11.CAPITULO _XI Ejemplo_coordinacion de Protecciones

CAPITULO XI COORDINACION DE PROTECCIONES 11.1. Introducción. Como se mencionó en el primer capítulo de este trabajo, las protecciones en general deben ser selectivas, es decir, deben operar de tal manera que se desconecte si es posible sólo la parte dañada del sistema, o el menor número de elementos. Para lograr esto es necesario realizar la coordinación de las protecciones que no tienen una zona de operación definida en su principio de operación como es el caso de las protecciones de sobrecorriente, fusibles, e interruptores de baja tensión. Las protecciones diferenciales por el contrario operan sólo en su zona de protección y no se requiere su coordinación. El objetivo del estudio de coordinación de protecciones es determinar las características, rangos y ajustes de los dispositivos de protección, de tal manera que la operación de los mismos sea rápida, confiable y selectiva. Con esto se limitan los daños producidos por la falla, se reduce el tiempo de interrupción del servicio y no se desconectan elementos no dañados. El proceso de coordinación de protecciones consiste en consultar la información de códigos, normas, catálogos de fabricantes y seleccionar las curvas tiempo - corriente de los dispositivos de protección que se encuentran en la ruta de coordinación. Aunque la coordinación de protecciones actualmente se puede realizar con ayuda de programas computacionales, es importante que se conozca el proceso manual para los casos sencillos y para evaluar los resultados obtenidos en la computadora. La computadora proporciona resultados rápidos, de gran precisión, reportes prácticamente sin errores, con los dibujos y gráficas correspondientes, ahorrando mucho tiempo y dinero. La coordinación de protecciones debe realizarse de tal manera que los dispositivos de protección no operen (disparen), con las corrientes de carga normal y sobrecargas permisibles y sí lo hagan con las corrientes de corto circuito mínimas. En todos los casos los equipos por los cuales sólo pasa la corriente de corto circuito no deben dañarse. Esto se comprueba por medio de las curvas de daño de los diversos dispositivos como los transformadores, motores, generadores, etc. Para esto se establecen los límites de protección de los equipos. 11.2. Límites de protección. Los límites de protección de los diversos dispositivos permiten aprovechar la capacidad de sobrecarga de generadores, transformadores, motores y cables sin que se tenga la posibilidad del daño por el paso de la corriente de corto circuito. Cuando se realiza la selección del equipo eléctrico debe comprobarse la estabilidad térmica y dinámica del mismo en condiciones de corto circuito, durante el tiempo máximo de duración de la falla, o sea cuando operan las protecciones lentas o con retardo. En la mayoría de los casos el corto circuito se elimina por protecciones rápidas, sin embargo se debe considerar el caso más difícil, cuando la falla se prolonga. En las barras colectoras por ejemplo pueden darse tiempos de duración de las fallas de hasta 2 o 3

218

segundos cuando se tienen varias protecciones en serie y relevadores de sobrecorriente con retardo de tiempo 51. Con relevadores estáticos estos tiempos se reducen notablemente. 11.2.1. Límites de protección de transformadores. a) Curva de daño o curva ANSI. Esta curva representa la máxima capacidad del transformador para soportar los esfuerzos dinámicos y térmicos ocasionados por la corriente de corto circuito sin sufrir daño. Para calcular la curva ANSI los transformadores se clasifican en cuatro categorías de acuerdo a la tabla 11.1. Tabla 11.1. Clasificación de transformadores para el cálculo de la curva de daño. Categoría

Potencia nominal de placa, KVA Monofásico

Trifásico

I

5 - 500

15 - 500

II

501 - 1 667

501 - 5 000

III

1668 - 10 000

5 001 - 30 000

IV

Más de 10 000

Más de 30 000

Para calcular la curva ANSI de los transformadores de las categorías anteriores se utilizan las curvas de la fig. 11.1 y los datos de la tabla 11.2. También existen curvas ya calculadas para las distintas categorías de transformadores en algunos de los libros de protección con relevadores, por ejemplo en “Protective Relaying Theory and Aplication”. Tabla 11.2. Parámetros para el cálculo de los puntos de la curva ANSI. Punto

Categoría transformador

Tiempo, s

Corriente, A

1

I

1250 (ZT)2

Ipc/ZT

II

2

Ipc/ZT

III, IV

2

Ipc/(ZT+ZS)

II

4.08

0.7 Ipc/ZT

III, IV

8

0.5 Ipc/(ZT+ZS)

II

2551(ZT)2

0.7 Ipc/ZT

III, IV

5000(ZT+Zs)2

0.5 Ipc/(ZT+ZS)

I, II, III, IV

50

5 Ipc

2

3

4

Donde: ZT - Impedancia del transformador en por unidad (p.u.) referida a la potencia nominal del transformador en OA. ZS - Impedancia de la fuente en p.u. referida a los KVA del transformador en OA. Ipc - Corriente a plena carga del transformador en amperes en base a su potencia en OA. 219

t, seg.

4

4

t, seg.

3 2 1 I, A Categoría I

1 I, A Categorías II, III y IV

Fig. 11.1. Curvas ANSI para transformadores. a) Categoría I. b) Categorías II, III, y IV. Para calcular los cuatro puntos de las curvas ANSI se debe usar la tabla 11.3 que indica los valores mínimos de impedancia que se pueden utilizar. Esta tabla es aplicable sólo para transformadores de distribución que es cuando se tienen las menores impedancias. Las impedancias para transformadores de potencia son mucho mayores, por ejemplo de 0.12 o más. Tabla 11.3. Impedancias mínimas de transformadores de distribución. Monofásico

Trifásico

KVA

KVA

Impedancia mínima ZT en p.u. en base a la potencia del transformador.

5 -25

15 - 75

0.0250

37.5 - 100

112.5 - 300

0.0286

167 - 500

500

0.0400

Como la forma de aterrizamiento del transformador influye notoriamente en la estabilidad térmica y dinámica del mismo, es necesario considerarla en el cálculo de la curva ANSI, afectándola por el factor dado en la tabla 11.4. En libros antiguos se tomaba como referencia en la protección de transformadores el punto “ANSI”, sin embargo no era muy eficaz para el caso de corrientes de falla de valores medios, que tienen baja probabilidad de ocurrencia. El NEC (National Electric Code) tiene gran importancia en la coordinación de protecciones como se verá posteriormente. Tabla 11.4. Factor ANSI para diversas conexiones de transformadores. Conexión del transformador

Factor ANSI

Conexión del transformador

Factor ANSI



0.87

Tipo Núcleo

0.67

-

0.58

Acorazado

1.0

-

1.0

1.0

1.0



1.0

1.0



1.0

220

b) Límites del NEC. El NEC establece los límites máximos permisibles para los tiempos en que debe actuar la protección de sobrecorriente de los devanados primario y secundario de los transformadores. Estos límites se dan en la tabla 11.5 en porcentaje de la corriente nominal del transformador. Se supone que la protección debe ajustarse de tal manera que opere por abajo de tales límites como sea posible, para que la duración de la falla sea límite y se alargue la vida del transformador. Tabla 11.5. Ajustes de interruptores y fusibles en función de los voltajes. Primario

secundario Arriba de 600 V

600 V y menos

Impedancia Z%

Voltaje V

Todas Z%6 6 2000 2500

FA

1.25

OA

1.0

FA

1.33

FOA

1.67

Centro de carga

Enfriamiento

Subestación primaria

factor

Temperatura elevación

factor

150 ºC

1.0

55/65 ºC 65 ºC

1.12 1.0

55/65 ºC 65 ºC 55/65 ºC 65 ºC

1.12 1.0 1.12 1.0

55/65 ºC 65 ºC 55/65 ºC 55 ºC

1.12 1.0 1.12 1.0

55/65 ºC 55 ºC

1.12 1.0 1.12

55/65 ºC 55 ºC

1.0

d). Punto de magnetización (Inrush). Este punto representa el salto de corriente que se produce al energizar el transformador, cuando la corriente de magnetización es muy grande debido a que aún no se establece el flujo opuesto en el núcleo. El punto de magnetización es variable porque depende del magnetismo residual en el transformador y del punto en la onda de voltaje al instante en que ocurre la energización. La corriente de magnetización se expresa como un múltiplo de la corriente nominal del transformador y varía en función de la potencia de éste como se indica en la tabla 11.7. Tabla 11.7. Múltiplo de la corriente de magnetización. Potencia del transformador, KVA

Múltiplo

KVA  1500

8

1500 < KVA < 3750

10

3750  KVA

12 222

Convencionalmente se considera que la duración de la corriente de magnetización es siempre de 0.1 segundos. 11.2.2. Límites de protección de motores. El punto de partida para realizar los ajustes de las protecciones de los motores es la construcción de su perfil y conocer el tiempo de atascamiento. La fig. 11.2 muestra el perfil de un motor de inducción. t, s

Corriente de plena carga Curva de protección Tiempo permitido de atascamiento Tiempo de aceleración Corriente de rotor bloqueado

0.1

Corriente de magnetización I, A

Fig.11.2. Perfil de un motor de inducción. Como puede verse, las curvas características para establecer la protección del motor deben estar formadas por cinco partes:  Corriente de magnetización.  Corriente de rotor bloqueado.  Tiempo de aceleración o de arranque.  Tiempo permitido de atascamiento.  Corriente de plena carga. El valor de la corriente de magnetización que circula por los devanados del motor al energizarse, se considera de 1.76 veces la corriente de rotor bloqueado para tensiones superiores a 1000 V y de 1.5 veces para voltajes inferiores a 1000 V. El tiempo de duración de la corriente de magnetización inicial se considera invariablemente de 0.1 segundos. La corriente de rotor bloqueado de los motores es la corriente que circula por el motor estando el rotor sin movimiento, se determina en función del código NEMA de la placa de datos del motor dado. El tiempo de aceleración o de arranque es el tiempo transcurrido desde el inicio de la corriente de arranque hasta que se establece la corriente nominal o de plena carga. Este tiempo depende de las características del motor, del par de arranque, de la inercia y de la carga.

223

El tiempo de atascamiento del rotor representa un punto de la curva límite de calentamiento del motor I2t con las corrientes de rotor bloqueado. Este valor normalmente se proporciona por el fabricante del motor. En caso de que el arranque supere el tiempo de atascamiento del motor, se debe seleccionar un motor que cumpla con las condiciones dadas. La corriente de plena carga corresponde a la corriente nominal del motor, indicada en la placa de datos del mismo. La protección de sobrecorriente del motor deberá tener el retardo suficiente para que el motor arranque y la rapidez necesaria para que no se alcance el tiempo de atascamiento. Tal condición se ilustra en la fig. 11.2. donde la curva de protección pasa entre el perfil del motor y el tiempo de atascamiento. Los motores normalmente se protegen contra corto circuito y contra sobrecarga. La protección de corto circuito debe ser rápida y la de sobrecarga con retardo para permitir el arranque del motor. Los máximos ajustes permitidos de los dispositivos de sobrecorriente para la protección contra sobrecarga del motor se dan en la tabla 11.8. Tabla 11.8. Ajustes máximos en función de la corriente nominal del motor. Máximo ajuste, % Si el factor de servicio Fs1.15 ó Elevación de temperatura T 40 ºC 140 Todos los demás

130

El factor de servicio indica la sobrecarga permanente que puede soportar el motor. En los motores de baja capacidad este factor puede ser mayor que uno, por ejemplo 1.2, pero en grandes potencias el factor de servicio normalmente es 1.0. 11.2.3. Centro de control de motores. Cuando hay un interruptor que protege a las barras colectoras de un centro de control de motores, es necesario graficar una curva que considere el arranque del motor de mayor capacidad más la corriente nominal del resto de la carga. El dispositivo de protección se debe ajustar para que opere por arriba o a la derecha de esta curva en la gráfica de coordinación. La protección no debe disparar cuando por una falla en las barras vecinas, los motores contribuyen con corrientes de corto circuito que pasan a través del interruptor (fig.11.3).

Interruptor del C.C.M. C.C.M.

Fig.11.3. Protección de centros de control de motores. 224

11.2.4. Cables de potencia. Los cables de fuerza aislados tienen estabilidad térmica que depende no sólo del conductor sino también de los aislamientos. La curva de daño en la gráfica de coordinación debe quedar siempre encima o la derecha de la curva del dispositivo que lo protege. En el caso de interruptores de baja tensión, deben ajustarse a no más de 6 veces la corriente nominal del conductor. Las curvas de daño de diferentes cables se proporcionan por los fabricantes, pero se pueden calcular por las fórmulas siguientes. Para cobre:

2  Tf  234   I   CM   t  Fac  0.0297 log10  T  234   0 

(11.1)

Para el aluminio:

2  Tf  228   I   CM   t  Fac  0.0125 log10  T  228   0 

(11.2)

Donde: I - Corriente que fluye por el cable, A CM - Calibre del conductor en circular mils. t - Tiempo en que fluye la corriente, s. Fac - Relación del efecto piel o relación de corriente alterna a directa. T0 - Temperatura inicial antes del corto circuito o cambio de corriente, ºC. Tf - Temperatura final después de un cambio de corriente o final de la falla, ºC.

t, s 1000

Curva de daño del cable.

100

10

1

Corriente nominal del 0.1 cable

0.01 0.1

1

Curva de la protección del cable. 10

100

1000

10000

100000

Escala: A X 100

Fig. 11.4. Curva de protección de un cable y su curva de daño.

En la gráfica de coordinación la curva de daño de los cables se presenta como una línea recta descendente de izquierda a derecha. Con la información de los fabricantes también se puede 225

graficar dicha curva de daño. Los fabricantes proporcionan curvas de daño para diferentes calibres de cables y diversos tipos de aislamiento, ya que la estabilidad térmica depende en gran medida del material aislante. La fig. 11.5 ilustra el caso de la curva de protección de un cable de energía y su curva de daño. Algunos calibres muy pequeños de conductores no se pueden proteger contra los efectos térmicos del corto circuito, sin embargo todos los calibres del orden 8 AWG y mayores, normalmente quedan protegidos adecuadamente.

11.5. Márgenes de coordinación. Cuando se realiza la coordinación de los diversos dispositivos de protección, deberán considerarse ciertos intervalos de tiempo entre las curvas de disparo de dichos dispositivos, con el objeto de asegurar la operación secuencial correcta. Estos márgenes son necesarios debido a que todos los dispositivos de protección tienen error en el disparo, por ejemplo la sobrecarrera de los fusibles, el error de los transformadores de corriente, la banda de operación de los fusibles, la velocidad de disparo de los interruptores, etc. En los relevadores de sobrecorriente electromecánicos con retardo el margen de coordinación era de 0.3 segundos para los de tiempo definido y de 0.384 segundos para relevadores de tiempo inverso. En estos relevadores el retardo se debía a los siguientes factores: 1. Tiempo de apertura de los contactos del interruptor 0.08 segundos (para 5 ciclos) o 0.05 segundos para los interruptores que actúan en 3 ciclos. 2. Sobregiro por inercia del disco del relevador de inducción 0.1 segundos. 3. Factor de seguridad de 0.12 a 0.22 segundos. Los tiempos de retardo entre diferentes dispositivos de protección que se tienen conectados en serie se dan en las figuras 11.5 y 11.6. Los márgenes mostrados en las figuras mencionadas corresponden a relevadores de inducción, por lo que en el caso de los relevadores estáticos y basados en microprocesadores deberán reducirse de acuerdo a la información que proporcionan los fabricantes. En general los márgenes se reducen notablemente porque la precisión se ha incrementado en igual forma. Usando los márgenes de protección mostrados, las protecciones de respaldo de los generadores pueden tener disparos con retardos de más de dos segundos. Esto ocurre en instalaciones típicas de Petróleos Mexicanos. Los tiempos de duración de las fallas por 2 o 3 segundos requieren de equipo eléctrico más robusto: interruptores, cuchillas, barras colectoras, TC, Tp, cables, reactores y otros. Por lo tanto si las nuevas protecciones con relevadores digitales puede limitar la duración del corto circuito a valores menores de un segundo, entonces el equipo se puede hacer más ligero en cuanto a estabilidad térmica se refiere. Un cable SINTENAX de 250 MCM por ejemplo puede soportar 100 kA por un ciclo y sólo 12 kA durante 100 ciclos (Según el manual Cables de Energía de CONDUMEX). Esto muestra la gran importancia que tiene la reducción del tiempo de duración de la falla. Para incrementar la rapidez es necesario usar interruptores y protecciones rápidas en lo posible. 226

Márgenes de tiempo para uso con relevador de sobrecorriente tipo disco de inducción a) Relevador a relevador Línea

Los márgenes de tiempo son mínimos y deberán ser mantenidos entre las curvas de todos los valores de corrientes. Los tiempos de apertura de los circuitos de interrupción son de 5 ciclos. El ajuste debe ser hecho si otros 5 ciclos del circuito de interrupción son usados.

52

51

52 0.383 s

Los recortes a los márgenes de tiempo pueden ser usados en relevadores de estado sólido.

51

Carga

Márgenes de tiempo incluidos: 0.083 s. Tiempo de apertura del circuito de interrupcion (5 ciclos). 0.1 s. Sobreviaje del disco de inducción. 0.2 s. Márgen de seguridad.

b) Relevador a relevador con accesorio instantáneo

Línea

52

51

0.383 s 52

51

Márgenes de tiempo incluidos: 0.083s. Tiempo de apertura del circuito de interrupcion (5 ciclos). 0.1s. Sobreviaje del disco de inducción. 0.1s. Márgen de seguridad. (0.2s 0.283 s para relevador a relevador).

Carga

Fig. 11.5 ). Márgenes de coordinación entre diversos dispositivos de protección.

227

c) Relevador a interruptor termomagnético Línea

52

Márgenes de tiempo incluidos: 0.1 s. Sobreviaje del disco de inducción. 0.1 s. Márgen de seguridad.

51

Carga

d) Fusible a relevador Línea

Márgenes de tiempo incluidos: 0.083 s. Tiempo de operación del circuito de operación (5 ciclos). 0.1 s. Márgen de seguridad. 52

51

Carga

e) Fusible a relevador con accesorio instantáneo Línea

0.183 s

Márgenes de tiempo incluidos: 0.083 s. Tiempo de operación del circuito de interrupción (5 ciclos). 0.1 s. Márgen de seguridad para fusible-relevador.

52

51

0.083 s

Carga

228

f) Relevador a fusible Línea

52

Márgenes de tiempo incluidos: 0.1 s. Sobreviaje del disco de inducción. 0.1 s. Márgen de seguridad.

51

0.2 s

Carga

g) Relevador a fusible de bajo voltaje. Línea

Transf. puntos ANSI

52

51

Inrush

Márgenes de tiempo incluidos: 0.1 s. Sobreviaje del disco de inducción. 0.1 s. Márgen de seguridad.

0.2 s

Carga

Fig.11.6. Márgenes de coordinación de diversos dispositivos de protección. La coordinación de protecciones se auxilia de los márgenes de coordinación para lograr el disparo selectivo en forma confiable de todos los elementos de protección de sobrecorriente que se encuentran a lo largo de la ruta entre la fuente y la última carga (ruta de coordinación).

229

11.6. Procedimiento para la coordinación de protecciones. La coordinación de protecciones es la determinación de los ajustes de los relevadores, de tal forma que en caso de corto circuito se tenga disparo selectivo en todos los elementos de la red protegida. La coordinación propiamente dicha se efectúa entre los dispositivos de protección de sobrecorriente que se encuentran en serie. Las protecciones que detectan la falla dentro de su zona de operación no se coordinan, por ejemplo la protección diferencial no se coordina con otras protecciones porque no reacciona a fallas externas. La coordinación entre elementos conectados a un mismo sistema de barras colectoras no es necesaria, puesto que no influyen entre sí. Para simplificar la coordinación de protecciones se establecen las rutas de coordinación, que incluyen básicamente los elementos en serie de mayor capacidad, de modo que los demás elementos no pueden causar disparos no selectivos. Los pasos que se pueden seguir para efectuar una coordinación de protecciones son los siguientes: 1.- Estudio del diagrama unifilar y de todas las condiciones particulares de la instalación, como importancia de la misma, tiempos de interrupción permisibles, mecanismo que mueven los motores, número de arranques en un tiempo dado, etc. 2.- Analizar las protecciones que se tienen en el diagrama unifilar para establecer cuales deben incluirse en la ruta de coordinación. 3.- Se establecen las rutas que deberán coordinarse. La ruta de coordinación debe incluir por lo menos un elemento por cada nivel de voltaje y el dispositivo de protección debe ser el de operación más lenta. En esta forma el resto de los elementos en paralelo deben operar igual o más rápido que el elemento incluido en la ruta de coordinación. 4.- En el diagrama de la ruta de coordinación se debe tener la información exacta de los dispositivos de protección que se tienen, incluyendo marca y tipo, para localizar sus curvas de disparo y otras características necesarias. 5.- Para facilitar el manejo de la información se puede asignar un número progresivo cualquiera a cada elemento de protección, siguiendo un orden tal que se facilite la localización del elemento en el plano. En la ruta por coordinar se muestra un orden en el cual se inicia por el elemento más alejado de la fuente, pero también se puede partir en el caso de acometidas a las plantas industriales, de la curva de protección de la compañía suministradora. 6.- Se obtiene la información del elemento de protección núm. 1 y se selecciona el ajuste necesario. Si se trata de motor, se debe saber que tipo de arranque tiene, pesado, medio o ligero, su corriente de arranque y de magnetización. Con frecuencia se consideran corrientes de arranque de 6 veces la nominal y tiempo de 8 segundos. En caso de requerirse mayor precisión se debe recurrir a la letra de código del motor en particular. También es importante el número o frecuencia en los arranques del motor porque en este caso las protecciones térmicas estarán operando con temperaturas más altas de lo normal y el disparo se acelera.

230

Se debe seleccionar la curva de protección más próxima al perfil del motor, pero sin tener la posibilidad de que opere durante el arranque del mismo. 7.- Tomando en la misma forma el elemento de protección núm. 2 se selecciona la curva de protección adecuada sin tomar en consideración al elemento anterior (núm. 1) ya que se encuentran en paralelo 1 y 2. 8.- En base a las curvas de protección de los elementos 1 y 2, se establece la curva de protección del elemento 3 La selección de la curva de protección del elemento 3 se hace de tal manera que antes de ella puedan operar los elementos 1 y 2. 9.- En esta forma se continúa hasta llegar a la protección de sobrecorriente del generador o de la acometida en su caso. 10.- Las curvas de protección de los elementos de la ruta que se está coordinando se van graficando en papel de escala logarítmica y al mismo tiempo se va comprobando que se respeten los retardos establecidos en los márgenes de coordinación y se consideren los errores que dan los dispositivos de protección. 11.- Generalmente no es necesario dibujar las curvas de protección de los elementos que no se consideraron en la ruta coordinada debido a que la ruta se estableció de modo que se tuvieran los mayores tiempos en los disparos. Sin embargo en algunos casos se piden las curvas de protección individuales para cada uno de los motores y elementos del sistema. 11.7. Ejemplo de coordinación de protecciones. Se tiene un sistema con dos generadores según se muestra en el diagrama unifilar de la figura 11.7. Los niveles de voltaje son 13.8, 4.16 y 0.48 KV en cada uno de los cuales se tienen motores y transformadores conectados en delta - estrella aterrizada. Se suponen corrientes de cortocircuito trifásico típicas de 25 KA EN 13.8 KV, de 30 KA en 4.16 KV y de 35 KA en 0.48 KV. En la práctica debe hacerse un estudio de cortocircuito para determinar las corrientes de falla con mayor precisión. Para realizar la coordinación de protecciones del ejemplo se pueden seguir los siguientes pasos. 1.- Determinación de la ruta de coordinación. En la ruta se consideran los elementos que deberán coordinarse, de modo que siempre se tenga disparo selectivo de la protección. En general se considera un solo elemento en la barra o sección con un mismo nivel de voltaje que será el de mayor potencia. Este elemento tendrá la protección más lenta de todos los conectados a la misma sección o barra. 2.- Como se ve si se compara con el diagrama unifilar, en la ruta se tomaron los motores de mayor capacidad y además se alternaron las barras de modo que resulte la ruta más larga con los interruptores de amarre cerrados. 3.- Una vez establecida la ruta por coordinar se puede escoger una tensión base, para escoger una escala que permita que todas las corrientes queden dentro del rango del papel logarítmico utilizado. En este caso las corrientes extremas son la corriente nominal del motor de mayor potencia en 0.48 KV y la corriente de corto circuito máxima que es la de las barras generadoras de 13.8 KV. 231

Diagrama unifilar simplificado

TG-1 25 MVA F.P . = 0.85

TG-2 25 MVA F.P . = 0.85

50 51 51N

50 51 51N

50

13.8 KV

50

50

51

5065

3000

50

51

51

5065

5065

50

51

50 51

5065

5065

4000 M-BC-1

3000

50

51

50 51

5065

SE-1

5065

5065

3000

TR-2 10 MVA 13.8/4.16 KV Z=9%

50 51

5065

51

5065

5065

3000

4000

TR-1 10MVA 13.8/4.16 KV Z=9%

4.16 KV

50 51

5065

5065

5065

TR-4 Idem a TR-3 600

300

TR-3 1 MVA 4.16/0.48 KV Z=5%

250

250

500

0.48 KV

600

0.48 KV

TR-5 150 KVA 0.48/0.22 KV Z=3% 30

150

20

100

Fig.11.7. Diagrama unifilar.

232

50

150

75

TG-2 25 MVA F.P . = -0.85

16

Ruta de coordinación seleccionada

15 50 51

13.8 KV

1500:5

Icc=25 KAsim 1500:5

200:5

600:5

14 50 51

12 50 51

13

50 65

11

50 65

TR-1 1000 KVA 13.8/4.16 KV Z=9%

4000

10

M-BC-1

9

51 51

200:5

4.16 KV

Icc=26 KAsim 800:5

8

6 5

7 50 GS

50 GS

TR-4 1000 KVA 4.16/0.48 KV Z=5%

600

4 0.48 KV

1

2

150

T.M

3

TR-5 150 KVA 0.48/0.22 KV Z=3%

ME-5

Fig.11.8. Ruta de coordinación. 233

ME-2 Icc=15 KAsim

150(0.746)  176 A 3 (0.48)(0.9)(0.85)

Mínima:

In 

Máxima:

Icc = 25 KA en 13.8 KV

4.- Si se toma como voltaje base 13.8 KV, entonces la corriente referida del motor es: 0.48 I mot*  176  612 . , A y las corrientes extremas serían de 6.12 A y 25000 A, por lo que la 138 . escala de la hoja logarítmica sería multiplicada por 10. Si se considera el voltaje base de 0.48 KV, entonces la corriente referida del motor es: 0.48 I mot*  176  176, A la corrientes extremas son 176 A y 718,750 A, la escala de la hoja 0.48 logarítmica se multiplica por 100. Si se toma a 4.16 KV como voltaje base la escala se multiplica por 10 y los puntos extremos serían 20., y 82,932 A. Con el objeto de que las gráficas ocupen la parte central de la hoja logarítmica, para este caso queda mejor el voltaje base de 13.8 KV y la escala se multiplica por 10. En la parte inferior de la hoja logarítmica se indicará “Corriente = Amperes X 10”. 5.- Se procede a determinar la curva de operación del dispositivo de protección “1” que protege al motor de 150 HP ME-5. Elemento 1. El motor de 150 HP Clave ME-5 se protege con un interruptor termomagnético de la marca Federal Pacific Electric. Su corriente nominal se calculó anteriormente y es de 176 A. Se considera un tiempo de arranque de 8 segundos que corresponde a los arranques lentos, una corriente de arranque de 6 veces la nominal y una corriente de magnetización de 1.5 veces la corriente de arranque, para graficar el perfil del motor. Iarr = 6 In = 6(176) A = 1056 A.

Referida a 13.8 KV Iarr* = 36.7 A

Imag = 1.5 Iarr = 1.5(1056) = 1584 A Referida a 13.8 KV Imag* = 55 A La corriente de magnetización se considera que permanece un tiempo de 0.1segundos. Considerando un factor de servicio de 102 %, la curva del interruptor deberá estar con una corriente de disparo térmico Idt. Idt = 1.02(176) = 179.5 A

Referida a 13.8 KB

Idt* = 6.24 A

Se tabula la curva del interruptor tipo HFJ. NFJ de In = 200 A. Para la tabulación se toman los puntos clave de la curva de operación del termomagnético proporcionada por el fabricante, para esto se establecen los valores correspondientes de corriente (o múltiplo) y tiempo en pares ordenados (t, I). En el caso presente la corriente se da en múltiplos (I/In).

234

Los valores de corriente que se van a graficar ya referidos a la tensión base de 13.8 KV se calculan usando el factor K para facilitar el cálculo manual.

K  I n.sen sor 

Vn 0.48 I  200 = 6.957  I gra f  K MK Vbase 138 . In

Se realizan las operaciones de multiplicar cada uno de los valores de múltiplo M por el factor K y se obtiene la tercera fila de la tabla que corresponde a los valores de corriente que se usarán para construir la curva del dispositivo en la hoja logarítmica. Por ejemplo para 408 segundos se tiene un múltiplo M=5 y el valor de Igraf = 5 K= 5 (6.957) = 34.7. Tabla de puntos principales de la curva del dispositivo de protección No. 1 (t, Igraf). t, segundos M=I / In Igraf= K M

1000 1.6 11.13

140 3.0 20.8

40.8 5.0 34.7

20.0 7.0 48.7

3.0 10.0 69.5

0.06 0.02 0.015 10.0 15 60.0 69.5 104.3 417

La curva de este dispositivo debe permitir el arranque del motor y protegerlo de acuerdo a los márgenes que establecen las normas. En el ajuste magnético alto se tiene una tolerancia o error de 10%, por lo cual se obtiene la banda 1 mostrada en la gráfica de coordinación. Fig. 11.9. En la figura se agrega el tiempo máximo de rotor bloqueado que corresponde a la curva de daño del motor. La curva de operación de la protección debe pasar entre este punto y el perfil del motor. Para este caso se requiere instalar un relevador térmico de sobrecarga (OL por sus siglas en inglés) que no se muestra. Elemento 3. Es un interruptor electromagnético del tipo DS que se encuentra entre las dos secciones del bus de 0.48 KV. La potencia máxima de cálculo (ya con sobrecarga) es de 700 KVA. La corriente nominal de la sección es : 700  842 , A Referida a 13.8 KV : In.bus*= 29.3 A 3 0.48 El interruptor electromagnético marca IEM tipo DS con marco de 1200 A y sensor de 1000 A es el que se usará en este caso. Retardo de tiempo largo. Tiene ajustes de 0.5, 0.6, 0.7, 0.8, 0.9, 1.0, 1.1 y 1.25 veces el rango del sensor. Idp TL = 0.9(1000) = 900 A Idp TL* =31.3 A I n.bus 

Tiempo de retardo largo. Se tienen ajustes de 4 a 36 segundos en pasos de 4 segundos. Se escoge el mínimo de 4 segundos. Se localizan dos puntos: K=900(0.48/13.8)=31.3 t 4 400 M=I / In 6 0.6 Igraf*=K M 188 18.8 235

Para construir la curva se puede determinar el ancho de banda en 1000 s:

0.55 - 0.45 = 0.1 I (A) x 10

1

10

100

1000

10000

1000 Motor de 150 HP, 480 V, f.p.= 0.85, efic=0.9

1

Curva de capacidad del motor In=176 A ME-A-2

Parte térmica del electromagnético

100

Punto de tiempo máximo de rotor bloqueado

Los puntos de la curva son los tabulados para el elemento 1

Tiempo (s)

10

Perfil del motor

Iarr=1056 A

1

0.1 Imag=1584 A

Parte magnética del termomagnético Icc = 25000 A

0.01 0.1

1

10

KVbase = 13.8 KV 1 In = 176 A 2 Iarr = 1056 A

100 3

Icc = 15 KA a 0.48 KV

Fig.11.9. Protección de motor. 236

1000 I (A) x 10 10000 Icc = 26 KA a 4.16 KV

Ibanda = 0.1(900) = 90 A Referida a 13.8 KV: Ibanda* = 90(0.0347826) = 3.13 A Ajuste de corriente de tiempo corto. Los ajustes que proporciona el dispositivo son 4, 5, 6, 7, 8, 9, y 10 veces el rango del sensor. Se selecciona el mínimo: 4. Id.TC = 4Ins = 4(900) = 3600 A Referido a 13.8 KV Id. TC* = 125 A Ajuste de tiempo corto. Los retardos que tiene este dispositivo en tiempo corto son 0.5, 0.33 y o.18 seg. A 2.5 veces la corriente del sensor. Considerando que debe haber un tiempo de 0.18 seg. entre el dispositivo 1 y el 2, se toma 0.18 de calibración de retardo de tiempo corto. El disparo instantáneo no es necesario porque el tiempo corto es muy similar al instantáneo. La gráfica del elemento No. 3 se da en la fig. 11.10. La corriente de carga máxima por este interruptor es la carga total de las dos secciones de las barras de 0.48 KV, cuando se presenta la desconexión del otro transformador, en este caso se considera un 20 % de sobrecarga del transformador.

1200

I calc 

3  0.48

 1443 A

Interruptor electromagnético IEM, con RANGO de 1600 A, y sensor de 1200 A. La corriente nominal del transformador es de 1203 A. Corriente de disparo en tiempo largo. Se dispone de los siguientes ajustes: 0.5, 0.6, 0.7, 0.8, 0.9, 1.0, 1.1 y 1.25 veces el rango del sensor. El ajuste es Icalc/In.s = 1443/1200 = 1.2, por lo que se toma el ajuste mayor posible que es 1.25 veces el rango del sensor. La corriente de disparo de tiempo largo es: IdpTL = 1.25(1200) = 1500 A Retardo de tiempo largo:

Referida a 13.8 KV

Id.T.L* = 52 A

tdTL = 4 seg.

Se determinan dos puntos: t, s M=I / In Ig*=KM

4.0 6.0 313

300 0.7 37.0

K  1500

150 1.0 52.17

0.48  5217 . 138 .

El ancho de banda es de 0.1 el rango del sensor: Ibanda=0.1 X 1500 = 150 A

237

I (A) x 10 1

10

100

1000

10000

1000

3

1

4

In=176 A ME-A-2

Curva de capacidad del motor

100

Tiempo (s)

10

Perfil del motor

Iarr=1056 A

1

Imag=1584 A

0.1

0.01 0.1

1

10

KVbase = 13.8 KV 1 In = 176 A 2 Iarr = 1056 A

100 3

Icc = 15 KA a 0.48 KV

1000 I (A) x 10 10000 Icc = 26 KA a 4.16 KV

Fig.11.10. Elementos No.3 y No.4 coordinados entre sí y con el elemento No. 1.

238

Ajuste de corriente de disparo de tiempo corto. Se toma la misma calibración: 4 In.s IdpTC = 4In = 4(1500) = 6000 A

Referido a 13.8 KV IdpTC* = 208.7 A

Se selecciona el tiempo de disparo de tiempo corto:

tdpTC = 0.55 seg.

Este elemento protege la barra contra cortocircuito y al transformador contra sobrecargas superiores al 20%. Elemento 6. Fusible limitador de corriente marca DRIESCHER tipo DRVAL. Protege al transformador de 1000 KVA contra corto circuito principalmente, porque el electromagnético lo protege contra sobrecargas. La corriente nominal del transformador:

I nTR 

1000 3 (4.16)

= 138.8 A

I nTR*  42 A

Considerando un 20% de sobrecarga: ICALC = 1.2(138.8) = 166.56 A

ICALC* = 50.2 A

Anteriormente se utilizaba el punto ANSI como referencia en la protección de transformadores, por lo que en este caso se define el punto y además la curva de daño. Punto ANSI: Por las tablas I = 11.6In I = 1610 A

a 3 seg. ANSI (11.6 In, 3)

Referido

I* = 485.35 A

a 3 seg.

La curva de daño para el transformador de 1000 KVA de Categoría II se define por los puntos de la tabla siguiente: Punto

1

2

3

4

tiempo, s

2

4.08

2551·ZT2=6.37

50

Corriente, A

Ipc/ZT= 2776

0.7 Ipc/ZT=1943.2

0.7 Ipc/ZT=1943.2

5 Ipc=694

Iref. 13.8

837

586

586

209

Nota. Los valores de impedancia se usan en las fórmulas de la tabla en pu, es decir ZT=0.05, ya que es 5% la impedancia del transformador. La corriente nominal del transformador son 138.8 A. Punto de magnetización o punto “Inrush”: La corriente de magnetización puede ser de 8 hasta 1500 KVA, 10 de 1501 hasta 3500 KVA y 12 para más de 3500 KVA veces la corriente nominal del transformador. Para este caso el múltiplo es 8: Inrush = 8 In = 8 X 138.8 = 1110.4 A Referido a 13.8 KV:

239

I* = 334 A

a 0.1 seg.

I (A) x 10 1

10

100

1000

10000

1000

3

1

6

4

In=176 A ME-A-2

100

4 Curva de daño del transformador

10

Tiempo (s)

3 2 1 Perfil del motor

Iarr=1056 A

1

Punto inrush

Imag=1584 A

0.1

0.01 0.1

1

10

KVbase = 13.8 KV 1 In = 176 A 2 Iarr = 1056 A

100 3

Icc = 15 KA a 0.48 KV

1000 I (A) x 10 10000 Icc = 26 KA a 4.16 KV

Fig. 11.10. Protección del transformador por medio del elemento 4 (electromagnético) y 6 (fusible). 240

A este transformador lo protege un fusible Driesher tipo DRVAL de 4.16 KV de 200 A. t, seg.

1000

240

75

30

5

4

0.1

0.01

I, A

400

500

600

700

1000

2000

3200

8500

Igraf, A

120

150

180

211

301

602

964

2562

El fusible de 200 A cumple con las condiciones de operación, protegiendo debidamente al transformador y permitiendo su energización. Elemento 9. Protege a la sección de las barras de 4.16 KV en la cual se supone una carga máxima de 5500 KVA y una corriente de carga máxima de 763 A. Los transformadores de corriente instalados son con relación de transformación de 800/5 A. El relevador utilizado es de inducción, de la marca Westing House de tiempo inverso tipo CO-8. La corriente de carga máxima debe determinarse de acuerdo a las condiciones reales de operación, en nuestro caso se está considerando únicamente una sobrecarga del 10%. Existen industrias en que las sobrecargas pueden ser mayores y otras en las que no existen. Cálculo de la derivación o Tap:

TAP 

I n.bus 763  I n.2.TC  (5)  4.77 I n.1.TC 800

Se escoge el valor próximo superior del tap que es 5.

I d . p. 

In.1.TC 800 . In.2.TC   5  800 A TAP 5

Refiriendo a 13.8 KV: Idp* = 241.16 A

En la gráfica de coordinación se ve en que tiempo puede operar el relevador con 241 A y se encuentran 20 seg. Con esto se pasa a las curvas del CO-8 y se ve que se necesita el dial No. 3. Se tabula la curva y se comprueba que se respeten los márgenes de coordinación. Dial 3 CO-8 t

25.0

15.0

6.0

2.5

1.0

0.7

0.6

0.5

0.45

M=I/I

1.3

1.5

2.0

3.0

6.0

10.0

14.0

23.0

35.0

313.5

361

482

723

1446

2411

3376

5546

8440

n

Ig=K M

I g  K  M ; K  TAP. A

Vn 800 4.16 = (5)  = 241.16 Vb 5 13.8

241

I (A) x 10 1

10

100

1000

10000

1000

3

1

6

4

In=176 A ME-A-2

100

Tiempo (s)

10

9

Perfil del motor

Iarr=1056 A

1

Imag=1584 A

0.1

0.01 0.1

1

10

KVbase = 13.8 KV 1 In = 176 A 2 Iarr = 1056 A

100 3

Icc = 15 KA a 0.48 KV

1000 I (A) x 10 10000 Icc = 26 KA a 4.16 KV

Fig. 11.10. Protección de la sección de barras colectoras de 4.16 kV con un relevador CO-8.

242

Elemento 10 Protege toda la barra de 4.16 KV con una corriente nominal.

10000

In 

3 (4.16)

 1388 A

La corriente de cálculo se encuentra considerando una sobrecarga para este caso de 10 %. ICALC = 1.1(1388) = 1527 A

Refiriendo a 13.8 KV:

ICALC* = 460 A

Para este caso se utiliza el mismo relevador WH tipo CO-8 por tratar de tener uniformidad en el equipo.

2000

La relación de transformación es A 

El TAP  I dp  (4)

1527 (5)  3818 . 2000

5 Se adopta el TAP = 4.

2000  1600 Se prueba con el DIAL 4. 5

t

35.0

20.0

8.5

5.0

2.5

1.3

1.0

0.8

0.6

M=I/In

1.3

1.5

2.0

2.5

3.5

6.0

9.0

15.0

35.0

Ig=KM

627

723

964

1206

1688

2894

4340

7235

16881

I g  K  M ; K  ( 4)

2000  4.16    = 482.32 5  13.8 

Elemento 12. Protege al transformador de 10,000 KVA TR-1 contra sobrecarga y principalmente contra corto circuito. La relación de transformación A=600/5. El relevador es WH Tipo CO-8. La corriente de corto circuito en las barras colectoras de 13.8 KV es Icc=25 KA. La corriente nominal del transformador:

I TR1 

10000 3(138 .)

= 418A

Se encuentra la corriente de cálculo considerando una sobrecarga de 10 %.

Ical = 1.1 (418) = 460 A 243

I (A) x 10 1

10

100

1000

10000

1000

3

1

6

In=176 A ME-A-2

4

100

10

Tiempo (s)

10

9

Perfil del motor

Iarr=1056 A

1

Imag=1584 A

0.1

Icc=25 kA a 13.8 kV

0.01 0.1

1

10

KVbase = 13.8 KV 1 In = 176 A 2 Iarr = 1056 A

100 3

Icc = 15 KA a 0.48 KV

1000 I (A) x 10 10000 Icc = 26 KA a 4.16 KV

Fig. 11.11. Protección del transformador por medio de relevador CO-8 del lado de 13.8 kV 244

460 (5) = 3.83 600

TAP 

La derivación o Tap es:

Se toma TAP = 4

Con este TAP la corriente de disparo es:

4(600) = 480A 5

I dp 

Esta corriente no funciona para la coordinación, ya que podría operar antes que la protección 7, o bien habría que tomar un dial muy alto. Se toma el TAP = 5 en lugar del TAP = 4.

I dp 

5(600) = 600A 5

TAP = 5, DIAL = 5

Se tabula la curva para el dial 5. t, s

42.0

25.0

11.0

6.5

4.2

2.0

1.2

0.9

0.8

0.7

M=I/In

1.3

1.5

2.0

2.5

3.0

5.0

10.0

17.0

27.0

50.0

Ig=KM

780

900

1200

1500

1800

3000

6000

10200

K  (5)

16200 30000

600  13.8    = 600 5  13.8 

Viendo las curvas de coordinación, se ve que con la corriente de 6000 A el elemento 9 opera en 1.2 seg., en tanto que el elemento 7 lo hace en 0.87 seg. El tiempo mínimo de retardo entre estos relevadores debe ser de 0.38 seg. (por norma), por lo cual no satisface la coordinación. Se escoge el dial 6. t, s

55.0

32.0

20.0

13.0

4.0

2.5

1.5

1.0

0.9

M=I/In

1.3

1.5

1.7

2.0

3.5

5.0

9.0

25.0

35.0

Ig=KM

780

900

1020

1200

2100

3000

5400

15000

21000

El TAP 5 y el DIAL 6 satisfacen la coordinación según se ve en la gráfica. Para el disparo INSTANTÁNEO la protección no debe operar con la corriente de cortocircuito en 4.16 KV. Icc 4.16 = 30 KA

Referida a 13.8 KV

Icc 4.16* = 9043 A

Considerando que el relevador instantáneo tiene un error de 1 %, la corriente de cálculo es: I cal  1.01  9043  9133 .4 A

TAPinst 

9133 .4 (5) = 76.1 A 600

Se escoge el TAP = 77 para el disparo instantáneo. 245

I dp 

77  600 = 9240 A 5

Elemento 15. Un relevador WH CO-8 protege la barra de 13.8 KV con Icarga máx = 1046 A que corresponde a 25 MVA. Relación de transformación A= 1500/5

TAP 

1046 (5) = 3.48 1500

Se toma TAP = 5 por razones de coordinación.

I dp 

5(1500) = 1500A 5

Se prueba el DIAL 6 t, s

55.0

32.0

20.0

13.0

4.0

2.5

1.5

1.0

0.9

M=I/In

1.3

1.5

1.7

2.0

3.5

5.0

9.0

25.0

35.0

Ig=KM

1950

2250

2550

3000

5250

7500

13500

37500

52500

Ig 

I 1500  13.8  I (5)   = 1500 In 5  13.8  I n

K=1500

El elemento instantáneo no se usa debido a que no se puede coordinar con el relevador instantáneo que protege a los transformadores de 10000 KVA que se alimentan por estas barras colectoras. Elemento 16. Protección contra fallas externas y sobrecarga del generador. Se utiliza un relevador de la marca General Electric tipo IJCV con bloqueo por tensión, especialmente diseñado para esta función. El generador es de 25 MVA con In = 1046 A La relación de transformación de los transformadores de corriente es A = 1500/5

TAP 

1046 (5) = 3.48 1500

Se selecciona el TAP = 5. Se prueba con el dial 5.

t, s

7

4.6

3.1

2.05

1

M=I/In

1. 25

1.4

1.6

2

5.0

Ig=KM

1875

2100

2400

3000

7500

246

I (A) x 10 1

10

100

1000

10000

1000

3

1

6

In=176 A ME-A-2

4

100

15

10 12

10

Tiempo (s)

G

Protección del generador (G)

G G

16 G

9

Perfil del motor

G

Iarr=1056 A

1

Imag=1584 A

0.1

Protección 50 12 Icc=25 kA a 13.8 kV

0.01 0.1

1

10

KVbase = 13.8 KV 1 In = 176 A 2 Iarr = 1056 A

100 3

Icc = 15 KA a 0.48 KV

Fig.11.12. Coordinación de las protecciones de toda la ruta. 247

1000 I (A) x 10 10000 Icc = 26 KA a 4.16 KV

I g  KM ;

K  (5)

1500  13.8    = 1500 5  13.8 

Como puede verse en capítulos anteriores, este relevador tiene la corriente de disparo en función de la tensión, la curva que se está graficando en este caso corresponde a la tensión nominal del relevador 115 V. Con tensiones menores la corriente de disparo disminuye, el caso extremo es cuando la tensión es cero, y la corriente de disparo es de 0.25 la corriente de disparo. El problema que resuelve este relevador es el hecho de que con falla sostenida en las terminales del generador a los dos segundos la corriente de corto circuito es mucho menor que la corriente nominal del propio generador y cualquier relevador de sobrecorriente normal no detecta la falla. El tiempo de dos segundos se da porque se trata de protección de respaldo contra fallas externas. La curva de protección del generador no se encuentra a la derecha y arriba de las curvas de los relevadores 12 y 15 debido a que por este relevador sólo pasa la corriente nominal del propio generador y sólo su propia corriente de corto circuito, mientras que por el relevado 12 pasa la corriente total de corto circuito de 25 kA. Si así se desea los elementos de la ruta de coordinación pueden numerarse en forma corrida no como en este ejemplo en que se usaron números salteados. 11.8. Preguntas adicionales. 1. Cuál es el objetivo que tiene realizar un estudio de coordinación de protecciones y porqué no todas las protecciones se toman en consideración ? 2. Explique la forma en que se construye la curva ANSI o curva de daño para diferentes tipos de transformadores. 3. ¿Qué significado tienen los límites de protección de los transformadores ? 4. ¿Qué ventajas ofrece la curva de daño con respecto al antiguo punto ANSI que se usaba como referencia en la protección de transformadores ? Explique. 5. ¿Qué tan importante es la impedancia en el cálculo de la curva de daño? 6. Explique en forma concisa en qué consisten los límites del NEC con respecto a la protección de transformadores. 7. A qué se refiere la norma NOM-J-409 y porqué es de gran importancia en los transformadores? 8. Haga una comparación de la capacidad de sobrecarga de un transformador y de una máquina rotatoria. Explique. 9. Establezca la diferencia entre la corriente de magnetización de un transformador en operación normal y la corriente de magnetización que se usa como referencia en la protección del propio transformador. 10. Dibuje un perfil de un motor y explique todas sus partes. 11. ¿De qué depende el tiempo de arranque, o de aceleración de un motor y qué tiene que ver con el tiempo máximo de rotor bloqueado? 248

12. ¿Cómo se calcula el tiempo que puede soportar la corriente de corto circuito un cable ? Explique. 13.Con qué criterios se selecciona la escala de la hoja logarítmica para realizar la coordinación de protecciones. 14.¿Qué diferencias deben establecerse entre los márgenes de coordinación dados en las fig. 11.5 y 11.6, si se usan interruptores en vacío o en aire que operan en tres ciclos o menos ? 15. ¿Si los relevadores digitales son más precisos, esto deberá permitir la reducción de los márgenes de coordinación con respecto a los mostrados en este capítulo? 16. Mencione los pasos que deben seguirse en la coordinación de protecciones.

2004

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