impedancia propia del transformador, considerando el mismo conectado a una red de potencia infinita. El tiempo que debe soportar esta corriente de cortocircuito varía en función de la impedancia del transformador, y aumenta a medida que aumenta el valor de la impedancia. Los tiempos en función de la impedancia, son los siguientes:

t seg. 2 3 4 5

X % 4 5 6 7

C: Corriente de cortocircuito monofásica, que debe soportar el transformador. Su valor es 0,58 del valor de la corriente de cortocircuito trifásica. Este punto C, es sólo aplicable a los transformadores del grupo Dyn con neutro rígidamente puesto a tierra. ( ver Fig. 10.25 ) Otro punto característico es de sobrecarga durante 30 min, para 2 In En la Fig. 10.23, vemos el caso de la protección de un transformador en aceite, con seccionador bajo carga con fusible en el primario, e interruptor en el secundario

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El interruptor del secundario tiene ajustada la protección térmica a la izquierda del punto de 2 In / 30´, y la protección del instantáneo, para cortocircuitos está ajustado para un valor que quedará ajustado en función de la protección primaria, para poder tener una adecuada coordinación. La curva de la protección instantánea puede pasar por arriba ó debajo de la corriente de inserción ( punto A ), no afectando la conexión del transformador a línea, ya que la corriente de inrush, sólo circula por el primario del bobinado del transformador. El fusible, cuya curva debe pasar a la izquierda del punto C, y a la derecha del punto A y de la curva del interruptor, sólo protege al transformador por cortocircuitos, y no lo protege por sobrecargas. La protección por sobrecargas está a cargo del interruptor del secundario. Es por dicha razón que la curva del fusible pasa a la derecha del punto 2 In / 30´. La aplicación de esta solución técnico económica es aceptable para potencia de transformadores en aceite que no superen los 1000 kVA. La explicación se indica en el punto 14.4 14.2 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES CON INTERRUPTOR EN EL PRIMARIO En la Fig.10.24 se indican las curvas de protección de un transformador con interruptores en el primario y secundario. En este caso la curva de actuación del instantáneo del interruptor del primario, tiene que tener su ajuste de tiempo superior al valor de la corriente de inserción, con el objeto de no producir la actuación del relé al conectar el transformador a la red. El ajuste del valor de la corriente del instantáneo tiene que pasar a la izquierda del punto C. El ajuste por sobrecargas debe pasar por arriba del térmico del secundario y a la izquierda del punto 2In / 30´. La actuación por sobrecargas es de respaldo de la protección del secundario del transformador. Esta solución es aplicable para toda potencia de transformadores, en especial a partir de los 1000 kVA. 14.3 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES DESPLAZAMIENTO DEL PUNTO B AL C. El punto B característico de los transformadores es común para todos los grupos de conexionado. Para el caso de los transformadores Dyn, con neutro rígidamente puesto a tierra, el punto B se debe desplazar a 0,58.I”k3Φ. La explicación es la siguiente, ver Fig. 10.25 y 10.26 Dado un cortocircuito monofásico en el secundario del transformador, en la Fig. 10.26 se indica el circuito equivalente. La corriente de falla está dada por la expresión If = I”k1Φ = 3E / zd+zi+zo Dado que en las redes de baja tensión normalmente es: zd = zi = zo tenemos: I”k1Φ = I”k3Φ La corriente de cortocircuito monofásica es homopolar, de secuencia cero, y se refleja en el primario en el bobinado, en triágulo, correspondiente a la fase en falla. Debido a la relación de transformación triángulo/estrella, la corriente vista por el primario es: I”k1Φ / √3 Esta corriente, que circula por el bobinado primario afectado, es la corriente de línea que circula por las dos fases que alimentan la misma. En consecuencia tenemos:

TEMAS DE INSTALACIONES ELECTRICAS 10 I línea = 0,58 I”k1Φ I línea = 0,58 I”k3Φ

Es decir que ante una falla monofásica en el secundario del transformador, en el primario es reflejado el 58% del valor de falla. Si no se tuviese en cuenta este valor y se ajustara la protección del primario, sea fusible ó interruptor, para el valor nominal de I”k3Φ , cuando se tiene una falla monofásica la protección primaria no lo vería y se dañaría ó quemaría el transformador. 14.4 PROTECCIONES PROPIAS DE TRANSFORMADORES EN ACEITE En las Figs. 10.27, 10.28 y 10.29, se indican las protecciones propias de los transformadores en aceite. Las protecciones propias de los transformadores son: - Relé Bucholtz - Nivel de Aceite - Temperatura El relé Bucholtz, detecta cortocircuitos entre espiras, ó pequeñas fallas a tierra. Actúa por acción de una clapeta activada por la burbujas de aceite producida por el cortocircuito entre espiras. La aislación entre espiras de los bobinados es del orden 1,5 V, en consecuencia la corriente de falla es muy pequeña, pero suficiente para producir las burbujas de aceite. Cuando estas burbujas son pocas la clapeta del relé actúa dando la alarma. Cuando las burbujas aumentan la clapeta actúa en un segundo escalón enviando el disparo al interruptor de entrada al transformador. Para transformadores de poca potencia, hasta 1000 kVA, el costo de la celda de entrada con interruptor, supera la costo del transformador. Por esta razón surgió como solución tecnicoecómica la instalación de celdas con seccionador bajo carga con fusible. La corriente primaria del transformador de 1000 kVA en 13,2 kV, es de 44 A. El tamaño más chico de fabricación de seccionadores bajo carga es de 400 A.. En consecuencia es posible enviar el disparo de la protección del Bucholtz al seccionador bajo carga en razón que la corriente nominal del transformador es 44 A más una corriente de falla entre espiras que no superaría la corriente nominal del seccionador. Se envía el disparo a ambos interruptores en el caso de transformadores conectados a redes mallas para evitar la realimentación del transformador, desde el secundario. Esta solución es aplicable hasta transformadores en aceite de 1000 kVA, en redes de distribución y/o alimentación de plantas industriales de servicio no comprometido por la continuidad. Superando el valor de 1000 kVA no es recomendable esta solución en 13,2 kV ni en 33 kV por lo riesgosa de la operación. Para estos valores de potencia el costo de la celda con interruptor se iguala al del transformador El relé nivel de aceite, tiene dos valores de ajuste, el primero da alarma y el segundo envía disparo al interruptor primario. Saca de servicio al transformador, al igual que el relé Bucholtz. El transformador no puede quedar con bajo nivel de aceite en virtud que el mismo cumple la función de aislante y refrigerante del transformador. Envía el disparo a ambos interruptores en el caso de transformadores conectados a redes mallas para evitar la realimentación desde el secundario. El relé de medición de temperatura, mide la temperatura del aceite del transformador. Es un termómetro a cuadrante. Tiene dos niveles de ajuste, da alarma al llegar el aceite a los 80ºC, y da disparo, al llegar el aceite a los 90ºC, al interruptor del secundario del transformador, eliminando la carga del mismo. Actúa como respaldo del relé de sobrecarga del interruptor. Eventualmente se pude mandar el disparo al interruptor ó seccionador bajo carga del primario. El termómetro a cuadrante del transformador consta de cuatro agujas, dos regulables a las temperaturas de alarma y desenganche, una tercera que mide la temperatura y una cuarta de arrastre, que indica la máxima temperatura alguna ves alcanzada por el transformador. 15.COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

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En las Figs. 10.30 a 10.33 se desarrollan ejemplos de coordinación de protecciones para el caso del conjunto un motor y transformador. El primer caso contempla un interruptor del lado de MT del transformador. El segundo caso es con un seccionador bajo carga con fusibles. 15.1 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES MOTOR-TRANSFORMADOR CON INTERRUPTOR EN MT En la Fig. 10.30 se desarrolló el esquema unifilar, con un ejemplo para un motor de 100 kW En la Fig. 10.31 se desarrolló las curvas de coordinación de protecciones Los puntos característicos del motor y transformador se indican en los gráficos. Todos los puntos deben referirse a una tensión de referencia, que en nuestro caso es 380V (lado de baja tensión). Los datos del motor son: P = 100 kW In = 150 A Ia = 900 A Rotor bloqueado frío = 900 A / 20” Rotor bloqueado caliente = 900 A / 12” Punto de intersección del térmico del contactor y el fusible = 10 * In = 1500 A Datos del transformador Corriente nominal del secundario del transformador Is = 1500 A Corriente nominal del primario del transformador Ip = 44 A Ip´ (referida al secundario) = 1500 A 2* In / 30 ´= 3000 A Punto A: I inrush = 8*In = 8* 1500 A = 12 kA Punto B: I”k3Φ = 30 kA (para x = 5%) Punto C: 0,58* I”k3Φ = 17,4 kA 15. 2 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES MOTOR-TRANSFORMADOR CON SECCIONADOR BAJO CARGA Y FUSIBLES. En la Fig. 10.32 se desarrolló el esquema unifilar, con un ejemplo para un motor de 100 kW En la Fig. 10.33 se desarrolló las curvas de coordinación de protecciones Los puntos característicos del motor y transformador se indican en los gráficos. Todos los puntos deben referirse a una tensión de referencia, que en nuestro caso es 380V (lado de baja tensión) Los datos del motor son: P = 100 kW In = 150 A Ia = 900 A Rotor bloqueado frío = 900 A / 20” Rotor bloqueado caliente = 900 A / 12” Punto de intersección del térmico del contactor y el fusible = 10 * In = 1500 A Datos del transformador Corriente nominal del secundario del transformador Is = 1500 A Corriente nominal del primario del transformador Ip = 44 A Ip´ (referida al secundario) = 1500 A

TEMAS DE INSTALACIONES ELECTRICAS 12 2* In / 30 ´= 3000 A Punto A: I inrush = 8*In = 8* 1500 A = 12 kA Punto B: I”k3Φ = 30 kA (para x = 5%) Punto C: 0,58* I”k3Φ = 17,4 kA

16. BIBLIOGRAFÍA D. Beeman : Electrical Industrial Handbook BBC: Relé de frecuencia FX 103 Norma IRAM – Transformadores de Distribución Norma IEC – Transformadores

Rev B: 07/05/06