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CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
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2.1. ELEMENTOS DE UN SISTEMA ELÉCTRICO. Dentro de las cuatro partes fundamentales en que se ha dividido un sistema eléctrico (o red
eléctrica) cabe citar los elementos más destacados de las mismas:
Figura 2.1. Modelo de Red Eléctrica.
• Generación: En este apartado están incluidos los propios generadores, los
transformadores–elevadores ó reductores, según la función que desempeñen y los
servicios auxiliares y/o de arranque, tales como motores, equipos de excitación, etc.
•••• Transporte–Interconexión: Dentro de este apartado se incluyen las líneas y cables
que realizan la función de enlazar los centros de generación con los centros primarios
de distribución, o bien la unión en redes de una y otras empresas eléctricas.
•••• Transformación: Corresponde a los centros donde se realiza la transformación de la
tensión.
•••• Distribución–Consumo: Corresponde a las líneas, cables y transformadores
necesarios para distribuir la energía eléctrica hasta las diferentes gamas de receptores
de consumo, incluyendo naturalmente, a estos últimos.
•••• Elementos Asociados: Corresponde a aquellos elementos asociados ó auxiliares para
contribuir a facilitar las funciones básicas de los apartados anteriores. Entre ellos se
tienen: condensadores, reactancias, transformadores de medidas (de corriente, de
voltaje), dispositivos de maniobra (interruptores, seccionadores).
2.2. CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO.
El conocimiento de la magnitud de las corrientes que circulan por los equipos y circuitos de
los sistemas eléctricos de potencia, tanto en condiciones normales como en condiciones de
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falla, es la base fundamental para la selección y coordinación de los dispositivos de protección
de sobrecorriente en serie [1].
La condición normal de un sistema de potencia es sin falla, sin embargo es casi imposible
evitar su presencia en el sistema, debido a muchas causas, las cuales están fuera del control
humano. Debido a ello, los equipos o el sistema en general, en estas condiciones, pueden sufrir
daños que en ocasiones son graves, por lo que es necesario al diseñar las instalaciones que
éstas contengan todos los elementos adecuados de protección, considerando, los valores más
altos de corriente de cortocircuito para poder fijar la capacidad de interrupción de los
dispositivos de protección (interruptores y fusibles) y la capacidad de cortocircuito de los
equipos. De igual manera, es importante conocer los valores mínimos de corriente de falla para
poder calibrar las protecciones de tal manera que las puedan detectar y aislar.
En los sistemas de potencia pueden ocurrir diferentes tipos de fallas, tales como fallas
trifásicas, falla de línea a tierra, fallas de línea a línea y fallas de línea a línea a tierra. Las fallas
trifásicas o fallas simétricas ocurren sólo ocasionalmente; sin embargo, en algunas ocasiones
es suficiente analizar una falla trifásica, ya que esto dará una idea bastante clara de las
consecuencias de esa falla. Más sin embargo, para propósitos de determinación de las
características de los equipos de potencia así como la protección misma, generalmente se
realizan estudios de cortocircuito para fallas trifásicas y fallas de línea a tierra, ya que son las
más comunes.
2.2.1. GENERALIDADES.
Un cortocircuito es un fenómeno eléctrico que ocurre cuando dos puntos entre los cuales
existe una diferencia de potencial se ponen en contacto entre sí, caracterizándose por elevadas
corrientes circulantes hasta el punto de falla [16]. Las corrientes de cortocircuito podrían
considerarse análogas al flujo de agua en una planta hidroeléctrica (figura 2.2.). La cantidad de
agua que fluye en condiciones normales depende de la carga de las turbinas. En este caso,
dentro de los límites razonables, no seria de mayor importancia que el reservorio sea grande o
pequeño. Este flujo de agua sería comparable al flujo de corriente eléctrica de carga en un
sistema de distribución eléctrico, como por ejemplo el de un edificio.
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Por otra parte, si la represa se rompe, la cantidad de agua que fluirá dependerá de la
capacidad del reservorio, y tendrá muy poca relación con la carga de las turbinas. En este caso
sí tiene mucha importancia que el reservorio sea grande o pequeño (capacidad de
almacenamiento de agua). Esta capacidad de almacenamiento de agua se asocia con la
capacidad de potencia eléctrica que puede entregar la empresa que suministra energía eléctrica
al edificio en caso de un cortocircuito.
Al igual que el flujo de agua en la planta hidroeléctrica, la corriente eléctrica de carga
produce trabajo útil, mientras que la corriente de cortocircuito produce efectos destructivos. La
magnitud de la corriente que fluirá a través de un cortocircuito depende principalmente de dos
factores:
1) Las características y el número de fuentes que alimentan al cortocircuito.
2) La oposición o resistencia que presente el propio circuito de distribución.
Figura 2.2. Las corrientes de carga y cortocircuito se asemejan al flujo de agua en esta planta hidroeléctrica.
Fuente: Estudio de protecciones, Edificio Sede. Jantesa, 1979.
Las fuentes principales de corrientes de cortocircuito son los generadores existentes en el
sistema de potencia local y la generación remota de la red que le suministra energía eléctrica
(red pública), sin embargo, los motores sincrónicos y de inducción que antes de la falla
representaban una carga para el sistema, en condiciones de cortocircuito, se comportan como
generadores durante un tiempo relativamente corto. La contribución de estas fuentes se
observa en la figura 2.3. La oposición que presenta el propio circuito de distribución al flujo de la corriente de
cortocircuito se denomina “impedancia” en términos eléctricos y depende de la configuración
del sistema eléctrico, y se calcula a partir de la impedancia de cada uno de los componentes del
sistema.
Otro de los factores que influyen sobre la magnitud de la corriente de cortocircuito son el
momento, tipo y ubicación de la falla.
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Entre las causas más frecuentes de cortocircuitos a nivel de instalaciones comerciales e
industriales podemos mencionar las debidas a la ruptura o debilitamiento del aislamiento de
conductores y/o equipos y los producidos por agentes ambientales.
Los efectos de las corrientes de cortocircuitos son muy variados, pero los más importantes
son el debido al efecto Joule (calentamiento de los equipos eléctricos debido a la gran
circulación de corriente), esfuerzos electromecánicos en las máquinas eléctricas y destrucción
física del lugar de la falla cuando se producen grandes arcos eléctricos. De los efectos de las
fallas por cortocircuito, el más notorio es la interrupción del suministro eléctrico debido a la
necesaria apertura del circuito eléctrico por parte de los dispositivos de protección para
despejar la falla y evitar mayores daños en el sistema.
Figura 2.3. Contribuciones de varias fuentes a la corriente de cortocircuito.
Fuente: IEEE 241-1990 [12].
Aún cuando se diseñe muy cuidadosamente un sistema de potencia, este estará siempre
expuesto al daño que puedan causar flujos de corriente en condiciones de cortocircuito tales
como sobrecalentamientos y arcos eléctricos destructivos. Para asegurar que los equipos de
protección puedan aislar fallas rápidamente y minimizar el daño de cada uno de los
componentes del sistema de potencia y el riesgo del personal, el estudio de corrientes de
cortocircuito debe ser incluido en el diseño de los sistemas de potencia y también cuando se
hagan modificaciones a los sistemas existentes.
Los estudios de cortocircuito son necesarios en todos los sistemas de distribución de
energía eléctrica para:
• Determinar la capacidad de interrupción que deben tener los equipos.
• Ajustar los dispositivos de protección de sobrecorriente y cortocircuito.
Para especificar equipos eléctricos, tales como: Centros de Control de Motores (CCM),
Tableros con Interruptores Termomagnéticos, etc., es necesario el conocimiento de las
corrientes de cortocircuito con las cuales éstos deberán operar en caso de una falla de
cortocircuito en el sistema que los mismos alimentarán. Un equipo cuya capacidad de
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interrupción es menor que la corriente suministrada por el sistema eléctrico donde está
conectado, corre el riesgo de destruirse ocasionando pérdidas mayores si opera para despejar
una falla de cortocircuito.
Todos los sistemas eléctricos presentan características dinámicas de operación y es por esta
razón que los niveles de corrientes de cortocircuito disponibles varían con las necesidades
operacionales. Por lo tanto, en todos los casos de cálculo de corrientes de cortocircuito para
especificar la capacidad de interrupción de los equipos, es necesario encontrar la condición
más exigente, esto es, la condición donde los MVA de cortocircuito alcanzan el mayor nivel.
2.2.2. CARACTERÍSTICAS DE LA CORRIENTE DE CORTOCIRC UITO.
El proceso que ocurre en el sistema de potencia al producirse una falla causada por un
cortocircuito es esencialmente de carácter transitorio. La corriente en régimen normal es una
onda sinusoidal a 60 hertz de frecuencia y amplitud constante, no así cuando sucede un
cortocircuito. La forma de onda en este caso sigue teniendo una forma sinusoidal a 60 hertz
pero va decreciendo exponencialmente desde un valor inicial máximo hasta su valor en
régimen estacionario (ver figura 2.4., corriente total).
Para estudiar el sistema en este estado transitorio se divide el período de ocurrencia de la
falla en una serie sucesiva de intervalos “casi estacionarios” los cuales son el período
subtransitorio, transitorio y estacionario o permanente, y se aplica el concepto de impedancia
para determinar la corriente correspondiente a cada uno de estos estados o intervalos.
La aplicación del concepto de impedancia se ve plasmado en la asignación de impedancias
variables con el tiempo a las máquinas rotativas las cuales son las fuentes de corriente de
cortocircuito. En las máquinas rotativas de corriente alterna generalmente la impedancia puede
modelarse como una reactancia inductiva debido a la naturaleza inductiva de sus arrollados,
por lo que generalmente se consideran tres reactancias (X) asociadas a cada uno de los
intervalos en los que se divide la falla:
1) La reactancia subtransitoria Xd” que es la reactancia aparente del arrollado del estator
en el instante del cortocircuito y determina el flujo de corriente en los primeros 30 ciclos (hasta
½ segundo) aproximadamente.
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2) La reactancia transitoria X’ que determina la corriente durante el período siguiente al
subtransitorio y abarca el rango de tiempo entre ½ y 2 segundos después de la ocurrencia del
cortocircuito.
3) La reactancia sincrónica Xd, la cual determina el flujo de corriente cuando se establece
el período estacionario.
Dependiendo de la magnitud y defasaje en el tiempo entre las ondas de tensión y corriente
de un sistema en el instante del cortocircuito, la corriente de falla puede presentar
características de asimetría (ver figura 2.4.) con respecto al eje normal de la corriente; en
general esto ocurre cuando la onda de tensión normal se encuentra en un valor distinto a su
pico máximo en el momento de ocurrencia de la falla. Para producir la máxima asimetría el
cortocircuito siempre debe ocurrir cuando la onda de tensión se encuentre pasando por cero
(magnitud cero). En un sistema trifásico balanceado (con tres tensiones desfasadas 120º), la
máxima corriente asimétrica ocurre solamente en una de las fases del sistema (cualquiera de
las tres).
La asimetría de la corriente de cortocircuito surge debido a que bajo las condiciones
explicadas anteriormente, la corriente que fluye tiene dos componentes: el componente de
corriente alterna (componente AC) y un componente de corriente directa (componente DC) tal
como ocurre en los circuitos RL de corriente alterna. Este componente DC decrece a medida
que pasa el tiempo ya que su energía se disipa en forma de calor por la resistencia del circuito
(efecto Joule). Motivado a esto, la rata de decrecimiento es inversamente proporcional a la
relación entre la resistencia y reactancia del circuito (X/R) (entre mas baja es la relación X/R,
más rápido es el decrecimiento). Por ejemplo, en sistemas de baja tensión, la relación X/R
generalmente es baja (menor a 15) por lo que la componente DC decae a cero en un rango
entre 1 y 6 ciclos dependiendo del caso.
Como se observa en la figura 2.4., el valor máximo de la corriente asimétrica ocurre cerca
del medio ciclo a partir del instante del cortocircuito.
Figura 2.4. Efecto de asimetría en la corriente de cortocircuito.
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Fuente: IEEE 241-1990 [12].
Como se dijo anteriormente, las corrientes de cortocircuito tienen varias fuentes, las cuales
contribuyen en forma diferente dependiendo de su naturaleza. La forma en que las distintas
fuentes alimentan al cortocircuito se muestra en la figura 2.5. A causa de que las corrientes de
las máquinas rotativas decrecen a medida que se reduce el flujo después del cortocircuito, la
corriente de cortocircuito total decae con el tiempo. Considerando solamente la parte simétrica
de la corriente de cortocircuito, la magnitud es máxima en el primer medio ciclo luego del
cortocircuito y de un valor más bajo unos pocos ciclos después. Nótese que el componente del
motor de inducción desaparecerá completamente luego de uno o dos ciclos, exceptuando los
motores más grandes en la cual se puede presentar por más de cuatro ciclos.
2.2.3. SIGNIFICADO DE LA CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO .
Si se quiere proteger adecuadamente el sistema eléctrico de una planta industrial o
comercial, deben conocerse las corrientes de cortocircuito.
Esto debe hacerse con el fin de seleccionar o verificar la aplicación de los elementos de
protección: fusibles e interruptores de circuito, con la capacidad de interrupción adecuada.
La determinación de las corrientes de cortocircuito que fluyen en un sistema de potencia
industrial o comercial, al producirse una falla, es de gran importancia si se quiere proteger
adecuadamente a los diferentes elementos que integran el sistema, contra los efectos
destructivos de esas corrientes. A la hora de diseñar o ampliar un sistema de este tipo, debe
tomarse en cuenta hasta que punto los equipos que integran el mismo pueden soportar los
efectos térmicos y magnéticos, producidos como consecuencia de las corrientes que fluyen
durante un cortocircuito. Si queremos seleccionar o verificar como trabaja un dispositivo
interruptor de corriente, es necesario conocer, por ejemplo, cual será la máxima corriente que
este dispositivo debe ser capaz de interrumpir o soportar momentáneamente. Por otra parte,
cuando estamos coordinando dispositivos de sobrecorriente en la protección de fallas, se hace
necesario en la mayoría de los casos, la determinación de las corrientes de cortocircuito para
asegurar una acción selectiva de los mismos [17].
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La magnitud de la corriente de cortocircuito es independiente de la carga, y está
directamente relacionada con el tamaño o capacidad de la fuente de potencia. Mientras de
mayor capacidad sea la fuente que suple de potencia al sistema, mayor será la corriente de
cortocircuito.
2.2.4. FUENTES DE CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO E INFL UENCIA DE SU
IMPEDANCIA EN LA CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO.
Cuando se determinan las magnitudes de corriente de cortocircuito, es extremadamente
importante, que sean consideradas todas las fuentes de corriente de cortocircuito y que sean
conocidas las reactancias características de estas fuentes.
Existen tres (3) fuentes básicas de corriente de cortocircuito:
• Generadores.
• Motores sincrónicos y condensadores sincrónicos.
• Motores de inducción.
Figura 2.5. Corrientes de cortocircuito simétricas de algunas fuentes.
Fuente: IEEE 241-1990 [12].
Cada una de estas fuentes libera, en caso de falla en sus propios terminales, una corriente de
cortocircuito que está únicamente limitada por la impedancia de la máquina. Cada una de estas
máquinas rotantes, produce una corriente de cortocircuito la cual decrece con el tiempo
después de la iniciación del cortocircuito. Esto se debe a que estas fuentes exhiben una
reactancia variable al flujo de la corriente de cortocircuito [17].
Generadores: Después de algún tiempo de iniciado un cortocircuito, la corriente en los
terminales cortocircuitados de un generador decrece exponencialmente, desde un valor inicial,
relativamente alto, hasta un valor estacionario. Este valor persiste, a menos que sea
interrumpido por algún medio. Los generadores son accionados por turbinas a gas, motores
diesel o gasolina, turbinas hidráulicas u otros tipos de motores primarios. Cuando se produce
un cortocircuito en un circuito alimentado por un generador, éste continua produciendo tensión
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porque la excitación del campo se mantiene y el motor primario hace girar el generador a una
velocidad, prácticamente igual, a la normal. La tensión generada produce una corriente de
cortocircuito de gran magnitud, que circula desde el generador hacia el punto de falla. La
corriente de cortocircuito está limitada solamente por la impedancia del generador y la del
circuito comprendido entre el generador y la falla. Si la falla se produjera en los terminales del
generador, la corriente quedaría limitada exclusivamente por su impedancia.
La figura 2.6. muestra la variación de corriente con el tiempo y asocia las reactancias
mencionadas con las escalas de tiempo y corriente.
Como la mayoría de los dispositivos de protección, tales como interruptores de circuito o
fusibles, operan antes de alcanzar condiciones estables, rara vez se usa el valor de la reactancia
sincrónica (Xd) para calcular corrientes de cortocircuito, en la aplicación de estos dispositivos.
Motores Sincrónicos: Los motores sincrónicos alimentan un cortocircuito en forma muy
similar a los generadores. La misma designación se usa para expresar las reactancias variables,
aunque los valores son distintos para generadores que para motores. (ver figura 2.7.).
Figura 2.6. Curva de corriente de cortocircuito en los terminales de un generador.
Al ocurrir un cortocircuito, unos ciclos después de producirse el mismo, el motor
sincrónico se transforma en un generador y suministra su corriente de cortocircuito al sistema.
El valor de la corriente depende de la potencia, de la tensión nominal y de la reactancia del
motor sincrónico, y además, de la reactancia del sistema hasta el punto de cortocircuito.
Motores de Inducción: En este tipo de motores se considera solamente el valor de la
reactancia X”d.
La inercia de la carga y del rotor del motor de inducción, tienen exactamente el mismo
efecto sobre un motor de este tipo, que en el caso de un motor sincrónico, es decir, mantienen
en movimiento al motor durante un cierto tiempo después de haberse producido el
cortocircuito.
Contribución de los motores en un sistema de baja tensión a la corriente de
cortocircuito: Cuando un motor pierde bruscamente su fuente de alimentación del lado fuente,
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debido a un cortocircuito se genera una tensión en el estator debido al flujo atrapado en el
rotor, y esta tensión produce una corriente en dirección del motor hacia la falla, que contribuye
a incrementar la corriente de cortocircuito. La corriente inicial que se produce siguiendo al
cortocircuito, esta determinada por la reactancia subtransitoria del motor y es de total
importancia para seleccionar la capacidad de interrupción de los interruptores asociados, ya
que debe ser interrumpida por los equipos de protección que están situados entre el motor y el
punto de cortocircuito.
Figura 2.7. Incremento de la corriente de cortocircuito producida por el sistema debido a motores sincrónicos.
Para industrias alimentadas en baja tensión, y sin motores grandes o muy cercanos a un
interruptor que está operando en condiciones límites, hay una regla práctica para estimar esta
corriente de contribución de los motores al cortocircuito [17].
Esta regla consiste en asumir que el incremento de corriente ocasionado por los motores, es
igual a cuatro (4) veces la demanda en kVA de los motores de la industria.
La justificación para usar esta simplificación está explicada en las Normas ANSI al
respecto y en artículos referentes al tema.
Condensadores Sincrónicos: Los condensadores sincrónicos se comportan, durante un
cortocircuito, en forma análoga a los motores sincrónicos.
Condensadores de Potencia: Cuando es cortocircuitado un condensador de potencia en
sus terminales, o a través de un alimentador, la energía almacenada en su campo electrostático
se disipa en la resistencia del circuito, que incluye la del condensador y la del alimentador.
La corriente proveniente de la descarga de un condensador de potencia, durante un
cortocircuito, tiene un valor pico elevado; sin embargo, la frecuencia de esta corriente es
también alta y la constante de tiempo del circuito baja. En los bancos de condensadores que
encontramos, normalmente en la práctica [17], la corriente de descarga alcanza su valor medio
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en aproximadamente 0,02 segundos o menos. Los disyuntores que, normalmente, se aplican
con estos bancos de condensadores pueden soportar estas corrientes sin mayor inconveniente.
De acuerdo a lo dicho anteriormente, se concluye que la contribución de los condensadores
de potencia a la corriente de falla de un sistema puede, en general, despreciarse.
2.2.5. CÁLCULO DE LAS CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO.
Existen varios métodos para calcular corrientes de cortocircuito los cuales se nombrarán
más adelante, pero todos necesitan de una elaboración previa de un diagrama unifilar con su
correspondiente diagrama de impedancias, explicados brevemente a continuación.
2.2.5.1. DIAGRAMA UNIFILAR.
Resulta de la simplificación de un sistema trifásico equilibrado como un circuito
monofásico, formado por una de las tres líneas y un neutro de retorno. Otra de las
simplificaciones hechas es suprimir el cierre del circuito por el neutro e indicando sus partes
componentes por medio de símbolos normalizados en vez de sus circuitos equivalentes.
La finalidad de un diagrama unifilar es suministrar de manera sencilla y concisa los datos
más significativos e importantes de un sistema. La información que se representa en el
diagrama depende del estudio que se está realizando. Por ejemplo, para estudios de
cortocircuito es fundamental representar los equipos de maniobra y protección tales como
interruptores, relés y fusibles.
2.2.5.2. DIAGRAMA DE IMPEDANCIAS.
Por medio de los circuitos equivalentes para el estudio de cortocircuito de los distintos
componentes del sistema los cuales son los siguientes:
• Generadores y Motores: La representación elemental de una máquina sincrónica es una
fuente de tensión en serie con una impedancia. Los motores de inducción se
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representan igual que las máquinas sincrónicas pero se considera su contribución al
cortocircuito solo en los primeros ciclos.
• Transformadores: Generalmente se representan por su circuito equivalente “T”
ignorando su rama magnetizante.
• Cables: El circuito equivalente a utilizar depende de la longitud del cable. Los cables
cortos se representan como una resistencia en serie con una inductancia.
• Cargas: Se pueden modelar como impedancias de valor constante que consumen
potencia activa y reactiva. En estudios de cortocircuito se representan como circuitos
abiertos.
• Sistemas externos: Se modela por el circuito equivalente de Thévenin donde la tensión
equivalente depende de las tensiones internas de los generadores y la impedancia
equivalente depende del resto de elementos del sistema.
El diagrama de impedancia que se describe en esta sección se denomina diagrama de
secuencia positiva, ya que representan impedancias para las corrientes equilibradas de un
circuito trifásico simétrico. Como se explicará más adelante, también existen diagramas de
impedancias para otras secuencias (negativa y cero).
2.2.5.3. SISTEMA POR UNIDAD.
Para simplificar la elaboración del diagrama de impedancias y los cálculos de corrientes de
cortocircuito, se divide la magnitud del valor real de la variable entre un valor base o de
referencia de la misma (un valor razonable), el cual tiene una unidad igual a la del valor real
resultando un número adimensional.
valor real de la variable Variable en p.u. = valor base de la variable
Otro sistema usado es el valor “por ciento” (%) que es igual a 100 veces el valor por
unidad.
La utilización del sistema por unidad tiene muchas ventajas, entre ellas:
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• Las impedancias de las máquinas rotativas y transformadores son del mismo orden
independiente del tamaño de los mismos.
• Permite detectar fácilmente los errores de cálculo.
• Se reduce el empleo de la 3 en los cálculos trifásicos.
• Se evita la referencia de cantidades de uno a otro lado de los transformadores.
• Se evita el trabajo con cantidades demasiado grandes, disminuyendo los errores en el
caso de usar computadores para los cálculos.
•••• Los fabricantes normalmente especifican las impedancias de los equipos eléctricos en
por unidad o en por ciento.
Una elección arbitraria de dos cantidades (generalmente tensión y potencia) como valores
bases, fijan al mismo tiempo los demás valores base necesarios (corriente, impedancia) para
elaborar el diagrama a partir de las relaciones entre ellas como por ejemplo la ley de Ohm. Las
ecuaciones para la impedancia base y corriente base son las siguientes:
ZV
Sbase
base
base=
2
IS
Vbase
base
base
=⋅
3
Respetando ciertas condiciones al seleccionar los valores base (como tensión base igual a la
tensión línea a línea del sistema), las leyes y relaciones eléctricas más utilizadas tales como la
ley de Ohm, leyes de Kirchhoff, ley de las potencias, etc.; se cumplen igual que en un circuito
monofásico de corriente alterna.
En muchos casos la impedancia en por unidad de un componente de un sistema está
expresado en una base distinta que la seleccionada como base en el estudio (como en el caso
de transformadores, generadores y motores), siendo necesario cambiarla a la nueva base
usando la ecuación:
Zp.u. nueva = Zp.u. vieja . (Vbase viejo / Vbase nuevo)2 . (Sbase nueva / Sbase vieja)
Donde:
Zp.u. vieja = Impedancia de placa del equipo.
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Vbase viejo = Tensión nominal del equipo.
Vbase nuevo = Tensión base del sistema.
Sbase viejo = Potencia nominal del equipo.
Sbase nuevo = Potencia base del sistema.
2.2.6. MÉTODOS PARA EL CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO.
Para el cálculo de corrientes de cortocircuito existen diferentes métodos para hallar el valor
de las mismas en cualquier punto de un sistema de potencia, siendo algunos de estos métodos
los siguientes:
•••• El método de reducción de mallas.
•••• El método de contribución (aplicación del teorema de superposición).
•••• El método de componentes simétricas.
•••• El método de la matriz de impedancia de barra.
•••• El método para sistemas de baja tensión (edificios comerciales e industriales).
Dado que este trabajo está dirigido a sistemas de potencia comerciales e industriales en baja
tensión, solo se explica el método para sistemas de baja tensión (edificios comerciales e
industriales).
2.2.6.1. CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO EN SISTEMAS DE
BAJA TENSIÓN (EDIFICIOS COMERCIALES E INDUSTRIALES) .
Unos de los primeros pasos para efectuar una coordinación de protecciones es el cálculo de
la corriente de cortocircuito en cada uno de los puntos del sistema, así como también
determinar las máximas y mínimas corrientes de falla que fluyen en el sistema, con el objeto
de interrumpirlas lo más rápido posible a fin de evitar daños irreparables en los equipos.
Según el IEEE Std 242-1986 [13], solamente se requiere calcular los valores máximos de
corriente de cortocircuito simétrica para el primer ciclo (½ ciclo), con un tiempo estimado de
16,67 mseg, ya que la componente DC decae rápidamente en los sistemas de baja tensión
debido a que X/R es muy baja. El máximo valor del primer ciclo es el único valor que siempre
se utiliza en sistemas de bajo voltaje y fusibles en general.
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El punto de partida es la preparación de un diagrama unifilar con la identificación y datos
de los elementos del sistema, tales como generadores, motores, cables, transformadores, red de
suministro de energía, equipo de protección y maniobra (interruptores, relés, fusibles), etc.
El próximo paso es determinar, del diagrama unifilar, la localización y tipo de fallas a
estudiar, considerando las condiciones más severas de operación como lo son interconexiones
cerradas, todas las fuentes de cortocircuito, expansión del sistema a futuro, etc. Las fallas a
estudiar son:
• Trifásica (con contacto directo entre los conductores): Es el estudio más común y
básico en sistemas de potencia de edificios comerciales. No es muy frecuente, pero
generalmente establecen los valores máximos de corriente de cortocircuito.
• Línea a línea: Las corrientes son aproximadamente un 87% del valor para la falla
trifásica.
• Línea a tierra: Las corrientes son usualmente iguales o menores a la corriente trifásica
debido a la alta impedancia de retorno por tierra, aunque bajo ciertas condiciones
pueda ser mayor en teoría a la de falla trifásica. Sin embargo, las pruebas en sistemas
reales demuestran que la corriente de falla a tierra es siempre menor a la trifásica.
• Fallas con arco: No hay contacto directo entre los conductores, la corriente circula a
través de un arco eléctrico de alta impedancia y es mucho menor a la corriente de falla
con contacto directo en la misma localización. Estas fallas son muy peligrosas y
difíciles de detectar. La tabla 2.1. muestra los multiplicadores para estimar los valores
de corrientes con arco a partir de las fallas con contacto directo.
Tabla 2.1.Valores mínimos aproximados de corrientes para fallas con arco en por unidad de los valores de falla
con contacto directo entre los conductores. Fuente: Tabla 63 del IEEE 241-1990 [12].
Posteriormente se debe preparar un diagrama de impedancias dependiendo del tipo de falla
a estudiar: si solo se estudiarán las trifásicas, sólo se requiere el diagrama de secuencia
positiva; si se estudiarán las fallas asimétricas, se requiere adicionalmente el diagrama de
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secuencia cero y se asume que las impedancias de secuencia negativa sean iguales a la de
secuencia positiva. Los diagramas deben contener los valores de impedancia (resistencia y
reactancia) convertidos a por unidad, la identificación de cada barra y de cada componente del
sistema.
Para hacer los diagramas de impedancias se requiere determinar la impedancia de cada uno
de los componentes del sistema, para lo cual se recomienda seguir las siguientes
consideraciones y simplificaciones:
• Se desprecian las cargas pasivas (impedancia infinita a referencia).
• Las tensiones de las máquinas rotativas y la fuente de suministro de potencia se asumen
constantes con un valor igual a la tensión nominal del sistema, con esto no se
consideran las corrientes de prefalla, las cuales son despreciables. • Cómo sólo se necesitan los valores de corrientes cortocircuito para el primer ciclo, se
usarán las reactancias subtransitorias de las máquinas rotativas y demás elementos del
sistema.
• Los valores de impedancia de los distintos componentes del sistema se obtienen
preferiblemente de los datos de placa del fabricante, pero si no se tienen se pueden
obtener de tablas que especifican valores aproximados tales como las descritas en el
capítulo III.
• Se desprecian las impedancias de barras colectoras, interruptores y transformadores de
corriente.
• Se desprecia la contribución de motores o grupos de motores de inducción con potencia
menor a 50 HP, debido a su poca contribución a la corriente de cortocircuito total
(véase tabla 12 del IEEE Std 399-1990 en el anexo B).
• Se asume un valor de 1 por unidad para la fuente de alimentación del sistema exterior
(alimentación del sistema que se está estudiando, red pública), suponiendo que las
tensiones y potencias de cortocircuito bases son iguales a las tomadas para el análisis,
de lo contrario esta fuente de alimentación se debe cambiar a las bases del estudio.
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Finalmente, a partir de los diagramas, se hacen los cálculos de corriente de
cortocircuito, bien sea a mano o con la ayuda de un computador digital.
2.3. FALLAS (CLASIFICACIÓN Y TIPOS POR CORTOCIRCUIT OS EN SISTEMAS
DE POTENCIA).
La ocurrencia de fallas en los sistemas de distribución es mucho mayor que en los sistemas
de transmisión y generación debido a la gran cantidad de equipos y circuitos de los sistemas de
distribución, instalados en extensas zonas urbanas o rurales y que por sus características de
construcción, permiten mayor contacto con los usuarios.
Las fallas se podrían clasificar de acuerdo a su naturaleza en dos tipos:
• Temporales.
• Permanentes.
Hay muchas fallas que se originan como fallas temporales, pero si no se despejan
oportunamente se pueden convertir en una falla permanente [1].
Las causas que pueden dar origen a fallas se indican a continuación:
• Vientos y ramas de árboles. 46%
• Descargas atmosféricas. 19%
• Fallas de equipos o conexiones. 11%
• Errores humanos. 24%
• Capas de hielo. 24%
• Nieve. 24%
• Objetos extraños. 24%
• Otras causas. 24%
Se produce un cortocircuito en un sistema de potencia, cuando entran en contacto, entre sí o
con tierra, conductores energizados correspondientes a distintas fases. Normalmente las
corrientes de cortocircuito son muy elevadas, entre 5 y 20 veces el valor máximo de la
corriente de carga en el punto de falla [16]. Los cortocircuitos se pueden clasificar en
simétricos (balanceados) y asimétricos (desbalanceados).
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
31
En las fallas simétricas la corriente de las tres fases del sistema son iguales en el instante
del cortocircuito. Entre ellas se tiene:
- Cortocircuito trifásico.
- Cortocircuito trifásico a tierra.
En las fallas asimétricas la corriente en las tres fases del sistema no son iguales en el
instante del cortocircuito. Entre ellas se pueden citar:
- Cortocircuito bifásico (fase a fase).
- Cortocircuito bifásico a tierra (dos fases a tierra).
- Cortocircuito monofásico (fase a tierra).
El porcentaje relativo de cada tipo de falla varía dependiendo de varios factores tales como
la configuración de los circuitos, condiciones atmosféricas, el método de puesta a tierra, etc.
Para líneas aéreas [19], los manuales de distribución indican las siguientes distribuciones entre
tipos de fallas:
Falla de una línea a tierra 70%
Falla de línea a línea 15%
Falla de dos líneas a tierra 10%
Falla trifásica 5%
Puede observarse que la falla por cortocircuito que tiene la probabilidad de ocurrencia
mayor es la falla de línea a tierra y en último término se encuentra la falla trifásica cuya
ocurrencia se presenta principalmente por causas accidentales.
En los sistemas subterráneos la situación es diferente ya que los cables están bien
protegidos dentro de tubos plásticos, metálicos o de asbesto y además estos tubos están
recubiertos por concreto, por lo cual es difícil causarle daños mecánicos.
Cabe destacar que para el propósito de determinar las características de los equipos de
protección así como la protección misma, normalmente se efectúan estudios de cortocircuito
para fallas de línea a tierra, por ser éstas las más probables de ocurrir, y para fallas trifásicas
porque, a pesar de ser la menos probable de ocurrencia, es la que puede someter a los equipos,
las máquinas y/o dispositivos a los esfuerzos más severos y además, desde el punto de vista
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
32
analítico, resulta más fácil de estudiar y sus resultados son bastantes satisfactorios para
distintas aplicaciones [1].
2.4. COORDINACIÓN DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE
SOBRECORRIENTE.
2.4.1. PROTECCIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN.
Las funciones del sistema de protección en la red de distribución, es al igual que las demás
sub–divisiones del sistema eléctrico, el detectar, localizar y aislar las condiciones de falla,
evitando en lo posible daños al sistema y causando mínimo disturbio a los consumidores.
Como los sistemas de distribución están directamente conectados a los consumidores y en
general, no hay fuentes alternas de alimentación, la continuidad en el servicio se vuelve factor
primordial tanto en el diseño como en la operación del sistema de distribución y su sistema de
protección asociado; por lo tanto el tratamiento que se le da a las fallas en distribución es
diferente al que se da en los sistemas de alta tensión. En estos sistemas, debido a las grandes
cantidades de energía disipada en condición de falla, el objetivo principal es aislar el elemento
de falla y así evitar daños mayores a los equipos e instalaciones. Por el contrario, en
distribución el objetivo primario es mantener el servicio, por lo tanto se trata en lo posible de
eliminar la falla sin interrumpir el circuito permanente [19].
Hay dos características de los sistemas de distribución que se utilizan ventajosamente en el
diseño de las protecciones, a saber:
Las corrientes de cortocircuito generalmente, no son de altos amperajes, por lo tanto el
tiempo de despeje de la falla no es factor limitante del diseño.
Estadísticamente se ha comprobado que la mayoría de las fallas son transitorias, es decir
desaparecen al cabo de unos pocos segundos de haber transcurrido.
Los objetivos de la protección de los sistemas de distribución son tres (3):
• Prevenir o minimizar los daños a los equipos y circuitos.
• Prevenir daños al público.
• Mantener y mejorar la continuidad de servicios al cliente.
Esto se logra mediante:
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
33
• Dispositivos de protección (interruptores y relés).
• Diseño y prácticas de construcción (separación de fases, aislamiento de los
conductores, mantenimiento de las trochas, etc.).
• Planificación (circuitos radiales o mallados, seccionalización manual o automática,
etc.).
Las plantas industriales varían gradualmente en la complejidad de sus sistemas eléctricos.
El más pequeño tiene solamente un pequeño sistema radial con protección por fusibles, y el
más grande tiene una intrincada combinación de barras, líneas e interruptores que requieren
una protección completa incluyendo relés. Mientras la mayoría de las plantas industriales
operan con energía eléctrica comprada a la compañía de servicio, hay algunas que generan
parte de su energía de consumo, operando algunas veces en paralelo con dicha compañía.
Invariablemente, la compañía de servicio requiere protección contra fallas a la entrada a la
planta industrial. En todos los casos, en la etapa de proyecto el proyectista debe consultar con
la compañía acerca del nivel de cortocircuito y el tipo de protección en ese punto que,
normalmente, es el punto de medición.
El objetivo primario de una planta industrial [17]; es producir en forma consistente y
económica. La producción depende de la continuidad de servicio eléctrico, y las interrupciones
de servicio pueden ser evaluadas directamente, en términos de pérdidas de producción.
Usualmente, el costo de la pérdida de producción excede el costo de daño físico del equipo
envuelto en la falla. Por lo tanto, es importante para la operación de la planta, que el sistema
eléctrico sea diseñado apropiadamente, de manera que el equipo de protección pueda ser
aplicado, de tal forma, que pueda aislar fallas rápidamente y con un mínimo de interrupción de
servicio. Además de la pérdida de producción, las fallas del sistema pueden resultar en daño a
personas o a propiedades, directamente, o como un resultado de fuego eléctrico.
Todos estos factores deben ser incluidos en los requerimientos de ingeniería cuando se va a
determinar la protección contra fallas requerida. Las pérdidas asociadas con una interrupción
de servicio varían, ampliamente, en diferentes tipos de instalaciones industriales.
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
34
Por ejemplo, una interrupción de servicio en la operación de una máquina, puede
representar solamente un retardo en la producción; mientras una interrupción similar en una
planta de reducción química, puede causar pérdida de material y producción. Otras industrias
tales como refinerías, plantas de procesamiento, láminas de papel de aluminio, etc., son
afectadas similarmente pero en diferentes grados. Para algunos tipos de cargas, tales como
procesos químicos y otros que envuelven automatización compleja, un “dip” momentáneo
puede ser tan serio como una interrupción completa. Otras pueden tolerar una interrupción
momentánea, pero no una sostenida. Entonces el tipo de operación de la industria tiene una
gran influencia sobre el tipo de protección aplicada al sistema eléctrico.
Algunas plantas industriales, debido a su tamaño o a la naturaleza de sus operaciones, son
capaces de mantener un grupo de ingenieros capaces de diseñar, instalar y mantener un sistema
de protección eficiente; mientras otras hallarán, probablemente, más económico acudir a
ingenieros consultores. Este trabajo es especializado y a menudo muy complejo. “La
protección de un sistema eléctrico es una forma de seguro”, el cual no paga nada mientras
no ocurra una falla, pero cuando ésta ocurre, la protección es una forma de reducir la extensión
y duración de la interrupción, así como los posibles daños a la propiedad y las personas.
Económicamente, el pago de este seguro debe ser comparado contra el costo de reparaciones y
pérdidas de producción.
No es económico ni práctico un sistema a prueba total de fallas. Los sistemas modernos son
diseñados con precauciones razonables para poder aislar fallas, pero debe tolerarse cierto
número de fallas durante la vida del sistema. Aún con el mejor diseño posible, los materiales
tienden a deteriorarse y la posibilidad de fallas aumenta con el tiempo. Cada sistema está
sujeto a cortocircuitos y fallas que deben ser interrumpidas rápidamente, por medio de los
dispositivos de protección adecuados.
2.4.2. CONCEPTOS GENERALES DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE.
•••• Corriente de falla (Sobrecorriente): es la que se produce en la red, cuando existe
alguna condición anormal en alguna parte del sistema [17].
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
35
•••• Protección de Sobrecorriente: El término es muy amplio: cubre todo el conjunto de
equipos, cables, interruptores, etc., utilizados para detectar, localizar y despejar una
falla en un sistema de potencia o los componentes del mismo como: transformadores,
motores, equipos de control, cables, etc. Además de los relés, fusibles, interruptores,
contactores, bobinas de disparo, etc.; incluye también los transformadores de corriente
y de voltaje y los equipos auxiliares necesarios para que opere la protección en forma
satisfactoria.
2.4.3. CUALIDADES DE LA PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE.
Las principales cualidades que debe tener la protección de sobrecorriente son el ser segura,
rápida, sensible y selectiva [17].
• Seguridad: Significa que un equipo debe operar, aún en condiciones extremas, en
forma segura, es decir, sin que ocurran desperfectos que pueda dañar a equipos o
personas.
• Rapidez: Su objetivo es evitar que una falla, que se inicia en una parte del sistema, se
propague a otra y afecte a otros equipos. Debe eliminar las condiciones anormales que
se presentan en el sistema cuando existe una falla, y las cuales afectan a estos equipos.
Un ejemplo de estas condiciones anormales son la caída o un alza de tensión en las
fases, consecuencia de una sobrecorriente anormal debida a un cortocircuito. La
magnitud de los daños causados por muchos problemas, es la función de la corriente de
falla y la duración del cortocircuito, tensiones de arco, etc. Por lo tanto, es necesario
que la protección opere en el tiempo más corto posible para restablecer las condiciones
normales en el sistema.
• Sensibilidad: Se refiere a la corriente mínima necesaria para que opere el equipo de
protección de sobrecorriente. Debe responder a bajas o muy bajas corrientes de falla
ocasionadas, normalmente, por fallas a tierra. Estas corrientes muy bajas se acentúan en
sistemas delta.
• Selectividad: Cuando ocurre una sobrecorriente de falla, habiendo varios equipos, en
serie, que la puedan detectar, la falla debe ser despejada por el interruptor, que esté más
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
36
cercano al punto de falla del lado de la fuente. Si esto no sucede, es decir, si el equipo
de protección actúa indiscriminadamente, se dice que la protección no es selectiva, y en
este caso la interrupción de servicio afecta, sin necesidad, a una parte del sistema que
no debería ser afectada.
En lo anterior, se está hablando de la operación de un solo interruptor debido a que
la mayor parte de las instalaciones industriales son sistemas radiales. Si el sistema es
mallado, en lugar de operar un solo interruptor para despejar la falla, puedan operar
varios; pero siempre la parte del sistema interrumpida debe ser la menor posible, si el
sistema es selectivo. Sin embargo, no siempre es posible tener un sistema totalmente
selectivo.
2.4.4. POSIBLES CAUSAS DE FALLAS EN EQUIPOS.
El análisis y diagnóstico de la aplicación de protecciones en una instalación eléctrica
industrial existente, debe comenzar con un análisis de las fallas que ocurrieron en la
instalación.
La mayor parte de las fallas terminan produciendo un cortocircuito entre fases, cortocircuito
entre fase y tierra o arcos a tierra. Además, en los devanados de máquinas eléctricas y
transformadores, pueden ocurrir fallas entre partes del devanado de una misma fase. Si el
sistema es en estrella con neutro a tierra, el cortocircuito de fase a tierra es el más frecuente
[17]. Esto es debido a todas las partes metálicas de los equipos están conectadas a tierra, y
existe un área grande de exposición entre las partes activas y tierra. Las fallas en un sistema de
distribución industrial son, en su mayoría, fallas de aislamiento y pueden originarse por
diferentes causas:
• Deterioro gradual del aislamiento con el tiempo de uso del equipo.
• Aislamiento defectuoso en condiciones iniciales.
• Temperatura de operación por encima de la permitida, para un aislante determinado.
• Equipo sometido a sobretensiones instantáneas o continuas.
• Daños mecánicos.
• Mala calidad de equipos.
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
37
• Uso de equipos en ambientes inapropiados.
• Defectos de alambrado.
• Defectos de diseño.
• Prácticas o especificaciones de construcción erradas.
• Condiciones anormales de operación.
• Mantenimiento insatisfactorio.
• Falta de mantenimiento.
2.4.5. DESPEJE DE FALLAS.
La protección de sobrecorriente es la más simple y práctica para despejar cortocircuitos en
sistemas de distribución radiales, y casi la única utilizada en redes de baja o mediana tensión.
Una vez que se ha producido una sobrecorriente originada por una falla, en alguna parte del
sistema, el equipo de protección de la parte afectada detecta la sobrecorriente y actúa sobre el
mecanismo de disparo, si es un interruptor, dejando sin tensión el tramo donde está la falla.
Normalmente, debe operar el elemento de protección más cercano a la falla, del lado de la
fuente de alimentación.
Aunque, en cierto sentido, la protección de cortocircuitos proporciona cierta protección a
los equipos contra sobrecargas, y aunque a veces el equipo de protección tiene doble finalidad,
no deben confundirse la protección de sobrecarga y la protección de cortocircuito.
2.4.6. PROTECCIÓN DE FALLAS A TIERRA.
Las fallas a tierra son las más frecuentes en sistemas de baja tensión con neutro sólidamente
puesto a tierra [17]; debido que todas las partes metálicas de los equipos tienen que estar
obligatoriamente puestas a tierra. Por lo tanto, hay una área grande de exposición entre las
partes con tensión de los equipos y las armaduras. Como todas las fallas de aislamiento, estas
fallas pueden ser mas o menos francas y la corriente de falla puede variar. Dicha corriente
puede variar entre valores muy pequeños que podrían ser catalogados como corrientes de fuga;
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
38
valores un poco más grandes como arcos a tierra, donde interviene la resistencia del arco; o
valores iguales a la máxima corriente de cortocircuito calculada.
Entre este tipo de fallas, las que se consideran más peligrosas son los arcos a tierra, debido
a su posible efecto destructivo. En este caso, la temperatura del arco puede ser muy alta y
puede, incluso, ser la causa de incendio en una industria.
Los arcos en los sistemas de baja tensión [17]; ocasionaron problemas que llamaron la
atención en U.S.A., cuando se reemplazó el sistema de 208 voltios en estrella con neutro a
tierra, ó 240 V en delta con un punto a tierra; por el de 480 voltios en estrella con neutro a
tierra, por lo cual el C.E.N. incorporó el artículo 230–95 [5]. Este artículo exige que se ponga
protección de falla a tierra en las acometidas de sistemas en estrella, sólidamente puestos a
tierra, de más de 150 V a tierra y no más de 600 V entre fases y cuando el medio de
desconexión sea de una capacidad de 1000 A o más.
Según el C.E.N., el máximo ajuste de esta protección será de 1200 A y el máximo tiempo
de operación de 1 segundo, para una corriente de falla a tierra de 3000 A o más. Se exceptúan
del cumplimiento de este artículo, los procesos industriales continuos y las bombas de
incendio.
La protección de fallas a tierra, según el C.E.N. [5]; es de cumplimiento obligatorio en la
mayor parte de las instalaciones industriales que operan en 480 en estrella con neutro
sólidamente puesto a tierra/227 voltios.
La necesidad de tener este tipo de protección se hizo patente debido a que, cuando se
comenzó a utilizar masivamente el sistema de 480 en estrella con neutro sólidamente puesto a
tierra/227 voltios, se empezaron a reportar fallas severas de equipos dañados por arcos a tierra,
en estas instalaciones.
2.4.7. DESCRIPCIÓN DE ALGUNOS EQUIPOS PARA PROTECCIÓN DE
SOBRECORRIENTE EN SISTEMAS DE BAJA TENSIÓN.
Algunos de los dispositivos de protección más comúnmente usados en los sistemas
eléctricos de baja tensión son los interruptores termomagnéticos, conjuntos relés-interruptores
de potencia, relés de estado sólido para la protección de fallas a tierra y protecciones térmicas.
A continuación se realiza una explicación de estos:
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
39
• Interruptores Termomagnéticos (Breakers, Interruptores de Caja Moldeada):
Interruptores (Definición IEEE): Un interruptor es un dispositivo diseñado para la apertura
y cierre de un circuito de manera no automática, y para abrir el circuito automáticamente en
una determinada sobrecarga o corriente sin daño a si mismo cuando se aplica apropiadamente
según sus características nominales.
Estos interruptores son muy utilizados para la protección de sobrecorriente en sistemas
eléctricos industriales y en edificios. En el anexo C se pueden observar varios modelos de
interruptores de este tipo. La figura 2.8. ilustra algunos tipos de interruptores de caja
moldeada.
Otro concepto de interruptores es que son dispositivos capaces de conectar y desconectar
corrientes de carga y de cortocircuito, [1]. El consiste esencialmente de unos contactos que se
pueden cerrar (para conectar la corriente) o abrir (para desconectar la corriente). En baja
tensión (≤ 600 V) el dieléctrico es aire y los sensores (relés o bobinas) vienen en la misma caja
que el interruptor.
Figura 2.8. Interruptores de Caja Moldeada. Fuente: GE Industrial Systems.
Estos interruptores, como su nombre lo indica, poseen dos acciones de disparo, una térmica
y otra magnética. La acción de disparo térmica (protección contra sobrecargas), se obtiene a
base del empleo de un dispositivo bimetálico que se calienta al circular por él la corriente. La
curva de operación de la acción térmica se conoce como “curva de corriente de tiempo
inverso” ya que el dispositivo bimetálico actúa más rápidamente mientras mayor sea la
corriente de sobrecarga. La acción de disparo magnética (protección contra cortocircuitos), se
obtiene al conectar un electroimán en serie con el dispositivo bimetálico. Cuando ocurre un
cortocircuito, la corriente activa al electroimán, abriendo los contactos del interruptor
instantáneamente (menos de un ciclo).
• Principios de Operación de Interruptores en Instalaciones Industriales:
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
40
- Interruptores de Circuito: Por definición, un “interruptor de circuito” es un dispositivo
para interrumpir un circuito, entre contactos separables, bajo condiciones normales o
anormales. Ordinariamente, los interruptores de circuito operan infrecuentemente.
Las condiciones normal y anormal se definen así:
Normal: Indica la interrupción de corriente, no por encima de la corriente nominal del
interruptor.
Anormal: Indica la interrupción de la corriente, por encima de la corriente nominal de
carga, tal como la de cortocircuitos.
El valor nominal de la capacidad de interrupción del interruptor deberá, por lo tanto, ser
igual o mayor que el nivel de cortocircuito en el punto de aplicación del mismo.
Los interruptores de circuito son usados, comúnmente, en vez de fusibles, en sistemas de
potencia industrial, con la función de seccionar y proteger los circuitos. También se pueden
usar como arrancadores de motores en ciertas operaciones, [17].
Los interruptores de protección deben actuar para abrir un circuito en condiciones de
cortocircuito, con grandes sobrecorrientes. Estas los someten a esfuerzos térmicos y
magnéticos muy altos, por lo cual, deben ser muy seguros en su operación, sin dañarse y dejar
sin protección un sistema. Es decir, deben estar diseñados para soportar, sin dañarse, los
esfuerzos térmicos y magnéticos debido a un cortocircuito, de valor cercano a la capacidad de
interrupción del dispositivo de protección.
- Función de Interrupción: La función de interrupción la puede realizar el interruptor de
varias maneras:
1. Por acción térmica.
2. Por acción magnética.
3. Por alguna combinación termomagnética.
La señal para operar el interruptor puede estar incorporada al propio interruptor, o provenir
de un equipo exterior como un dispositivo electrónico, relés electromecánicos, relés de imagen
térmica, relés de estado sólido, los cuales responden a la sobrecorriente.
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
41
Cuando se usan relés apropiados, son capaces de abrir automáticamente cualquier corriente
que esté por encima del “ajuste de disparo mínimo” (pick–up setting) del relé, y por debajo de
su capacidad de interrupción. Todo este se combina en una unidad, a fin de que también sirva
como dispositivo de interrupción del circuito, bajo condiciones normales y anormales.
- Características Específicas: Los interruptores de circuito deben tener ciertas
características específicas para cada operación:
1 Velocidad de Respuesta: Donde existen altos niveles de corriente de cortocircuito
interesa esta característica, ya que una falla debe aislarse en el menor tiempo posible, en
beneficio de la continuidad del servicio y de la integridad de los equipos que la
soportan.
2 Sensibilidad: Esta característica se toma en cuenta donde la corriente de cortocircuito
es pequeña, como sucede a veces con los arcos a tierra, para que se pueda detectar una
corriente mínima de operación. Para protección de sobrecarga, generalmente, no es tan
importante la velocidad debido a que la temperatura de un equipo no cambia en forma
instantánea con sobrecorrientes de pequeña magnitud. Además, en este caso, interesa
que la protección opere con cierto retardo, para que no se interrumpa el servicio con
sobrecorrientes de corta duración, que no dañan el equipo.
- Conceptos Básicos: Los siguientes son conceptos básicos que se necesitan conocer para la
aplicación de interruptores:
1 Cubierta de los Interruptores: Las cubiertas de los interruptores son para proteger el
mecanismo, contactos, etc. Del interruptor, contra los daños producidos por un medio
ambiente agresivo. Deben proporcionar protección a las personas contra contactos
accidentales con partes vivas, y evitar que en el equipo se introduzcan objetos extraños
como polvo, agua, gases, etc. Así, se tienen interruptores para usar en interiores, en
lugares limpios; otros a prueba de polvo y humedad, para usar en el exterior. Los hay
para usar cerca del mar, en ambientes contaminados con algún tipo de sustancias, en
ambientes donde hay diversos tipos de gases inflamables, etc. El C.E.N. específica
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
42
cuales son los tipos de cubiertas necesarias en cada caso. Los equipos que se van a usar
en atmósferas, con posibilidad de gases inflamables, son un caso especial. Es
importante que los interruptores no operen en condiciones de medio ambiente para las
que no están diseñados, ya que pueden perder completamente su efectividad o poner en
peligro grave una instalación; por ejemplo, si un interruptor produce una chispa en un
lugar donde existen gases inflamables que pudieran penetrar en la cavidad del
interruptor, puede producirse un incendio o una fuerte explosión. La selección de las
cubiertas para ambientes especiales se rige por el Capítulo V del C.E.N., [6].
2 Capacidad de Corriente Nominal de un Interruptor: La capacidad de corriente que
puede soportar los contactos principales de un interruptor, sin recalentarse y sin que se
produzca su apertura, por un período de tiempo de 3 o más horas sin que su capacidad
sea excedida por la corriente de carga, define la capacidad nominal de un interruptor, y
se expresa en amperios. Esta capacidad no debe ser excedida por la corriente de carga.
Es importante recordar que, para los interruptores de caja moldeada, el C.E.N.,
específica que su carga continua no debe ser mayor del 80 % de su capacidad nominal,
a menos que la placa indique que el interruptor puede ser cargado a 100 % de su
capacidad nominal. Para estos efectos, se entiende por carga continua cualquier carga
estable que tenga una duración de más de 3 horas.
3 Tensión Nominal: Cada interruptor está diseñado para una tensión nominal de
operación que no puede ser excedida, en el circuito en el que va a ser usado. Esta
tensión debe estar indicada en el equipo.
4 Capacidad de Interrupción: Es la máxima corriente de cortocircuito que puede
despejar seguramente un interruptor, a la tensión nominal, expresada en amperios r.m.s.
Las capacidades de interrupción de los interruptores de baja tensión deben estar
expresadas en el interruptor, excepto cuando ésta es de 5000 amperios, según el C.E.N.
Art. 240–83, [7]. Estas capacidades se expresan en valores de corriente simétrica r.m.s.
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
43
5 Mecanismos de Operación: Una vez que el interruptor recibe la señal de apertura,
debe abrir los contactos lo más rápidamente posible, a fin de no introducir retardos
indeseados en la operación. Una forma común de hacerlo, es por medio de un resorte
cargado con energía almacenada. Los resortes se cargan al cerrar el interruptor ya sea
manual o eléctricamente.
6 Curvas Características: La figura 2.9. muestra las características tiempo–corriente de
un interruptor termomagnético y la figura 2.10. muestra las curvas tiempo–corriente de
un interruptor de baja tensión con control de estado sólido.
En los Interruptores de Caja Moldeada el sensor de corriente no es un accesorio sino que
forma parte integral del interruptor, [1].
Los Interruptores de Baja Tensión (≤ 600 V ó menos) pueden proteger circuitos
alimentadores, circuitos secundarios y circuitos ramales; a su vez pueden dividirse en
Interruptores de Potencia también llamados Interruptores en Aire Grandes A.C.B. (Power Air
Circuit Breaker) algunas veces se les llama Interruptores Magnéticos e Interruptores de Caja
Moldeada.
Los Interruptores de Caja Moldeada son más compactos que los A.C.B. y no tienen las
mismas facilidades de mantenimiento; pero los modernos tienen una serie de accesorios que
les permiten efectuar casi todas las funciones de los A.C.B. Existen en el mercado de
capacidades nominales entre 20 A y 4.000 A y capacidad de interrupción hasta 100.000 A, y
hasta 200.000 A con fusibles limitadores incorporados. Pueden usarse en tensiones hasta las
indicadas en la placa o más bajas, y en corriente directa los que están marcados para este uso.
Están sujetos a las Normas del C.E.N. y
Figura 2.9. Características tiempo–corriente de un Interruptor Termomagnético.
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
44
Figura 2.10. Curvas tiempo–corriente de un Interruptor de Baja Tensión con control de estado sólido.
UL (UnderWriters Laboratories, Inc.), respecto a no poder tener una carga de más de tres horas
de duración superior a 80 % de su capacidad nominal, a menos que tengan una indicación
expresa en la placa, de que son para uso con carga continua de 100 %.
La característica básica general de estos interruptores es la siguiente:
• Permanecen cerrados a cualquier corriente dentro de su régimen momentáneo, y abren
a cualquier corriente dentro de su rango de interrupción.
• Se aplican, normalmente, con dispositivos de disparo directo, y abren automáticamente
cualquier corriente por encima del “ajuste” de los mismos, y dentro de su capacidad de
interrupción.
Los dispositivos de disparo directo se montan directamente en el interruptor de circuito al
cual están asociados, y disparan por acción directa mecánica en respuesta a la magnitud de
corriente del circuito. Los sistemas de bajo voltaje, son casi siempre actuados por la corriente
del circuito.
Los dispositivos de disparo directo en los interruptores de bajo voltaje, [17]; pueden ser
instantáneos o tener una combinación de disparo instantáneo y tiempo de retardo. Las bobinas
del dispositivo de disparo son fabricadas en una amplia gama de valores nominales de
corriente. El valor nominal de corriente de un interruptor de circuito está determinado por el
valor nominal de su bobina de disparo, más que por su máxima capacidad de corriente
continua. Sin embargo, la capacidad de interrupción del Interruptor es la que debe
considerarse.
Aunque las bobinas de disparo directo son mucho menos precisas que los “relés”, son
suficientemente buenas para la mayoría de las aplicaciones de sistemas de potencia de bajo
voltaje, e incluso, para pequeños sistemas de medio voltaje, donde se les usa ocasionalmente.
La justificación de su uso es estrictamente económica.
•••• Interruptores de Caja Moldeada (Molded Case Circuit Breakers): Estos son más
pequeños en dimensión, [17]; construídos menos fuertes y no tienen las ventajas
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
45
eléctricas de los anteriores. Se distinguen de aquellos debido al hecho de que vienen
montados en una caja plástica moldeada de material aislante. Tienen elementos de
disparo que a veces son ajustables. El elemento de disparo en este caso es
termomagnético. Esto significa que es térmico en la región de disparo de tiempo largo
y magnético para operación instantánea. Este tipo de interruptor presenta curvas
características de operación de acuerdo a la figura 2.11. En ella se muestra la curva
tiempo–corriente de un Interruptor de Caja Moldeada típico de 225 A, con un elemento
de disparo magnético ajustable colocado a 10 veces (1000 %) de la corriente de plena
carga. Los valores máximos y mínimos son los límites de tolerancia del fabricante. En
esta curva se visualizan las condiciones de disparo del interruptor, bajo varias
condiciones de carga:
• Por debajo del 100 % de carga, el interruptor no abrirá.
• Entre 100 % y 1000 % de plena carga, se introduce el retardo de tiempo mediante el
dispositivo de disparo térmico. Por ejemplo, a 500 % de plena carga, el interruptor no
abrirá, a menos que la carga persista hasta más de 9 seg.
• Sobre 1000 % de plena carga, el disparo es virtualmente instantáneo.
•••• Características:
Estos interruptores además, presentan las siguientes características:
1. Presentan una amplia gama de elementos de disparo, con su respectiva
característica tiempo–corriente, lo que amplía su campo de aplicación.
2. Se dividen en grupos por el tamaño de la cubierta o armadura (frame size).
3. Un tamaño dado de la armadura acepta una gama de valores nominales de
interruptores, que tienen el mismo tamaño de caja moldeada y la misma capacidad
de interrupción.
4. El valor de corriente contínua de cualquier interruptor de circuito se determina por
el valor nominal de su elemento de disparo, y no por el valor de la corriente
nominal de la armadura.
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
46
Figura 2.11. Curva característica tiempo – corriente de un Interruptor de Caja Moldeada típico de 225 A, con un
elemento de disparo magnético ajustable colocado a 10 veces (1000 %) de la corriente de plena carga.
5. Entonces para una determinada armadura existen varias bobinas intercambiables
físicamente, salvo en algunos interruptores NI (no intercambiables), que persiguen,
generalmente, el evitar que el circuito tenga una protección sobredimensionada. El
tamaño de la armadura se designa por referencia al valor nominal de corriente más
grande de ese grupo; por ejemplo armadura de 100 A; 225 A; 400 A, etc.
Generalmente, los fabricantes añaden grupos de letras de identificación para
establecer tamaños dados de armadura con valores nominales dados de corriente,
voltaje y capacidad de interrupción.
6. Las capacidades de interrupción varían, con el tamaño de la armadura y el voltaje
nominal. Pueden tener hasta 200.000 A con fusibles limitadores incorporados, y
100.000 A por sí mismos.
7. Los Interruptores de Caja Moldeada pueden ser fabricados para operación
termomagnética o completamente magnética, siendo más común la primera.
8. En los últimos años se está fabricando Interruptores Automáticos Limitadores de
Corriente. Estos interruptores tienen capacidades de interrupción muy elevadas sin
el uso de fusibles limitadores, e interrumpen las corrientes de cortocircuito,
limitándolas a un valor inferior al pico de corriente de cortocircuito, en forma
similar que los fusibles limitadores de corriente.
9. Algunos, en el rango hasta 100 A, tienen mecanismos de disparo no
intercambiable, con características de operación fijas. Otros, en los tamaños más
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
47
grandes, se obtienen con elementos de disparo magnético ajustable, para
seleccionar la “corriente de arranque".
10. Los valores estándar son 15, 20, 30, 35, 50, 70, 90, 100, 125, 150, 175, 200, 225,
250, 275, 300, 350, 450, 500, 600, 800, 1000, 1200, 1400, 1600, 1800, 2000, 2500
y 3000 amperios, de valor de capacidad nominal.
11. Para aplicación en circuitos ramales de motores estos interruptores no poseen el
elemento de disparo con retardo de tiempo. Tales interruptores, solamente, tienen
el elemento instantáneo para proveer protección de contra cortocircuito, cuando se
usan en combinación con relés de sobrecarga en arrancadores, [17]. 1 12. Los Interruptores de Caja Moldeada pueden ser usados en forma estacionaria o ser
del tipo extraíble, y pueden formar partes de tableros o unidades individuales.
13. Por último pueden abrir repetidamente corrientes anormales, sin destruir su
elemento interruptivo o alterar la precisión, siempre y cuando sean objeto del
mantenimiento adecuado.
También en los últimos años se empezó a fabricar un tipo de Interruptor de Caja Moldeada
de diseño avanzado (Insulated Case Circuit Breaker), el cual es un híbrido entre los dos tipos
de interruptores, por tener características de ambos.
• Valores Nominales:
Presentan una amplia gama de voltajes y corrientes nominales y los items que deben ser
incluidos en una especificación son:
1. Voltaje nominal.
2. Máximo voltaje de diseño.
3. Máximo voltaje nominal.
4. Frecuencia nominal.
5. Corriente continua nominal.
6. Capacidad de interrupción
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
48
7. Número de polos.
Las tablas 2.2. y 2.3. sirven de referencia para las características de Interruptores de este
tipo.
• Aplicación:
Debido a su pequeño tamaño y costo, estos interruptores son aplicables en protección de
circuitos ramales, principalmente, aunque hoy en día figuran incluso como interruptores
principales en instalaciones relativamente grandes. Ver figura 2.12.
• Interruptores de Potencia con Unidades de Disparo (Relés) de Estado Sólido:
Este conjunto se usa cuando los niveles de corriente no permiten el uso de dispositivos de
acción directa. El conjunto requiere elementos de muestreo (transformadores de corriente) y
elementos de control para el disparo del interruptor. Generalmente se emplean en los
interruptores principales de las subestaciones o en interruptores para alimentadores de
importancia. Los relés de estado sólido presentan bastante exactitud en los umbrales de disparo
y tienen curvas de operación ajustables según la necesidad. Generalmente estas unidades de
disparo incluyen las siguientes funciones:
- Disparo instantáneo: el interruptor opera inmediatamente al ocurrir la falla. Se utiliza
para zonas del circuito donde los cortocircuitos deben despejarse en forma rápida para
evitar daños.
- Curva de retardo largo (L.T.D.): se utiliza para limitar las sobrecargas en el orden de
segundos a minutos.
- Curva de retardo corto (S.T.D.): se provoca un retardo intencional de pocos ciclos de
corriente con la finalidad de lograr coordinación con protecciones aguas abajo.
- Falla a tierra: se fija el umbral de corriente y el tiempo de retardo para la operación del
interruptor en caso de cortocircuitos monofásicos. Para sensar las corrientes de falla a
1 Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
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tierra generalmente se colocan los transformadores de corriente en conexión residual que
detectan el flujo de corriente por tierra (el relé sensa la suma fasorial de las corrientes de
fases más la del neutro por medio de la conexión en estrella de los transformadores de
corriente. En condiciones normales la suma fasorial es cero). Esta función debe tener un
ajuste en corriente y tiempo coordinado con protecciones falla a tierra aguas abajo.
Los tiempos de operación, de estos interruptores de potencia en bajo voltaje son
esencialmente instantáneos una vez iniciada su operación, [17]. Por lo tanto, para la selección
de estos dispositivos solo es necesario realizar un cálculo de corriente de cortocircuito, la que
existe ½ ciclo después de producirse la falla, ya que la máxima corriente momentánea que
debe soportar el interruptor y la que debe ser capaz de interrumpir, son en este caso
prácticamente iguales.
Según las Normas NEMA y ANSI, [17]; esos interruptores deben ser capaces de
interrumpir una corriente simétrica, menor o igual a la de su régimen de interrupción, siempre
y cuando, el grado de asimetría de la corriente de falla, sea menor o igual al correspondiente a
una relación X/R del circuito igual a 6,6.
La corriente asimétrica promedio que pueden soportar los interruptores de potencia de bajo
voltaje, con especificación simétrica, es la correspondiente a un factor de asimetría promedio
Fp =1,17 (X/R =6,6). Este factor es, en general, adecuado para la mayoría de las aplicaciones
de estos dispositivos. Existen, sin embargo, algunos casos específicos que pueden requerir
consideraciones adicionales:
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
50
• Generación local a la tensión del interruptor, en unidades de generación mayores de 500
kVA.
• Transformadores del tipo seco en unidades de 1000 kVA o mayores.
• Transformadores sumergidos en aceite, con impedancias mayores a las especificadas por
ANSI.
• Reactores limitadores de corriente a la tensión del interruptor, en circuitos alimentadores.
• Barras limitadoras de corriente a la tensión del interruptor, en circuitos alimentadores.
En estos casos especiales, o siempre que se tenga duda, lo ideal es calcular la verdadera
relación X/R del circuito en el punto de falla y aplicar el factor de asimetría promedio, dados
en los gráficos correspondientes. Una vez obtenido el factor de asimetría promedio, se
multiplica éste por la corriente simétrica momentánea de cortocircuito (½ ciclo), para obtener
la corriente asimétrica promedio del interruptor (1,17 veces su capacidad de interrupción de
corriente simétrica).
Por lo tanto, debe tenerse presente que, aunque los interruptores de aire de bajo voltaje
vengan especificados en términos del valor r.m.s. promedio de corriente asimétrica, cualquiera
de los polos del interruptor debe ser capaz de interrumpir una corriente completamente
asimétrica. Por ejemplo, [17]; para X/R =6,6 el valor r.m.s. promedio de corriente asimétrica,
es de 1,17 veces la corriente simétrica; sin embargo, cada uno de los polos del interruptor debe
ser capaz de interrumpir una corriente cuyo valor r.m.s. es de 1,33 veces el de la corriente
simétrica.
Lo mismo sucede con los interruptores de caja moldeada teniendo solo una diferencia en
cuanto a la capacidad de interrupción asimétrica depende de cada interruptor en particular, de
acuerdo con ciertos límites fijados.
• Relés de Estado Sólido para la Protección de Fallas a Tierra:
La necesidad de la protección de instalaciones eléctricas, contra los efectos dañinos de las
corrientes de falla a tierra, fue reconocido por la Sección 230-95 del C.E.N., [5]; del año 1971,
la cual establece que debe suministrarse una protección de falla a tierra para aquellos servicios
de más de 150 voltios de fase a tierra, que no excedan de 600 voltios, en dispositivos de
desconexión de 1000 A o más, tal como se exponía anteriormente.
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
51
Bajo condiciones normales, toda la corriente de desbalance suplida por el transformador al
sistema, retornará a la fuente a través del conductor de neutro. La corriente que retorne por otra
trayectoria, a través de la tierra o del conductor de puesta a tierra, indicará una fuga de
corriente (falla), fase a tierra, en alguna parte del sistema; tal falla puede ser causada por el
deterioro del aislamiento, humedad, sucio, contaminación, daños en el equipo o un error
humano. Mientras la corriente de falla sea lo bastante pequeña para impedir que los
dispositivos contra sobrecorriente la vean, el arco en el punto de falla puede generar altas
temperaturas, resultando en serios daños en el equipo, en tiempos muy cortos.
Los equipos de protección contra fallas a tierra están diseñados para detectar esas corrientes
de fallas a tierra, [17]; y disparar en medio de protección apropiado antes de que puedan
ocurrir serios daños. Esta protección consta de tres (3) componentes básicos: transformador
sensor, un relé de estado sólido y un interruptor o dispositivo similar, que será disparado por el
relé de estado sólido.
Figura 2.12. Aplicación de Interruptores de Caja Moldeada.
• Transformador Sensor: Este transformador encierra todos los conductores de los
circuitos, incluyendo el neutro o el que une el conductor de neutro con el de puesta a
tierra. Cada caso es diseñado para trabajar, solo con el relé apropiado. El transformador
sensor es descrito a veces como monitor de corriente. El transformador sensor de
secuencia cero está diseñado para permitir que todos los conductores del circuito
(incluyendo el neutro, cuando es usado) pasen a través de un hueco o ventana. La ventana
puede ser circular o rectangular. Los transformadores tipo toroide tienen diámetros que
van desde 1 a 10 pulg., dependiendo del tamaño y número de conductores. Los del tipo
rectangular tienen ventanas diseñadas para un mayor número de cables o son ensambladas
directamente en la barra.
Estos transformadores de corriente, generalmente, son moldeados o encapsulados para
protegerlos contra daños físicos; también los hay de núcleos partidos para desarmarlos en
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
52
dos partes, colocarlos sobre los conductores y reensamblarlos; esto permite no desconectar
los conductores para hacer la instalación.
El transformador sensor no detecta las corrientes de desbalance ni las corrientes de
falla entre fases, ya que el flujo magnético en estos casos es cero. Pero si una corriente de
falla toma el camino de tierra, aparece un magnetismo residual en la ventana y el
transformador la detecta. Ver figura 2.13.
Figura 2.13. Transformador sensor para protección de fallas a tierra.
• Relés de Estado Sólido: Los relés de falla a tierra detectan la salida del transformador
sensor, cuando ocurre una falla a tierra e instantáneamente o después de un tiempo,
cierran un circuito para disparar el interruptor o dispositivo de protección. Algunos de
estos relés son alimentados directamente de la salida del transformador sensor; otros
requieren de una fuente de control. Los relés pueden ser diseñados para montaje
superficial, embutido o montados en un panel. Pueden incorporar indicación de disparo,
prueba, ajuste del “pick - up” (arranque) y ajuste de tiempo.
Existe otro tipo de protección contra fallas a tierra diferente a las anteriores. Con la
aparición de los dispositivos de estado sólido para los interruptores de aire y para los de
caja moldeada de mayor capacidad, es sencillo adicionar protección de fallas a tierra a
estos elementos. Los dispositivos de disparo de estado sólido requieren de un
transformador de corriente, en cada fase, para monitoriar las corrientes y de esta forma
originar el disparo del interruptor. Adicionando un transformador del mismo tipo al neutro
del sistema (si lo hay), y conectando la salida de los cuatro (4) transformadores de
corriente, de tal forma que la corriente residual sea cero bajo condiciones normales, es
posible detectar una corriente de falla. Partiendo de las condiciones normales, tan pronto
como aparezca una corriente con una trayectoria diferente (falla a tierra), la corriente
residual ya no es cero, el dispositivo de disparo estático arrancará al sensar esta corriente y
originará un disparo por falla a tierra.
Este sistema de disparo, por estar formado por interruptores de aire y/o de caja
moldeada, deben ser coordinados con un retardo de tiempo. La protección por zonas no
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
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está disponible con este sistema, siendo compatibles con la protección de fallas a tierra de
secuencia cero.
La mayoría de los relés de falla a tierra son completamente de estado sólido (excepto
los contactos externos). El desarrollo de los relés de estado sólido hace improbable la
variación de la sensibilidad y precisión en la detección de falla a tierra, comparadas con la
que utiliza disco.
Esquemas de detección de la corriente de tierra: A continuación se indican dos
esquemas para detectar fallas a tierra.
1. Uso de un transformador de corriente tipo toroide: Como ya se dijo el equipo
clásico para detectar fallas a tierra con corrientes bajas, es un transformador de
corriente de forma de toroide o ventana, por el cual pasan los tres conductores de fase
y el neutro del sistema, si existe, combinado con un relé de sobrecorriente ajustable
para dar sensibilidad deseada. El transformador de corriente conectado de esta forma
no es sensible a la corriente de carga, ya que las suma de las corrientes en las tres (3)
fases y el neutro es cero; pero es sensible a cualquier sobrecorriente entre la fase y
tierra, y esta sobrecorriente hace actuar el relé de protección que envía la señal al
interruptor del circuito, cuando se excedan los valores de ajuste de corriente y tiempos
seleccionados. Ver figura 2.14.
2. Protección de falla a tierra incorporada al interruptor: La protección de falla a
tierra puede estar incorporada al interruptor como se dijo anteriormente, en su parte
interna, sin que sea necesario hacer las conexiones externas de transformadores de
corriente y relés.
• Protección Térmica:
En los motores pequeños no se justifica económicamente detectar el recalentamiento
mediante resistencias y relés. Se recurre entonces al uso de relés térmicos o protectores
térmicos integrales, que no son más que elementos bimétalicos colocados en la ranura del
estator y miden el recalentamiento del motor, bien sea por sobrecorriente como por avería de la
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
54
ventilación [1]. Cuando hay un recalentamiento peligroso, el protector abre unos contactos
para desconectar el motor, bien sea directamente (motores muy pequeños) o a través de un
contactor. El relé térmico se utiliza para proteger motores medianos y pequeños provistos de
un arrancador, debido a que mide directamente la corriente, solo protege contra sobrecorrientes
y no suministra ninguna protección en caso de avería en la ventilación del motor y consiste de
un bimetálico que al ser calentado por la corriente del motor se dobla y libera un resorte que
abre el circuito de alimentación del contactor del motor. (Ver figura 2.15.).
Figura 2.14. Esquema de Protección de Falla a Tierra con un Transformador Tipo Toroide.
Es de hacer notar que los dispositivos de corriente como fusibles o interruptores
electromagnéticos no tienen la suficiente sensibilidad para detectar sobrecarga pequeñas (entre
115 % y 125 %) en motores, de ahí la necesidad de utilizar los relés térmicos o los protectores
integrales.
Figura 2.15. Circuito de Potencia y Control de un motor.
2.4.8. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES.
Es la operación selectiva de los diferentes dispositivos de protección, de manera que éstos
actúen en secuencia, permitan la localización de las condiciones de falla y se saque de servicio
solamente la parte afectada.
La coordinación se realiza más fácilmente si las características tiempo - corriente de los
diferentes dispositivos son dibujadas en papel log-log (logarítmico). Las gráficas en papel se
deben hacer a un solo nivel de tensión y se muestra, en un par de ejes (corriente y tiempo), el
período de tiempo que tarda en operar cada dispositivo cuando la corriente es igual al valor
seleccionado. El tiempo igual a cero se considera como el momento en que ocurre la falla.
Estas representaciones de las características de los interruptores termomagnéticos,
interruptores de potencia, relés de estado sólido y otros dispositivos, ayudan en la elección del
equipo correcto y la selectividad deseada.
Los pasos generales que se deben seguir para un estudio de coordinación de protecciones,
son los siguientes:
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
55
1. Recopilar la información necesaria sobre el sistema eléctrico a proteger, indicando las
características de los elementos del sistema en el diagrama unifilar.
2. Determinar los valores máximos de carga, de acuerdo a la capacidad nominal del
circuito protegido.
3. Calcular las corrientes de cortocircuito máximas y mínimas en los puntos del sistema que
sean importantes para la coordinación.
4. Recopilar y seleccionar información técnica sobre los equipos de protección existentes o
que se instalarán en el sistema eléctrico, entre ellas las curvas características de tiempo-
corriente de cada dispositivo de protección. Esta información generalmente la suministra el
fabricante.
5. Ubicar y seleccionar las características y rango de ajustes de los equipos de protección
para que cumplan con las exigencias básicas del circuito a proteger y las normas existentes
para tal fin.
6. El proceso de coordinación debe realizarse desde la carga hacia la fuente, en los sistemas
radiales.
7. Realizar la coordinación, es decir, escoger las características de operación y ajuste de los
dispositivos de protección de modo que exista selectividad. Toda esta información se resume
en gráficas de tiempo-corriente (en papel logarítmico) para verificar el cumplimiento de los
requerimientos de protección y coordinación.
2.4.9. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE.
Los elementos de protección de sobrecorriente en sistemas radiales se disponen,
sucesivamente, como se indica en la figura 2.16., de forma que una sobrecorriente de falla en
el punto “F”, puede iniciar la operación de varios equipos de protección, comprendidos entre
el punto “F” y la fuente de alimentación como A, B, y C; pero el equipo en A es el único que
debería operar, para que la protección sea selectiva. Para lograr esto, es necesario que el
equipo en A opere en un tiempo menor que los equipos B y C y, además, se necesita que los
demás equipos que pudieron haber iniciado la operación de apertura, pero no la han
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
56
completado, se reajusten al ser despejada la falla por el equipo más cercano a ella, en este caso
A. Para ello, los tiempos de operación de los equipos de protección, con cualquier corriente de
falla dentro de su rango, deben ser más cortos a medida que se avanza desde la carga hacia la
fuente. Este es el objetivo de los estudios de coordinación de la protección de sobrecorriente
[17].
Si se diseña la protección en forma que sea selectiva, es decir, que opere siempre el equipo
más cercano a la falla del lado de la fuente y no operen los más alejados; un sistema de
distribución completo, es decir toda la planta industrial, puede caerse por efecto de una falla en
un circuito ramal cualquiera.
No siempre es posible hacer la coordinación de los equipos, para todo el rango de corrientes
de falla posible en el punto donde están instalados; este puede no ser factible, por razones
económicas, de seguridad, de aplicación de normas nacionales, etc. Si existen compromisos
que impiden la coordinación, deben quedar explicados en el estudio y debe ponderarse el
grado de probabilidad de que ocurran interrupciones indeseadas del servicio, la extensión de
éstas y la magnitud de los inconvenientes que pueda ocasionar.
Figura 2.16. Coordinación de Protección.
Finalmente, hay que tener en cuenta que el estudio de coordinación de la protección en una
planta industrial, puede llegar a ser complejo, y que para efectuarlo, se requiere un
conocimiento muy amplio del sistema de distribución, tanto de sus componentes como de la
función de los mismos. En ocasiones, es necesario llegar hasta el nivel de la compañía de
servicio que alimenta la planta y tener un conocimiento bastante grande de ésta, y si la planta
estuvo o está en servicio. Es necesario analizar a fondo las causas de las interrupciones
ocurridas.
2.4.9.1. COORDINACIÓN ENTRE INTERRUPTORES DE BAJA TENSIÓN.
Los interruptores de baja tensión más sofisticados son los que tienen controles de estado
sólido, que actúan sobre la bobina de disparo del interruptor. Estos dispositivos pueden tener
una gran variedad de curvas de operación para seleccionar, así como varios ajustes de
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
57
corriente. En algunos se pueden escoger entre cuatro (4) curvas de operación de largo tiempo
(long time delay) para sobrecorrientes bajas; una o dos curvas de tiempo corto (short time
delay) y una operación instantánea o sin retardo intencional. Además, se puede tener
protección para fallas a tierra con el mismo dispositivo.
Los ajustes de corriente y la selección de las curvas pueden hacerse desde el exterior con
mucha facilidad. El objeto de esta gran variedad de curvas y ajustes de corriente es permitir la
coordinación con otros equipos instalados, tanto del lado de la fuente de alimentación como
del lado de la carga. Del lado de la fuente pueden existir, por ejemplo, fusibles en el primario
de un transformador y del lado de la carga pueden tenerse interruptores termomagnéticos más
sencillos. Debido a la falta de paralelismo entre las curvas de operación de unos y otros
equipos, la coordinación puede hacerse muy difícil. Un caso difícil puede observarse en la
figura 2.17., donde se intenta hacer la coordinación entre el interruptor (1) con control de
estado sólido y el interruptor termomagnético (2), [17]; ambos existentes en la industria. Se
observa que, a pesar de que se utiliza la curva de mayor retardo posible en el interruptor (1),
esta queda solapada por la del (2), en el rango de corrientes bajas y, solamente, se puede tener
coordinación para corrientes entre 1800 A y 4500 A. Aunque se habla de curva característica
tiempo–corriente de un interruptor, la característica tiempo–corriente no es una curva, sino una
franja delimitada por dos curvas (la parte sombreada de los gráficos), debido a que se incluye
la tolerancia de operación en los gráficos.
La figura 2.18., está relacionada con uno de los problemas difíciles en coordinación, que es
el caso de hacer la coordinación de un fusible en el primario de un transformador con las
características de resistencia térmica y mecánica de éste, y con uno o varios interruptores en el
lado de baja tensión. Se observa que la curva (4), que es la curva de protección del
transformador, queda, prácticamente, por encima de la curva de operación del interruptor (2),
por lo cual, el transformador es protegido de sobrecargas con el interruptor de baja tensión. El
fusible de alta tensión puede ser más alto porque, solapadamente, se utiliza para protección de
cortocircuitos.
Se observa que la curva de tiempo largo del interruptor (2) cortaría a la curva de resistencia
del transformador, si sigue con la misma pendiente inicial. Para evitar esto se cambió en 8000
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
58
amperios a un ajuste en rampa y se ajustó el elemento instantáneo para 11200 amperios. Se
observa que hay que ir pasando de una curva a otra para adaptarse a la característica del
transformador. El segundo paso es adaptar la curva del interruptor (3) para que coordine con él
(2).
Se observa que es conveniente para coordinación, que las curvas de protección sean lo más
paralelas posibles, a fin de que no se corten. Más o menos eso puede decirse, siempre, que no
haya recierres en los circuitos.
Figura 2.17. Curvas Tiempo – Corriente ilustrando coordinación incompleta.
Figura 2.18. Coordinación de la Protección contra Falla a Tierra Interruptor Principal – Interruptor Secundario.
2.4.9.2. COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DE FALLAS A TIERRA.
Cuando se aplica la protección de falla a tierra, hay que conciliar varios aspectos
relacionados con la sensibilidad de la protección a lo largo de toda la planta industrial, la
categoría de interruptores que van a tener este tipo de protección y el grado de coordinación
posible tomando en cuenta el aspecto económico.
Es evidente que, si solamente se tiene protección de tierra en el interruptor general de una
industria como se muestra en la figura 2.19., cualquier falla a tierra en la planta que no sea
despejada por los dispositivos de protección en las fases más inmediatas, puede ocasionar una
interrupción de toda la planta.
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
59
Este modo de operación de la protección de tierra sería una fuente de problemas en una
industria. Por lo tanto, se hace necesario incorporar la protección de tierra a los interruptores
que están más cercanos a la carga.
Idealmente, se podría obtener operación selectiva de la protección de tierra, incorporándola
a todos los interruptores desde el principal hasta los de protección de los equipos; pero esto
sería muy costoso y difícilmente podría justificarse en una industria. Una solución intermedia
es elegir algunos interruptores que deben tener protección de tierra dentro de la industria, hasta
llegar un grado de selectividad aceptable. Por ejemplo, en la figura 2.20., se presenta una
opción mejorada con respecto a la de la figura 2.19.
En este caso se incorpora la protección de tierra a los interruptores del tablero 2, y para
obtener selectividad, se ajustan los relés de esos interruptores, para que operen en tiempos
menores a los del tablero principal. Esto puede continuarse, dando protección de fallas a tierra
a otros tableros y aumentando progresivamente los tiempos de operación de los interruptores
más cercanos a la carga, hasta llegar al interruptor principal; teniendo en cuenta el ajuste de
tiempo máximo permitido por el C.E.N., en éste último caso.
Figura 2.19. Protección de Tierra Únicamente en el Interruptor Principal.
Figura 2.20. Protección de Tierra en el Interruptor Principal y los Alimentadores.
En la figura 2.18, se puede observar como se obtuvo la coordinación de la protección de
tierra entre el interruptor principal de un tablero y los interruptores de alimentadores, para
resolver un caso con equipos existentes. En la figura 2.21., se observa como la protección de
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
60
tierra de los alimentadores, interfiere con la coordinación entre los interruptores de protección
de ramales e interruptores de alimentadores.
2.4.9.2.1. MÉTODOS DE COORDINACIÓN DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN
DE FALLAS A TIERRA.
Como se explicó anteriormente, hay dos métodos básicos de coordinación de los sistemas
de protección de fallas a tierra, y dos relés para obtener esta coordinación. Un método es el de
coordinación por tiempo, donde el último relé en el sistema es del tipo instantáneo y el de la
fuente tiene un incremento de tiempo; o sea un retardo de tiempo para permitir que el relé
cerca de la falla despeje la misma, sin disparar los relés aguas arriba.
El relé usado con este sistema necesita solamente la salida del transformador sensor que
origina la apertura del circuito. Ver la figura 2.22.
El segundo tipo de coordinación puede ser descrito como coordinación por zona. Se hace
usando relés que no solamente detectan la corriente de falla y abren el circuito
instantáneamente, sino que también envían una señal de restricción los relés aguas arriba.
Cuando los relés aguas arriba reciben tal señal no disparan; sin embargo, también detectan la
misma corriente de falla. La señal de restricción inserta un retardo de tiempo en los relés aguas
arriba, de tal modo, que si los relés agua abajo no despejan la falla, el relé aguas arriba dará la
orden de disparo sobre el interruptor o dispositivo de protección. En este caso, los relés aguas
arriba actúan como una protección de respaldo.
Este tipo de coordinación hace posible la protección instantánea dentro de la zona de cada
relé, y por lo tanto, la cantidad de daños causados al sistema son menores. Si un relé aguas
arriba ve una corriente de falla y no recibe una señal de restricción, interpretará que la falla
está en su zona, y dará orden de disparo instantáneo, enviando también una señal de restricción
a otros relés aguas arriba.
Figura 2.21. Curvas Tiempo–Corriente ilustrando problema de coordinación de la protección de tierra con la
protección de fases.
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
61
Figura 2.22. Coordinación de Protección de Fallas a Tierra.
Este retardo de tiempo puede ser modificado en la conexión del relé, la respuesta
instantánea es para fallas en la propia zona del relé. Ver figura 2.23.
Esta especificación puede usarse, por ejemplo, para bloquear el relé de protección de un
alimentador, en un panel central que posea muchos ramales, donde cada uno tenga protección
de falla a tierra. Los relés de los circuitos ramales se colocan para operar instantáneamente a
una corriente de falla dada, si no lo hacen, la falla continuará hasta que la protección de
sobrecorriente del ramal opere. Esto evitará la pérdida total del alimentador debido a la falla en
el circuito ramal.
Para ver la ventaja de este tipo de sistema, se debe discutir la manera de estimar los daños
en un sistema bajo condiciones de falla. Los daños son expresados en términos de i2*t
(amperios cuadrados por segundo); los daños se incrementan con el cuadrado de la corriente y
son directamente proporcionales al tiempo que dure esa corriente.
Es un sistema coordinado por tiempo, la mayor cantidad de retardo de tiempo lo deben
tener los relés aguas arriba, para permitir que los relés que están en esta posición respalden a
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
62
los relés aguas abajo. Pero si la falla ocurre en una zona al principio del sistema, la corriente
de falla será alta, prefiriéndose entonces que el retardo de tiempo sea lo más corto posible, para
minimizar los daños.
- Dispositivo de Disparo: Cuando ocurre una falla, la respuesta del relé es cerrar o abrir
unos contactos, dependiendo de la salida del transformador sensor. Estos contactos
actúan sobre la bobina de disparo la cual ejecuta la orden de apertura del interruptor,
pudiendo ser este de aire o de caja moldeada.
Como se ha dicho, el uso de interruptores, se ha incrementado con el aumento de las
magnitudes de las corrientes de cortocircuito que existen en los sistemas de potencia actuales.
Los relés de falla a tierra también pueden ser usados para actuar sobre los interruptores que
protegen a motores. Si el arrancador es protegido por fusibles que no tienen bobina de disparo,
el relé puede dar orden de abrir el circuito de control del contactor, desconectando de esta
forma el motor. Por lo tanto se debe tener presente que el contactor, en este caso, interrumpirá
corrientes de falla, si existe el peligro de que esta corriente pueda dañar los contactos o
producir soldadura de los mismos.
Figura 2.23. Modificación a la Coordinación de Protección de Fallas a Tierra de la figura 2.22.
CAPÍTULO II. BASES TEÓRICAS. Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez
63
Los daños ocasionados por una corriente de falla, como se dijo antes, dependen
directamente de la duración de la corriente; por lo tanto el tiempo en que el interruptor despeja
la falla es importante. En el caso de los interruptores de caja moldeada normales, el tiempo de
despeje de la falla está por debajo de un ciclo de (½ a 3/4), los interruptores de aire toman de 2
a 5 ciclos. Cada tipo de interruptor debe tener una bobina de disparo, la cual requiere un
voltaje para trabajar, usualmente, dicho voltaje es obtenido del lado de la línea o a través de un
transformador de control, dependiendo del voltaje requerido. Es un requerimiento UL que las
bobinas de disparo sean capaces de operar a voltajes tan bajos como el 55 % del nominal; esto
permitirá que el interruptor opere, si el voltaje se reduce por una falla de fase a tierra, en la
misma fase donde está colocada la bobina.
En un sistema coordinado por zona, es posible colocar el transformador sensor en un
interruptor fusible; el transformador es conectado a una unidad de transmisión del relé.
Cuando la unidad de transmisión tiene señal del transformador sensor, producto de una
corriente de falla aguas abajo, enviará una señal de restricción a los interruptores aguas arriba
para que no operen; los fusibles en el interruptor deben despejar la falla, como si no existiera
protección contra fallas a tierra. Si ellos no lo hacen en un tiempo razonable operará la
protección contra fallas a tierra.
- Retardo de Tiempo y Ajuste de Disparo: Una de las consideraciones importantes en el
diseño de la protección contra fallas a tierra de un sistema de distribución, es la selección
del disparo y el retardo de tiempo para los sensores de falla a tierra. Los valores deben
ser escogidos para suministrar una apropiada coordinación entre los sensores de los
circuitos alimentadores y ramales. En el sistema de la figura 2.24., los sensores de falla a
tierra en el interruptor principal, alimentadores y ramales pueden ser del 10 % de la
capacidad nominal de los interruptores y fusibles. Este porcentaje es un buen
compromiso entre los riesgos de incendio y de tipo ambiental, que se puedan presentar
debido a una falla.
Los ajustes de disparo no deben exceder de 400 A, ya que una falla de arco con una
corriente superior a esta, por ejemplo 500 A, no se autoextingue. Esta recomendación obliga al
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uso de dispositivos de protección en todo el sistema para proporcionar un disparo selectivo
bajo condiciones de falla a tierra. Como ejemplo, calcularemos el máximo retardo para la
operación del sensor del seccionamiento principal del sistema mostrado en la figura anterior
[17].
Figura 2.24. Retardo de Tiempo y Ajuste de Disparo en Coordinación de Protección de Fallas a Tierra.
La máxima energía permitida en un arco producto de una falla a tierra es de 20.000 kW–
ciclos. La cantidad de calor derivado de este arco es capaz de fundir aproximadamente 2 pies
cúbicos de cobre y destruir la parte interna de un interruptor o panel; por supuesto, el diseño
puede hacerse escogiendo valores de energía menores o mayores dependiendo del grado de
protección que se quiera. Los kW–ciclos pueden ser convertidos en amperios–ciclos
multiplicando por diez y asumiendo un voltaje de arco de 100 voltios.
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La máxima corriente de falla a tierra que puede fluir en un sistema, es función de la
corriente de cortocircuito entre fases permitida por el interruptor principal. Esta corriente
puede calcularse multiplicando la corriente del transformador a carga nominal por 100, y
dividiendo este resultado entre la impedancia del transformador, para nuestro caso esta
corriente será: (1600*100)/5=32.000 A.
Se sabe que la máxima corriente de falla a tierra es 1/3 de la corriente de falla bifásica por
lo tanto esta corriente será: 32.000/3=10.666 A.
El máximo retardo de tiempo en ciclos se calcula como sigue: Máx. Energía Permitida
(Amp–cls)/Máx. Corriente de Falla a Tierra=200.000/10.666=19 ciclos.
Esto significa que para evitar una energía de más de 20.000 kW–ciclos, originados por una
corriente de falla a tierra que pase por el seccionamiento principal, debemos escoger un
retardo de tiempo máximo de 19 ciclos. En el gráfico de la figura 2.25., se muestra la forma de
calcular los retardos de tiempo para varios niveles de energía y voltaje.
Los retardos de tiempo, en los sensores de falla a tierra aguas abajo, deberán ser menores al
calculado anteriormente. En los circuitos ramales no se requiere de retardos de tiempo, a
menos que se desee dar más oportunidad a otros dispositivos de protección en el circuito.
Este método de cálculo del retardo de tiempo, no toma en cuenta el tiempo requerido por el
interruptor o fusible en despejar la falla, y para ser más precisos este tiempo, que está en el
orden de algunos ciclos, deberá ser restado al valor calculado, para obtener el ajuste definitivo
del sensor.
En el anexo F se encuentran más coordinaciones ilustrativas de sobrecorriente y de falla a
tierra [2].
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Figura 2.25. Nomograma Cálculo de Retardos de Tiempo para ajuste de dispositivo de protección de Fallas a
Tierra. 2.5. FRECUENCIA DE INTERRUPCIONES.
Según la Norma COVENIN 2752(R) los indicadores de gestión de ENELDIS [10], la
Frecuencia de interrupciones (F) es el promedio del número de interrupciones del suministro
de energía eléctrica a una carga dada en un período determinado. Viene dado por:
F = ∑=
n
i
kVAkVAi1
Donde:
∑=
n
i
kVAi1
= Sumatoria de los Kilo Voltio Amperios Nominales de Transformación a Nivel de
la Red de Distribución en la Interrupción i.
kVA = Total de los Kilo Voltio Amperios de Transformación Conectados a Nivel de la Red de
Distribución.
Se deben disminuir las interrupciones por parte de la empresa de suministro eléctrico.
Los factores más importantes que pueden influir en el aumento de la frecuencia de
interrupción en un sistema eléctrico, según la definición anterior, son: fallas simétricas o
asimétricas causadas por cortocircuitos o fases abiertas, operación errónea de dispositivos de
protección y poca selectividad, entre otros.
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2.6. SISTEMA PUESTO A TIERRA.
Sencillamente es aquel que tiene una conexión a tierra.
• Sistema con neutro sólidamente puesto a tierra: El sistema en referencia tiene
conectado el neutro directamente a tierra, a través de una adecuada conexión a tierra como
el caso A de la figura 2.26., donde no se inserta ninguna impedancia intencionalmente
entre el neutro y tierra, como se hacen en las otras puestas a tierra que se coloca una
resistencia alta o baja.
Este sistema es uno de los más usados en instalaciones industriales y comerciales. En
particular, es el arreglo más efectivo para alimentar circuitos trifásicos de cuatro hilos en bajo
voltaje. Es muy usado en procesos críticos (cargas no interrumpibles). Los aspectos más
resaltantes de este sistema son el control efectivo de todas las situaciones de sobretensiones y
la separación inmediata del circuito fallado, por medio de dispositivos de sobrecorriente, en
caso de ocurrencia de una falla fase a tierra.. Aún más, este sistema provee una base efectiva
para la protección contra fallas de arco de bajo voltaje, aplicando relés de tipo secuencia cero
para detectar este tipo de fallas.
Estas características:
• Control de sobretensiones.
• Aislamiento inmediata de fallas.
• Protección contra fallas de arco.
Hacen que este sistema tenga uso extensivo para instalaciones eléctricas, industriales y
comerciales.
• Sistema con neutro conectado a tierra a través de una resistencia baja: Este tipo de
sistema se muestra también en la figura 2.26., caso B , donde se inserta una baja
resistencia RB para conectar el neutro del sistema a tierra. Esta resistencia RB tiene la
función de limitar la corriente bajo condiciones de falla a tierra, a un nivel
significativamente reducido del daño producido en el punto de falla; pero sin embargo,
manteniendo la corriente en un nivel suficiente que permita la detección automática y
aislamiento de la falla, mediante dispositivos de protección de fallas a tierra.
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Ha sido usado, ampliamente, en situaciones especiales, donde se requiere protección
extraordinaria contra corrientes de maquinarias de operación portátil.
Este sistema ha sido infrecuentemente usado en sistemas de potencia industrial y comercial,
por distintas razones fuera de nuestro alcance.
• Sistema con neutro conectado a tierra a través de una alta resistencia: Este tipo de
sistema aparece, como caso C, de la misma figura 2.26., donde se inserta una alta
resistencia RC para la conexión del neutro a tierra. Esta resistencia RC tiene por función
limitar la corriente a través de ella, bajo condiciones de falla, a un valor de √ 2 la corriente
capacitiva. Los objetivos
de la puesta a tierra de alta resistencia son evitar el disparo automático del circuito fallado,
cuando ocurre la primera falla, a tierra y minimizar los accidentes al personal debido a
fallas a tierra de los equipos.
Uso de sistemas de puesta a tierra: Actualmente el C.E.N. en su artículo 230-95, exige
que se utilice protección especial para fallas a tierra en las acometidas de 480 estrella con
neutro sólidamente puesto a tierra/277 V, cuando la capacidad de éstas está por encima de
1000 A. Esta protección debe tener un ajuste máximo de 1200 A y el tiempo de operación
máximo será de un (1) segundo para una corriente de falla a tierra de 3000 A. Se eximen de
cumplir con esta disposición los procesos industriales continuos y las acometidas para bombas
contra incendio.
Para justificar esta medida del C.E.N., está hecho de que los arcos a tierra pueden producir
una alta temperatura concentrada en un punto y ser causa de incendios y daños graves en el
tablero o equipo donde se producen. Estos arcos pueden originarse como consecuencia de un
aislamiento dañado por roedores o por algún objeto cortante, o por un aislamiento defectuoso o
deteriorado. Un sistema de protecciones no está diseñado apropiadamente si carece de una
protección efectiva de fallas a tierra. Para los sistemas eléctricos modernos la experiencia
muestra que el costo de un SPFT (Sistema de Protección de Falla a Tierra) es insignificante,
comparado con las pérdidas provocadas por incendios y daños a aparatos eléctricos causados
por fallas a tierra, en sistemas extensivos, sofisticados y de alta capacidad. El primer paso en el
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diseño de un SPFT es reconocer que el uso del mismo debe ir más allá de lo establecido bajo
el C.E.N. Como se dijo, la regla básica del C.E.N., en la sección 230–95, establece que un
SPFT funciona como desconexión de servicios cuyo rango sea 1000 A o más, alimentados a
un voltaje en el secundario de 480 estrella con neutro sólidamente puesto a tierra/277 V. Es
importante señalar, que en instalaciones con equipos que contengan protección de fallas a
tierra, esta es necesaria en los alimentadores principales y circuitos ramales que requieran
máxima continuidad del servicio eléctrico. Lo anterior va enlazado con lo establecido en la
sección 110–10 del C.E.N., donde se establecen argumentos que obligan a los diseñadores a
informar a los clientes la existencia de su responsabilidad de colocar SPFT, al menos en las
dos primeras etapas de distribución de un esquema de instalaciones, esto es, en los servicios y
en los alimentadores principales. Hay muchos especialistas que insisten que los SPFT deben
incluirse en los subalimentadores y circuitos ramales de grandes motores o aparatos en general.
Figura 22.26. Sistema3s Puestos a Tierra.
2 3 Autor: Ing. Daniel Ricardo Rodríguez Martínez