Apuntes de Protecciones Eléctricas de Baja Tensión
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8/20/2019 Apuntes de Protecciones Eléctricas de Baja Tensión
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PROTECCIONES ELÉCTRICAS DE BAJA TENSIÓN
ÁÁr r eeaa ddee EEEETT
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Confeccionado por:
Dirección de Área Electricidad, Electrónicay Telecomunicaciones
Derechos ReservadosTitular del Derecho: INACAP
N° de inscripción en el Registro de Propiedad Intelectual # ____.____ de fecha ___-___-______.© INACAP 2003.
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ÍNDICE
CAPÍTULO IANORMALIDADES EN LAS REDES ELÉCTRICAS .......................................... 6
1.1.0 Características Operativas de las Redes Eléctricas ........................... 71.1.1 Estado Normal de Operación ............................................................. 71.1.2 Estado Anormal de Operación ........................................................... 91.2.0 Perturbaciones en las Redes Eléctricas ............................................. 101.2.1 Sobre la Amplitud de la Señal ............................................................ 101.2.1.1 Fluctuaciones de Voltaje .................................................................... 111.2.1.2 Interrupciones de Voltaje .................................................................... 121.2.1.3 Impulso de Voltaje .............................................................................. 131.2.1.4 Transitorio de Corriente ...................................................................... 151.2.2 Sobre la Onda Senoidal ..................................................................... 16
1.2.2.1 Ruido .................................................................................................. 161.2.2.2 Parpadeo ............................................................................................ 171.2.2.3 Armónicos ........................................................................................... 181.3.0 Fallas en las Redes Eléctricas ............................................................ 201.3.1 Sobrecargas ....................................................................................... 201.3.2 Cortocircuitos ...................................................................................... 211.3.3 Asimetrías ........................................................................................... 221.3.4 Falta de Aislación ............................................................................... 23
CAPÍTULO IICÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS EN REDES DE BAJA TENSIÓN .............. 24
2.1.0 El Cortocircuito ................................................................................... 252.2.0 Amplitud de la Corriente de Cortocircuito ........................................... 262.2.1 Momento de Ocurrencia ..................................................................... 272.2.2 Duración ............................................................................................. 282.2.3 Ubicación ............................................................................................ 292.2.4 Topología ............................................................................................ 302.3.0 Componentes del Cortocircuito .......................................................... 312.4.0 Cálculo de la Amplitud del Cortocircuito ............................................. 382.4.1 Simétrica ............................................................................................. 382.4.2 Asimétrica ........................................................................................... 40
CAPÍTULO IIIPROTECCIÓN DE LAS INSTALACIONES ........................................................ 42
3.1.0 Exigencias para la Protección de las Instalaciones ............................ 433.1.1 Para Instalaciones de Alumbrado ....................................................... 433.1.2 Para Instalaciones de Fuerza ............................................................. 45
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3.1.3 Para Instalaciones de Computación ................................................... 463.2.0 Interruptores Automáticos .................................................................. 463.2.1 Protecciones Modulares ..................................................................... 473.2.1.1 Características de Operación ............................................................. 48
3.2.1.2 Capacidad de Ruptura ........................................................................ 513.2.2 Protecciones Moldeadas .................................................................... 523.2.2.1 Clasificación ....................................................................................... 533.3.0 Interruptores Limitadores .................................................................... 573.4.0 Condiciones de Utilización .................................................................. 603.4.1 Selectividad de Operación .................................................................. 603.4.2 Coordinación de la Protección ............................................................ 623.5.0 Modificación de los Parámetros ......................................................... 633.5.1 En Función de la Temperatura ........................................................... 633.5.2 En Función de la Cantidad de Aparatos Yuxtapuestos ...................... 643.5.3 En Función de la Frecuencia .............................................................. 64
3.5.4 En Función de la Altura ...................................................................... 66
CAPÍTULO IVPROTECCIÓN DE LOS MOTORES .................................................................. 67
4.1.0 Fallas en los Motores Eléctricos ......................................................... 684.1.1 Sobrecargas ....................................................................................... 694.1.2 Ausencia de Fase ............................................................................... 714.1.3 Cortocircuitos ...................................................................................... 724.2.0 Dispositivos de Protección Térmica .................................................... 744.2.1 Relés Bimetálicos ............................................................................... 74
4.2.2 Sondas Térmicas ................................................................................ 794.2.3 Relés Electrónicos .............................................................................. 814.3.0 Cortacircuitos Fusibles ....................................................................... 854.4.0 Interruptor Automático de Motor ......................................................... 95
CAPÍTULO VPROTECCIÓN DE LAS PERSONAS ................................................................. 98
5.1.0 Orígenes del Riesgo para las Personas ............................................. 995.1.1 Contacto Directo ................................................................................. 99
5.1.2 Contacto Indirecto .............................................................................. 1025.2.0 Parámetros que Inciden en un Accidente Eléctrico ............................ 1035.2.1 Corriente que Circula por el Cuerpo y Tiempo de Exposición ............ 1045.2.2 Tensión Aplicada y Resistencia del Cuerpo ....................................... 1055.3.0 Medidas de Protección Contra los Contactos Eléctricos .................... 1075.3.1 Contra los Contactos Directos ............................................................ 1075.3.2 Contra los Contactos Indirectos ......................................................... 1085.3.2.1 Medidas de Protección Clase A ......................................................... 109
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5.3.2.1.1 Empleo de Transformadores de Aislación .......................................... 1095.3.2.1.2 Empleo de Tensiones Extrabajas ....................................................... 1125.3.2.1.3 Empleo de Doble Aislación ................................................................. 1135.3.2.1.4 Empleo de Conexiones Equipotenciales ............................................ 114
5.3.2.2 Medidas de Protección Clase B ......................................................... 1145.3.2.2.1 En Instalaciones Puestas a Tierra ...................................................... 1145.3.2.2.2 En Instalaciones Puestas al Neutro .................................................... 1215.4.0 Protectores Diferenciales ................................................................... 1245.4.1 Principio de Funcionamiento .............................................................. 1245.4.2 Tipos de Diferenciales ........................................................................ 1265.4.2.1 Interruptor Diferencial ......................................................................... 1265.4.2.2 Disyuntor Diferencial .......................................................................... 1275.4.2.3 Block Diferencial ................................................................................. 1285.4.2.4 Relé Diferencial .................................................................................. 1285.4.3 Clases de Diferenciales ...................................................................... 129
5.4.3.1 Diferencial Clase AC .......................................................................... 1295.4.3.2 Diferencial Clase A ............................................................................. 1325.4.4 Corriente de Ruptura Diferencial ........................................................ 1325.4.5 Selectividad Diferencial ...................................................................... 1335.4.6 El Diferencial en los Circuitos de Computación .................................. 1345.4.6.1 Los Diferenciales con Alto Poder de Inmunización ............................. 137
Bibliografía ........................................................................................................ 141
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CAPÍTULO I
ANORMALIDADES EN LAS REDES ELÉCTRICAS
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1.1.0 Características Operativas de las Redes Eléctricas
Durante su funcionamiento, todo sistema eléctrico puede presentar dos estados
operativos, los que dependiendo de su orientación, pueden causar daños o
anomalías en el ciclo de transmisión de la energía eléctrica al interior de las
instalaciones. Dependiendo de la magnitud y tipo de variación de la señal de
alimentación, los dispositivos de protección deberán ser capaces de discriminar si
esta es perjudicial o no para el sistema.
1.1.1 Estado Normal de Operación
El estado de funcionamiento de una sistema es normal, cuando las variables
eléctricas se encuentran dentro de los márgenes preestablecidos por la
reglamentación eléctrica vigente y, a la vez, por las exigencias dadas por los
fabricantes de los equipos eléctricos asociados a la instalación. Los parámetros que
identifican fundamentalmente si el sistema opera en forma normal son la tensión y la
frecuencia.
En general, un sistema eléctrico desde la óptica de la fuente de suministro se
considera operando en forma normal, siempre y cuando las variaciones u holguras
de la tensión nominal en el punto de conexión de ella con la carga o instalación
interior, sean las siguientes:
a) En Baja Tensión (BT): Excluyendo períodos con interrupciones de suministro, el
valor estadístico de la tensión debe estar dentro del rango de ± 7,5% durante el
95% del tiempo.
b) En Media Tensión (MT): Excluyendo períodos con interrupciones de suministro,
el valor estadístico de la tensión debe estar dentro del rango ± 6,0% durante el
95% del tiempo.
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Como solución a las operaciones anormales de un sistema, se podría pensar en
incorporar características tales en sus componentes e instalaciones asociadas, que
eliminaran totalmente estas condiciones; esta solución, por principio, es imposible de
practicar y aproximarse demasiado a ella resultaría en extremo costoso e
injustificada, pues sus costos incidirían apreciablemente en el valor de las
instalaciones, en cambio, la solución que en la practica se desarrolla, es tratar de
disminuir al mínimo el efecto causado por estas condiciones anormales de operación,
lo que constituye en forma permanente el análisis de alternativas de solución para
cada caso singular que se presenta.
Las anormalidades deben poder ser detectadas y discriminadas por las protecciones,ya que al ocurrir un defecto en un componente del sistema significa, por lo general,
una anormalidad para el resto. Al aislar el equipo fallado, se elimina simultáneamente
la anormalidad, con lo cual el servicio se normaliza.
1.2.0 Perturbaciones en las Redes Eléctricas
Las perturbaciones son anormalidades que no constituyen riesgo para lasinstalaciones, pero que pueden dañar a ciertos equipos si su amplitud o duración
exceden de ciertos valores. Estas pueden ser de características transitorias o de
características permanentes, aun que la clasificación dada a este fenómeno obedece
fundamentalmente a la forma en como es afectada la señal que transporta la red.
1.2.1 Sobre la Amplitud de la Señal
En condición normal de operación, las redes sufren perturbaciones debidas a las
variaciones de carga, pero también y sobre todo, a los fenómenos aleatorios cuyo
origen puede ser accidental o bien particular, del funcionamiento propio del equipo
asociado a la red.
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1.2.1.1 Fluctuaciones de Voltaje
Son modificaciones en la amplitud de la señal de la alimentación, en términos de
aumento o disminución, respecto del valor nominal de la tensión de la red de
suministro. Se caracterizan fundamentalmente por su tiempo de existencia,
clasificándolas en las de corta o larga duración.
( )+dt
dv ( )−
dt
dv
∆v +
(V)
(t)
∆v -
t t
Figura 1.1 – Fluctuaciones de voltaje
Las fluctuaciones de corta duración pueden ser instantáneas, momentáneas o
temporales. Las primeras, tienen un tiempo “t” de desarrollo entre 0,01 y 0,6
segundos, con amplitudes comprendidas para el caso del aumento (∆v +), entre
107,5% y 180% de la tensión nominal, y para el caso de la disminución (∆v -), entre
un 10% y 92,5% respecto al valor del voltaje. En las segundas, el tiempo “t” de
desarrollo esta comprendido entre 0,6 y 3 segundos, con amplitudes para el caso de
aumento (∆v +), entre 107,5% y 140%, y para el caso de disminución (∆v -), entre un
10% y 92,5% respecto al valor nominal de la tensión. Finalmente las terceras, tienen
un tiempo “t” de desarrollo entre 3 segundos y 1 minuto, con amplitudescomprendidas para el caso del aumento (∆v +), entre 107,5% y 120% de la tensión
nominal, y para el caso de la disminución (∆v -), entre un 10% y 92,5% respecto al
valor del voltaje.
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Las fluctuaciones de larga duración pueden ser diferenciadas como tipo caídas o
subidas de voltaje. Las primeras tienen una duración “t” mayor a 1 minuto y con
magnitud (∆v -), entre un 80% y 92,5% de la tensión nominal. Las segundas tienen
una duración típica “t” superior a 1 minuto y de magnitud comprendida (∆v +), entre
107,5% y 120%.
1.2.1.2 Interrupciones de Voltaje
Se consideran como interrupciones de voltaje, a las disminuciones de tensión de
magnitud típica bajo el 10% hasta incluso el 0% del valor nominal.
Figura 1.2 – Interrupciones de voltaje
∆v =
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1.2.1.3 Impulso de Voltaje
Es una perturbación de tensión esporádica y de valor elevado que tienen lugar entre
los conductores activos de alimentación. Descartando los impulso accidentales, estos
se deben sobre todo, a maniobras en la red de distribución de tensión media y a las
descargas atmosféricas.
Los impulsos productos de maniobras en la
red de media tensión, tienen origen
principalmente en la conexión de bancos de
condensadores sin la debida planificación
en términos del momento adecuado de
mínimo riesgo. Al conectarlos, la tensión
puede alcanzar un valor promedio de dos
veces la tensión nominal del sistema.
Otra causa que origina impulsos debidos a
maniobras, es la desconexión de algún
transformador con carga conectada a la red de
media tensión. En esta situación, la tensión
puede alcanzar un valor máximo aproximado de
tres veces el valor nominal de la red, cifra que
depende fundamentalmente de la corriente
despejada por el dispositivo de protección por el
lado primario (MT), de la máquina.
Las descargas atmosféricas sobre las redes de alimentación, constituyen otro motivo
de la producción de impulsos eléctricos. Es evidente que este fenómeno de la
naturaleza es esporádico, y su probabilidad de ocurrencia depende del nivel
ceráunico de la región en donde se esté trabajando.
Figura 1.3 – Impulso de tensión
Figura 1.4 – Impulso de tensión
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La actividad o nivel ceráunico se define como el número de días del año en que se
presenta una descarga atmosférica en una
región determinada. Para el caso de Chile, se
considera en general un valor igual a 5, es
decir de baja exposición. Para tener una idea
la figura 1.5 indica el número y el valor de las
sobretensiones que se pueden alcanzar a lo
largo de un año según el índice de ocurrencia
del fenómeno. Se trata de valores estadísticos
y se está siempre a merced de una descarga
directa de rayo de valor muy superior.
Las sobretensiones debidas a los impulsos en la red de media tensión, pueden
transmitirse directamente a la red de baja. En un transformador MT/BT, en vacío o
poco cargado, las sobretensiones de rayo o de maniobra se transmiten al secundario
en función de la relación de transformación, afectada por un coeficiente de
corrección. Este coeficiente es en general inferior a 1,3 para la onda de impulso de
tensión recurrente de 1,2/50 (µseg), que simula el tipo de onda originada por un rayo
(figura 1.6-a), mientras que para las sobretensiones de maniobra según la onda larga
amortiguada de 0,25/2,5 (mseg), que simula el tipo de onda originada por una
maniobra (figura 1.6-b), el factor casi nunca sobrepasa 1,8.
Figura 1.6 – Formas de ondas de impulso de tensión normalizadas según IEC 60060
(a) onda de impulso de tensión por rayo (b) onda de impulso de tensión por maniobra
Figura 1.5 – Estadística de sobretensiones
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El valor máximo del impulso transferido al secundario de un transformador MT/BT en
conexión ∆Y1 sólidamente aterrizado, debido a una maniobra o descarga atmosférica
en el primario, se determina por la siguiente expresión:
FCIUMT
UBTIMTITBT ××=
Donde:
ITBT : Impulso transferido al lado de baja tensión (kV)
IMT : Impulso en lado de media tensión (kV)
UBT : Tensión de línea lado de baja tensión (kV)
UMT : Tensión de línea lado de media tensión (kV)FCI : Factor de corrección para impulso
1.2.1.4 Transitorio de Corriente
Esta perturbación, es un impulso de corriente debido al arranque o conexión de
cargas fundamentalmente de características inductivas.
Figura 1.7 – Transitorio de corriente
∆i
(i)
(t)
momento deencendido
corriente máximanominal
corriente máximatransitoria
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Esta perturbación se presenta principalmente en motores, lámparas de descarga y
equipos computacionales y sus efectos se pueden reflejar principalmente en la
pérdida de la continuidad del servicio por el disparo de un dispositivo de protección
mal seleccionado.
El valor del transitorio de encendido y su duración dependen principalmente del tipo
de carga que sé este analizando, por ejemplo, un computador tiene un valor
promedio de 6 veces la intensidad nominal durante un tiempo menor a 10 milésimas
de segundos mientras que un motor puede tener una cifra cercana a las 10 veces la
nominal con tiempos de arranque similares. En este último caso también se debe
considerar la corriente de aceleración.
1.2.2 Sobre la Onda Senoidal
Las tensiones observadas en las redes no son nunca perfectamente sinusoidales,
debido a la presencia en ellas de equipos que por sus características de operación o
calidad de fabricación, inyectan señales que distorsionan a la fundamental. Por
ejemplo algunos de estos equipos son los generadores eléctricos de baja calidad,transformadores operando en su límite de carga, equipos con características no
lineales y actualmente la presencia de corrientes portadoras.
1.2.2.1 Ruido
El ruido eléctrico es una alteración permanente de la señal de alimentación, debajo
valor, que se presentan en los conductores de alimentación del sistema, pero quedependiendo del esquema de neutro de la red (especialmente en el esquema TN),
pueden inducirse en el conductor de tierra afectado a las comunicaciones entre
computadores cuando estos no están conectados a una puesta a tierra de protección
independiente.
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Los ruidos eléctricos suelen producirse, por ejemplo, por el funcionamiento de
convertidores y rectificadores alternos y en aquellos equipos que producen arcos
eléctricos, tales como colectores de escobillas.
v
Figura 1.8 – Ruido eléctrico
1.2.2.2 Parpadeo
Cuando una variación rápida de la tensión se produce de forma repetitiva, ocasiona
en las lámparas de iluminación un parpadeo visible y molesto, por extensión, se
llama también parpadeo a dicha perturbación de tensión que la origina. Este
parpadeo o también llamado voltaje flicker, se refiere a cambios en la envolvente de
la frecuencia de alimentación, la que para nuestro caso es de 50 Hz. El voltaje de la
envolvente es llamado nivel instantáneo de flicker (LFI).
Figura 1.9 – Parpadeo de voltaje
(v)
(t)
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En Chile, el índice de severidad de parpadeo o "flicker" durante un período de
registro de mediciones de una semana cualquiera del año, o de siete días
consecutivos, no debe exceder en el sistema eléctrico, el valor de 1 para tensiones
iguales o inferiores a 110 (kV), ni exceder 0,8 para tensiones superiores a 110 (kV).
Si este índice es evaluado estadísticamente en intervalos consecutivos de dos horas
durante un período de registro de mediciones de una semana cualquiera del año o
de siete días consecutivos, no debe exceder de 0,8 para tensiones iguales o
inferiores a 110 (kV) ni exceder 0,6 para tensiones superiores a 110 (kV).
1.2.2.3 Armónicos
Un armónico determinado, es una perturbación superpuesta a la onda fundamental
que también es una onda sinusoidal, pero de distinta frecuencia de pulsación y con
valores de amplitud menores a esta. El efecto combinado es una onda periódica no
sinusoidal denominada distorsión armónica.
t (seg)
Figura 1.10 – Forma de onda no sinusoidal distorsionada por un 2° armónico
0
señal fundamentalf=50 Hz
2° armónicof=100 Hz
Existen dos tipos de fuentes que dan origen a los armónicos: las de tensión y las de
corriente. Las primeras se encuentran en el área de responsabilidad de la Compañía
Eléctrica, debido principalmente a la saturación del núcleo de transformadores de
distribución. En cambio, las fuentes de corriente las encontramos en las redes de los
clientes debido a las cargas con características no lineales que estos poseen.
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Una carga no lineal absorbe corriente en impulsos bruscos en lugar de hacerlo con
suavidad como en el caso de las cargas lineales. Dichos impulsos crean una onda de
corriente distorsionada que contiene armónicos.
señal de alimentaciónsinusoidal (tensión)
t (seg)
Figura 1.11 – Forma de onda de corriente
0
señal de la carga sinusoidal(corriente)
señal de alimentaciónsinusoidal (tensión)
t (seg)0
señal de la carga nosinusoidal (corriente)
carga lineal carga no lineal
Cada armónico tiene un nombre característico, una frecuencia que lo señal y una
secuencia de giro. En los sistemas de distribución de corriente alterna, las formas de
onda de la parte positiva y negativa de la corriente y la tensión, son casi iguales, porlo tanto, no hay ninguna componente de corriente continua. En estas condiciones, no
se generan armónicos de número par. Los restantes armónicos se producen en tres
secuencias de giro según el efecto de la rotación de su fasor de corriente. Cuanto
mayor es la frecuencia, más rápida es la rotación del campo magnético.
Armónicos característicos de los sistemas de distribución
Nombre 1° 3° 5° 7° 9° 11° 13° 15° 17°Frecuencia 50 150 250 350 450 550 650 750 850
Secuencia + 0 - + 0 - + 0 -
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La rotación de los armónicos de secuencia positiva, incluida la frecuencia
fundamental, es en el sentido de las agujas del reloj. Mientras que el campo
magnético producido por los armónicos de secuencia negativa, giran en el sentido
opuesto de las manecillas del reloj. Los armónicos de secuencia cero denominados
“triplens”, en lugar de girar, se suman linealmente en el conductor neutro de los
alimentadores y subalimentadores trifásicos de cuatro hilos.
Va
Figura 1.12 – Secuencias de giro de fasores
Vb
Vc
120° 120°
120°
(+)
Vc
Vb
Va
120°
120° 120°
(-)
Va Vb Vc
(0)
1.3.0 Fallas en las Redes Eléctricas
A diferencia de las perturbaciones, las fallas son anormalidades de los sistemas
eléctricos que impiden continuar la operación de uno o más componentes de lasinstalaciones, y requieren la rápida acción de los esquemas de protecciones para no
dañar a los equipos. Entre las fallas, las más comunes son las sobrecargas, los
cortocircuitos, las asimetrías y los defectos de aislación.
1.3.1 Sobrecargas
La falla de sobrecarga esta directamente relacionada con un aumento de la potenciaque se le exige a un punto, por sobre el máximo valor que este, está capacitado para
entregar. Se manifiesta en la instalación mediante un aumento de la corriente, por lo
que podríamos decir que una línea o equipo se encuentra sobrecargado, cuando su
corriente es superior a la nominal debido a una sobre exigencia de potencia.
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Los factores que producen las sobrecargas son múltiples, pero fundamentalmente
esta falla obedece a un mal estudio de necesidad de potencia para una instalación
en particular, o la modificación (en términos de aumento), de la capacidad conectada
al sistema sin verificar si este estaba capacitada para alimentar los nuevos
consumos.
1.3.2 Cortocircuitos
Un cortocircuito es la desaparición intempestiva de la aislación relativa de dos
conductores de tensión diferente, alimentados de la misma fuente, sin la interposición
de una impedancia conveniente.
Las causas que originan los cortocircuitos son múltiples. En la distribución en baja
tensión, se deben con mayor frecuencia al deterioro mecánico de la aislación. En
líneas subterráneas se deben principalmente a la ruptura de la aislación causada por
movimientos del terreno, golpes de picota, infiltración de humedad, etc. En cuanto a
su duración, se pueden distinguir cortocircuitos permanentes y transitorios. A estos
últimos, cuando se repiten en cortos intervalos, se les llama intermitentes; es el caso,por ejemplo, de los originados por el balanceo de los conductores.
Dependiendo de la capacidad de generación, distancia e impedancia entre la fuente
y el tipo de cortocircuito, las sobrecorrientes pueden alcanzar una magnitud varias
veces superior a la corriente nominal de los equipos. Las consecuencias de estas
sobrecorrientes son múltiples, tales como: calor del arco o calor producido por el
contacto en el cortocircuito, que pueden fundir los conductores, carbonizar los
aislantes u originar un incendio. Al respecto no conviene despreciar el calentamiento
producido por la corriente de cortocircuito, que concentra su efecto en los puntos
más débiles: uniones de conductores, contactos de disyuntores, etc.
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Tampoco de debe despreciar los efectos electrodinámicos de las corrientes de
cortocircuito. En estas condiciones los enrollados de los transformadores
prácticamente son sacudidos y pueden producir deformaciones en sus bobinas.
Otros efectos originados por esto mismo son: deformaciones de barras y
conductores, que deben ser consideradas en los proyectos.
1.3.3 Asimetrías
La forma usual de la red es generalmente el sistema de corriente trifásica con 380
(V), el cual está constituido de tres tensiones alternas, desplazadas temporalmente
por 120° eléctricos.
Las tensiones son representadas en un diagrama fasorial y dan por resultado un
triángulo equilátero. Esta manera de representación, es generalmente la usual, en la
electrotecnia para visualizar las sinusoides de manera fácil y clara.
Figura 1.13 – Representación fasorial de un sistema de tensiones trifásicas
U L3 – L1
120° 120°
120°
U L1 – L2 U L2 – L3
Bajo operación normal, todas las amplitudes de las tensiones en el sistema de
corriente trifásica son iguales y se muestran en forma de un ángulo de separación de120 grados. En el caso de una discrepancia de esta forma se habla de una asimetría.
Normalmente un sistema trifásico puede presentar la condición de asimetría cuando
un motor trifásico en delta pierde una de sus fases de alimentación, o bien, en un
sistema trifásico en estrella, se corta la unión entre el punto estrella del transformador
de alimentación y la tierra (tierra de servicio), en una red desequilibrada.
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CAPÍTULO II
CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS EN REDES DE BAJA TENSIÓN
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2.1.0 El Cortocircuito
Un cortocircuito es la elevación instantánea de la corriente nominal del sistema
debido a la pérdida o disminución brusca de la impedancia característica de la red.
Sus causas son múltiples, siendo la más común la unión de conductores de potencial
diferente.
E∼
Figura 2.1 – Circuito equivalente de una instalación eléctrica
fuente dealimentación
impedancia de la redde alimentación
Z
I
impedancia de lascargas
ZC
a
b
Bajo condiciones normales de funcionamiento, la corriente “I” (figura 2.1), estaría
limitada por la suma de la impedancia de la red de alimentación y de la carga.
ZCZ
E
I +=
Si unimos los puntos “a” y “b” mostrados en la figura 2.1, provocando la falla de
cortocircuito, la longitud del sistema equivalente se reduce fuertemente, y por lo
tanto también su impedancia.
E∼
Figura 2.2 – Circuito equivalente de una instalación en cortocircuito
fuente dealimentación
I
impedancia de lascargas
ZC
a
b
impedancia de la redde alimentación
Z
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Según se muestra en la figura 2.2, bajo condición de falla de cortocircuito, la
corriente quedaría solamente limitada por la impedancia de la red de alimentación, la
que por cierto, es bastante baja.
Z
EI =
En función de la potencia del sistema, la distancia existente respecto al punto de falla
y las características particulares del cortocircuito, la amplitud de la sobrecorriente
puede alcanzar una magnitud varias veces superior a la corriente nominal de los
equipos.
ZCZ
EI
+=
Z
EI =
Figura 2.3 – Corriente de cortocircuito
(i)
(t)
corriente en estadonormal
(figura 2.1)
corriente en estado decortocircuito(figura 2.2)
Las consecuencias de los cortocircuitos son múltiples, van desde efectos térmicos
que dañan los aislantes, hasta efectos electrodinámicos que provocan deformaciones
y corte de los elementos conductores involucrados en la falla.
2.2.0 Amplitud de la Corriente de Cortocircuito
Poder determinar la amplitud con la que una falla de cortocircuito se presentará en
una instalación, es de suma importancia para la selección de los elementos
pertenecientes a una red de suministro. La amplitud de la corriente de cortocircuito
depende fundamentalmente del momento en que la falla ocurra, de la duración, de la
ubicación y la topología.
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Como es imposible saber con certeza el momento en que la falla de cortocircuito se
presentará en una instalación interior, los sistemas involucrados en el camino del
cortocircuito se deberán dimensionar de modo que sean capaces de soportar el valor
asimétrico (peor condición).
Tal como se menciono anteriormente, los métodos de cálculo entregan valores
simétricos, pero dentro del dimensionamiento del sistema deberemos trabajar con el
valor asimétrico. Para convertir una corriente de cortocircuito simétrica en asimétrica,
vasta con multiplicar la primera con un factor de asimetría, el que está directamente
relacionado con la componente continua (Idc), que aparece en la Figura 2.5.
2.2.2 Duración
En función de la duración de la falla (tiempo de existencia sin despeje por los
órganos de protección), la corriente de cortocircuito puede presentar tres valores
característicos, subtransiente, transiente y permanente.
Figura 2.6 – Valores característicos de la corriente de cortocircuito
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El estado subtransiente tiene una duración de no más de 0,1 segundos, el transiente
entre 0,1 y 0,3 segundos y el estacionario se alcanza luego de transcurridos más de
0,3 segundos desde el inicio de la falla.
Tal como lo señala la Figura 2.6, una corriente de cortocircuito asimétrica, puede
convertirse en simétrica, solo cuando la falla alcanza su estado permanente.
Lamentablemente si el defecto permanece el tiempo necesario para alcanzar el
estado simétrico, la instalación eléctrica se destruiría en prácticamente su totalidad.
Resulta claro pensar que la falla de cortocircuito es extremadamente destructiva,
luego se debe eliminar en el menor tiempo posible.
En general, los dispositivos de protección contra corrientes de cortocircuito, están
diseñados para abrir el circuito en un tiempo no superior a 10 ms (0,01 segundos),
luego dentro del estudio de cortocircuito para determinar la capacidad de ruptura de
los dispositivos, se deberá tomar el estado subtransiente de la corriente de defecto.
2.2.3 Ubicación
La amplitud de la corriente de cortocircuito desde el punto de vista del cálculo, esta
dada en función de la ley de ohm, es decir, que la corriente es inversamente
proporcional a la impedancia.
La impedancia de cortocircuito mayoritariamente esta dada por la impedancia de los
conductores que se verían involucrados en el camino de circulación de la corriente,
luego entre más cerca del transformador de alimentación se produzca el defecto, la
impedancia de cortocircuito tendrá un valor menor que si la falla ocurriese en el punto
más alejado de la fuente. En otras palabras, si la falla ocurre en las proximidades del
transformador, la corriente de cortocircuito tendrá una amplitud mayor que si esta
ocurriese en el punto más alejado.
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El cortocircuito trifásico, considera la unión directa y simultánea de las tres fases
de alimentación del sistema. Solo limitan la amplitud de la corriente de cortocircuito la
impedancia equivalente de la fuente y de los conductores, independiente del sistema
o esquema de neutro que posea la instalación.
El cortocircuito bifásico, considera la unión directa y simultánea de las dos fases
de alimentación del sistema. Su comportamiento es similar a la falla trifásica pero
considera el doble de la impedancia.
El cortocircuito monofásico a neutro, considera la unión directa y simultánea de
una de las fases de alimentación con el neutro del sistema.
El cortocircuito monofásico a conductor de protección, considera la unión
directa y simultánea de una de las fases de alimentación, con el conductor de
protección o cable de tierra de la instalación.
2.3.0 Componentes del Cortocircuito
Al presentarse un cortocircuito en una instalación interior, la falla queda gobernada
en general por: el sistema eléctrico (representado por un generador equivalente),
unidades generadoras, motores asociados a la red y las líneas participantes.
S∼
G∼
M∼
Figura 2.9 – Elementos que intervienen en el cortocircuito
sistema generadores motores
ICC
líneas líneas líneas
líneas
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Como es sabido, en nuestro medio existen dos grandes tipos de instalaciones
eléctricas interiores, las de alta tensión (conectadas a redes de más de 400 volts), y
las de baja tensión (conectadas a redes de menos de 400 volts).
S∼
G∼
M∼
G∼
M∼
Figura 2.10 – Esquema equivalente del elemento fuente
cliente de alta tensión
red BTT/P
T/D
red AT
cliente de alta tensión
AAT
ABT
AAT : Arranque de alta tensiónDAT : Derivación de alta tensión
ABT : Arranque de baja tensiónT/P : Transformador particularT/D : Transformador de distribución
DAT
Como sistema equivalente, se considera todo lo que exista aguas arriba del
transformador de alimentación, según esto, si analizamos los esquemas de la figura
2.11, desde el generador
equivalente hasta los
trasformadores, podemos darnos
cuenta que tanto el cliente de alta
como el de baja tensión (en este
caso se considera el empalme
conectado directamente al T/D), sonsimilares en términos de las
impedancias que intervienen,
situación que representamos en la
figura 2.11.
S∼
S∼
Figura 2.11 – Impedancias características del sistema
cliente de AT
T/P
impedancia delsistema
ZS AAT
cliente de BT
T/D
DAT
ABT
impedancia deltransformador
ZT
impedancia delsistema
ZS
impedancia deltransformador
ZT
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Al conjunto “sistema equivalente – transformador” mostrado en la figura 2.11, le
llamaremos fuente primaria, la que para efecto de análisis posteriores debemos
representar en la forma R+jX, tal como lo muestra la figura 2.12.
S∼
S∼
Figura 2.12 – Circuito equivalente fuente primaria
cliente de AT
T/P
resistencia delsistema
RS
AAT
cliente BT
DAT
ABT
reactancia delsistema
XS
resistencia deltransformador
RT
reactancia deltransformador
XT
T/D
resistencia delsistema
RS
reactancia delsistema
XS
resistencia deltransformador
RT
reactancia deltransformador
XT
La resistencia y reactancia del sistema referidas al lado de baja tensión, se
determinan por medio de las siguientes expresiones:
Scc
E995,0XS
Scc
E0995,0RS
2
2
×=
×=
Donde:
RS : Resistencia del sistema (Ω)
XS : Reactancia del sistema (Ω)
E : Tensión de línea en vacío por el lado de baja tensión (V)
Scc : Potencia de cortocircuito del sistema (VA)
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La resistencia y la reactancia del transformador, ya sea este particular o de
distribución, se determinan por medio de la siguientes expresiones:
2
22
2
RTST
E
100
%ZXT
STEWRT
−
×=
×=
Donde:
RT : Resistencia del transformador (Ω)
XT : Reactancia del transformador (Ω)
E : Tensión de línea en vacío por el lado de baja tensión (V)
ST : Potencia del transformador (VA)
W : Pérdida en el cobre del transformador (W)
Z% : Impedancia porcentual de cortocircuito (%)
En la siguiente tabla se entregan con un margen de error aceptable, valores de “W” y
“Z%” para transformadores trifásicos clase 15 y 25 kV.
Pérdida en el cobre e impedancia porcentual de trasformadores trifásicos
Potencia(kVA)
Pérdida en el cobre(W)
Impedancia porcentual(%)
100 1680 4
150 2390 4
200 3400 4
250 4000 4
300 4200 4400 5000 4
500 5950 5
750 9500 5,75
1000 10800 5,75
1250 13500 5,75
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Según lo indicado en la figura 2.9, el
otro elemento que aporta al cortocircuito
es la existencia de unidades
generadoras, las que evidentemente
poseen una impedancia característica.
También debe considerarse que el
generador se conecta a la instalación
por medio de un conductor llamado
normalmente alimentador deemergencia, el que contribuye a limitar
la corriente de cortocircuito.
Si asumimos que la instalación está siendo alimentada por una unidad generadora, y
bajo esta condición se presenta un cortocircuito, la máquina tiene un comportamiento
prácticamente inductivo durante los primeros ciclos de la falla, por lo que la
impedancia del generador es aproximadamente igual a la reactancia y por lo tanto su
resistencia es igual a cero.
100
Xd
SG
EXG
0RGXGZG2
×=
≈⇒≈
Donde:
ZG : Impedancia del generador (Ω)
XG : Reactancia del generador (Ω)
RG : Resistencia del generador (Ω)
E : Tensión de línea en vacío de la máquina (V)
SG : Potencia del generador (VA)
Xd : Reactancia transitoria del generador (%)
G∼ G∼
Figura 2.13 – Impedancias características fuente secundaria
cliente de AT y BT
impedancia delgenerador
ZG
impedancia delalimentador de
emergenciaZAE
cliente de AT y BT
resistencia delgenerador
RG
reactancia delgenerador
XG
resistencia delalimentador de
emergenciaRAE
reactancia del
alimentador deemergencia
XAE
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Para el caso del alimentador de emergencia, su resistencia y reactancia se
determinan con el uso de las siguientes expresiones:
NCP
LC00012,0XAE
SCNCPLCRAE
×=
××ρ=
Donde:
RAE : Resistencia del alimentador de emergencia (Ω)
XAE : Reactancia del alimentador de emergencia (mΩ)
ρ : Resistividad del material (
Ωxmm2/m)
LC : Longitud del conductor (m)
NCP : Número de conductores paralelos del mismo potencial
SC : Sección del conductor (mm2)
El último elemento que se considera como aporte al cortocircuito según lo indicado
en la figura 2.9, son los motores presentes en la red, a los que consideraremos como
la fuente terciaria. Su impedancia y forma R+jX se muestran en la figura 2.14.
M∼
M∼
Figura 2.14 – Impedancias características fuente terciaria
cliente de AT y BT
impedancia delmotor
ZM
cliente de AT y BT
resistencia delmotorRM
reactancia delmotorXM
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Para efectos de simplificación de los estudios, el método de cálculo considera la
existencia de una máquina trifásica equivalente del total de los motores presentes en
la red (sean estos monofásicos o trifásicos), que esta se conecta directamente a la
barra general, y también, que posee un comportamiento prácticamente igual a los
generadores al inicio del cortocircuito. Según esto, las expresiones asociadas serían
las siguientes:
∑=
×=
≈⇒≈
n
1i
i
2
SM
E06,0XM
0RMXMZM
Donde:
ZM : Impedancia del motor (Ω)
XM : Reactancia del motor (Ω)
RM : Resistencia del motor (Ω)
E : Tensión de línea del motor (V)
SM : Potencia de los motores presentes (VA)
Para los conductores, llámense estos alimentadores o subalimentadores, su
resistencia y reactancia se determinan con el uso de las siguientes expresiones:
NCP
LC00012,0XC
SCNCP
LCRC
×=
××ρ
=
Donde:
RC : Resistencia del conductor (Ω)
XC : Reactancia del conductor (Ω)
ρ : Resistividad del material (Ωxmm2/m)
LC : Longitud del conductor (m)
NCP : Número de conductores paralelos del mismo potencial
SC : Sección del conductor (mm2)
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2.4.0 Cálculo de la Amplitud del Cortocircuito
Tal como se indicó al inicio de este capítulo, un cortocircuito puede presentar dos
amplitudes diferentes conforme el momento de ocurrencia de la falla, también se
relacionó esta con la duración, el lugar de ocurrencia y la topología de la red. En
general, los cortocircuitos pueden evaluarse en régimen permanente y simétricos,
independiente del lugar de ocurrencia y las condiciones particulares de la red. En
síntesis, el modelo de cálculo recomendado para la determinación de los diferentes
niveles de corriente de cortocircuitos a presentarse en una red de baja tensión, es
calcular la amplitud simétrica de la falla y luego transformarla en su equivalente
asimétrica.
2.4.1 Simétrica
El valor simétrico de la corriente de cortocircuito, se determina mediante el uso de la
ley de Ohm para señales alternas, pero considerando su amplitud o valor máximo, es
decir:
Zcck
E2Iccs
×
×=
Donde:
Iccs : Corriente de cortocircuito simétrica (kA)
E : Tensión de línea en vacío por el lado de baja tensión (V)
k : Factor por topología
Zcc : Impedancia de cortocircuito (mΩ)
El factor por topología “k”, depende si la falla es trifásica, bifásica o monofásica (a
conductor de neutro o de protección. Es decir:
monofásicocaso1k
bifásicocaso2k
trifásicocaso3k
===
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La impedancia de cortocircuito depende del total de las resistencias y las reactancias
que existan desde la fuente hasta el punto de falla considerado. Según esto, su
expresión general es:
2n
1a
a
2n
1a
a XRZcc
+
= ∑∑
==
Donde:
Ra : Resistencia desde la fuente hasta el punto de falla (mΩ)
Xa : Reactancia desde la fuente hasta el punto de falla (mΩ)
Los elementos a considerar para el cálculo de la impedancia de cortocircuito
dependen particularmente del tipo de cortocircuito y el sistema de neutro de la red:
- Para el caso de una falla trifásica, en esquema TT y TNS, se considera la
resistencia y reactancia de la fuente y de la línea de fase.
- Para el caso de una falla trifásica, en esquema TT y TNS, se considera la
resistencia y reactancia de la fuente y de la línea de fase.
- Para el caso de una falla monofásica a neutro, en esquema TT y TNS, se
considera la resistencia y reactancia de la fuente, de la línea de fase y de la línea
de neutro.
- Para el caso de una falla monofásica a conductor de protección, en esquema
TT, se considera la resistencia y reactancia de la fuente, de la línea de fase, de lalínea de neutro y las resistencias de las puestas a tierra (protección y servicio). En
el caso del esquema TNS, se utilizan las variables de la fuente, de la línea de
fase y del conductor de protección.
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2.4.2 Asimétrica
La amplitud asimétrica de la corriente de falla depende del factor de potencia de
cortocircuito que exista en el punto en donde se desea conocer la amplitud del
cortocircuito.
2n
1i
i
2n
1i
i
n
1i
i
cc
XR
R
cos
+
=ϕ
∑∑
∑
==
=
Donde:
cosϕCC : Factor de potencia en el punto de fallaRi : Resistencia desde la fuente hasta el punto de falla (mΩ)
Xi : Reactancia desde la fuente hasta el punto de falla (mΩ)
Conocido el factor de potencia de cortocircuito el paso siguiente es determinar el
factor de asimetría por medio de la siguiente gráfica:
Figura 2.15 – Factor de asimetría
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El factor de asimetría (fa), que se obtiene de la gráfica anterior, se multiplica con la
corriente de cortocircuito simétrica, y se obtiene por lo tanto, su valor asimétrico.
CCSCCA IfaI ×=
Donde:
ICCA : Corriente de cortocircuito asimétrica (kA)
fa : Factor de asimetría
ICCS : Corriente de cortocircuito simétrica (kA)
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CAPÍTULO III
PROTECCIÓN DE LAS INSTALACIONES
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3.1.0 Exigencias para la Protección de las Instalaciones
En general, la exigencia fundamental que se les da a los dispositivos de protección
eléctrica contra las fallas en las instalaciones, es que cuando estas se presenten
sean eliminadas en el menor tiempo posible.
Dependiendo del tipo de instalación eléctrica a proteger, la normativa nacional exige
ciertas condiciones a los dispositivos de protección a utilizar en ellas, las que
revisaremos a continuación.
3.1.1 Para Instalaciones de Alumbrado
De acuerdo a la NCH 4/84, se considerará instalación de alumbrado a toda aquella
en que la energía eléctrica se utilice preferentemente para iluminar el o los recintos
considerados, sin perjuicio que a la vez se le utilice para accionar artefactos
electrodomésticos o máquinas pequeñas similares conectados a través de enchufes.
En general, estas instalaciones deben protegerse contra la sobrecarga y el
cortocircuito con un único dispositivo que agrupe las dos funciones.
Una de las exigencias dadas para este tipo de instalaciones se relaciona con la carga
máxima asociada a los circuitos, los que pueden ser desde 6 hasta 25 (A), pudiendo
utilizarse de mayor capacidad en casos justificados. La cantidad de centros que es
posible instalar en un circuito se determina igualando la suma de las potencias
unitarias (PU), de cada centro conectado a él, con el 90% del valor nominal de la
capacidad del circuito (IN).
N
n
1U
U I9,0P ×=∑=
La expresión anterior debemos trasformarla en una ecuación que permita trabajar
con unidades iguales.
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Si consideramos que en la etapa de proyecto se establecen las potencias de los
circuitos y luego la capacidad nominal de su elemento de protección, la expresión
anterior tendría como variable independiente la potencia y como dependiente la
corriente, es decir:
9,0
P
I
n
1U
U
N
∑==
La potencia unitaria debe representarse en términos de la corriente, la que según la
ley de Ohm para señales alternas es:
FPVP
I×
=
Trabajando las dos expresiones anteriores, podemos decir que la capacidad nominal
del dispositivo de protección de un circuito de alumbrado en general, se determina
por medio del uso de las siguientes ecuaciones:
TRIFÁSICA
L
n
1U
U
N
MONOFÁSICA
F
n
1U
U
NFPV39,0
PI
FPV9,0
PI
×××=
××= ∑∑ ==
Donde:
IN : Capacidad nominal del dispositivo de protección (A)
PU : Potencia unitaria de cada centro conectado (W)
VF : Tensión de fase del sistema (V)
VL : Tensión de línea del sistema (V)
FP : Factor de potencia
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La potencia unitaria de un artefacto de iluminación (incluido sus accesorios),
depende del tipo y características del mismo. En el caso de que esta potencia no se
conozca o no se encuentre definida, la NCH 4/84 indica que se deberá considerar
una potencia por centro de 100 (W), valor similar a utilizar en el caso de los enchufes
de hasta tres salidas.
3.1.2 Para Instalaciones de Fuerza
Se considera instalación de fuerza a toda aquella instalación en que la energía
eléctrica se usa preferentemente para obtener energía mecánica y/o para intervenir
en algún proceso productivo industrial. Estas se deberán proteger frente a la
sobrecarga y al cortocircuito con dispositivos independientes, o combinados, que
respondan a las condiciones particulares.
Para la protección contra la sobrecarga en general, la capacidad nominal o corriente
de ajuste del dispositivo de protección, deberá ser como máximo un 25% más grande
que la corriente del motor, si este tiene un factor de servicio mayor o igual a 1,15, y
un 15% mayor para el caso de motores con factor de servicio inferior a 1,15.
TRIFÁSICAL
MN
MONOFÁSICAF
MN
FPV3
PkI
FPV
PkI
η×××
×=
η××
×=
Donde:
IN : Capacidad nominal del dispositivo de protección (A)
PM : Potencia nominal del motor (W)VF : Tensión de fase del sistema (V)
VL : Tensión de línea del sistema (V)
FP : Factor de potencia
η : Rendimiento del motor
k : 1,25 para fs ≥1,15 y 1,15 para fs
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3.2.1 Protecciones Modulares
Las protecciones modulares o de pequeña envergadura, son las de uso tradicional
en sectores domiciliarios, terciarios y ciertas aplicaciones industriales. Como
característica principal se puede destacar que éstas protecciones son de
características de intervención fijas, es decir, vienen reguladas de fábrica y por lo
tanto, el usuario no puede modificar sus parámetros de trabajo.
Disparador magnético(cortocircuito)
Portaetiqueta
Cámara de Corte
Disparador térmico(sobrecarga)
Contactos internos
Figura 3.2 – Características constructivas protecciones modulares
Contactos internos ( f ijo y móvi l ). Sobre ellos acciona el dispositivo de operación,
así como también los elementos de desconexión automática. Los contactos se
fabrican en plata, debido a que este metal ofrece una elevada seguridad contra su
soldadura, a la vez que garantiza una larga duración de sus maniobras en servicio
normal.
Dis parad or térm ico. Constituido por un bimetal que se dilata debido a latemperatura generada por efecto Joule, al paso de una sobrecorriente. Esta
dilatación produce la apertura del circuito pues opera finalmente sobre el contacto
móvil, separándolo del fijo.
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Dis pa rad or magnétic o. Constituido por una bobina, que al ser circulada por una
corriente excesiva, crea un campo magnético suficiente para desplazar el núcleo
central, el que a su vez opera sobre el mecanismo de desconexión abriendo el
disyuntor. El disparador magnético es del tipo instantáneo para sobreintensidades
elevadas.
Cámara de Cor te. Corresponde al dispositivo enfriador del arco que se genera al
abrir los contactos durante la circulación de la corriente de falla. Tiene cierto número
de placas metálicas ferrosas aisladas unas de otras, que producen el enfriamiento
del arco, que es dividido en una serie de pequeños arcos que se producen entre una
placa y otra, creciendo la tensión de arco en sentido opuesto al voltaje aplicadohaciendo que la cámara apague el arco. De este modo, la corriente de cortocircuito
es drásticamente limitada y cortada en cuanto la tensión de arco alcanza el valor de
la tensión aplicada.
3.2.1.1 Características de Operación
Dos tipos de defecto pueden hacer actuar un disyuntor: la sobrecarga y elcortocircuito.
Sobrecarga. En caso de sobrecarga o de calentamiento, el bimetal se dilatara y
provocara la apertura del disyuntor. El tiempo de reacción del disyuntor es
inversamente proporcional a la corriente que le atraviesa.
En caso de sobrecargas o de calentamientos débiles, el bimetal se calienta
lentamente durante un largo tiempo de reacción, en cambio, para el caso de una
fuerte sobrecarga, el bimetal se calienta rápidamente teniendo una reacción rápida.
Cortoci rcui tos. En caso de un cortocircuito, el dispositivo electromagnético abre el
disyuntor en un tiempo muy corto, del orden de algunas milésimas de segundos.
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En general, el tiempo de apertura de contactos de los interruptores termomagnéticos
tradicionales es como máximo igual al tiempo de duración del primer semiciclo de la
señal alterna fundamental.
La forma en como las protecciones termomagnéticas modulares responden a las
corrientes de sobrecarga y cortocircuito, viene representada por medio de su curva
de respuesta, las que se caracterizan por las siguientes corrientes de referencia:
- Corr iente Nom inal (I N ). Corriente a la cual se refieren todas las especificaciones
de construcción del aparato y que representa el valor unitario en la característica de
funcionamiento.
- Corr iente de No Funcionamiento ( I NF ). Valor máximo de sobreintensidad que no
hace disparar al interruptor dentro del tiempo convencional.
- Corr iente de Func ionamiento ( I F ). Valor mínimo de sobreintensidad que hace
actuar al interruptor dentro del tiempo convencional.
Todas las corrientes características anteriores, adoptan diversos valores en función
de la norma a la que se refieran.
Características de intervención de interruptores automáticos modulares
Norma IN INF IF Tiempo
convencional
IEC 947 – 2
IEC 898
NCH 2012
< 63 A
> 63 A< 63 A> 63 A
< 82 A
1,05 IN
1,05 IN 1,13 IN1,13 IN
0,9 IN
1,30 IN
1,30 IN 1,45 IN 1,45 IN
1,30 IN
1,0 hrs.
2,0 hrs.1,0 hrs.2,0 hrs.
1,0 hrs.
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El disparador magnético de las protecciones modulares, debe ser capaz de soportar
sin operar, la corriente transitoria que se produce durante la conexión de la carga
presente en el circuito. Esta capacidad, queda definida por tres tipos de disparadores
característicos:
- Tipo B. Posee un rango de soporte al disparo por sobrecorrientes transitorias de
arranque comprendida entre las 3 y las 5 veces la capacidad nominal de la
protección. Su aplicación esta orientada preferentemente para circuitos de control y
alumbrado resistivo.
- Tipo C. Su rango de soporte esta comprendido entre las 5 y las 10 veces lacorriente nominal del interruptor. Posee gran cantidad de aplicaciones, siendo las
más comunes la iluminación fluorescente y los circuitos de enchufes.
- Tipo D. Se utiliza preferentemente para la protección de circuitos donde hay fuertes
transitorios de encendido. Resultan adecuados para la protección de pequeños
transformadores, motores, etc., Están regulados para sobrecorrientes entre 10 y 20
veces la capacidad nominal del disyuntor.
t
0,01 s3 5 10 20
B C D I N F
I F
Magnético(Sobreintensidad fuerte:desconexión rápida)
Térmico(Sobreintensidad débil:desconexión lenta)
Figura 3.3 – Curvas de operación normalizadas
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3.2.1.2 Capacidad de Ruptura
Es la más grande intensidad de cortocircuito que puede interrumpir el disyuntor en
las condiciones de tensión, factor de potencia y de cortocircuito determinado por la
norma. La protección deberá ser capaz, después de cortar, de funcionar
normalmente y de responder todavía a las exigencias propias de la red.
La capacidad de ruptura del automático deberá ser mayor o igual a la corriente de
cortocircuito supuesta en el punto donde el dispositivo esta instalado, para que
pueda proteger a la instalación de las fuertes solicitaciones a la que estará expuesta.
La Norma IEC 898 (Domiciliario), y la IEC 947 – 2 (Industrial), definen dos poderes
de ruptura según una secuencia de prueba para una misma protección:
Poder de Cortoci rcu i to de Servic io (I CS ) . Ensayado con la secuencia (*) O – t – CO
– t – CO.
Poder de Corto ci rcui to Último (I CU ) . Ensayado con la secuencia (*) O – t – CO.
(*) Nota:
O : Operación que presupone la intervención ante un cortocircuito establecido por un interruptor
auxiliar.
t : Tiempo de enfriamiento.
CO : Operación que presupone la intervención ante un cortocircuito encerrado al interior del aparato
(establecido por el mismo interruptor).
Estos ensayos definen principalmente el valor de la capacidad de ruptura que tendrá
una protección, según el ámbito o sector en la cual se utilice. Esto se establece
conforme a la relación existente entre el valor de cortocircuito extremo y el valor del
corto circuito de servicio.
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La relación entre ICU e ICS esta especificado normativamente a través del factor “k” ,
expresado a continuación:
Factores k de interruptores modulares
Poder de CortocircuitoÚltimo (ICU)
Factor k
ICU ≤ 6000 A6000 A < ICU ≤ 10000 A
ICU > 10000 A
10,75 (1)0,50 (2)
(1) Valor mínimo de ICS = 6000 A(2) Valor mínimo de ICS = 7500 A
Hasta 6 kA, el factor k = 1; en consecuencia, los interruptores con poder de corte de
interrupción último (ICU), menores a 6 kA, deben ser probados bajo las condiciones
más exigentes (O – t – CO – t – CO).
Se ha tenido en cuenta, de este modo, que tales interruptores son utilizados
preferentemente en el uso doméstico, donde las personas que accionan los aparatos
no tienen conocimientos específico para poder evaluar el comportamiento de los
aparatos en caso de cortocircuito y disponer eventualmente, de su sustitución (IEC898).
Para valores de ICU mayores a 6 kA, el factor k establecido, asigna al interruptor un
poder de interrupción último más elevado respecto al de servicio, ya que los aparatos
se utilizan en el sector industrial (IEC 947 – 2).
3.2.2 Protecciones Moldeadas
Las protecciones caja moldeada presentan similares características de construcción,
intervención y operación que las modulares, pero una de sus principales diferencias
esta en la posibilidad que estas tienen, en permitir al usuario modificar sus
características de respuesta.
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El campo de aplicación de las protecciones caja moldeada esta dado para el sector
terciario y principalmente para el industrial, debido a sus capacidades nominales y de
robustez, principalmente frente a los cortocircuitos de valor elevado.
Hoy en día, la electrónica se ha insertado en la construcción de las protecciones caja
moleada, haciendo que las posibilidades de uso como la de rendimiento de estas,
haya crecido enormemente sin perjuicio del espacio de ocupación al interior de los
tableros. Esto último es un gran adelanto, debido a que se ha logrado reducir los
tamaños de las protecciones sin modificar su capacidad nominal y características de
operación, lo que ha permitido reducir el costo asignado a tableraje de grandes
instalaciones, debido a que al disminuir el tamaño de las protecciones también se hareducido el tamaño de los gabinetes con la consiguiente economía que esto conlleva.
Otras de las posibilidades que las protecciones de características electrónicas
permite, es la de protección de neutro en sistemas trifásicos de cuatro hilos con
cargas monofásicas no lineales. Recordemos que estas cargas (especialmente los
computadores), generan corrientes armónicas de secuencia cero y de tercer orden
(tercer armónico triplens), las que producen circulación de corriente excesiva por los
conductores neutros de los alimentadores trifásicos, con el consiguiente riesgo de
sobrecarga de este debido a la utilización de protecciones que solamente operan y
protegen a los conductores activos (fases). Las nuevas protecciones electrónicas
permiten regular la corriente de operación del polo de neutro, a distintos valores
respecto a la corriente de fase.
3.2.2.1 Clasificación
Las protecciones caja moldeada se clasifican en dos categorías de utilización (A o
B), según la normalización internacional IEC 947-2. Esta norma determina si el
disyuntor está o no específicamente previsto para retrazar su operación en
presencia de un cortocircuito.
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Las protecciones categoría A, no están previstas específicamente para la
selectividad en condiciones de cortocircuito (sin tiempo de retardo). En general, son
del tipo electromecánicas, por lo que sus únicas posibilidades de regulación de
parámetros es solo en amplitud, ya que el tiempo es fijo.
Estas protecciones al ser electromecánicas, poseen al igual que las del tipo
modulares, contactos internos, disparador térmico, disparador magnético y cámara
de corte.
Los disparadores de las protecciones moldeadas categoría A, pueden ser ajustados
(dependiendo el modelo), a distintos valores conforme a los requerimientos de lainstalación. Al modificar el térmico, se regula el calibre de la protección, por ejemplo,
entre un 70% a un 100% de su valor nominal de fabricación. Respecto al magnético,
al regularlo permite modificar el soporte a las corrientes transitorias y por lo tanto
mejorar la selectividad de operación.
Figura 3.4 – Ejemplo curvas de operación magnetotérmico categoría A
zona dedesenclavamiento
térmico
zona dedesenclavamiento
magnético
I
t
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Las protecciones categoría B, están previstas específicamente para la selectividad
en condiciones de cortocircuito (con tiempo de retardo).
Estos disyuntores tienen un retardo intencional de corta duración (al menos 0,05
seg), y una corriente de cortocircuito asignada de corta duración que pueden
soportar durante este tiempo, denominada Icw (fijada por el fabricante conforme a la
norma IEC).
De acuerdo con la norma IEC, la Icw es la corriente de cortocircuito que el disyuntor
puede soportar por un tiempo mínimo de retardo, sin sufrir daños. Los tiempos de
retardo fijados por la norma internacional IEC 947-2 son: 0,05 ; 0,1 ; 0,25 , 0,5 y 1seg.
Según lo anterior, este tipo de interruptores tiene la facultad de poder mantener
cerrados sus contactos de apertura en presencia de un cortocircuito, durante un
tiempo dado, por sobre el convencional. Es importante aclarar, que para poder
atrasar el tiempo de operación de la protección, la corriente de cortocircuito presunta
que circularía por el dispositivo frente a una falla, debe ser menor o igual a la
corriente asignada de corta duración.
Valores de corriente asignada de corta duración
Capacidad nominal (In) Icw
In ≤ 2500 (A) 12 veces In o 5 kA (mayor valor)
In > 2500 (A) 30 kA
El disparo de la protección categoría B, frente a fallas de sobrecarga y cortocircuito,
no se realiza por medio del tradicional bimetal ni la bobina magnética, sino que se
realiza por medio de censores electrónicos para proceso y control (microprocesador),
y activadores.
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Las características del disparo electrónico se encuentra basada en tres zonas de
operación:
Figura 3.5 – Ejemplo curvas de operación electrónica categoría B
(1) (2)
I
t
(3)
(1) Zona de protección de largo tiempo de retardo (protección frente a sobrecargas)
(2) Zona de protección de corto tiempo de retardo (protección frente a
cortocircuitos)
(3) Zona de protección instantánea (protección frente a fuertes cortocircuitos)
Otra particularidad de las protecciones electrónicas, es que permiten regular su
calibre en una zona más amplia que para el caso de los disparadores
electromecánicos, además dependiendo del modelo se puede a la vez modificar su
tiempo de respuestas.
También existe la posibilidad del disparo de la protección frente a fugas a tierra,
transformándose el dispositivo en un disyuntor diferencial.
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3.3.0 Interruptores Limitadores
Como sabemos, el valor máximo de la corriente de cortocircuito en ausencia de
interrupción, depende de la presunta corriente de falla (valor eficaz de la componente
simétrica), del factor de potencia del defecto y de su ángulo de ataque. Esta corriente
máxima o peak (IP), puede llegar en el peor de los casos a ser igual a 2,2 veces la
corriente presunta de corto circuito (ICC).
Todos los dispositivos de interrupción automática de cortocircuito introducen después
del tiempo previo al arco, una resistencia de arco que impide hasta la primera
semionda, que se alcance el valor de cresta (IP) anteriormente considerado.
Se llama coeficiente de limitación “C” del aparato, a la relación entre la corriente
efectiva de cresta (IPI), y la corriente de cresta teórica (IP).
P
PI
I
IC =
El coeficiente de limitación es en función directa del tiempo previo al arco y función
inversa de la tensión de arco. Los interruptores del tipo rápido con largo tiempoprevio (3 ms.), y tensión de arco bastante reducida (25% del voltaje máximo de la
red), tienen unos coeficientes de limitación alrededor del valor 0,8; es decir, que
limitan la corriente de cresta teórica aproximadamente en un 20%.
Los interruptores limitadores de última generación, pueden tener tiempos previos al
arco inferiores a 1ms. y tensiones de arco elevadas, consiguiendo coeficientes de
limitación inferiores a 0,2. Esto significa que una corriente de cresta teórica de 10 kA
(que corresponde a una ICC = 6 kA), esta limitada a únicamente 2 kA (que
corresponde a una ICC = 1,5 kA). Esta teoría de la evaluación de la eficacia de los
interruptores, explica por que el poder de interrupción de los interruptores limitadores,
es igualdad de dimensiones, muy superior al que corresponde a los interruptores del
tipo rápido.
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Las curvas de energía específica entregan la cantidad de energía que deja pasar la
protección, en función de la corriente de corto circuito producida por la falla.
Figura 3.7 – Ejemplo curva de energía específica
ICC (A)
i2t (A2/s)
109
108
107
106
105
104
103
102
101 102 103 104 105
25A
32A
40A
3.4.0 Condiciones de Utilización
Los interruptores automáticos para que brinden una adecuada protección, sin
sacrificar la continuidad del servicio, deben ser capaces de cumplir en cualquier tipo
de instalación eléctrica con las siguientes condiciones:
- Debe asegurar la continuidad de servicio.
- Debe ser capaz de permitir la filiación o back up de protecciones
- Debe asegurar la protección bajo condiciones de modificación de parámetros.
3.4.1 Selectividad de Operación
Al presentarse una sobrecorriente en una instalación (especialmente originada por un
cortocircuito), todas las protecciones que se encuentren entre la fuente de
alimentación y el punto fallado detectarán el defecto, pero solo el dispositivo más
cercano a la falla debe eliminarla para no sacrificar la continuidad del servicio.
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La selectividad se refiere a la protección que debe operar frente a una falla desde
aguas abajo hacia aguas arriba. Este concepto, al lograr que la protección que este
más cerca del punto de falla opere primero, delimita la falla a la menor área posible,
de modo que las perturbaciones que esta introduce al resto de la instalación son
mínimas, lográndose la continuidad de servicio deseada.
Teóricamente es posible asegurar por diferentes métodos, que dos protecciones son
selectivas siempre para cualquier valor de corriente de cortocircuito, a lo que se le
llama selectividad total. Lamentablemente en la práctica, debido a las combinaciones
de protecciones que normalmente se utilizan, sólo existirá selectividad entre dos
dispositivos hasta cierto valor de corriente de falla; esto último se denominaselectividad parcial.
Figura 3.8 – Selectividad
Sólo A abre
t
B
A
I
SELECTIVIDAD TOTAL
Sólo A abre
t
B
A
I
SELECTIVIDAD PARCIAL
Corriente Límitede Selectividad
Ambos abren
Para el primer caso de la figura 3.8, la selectividad estará asegurada cuando la
protección A opera para todas las corrientes de cortocircuito inferiores o iguales a su
poder de corte (selectividad total), mientras que para el segundo caso, la selectividad
estará asegurada hasta la corriente indicada en el punto de intersección de ambas
curvas. Para valores superiores a dicha corriente, ambas protecciones operan
(selectividad parcial).
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Para realizar una buena protección de acompañamiento, es necesario aplicar tablas
de asociación o afiliación de protecciones entregadas por los fabricantes.
3.5.0 Modificación de los Parámetros
Dentro de la selección de las características de la protección, un estudio que se hace
necesario, es averiguar la forma en como afecta a las características de disparo del
dispositivo, la variación de los parámetros nominales de funcionamiento.
Lo anterior es importante para poder tomar las medidas de corrección necesarias
para asegurar el normal desenvolvimiento de la protección y la adecuada operación
en condiciones que estén fuera de sus condiciones ideales de trabajo.
3.5.1 En Función de la Temperatura
Un disyuntor normalizado esta regulado para funcionar a su corriente nominal en una
temperatura ambiente de referencia:
- Según la NCH 2012 : 20ºC (disyuntores modulares).
- Según la IEC 898 : 30ºC (disyuntores modulares).
- Según la IEC 947 – 2 : 40ºC (disyuntores caja moldeada).
Cuando la temperatura se eleva sobre los valores indicados por la norma, es
conveniente reducir la corriente de utilización para evitar las desconexiones
intempestivas.
Los fabricantes deberán entregar tablas de coeficientes a utilizar, en función de la
temperatura ambiente.
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3.5.2 En Función de la Cantidad de Aparatos Yuxtapuestos
Cuando varios disyuntores se instalan uno junto al otro, funcionando
simultáneamente a su corriente nominal, la elevación térmica de un polo se limita;
esto se traduce en una elevación de la temperatura de funcionamiento de los
disyuntores, lo que provoca desenclavamientos intempestivos.
Es aconsejable aplicar coeficientes suplementarios dados por los fabricantes, sobre
las corrientes de empleo. Estos valores son los recomendados por la Norma IEC
439-1 (en nuestro país no existe normalización al respecto).
Coeficientes de desclasificación de interruptores
Nº de Aparatos Yuxtapuestos Coeficiente
de 1 a 3de 4 a 6de 7 a 9
más de 10
1,00,80,70,6
A fin de evitar la utilización de estos coeficientes, es necesario espaciar los aparatos,
para permitir una buena ventilación. Esto se logra a través de los elementosdenominados separadores o espaciadores.
3.5.3 En Función de la Frecuencia
Los disyuntores (modulares y caja moldeada), vienen diseñados de fabrica para ser
utilizados a una frecuencia nominal de 50 ó 60 Hz.
En instalaciones muy particulares (especialmente la gran minería), la frecuencia
nominal de la red de alimentación puede ser de 400 Hz. El funcionamiento a esta
frecuencia de los disyuntores, determina un cambio de características de
intervención termomagnética, que hay que tener en cuenta para efectuar la correcta
elección de estas protecciones.
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Respecto a la operación frente a la sobrecarga, el relé térmico interviene para
corrientes inferiores a las de trabajo a 50Hz, por lo que puede ser necesaria una
reducción de clasificación térmica del aparato, que se calculará mediante los
coeficientes de reducción entregados por el fabricante en forma gráfica o de tablas.
Para el caso del cortocircuito, el relé magnético interviene para corrientes superiores
a aquellas con las que funciona a 50 Hz; también en este caso, es necesario calcular
el valor de intervención magnética a 400 Hz utilizando los coeficientes de aumentos
suministrados por el fabricante. En forma general y a manera de ejemplo, se puede
indicar que para el caso de las protecciones modulares, sus umbrales de
intervención magnética se ven aumentados entre un 30 y un 45%.
En los circuitos de corriente continua, se pueden producir sobreintensidades debidas
a sobrecargas, a cortocircuitos o a derivaciones a tierra.
Para la protección contra sobrecargas es necesario que todos los bimetales del
seccionador sean atravesados por la corriente; en estas condiciones, el
funcionamiento térmico del interruptor en corriente continua no se diferencia
sustancialmente del funcionamiento en corriente alterna.
Para la protección de cortocircuitos (o derivación a tierra o a masa), es preciso que
los seccionadores afecten a ambos polos, excluyendo eventualmente el polo unido a
tierra o a masa. Debe tenerse presente que la capacidad de interrupción es tanto
mayor, cuan mayor sea el número de contactos del circuito.
En forma general y según lo anteriormente expuesto, una protección diseñada paratrabajar en corriente alterna, puede eventualmente ser utilizada para la protección de
sistemas que utilicen alimentación en corriente continua, teniendo la premisa de que
el valor de la tensión nominal de trabajo de la protección es menor al ser utilizada en
C.C. que en C.A.
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CAPÍTULO IV
PROTECCIÓN DE LOS MOTORES
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4.1.0 Fallas en los Motores Eléctricos
El resultado de un estudio hecho con más de 9.000 casos de fallas en motores en
Inglaterra, Finlandia y Estados Unidos, indica que más de la mitad de los defectos
producidos en estos se debe a sobrecarga, fallo de fase, humedad, aceite, polvo, etc.
Es importante destacar que estos defectos se han producido a pesar de la presencia
de un sistema de protección normal. Por otra parte, mientras que sólo el 25% de los
casos de defectos corresponde a motores de potencia superior a los 40 kW, el costo
de la reparación de los mismos supo