Cálculo de una red de MT/BT

 

A continuación se facilita un ejemplo de cómo puede efectuarse el análisis de una instalación MT/BT para calcular los principales parámetros eléctricos de la red, y para seleccionar los interruptores automáticos para la protección y el manejo correcto de la instalación, en relación con la selectividad de protección.

Descripción de las características de la instalación:

Red de distribución:

Tensión asignada V_1n = 20 kV

Corriente de cortocircuito I_kMV = 12,5 kA

Transformador de subestación con los datos siguientes:

Tensión asignada del primario: V_1n = 20 kV

Tensión asignada del secundario: V_2n = 400 V

Potencia asignada: S_nTR = 800 kVA

Tensión asignada de cortocircuito: v_k% = 5%

Normalmente, una instalación proporciona alimentación para distintas cargas; para simplificar, tendremos en cuenta las siguientes tipologías de carga:

Una carga pasiva L con:

Potencia asignada P_nL = 300 kW

Factor de potencia cos 𝜑 = 0,8

alimentación con un cable C que tiene las características siguientes:

Formación 2x(3x240) mm²

Capacidad de conducción de corriente del cable I_Z = 590 A

Longitud L_C = 15 m

Una carga activa M (motor asíncrono trifásico) con:

Potencia asignada P _nM = 90 kW

Coeficiente η x cos 𝜑 = 0,8 (rendimiento por factor de potencia)

El esquema de la instalación analizada es el siguiente:

Figura 1

Para poder realizar la verificación de las características de desconexión de las protecciones lo mejor posible, a continuación se analizan las características eléctricas de los distintos componentes de la instalación bajo estudio.

Red de distribución:

Empezando por la fuente de alimentación, es decir, por la red eléctrica a 20 kV propiedad de la compañía eléctrica que tiene su propio dispositivo de protección MT, normalmente caracterizado por curvas de desconexión de tiempo independientes con dos escalones, pueden suponerse los siguientes valores hipotéticos pero realistas para la protección de la compañía eléctrica a 20 kV:

Transformador:

El segundo elemento que afecta a los parámetros eléctricos de la instalación, sobre todo en la parte de BT, es el transformador de 800 kVA, que tiene los siguientes valores de intensidad:

- intensidad asignada del primario (parte de 20 kV): 

- intensidad asignada del secundario (parte de 400 V): 

Las corrientes de cortocircuito pueden calcularse con fórmulas prácticas y rápidas (por ejemplo, suponiendo una red MT en la parte de la carga con potencia de cortocircuito infinita), que dan resultados aceptables como una primera aproximación y que son útiles para evaluar las intensidades realmente presentes en la instalación y el dimensionamiento de los dispositivos de protección:

- corriente de cortocircuito trifásica en la parte del secundario (parte de 400 V)

A esta corriente de cortocircuito trifásica expresada como un valor eficaz simétrico, también le asociamos un factor de potencia de cortocircuito cosϕ_k = 0,35 y el valor máximo relevante equivalente a 43,6 kA.

- corriente de cortocircuito trifásica relacionada con la parte de MT debido a un fallo en la parte de BT

o calcular con la relación: 

El funcionamiento del transformador puede representarse a través de su curva de magnetización, y a través de la capacidad máxima de resistencia a cortocircuito que se tiene en cuenta desde el punto de vista térmico.

La curva de magnetización del transformador puede obtenerse mediante la fórmula:

Para más detalles ver post: Cálculo de la corriente de conexión o magnetización de un transformador, en el siguiente ling:

lhttps://imseingenieria.blogspot.com/2021/03/calculo-de-la-corriente-de-conexion-o.htm

La capacidad de resistencia a cortocircuito que se tiene en cuenta desde el punto de vista térmico puede expresarse como se indica en la norma IEC 60076-5 como la capacidad del transformador de resistir durante 2 segundos la corriente de cortocircuito del transformador mismo.

En la Figura 2 se ofrece una representación del diagrama de tiempo/corriente con las curvas siguientes:

Curva 1: curva de desconexión de la protección contra sobreintensidad MT;

Curva 2: curva característica de los parámetros eléctricos del transformador descrito anteriormente.

Todas las curvas se representan a la tensión de referencia de 400 V en la parte de BT; por consiguiente, los valores de intensidad relacionados con la tensión de 20 kV en la parte de BT deben multiplicarse por el cociente de transformación 20000 V/400 V.

Figura 2

Carga pasiva L

- intensidad nominal de la carga:

Carga activa M

- intensidad asignada del motor:

- corriente de cortocircuito del motor:

Teniendo en cuenta el tamaño y la duración limitada de este fenómeno, la corriente de cortocircuito calculada sin la aportación del motor deberá utilizarse como el valor de corriente de cortocircuito en la barra de distribución.

El estudio de la coordinación y la selección de las protecciones de MT y BT bajo la responsabilidad del usuario pueden empezar por analizar los valores característicos y de desconexión impuestos por la compañía eléctrica (curva 1). Esta información, como ya se ha dicho, suele reflejarse en el contrato de suministro y define el ámbito de acción para ajustar la protección de MT del usuario hacia la parte de alimentación.

Hacia la parte de la carga, el límite de la protección MT usuario viene dado por la forma de onda de la intensidad de magnetización del transformador (curva 2).

Teniendo en cuenta una instalación del usuario que en la parte de la carga del dispositivo de protección MT usuario tiene un cable con una longitud como la de la unidad de transformación MT/BT en una sala exclusiva, las protecciones de MT que pueden utilizarse podrían componerse de una protección sobreintensidad (51), y de una protección falta a tierra (51 N).

Dispositivo de protección MT del usuario (MT usuario)

Normalmente, la protección contra sobreintensidad en la parte de MT del usuario tiene dos umbrales de desconexión:

- uno con intensidades bajas y que puede identificarse con la protección contra sobrecarga, también indicado con I>

- otro con intensidades altas y que puede identificarse con la protección contra cortocircuito, también indicado con I>>

Los valores de ajuste de las intensidades y los tiempos para cada umbral se ajustarán, siempre que sea posible, a un nivel inferior a las protecciones de la compañía eléctrica; también es importante no reducir demasiado los ajustes para que no haya intersecciones con la curva de magnetización del transformador, de modo que no se produzca una desconexión cuando el transformador entre en servicio, y de manera que el espacio para el posicionamiento de las curvas de desconexión de las protecciones de BT siga estando libre.

Por supuesto, esto significa que la protección MT usuario deberá ser selectiva aguas arriba respecto al umbral de protección de la compañía eléctrica, y aguas abajo con la protección general de BT, garantizando también las funciones de protección de su propia competencia.

En general, pueden asignarse las siguientes funciones de protección a los dos umbrales anteriormente definidos para la protección MT usuario:

• protección contra la sobrecarga del transformador, que no es estrictamente necesaria si ya la proporciona el interruptor automático en la parte de BT u otros dispositivos dedicados, como por ejemplo equipo termométrico que controla la temperatura dentro de la máquina mediante sondas térmicas;

• protección contra cortocircuitos en el secundario del transformador en la parte de la alimentación del interruptor automático BT;

• protección contra cortocircuitos en la parte de MT del usuario, con desconexión instantánea:

• protección contra sobrecarga para el cable que constituye la conexión entre el punto de toma de la sala de suministro y el dispositivo de protección MT_usuario.

En cumplimiento de las condiciones anteriormente descritas, a continuación se indican los valores a ajustar para el dispositivo de protección MT_usuario. Los valores seleccionados pueden ser los siguientes y formar la curva 3 representada en el diagrama de la Figura 3.

umbral con intensidades bajas I> 65 A - 0,4 s en relación con 20 kV que corresponde a 65x20000/400 = 3250 A

umbral con intensidades altas I>> 360 A - 0,2 s en relación con 20 kV que corresponde a 360x20000/400 = 18 kA

Figura 3

Al relacionar las curvas de los dispositivos de protección y sus corrientes de cortocircuito relevantes, se obtiene el diagrama de la Figura 4, en que la curva 4 representa el valor de la corriente de cortocircuito, en la parte de BT, que afecta a los dispositivos MT.

Figura 4

De la evolución de las curvas de tiempo/corriente se deriva que:

- las curvas de disparo del dispositivo de la empresa de servicios públicos (curva 1) y del usuario (curva 2) no se solapan en todo el rango de corriente y, en particular, en relación con la corriente de cortocircuito en la parte del bobinado del secundario (curva 4); por lo tanto, sin tener en cuenta las tolerancias de desconexión típicas de cada dispositivo, es posible decir que, en el ejemplo dado, se garantiza la selectividad entre los dos dispositivos. Si no hubiera selectividad, los dos interruptores automáticos MT se abrirían simultáneamente, y el interruptor automático MT de la compañía eléctrica reiniciaría el servicio gracias a su cierre rápido, permaneciendo cerrado porque mientras tanto el fallo ha sido eliminado por la apertura del interruptor automático MT_usuario.

- ambos interruptores automáticos MT no intersectan con la curva de magnetización del transformador.

Gracias a estas consideraciones, puede considerarse que las curvas de protección MT se han ajustado adecuadamente y, seguidamente, es posible continuar con la selección y ajustar los dispositivos BT.

Dispositivo de protección general BT

En relación con los valores de corriente de cortocircuito anteriormente definidos (I_2k3F = 23 kA i_p = 43,6 kA) y con la intensidad nominal del secundario del transformador (I_2n = 1155 A), el interruptor automático general BT tendrá:

- una capacidad de corte “Icu” relacionada con la tensión en la parte de BT, superior al valor de corriente de cortocircuito eficaz en la barra de distribución BT (Icu > I_2k); una capacidad de cierre “Icm” superior al valor máximo de la corriente de cortocircuito en la barra de distribución BT (Icm > I_p);

- una intensidad nominal ininterrumpida “Iu”, adecuada para la intensidad máxima de la instalación, que coincide con la intensidad nominal del bobinado del secundario del transformador;

- un tamaño que, mediante ajustes adecuados, garantiza la selectividad con el dispositivo de protección MT aguas arriba y con los interruptores automáticos proporcionados para las cargas aguas abajo.

En referencia a los parámetros eléctricos calculados de esta manera, el interruptor automático a utilizar podría ser un interruptor en caja moldeada ABB de la serie Tmax T7S1250 PR332-LSI In 1250, con Icu = 50 kA a 400 V e Icm = 105 kA.

Dispositivo de protección para la carga pasiva L

La selección de este dispositivo debe efectuarse en relación con:

- el valor de la corriente de cortocircuito en el punto de instalación; dado que la limitación impuesta por el cable es insignificante, se tiene en cuenta el valor de cortocircuito de la barra de distribución BT, ignorando la limitación del cable. Por lo tanto I_2k3F = 23 kA e Icu será > I_2k3F;

- una intensidad nominal ininterrumpida “Iu”, adecuada para la intensidad máxima de carga;

- un tamaño que, mediante los ajustes adecuados, permite obtener la protección del cable:

- contra sobrecarga I_B ≤ I1 ≤ I_Z

- contra cortocircuito K²S² · I²t

Además de estas condiciones, el aparato elegido es un interruptor automático en caja moldeada ABB de la serie Tmax T5N630 PR221DS-LS/I In630.

Dispositivo de protección para la carga activa L (motor)

La elección de los dispositivos para arrancar los motores requiere un análisis preciso de distintos factores, por lo que ABB SACE ofrece al usuario final algunas tablas de coordinación de motores relacionadas con las distintas tipologías de arranque.

En este caso, al suponer un tipo de arranque directo normal tipo 2, en referencia a una tabla de 400 V 35 kA, los aparatos ABB a emplear son los siguientes:

interruptor automático: T3N250 MA 200 I3 = 2400A

contactor: A185

relé térmico: TA200DU200

En este punto, tras la selección de los interruptores automáticos para las cargas, el interruptor automático de mayor tamaño se tiene en cuenta como representativo de la verificación de la selectividad respecto al interruptor automático principal BT.

Al utilizar las tablas de coordinación a 400 V (véase un fragmento relativo a los casos de la Tabla 1), la combinación T7S1250 PR332-LSI In1250 - T5N630 PR221DS-LS/I In630 permite garantizar la selectividad total (indicada con “T”) hasta la menor capacidad de corte entre las de los interruptores automáticos utilizados, que equivale a 36 kA de T5N.

Tabla 1

Una vez se han identificado los tamaños de los interruptores automáticos, debe efectuarse un estudio más detallado para definir los ajustes adecuados y hallar una confirmación de las elecciones efectuadas.

El primer paso consiste en analizar los ajustes del interruptor automático principal BT. Los ajustes de protección de estos dispositivos vienen condicionados por los factores siguientes:

a) evolución de la curva 2, anteriormente determinadapara el interruptor automático MT usuario;

b) protección contra sobrecarga del transformador;

c) búsqueda de selectividad hacia el interruptor automático aguas abajo.

En particular, en relación con el punto b), deben cumplirse las condiciones siguientes:

• la desconexión con arreglo a la corriente de cortocircuito durante un tiempo inferior a 2 segundos (capacidad térmica del transformador de resistir el cortocircuito);

• el ajuste de la protección contra sobrecarga se realizará teniendo en cuenta el hecho de que las normas de producto CEI EN 60947-2 e IEC60947-2 contemplan el siguiente comportamiento para el interruptor automático, como característica de desconexión en condiciones de sobrecarga:

- desde la situación en frío, deberá garantizarse la no desconexión en un tiempo inferior al convencional (2 horas) para valores de intensidad equivalentes a 1,05 x I1 (I1 es la intensidad ajustada en la protección)

- desde la situación en caliente, deberá garantizarse la desconexión en un tiempo inferior al convencional (2 horas) para valores de intensidad equivalentes a 1,3 x I1

- para valores de intensidad entre 1,05 y 1,3 veces I1, la norma de producto no contempla un comportamiento definido del interruptor automático, incluso si su disparo suele tener lugar sin que se conozca exactamente el tiempo.

De conformidad con este comportamiento, que se acepta en las normas de producto, si el ajuste del disparo de protección tiene un valor I1 = I_2n del transformador, la situación será la siguiente:

● I < 1,05 x I1: no desconexión garantizada, con la sobrecarga consiguiente del 5% para el transformador;

● 1,05 x I1 < I < 1,3 x I1: tiempo de desconexión no definido y, por consiguiente en la peor hipótesis posible, el transformador podría someterse a una sobrecarga de hasta el 30% durante 2 horas (incluso si el interruptor automático suele desconectarse con tiempos mucho menores);

● I > 1,3 x I1: desconexión de la protección garantizada en cumplimiento de los tiempos de la curva característica.

En referencia al punto “c”, para obtener el valor de selectividad anteriormente determinado, es necesario que la función de protección contra cortocircuito instantáneo I3 se ajuste en OFF.

A tenor de estas consideraciones, la Figura 5 describe el diagrama de tiempo/intensidad que muestra cómo son selectivas las curvas 5 y 3.

En este diagrama, los ajustes supuestos para el interruptor automático principal BT son:

L (sobrecarga; protección I1-t1): I1 = 0,925xIn = 1156,25 A t1 = 18 s

S (cortocircuito demorado; protección I2-t2): I2 = 2xIn = 2500 A t2 = 0,1 s

I (cortocircuito instantáneo; protección I3): OFF

Figura 5

Una vez la curva de disparo del dispositivo BT principal se ha definido, se analizan los ajustes posibles para el interruptor automático de la carga pasiva. Como ya se ha indicado, la protección del cable relevante debe verificarse y no deben producirse intersecciones con el dispositivo principal BT.

 A tenor de estas consideraciones, la Figura 6 muestra el diagrama de tiempo/corriente, a partir del cual resulta que la curva del cable se encuentra por encima de la curva 7 del interruptor automático relevante, y que no existen puntos de intersección entre las curvas de los dos dispositivos BT.

Figura 6 

En este diagrama, los ajustes supuestos para el interruptor automático de carga son:

L (sobrecarga; protección I1-t1): 0,88xIn=554,4 A Curva: 3 s

S (cortocircuito retardado; protección I2-t2): no presente

I (cortocircuito instantáneo; protección I3): 2,5xIn=1575 A

Protecciones contra falta a tierra

Ahora se estudiarán las protecciones contra faltas a tierra.

En caso de que no exista protección contra falta a tierra en el punto de estrella del transformador, la protección contra sobreintensidad en la parte de MT del transformador también cumple los requisitos de protección contra faltas de fase-tierra en el secundario aguas arriba del interruptor automático principal BT.

Para un transformador típico con conexión Δ/Y con neutro puesto a tierra, una falta de fase a tierra que se produce en la parte de BT en un área de instalación inmediatamente aguas abajo del transformador provoca en la parte del primario de MT una intensidad que es √3 veces más baja que el valor calculado para el fallo trifásico en la parte del secundario.

Si se supone que el fallo está aguas arriba del dispositivo de protección BT, el ajuste del umbral de intensidad del disparo de protección debe tener un valor adecuado para que la protección MT_usuario se desconecte debido a este fallo.

En cumplimiento de estas consideraciones, de conformidad con el valor de cortocircuito trifásico en la parte de BT anteriormente calculado, es posible determinar la corriente de falta, relacionada con la parte de BT, que afecta al interruptor automático en la parte de MT:

Puesto que el primer umbral del dispositivo de protección MT_usuario, relacionado con 400 V, se ha establecido en 3250 A, ello significa que la protección puede desconectarse debido a una falta de fase a tierra en la parte de BT.

En referencia a la parte de MT, mediante el cociente de transformación se obtiene:

que debe compararse con el primer umbral de protección del interruptor automático MT ajustado a 65 A.

El diagrama reflejado en la Figura 7 representa: curva 4, con el valor de corriente de cortocircuito trifásica en la parte de BT; curva 8, con el valor de intensidad relacionado con la intensidad BT que afecta al interruptor automático MT (valor de la curva 4, reducido en √3); curva 3, relevante para el dispositivo de protección MT_usuario relacionado con la parte de BT, de donde pueden obtenerse los tiempos de desconexión.

Figura 7

Si la protección falta a tierra está presente, su umbral de desconexión debe ser inferior al umbral 51N definido por la compañía eléctrica y declararse en el contrato de suministro eléctrico.

Este valor se ha fijado en 4 A 0,12 s; por lo tanto, la característica de desconexión del dispositivo MT_usuario podría fijarse en los valores siguientes: 4 A 0,05 s.

Así, se obtienen curvas de desconexión como las representadas en el diagrama de la Figura 8. Este diagrama hace referencia a una tensión de 400 V. En particular, la curva 9 muestra el umbral establecido por la compañía eléctrica, y la curva 10 el umbral de desconexión de secuencia positiva.

Figura 8

Obviamente, el comportamiento de las dos protecciones debe estudiarse en referencia a la corriente de falta a tierra proporcionada por la compañía eléctrica.

Este valor varía significativamente en función de si el neutro está compensado o aislado y, no obstante, debe ser superior al umbral de protección fijado por la compañía eléctrica.

Si se cambiara el estado del neutro, sería necesario revisar las modalidades de protección actualmente en uso en las líneas para detectar la falta a tierra monofásica.

La protección de tierra direccional utilizada actualmente procesa el módulo y la fase de los parámetros eléctricos (corriente y tensión de falta a tierra) que aparecen durante la falta:

• tensión de secuencia cero (tensión del punto de estrella del transformador respecto a tierra), detectada a través del transformador de tensión de fase con bobinados abiertos del secundario conectados en triángulo, en cuyos extremos se mide la suma delas tres tensiones de fase;

• corriente de falta de la línea, detectada a través de un transformador de intensidad toroidal que mide la suma de las tres intensidades de fase.

Estas protecciones, utilizadas en la red con neutro aislado, no funcionan en la red con el neutro conectado a tierra a través de una impedancia. En estos tipos de red, deben emplearse protecciones direccionales (67) con dos umbrales de ajuste independientes:

• el primero detecta la falta cuando la red se gestiona con el neutro conectado a tierra a través de una impedancia

• el segundo detecta la falta cuando la red se gestiona con el neutro aislado (una situación que se produce durante períodos cortos del año, es decir, fallos o mantenimiento).

 

FUENTE:

ABB: Subestaciones transformadoras MT/BT: teoría y ejemplos del cálculo de cortocircuitos