Selectividad Combinada (y Parte 8ª)

La evolución tecnológica y, sobre todo, la evolución digital, permiten la combinación de diversos principios de protección y de selectividad. Así es posible aplicar, a cada sección de la red, la mejor de las soluciones.

La selectividad combinada es una mezcla de funciones básicas que proporciona ventajas adicionales en comparación con los tipos de selectividades individuales:

• Selectividad total. 
• Redundancia o reserva

A continuación se describen varios ejemplos prácticos de aplicaciones que utilizan selectividad combinada:

• Amperimétrica + cronométrica. 
• Lógica + cronométrica. 
• Cronométrica + direccional. 
• Lógica + direccional. 
• Diferencial + cronométrica

Selectividad amperimétrica + cronométrica

La figura 1 muestra una disposición con dos de los siguientes elementos:

• Selectividad amperimétrica entre A1 y B. 
• Selectividad cronométrica entre A2 y B.

Esto proporciona una selectividad total y la unidad de protección en A proporciona una reserva para la unidad de protección en B.

Figura 1: Selectividad amperimétrica + cronométrica.

Selectividad lógica + cronométrica de reserva

La figura 2 muestra una disposición con dos de los siguientes elementos:

• Selectividad lógica entre A1 y B.
• Selectividad cronométrica entre A2 y B.

La unidad de protección A2 proporciona una reserva para la unidad de protección A1, si A1 falla al disparar debido a un fallo de señal de bloqueo (señal de bloqueo permanente).

Figura 2: Selectividad lógica + cronométrica de reserva.

Selectividad lógica + cronométrica

La figura 3 muestra una disposición con dos de los siguientes elementos:

• Selectividad lógica dentro de un cuadro de distribución (entre A y B, y entre C y D).
• Selectividad cronométrica entre dos cuadros de distribución B y D, con TB = TD + ΔT.

No es necesario instalar un enlace de transmisión de señales lógicas entre dos cuadros de distribución alejados. Las temporizaciones de disparo son más cortas con la selectividad cronométrica únicamente (fig. 3).

• La selectividad cronométrica de reserva debe incluirse en los puntos A y C

Figura 3: Comparación de tiempos de disparo de selectividad combinada (lógica + cronométrica) y de selectividad cronométrica.

Selectividad cronométrica + direccional

D1 y D2 están equipados con unidades de protección direccional de temporización corta; H1 y H2 están equipados con unidades de protección de máxima intensidad de temporización (Figura 4).

Si el fallo se produce en un punto 1, sólo lo detectan las unidades de protección D1 (direccional), H1 y H2. La unidad de protección en D2 no lo detecta, debido a la di rección de corriente detectada. D1 se dispara. La unidad de protección H2 se des conecta, H1 se dispara y la sección defectuosa H1-D1 se aísla:

TH1 = TH2.

TD1 = TD2.

TH = TD + DT.

Figura 4: Selectividad cronométrica + direccional.

Selectividad lógica + direccional

Ola figura 5 muestra que la orientación de las señales de bloqueo depende de la dirección del flujo de la corriente. Este principio se utiliza para el acoplamiento de barras y bucles cerrados.

 Fallo en extremo D2:

·         Disparo en D2 y B.

·         D1 está bloqueado por B (BSIG: señal de bloqueo).

Fallo en extremo D1:

·         Disparo en D1 y B.

·         D2 está bloqueado por B (BSIG: señal de bloqueo).

Figura 5: Selectividad lógica + direccional.

Selectividad diferencial + cronométrica

La Figura 6 muestra una disposición con dos de los siguientes elementos:

• Protección diferencial instantánea. 
• Una unidad de protección de máxima intensidad de fase o de fallo a tierra en A como reserva para la unidad de protección diferencial. 
• Una unidad de protección de corriente en B para proteger la zona aguas abajo. 
• Selectividad cronométrica entre las unidades de protección en A y B, con TA = TB + ΔT.

Esto proporciona una reserva para la función de protección diferencial, pero a veces son necesarios los transformadores de doble devanado.

Nota: La selectividad cronométrica puede ser sustituida por la selectividad lógica.

Figura 6: Selectividad diferencial + cronométrica.

Ejemplo de Asociación de diversas selectividades

El esquema de la figura 7 muestra que una selectividad óptima puede necesitar la instalación de varios de los tipos de protección hasta ahora presentados. Esta combinación consigue una eliminación del defecto mucho más rápida.

Figura 7: La selectividad óptima, en este ejemplo, se obtiene usando diversas técnicas.

Diagrama a: técnicas amperimétricas, cronométricas y lógicas,

Diagrama b: técnicas cronométricas con curvas a tiempo extremadamente inverso 2 , inverso (y lógico) 3 y 4 , constante 5 .

FUENTES:

Schneider Electric: Guía de protección

Schneider Electric: Protección de redes de AT, industriales y terciarias (André Sastre)

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http://www.mediafire.com/file/spwdt3nfcst8hpu/Selectividad_Combinada.pdf

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Selectividad entre fusibles y disyuntores (Parte 7ª)

Existen dos problemas diferentes de selectividad según que los fusibles estén situados aguas arriba o abajo del disyuntor.

Fusibles aguas abajo del disyuntor

Consideramos unos fusibles MT y un disyuntor MT provisto de una protección de máxima corriente.

Las curvas de disparo deben respetar las condiciones indicadas en la figura 1 para una protección a tiempo independiente o en la figura 2 para una protección a tiempo dependiente.

Figura 1: Selectividad entre fusibles y protección a tiempo independiente

Figura 2: Selectividad entre fusibles y protección a tiempo dependiente

Fusibles aguas arriba de un disyuntor

Este es el caso de un transformador situado entre un combinado interruptor + fusibles (rupto-fusible) de protección aguas arriba y el interruptor general del cuadro de BT inmediatamente aguas abajo.

La norma IEC 62271-105 relativa a combinados de interruptores + fusibles impone que la corriente de cortocircuito trifásica en bornes del secundario del transformador provoque la fusión de los fusibles en un tiempo inferior al tiempo de apertura del interruptor accionado por los fusibles (40 ms · 10% = 36 ms).

Como resultado, para los cortocircuitos en baja tensión próximos al transformador, el tiempo de fusión es inferior a 36 ms, por lo tanto, no es posible obtener selectividad entre un interruptor automático del cuadro general de BT de aguas abajo del transformador y los fusibles de aguas arriba.

Si se retardan los interruptores del BT, sólo los situados lo suficientemente lejos del transformador podrían ser selectivos con los fusibles. De hecho, la corriente de cortocircuito es entonces lo suficientemente baja para que el tiempo de fusión sea mayor que el tiempo de retardo. Para que la selectividad sea total y sin ningún riesgo de daño por los fusibles, el tiempo de fusión debe ser superior a tres veces el retardo de tiempo del interruptor para el cortocircuito máximo en los terminales (Figura3).

La falta de selectividad de los fusibles aguas arriba del transformador con el interruptor automático general de BT es una desventaja importante comparada con la solución de una protección por disyuntor en la parte de MT en lugar del combinado interruptor + fusibles.

Figura 3: Selectividad entre fusibles MT aguas arriba de un interruptor automático

FUENTE:

Schneider Electric: Guía de protección de redes industriales (Ch. Prévé) 

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http://www.mediafire.com/file/2p2caf0xnom5b5u/Selectividad_entre_fusibles_y_disyuntores.pdf

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Selectividad Diferencial (Parte 6ª)

Estas unidades de protección, selectivas por naturaleza, comparan la corriente en los dos extremos de la sección supervisada del sistema eléctrico.

Ver post: “Protección diferencial de Transformadores (ANSI 87 T)” en el siguiente link:

http://imseingenieria.blogspot.com.es/2015/09/proteccion-diferencial-de.html

Modo de funcionamiento

En principio, cuando no hay un defecto, las corrientes que entran en cada elemento de una instalación de distribución de energía eléctrica son iguales, fase a fase, que las que salen. La protección diferencial tiene como misión controlar estas igualdades, medir la posible diferencia entre las dos corrientes (debida a un defecto) y, para un umbral determinado, dar la orden de disparo. El elemento defectuoso queda entonces aislado de la red (figura 1).

Esta protección permite supervisar una zona bien delimitada por medio de un par de juegos de reductores de corriente (o transformadores de corriente): es autoselectiva y puede, por tanto, ser instantánea. Esta ventaja debe de conservarse durante los períodos en los que se producen fenómenos transitorios; sin embargo, su sensibilidad debe de limitarse a los fenómenos debidos a defectos y no a otros que son normales (Corriente magnetizante de transformador, corriente capacitiva de línea, corriente de error debida a saturación de los sensores de intensidad…). Las características de los «transitorios» son peculiares para cada elemento de la red: las protecciones diferenciales son, por tanto, tecnológicamente «especiales», según sea:

• diferencial de líneas y cables,
• diferencial de juego de barras, 
• diferencial de transformador, 
• diferencial de motor, 
• diferencial de alternador.

a - protección diferencial de un cable: ante un defecto, los dos interruptores automáticos abren,

b - protección diferencial de una máquina, motor o alternador,

c - protección diferencial de transformador: si hay fuentes aguas abajo, ante un defecto abren los dos interruptores automáticos,

d - protección diferencial de un juego de barras: si hay fuentes aguas abajo, ante un defecto, abren todos los interruptores automáticos.

Figura 1: Ejemplo de empleo de la protección diferencial.

El empleo de esta protección queda limitado porque necesita un cableado (cables piloto o conexiones de los secundarios de los transformadores de corriente), unos reductores de corriente, y unos ajustes especialmente delicados para asegurar que no se produzcan disparos intempestivos. Se usa cada vez que es obligatorio eliminar muy rápidamente un defecto:

• reducción del tiempo aguas arriba en una cadena de selectividad cronométrica, por supresión de un eslabón de esta misma cadena,
• mejora de la estabilidad dinámica de una instalación que tiene máquinas rotativas, 
• protección suplementaria de un elemento de gran importancia por su valor intrínseco o por las consecuencias inaceptables de su desconexión por un fallo…

La instalación de este tipo de protección impone también ciertas obligaciones:

• un TI -Transformador de Intensidad- en cada fase y en cada extremo de la zona controlada. 
• una conexión entre los dos dispositivos para la protección diferencial de cable. Antes de decidirse por esta protección es conveniente asegurarse de su eficacia para todo tipo de defectos imaginables. En efecto, el principio de detección utilizado frecuentemente para una protección diferencial con hilo piloto, hace que la sensibilidad dependa de la fase defectuosa y del tipo de defecto (fase-fase o fase-tierra). 
• para la protección diferencial de una máquina: los extremos de los bobinados del lado del neutro deben de ser accesibles, para conectar los TI
• para la protección diferencial de un transformador:

o   según que el relé de protección se instale en la celda aguas arriba o aguas abajo, el cableado hacia el otro juego de TI será relativamente largo; es entonces necesario vigilar su sección (consumo) y su trazado (perturbaciones).

o   si el régimen de neutro es muy diferente de una parte a otra del transformador, los defectos «a tierra» no siempre son todos detectables; en estos casos hay que hacer un tratamiento especial.

• para la protección diferencial de un juego de barras: con ciertos tipos de aparatos todos los TI deben de tener un mismo rendimiento e igual al del mayor TI. Esta protección de alta impedancia, usada sobre todo en los países de influencia anglosajona, presenta graves dificultades:

o   para la derivación de los circuitos secundarios de los TI, cuando el juego de barras alimenta numerosas salidas con diferentes configuraciones;

o   para la realización de los cableados, porque su gran impedancia puede, durante el defecto, inducir sobretensiones en el cableado de los secundarios de los TI. Estas sobretensiones pueden necesitar la colocación de dispositivos supresores de sobretensiones.

Principios de detección diferencial

Existen dos principios básicos según el modo de estabilización:

• Protección diferencial de alta impedancia: el relé está conectado en serie a una resistencia de estabilización Rs en el circuito diferencial (figuras 2 y 3).
• Protección diferencial basada en porcentaje: el relé está conectado de forma independiente a los circuitos que transmiten las corrientes IA e IB. La diferencia entre las corrientes IA e IB está determinada en la unidad de protección y la estabilidad de protección se obtiene mediante una retención relacionada con la corriente circulante (fi guras 4 y 5)

Ventajas

• Protección sensible a la corriente de defecto menor que la corriente nominal del equipo protegido.
• Protección de zona que puede dispararse de manera instantánea.

Inconvenientes

• El coste de la instalación es elevado. 
• Se necesitan conocimientos para instalar el sistema.
• Se debe incluir una función de reserva de máxima intensidad.

Comparación de los dos principios

• Protección diferencial de alta impedancia:

o  Los TI aguas arriba y aguas abajo deben tener las mismas corrientes nominales (primaria y secundaria).

o Se elige la resistencia de estabilización para evitar que se dispare por fallos externos con un TI saturado y para permitir que el TI alimente el relé.

o El relé es relativamente sencillo, pero requiere el uso de resistencias de estabilización. 

• Protección diferencial basada en porcentaje:

o   Se puede adaptar para que se ajuste al equipo que se va a proteger.

o   El relé es relativamente más complejo pero es fácil de usar.

FUENTES:

Schneider Electric: Guía de protección

Schneider Electric: Protección de redes de AT, industriales y terciarias (André Sastre).

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http://www.mediafire.com/file/xlbkolmxdkv4li3/Selectividad_diferencial.pdf

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Selectividad Direccional (Parte 5ª)

En un sistema eléctrico en bucle, en el que los fallos se alimentan desde ambos extremos, es necesario utilizar una unidad de protección que sea sensible a la dirección del flujo de la corriente de defecto para localizar y corregir el fallo de manera selectiva.

Se utilizan para esta función, unidades de protección de máxima intensidad direccional.

Modo de funcionamiento

Las acciones de protección difieren según la dirección de la corriente (figuras 1 y 2), por ejemplo, según el desplazamiento de fase de la corriente en relación con una referencia dada  por el vector de tensión; el relé necesita, por lo tanto, datos de corriente, así como de tensión.

          Figura 1: Unidad de protección activa                Figura 2: Unidad de protección inactiva

Las condiciones de funcionamiento, a saber, la protección del disparo y de las zonas sin disparo, se adaptan para proteger el sistema eléctrico (figura 3).

Figura 3: Detección de la dirección de la corriente

Ejemplo de selectividad direccional para defectos entre fases de una red con dos llegadas en paralelo (figura 4):

Los disyuntores D1 y D2 están equipados con protecciones de máxima corriente de fase direccional, D3 y D4 están equipados con protecciones de máxima corriente de fase.

Para un defecto en A:

• La corriente de cortocircuito Icc1 y Icc2 se establecen simultáneamente
• La protección direccional en D2 no se activa ya que es atravesada por una corriente en el sentido opuesto al sentido de detección de la protección.
• La protección direccional en D1 actúa por estar atravesada por la corriente que circula en el sentido de detección de la protección. Esta provoca el disparo del disyuntor D1, cortando la corriente Icc2. Un sistema de inter-disparo provoca la apertura de D3, cortando la corriente Icc1.
• La protección en D4 no se activa.

La selectividad entre la protección direccional en D1 y la protección en D4 es cronométrica.

Igualmente, la selectividad entre la protección direccional en D2 y la protección en D3 es cronométrica.

Ventajas

Esta solución es sencilla y se puede aplicar en un gran número de casos.

Inconvenientes

Es necesario utilizar transformadores de tensión para proporcionar una referencia de fase a fin de determinar la dirección de la corriente.

Aplicación

Este principio se utiliza para proteger los elementos de entrada en paralelo y los sistemas eléctricos de bucle cerrados, bucles abiertos con interruptor automático, así como en algunos casos de protección de fallo a tierra.

Figura 4: Selectividad direccional para defectos entre fases

de una red con dos llegadas en paralelo

FUENTES:

Schneider Electric: Guía de protección

Schneider Electric: Guía de las protecciones en redes industriales (Ch. Prévé)

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Selectividad Lógica (Parte 4ª)

El Sistema de Selectividad Lógica ha sido desarrollado con objeto de solucionar los inconvenientes de la selectividad amperimétrica y cronométrica, permitiendo obtener una selectividad de desconexión perfecta, y en consecuencia una reducción considerable del retardo del disparo de los interruptores automáticos más próximos a la fuente.

Por tanto, a este sistema de selectividad se recurre cuando con la selectividad cronométrica se llega a tiempos inadmisibles en la cabecera de línea. La ventaja es que se pueden tener todos los relés en cascada tarados al mismo tiempo de actuación (100 ms p.ej.), ya que el "último" en ver el defecto, al no recibir señal de espera lógica (bloqueo) de las protecciones de aguas abajo, interpreta que el defecto se encuentra en su tramo, y por tanto actúa.

Principio del sistema de selectividad lógica

Cuando se produce un defecto en una red de distribución en antena, la intensidad de la corriente producida recorre el circuito situado entre la fuente y el punto de defecto, con las consiguientes consecuencias:

• son solicitadas las protecciones aguas arriba del defecto; 
• las protecciones aguas abajo del defecto no se ven afectadas; 
• únicamente debe actuar la primera protección situada aguas arriba del defecto.

Cada interruptor automático tiene asociada una protección lógica, apta para emitir y recibir una orden de espera. Cuando una protección se activa, solicitada por una corriente de defecto:

• emite una orden lógica de espera a las protecciones aguas arriba (orden que aumenta la temporización del relé aguas arriba).
• provoca el disparo del interruptor automático asociado, si no recibe una orden lógica por la protección de aguas abajo.

La figura 1 representa de forma simplificada una distribución en antena (con un solo interruptor automático por cada cuadro).

Figura 1: Distribución en antena con utilización de la selectividad lógica

Funcionamiento cuando el defecto aparece en el punto A de la figura 1 

• las protecciones Nº 1, Nº 2, Nº 3 a Nº (n), son solicitadas; 
• la protección Nº 1 emite una orden de espera lógica a la protección aguas arriba y una orden de disparo del interruptor automático D1; 
• las protecciones Nº 2, Nº 3 Nº (n) emiten una orden de espera lógica desde aguas abajo dirigida a las protecciones de aguas arriba, a la vez que reciben una señal lógica que les induce a dar la orden de disparo de los disyuntores D2, D3 D(n) asociados (este proceso lógico se interrumpe cuando la protección Nº (n) tiene un reglaje tal que la intensidad del defecto resulta inferior a su umbral de regulación Ir).

El disyuntor D1 elimina el defecto A al cabo de:

tc_D1 = T¹₁  + t₁

siendo:

tc_D1 : tiempo de apertura del interruptor automático D1,

T¹₁ = temporización (retardo) de la protección Nº 1,

t₁ = tiempo propio de apertura de D1, incluido tiempo del arco.

Funcionamiento cuando el defecto aparece en el punto B de la figura 1

• la protección Nº 1 no está solicitada; 
• las protecciones Nº 2, Nº 3 Nº (n) están solicitadas y emiten una orden de espera lógica a las protecciones de aguas arriba; 
• únicamente el interruptor automático Nº 2 no recibe la orden de espera lógica y emite la señal de corte.

El disyuntor D2 elimina el defecto B al cabo de:

tc_D2 = T¹₂ + t₂ 

siendo:

tc_D2 : tiempo de apertura del interruptor automático D2,

T¹₂ = temporización (retardo) de la protección Nº 2

t₂ = tiempo propio de apertura de D2, incluido tiempo del arco.

El mismo razonamiento puede ser aplicado a cualquiera de los interruptores automáticos integrados en la red de distribución.

Las temporizaciones T¹₁, T¹₂, T¹_(n) de las protecciones Nº 1, Nº 2, Nº (n) no intervienen en la selectividad y solo están concebidas para la función de protección: los reglajes pueden ser tan cortos como requiera la protección y la transitoriedad de la puesta en carga (motores, transformadores).

Con el sistema de selectividad lógica el tiempo de eliminación de los defectos puede ser así muy reducido y ser independiente del número de etapas (0,1 a 0,2 segundos según el material a proteger). Así es posible obtener la selectividad entre una protección instantánea aguas arriba y una protección temporizada aguas abajo, para prever por ejemplo una temporización más reducida en la fuente de energía que cerca de los receptores.

Observación:

La función «espera lógica» corresponde al aumento de la temporización propia de los relés aguas arriba. Por cuestión de seguridad, la duración de la espera debe ser limitada, ya que la protección ha de permitir el funcionamiento en socorro aguas arriba aislando la zona aguas abajo del defecto.

Empleo del sistema de selectividad lógica (figura 2)

La selectividad lógica puede ser aplicada:

• para las protecciones de corto circuito y de defecto homopolar,
• en toda la extensión de una red, desde la alta tensión justo en las ramificaciones principales en baja tensión, 
• solamente sobre un elemento de la red, por ejemplo en un panel, la selectividad es parte integrante del equipo construido y ensayado en fábrica.

En función de las necesidades del usuario y de las circunstancias de la realización del tendido eléctrico, la aplicación de la selectividad lógica puede ser:

o   puntual en un puesto,

o   progresiva extendiéndose de un puesto a otro aprovechando los planes de actuación de mantenimiento de la red,

o   global si se prevé desde el proyecto de concepción de la red.

Figura 2: Ejemplo de reglaje de las temporizaciones, aplicando la selectividad lógica en un nivel

Ventajas de la selectividad lógica

Aparte la selectividad de la protección, que es una función primordial del sistema, la rapidez de los disparos que se obtiene permite reducir las exigencias a la solicitación por cortocircuito de las canalizaciones, de la aparamenta, de los transformadores de corriente, etc.; en proporciones apreciables económicamente.

Esta actuación, de gran fiabilidad, se basa como hemos visto, en la posibilidad que tiene el relé aguas abajo, de aumentar inteligentemente la temporización propia de relé aguas arriba.

Un fallo no puede, en ningún caso, afectar el conjunto de las protecciones. Aunque ciertamente utiliza la selectividad amperimétrica, presenta la innegable ventaja de permitir tiempos de disparo no acumulativos. Con ello, es posible resolver el problema de la selectividad de los disparos sobre el conjunto de la red, desde las principales ramificaciones de baja tensión hasta la alta tensión.

La puesta en servicio de esta protección ofrece poca complejidad; se adapta sin dificultad tanto en los nuevos proyectos como en las instalaciones existentes. Permite las ampliaciones sin modificar las regulaciones y no necesita más que un simple enlace, por hilo piloto, entre los cuadros aguas abajo y el cuadro aguas arriba para la transmisión de las informaciones lógicas.

Además, al ser el sistema independiente del número de etapas protegidas, la concepción de las redes se hace en función de las necesidades reales del usuario y no en función de las exigencias del distribuidor.

Inconvenientes

Como se deben transmitir señales lógicas entre los distintos niveles de las unidades de protección, es preciso instalar un cableado adicional. Esto puede suponer una exigencia considerable cuando las unidades de protección están alejadas unas de otras, en caso de enlaces largos, por ejemplo (en distancias largas se usa fibra óptica para enviar la señal de bloqueo).

Esta dificultad puede superarse mediante la combinación de funciones: selectividad lógica en los cuadros de distribución cercanos y selectividad cronométrica entre zonas que están alejadas.

FUENTES:

Schneider Electric: Guía de Protección

Schneider Electric: Protección de redes por el sistema de selectividad lógica (F. Sautriau)

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