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 V1n = 20
kV
Corriente de cortocircuito IkMV
= 12,5 kA
Transformador de subestación con los datos siguientes:
Tensión asignada del primario: V1n = 20 kV
Tensión asignada del secundario: V2n = 400
V
Potencia asignada: SnTR = 800 kVA
Tensión asignada de cortocircuito: vk% = 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 PnL = 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 IZ
= 590 A
Longitud LC = 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 cosϕk = 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:
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 MTusuario.
En cumplimiento de las condiciones anteriormente descritas,
a continuación se indican los valores a ajustar para el dispositivo de
protección MTusuario. 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 MTusuario.
- 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 (I2k3F = 23 kA ip =
43,6 kA) y con la intensidad nominal del secundario del transformador (I2n
= 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 > I2k); una
capacidad de cierre “Icm” superior al valor máximo de la corriente de
cortocircuito en la barra de distribución BT (Icm > Ip);
- 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 I2k3F
= 23 kA e Icu será > I2k3F;
- 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 IB ≤ I1 ≤ IZ
- 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 = I2n 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 MTusuario
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 MTusuario, 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 MTusuario 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 MTusuario 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
