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viernes, 7 de julio de 2023
lunes, 3 de julio de 2023
Cálculos de sistemas de protección eléctricos
Toda red eléctrica en funcionamiento anormal no debe causar
daños a personas o bienes.
La protección de una red es el conjunto de medidas para
detectar situaciones anómalas y remediarlas de manera fiable, selectiva y
rápida.
Objetivos
El objetivo del cálculo del sistema de protección es:
● identificar situaciones de funcionamiento anormal que
puedan provocar accidentes humanos, destrucción de equipos o pérdida de energía
para los usuarios.
● determinar las medidas que deben adoptarse, garantizando
la protección de las personas, los materiales y la disponibilidad de energía. Estas
medidas conducen a las siguientes operaciones necesarias:
- definición del sistema de protección,
- elección, ubicación y asociación de dispositivos de corte
y protección,
- determinación de los ajustes de las unidades de protección
Fenómenos y orígenes
Los fenómenos eléctricos que deben estudiarse son los
siguientes:
● durante el funcionamiento a frecuencia industrial, en
caso de fallos de funcionamiento relativos a los valores nominales de potencia
(por ejemplo, sobrecarga), corriente, tensión frecuencia,…
● durante averías, cortocircuitos o sobretensiones.
La protección debe adaptarse en función de:
● al funcionamiento normal del sistema, que puede derivar
hacia condiciones anormales: sobrecargas, caídas de tensión, ... ;
● a perturbaciones accidentales previstas: cortocircuitos,
errores humanos;
● la arquitectura de la red (radial, bucle abierto o bucle
cerrado).
Efectos y soluciones
Un sistema de protección defectuoso se manifiesta eléctricamente
por: caídas de tensión en toda la red, sobretensiones, sobrecargas, corrientes
de cortocircuito, cuyos principales efectos son:
● accidentes a las personas
● destrucción de los materiales
● mal funcionamiento de la red eléctrica de proceso.
Estos efectos se controlan:
● en primer lugar, tomando decisiones fundamentales
relativas a :
- los esquemas de conexión a tierra, denominados regímenes
de neutro: aislado (IT), puesto a tierra (TT o TN), impedante, compensado,
- los dispositivos de corte: disyuntores, fusibles,
seccionadores fusibles, contactores,
- los principios de selectividad: amperométrico,
cronométrico, energético, lógico, direccional, diferencial,
● después, por la coordinación de los dispositivos de
protección a partir de los resultados del estudio de cortocircuito (ajustes de
relés y disyuntores, filiación entre interruptores de BT).
En la práctica, esto se traduce en:
- desconectar la parte defectuosa lo más rápidamente
posible
- mantener energizada la parte sana si es posible
- respaldo de la protección aguas arriba, con el principio
de ajuste de la protección con disparo para la corriente de defecto más baja y
no disparo para la corriente normal más alta.
Las ventajas de un estudio
El objetivo de un estudio de este tipo es garantizar el buen
funcionamiento de la instalación eléctrica donde los parámetros que influyen
son:
● los fallos de la red de distribución (fallos de fase,
fallos y fugas a tierra, sobrecargas)
● los fallos propios de las máquinas en servicio
(rotativas, informáticas, etc.),
● las configuraciones de funcionamiento: fuentes de
alimentación, cargas, modos de reserva, ampliaciones futuras
● los dispositivos de la cadena de protección: captadores,
relés/disparadores, aparamenta de corte.
● el plan de protección y los ajustes de las protecciones.
Ejemplo
Este caso procede de un estudio de diseño de la red de una
planta petroquímica.
● Objetivo del cálculo
Elegir las funciones de protección para uno de los transformadores
MT/BT de la instalación y determinar sus ajustes en caso de cortocircuito
trifásico máximo en el lado BT.
● Resultados del cálculo
La parte del esquema considerado se muestra con su sistema
de protección y la tabla resume los valores de ajuste recomendados para las
funciones de protección (véase la fig. 1).
Las curvas tiempo/corriente de BT de la fig. 2 muestran que
la selectividad está garantizada entre aguas arriba y aguas abajo del
transformador.
|
Relés |
Código ANSI |
Tipo |
Ajustes |
Tiempo |
|
A1 |
49 |
Térmico |
120% |
105 min. |
|
A2 |
50/51 |
Máx. corriente Tiempo constante |
1400 A |
0,5 s. |
|
A2 |
50/51 |
Máx. corriente Tiempo constante |
3300 A |
0,1 s. |
|
B |
50/51 |
Máx. corriente Tiempo constante |
12000 A |
0,25 s. |
|
C |
50/51 |
Máx. corriente Tiempo constante |
3200 A |
0,04 s. |
Figura 1: Estudio de
selectividad para una planta petroquímica, diagrama y tipos de relé de
protección elegidos para un transformador AT/BT.
(0) Corriente
de defecto trifásica máxima en la salida de BT
A1 (1): térmico,
A2 (2): máxima corriente, B (3): máxima corriente, C (4) máxima corriente en
salida de BT.
Figura 2: Diagrama de selectividad de los dispositivos de protección aguas arriba y aguas abajo del transformador
martes, 25 de abril de 2023
lunes, 20 de marzo de 2023
miércoles, 8 de marzo de 2023
viernes, 24 de febrero de 2023
Protección del riesgo de incendio de origen eléctrico
Origen de los incendios en los edificios.
Los dispositivos diferenciales
son equipos eficaces que garantizan este tipo de protección, ya que únicamente
el nivel de la corriente de fuga permite controlar el riesgo.
Para los esquemas TT, IT y
TN-S, el riesgo de incendio de origen eléctrico queda paliado por la
utilización de dispositivos diferenciales de 300 mA.
Análisis del riesgo
·
De un estudio realizado por una compañía de
seguros contra incendios en entornos industriales y de oficinas en los años
80-90 en Alemania se desprende:
o
Que el coste era muy elevado: varias centenas de
millones de euros.
o
Un crecimiento del 600% del importe de los
siniestros bastante superior al del PNB (en 20 años > 2 veces el PNB).
La percepción del riesgo de incendio es una necesidad
no sólo en el plano de la seguridad sino también en el económico.
El análisis de los fenómenos ha demostrado que el
riesgo de incendio de origen eléctrico (que es del orden del 40% de las causas
de los siniestros) es una causa importante.
·
Del análisis se derivan 2 causas principales:
o
La 1ª causa importante se debe a creaciones y
recorridos de arcos eléctricos en presencia de humedad. Estos arcos sólo pueden
desarrollarse con bucles de defectos impedantes (> 0,6 Ω) y aparecen únicamente
con defectos de aislamiento o con corrientes parásitas. Es suficiente poca
energía para activar este fenómeno (algunos julios), es decir, una corriente de
defecto de aislamiento o una corriente parásita ≥ 300 mA presentan un riesgo
real de incendio
Algunos ensayos han demostrado que puede
desarrollarse una corriente de fuga de aislamiento de bajo valor (algunos mA)
y, a partir de una corriente de 300 mA, generar en un entorno de polvo húmedo
una salida de incendio.
o La
2ª causa está relacionada con los calentamientos no controlados generados por
protecciones de canalizaciones mal ajustadas o impedancias de bucle de defecto
mal evaluadas (principalmente debidas a la obsolescencia y falta de
mantenimiento de la instalación). Las protecciones térmicas que no desempeñan
correctamente su función y los calentamientos excesivos debidos a las
sobreintensidades o a los cortocircuitos se producen en la instalación y
conllevan un incendio.
Normas de instalación
·
La norma de instalación CEI 60364-3 define las
diferentes categorías de edificios. Concretamente, en su apartado 322.5, las
caracteriza con respecto a los riesgos, es decir:
o
BE2: riesgo de incendio.
o
BE3: riesgo de explosión.
Precisa las
exigencias particulares que deben aplicarse, bien para esta categoría de edificios,
o bien:
o
En el apartado 422.3.10 de la norma CEI
60364-4-42, la utilización de dispositivos diferenciales con umbral regulado a
500 mA: está en curso una evolución hacia el valor de 300 mA.
o
En el apartado 422.3.13 de la norma CEI
60364-4-42, prohibición de instalación del esquema TN-C.
De forma general,
recomienda la utilización de los dispositivos diferenciales para todos los
tipos de instalación de BT, como los dispositivos de prevención de riesgos de incendio.
· El National Electrical Code (NEC) (norma de instalación en EE.UU.) obliga a utilizar GFP*. El esquema TN-S según NEC no permite controlar la impedancia de bucle de defecto de aislamiento (es el caso típico de la segunda causa de defecto que conlleva disparos de incendio). Con este equipo GFP se pretende obtener un disparo rápido antes de que el defecto genere una corriente importante y destructiva. Los ajustes de los umbrales abarcan desde algunos centenares de amperios hasta 1.200 amperios.
*GFP (Ground fault protection):
Dispositivo de medida de corrientes homopolares que circulan en caso de fallo
en el esquema TN-S (práctica americana).
Bucle
de defecto mal controlado en un esquema NEC.
jueves, 16 de febrero de 2023
martes, 14 de febrero de 2023
viernes, 27 de enero de 2023
jueves, 8 de septiembre de 2022
domingo, 28 de agosto de 2022
jueves, 18 de agosto de 2022
domingo, 24 de abril de 2022
Consideraciones generales sobre los transformadores MT/BT en Centros de Transformación
El transformador es
la parte más importante del Centro de Transformación. Su selección afecta a la
configuración del CT y se efectúa sobre la base de diversos
factores.
Generalmente, se
puede señalar que para potencias bajas (hasta 630 kVA - 800 kVA) puede
instalarse un único transformador, mientras que para potencias superiores
(hasta 1000 kVA - 1600 kVA), la potencia puede dividirse entre varias unidades
en paralelo.
Otra característica
a tener en cuenta al seleccionar el transformador es el tipo de sistema de
refrigeración, que puede ser seco o en baño de aceite. En la instalación de
ventilación para la estructura del centro, en el caso de transformadores
refrigerados por aceite deben adoptarse medidas, por ejemplo las destinadas a
evitar fugas de aceite, mediante un foso de captación de aceite como se muestra
en la Figura 1. Además, el Centro de Transformación debe tener una resistencia
mínima al fuego de 60 minutos (REI 60) y ventilación solamente hacia el
exterior. En función del tipo de refrigeración, los transformadores, en centros
de transformación, se identifican del modo siguiente:
AN refrigeración con circulación natural
por aire;
AF refrigeración con circulación forzada
por aire;
ONAN refrigeración con circulación natural
de aceite y aire;
ONAF refrigeración con circulación natural de aceite y ventilación forzada por aire;
La elección más frecuente son los tipos AN y ONAN, aunque se aconseja la elección AF (con ventiladores) para el caso de transformadores secos (AN), por no disponer de refrigerante en sus partes activas como es el caso del transformador en baño de aceite (ONAN).
Al margen de la mencionada refrigeración
propia de los transformadores, será necesaria la extracción del calor acumulado
en el interior del centro, este calor es, básicamente, consecuencia de las
pérdidas en el circuito magnético (pérdidas en el hierro) y a las que se
producen en el circuito eléctrico (pérdidas en carga).véase el artículo: Ventilación de Centros de Transformación
Figura 1: Transformadores ONAN que contienen más de 50 litros de aceite
Otras características importantes
a tener en cuenta son las referentes a los parámetros eléctricos además de los
datos habituales como la potencia nominal, la tensión nominal del secundario
sin carga, el cociente de transformación, la tensión de cortocircuito nominal
en porcentaje Vk%, adquieren gran importancia sobre todo cuando los
transformadores están funcionando en paralelo:
- La tipología de
conexión de los bobinados (la conexión a tierra en triángulo/estrella es la más
utilizada en los transformadores de CT)
- El sistema de conexión
(grupo IEC), que convencionalmente se expresa como un número que, multiplicado por
30, da el ángulo de desfase de la tensión de fase en la parte de BT en
comparación con la parte de MT.
La presencia de dos o
más transformadores MT/BT y un posible enlace de barras cerrado en la distribución
BT permiten gestionar la red eléctrica con los transformadores en paralelo.
En presencia de faltas,
este método de gestión provoca un incremento del valor de la corriente de
cortocircuito en la parte de BT, con un posible incremento del poder de corte
de los interruptores automáticos de salida de las barras de distribución y unas
condiciones de anclaje más estrictas para dichas barras, en comparación con el
funcionamiento con un solo transformador.
Ello
se debe al menor valor de Vk% que caracteriza a los transformadores con menos
potencia. Por otro lado, cuando se gestiona adecuadamente, el método paralelo
tiene la ventaja de permitir el suministro de alimentación, como mínimo a los
usuarios considerados principales, a través del posible enlace de barras, incluso
en caso de fallo de uno de los transformadores.
El
ejemplo siguiente muestra el incremento del valor de la corriente de cortocircuito
en las barras de distribución en el caso de transformadores en paralelo:
Red de
alimentación, potencia de cortocircuito: Sknet = 750 MVA
Tensión secundaria
de la planta: V2n = 400 V
Potencia del transformador
único: SnTR = 1600 kVA
Tensión
nominal de cortocircuito del transformador único: Vk% = 6%
Potencia del
transformador en paralelo: SnTR = 800 kVA
Tensión de cortocircuito del transformador en paralelo: Vk% = 4%
A
partir de estos datos y de cálculos rápidos, se obtiene un valor de corriente
de cortocircuito de 37 kA en las barras de distribución con un transformador de
1600 kVA.
Con
dos transformadores de 800 kVA en paralelo, la corriente de cortocircuito en las
barras de distribución será de aproximadamente 55 kA.
En
referencia a la red eléctrica descrita en la Figura 2, las consideraciones siguientes
tienen el objetivo de ilustrar la filosofía de gestión de las protecciones:
Figura 3
G1 Falta en una de las salidas de BT
Con
independencia de la presencia o la ausencia del enlace de barras:
Con
la selección apropiada de los dispositivos de protección y de conformidad con
las disposiciones de selectividad de BT normales, es posible discriminar el fallo
y garantizar la continuidad del servicio con la apertura de tan sólo el
interruptor automático L1.
G2 Falta en las barras de distribución BT
Sin enlace de barras:
La
falta se elimina a través de los dos interruptores automáticos generales de la
parte de BT (IBT1 e IBT2) de los transformadores, lo que
provoca la caída completa de la planta. Los transformadores siguen alimentados sin
carga. Para evitar la apertura de los interruptores automáticos IMT ,
la obtención de la selectividad MT/BT vuelve a ser importante en este caso.
Con enlace de barras:
El
enlace de barras CBT debe abrirse, con la consiguiente separación de
las barras de distribución y la eliminación completa de la falta a través de la
apertura del interruptor automático IBT1 principal. La acción del
enlace de barra permite mantener el suministro de alimentación a las semibarras
de distribución no afectadas por la falta. La actuación de los dispositivos BT
(IBT1 –CBT – IBT2), que resultan afectados por
la falta, puede coordinarse empleando dispositivos para los cuales se
implementa la selectividad de la zona direccional.
G3 Falta en el bus BT aguas abajo del transformador
Sin enlace de barra:
La
corriente de falta afecta a los dos transformadores y puede llegar a provocar
la apertura de los dos dispositivos IMT e IBT de los transformadores.
La consecuencia de ello sería la desconexión de toda la planta.
En
este caso, es importante estudiar e implementar una lógica de gestión dedicada
(por ejemplo, selectividad direccional) que permita la apertura de IBT1
e IMT1 para aislar tan sólo el transformador afectado por la falta.
Asimismo, debe preverse una lógica para la desconexión de cargas no prioritarias,
dado que la planta sólo funciona con un transformador.
Con enlace de barra:
La lógica de gestión
sigue siendo la misma y, posiblemente, también podría tener en cuenta la
apertura del enlace de barras.
G4 Falta en el bus MT aguas arriba del transformador
Sin enlace de barra:
La
lógica de gestión debe permitir la apertura inmediata del interruptor
automático IMT1 afectado por la corriente de falta plena (IMT2
verá una corriente baja limitada por la impedancia de los dos transformadores)
y, si la gestión de la planta prevé coordinación, ordenará la apertura del
interruptor automático IBT1 con aislamiento de la falta y seguirá
con la continuidad del servicio de toda la planta garantizada por el suministro
de alimentación a través del otro transformador. Asimismo, debe preverse una lógica
para la desconexión de cargas no prioritarias, dado que la planta sólo funciona
con un transformador.
Con enlace de barra:
La
lógica de gestión sigue siendo la misma, y el enlace de barras sólo tendría la
función de separar las barras de distribución eliminando así el transformador
excluido.
Tras
un análisis de las modalidades de tratamiento de faltas, que en algunas circunstancias
resulta ser bastante complejo debido a la doble alimentación de los transformadores
en paralelo, a continuación se examinan los requisitos mínimos para tener dos
transformadores funcionando en paralelo:
a)
las conexiones internas deben pertenecer al mismo grupo (grupo IEC) y los
transformadores deben tener la misma relación de transformación. Al cumplir estas
disposiciones, los dos conjuntos de tensión coinciden y están en oposición de
fase; por consiguiente, no hay diferencias vectoriales entre la tensión
secundaria de cada malla aislada y no se generan corrientes de circulación.
En
el caso contrario, se generarían corrientes de circulación, que podrían dañar
los transformadores incluso en funcionamiento sin carga;
b)
las tensiones de cortocircuito (Vk% ) deben tener el mismo valor.
Gracias a esta medida, la intensidad de carga total se subdivide entre los dos
transformadores en proporción a sus potencias nominales respectivas.
En
caso negativo, los dos transformadores se cargarían de forma distinta y el
transformador con la menor caída de tensión interna estaría más cargado.
Para más detalles sobre las condiciones de conexión en paralelo de transformadores, véase el artículo: Condiciones para el acoplamiento en paralelo de Transformadores
martes, 22 de febrero de 2022
viernes, 18 de febrero de 2022
Protección de los juegos de barras
Los juegos de barras pueden protegerse
por el sistema de selectividad lógica o por una protección diferencial de alta
impedancia.
Ver artículos: “Selectividad lógica” y “Estudio de la protección diferencial de alta impedancia”
Protección de un juego de barras por selectividad lógica (Figura 1)
Figura 1:
Protección de un juego de barras por selectividad lógica
Se consigue una selectividad lógica
entre la entrada A y las salidas D1 y D2.
Se supone que la selectividad con las protecciones aguas abajo impone una
temporización de 0,7 s en las líneas de salida.
La duración de la demora lógica se
limita a 200 ms después de la temporización de la protección de las salidas.
Esto permite que la protección de entrada funcione como respaldo de una
protección aguas abajo defectuosa.
En A
se instala una protección de respaldo, para intervenir en caso de mal
funcionamiento de la señal de demora lógica, se programa su temporización para
obtener una selectividad cronométrica con las líneas de salida.
- Defecto en ①
La protección en D1 emite una orden de demora lógica a la protección en A.
El disyuntor D1 se dispara después de su temporización de 0,7 segundos.
En caso de fallo de la protección en D1 o del disyuntor D1, la protección en A se
activa después de la duración de la demora lógica, es decir, 0,7 + 0,2 = 0,9
segundos.
- Defecto en ②
El disyuntor A dispara después de su temporización de 0,1 segundos.
En caso de fallo de la señal de demora
lógica (acción intempestiva), la protección de respaldo se activa después de su
temporización de 1 segundo.
Este sistema de protección es simple y
económico.
Protección de un juego de barras por protección diferencial de
alta impedancia (Figura 2)
Figura 2:
Protección de un juego de barras por protección diferencial de alta impedancia
La protección diferencial compara la
corriente que entra por la fuente con la suma de las corrientes que salen por las
salidas, si la diferencia es cero, el juego de barras no tiene defectos. De lo
contrario, estaría con defecto.
La activación de la protección es
instantánea. En A se instala una protección de máxima corriente temporizada
para intervenir en caso de fallo de la protección diferencial.
Se supone que la selectividad con las
protecciones aguas abajo impone una temporización de 0,7 s en las líneas de
salida, por lo que la protección de respaldo en A se temporiza en 1 s para
respetar el intervalo de selectividad cronométrica.
Para hacer más confiable el sistema de
protección, se deben instalar transformadores de corriente específicos para la
protección diferencial.
Este sistema de protección es rápido
(instantáneo), en cambio es más caro que el sistema de selectividad lógica.
viernes, 14 de enero de 2022
domingo, 9 de enero de 2022
domingo, 24 de octubre de 2021
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