El objetivo principal de los protocolos de comunicación es lograr la automatización de la subestación eléctrica en diferentes niveles, como los que se describen a continuación.

El primer nivel se llama Nivel de Proceso y se encarga de entregar señales analógicas y digitales de los equipos primarios, es decir, de los «equipos de patio» de la subestación (transformadores, interruptores, entre otros).

El segundo nivel se llama Nivel de Bahía, este es el nivel que recibe todas las señales del Nivel de Proceso a través de cableado de cobre (en subestaciones convencionales). Sin embargo, la nueva tecnología de «bus de proceso» permite sustituir este cableado de cobre por la comunicación en red utilizando fibra óptica. En este sentido, en el nivel de bahía se conectan las señales de campo a los dispositivos de protección y de bahía, y se procesan.

El tercer nivel se llama Nivel de Estación, que representa el nivel central con la automatización, operación y monitoreo de la subestación eléctrica. Este es el nivel que realiza la conexión con el Nivel de Control (cuarto nivel) de la red central de la región o del sistema eléctrico interconectado.

A continuación, describiremos los protocolos de comunicación de subestaciones eléctricas más relevantes.

IEC 61850. Protocolo Ethernet

El protocolo Ethernet IEC 61850 es una interfaz de comunicación en los relés de protecciones que influye en el funcionamiento eficiente y económico de las subestaciones y las redes. Hoy en día es uno de los protocolos de subestaciones más utilizados a nivel mundial.

Comunicación Cliente-Servidor IEC 61850-8-1

El protocolo IEC 61850-8-1 permite que los mensajes y los valores medidos se puedan transmitir a través de la comunicación cliente-servidor en informes estáticos y dinámicos a un máximo de 6 clientes (controladores de subestación). Este es uno de los protocolos de subestaciones más efectivo para permitir la interoperabilidad de relés de protecciones y demás dispositivos electrónicos inteligentes de varias marcas dentro de la misma subestación.

Los informes dinámicos son creados y leídos por el cliente sin restablecer los parámetros del dispositivo (relé de protección). Mientras que, los informes estáticos se crean a través del configurador del sistema IEC 61850 y se guardan permanentemente en el dispositivo como listas de indicaciones. Los registros de fallas también se pueden recuperar en formato binario COMTRADE.

En este caso, el cliente dispone de amplias funciones de control, como la conmutación segura de un interruptor de potencia. Además, los parámetros de configuración del relé de protección se pueden leer y cambiar a través del protocolo IEC 61850. También, los dispositivos pueden integrarse sin dificultad en Smart Grids interoperables.

Con este protocolo es posible cambiar la configuración de los parámetros del relé de protección durante el funcionamiento a través del equipo controlador de la subestación para adaptar los parámetros de configuración seleccionados a las condiciones de funcionamiento actuales. Las soluciones redundantes se pueden realizar con 2 módulos Ethernet.

GOOSE (IEC 61850-8-1)

GOOSE consiste en la transmisión de mensajes y valores medidos directamente entre Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED) como Relés de Protecciones y Controladores de Bahía, tanto para una sola subestación como para diferentes subestaciones. Y, se ha establecido como el estándar mundial para la comunicación cruzada.

En cuanto a los datos, la información intercambiada se describe a través de datos SCL conformes al estándar que se definen en la edición 2 de IEC 61850. Para el propio intercambio se utilizan conexiones de red IP de alto rendimiento o conexiones de red Ethernet. Aunque, el intercambio también se puede realizar a través de un módulo Ethernet que solo se utilice para este propósito.

Lo más importante es que la información de tiempo crítico que requiere transmisión en unos pocos milisegundos se puede intercambiar a través de mensajes GOOSE, reemplazando la transmisión a través de contactos y entradas binarias.

Por ejemplo, las señales de protección requieren tiempos de transmisión de menos de 10 milisegundos, mientras que las posiciones de los interruptores y los bloqueos necesitan menos de 20 milisegundos. Y, los valores medidos se transmiten en menos de 100 milisegundos. Las aplicaciones GOOSE necesarias para ellos se generan en el configurador del sistema y son intercambiadas por los dispositivos a través de mensajes GOOSE de alto rendimiento.

Los destinatarios de los mensajes GOOSE pueden supervisar constantemente la recepción de mensajes y los valores medidos para detectar fallos de conexión. La condición de los mensajes fallidos se actualiza automáticamente en el lado del destinatario, lo que garantiza una condición segura. Esto permite una supervisión constante y de alta calidad de la comunicación GOOSE.

Los mensajes GOOSE enviados durante la operación de prueba de un dispositivo se ignoran en los destinatarios, si estos están en funcionamiento normal. Un dispositivo se puede probar sin tener que desconectarlo de la red de comunicación.

Bus de Proceso IEC 61850-9-2 (Process Bus)

Este protocolo se utiliza en las subestaciones digitales, es decir, que en el «nivel de proceso» se utiliza fibra óptica, en vez de cobre, para llevar los valores medidos de los equipos de patio hacia el «nivel de bahía», donde están ubicados los relés de protecciones eléctricas.

En otras palabras, el bus de proceso mide la corriente y el voltaje en un dispositivo MU (Merging Unit) ubicado junto a los equipos de patio de la subestación. Los valores medidos se digitalizan en la Merging Unit y se transportan a los Relés de Protección a través de conexiones Ethernet ópticas con la ayuda del protocolo de comunicación IEC 61850-9-2.

En este caso, los relés de protección ya no funcionan con valores analógicos, sino que utilizan directamente los valores medidos digitalizados del flujo de datos de valores muestreados (sampled values). Las Merging Units (MU) se deben colocar muy cerca de los transformadores de corriente y de voltaje para minimizar el trabajo de cableado.

Con el bus de proceso IEC 61850-9-2 el flujo de datos de los valores muestreados (sampled values) generados por las Merging Units puede transmitirse a uno o varios relés de protección.

IEC 60870-5-101. Protocolo Serial

El protocolo serial IEC 60870-5-101 es un estándar oficial de comunicación de telecontrol y ha sido utilizado ampliamente como protocolo de transmisión entre subestaciones y sistemas de control de red.

IEC 60870-5-103. Protocolo Serial

Este protocolo serial se transmite a través de RS485 o una interfaz óptica de 820 nm. Desarrollado inicialmente como un estándar de comunicación para la transmisión de mensajes de sistemas de protección digital. Ahora, este protocolo se utiliza para transmitir comandos y mensajes de control, además de mensajes de protección y registros de fallas.

Estos comandos y mensajes adicionales se transportan en la «área privada del protocolo» y se documentan en función del dispositivo. También, es posible leer o modificar los valores de configuración en los dispositivos utilizando los servicios genéricos del protocolo.

IEC 60870-5-104. Protocolo Ethernet

El protocolo Ethernet IEC 60870-5-104 se trata de uno de los protocolos generales de transmisión entre subestaciones y sistemas de control de red, y facilita la comunicación a través de redes (LAN y WAN). En este caso, las indicaciones y valores medidos se pueden transmitir a uno o dos dispositivos maestros. También se admite la transferencia de archivos IEC 104 y los registros de fallas se pueden leer desde el dispositivo en el formato COMTRADE.

Además, en la dirección de comando, es posible la conmutación segura de los objetos de conmutación a través del protocolo. Y, la sincronización de tiempo se puede admitir a través del maestro IEC 60870-104 o vía SNTP a través de la red. Incluso, se admiten servidores de tiempo redundantes.

DNP3 Serial / NDP3 TCP (Protocolo Ethernet)

El protocolo serial DNP3 (Distributed Network Protocol) se soporta a través de la interfaz RS485 o a través de una interfaz óptica de 820 nm, y como variante TCP (Transmission Control Protocol) basada en Ethernet a través del módulo Ethernet eléctrico y óptico.

Con el protocolo DNP3 se pueden enrutar y transferir tanto la información sobre un dispositivo, así como los registros de fallas del dispositivo. Mientras que, los comandos de conmutación se pueden ejecutar en la dirección de control.

Modbus RTU (Protocolo Serial) / Modbus TCP (Protocolo Ethernet)

El protocolo de comunicación Modbus TCP es compatible con el módulo Ethernet eléctrico u óptico.

Modbus TCP y Modbus RTU son muy similares, con Modbus TCP que utiliza paquetes TCP/IP (Transmission Control Protocol / Internet Protocol) para la transferencia de datos, se puede utilizar para transmitir indicaciones y valores medidos a uno o dos maestros. Los switchgears se pueden conmutar con direcciones de comando a través de este protocolo.

IEEE C37.118 Sincrofasores (Protocolo Ethernet)

Hoy en día, los relés de protecciones numéricos calculan opcionalmente sincrofasores y funcionan como una Unidad de Medición de Fasores (PMU: Phasor Measurement Unit).

Estos valores medidos, se sincronizan en grandes áreas geográficas a través de un segundo pulso de alta precisión, permiten evaluar la estabilidad del sistema eléctrico.

Estos valores se transfieren a través de una red Ethernet con el protocolo IEEE C37.118 a un concentrador de datos. La transferencia se realiza a través de un módulo Ethernet óptico o eléctrico.

Otros Protocolos de Subestaciones Basados en Ethernet

Protocolo RSTP (Rapid Spanning Tree Protocol)

Significa «Protocolo de árbol de expansión rápida» y es un método de redundancia estandarizado en IEEE-801.1D con un tiempo de reacción corto. Los tiempos de reconfiguración dependen de la topología y comienzan a partir de 50 milisegundos aproximadamente.

Este protocolo admite módulos Ethernet eléctricos y ópticos en la configuración de estructuras de anillos redundantes en Ethernet.

Protocolo HSR (High-Availability Seamless Redundancy Protocol)

El protocolo HSR es un protocolo de redundancia según la norma IEC 62439-3 que se basa en la transmisión simultánea de tramas de mensajes a través de redes de topología de anillo en ambas direcciones (transmisión doble).

De modo que, si falla un lado del anillo de red, la transmisión de la trama de mensajes está garantizada por el otro lado del anillo, sin ninguna demora. Es decir, no es necesario ningún tiempo de reconfiguración, ni de reaprendizaje de las rutas de comunicación de la red, como sería el caso de la mayoría de los otros protocolos de redundancia.

Este es uno de los protocolos de redundancia más utilizados en las subestaciones eléctricas debido a su simplicidad y economía. Sin embargo, si la subestación es importante, o forma parte de un punto crítico en el sistema eléctrico, entonces es recomendable utilizar otro protocolo más robusto, como el PRP.

Protocolo PRP (Parallel Redundancy Protocol)

El protocolo de redundancia PRP según la norma IEC 62439-3 se basa en la transmisión doble de tramas de mensajes a través de dos redes separadas.

En redes paralelas la transmisión de datos sin interrupciones es especialmente fiable y de alta disponibilidad. Sin embargo, requiere de mayor inversión económica debido a que se deben duplicar los dispositivos de la arquitectura de comunicación de la subestación.

Sincronización de Tiempo con SNTP

El protocolo SNTP (Simple Network Time Protocol) es uno de los protocolos que sirve para la sincronización horaria de los dispositivos de las subestaciones eléctricas.

Es decir, los dispositivos pueden sondear el tiempo absoluto de 1 o 2 servidores de tiempo a través de un servidor SNTP. En el funcionamiento redundante, se leen ambos servidores y la hora del primer servidor se utiliza para configurar el reloj del dispositivo con una precisión de 1 milisegundo. Si este servidor falla, la sincronización de la hora se realiza a través del segundo servidor. Además de los módulos Ethernet, SNTP también se puede utilizar a través de la interfaz Ethernet integrada.

Sincronización de Tiempo con IEEE 1588

El protocolo IEEE 1588 sirve para una mayor precisión de la sincronización horaria a través de Ethernet. Se puede activar en módulos Ethernet eléctricos u ópticos. Para esto, los componentes de la red, como los switches, deben admitir este protocolo y debe haber servidores de tiempo IEEE 1588 presentes en la red.

Con IEEE 1588, los tiempos de propagación de la señal de los telegramas de sincronización de tiempo en la red Ethernet se miden de modo que los dispositivos terminales reciben información de tiempo que es corregida por el tiempo de propagación de la señal, proporcionando una temporización más precisa que SNTP. En este caso, se admite el perfil de alimentación IEEE 1588 C37.238 y los dispositivos funcionan como relojes ordinarios (terminales) en la red.

Monitoreo de Red SNMP

El protocolo SNMP (Simple Network Management Protocol) se utiliza en los sistemas de gestión de red para monitorear los dispositivos conectados a la red en busca de condiciones que justifiquen la atención administrativa. Consiste en un conjunto de estándares para la gestión de redes, que incluye un protocolo de capa de aplicación, un esquema de base de datos y un conjunto de objetos de datos.

Es decir, los dispositivos de la subestación se pueden integrar en sistemas de supervisión o gestión de red a través del protocolo SNMP. En este caso, se pueden dar a conocer amplias variables de supervisión (como el estado de las interfaces Ethernet o su rendimiento de datos) al sistema de supervisión a través de archivos MIB (Management Information Base). Estas variables se describen en términos específicos de los datos en archivos MIB y pueden ser leídas y supervisadas cíclicamente por el sistema de supervisión.

Sin embargo, no se pueden cambiar valores en el dispositivo a través de SNMP, ya que sólo sirve exclusivamente como interfaz de diagnóstico.

Conclusiones

Existen numerosos protocolos de comunicación para la automatización de las subestaciones eléctricas. Sin embargo, cada protocolo depende del uso de dispositivos con tecnologías particulares y de arquitecturas de comunicación adecuadas para cada caso. Esto va a depender del año en que se construyó la subestación (de la tecnología que había disponible en ese momento) y del presupuesto del proyecto. Algunos protocolos requieren mayor inversión de presupuesto para la tecnología y redundancia de los dispositivos requeridos. Mientras que, para proyectos con bajo presupuesto, se pueden elegir los protocolos y arquitecturas más básicas para lograr los requerimientos mínimos de automatización.

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Fuente

E-Series relays featuring integrated IEC 61850 with GOOSE messaging

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Antes de conocer la importancia de la protección contra reconexión automática de los motores AC, es fundamental recordar cuáles son los escenarios por los que un motor AC puede sufrir una reconexión automática.

Escenarios de Reconexión Automática

Cuando hay una falla transitoria en la línea de distribución aérea que alimenta al motor, los relés de protección de la línea pueden abrir el interruptor de la línea para desenergizar la falla, y pueden volver a cerrar rápidamente el interruptor de la línea para mantener la continuidad del servicio.

Por otra parte, en las instalaciones industriales con seccionadoras de media tensión y con generadores de emergencia locales para mantener el servicio ante la ausencia de energía de la red eléctrica pública (utility), suelen usar sistemas de transferencia automática (ATS: Automatic Transfer System). Es decir, cuando el ATS detecta que la red eléctrica no está aportando energía, entonces enciende el generador local y vuelve a energizar automáticamente los equipos de la planta. Luego, cuando el ATS detecta que ha regresado la energía de la red eléctrica, transfiere la carga hacia la red eléctrica y apaga el generador de emergencia.

Naturaleza del Problema

Cuando desaparece la tensión de alimentación, los motores siguen girando por inercia inicialmente y conservan una tensión interna que decae con la velocidad del motor y el flujo interno.

Si el voltaje del sistema se restablece desfasado con respecto al voltaje interno remanente del motor, se producen altas corrientes de energización que pueden dañar los devanados del motor o producir pares que dañen el eje, la cimentación o el acoplamiento de transmisión, o los engranajes.

Uno de los mejores métodos para evitar el recierre rápido es consultar con la empresa de servicio eléctrico para acordar el retardo del recierre automático (por ejemplo, 2 segundos o más). Sin embargo, este método no cubre la reconexión del motor ocasionada por el ATS del generador de emergencia.

Alternativas de Protección contra Reconexión Automática de Motores

Existen varias alternativas para proteger a los motores contra la reconexión automática del alimentador. Unas de las alternativas más comunes consisten en añadir funciones de protecciones adicionales al relé de protección del motor evitar los daños provocados por la reconexión automática.

1. Añadir un Temporizador de Parada (ANSI 62)

Consiste el retardar el restablecimiento de la tensión en los bornes del motor utilizando un temporizador (identificado con el número ANSI 62) que mantenga abierto el interruptor del motor, e impida el cierre, durante un intervalo de tiempo suficiente para que la tensión interna del motor caiga a valores seguros para re-energizar (25% del voltaje nominal del motor).

2. Añadir la Función de Protección por Baja Frecuencia (ANSI 81)

Se recomienda añadir la función de protección por baja frecuencia (identificada con el número ANSI 81) en el esquema de protección del motor. Esto servirá para detectar la interrupción del suministro y disparar los motores antes de que se restablezca el voltaje de suministro. Posterior a esto, el operador deberá arrancar cada motor acorde a la secuencia de arranque de la planta.

3. Añadir la Función de Protección por Baja Tensión (ANSI 27)

Similar a la alternativa anterior, se recomienda añadir la función de protección por baja tensión (identificada con el número ANSI 27) en el esquema de protección del motor. De este modo, el relé detectará la interrupción del suministro y disparará los motores antes de que se restablezca el suministro.

4. Añadir la Función de Protección por Pérdida de Potencia (ANSI 37)

Se puede añadir la función de protección por pérdida de potencia (identificado por el número ANSI 37) que desconecte los motores cuando detecte la interrupción del suministro eléctrico y evitar que haya una reconexión rápida.

Problemas Mecánicos en el Motor

Cuando se realiza una transferencia rápida de motores grandes de un sistema eléctrico a otro sistema eléctrico podría causar corrientes de irrupción muy altas en el motor y un choque mecánico severo en el eje del motor. Provocando una sacudida mecánica que podría dañar físicamente el motor, el eje y los acoplamientos.

En este tipo de escenario, los motores de más de 37kW que impulsan cargas de alta inercia, como las bombas centrífugas o los ventiladores, pueden requerir una consideración especial.

Como ya se ha indicado en este artículo, el problema se puede eliminar si los circuitos del motor se pueden desenergizar el tiempo suficiente para permitir que el voltaje residual decaiga antes de que se vuelva a aplicar energía al motor.

Y, para lograrlo, además de incorporar las funciones de protección indicadas en el apartado anterior, se pueden hacer modificaciones en los dispositivos del Sistema de Transferencia Automática para agregar mecanismos que ejecuten el recierre temporizado e impidan el recierre instantáneo.

1. Relé de Retardo en Interruptor de Transferencia

Se puede incorporar un relé de retardo en el interruptor de transferencia automática que abra los circuitos de la bobina de retención del motor del interruptor, para que el cierre de la transferencia se retrase unos 3 segundos.

La desventaja de este método es que requiere intercableado entre el interruptor de transferencia y los arrancadores del motor y depende de la confiabilidad de un dispositivo de sincronización.

2. Interruptor de Transferencia con Posición de Apagado Temporizado.

Este método consiste en que, al iniciar la secuencia de transferencia, el interruptor se abre, pasa a la posición neutral o de apagado temporizado, en la que se cronometra para permanecer allí entre 3 y 10 segundos y, a continuación, completa la transferencia.

La ventaja de este enfoque es que elimina cualquier intercableado con los motores. El retardo de tiempo requerido debe establecerse cuidadosamente y puede variar a medida que cambian las condiciones del sistema.

La desventaja de este método es que la posición de «neutro» o de «apagado temporizado» crea el riesgo de que el interruptor de transferencia permanezca indefinidamente en una posición neutra en caso de mal funcionamiento del circuito de control o de los contactos.

3. Poner en Paralelo las dos Fuentes de Alimentación durante la Transferencia

Otra solución es poner momentáneamente en paralelo las dos fuentes de alimentación durante la transferencia, conectando ambas fuentes entre sí y luego dejando caer una. Con este método se logra que nunca se interrumpa la alimentación de los motores durante la transferencia.

Sin embargo, para lograr esta solución, se necesita implementar más dispositivos de control que sincronizen los voltajes de ambas fuentes en magnitud y ángulo. Por lo tanto, requiere mayor inversión de presupuesto que las soluciones anteriores.

Si una de las fuentes de alimentación es de una compañía de servicios públicos, puede existir la limitación legal de que no se permita la conexión en paralelo con otra fuente de energía. En otros casos, se requiere solicitar un permiso para el paralelismo de la compañía eléctrica de servicios públicos, que viene asociada con revisiones de diseño de los dispositivos y equipos que conforman el esquema de transferencia automática en cuestión.

Conclusión

Los sistemas de protecciones de motores no solo deben enfocarse en condiciones anormales de operación, sino que también deben enfocarse en condiciones de maniobras consideradas como «normales» pero que son inadecuadas para la operación continua de los motores. Como es el caso de los Sistemas de Transferencia Automática de las Plantas Industriales cuando la energía de la red eléctrica no está disponible y se transfiere la carga a los generadores internos de emergencia para mantener la continuidad de producción de la planta.

→ Artículos Recomendados: Factores de Selección de la Protección de Motores

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Fuentes

Imagen de Banner: SIEMENS High Voltage Motor.

IEEE Std. 242. Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems.

Motores Eléctricos SIMOTICS – Tecnología de Accionamientos – Peru (siemens.com)

Motores Eléctricos | WEG – Productos

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Los riesgos de arco eléctrico son muy conocidos por el personal del sector eléctrico, en las empresas de transmisión y distribución de energía. Sin embargo, esos riesgos no son tan conocidos por el personal de las plantas industriales.

En el sector industrial los operadores tienen más conocimientos acerca de los procesos mecánicos y/o químicos, pero no tienen tanto conocimiento acerca de los riesgos operativos de las instalaciones eléctricas de la planta. Este es el principal inconveniente que enfrentan los propietarios de instalaciones industriales en cuanto a la seguridad de su personal y de las pérdidas que representan los eventos de arco eléctrico.

NOTA: Este artículo esta basado en un Caso de Estudio de SEL (Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.) publicado en la Guía de Aplicación que se cita en la sección de «Fuentes» al final de esta página.

Principales Peligros

Una de las actividades que presentan mayor peligro para la seguridad del arco eléctrico en las plantas industriales es el mantenimiento anual de los equipos eléctricos. Esto incluye: la conmutación de los interruptores de media tensión, la instalación de tomas de tierra de protección, el desmontaje de transformadores, la resolución de problemas de interruptores de baja tensión, entre otros.

El riesgo se debe a que los operadores de la planta sólo realizan estas tareas una vez al año, por lo tanto, se tornan como tareas poco familiares y suponen un mayor riesgo de error humano.

Además, el riesgo aumenta si el mantenimiento anual se realiza a través de una agencia externa. El error humano podría aumentar porque el personal eléctrico de la agencia externa podría estar poco familiarizado con los procesos de la planta. Si la planta debe permanecer operativa durante el mantenimiento, puede darse el caso de que los circuitos adyacentes se energicen mientras que los trabajadores realicen el mantenimiento.

Datos de la Industria sobre el Arco Eléctrico

Desafortunadamente, los eventos de arco eléctrico en el sector industrial son comunes y pueden traer consecuencias extremas. A continuación, mostraremos los datos de acuerdo con la publicación del 31 de Mayo de 2013 del Industrial Safety & Hygiene News:

> Cada año ocurren 30,000 incidentes de arco eléctrico, de los cuales:

• 7,000 son lesiones por quemaduras.
• 2,000 son hospitalizaciones.
• 400 son muertes.
• El 80% de las muertes relacionadas con el arco eléctrico se deben a quemaduras externas.

Los datos de la industria también han demostrado que la mayoría de los eventos de arco eléctrico ocurren tarde en el día o al final de un turno, cuando los trabajadores están cansados, apresurados o tentados a ignorar los protocolos de seguridad.

Posibles Causas del Arco Eléctrico

Según la OSHA, los eventos de arco eléctrico pueden ser causados por:

• Polvo.
• Herramientas que caen.
• Toques accidentales.
• Condensación.
• Fallas en los materiales.
• Corrosión.
• Instalación defectuosa.

Consecuencias del Arco Eléctrico

Un sólo evento de arco eléctrico tiene el potencial de liberar 35,000 grados Fahrenheit, casi cuatro veces la temperatura de la superficie del sol. Esto pone en peligro al personal, y podría afectar el sistema de energía eléctrica de la planta y limitar la producción. Además, el tiempo de inactividad del proceso resultante podría ser extremadamente costoso.

La Administración de Seguridad y Salud Ocupacional (OSHA, por sus siglas en Inglés) declara que: Debido a la naturaleza violenta de una explosión por un arco eléctrico, cuando un empleado se lesiona, la lesión es grave, incluso resulta en la muerte. Es común que un empleado lesionado nunca recupere su calidad de vida pasada.

Los tres factores principales que determinan la gravedad de una lesión por peligro de arco eléctrico son:

1. La proximidad del trabajador al peligro.
2. La temperatura del arco y del entorno.
3. El tiempo para que se abra el circuito que alimenta el arco.

Medidas de Seguridad

Conociendo lo anterior, se pueden implementar soluciones para proporcionar un entrono seguro para el personal y minimizar las posibles lesiones, como las siguientes:

1. Cálculo de la energía incidente de la exposición para establecer los límites de protección contra el arco eléctrico.

2. La instalación de letreros y etiquetas de seguridad del producto para comunicar las áreas de riesgo.

3. La exigencia del uso de equipo y ropa de protección personal (EPP), como trajes ignífugos y protecciones faciales.

4. Instalación de dispositivos inteligentes de protección contra arco eléctrico para reducir el tiempo de apertura del circuito donde ocurra el arco. Esto reduce significativamente la cantidad de energía incidente resultante de un evento de arco eléctrico.

Sin embargo, la forma más eficaz de aumentar la seguridad contra el arco eléctrico es eliminar el elemento humano de la ecuación tanto como sea posible. Es decir, implementar la tecnología adecuada para que los trabajadores puedan operar los equipos de forma remota y no directamente frente al equipo eléctrico. En este sentido, el personal disminuirá en gran medida el riesgo de exposición al arco eléctrico.

Relés de Protección contra Arco Eléctrico (Arc-Flash)

Hoy en día, ya existen suficientes avances tecnológicos que permiten reducir la cantidad de energía resultante de un arco eléctrico para poder garantizar la seguridad de los operadores.

Sin embargo, las soluciones de relés de protección contra arco interno son poco conocidas en el sector industrial. Y su aplicación depende de las gestiones de los proveedores de estas soluciones para poder educar a los operadores e incentivar la instalación de este tipo de tecnologías en la industria.

En este sentido, fabricantes como SEL (Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.) ofrecen múltiples beneficios de adoptar esta nueva tecnología: mejor calidad, menor costo, simplicidad, mayor velocidad de muestreo, mayor capacidad de almacenamiento de datos, mayor protección del equipo y mayor seguridad del personal.

Conclusiones

Todo el personal que esté trabajando en cualquier sector donde existan instalaciones eléctricas debe estar entrenado y capacitado para poder prevenir los riesgos de arco eléctrico. Independientemente del nivel de tensión de la instalación, ya sea baja tensión, media tensión o alta tensión, todos los empleados ponen sus vidas en riesgo si deben operar o realizar mantenimiento a los equipos eléctricos de la instalación. En este sentido, una solución optimizada para reducir el riesgo es la instalación de relés de protección de arco eléctrico (Arc-Flash), ya que es una solución sencilla, económica y efectiva.

→ Artículo Recomendado: ¿Cuáles son los riesgos de los BESS en las Redes Eléctricas?

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Fuentes

SEL APPLICATION GUIDE (selinc.com)

Soluciones para la protección contra arcos eléctricos (selinc.com)

OSHA FACTSHEET PPE

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De este modo, en condiciones de operación normal, no se detecta una diferencia de corriente entre el alimentador y el lado neutro del motor. Sin embargo, en condiciones de falla interna, la corriente de entrada será diferente que la corriente en el lado neutro, en este caso el relé 87M disparará el interruptor del alimentador para evitar daños.

El objetivo de la protección 87M es eliminar las fallas internas en el motor antes de que el hierro del estator se dañe significativamente.

IEEE Std. 242.

¿Cuándo Aplicar la Protección 87M?

Técnicamente, la protección diferencial de motor (ANSI 87M) se puede aplicar en cualquier tipo de motor de media tensión. Pero, lo más recomendable es aplicarla en motores grandes o críticos solo donde el daño en los devanados o en el hierro podría ser costoso o difícil de reemplazar.

Acorde con IEEE Std. 242 hay tres recomendaciones generales para aplicar la protección 87M:

• Cuando los motores son mayores de 750kW y están conectados a sistemas aislados de tierra.

• Cuando los motores son mayores de 750kW y están conectados a sistemas con puesta a tierra, en los que la protección de falla a tierra convencional no se considera suficiente para detectar fallas de fase-fase.

• Cuando los motores son pequeños y operan a tensiones superiores a 2400V.

Esquema de Protección Diferencial de Motor (ANSI 87M)

El esquema convencional de protección diferencial de motor (ANSI 87M) detecta fallas de fase de bajo nivel y elimina rápidamente el cortocircuito del motor antes de que se desarrollen daños extensos.

Este esquema utiliza seis Transformadores de Corriente (TC) idénticos, de modo de instalar tres TC en cada fase del lado del alimentador del motor, e instalar los otros tres TC en cada fase del lado del neutro del rotor.

Es decir, cada fase tendrá un par de TC: uno del lado del alimentador, y otro del lado de neutro, para que el relé 87M pueda comparar la corriente de entrada y la del lado del neutro de cada fase, como se muestra en la siguiente imagen.

Así, cuando ocurra una falla en los devanados del motor, las corrientes secundarias del par de TC tienen diferentes magnitudes y polaridades, por lo que el relé 87M disparará el interruptor del motor.

Si bien, a veces se aplica a motores conectados en «Delta», este esquema generalmente se usa con motores conectados en estrella, dado que son muchos más comunes en las instalaciones de media tensión.

Esquema Simplificado de Protección Diferencial de Motor con TC Toroidales

El esquema simplificado de protección diferencial de motor con TC toroidales consiste en instalar un TC por fase, de modo que, tanto el cable de la línea del motor como el cable de neutro de la misma fase pasen a través del TC para que el flujo de las dos corrientes se cancele entre sí en condiciones normales.

De esta forma, si ocurre una falla fase-fase o fase-tierra en el devanado del motor, da como resultado una corriente diferencial en los TC toroidales, provocando que el relé 87M dispare y despeje la falla oportunamente.

La ventaja de este esquema es que tiene mayor precisión para detectar fallas a tierra en comparación con la protección 87M convencional. Por lo que es recomendable para motores instalados en sistemas conectados a tierra, ya que la mayoría de las fallas comienzan como fallas a tierra.

Adicionalmente, se tiene la ventaja de que este esquema es selectivo para fallas dentro del motor. En este sentido, el cable que alimenta al motor debe ser protegido por la protección de sobrecorriente utilizando otro TC por fase dedicado a la protección 50/51 del cable.

Conclusión

La protección diferencial de motor (ANSI 87M) es una función muy potente que no siempre se debe utilizar en todos lo motores, debido a que encarece la inversión y podría complicar el conexionado de los TC por fase en ambos lados del motor. Sin embargo, si la aplicación del motor es crítica, como es el caso de las bombas del sistema contra incendio, o en el caso de plataformas petroleras, es imprescindible que se invierta el presupuesto suficiente para que el sistema de protecciones del motor sea lo más confiable y robusto posible, asegurando que el disparo no sea erróneo para fallas internas del motor.

→ Artículo Recomendado: Factores de Selección de la Protección de Motores

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Fuentes

SIEMENS. SIPROTEC 5 Catalog.

IEEE Std. 242. Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems.

SIPROTEC 5 – Protection relays for digital substation – Siemens Global Website

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Cada instalación de motores tiene exigencias particulares y diferentes dependiendo del tipo de aplicación, de la importancia del motor, de las características de la fuente del sistema de energía y de su método de conexión a tierra. Por lo que, no todos los motores tienen el mismo paquete de protecciones, así como tampoco tienen las mismas especificaciones técnicas en sus datos de placa.

Como Ingenieros de Planificación y Diseño debemos tener algún tipo de «Check List» o «Lista de Verificación» que nos sirva de herramienta para confirmar que estamos analizando correctamente todos los parámetros necesarios para crear un Sistema de Protecciones Efectivo en cada tipo de proyecto.

En este artículo enlistamos varios factores que se deben tomar en cuenta durante la planificación y diseño del sistema de protecciones de motores para cada proyecto particular. Esto es, con el objetivo de que sirva como herramienta de análisis para el primer paso del proceso de diseño.

1. Características del Motor

El sistema de protecciones a elegir depende directamente de las características constructivas del motor. Por lo tanto, se deben conocer los datos constructivos o especificaciones técnicas de los motores que se van a utilizar en cada proyecto, como los siguientes:

2. Condiciones de Arranque del Motor

Es imprescindible conocer la curva de arranque del motor para poder considerar un ajuste selectivo de las funciones de protección. Con esto, se pueden conocer las siguientes condiciones de arranque:

• Voltaje total o Voltaje reducido.
• Variador de Velocidad.
• Caída de voltaje y grado de corriente de entrada durante el arranque.
• Arranques repetitivos: frecuencia y número total de arranques.

3. Entorno y Condiciones Ambientales

Una de las principales causas de falla en los motores suele venir de las condiciones ambientales y del entorno de su instalación. Por esta razón, se deben tomar en cuenta los siguientes datos para poder hacer un análisis holístico de las posibles condiciones de falla del motor:

• Temperaturas máximas y mínimas del entorno.
• Altitud.
• Fuentes de calor adyacentes a la instalación del motor.
• Disposición de ventilación.

4. Características de la Carga del Motor

Es necesario conocer las características de la carga que el motor va a impulsar, dado que el tipo de carga mecánica podría provocar que el rotor se bloquee o que no se alcance la velocidad normal, ocasionando que el motor se sobrecaliente excesivamente durante el arranque o durante la operación. De este modo, debemos proveer un sistema de protección que garantice que la corriente nunca exceda los límites de daño térmico del motor durante estas condiciones de operación anormales.

5. Calidad del Sistema de Energía

A demás de analizar las características constructivas y operativas del motor, se debe analizar la calidad de energía del alimentador del motor. Por ejemplo, si el alimentador no tiene filtro de armónicos, puede causar sobrecalentamiento del motor y afectar el rendimiento de los dispositivos de protección.

En este sentido, los datos de calidad del sistema de energía que deben chequearse son los siguientes:

• Tipos de puesta a tierra del sistema.
• Exposición a rayos.
• Exposición a sobretensiones por conmutación de otras cargas.
• Capacitores y sus controles para la corrección del factor de potencia.
• Nivel de Cortocircuito.
• Exposición a reconexión automática de líneas aguas arriba del motor.
• Exposición a transferencia automática en las barras aguas arriba del motor.
• Posibilidades de suministro monofásico (conductor roto, desconexión abierta).
• Tipo de interruptor, seccionador, contactor o fusible aguas arriba del motor.
• Características de las demás cargas de la instalación que puedan causar desequilibrio de voltaje en el punto de conexión del motor.
• Existencia de filtro de armónicos y su ubicación en el diagrama unifilar.

6. Importancia del Motor

La importancia del motor es un indicador para la robustez o simplicidad de la lógica de disparo del sistema de protecciones. De hecho, es uno de los factores más determinantes respecto al presupuesto que se considera invertir en los dispositivos de protección de motores.

Por ejemplo, si el motor es importante para la continuidad operativa de una planta, o para la seguridad del proceso y de los operadores, entonces el sistema de protecciones debe incluir una alarma previa al disparo para dar tiempo a que los operadores puedan intervenir primero y reparar la condición anormal sin desconectar el motor ni detener el proceso de la planta. En caso de que los operadores no puedan revertir la condición anormal, entonces la protección disparará el interruptor del motor luego de un tiempo predefinido en la lógica de disparo.

Por lo tanto, para determinar la importancia del motor, debemos analizar los siguientes factores:

• Costo del motor.
• Costos en la planta por la parada forzosa de ese motor.
• Cantidad de mantenimiento y supervisión operativa que se debe proporcionar a ese motor.
• Facilidad y costo de la reparación del motor.
• Facilidad y costo del reemplazo del motor.

7. Fallas a Tierra

Es muy importante tomar en cuenta que las fallas a tierra en el motor usualmente comienzan con un nivel de corriente bajo, dañando inicialmente los devanados del motor. Pero, si la falla no se interrumpe a tiempo y se permite que continúe, podría causar daños más extensos. Por ejemplo, podría dañar gravemente el núcleo del motor, elevando el costo de reparación o reemplazo del motor.

8. Capacidad de Mantenimiento

Durante el diseño del sistema de protección de motores se deben tomar en cuenta los factores de capacidad y frecuencia de mantenimiento. Ya que, si se eligen dispositivos de protección que requieren mantenimiento frecuente, pero no se toman en cuenta en los cronogramas de los operadores, entonces el sistema de protección está propenso a tener errores de operación por falta de mantenimiento.

En este sentido, si la capacidad de mantenimiento es baja, se debe diseñar un sistema de protección adecuado para que no tenga disparos erróneos a lo largo del tiempo por falta de mantenimiento.

Conclusión

Los motores son equipos complejos que requieren diferentes tipos de protección dependiendo de muchos factores internos y externos. Por lo tanto, no se puede aplicar el mismo paquete de protección a todos los motores de un proyecto, o de diferentes proyectos. Por el contrario, se deben realizar análisis detallados de varios parámetros, como los indicados en este artículo, para poder identificar los posibles tipos de fallas que pueden ocurrir en el motor y, de este modo, tener una visión más completa de las funciones de protección que se adaptan mejor a cada aplicación.

→ Artículo Recomendado: ¿Por qué es importante la Corrección del Factor de Potencia?

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Fuente

IEEE Std 242. Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems.

Weather Protected Type I | Motors Drives | Toshiba International Corporation

La entrada Factores que Influyen en la Selección del Sistema de Protección de Motores se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Los generadores síncronos, ya sean de vapor, hidráulicos o de combustión, son equipos complejos que requieren un sistema de protección particular que depende del tamaño de la máquina, de la potencia entregada y del nivel de voltaje en los terminales del generador.

Sin embargo, hay contingencias que son comunes en todos los tipos de generadores síncronos, como el aumento excesivo de la temperatura en el estator. Esto es debido a que los generadores corren el riesgo de tener sobrecargas, fallas en los sistemas de refrigeración, puntos calientes causados por fallas en el aislamiento de la laminación del núcleo del estator, o por fallas localizadas en los devanados del estator.

Protección de Temperatura (ANSI 49)

La mayoría de los generadores se suministran con varios sensores de temperatura para monitorear continuamente los devanados del estator. De este modo, los sensores de temperatura se pueden conectar a un relé de protección numérico para generar alarma, iniciar acciones correctivas, o disparar la unidad si se exceden los límites de temperaturas actuales.

Hay dos tipos de sensores de temperatura que se pueden utilizar para la protección térmica del estator:

• Detectores de Temperatura de Resistencia (RTD: Resistance Temperature Detectors), o también llamados Termoresistencias, se encargan de detectar la temperatura mediante el cambio en la resistencia del sensor.

• Termocuplas (Thermocouples), que se encargan de detectar la temperatura mediante el cambio en el voltaje termoeléctrico inducido en la unión de la termocupla.

Para generadores con devanados de estator convencionales sin refrigeración, se integran los RTD en las barras superior e inferior para monitorear las temperaturas de los devanados.

Mientras que, para generadores con devanados de estator enfriados internamente, la temperatura de descarga del refrigerante del estator se utiliza junto con los RTD integrados para monitorear la temperatura del devanado.

Sin embargo, lo más recomendable es consultar al fabricante del generador para obtener recomendaciones específicas sobre el método preferido para monitorear estos sensores y los límites de temperatura para fines de alarma y disparo.

Protección de Sobrecorriente (ANSI 50/51)

En algunos casos, se puede proporcionar protección contra sobrecarga del generador mediante el uso de un relé de sobrecorriente controlado por par que esté coordinado con la curva de tiempo extremadamente inversa y con la operación instantánea para sobrecorrientes más elevadas.

Con este tipo de protección, se recomienda que genere una alarma de sobrecarga para darle al operador la oportunidad de reducir la carga de manera ordenada y evitar el disparo.

Sin embargo, la curva de disparo de este relé siempre se debe coordinar con la curva de daño del generador acorde con los datos del fabricante. De modo que el relé deje pasar cierta magnitud de corriente de sobrecarga sin disparar, pero que dispare efectivamente en un tiempo oportuno para evitar daños en el generador.

Escenarios de Protección Térmica del Estator

A continuación, definiremos los tres tipos de contingencias que son las causas más comunes de sobrecalentamiento del estator de los generadores.

1. Sobrecarga del Generador

La capacidad de salida continua de un generador se expresa en kilovoltios-amperios (kVA) disponibles en sus terminales a una frecuencia, voltaje y factor de potencia específicos. Y, en general, pueden operar exitosamente a la potencia, frecuencia y factor de potencia nominales para una variación de voltaje del 5% por encima o por debajo del voltaje nominal.

En condiciones de emergencia, está permitido exceder la capacidad de producción continua durante un breve período de tiempo, dependiendo de la capacidad térmica que tenga el generador sin llegar al punto de daño.

Sin embargo, la capacidad térmica del generador es dada por el fabricante. Por esa razón, se recomienda que el fabricante participe en el equipamiento y en la coordinación de los sensores de protección térmica del generador, para garantizar que las protecciones disparen antes de llegar al punto de daño.

2. Fallas en el Sistema de Refrigeración

Dependiendo de la clasificación y el diseño, el núcleo y el devanado del estator pueden enfriarse con aire, aceite, hidrógeno o agua. Para cualquier tipo de generador, una falla en el sistema de enfriamiento puede resultar en un rápido deterioro del aislamiento de la laminación del núcleo del estator, de los conductores y del aislamiento del devanado del estator.

Usualmente, el fabricante del generador proporciona toda la protección necesaria para el sistema de refrigeración: sensores de temperatura (RTD y Termocuplas), sensores de flujo y sensores de presión del refrigerante. De modo que, todos estos sensores se conecten a una alarma, ya sea a través de un relé numérico, o a través del SCADA para reducir automáticamente la carga a niveles seguros o para disparar el interruptor del generador.

En este sentido, el usuario siempre debe consultar con el fabricante del generador para determinar los límites de temperatura, la protección proporcionada y los procedimientos operativos recomendados en caso de pérdida de refrigerante.

3. Puntos Calientes en el Núcleo del Estator

Los puntos calientes localizados en el núcleo del estator pueden producirse por fallas en el aislamiento de las laminaciones causadas por los siguientes factores:

• Por mal funcionamiento: como la operación excesiva del factor de potencia principal o por sobreflujo.

• Por vibración debido a holgura: desgasta el aislamiento y provoca fatiga de las laminaciones.

• Por objetos extraños dejados en la máquina.

• Por daños en el núcleo durante la instalación o mantenimiento.

• Por objetos que normalmente forman parte de la máquina pero que se desprenden de su posición normal y se desplazan hacia el núcleo: una tuerca, una cuña, entre otros.

Sin embargo, los puntos calientes más comunes son el resultado de altas corrientes parásitas, producidas a partir del flujo del núcleo, que encuentran caminos conductores a través del aislamiento entre las laminaciones. En el peor escenario, el cortocircuito de las laminaciones puede provocar la fusión del acero del núcleo proporcionando daños costosos o irreparables.

Conclusión

Es imposible evitar por completo las fallas térmicas en los generadores, pero sí es posible contar con un sistema de monitoreo y alarmas para tomar acción y remediar las condiciones operativas que causan el sobrecalentamiento. Sin embargo, es responsabilidad del usuario coordinar las características de operación, de alarma y disparo del sistema de protección térmica de modo de garantizar la funcionalidad de cada componente y evitar el daño del generador.

→ Artículo Recomendado: ¿Qué es la Motorización de un Generador de Potencia?

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Fuentes

IEEE Std C37.102. Guide for AC Generator Protection. New York, USA.

SGen-3000W | Generator 540-1,300 MVA | Siemens Global Website | Generators | Siemens Energy Global (siemens-energy.com)

La entrada Protección Térmica del Estator del Generador (ANSI 49) se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

La energización accidental de los generadores AC (mientras están fuera de línea) suele ocurrir por errores de operación, fallas en los enclavamientos, descargas disruptivas en los terminales del interruptor, mal funcionamiento del circuito de control, o por una combinación de todos estos eventos.

Aunque no es una condición que ocurra comúnmente, los ingenieros de protecciones deben considerar este escenario para poder complementar los esquemas de protección de generadores de forma adecuada. De lo contrario, los generadores AC podrían dañarse o quedar completamente destruidos si llegase a ocurrir una energización accidental.

Escenarios más comunes de Energización Accidental de Generadores AC

Los escenarios más comunes de energización accidental de generadores AC están vinculados a aquellas plantas de generación cuya subestación de interconexión con la red eléctrica tiene topologías complejas en que más de un interruptor está vinculado con el circuito del generador. Como por ejemplo, las Subestaciones con Barra en Anillo, o las Subestaciones de Interruptor y Medio.

En este tipo de subestaciones, los interruptores del circuito del generador también están vinculados a las lógicas de operación y comando que influyen en la topología de la barra. Es decir, se abren y se cierran los interruptores para abrir o cerrar el anillo de la barra, o para habilitar o deshabilitar las diagonales de la topología de interruptor y medio.

Si el generador se desconecta intencionalmente, usualmente para gestiones de mantenimiento, deben emplearse enclavamientos en los interruptores de la subestación para evitar el cierre accidental de los interruptores asociados al circuito del generador. Sin embargo, se han reportado situaciones en que los generadores se dañan o se destruyen completamente debido a que los enclavamientos fueron anulados o debido a que fallaron inadvertidamente y el interruptor se cerró de forma accidental.

¿Qué le ocurre al Generador AC cuando se Energiza Accidentalmente?

Cuando los generadores están apagados y se energizan accidentalmente recibiendo energía de la red eléctrica, se aceleran como un motor de inducción y se inducen altas corrientes en el rotor que pueden llegar a ser 5 veces la corriente nominal de la máquina, ocasionando daños graves en el rotor en cuestión de segundos.

Cabe destacar que el voltaje de los terminales del generador y la corriente son función de las impedancias del generador, del transformador y del sistema.

¿Cómo opera el Sistema de Protecciones en este caso?

Las funciones de protección más comunes en generadores tienen limitaciones al intentar detectar energizaciones accidentales, dado que funcionan cuando el generador está en línea, y dejan de funcionar cuando se apaga el generador. De hecho, se han detectado casos de daños en los generadores debido a que todo su sistema de protección estaba inoperativo cuando la máquina se energizó accidentalmente.

Por ejemplo, los relés que dependen del voltaje (como los relés de potencia inversa ANSI 32) se desactivan si durante el mantenimiento se quitan los fusibles del transformador de voltaje (TV) cuando el generador está fuera de línea. Por otro lado, los relés con retardo de tiempo intencional son demasiado lentos para proporcionar una protección sustancial contra la energización accidental de los generadores AC.

En este sentido, se deben diseñar esquemas de protección especiales para proteger el generador cuando está fuera de línea, de forma de ubicar los puntos de medida donde sea menos probable que se desactiven durante el mantenimiento del generador.

Protección contra la Energización Accidental

A continuación, describiremos los esquemas más comunes utilizados para detectar energizaciones involuntarias.

1. Protección de Sobrecorriente Supervisada por Frecuencia

Este esquema utiliza una combinación de relés de frecuencia y sobrecorriente que solo se habilitan cuando la máquina está fuera de línea.

Los relés de sobrecorriente son instantáneos con un ajuste de activación que ronda la mitad del valor de la corriente de energización accidental esperada.

Los relés de frecuencia se configuran para cerrar sus contactos cuando la frecuencia cae por debajo del ajuste predeterminado, habilitando al relé de sobrecorriente instantánea. Es decir, para que el esquema funcione correctamente, el contacto del relé de baja frecuencia debe estar cerrado cuando no hay voltaje.

Cabe destacar que para aplicaciones con relés numéricos se puede configurar este esquema en la lógica de programación del relé.

2. Protección de Distancia

Consiste en un esquema de protección que monitoriza el generador desde el patio de la subestación de interconexión. En este sentido, se configura el relé de distancia para detectar la suma de la reactancia del transformador elevador de la unidad generadora y la reactancia de secuencia negativa del generador con el margen adecuado.

Sin embargo, esta solución es compleja y podría provocar disparos erróneos si no se configura correctamente.

3. Protección de Sobrecorriente Supervisada por Voltaje

Consiste en utilizar relés de baja tensión y de sobretensión con retardos de tiempo de activación y desactivación para supervisar a los relés de sobrecorriente instantánea.

En este sentido, cuando se apaga el generador los detectores de baja tensión habilitan automáticamente a los relés de sobrecorriente instantánea para detectar condiciones de energización accidental.

Mientras que, cuando se enciende el generador, los relés de sobretensión desactivan el equema de sobrecorriente instantánea para evitar disparos erróneos.

La ventaja de este esquema es que funcionará correctamente incluso si se desconectan los transformadores de tensión del generador durante el mantenimiento.

Conclusión

Los generadores son equipos muy complejos que están sujetos a muchas situaciones de operación anormal que pueden causar daños costosos y atentar contra la seguridad de los operadores de la planta. Es por eso que es imprescindible conocer todos los escenarios catastróficos que pueden ocurrir para poder diseñar un sistema de protección confiable y seguro.

→ Artículo Recomendado: ¿Qué es la Motorización de un Generador de Potencia? • LeiryChinchilla.com

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Fuentes

IEEE Std C37.102. Guide for AC Generator Protection.

IEEE Std 242. Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems.

Generator Protection :: GE Grid Solutions

La entrada Protección Contra la Energización Accidental de Generadores AC se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

La coordinación de sobrecorriente es el estudio que nos ayuda a determinar cuáles son las configuraciones que se deben hacer a los dispositivos de protección contra sobrecorriente. De forma que, ante una condición de falla o sobrecarga, sólo se interrumpa una porción mínima del sistema de energía lo más rápido posible para minimizar el daño al equipo sin perder selectividad.

En otra palabras, el estudio de coordinación de sobrecorriente es la comparación y selección de tiempos de operación de los dispositivos de protección desde el equipo de utilización hasta la fuente.

Dispositivos de Protección Primaria y de Respaldo

Normalmente, en los sistemas eléctricos se aplican dispositivos de protección primarios y de respaldo. Donde, la protección primaria es la primera línea de defensa contra daños mayores causados por una falla u otra condición operativa anormal. Por lo que deben configurarse para operar más rápido y desconectar menor parte del sistema eléctrico que los relés de respaldo.

Por otra parte, la protección de respaldo asume el control cuando la protección primaria no logra eliminar la condición anormal. Por esto, los dispositivos y configuraciones de protección de respaldo se seleccionan para operar en un intervalo de tiempo predeterminado después de que funcione el dispositivo principal.

Es decir, el dispositivo de respaldo debería poder soportar las condiciones de falla durante un período de tiempo mayor que el dispositivo de protección primario. Y, por estar ubicado aguas arriba del dispositivo de protección primario, desconectará mayor parte del sistema eléctrico para poder despejar la falla, comprometiendo la selectividad, pero garantizando la protección antes de que la falla dañe el equipo protegido.

Estudio de Coordinación en Instalaciones Nuevas y Existentes

En instalaciones nuevas, se debe realizar un estudio de coordinación preliminar durante las primeras etapas del diseño del sistema eléctrico. Con esto se logra verificar que las especificaciones de los dispositivos de protección, así como los transformadores de instrumentación y los interruptores de potencia, puedan soportar las corrientes de carga y de falla calculadas.

En instalaciones existentes, se presenta el reto de que las configuraciones del sistema y las condiciones operativas cambian con frecuencia. A veces, esos cambios pueden modificar la magnitud de la corriente de cortocircuito disponible en una planta, o pueden producir cambios en la corriente de carga de la planta. Por lo tanto, se debe realizar un nuevo estudio de coordinación de sobrecorriente para volver a ajustar las configuraciones de los dispositivos de protección y adaptar la selectividad a los nuevos cambios del sistema eléctrico.

Procedimiento de Coordinación de Sobrecorriente

Antes de comenzar un estudio de coordinación de sobrecorriente se necesitan los siguientes datos:

1. Un diagrama unifilar del sistema eléctrico involucrado, que muestre el tipo y clasificación de los dispositivos de protección y sus transformadores de corriente asociados.

2. El valor de las impedancias de todos los transformadores de potencia, máquinas rotativas y circuitos alimentadores.

3. Los valores máximos y mínimos de las corrientes de cortocircuito que se espera que fluyan a través de cada dispositivo de protección.

4. La corriente de carga máxima que se espera que fluya a través de los dispositivos de protección.

5. Los requisitos de corriente de arranque de los motores y los tiempos de arranque y de rotor bloqueado de los motores de inducción.

6. La corriente Inrush del transformador, la resistencia térmica y las características de daño.

7. Curvas de decremento que muestran la tasa de caída de la corriente de falla suministrada por los generadores.

8. Curvas de rendimiento de los transformadores de corriente (TC).

Por lo general, primero se determinan los ajustes de cada dispositivo de protección para proporcionar los tiempos de operación más cortos en niveles máximos de falla, y luego se verifica si la operación real será satisfactoria con la corriente de falla mínima esperada.

Siempre es recomendable trazar las curvas (en una escala común) de los relés y otros dispositivos de protección, como los fusibles, que van a funcionar en serie. Usualmente, es más conveniente usar la escala correspondiente a la corriente esperada en base al e más bajo del sistema, o usar la base de voltaje predominante.

Reglas Básicas para la Coordinación de Protecciones

En términos generales, estas son las reglas básicas que deben cumplirse para lograr una correcta coordinación de protección de sobrecorriente:

1. Siempre que sea posible, se recomienda utilizar el mismo tipo de curva de operación para los dispositivos de protección que estén en serie.

2. Se debe discriminar la operación por tiempo y por corriente de forma que cada relé aísle sólo la sección defectuosa de la red del sistema eléctrico, dejando el resto del sistema intacto.

Discriminación por Tiempo

La discriminación de operación por tiempo garantiza que el interruptor más cercano a la falla abra primero. Para comprenderlo mejor, analizaremos el ejemplo del siguiente diagrama:

La protección contra sobrecorriente de tiempo inverso se proporciona en B, C, D y E. El relé en B se configura con el menor retardo posible para permitir que se funda el fusible ante una falla en A en el lado secundario del transformador. Una vez transcurrido el retardo, si la falla persiste, el contacto de salida del relé en B se cierra para disparar el disyuntor. El relé en C tiene un ajuste de retardo de tiempo igual a t1 segundos, y lo mismo ocurre con los relés en D y E.

Si ocurre una falla en F, el relé en B operará en t segundos y la operación posterior del disyuntor en B eliminará la falla antes de que los relés en C, D y E tengan tiempo de operar. El intervalo de tiempo t1 entre cada ajuste de tiempo del relé debe ser lo suficientemente largo para garantizar que los relés aguas arriba no funcionen antes de que el disyuntor en la ubicación de la falla se haya disparado y despejado la falla.

Discriminación por Corriente

La discriminación por corriente se basa en el hecho de que la corriente de falla varía con la posición de la falla debido a la diferencia en los valores de impedancia entre la fuente y la falla.

Por lo tanto, normalmente, los relés que controlan los distintos disyuntores se configuran para funcionar a valores de corriente adecuadamente reducidos, de modo que sólo el relé más cercano a la falla dispare su interruptor.

Conclusión

El estudio de coordinación de sobrecorriente se debe realizar en todos los proyectos eléctricos, ya sea de baja, media o alta tensión. Independientemente de que se utilicen fusibles, MCB, MCCB, ACB, o relés numéricos con interruptores de media y alta tensión, todos estos dispositivos deben estar configurados adecuadamente para lograr la seguridad de los criterios de protección. De lo contrario, el sistema eléctrico puede estar sujeto a daños, incendios o explosiones que atenten contra la vida de las personas y contra la infraestructura civil.

→ Artículo Recomendado: ¿Cómo Funcionan los Relés Numéricos?

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Fuentes

IEEE Std. 242-2001. Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power System.

ALSTOM GRID. Network Protection and Automation Guide.

SIPROTEC 5 – Protection relays

La entrada Introducción a la Coordinación de Sobrecorriente (ANSI 51) se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Los relés básicos de sobrecorriente de tiempo inverso (ANSI 51) necesitan algunas funcionalidades auxiliares que complementen los criterios de operación para evitar que tengan disparos erróneos cuando la demanda de carga aumenta en condiciones normales, y que, al mismo tiempo, puedan operar rápida y selectivamente ante condiciones de fallas de baja magnitud de corriente.

Por ejemplo, en el caso de los generadores de potencia, si los ajustes de corriente y tiempo de los relés 51 son demasiado bajos, el relé puede disparar el generador innecesariamente en condiciones de sobrecargas normales. Pero, si los ajustes del 51 son demasiado altos para permitir la operación selectiva de los relés aguas abajo, es posible que el relé 51 no responda ante fallas externas del generador debido a que la magnitud de este tipo de corriente es muy pequeña.

Protección de Sobrecorriente en Generadores

Los generadores son complejos y requieren una amplia variedad de dispositivos de protección. Usualmente, la protección principal suele ser el relé diferencial, mientras que los dispositivos de sobrecorriente actúan como protección de respaldo.

La dificultad de configuración de la protección de sobrecorriente simple (ANSI 51) surge porque se debe tener en cuenta tanto la disminución de la corriente de falla del generador con el tiempo como el paso de la corriente de carga total. Por lo tanto, para poder superar esta dificultad, se puede medir y utilizar el voltaje del terminal del generador para modificar dinámicamente la curva de sobrecorriente de tiempo inverso del relé ante fallas cercanas a la planta generadora.

Funciones de Protección de Sobrecorriente Dependientes de la Tensión

Los relés de sobrecorriente dependientes del voltaje se utilizan como protección de respaldo de generadores ante fallas externas. Cuando ocurre una falla externa, el voltaje del sistema colapsa a un valor relativamente bajo; pero cuando ocurre una sobrecarga, la caída de voltaje es relativamente pequeña.

Estos relés utilizan el voltaje para modificar las características de tiempo-corriente de modo que el relé permita las oscilaciones de potencia en condiciones normales, pero brinde respuesta rápida de disparo ante fallas. Este relé de sobrecorriente tiene dos variaciones: restringido por voltaje y controlado por voltaje, identificados con los siguientes números de función ANSI:

• 51V: Protección de Sobrecorriente con Restricción de Tensión.

• 51PV: Protección de Sobrecorriente de Fase con Restricción de Tensión.

• 51VC: Protección de Sobrecorriente Controlada por la Tensión.

Protección de Sobrecorriente con Restricción de Tensión (51V)

La protección de sobrecorriente con restricción de tensión consiste en variar continuamente la configuración del umbral de disparo de la curva de sobrecorriente de tiempo inverso (ANSI 51) con respecto a la variación del voltaje del generador entre límites predeterminados. Es por esto que se dice que el voltaje restringe el funcionamiento de la protección convencional de sobrecorriente.

Es decir, cuando ocurre una falla cerca del generador, el voltaje reducido permite que el relé restringido por voltaje se vuelva más sensible (la curva de tiempo inverso se desplaza hacia la izquierda). Conforme se reduzca el voltaje debido a una falla externa, la función 51V reducirá proporcionalmente el ajuste de disparo de la función 51 para que sea más sensible ante corrientes de falla de baja magnitud. En definitiva, esta restricción proporciona una curva dinámica de disparo dependiendo del voltaje en los terminales de la máquina.

Protección de Sobrecorriente Controlada por Voltaje (51VC)

La protección de sobrecorriente controlada por voltaje tiene dos curvas de tiempo-corriente que se seleccionan de acuerdo con la magnitud de la tensión medida en el terminal del generador. En este sentido, el ajuste del umbral de tensión para lograr la selectividad del disparo se elige según los siguientes criterios:

1. Ajuste de umbral durante sobrecargas.
2. Ajuste de umbral durante fallas.

1. Ajuste de Umbral Durante Sobrecargas

Durante las sobrecargas, cuando el voltaje del sistema se mantiene cerca de lo normal, la protección contra sobrecorriente debe tener un ajuste de disparo por encima de la corriente normal de carga. En este caso, la curva de tiempo de operación evitará que la planta generadora contribuya corriente a una falla externa remota durante un período de tiempo superior al limite de la curva de daño del generador.

2. Ajuste de Umbral Durante Fallas

Cuando ocurre una falla cerca del generador, el voltaje en su terminal puede caer drásticamente. Por lo tanto, se configura un umbral de voltaje que ronda entre el 40% y el 50% del valor nominal. De este modo, cuando el voltaje en el terminal del generador cae por debajo de este umbral el relé seleccionará la segunda curva de protección de tiempo inverso, cuyo umbral de corriente es menor para poder disparar rápidamente ante corrientes de falla de baja magnitud.

Cabe destacar que esta función de protección también debe sincronizarse con la protección del circuito externo para poder garantizar la selectividad del disparo.

Conclusión

Los relés de sobrecorriente con restricción de voltaje (ANSI 51V) se utilizan para disparar el generador si otros dispositivos de protección no han despejado una falla del sistema. Una falla sostenida puede resultar en corrientes del generador que son menores que la corriente de carga nominal. Por lo que la protección 51V es una alternativa para que el relé pueda identificar adecuadamente las corrientes de falla y realizar un disparo rápido y selectivo.

→ Artículo Recomendado: Funciones de Protección para Generadores de Potencia

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Fuente

IEEE Std. 242-2001. Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power System.

ALSTOM GRID. Network Protection and Automation Guide.

GE Multilin. Relay Selection Guide. GET-8048A.

Multilin G60 :: GE Grid Solutions

Generator Protection :: GE Grid Solutions

La entrada Relé de Sobrecorriente con Restricción de Tensión (ANSI 51V) se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Tanto la función 50 como la 51 pueden usarse como protección principal o como protección de respaldo, y suelen incluirse en los esquemáticos de protección de todas las zonas protegidas del sistema eléctrico.

La protección de sobrecorriente temporizada también es conocida como «de tiempo inverso» debido a su característica de disparo retardado versus la corriente aplicada. Mientras que la protección de sobrecorriente instantánea se utiliza para disparos de alta velocidad.

Protección de Sobrecorriente de Tiempo Inverso (ANSI 51)

La protección de sobrecorriente de tiempo inverso es la más utilizada en sistemas eléctricos comerciales e industriales. Esta forma de protección opera con la curva inversa de tiempo-corriente, en la que el tiempo de disparo de los relés es menor conforme aumente la magnitud de la corriente.

En otras palabras, los relés de sobrecorriente de tiempo inverso se encargan de disparar el interruptor rápidamente cuando detecta corriente de falla de alta magnitud, con el objetivo de evitar el daño térmico de los cables y conductores, cuya curva de daño también tiene una relación inversa de tiempo-corriente.

Inicialmente, la curva inversa de tiempo-corriente se creó con la característica de operación de los relés electromecánicos de sobrecorriente temporizada, cuyo principal elemento era un disco de inducción. Posteriormente, los relés con tecnologías más avanzadas como los analógicos, digitales y numéricos se han diseñado de tal forma que puedan emular la misma característica de operación de ese disco de inducción.

Curvas de Disparo de Tiempo Inverso

Las curvas de disparo de los relés de sobrecorriente de tiempo inverso varían acorde a los tiempos de disparo requeridos en cada aplicación, y dependiendo de los tiempos de disparo de los demás dispositivos de protección que se encuentran en el mismo sistema eléctrico.

Sin embargo, el estándar IEC 60255 define las curvas de la siguiente manera, en las que se puede configurar el tiempo de disparo a través del parámetro de «Multiplicador de Tiempo» (TMS: Time Multiplier Setting):

• Curva Inversa Estándar (SI: Standard Inverse).
• Curva Muy Inversa (VI: Very Inverse).
• Curva Extremadamente Inversa (EI: Extremely Inverse).
• Curva de Tiempo Definido (DT: Definite Time).

Por otro lado, la IEEE define las curvas de la siguiente manera, en las que se puede configurar el tiempo de disparo a través del parámetro de «Dial de Tiempo» (TD: Time Dial Setting):

• Curva IEEE Moderadamente Inversa.
• Curva IEEE Muy Inversa.
• Curva IEEE Extremadamente Inversa.
• Curva Inversa US CO8.
• Curva Inversa de Tiempo Corto US CO2.

Sin embargo, es recomendable realizar el estudio de coordinación de todos los dispositivos de protección de cada sistema eléctrico, para determinar con mayor precisión cuál tipo de curva corresponde mejor para cada relé.

Aplicación de la Curva Muy Inversa (VI)

La curva muy inversa (VI: Very Inverse) se utiliza si hay una reducción sustancial de la corriente de falla a medida que aumenta la distancia desde la fuente de energía, es decir, hay un aumento significativo de la impedancia de falla.

En estos casos, como la curva «VI» es mucho más pronunciada que la curva «SI» (Standard Inverse), opera más rápido y se puede minimizar el tiempo de disparo de la fuente.

Aplicación de la Curva Extremadamente Inversa (EI)

La curva extremadamente inversa (EI: Extremely Inverse) tiene un tiempo de operación inversamente proporcional al cuadrado de la corriente aplicada. Por lo que es la curva más adecuada para la protección de circuitos de alimentación de distribución.

Específicamente, es útil en instalaciones en las que el alimentador está sometido a picos de corriente en condiciones de operación normal al conectarse con refrigeradores, bombas, calentadores de agua, entre otros equipos.

Esta característica de funcionamiento es particularmente adecuada para coordinación de protección con fusibles. Además, es muy útil para aplicarse junto con reconectadores automáticos en circuitos de distribución aérea, dado que la mayoría de las fallas son de naturaleza transitoria y se puede evitar la fusión y sustitución innecesaria de los fusibles presentes en los circuitos finales de distribución. Si la falla persiste, el reconectador automático se bloquea en la posición cerrada después de una apertura y el fusible se funde para aislar la falla.

Protección de Sobrecorriente Instantánea (ANSI 50)

La protección de sobrecorriente instantánea se utiliza para corrientes de cortocircuito muy altas. Específicamente cuando la impedancia de la fuente es pequeña en comparación con la impedancia del circuito protegido.

Es decir, la protección de sobrecorriente instantánea permite reducir el tiempo de disparo en niveles elevados de corriente de falla, ayudando a tener una mejor coordinación de curvas de protección y evitando daños graves en el lugar de la falla.

Como se muestra en la imagen de arriba, una de las ventajas de la operación instantánea de ajuste alto es reducir el tiempo de funcionamiento de la protección del circuito en el área sombreada debajo de las curvas. Si la impedancia de la fuente permanece constante, es posible lograr una protección de alta velocidad en una gran sección del circuito protegido.

Conclusión

La protección de sobrecorriente de tiempo inverso es la forma más básica de proteger cables, motores, transformadores y generadores. Permite el paso de sobrecorrientes transitorias de operación normal sin emitir disparos erróneos, y al mismo tiempo, por medio de la coordinación de curvas de operación, tiene la capacidad de discernir el disparo selectivo de sobrecorrientes antes de que se dañe el equipo protegido.

→ Artículo Recomendado: ¿Qué es la Protección de Distancia? • LeiryChinchilla.com

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Fuentes

GE MULTILIN. Relay Selection Guide GET-8048A.

IEEE Std. 242-2001. Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power System.

ALSTOM GRID. Network Protection and Automation Guide.

Overcurrent and feeder protection – SIPROTEC 5 – Global (siemens.com)

La entrada Protección de Sobrecorriente (ANSI 50/51) se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Efectos de la Motorización de un Generador

La motorización de un generador trae muchos efectos indeseables que dependen del tipo de turbina, como los siguientes:

• Turbina de Vapor: bajo condiciones de motoring del generador, la turbina podría sobrecalentarse debido a la pérdida del efecto de enfriamiento proporcionado por el vapor.

• Motor Diesel o de Gasolina: bajo condiciones de motoring del generador, el motor podría incendiarse o explotar. Adicionalmente, el combustible no quemado también corre peligro de incendio y explosión.

• Turbina de Gas: puede tener problemas de engranajes cuando se accionan desde el extremo del generador.

• Turbina Hidráulica: la condición de motorización del generador puede provocar la cavitación de las palas con un flujo de agua bajo.

De este modo, se deben considerar diferentes sistemas de protecciones contra la motorización de los generadores, exceptuando las instalaciones diseñadas para operar como condensadores síncronos, como las unidades hidroeléctricas.

Dispositivos de Protección Antimotoring

A continuación, describiremos las diferentes funciones de protección que se pueden implementar para prevenir los daños causados por la motorización de los generadores.

1. Relé de Potencia Inversa (ANSI 32)

El relé de potencia inversa (definido por el número ANSI 32) debe utilizarse como la protección principal antimotoring en todos los tipos de turbina. Sin embargo, para turbinas de vapor es recomendable integrar el relé de potencia inversa con los dispositivos descritos en los puntos 2, 3, 4 y 5 de este artículo para asegurar la operación efectiva contra la motorización del generador.

Cuando un generador entra en estado de motoring, comienza a absorber flujo de potencia real desde la red eléctrica hacia el generador que actúa como un motor síncrono. De este modo, el relé de potencia inversa detecta el flujo inverso de potencia que ocurriría si la turbina perdiera su energía de entrada.

Es importante tomar en cuenta que la magnitud de la potencia inversa de motorización es una función de la carga y de las pérdidas del motor primario en vacío, que varían según el tipo de turbina:

• Máxima potencia de motorización en Turbina de Vapor: 3 %.

• Máxima potencia de motorización en Turbina Hidráulica: 0.2 %.

• Máxima potencia de motorización en Turbina de Gas: 50 %.

• Máxima potencia de motorización en Motor Diesel: 25%.

Por lo tanto, se deben considerar relés de potencia inversa de alta precisión para que tengan la capacidad de detectar la motorización en turbinas que tienen muy bajo porcentaje de magnitud de potencia de motoring.

Adicionalmente, se debe considerar un retardo de tiempo de entre 10 a 30 segundos antes de que el relé de potencia inversa envíe la señal de disparo. Esto, es con el objetivo de evitar un disparo erróneo durante las oscilaciones de potencia causadas por perturbaciones del sistema o cuando se sincroniza la máquina con la red eléctrica.

2. Relé de Temperatura en la Campana Extractora

En generadores de turbinas de vapor, el principal efecto de la motorización es el aumento de temperatura debido a las pérdidas por efecto del viento, siendo más severo en el extremo de escape de la turbina. Por esto, se recomienda instalar un dispositivo de detección de temperatura en la campana de escape, que funcione como protección auxiliar que envíe alarmas a los operadores para que ellos tomen acción al respecto.

3. Conmutadores de Límite en las Válvulas

Los conmutadores de límite de las válvulas de las turbinas de vapor proporcionan protección contra la pérdida de flujo de vapor, ya que envían señales de alarma cuando el flujo de vapor se ha cerrado por completo o se ha reducido a niveles peligrosamente bajos.

4. Conmutador de Presión de Aceite

La operación de las válvulas en una turbina de vapor está controlada por dos sistemas de aceite: un sistema de disparo de turbina y un sistema de aceite gobernador.

El sistema de aceite de disparo de turbina se utiliza como un sistema de apagado de emergencia. Es decir, cuando se reduce la presión en este sistema, todas las válvulas se cierran.

Por otro lado, la presión en el sistema de aceite de gobierno posiciona el gobernador y las válvulas de intercepción para controlar la carga durante la operación normal.

En este sentido, los conmutadores de presión de aceite en estos dos sistemas brindan un método simple y confiable para detectar una condición de motorización del generador de turbina de vapor. Sin embargo, para evitar un disparo erróneo y permitir la temporización, es recomendable que el relé numérico de potencia inversa supervise los sistemas de presión de aceite y sea quien envíe la señal de disparo acorde a la lógica de operación que se le programe.

5. Conmutador Diferencial de Presión

El conmutador diferencial funciona a través del elemento de turbina de alta presión para monitorear el flujo de vapor en la turbina, y es el método más preciso y confiable para detectar la motorización del generador. Ya que funciona independientemente del tipo de sistema de control, hidráulico o electrohidráulico, y es el esquema recomendado para grandes turbinas de vapor.

En este sentido, el flujo de vapor igual, o mayor, que el flujo sin carga de velocidad síncrona es una indicación de que el generador no está motorizado. Por el contrario, si el flujo es menor que el flujo nominal de vapor es un indicador de condición de motorización del generador.

También, es recomendable que el relé numérico de potencia inversa supervise el conmutador diferencial de presión para evitar disparos erróneos ante condiciones normales de operación.

Conclusión

Es indispensable que en todos los sistemas de protección de generador se contemple la función de potencia inversa para prevenir daños de alto costo de reparación, e incluso, para prevenir incendios y explosiones en la central de generación.

→ Artículo relacionado: Funciones de Protección para Generadores de Potencia.

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Referencias Bibliográficas

IEEE Std 242-2001. Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems.

GE Steam Power: STF-A100 Non-Reheat Steam Turbine

La entrada Protección Contra la Motorización de un Generador de Potencia (ANSI 32) se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Cada tipo de generador requiere esquemas de protecciones diferentes acorde al tipo de fuerza motriz, la magnitud de la potencia entregada, el nivel de tensión, el tipo de conexión de puesta a tierra, características de la armadura y del campo, así como las características del sistema de excitación, entre otros parámetros. Tomando en cuenta, además, que las características constructivas de los generadores dependen en gran medida de la tecnología de fabricación y, por lo tanto, del año de fabricación.

Es por esto que no es recomendable implementar una «guía típica» de esquemáticos de protección de generadores de potencia. Ya que, podrían quedar condiciones anormales sin monitorear que ocasionarían una falla peligrosa atentando contra la vida de los operadores y contra la infraestructura de la central eléctrica, produciendo pérdidas de millones de dólares difíciles de reparar.

Sin embargo, hay principios de funcionamiento que son básicos en los generadores de potencia, y hay ciertas condiciones de fallas que son comunes en la mayoría de los modelos de los generadores. Por lo que, vale la pena conocer en modo general cuáles son las condiciones de operación anormal que suelen enfrentar los generadores, y cuáles suelen ser las principales funciones de protección que nunca pueden faltar en un esquemático de protección.

Condiciones Anormales en los Generadores de Potencia

Los sistemas de protección de los generadores de potencia deben tomar en cuenta condiciones de fallas particulares que no ocurren en otros equipos de potencia como en las líneas de transmisión o en las barras colectoras. En términos generales, las funciones de protección que deberemos emplear en generadores deben operar ante los siguientes tipos de condiciones anormales:

• Sobrecalentamiento en el estator: debido a sobrecarga o pérdida de refrigerante.

• Sobrecalentamiento en el rotor: debido a sobreexcitación y pérdida de enfriamiento.

• Fallas en el devanado del estator: fallas de fase y de tierra.

• Fallas en el devanado del rotor: fallas a tierra y vueltas en cortocircuito.

• Exceso de velocidad o baja velocidad.

• Sobretensión, pérdida de excitación, motorización del generador.

• Energización inadvertida, conexión no sincronizada.

• Operación de corriente desequilibrada.

• Fuera de sincronismo, oscilaciones subsincrónicas.

Cortocircuitos en los Generadores

Hoy en día, la mayoría de los fabricantes de los generadores de potencia suelen incluir el sistema de protecciones bajo sus recomendaciones prácticas para garantizar la prolongación de la vida útil del equipo y mantener la reputación de la marca. Sin embargo, es importante que los operadores de la central de generación tengan conocimiento del comportamiento de cortocircuito del generador.

La magnitud de la corriente de falla del generador es una función de las características de la armadura y del campo, así como del tiempo y de las condiciones de carga que preceden inmediatamente a la falla.

A demás, la capacidad del generador para mantener una corriente de salida durante una falla está determinada por las características del sistema de excitación, cuyo detalle no es objetivo de explicación en este artículo particular.

Puesta a Tierra del Generador

Por lo general, los generadores de potencia se conectan a tierra a través de alguna forma de impedancia externa con el propósito de limitar las corrientes de falla de fase a tierra. Y, en consecuencia, limita las tensiones mecánicas, los daños en la máquina, los voltajes transitorios durante las fallas y proporciona un medio para detectar fallas a tierra dentro de la máquina.

Principales Funciones de Protección para Generadores de Potencia

A continuación, indicaremos cuáles son las funciones más comunes que no pueden faltar en los esquemas de protección de los generadores de potencia. Sin embargo, es importante que los ingenieros de planificación y diseño adapten estas recomendaciones prácticas a sus proyectos reales dependiendo de las características constructivas de sus generadores.

Protección de Generadores Pequeños

Las protecciones mínimas que suele tener un generador pequeño desde 500kVA hasta 1MVA, entre 480V y 600V, son las siguientes:

• Función 32: Relé de potencia inversa para protección antimotoring.

• Función 40: Relé VAR inverso para protección contra pérdida de campo.

• Función 51G: Relé de sobrecorriente de tierra temporizado de respaldo.

• Función 51V: Relé de sobrecorriente de respaldo (ya sea con restricción de voltaje o controlado por voltaje).

• Función 87: relé de protección diferencial que proporciona protección instantánea de sobrecorriente.

Puede haber excepciones dependiendo de la aplicación y de la simplicidad del sistema.

Protección de Generadores Medianos

Los generadores medianos son aquellos que llegan hasta 12.5MVA, independientemente del nivel de tensión, y suelen equiparse con las siguientes funciones de protección:

• Función 32: Relé de potencia inversa para protección antimotoring.

• Función 40: Relé VAR inverso para protección contra pérdida de campo.

• Función 46: Relé de sobrecorriente de secuencia negativa para protección contra condiciones de desequilibrio.

• Función 51G: Relé de sobrecorriente de tierra temporizado de respaldo.

• Función 51V: Relé de sobrecorriente de respaldo (ya sea con restricción de voltaje o controlado por voltaje).

• Función 64F: Relé de tierra del campo del generador.

• Función 87: relé de protección diferencial que proporciona protección instantánea de sobrecorriente.

Puede haber excepciones dependiendo de la aplicación y de la simplicidad del sistema.

Protección de Generadores Grandes

Los generadores grandes de hasta 50MVA suelen ser equipados con las siguientes funciones de protección:

• Función 32: Relé de potencia inversa para protección antimotoring.

• Función 40: Relé VAR inverso para protección contra pérdida de campo.

• Función 46: Relé de sobrecorriente de secuencia negativa para protección contra condiciones de desequilibrio.

• Función 49: Relé térmico para monitorear la temperatura del devanado del estator.

• Función 51G: Relé de sobrecorriente de tierra temporizado de respaldo.

• Función 51V: Relé de sobrecorriente de respaldo (ya sea con restricción de voltaje o controlado por voltaje).

• Función 60: Relé de equilibrio de voltaje.

• Función 64F: Relé de tierra del campo del generador.

• Función 87: relé de protección diferencial que proporciona protección instantánea de sobrecorriente.

• Función 87G: Relé diferencial de tierra.

Puede haber excepciones dependiendo de la aplicación y de la simplicidad del sistema.

Filosofía de Protección en Generadores de Potencia

Una vez que un relé de protección haya detectado una falla y se haya identificado que la solución para despejar la falla es desconectar el generador, se deben hacer las siguientes operaciones básicas para iniciar el apagado:

1. Disparar el interruptor del generador.
2. Abrir la fuente de excitación, disparando el interruptor de campo.
3. Retirar la fuente de energía del motor primario, cerrando la válvula de mariposa.
4. Iniciar una alarma.

Sin embargo, estas operaciones deben ser realizadas de una manera que depende de las causas del disparo, del tipo de fuerza motriz (turbina hidráulica, turbina de vapor, turbina de gas, motor de Diesel o de gas, entre otros), de las consideraciones ambientales y de la seguridad de los operadores. Adicionalmente, depende del impacto de la pérdida repentina de potencia de salida en el sistema eléctrico.

Lógica de Disparo de las Protecciones del Generador

Las lógicas de disparo de cada función de protección varían dependiendo de las preferencias del cliente, de las habilidades de la fuerza motriz y de su sistema de suministro. Sin embargo, hay cuatro métodos muy comunes para aislar el generador después de condiciones eléctricas anormales, y las definiremos a continuación.

1. Disparo Simultáneo

El método de disparo simultáneo se utiliza cuando se han detectado fallas internas en el generador y anomalías graves en su zona de protección. Este método consiste en que los relés de protección aíslen el generador disparando al mismo tiempo todos los interruptores del generador, el interruptor de campo, y apagando el motor primario cerrando las válvulas de la turbina. Al mismo tiempo, las cargas auxiliares se transfieren a una fuente de reserva.

2. Disparo del Generador

Este método de disparo se utiliza cuando ocurren perturbaciones en el sistema de energía, y no por fallas internas del generador. Este método consiste en que los relés de protecciones disparen los interruptores principales del generador y el interruptor de campo, sin interrumpir la fuerza motriz. Y, se usa cuando es posible corregir rápidamente la anomalía de la red eléctrica y, por lo tanto, volver a conectar la máquina al sistema en poco tiempo.

Es posible que este modo de disparo no sea posible con algunos tipos de fuerza motriz, reguladores y sistemas de calderos que no son capaces de responder rápidamente después de un rechazo de carga. En estos casos, es necesario interrumpir la fuerza motriz para todas las fallas y condiciones de operación anormales.

3. Disparo de Separación de Unidades

El modo de separación de unidades consiste en disparar solamente el interruptor principal del generador. Y, se utiliza cuando se desea mantener las cargas auxiliares de la unidad conectadas al generador. La ventaja de este modo es que el generador se puede volver a conectar al sistema con un retraso mínimo. Se aplican las mismas precauciones descritas para el modo de disparo del generador.

4. Disparo Secuencial

En el modo de disparo secuencial, las válvulas de la turbina se disparan primero. Luego, se inicia el disparo de los interruptores principales del generador y del interruptor de campo. Este modo se usa principalmente para turbinas de vapor cuando el disparo retrasado no tiene un efecto perjudicial en el generador.

→ Artículo Recomendado: Problemas de Calidad de Energía en Plantas Fotovoltaicas

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Referencias Bibliográficas

GE Grid Solutions, Generator Protection Relay: Multilin G60.

IEEE Std. 242-2001. Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems.

La entrada Funciones de Protección para Generadores de Potencia se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Específicamente, los LOR son relés auxiliares multicontacto de alta velocidad aplicables cuando se desea que varios disparos se realicen simultáneamente desde la operación de un solo relé. En este sentido, las funciones típicas que pueden realizar los Lock-Out Relays son las siguientes:

• Disparar el interruptor principal de un sistema determinado.

• Disparar los interruptores auxiliares de la subestación.

• Disparar los interruptores de campo, ya sean los principales o los auxiliares.

• Disparar y bloquear todos los interruptores del arreglo de barras de una subestación.

¿Cuál es la importancia de un Lock-Out Relay?

La importancia del uso de los relés LOR en transformadores de potencia y en máquinas rotativas proviene del hecho de que estos equipos tienen varios relés de protección mecánica que operan con un simple contacto. Como, por ejemplo, los relés de temperatura, relés del nivel de aceite, relés de presión del gas, entre otros. Todos esos relés mecánicos deben agregarse al esquema de protección del equipo, en el que también se agregan los relés numéricos que monitorean los parámetros eléctricos para detectar condiciones anormales.

Función de Disparo

Por lo tanto, se necesitaría un cable de control por cada relé mecánico y numérico asociado al equipo protegido (transformador, máquina rotativa o arreglo de barras), que envíe la señal de disparo al interruptor de potencia para despejar la falla. Lo que se traduce en una bornera más robusta en la caja de control del interruptor de potencia para poder recibir todas esas señales de disparo, aumentando los posibles puntos de falla de disparo por complejidad del cableado y conexionado de control.

Para evitar esa complejidad en los esquemas de protección de transformador, máquinas rotativas o de arreglos de barra, se sugiere enviar todas las señales de disparo de los relés mecánicos y de los relés numéricos a un sólo relé auxiliar de disparo (LOR). Por lo tanto, el relé LOR concentrará todas las señales de disparo de todas las protecciones del equipo protegido, y enviará sólo una señal de disparo al interruptor en caso de que al menos una protección haya detectado una condición de falla. De este modo, se enviará sólo un cable de control al interruptor para enviar la señal de disparo.

Función de Bloqueo

Además, al tratarse de protecciones mecánicas, se entiende que si hay una falla mecánica no debe permitirse el recierre automático del interruptor sin antes asegurar que un operador haya chequeado físicamente la salud del equipo protegido. Es decir, si un relé térmico ha detectado un aumento excesivo de la temperatura, quiere decir que hay un problema grave en el equipo y que requiere de la intervención de un operador para solventar el problema. Lo mismo se interpreta de los relés de nivel de aceite, de los relés de presión, entre otros.

En este sentido, el relé de disparo y bloqueo debe tener la funcionalidad de «bloquear» el interruptor después de haberlo disparado, para evitar que haya un recierre automático o por negligencia humana. De esta forma, la única manera en la que se podrá recerrar el interruptor es si se desbloquea intencionalmente el relé LOR por un operador después de corregir la causa de la falla.

Redundancia de aplicación del Lock-Out Relay

Dado que debemos cumplir con el criterio de redundancia en nuestros esquemas de protección, si enviamos a un solo LOR absolutamente todas las señales de disparo de las protecciones de un equipo (transformador, máquina rotativa o arreglo de barras), corremos el riesgo de perder toda la filosofía de protección si se daña ese único LOR, o ese único cable de disparo que sale del LOR.

Por lo tanto, es recomendable utilizar dos unidades de relés LOR, uno principal y otro de respaldo, con un cable de disparo independiente hacia el interruptor de potencia. De este modo, no limitamos todo el esquema de protección a la falla operativa de un sólo relé auxiliar LOR. Sino que tendremos la confiabilidad de que, si falla un LOR, el otro de respaldo seguirá operando y enviando la señal de disparo al interruptor para despejar la falla.

Operación del Lock-Out Relay

El LOR tiene un contacto normalmente abierto que se suele identificar como «S1» para disparar el relé. Los contactos LOR que se muestran en la siguiente Figura normalmente están cerrados en la posición de reinicio, listos para disparar. B y G son los puntos de enlace que conectan el LOR al circuito de control. Mientras que C y F son los puntos de conexión para la bobina de disparo integral.

El estado del contacto S1 determina si el LOR está en la posición TRIP (disparo, y bloqueando al interruptor) o RESET (reinicio, listo para disparar). Cuando el LOR está en la posición RESET, el contacto de S1 se cierra para energizar la bobina de disparo del LOR. Esto hace que el LOR abra sus contactos normalmente cerrados, se bloquee en la posición DISPARO y se retire del circuito. En este caso, una bandera mecánica naranja o negra indica la posición TRIP. Usualmente la bandera negra indica la posición RESET.

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Referencias Bibliográficas

Technical Publication ITILOR95. General Electric Multilin. ITILOR95.qxp (gegridsolutions.com)

Diagrama: Electroswitch 78 LOR.

Circuito: Electroswitch SERIES 24 LOCK-OUT RELAYS.

Brochure: Electroswitch SERIES 24 LOCK-OUT RELAYS NEW.

Tabla Comparativa: Lock-Out Relays for the Utility Market (electroswitch.com)

Offline Testing on Power Transformers – OMICRON (omicronenergy.com)

La entrada ¿Qué es un «Lock-Out Relay» y cómo funciona? (ANSI 86) se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

El registrador digital de fallas, conocido como DFR por sus siglas en inglés «Digital Fault Recorder«, se encarga de hacer un registro detallado de las perturbaciones del sistema eléctrico para que los Ingenieros de Protecciones puedan hacer un análisis posterior a la falla e identificar la causa inicial de la perturbación y los efectos posteriores que ocasionó.

Con esto, podrán establecer las acciones adecuadas para corregir las partes del sistema eléctrico que estén más propensas a repetir las mismas perturbaciones.

¿Cómo funciona el Registrador Digital de Fallas?

El DFR es una función que se le agrega a los relés numéricos y que se configura vía software para que opere bajo ciertos valores umbrales. De modo que, cuando ocurre una perturbación en el sistema, el relé procede a iniciar la función DFR para operar con las siguientes características:

• Grabación de la forma de onda de las entradas analógicas del relé.
• Grabación de las entradas digitales del relé.
• Almacenamiento de varios registros de fallas, listos para descargar y para ser analizados por los Ingenieros de Protecciones.
• Registro de tiempo de varios segundos por cada perturbación.
• Activación desde cualquier canal de entrada analógica o digital. También puede activarse desde una cantidad derivada de una combinación de entradas, o manualmente.
• Detección de la distancia hacia la ubicación de la falla para uno o más alimentadores.
• Tiempo de grabación variable previa al disparo y posterior al disparo.
• Sincronización horaria (IRIG-B, GPS, entre otros).
• Tasas de muestreo programables.
• Formatos estándar de transferencia de datos (IEEE COMTRADE, IEC-610255-24, entre otros).
• Enlaces de comunicación al centro de control (Ethernet, módem, entre otros).
• Autocontrol y autodiagnóstico.

A continuación, definiremos con más detalle de qué se tratan las principales características del DFR.

Entradas Analógicas del Relé

Las entradas analógicas del relé son las que reciben las señales de corrientes y voltajes en la ubicación del registrador de fallas. Usualmente, se hace la conversión A/D de estas señales para que tengan alta resolución y garantizar la captura precisa de las formas de onda.

Entradas Digitales del Relé

Las entradas digitales del relé son las que reciben las señales de apertura del interruptor de potencia, la señal de operación del relé de protección, las señales entre disparos, entre otras, de modo que se pueda generar una imagen completa de la secuencia de eventos.

El registro de las señales digitales ayuda a verificar si la secuencia de operaciones posterior a la falla ha sido adecuada o no. Y, en caso de que se identifique que la secuencia de operaciones haya sido inapropiada, los Ingenieros podrán tomar acción para corregir las secuencias incorrectas.

Almacenamiento del Relé

Es indispensable que los relés con función de registrador de fallas tengan suficiente memoria para capturar y almacenar los datos de varias fallas antes de transferirlos para su análisis. Esto es con el objetivo de evitar la pérdida de los datos de las perturbaciones.

Arreglos de Activación del Registrador de Fallas

Sería perjudicial que el registrador de fallas no capture algunos eventos debido a que la configuración de la activación haya sido inadecuada. Por lo que es necesario que se configuren arreglos de activación flexibles entre umbrales de cualquier canal analógico o digital.

Tiempo de Grabación Variable

Los DFR deben tener la capacidad de capturar eventos en una amplia gama de escalas de tiempo. Esto es debido a que usualmente las perturbaciones del sistema de energía tienen duraciones variables, algunas duran pocos segundos, mientras otras pueden durar varios minutos.

Además, si el relé tiene tiempo de grabación variable entonces tendrá provisión de frecuencias de muestreo programables. Por lo que se podrán capturar transitorios a corto plazo con suficiente resolución. Y, al mismo tiempo, se podrán capturar suficientes transitorios a largo plazo trayendo la ventaja de permitir que se lleve a cabo un análisis de eventos aún más detallado.

Cabe destacar que el registro de cada perturbación se suele dividir en tres secciones: período de tiempo antes de la falla, período de tiempo durante la falla, y período de tiempo posterior a la falla. Y cada uno de esos períodos puede tener diferentes tasas de muestreo.

Sincronización Horaria

Es necesario que los relés incluyan la sincronización de tiempo, ya que esto permite que la grabación de un relé se alinee con la grabación de otro relé que haya registrado el mismo evento. De esta forma, se podrá obtener una imagen más completa de los eventos y realizar análisis óptimos.

Transferencia de Datos del Registrador de Fallas

La importancia de que los relés DFR tengan la disponibilidad de descargar la información registrada reside en que las subestaciones donde están instalados normalmente no están tripuladas. En este sentido, existen estándares que facilitan el intercambio de datos, de los cuales el más conocido es el IEEE COMTRADE. Adicionalmente, existen innumerables softwares para PC que facilitan el procesamiento de los datos descargados de los DFR, con la capacidad de realizar análisis de todo tipo para facilitar la toma de decisiones de corrección de la red.

→ Artículo Recomendado: ¿Qué es el Protocolo de Comunicación IEC 61850?

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Referencias Bibliográficas

ALSTOM GRID (2011). Network Protection and Automation Guide. Edition May 2011.

Taylor and Francis Group, LLC. (2006). Protective Relaying, Principles and Applications. Third Edition.

SIEMENS Brochure: SIPROTEC 7KE85 Profile (siemens.com)

La entrada Registrador Digital de Fallas (DFR) se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Hoy en día existen muchas subestaciones eléctricas que aún tienen relés de protecciones de tecnología electromecánica y analógica. Con estos tipos de relés la lógica de operación y los puntos de ajuste incorporados en los sistemas de protección son fijos. Por lo que, modificarlos requiere la manipulación manual de los ajustadores de configuración, o cambios físicos en el cableado de control.

La tecnología electromecánica es poco flexible por el tiempo y el costo de mantenimiento para realizar dichos cambios. Ya que en muchos casos se requiere poner partes de la subestación fuera de servicio mientras se realizan los cambios.

En este sentido, es recomendable reemplazar los relés existentes por relés de tecnología numérica de última generación junto con una red de área local. Así, al modernizar las protecciones se lograría la ventaja de modificar la lógica de operación de los relés vía software. Por lo que se podrían aplicar fácilmente esquemas de protección que antes no podían ser adaptadas.

Beneficios de Modernizar los Sistemas de Protecciones Eléctricas

En pocas palabras, los beneficios de modernizar los sistemas de protecciones eléctricas en las subestaciones antiguas, reemplazando los relés electromecánicos y analógicos por relés numéricos, se resumen en lo siguiente:

• Los relés numéricos permiten aplicar mayor cantidad de funciones de protección en el mismo hardware con un costo adicional mínimo. Por lo que proveen esquemas de protección más completos y robustos.
• Los cambios de configuraciones y de lógicas de operación se pueden configurar vía software en los relés numéricos. Por lo que usualmente no se requerirá modificar el cableado del circuito de control. Ni sacar de servicio toda la instalación mientras se hacen los cambios en las configuraciones del relé.

A continuación, describiremos a más detalle las principales ventajas de sustituir los relés electromecánicos y analógicos de las subestaciones eléctricas por relés numéricos.

1. Incorporar la Función de Falla del Interruptor (50BF)

La función de falla del interruptor (número ANSI 50BF) en los relés electromecánicos y analógicos era demasiado compleja y costosa para justificarse su aplicación. Por el contrario, los relés numéricos vienen equipados con temporizadores en el software disponibles para su aplicación según lo desee el usuario. Que, a su vez, no representa un costo elevado en el relé ni una instalación compleja en el cableado.

Los relés numéricos operan la función 50BF en el caso de que hayan enviado la señal de disparo a un interruptor para despejar la falla, y luego de un tiempo prescrito se detecte que la falla aún no ha sido despajada por este interruptor. En este caso, los temporizadores de los relés numéricos se configuran vía software para enviar una señal a través del puerto de comunicación del relé con el objetivo disparar los dispositivos de respaldo que puedan despejar la falla adecuadamente.

2. Detección de Desequilibrio de Voltaje

Un problema común en las subestaciones de distribución son los desequilibrios de voltaje que resultan cuando se abre uno de los fusibles del lado de alta del transformador de la subestación.

Recordemos que el lado de alta tensión de los transformadores de distribución se conecta comúnmente en Delta. Mientras que el lado de baja tensión se conecta en Estrella. En este sentido, cuando se abre un fusible del lado de alta tensión, dos de los voltajes de fase a fase del lado de baja tensión se reducen al 87% de lo normal, y el voltaje de fase a fase restante cae a cero. A demás, los voltajes de fase a tierra en dos fases caerán al 50% de lo normal, mientras que el voltaje de fase a tierra restante permanece cerca de lo normal.

Consecuencias del Desequilibrio de Voltaje

Bajo esas condiciones de desequilibrio y bajo voltaje, los motores alimentados desde la subestación se dañarían si se dejan conectados durante un período de tiempo significativo. Aunque los motores trifásicos más grandes suelen tener su propio sistema de protección contra desequilibrios. Sin embargo, los motores más pequeños no suelen tener protecciones sofisticadas que puedan prevenir el daño, independientemente de que sean monofásicos o trifásicos.

Es por esto que las empresas de servicios públicos han recibido muchas quejas y demandas debido a los motores que se dañaron cuando se permitió la operación continua de una subestación de distribución con un fusible quemado del lado de alta tensión. Especialmente, los motores de refrigeración y aire acondicionado son los más vulnerables en tales condiciones.

Sin embargo, la aplicación de relés basados en microprocesadores hace que sea relativamente fácil detectar la condición de fusible fundido. Ya que se pueden equipar con elementos de bajo voltaje que se programan para detectar las condiciones de desequilibrio de voltaje y desconectar las cargas afectadas para prevenir el daño de los motores alimentados por esa subestación. De esta forma, los operadores podrán actuar rápidamente en sustituir el fusible quemado y volver a energizar el transformador para retornar el servicio eléctrico a los usuarios.

3. Múltiples Ajustes de Disparo

Lo relés numéricos tienen la capacidad de configurarse para cambiar automáticamente los ajustes de disparo y proporcionar flexibilidad operativa en las subestaciones de distribución.

Es decir, los relés numéricos se pueden programar de forma tal que los ajustes se puedan reducir automáticamente en condiciones de carga ligera para obtener una mayor sensibilidad en detección de fallas. Mientras que, por otro lado, los ajustes también se pueden aumentar automáticamente a umbrales de disparo más altos para condiciones de reconexión de carga en frío luego de una interrupción permanente.

En este sentido, se justifica la necesidad de modernizar las protecciones de las subestaciones de distribución sustituyendo los relés antiguos por relés de tecnología numérica para que con una programación simple se puedan obtener varias lógicas de disparo que optimicen la operación de las empresas de servicios públicos.

4. Flexibilidad en Protección de Líneas

Los relés numéricos ofrecen una variedad de características de protección de distancia para líneas de transmisión que el usuario puede programar a nivel de software, y que no se compara con la complejidad de espacio y configuración que se requeriría para un relé electromecánico equivalente. Por lo tanto, si se instala el relé numérico en el sistema y posteriormente ocurre una modificación en ese sistema, se puede adaptar las configuraciones del relé vía software sin tener que cambiar el relé, ni hacer ninguna modificación intrusiva en el cableado de control.

Por ejemplo, si el sistema eléctrico se reorganiza de tal manera que las líneas cortas se hacen más largas, las líneas largas se acortan o se crean líneas de múltiples terminales, las características de distancia del relé numérico se pueden cambiar fácilmente para adaptarse mejor a la necesidad específica del momento.

5. Ajuste en Arreglos de Barra de la Subestación

Los relés numéricos tienen la capacidad de programarse para detectar cuál es el interruptor que debe operarse cuando el interruptor asociado está en mantenimiento. O, cuando está aplicado a alguna topología de barra que haga que los esquemas de disparos sean complejos si se utilizaran relés electromecánicos. Esas topologías de barras pueden ser las siguientes:

• Subestación con topología de Barra Simple Seccionada.
• Subestación con topología de Barra Principal con Barra de Transferencia.
• Subestación con topología de Barra Doble.
• Subestación con topología de Barra en Anillo.
• Subestación con topología de Interruptor y Medio.

En definitiva, cualquiera que sea la topología de la subestación, los relés numéricos se pueden configurar para implementar cambios del esquema de disparo automáticamente mediante el uso de canales de comunicación y mediante el control de la posición de los interruptores y seccionadores de la subestación.

6. Capacidad Multifuncional

A diferencia de los relés electromecánicos y analógicos, una sola caja de relé numérico puede incorporar múltiples funciones de protección y control. Por lo que los relés numéricos reducen el espacio requerido en el panel de protección y en los requisitos del cableado. Es decir, modernizar una subestación con relés numéricos también nos da el beneficio de reducir los puntos de falla del sistema de protecciones al reducir la cantidad de relés auxiliares que se requieren en sistemas electromecánicos.

En otras palabras, una caja de relé numérico puede proporcionar prácticamente todos los requisitos de protección y control para un generador, una terminal de línea y otras instalaciones del sistema. Sin embargo, se teme que una sola falla en el relé numérico pueda desactivar toda la protección que se proporciona para una instalación del sistema.

Es por esto que, en instalaciones muy robustas, se recomienda aplicar el criterio de redundancia: instalar dos o más relés numéricos para proteger cada sección del sistema eléctrico. De este modo, si un relé falla, todavía quedará otro relé operando como respaldo. Inclusive, si hay que hacerle mantenimiento a un relé, se puede desconectar del sistema y dejar un segundo relé operativo para sostener la protección del sistema durante el mantenimiento.

7. Simplificación del Cableado

Las subestaciones con relés electromecánicos suelen tener las instalaciones con un cableado voluminoso, debido a que los relés auxiliares y los relés de cada función de protección están separados en cajas diferentes. Por lo que cada uno requiere un tiro de cable para cada funcionalidad.

Mientras que, los relés numéricos pueden incorporar todas esas funciones en una sola caja, y requerir menores tiros de cables, dado que cada función de operación está alojada en el software del relé. Por lo tanto, el cableado se simplifica considerablemente y se reducen los riesgos de puntos de falla porque se mitigan los errores en el conexionado de control.

La mayor ventaja se observa en los esquemas de protección de los transformadores de potencia. Debido a que con la tecnología electromecánica se debía desarrollar la conexión de los transformadores de corrientes (TC) con un análisis cuidadoso. Ya que, dependiendo del grupo de conexión del transformador (Delta o Estrella), los relés diferenciales requieren que los transformadores de corrientes sean cableados con esquemas complejos para poder realizar la comparación diferencial de forma adecuada.

En cambio, al modernizar las protecciones con relés numéricos simplemente se configura vía software cuál es el grupo de conexión del transformador de potencia. Y, el relé calcula internamente las corrientes equivalentes de los TC para poder hacer la comparación diferencial.

Conclusión

Las subestaciones eléctricas que aún tengan relés electromecánicos o analógicos pueden seguir operando de la forma en que lo vienen haciendo desde que se construyó. Desde el punto de vista operativo, siguen ejecutando la filosofía de protección que se diseñó desde sus comienzos. Por lo que el sistema sigue estando protegido.

Sin embargo, con los relés numéricos se pueden tomar ventajas de funciones de protección complementarias que nos pueden ayudar a optimizar los esquemas de protección y reducir molestias en los usuarios finales. Además, permiten reducir los errores de disparo, y aumentan la seguridad de detección de algunos tipos de fallas que anteriormente no era posible detectar con tanta precisión.

El análisis definitivo tendrá más peso en relación de la pérdida de dinero, reputación y tiempo que les está llevando a la empresa de servicio eléctrico que opera la subestación. Si no tienen ningún tipo de pérdida, ni problemas de detección de fallas especiales, entonces no será necesario hacer la modernización. Pero, si la empresa de servicio está recibiendo quejas excesivas de los usuarios finales, si la calidad del servicio está quemando motores costosos, si está afectando la reputación de la empresa, entonces es aconsejable modernizar los relés de protecciones de la subestación.

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También puede ser de tu interés: Registrador Digital de Fallas (DFR)

Referencias Bibliográficas

Taylor and Francis Group, LLC. (2006). Protective Relaying, Principles and Applications. Third Edition.

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Sin embargo, desde un punto de vista práctico, los ingenieros de diseño de subestaciones eléctricas, así como los ingenieros de planificación, de ventas, y de procura, no necesariamente deben conocer a profundidad los detalles de funcionamiento interno de los relés. Lo importante es que tengan un conocimiento básico de cómo funcionan los relés numéricos para tener la capacidad de especificar las características que se adapten mejor a los requerimientos de sus proyectos.

A demás, las limitaciones de tiempo que normalmente se imponen a la mayoría de los ingenieros de diseño, de planificación, de ventas y de procura, a menudo limitan la cantidad de estudio que se puede dedicar a este tema.

Procesamiento de Señales en los Relés Numéricos

Los relés numéricos reciben señales de corriente y voltaje medidas a través de transformadores de corriente y de potencial respectivamente. Estas señales se muestrean y se filtran periódicamente.

Los valores muestreados son valores instantáneos medidos en la forma de onda de los parámetros eléctricos, que se transmiten a un convertidor analógico digital. Típicamente, el rango de frecuencia de muestreo suele ser entre 4 a 16 muestras por ciclo. Sin embargo, se pueden usar frecuencias de muestreo más altas para otras funciones, como medición y oscilografía, ya que para estas funciones el tiempo para proporcionar una salida no es crítico.

Por otro lado, el convertidor analógico digital se encarga de convertir los valores muestreados en forma digital para luego transmitirlos al microprocesador. Que, a su vez, aplica los algoritmos sobre esos valores digitales para producir matemáticamente representaciones fasoriales de las cantidades medidas. Posteriormente, varios algoritmos manipulan las cantidades fasoriales para producir los resultados necesarios para tomas decisiones de retransmisión.

Entradas de Señales del Relé Numérico

Las cantidades de entradas de los relés numéricos dependerán de los requerimientos del equipo a proteger, y de la complejidad de la zona de protección de cada aplicación. Normalmente, las entradas requeridas son de corriente y voltaje trifásico, aunque en algunos casos podría ser necesario especificar entradas de señales que indican posición del interruptor, así como señales que restablecen los objetivos, señales que habilitan la lógica de teleprotección, señales que indican el estado de los receptores de teleprotección, junto con otro tipo de señales similares.

Especificaciones de las Funciones de Protección y Control del Relé Numérico

La cantidad de funciones de protección y control que se pueden especificar dentro de un relé numérico puede variar desde unas pocas (para satisfacer necesidades simples o especializadas) hasta una cantidad robusta para brindar protección completa a un equipo primario determinado, como un transformador o un generador.

Conceptos de Programación de los Relés Numéricos

Es recomendable comprender las técnicas de programación para usar de manera efectiva las muchas funciones y la flexibilidad que tienen los relés numéricos. Las herramientas de programación disponibles para programas relés numéricos incluyen operadores booleanos, elementros de ecuaciones de control, elementos binarios, cantidades analógicas, y operadores matemáticos.

Algebra Booleana

La lógica de operación de los relés numéricos se programa a través del álgebra booleana, en el que los términos solo pueden tener dos estados: uno (1) o cero (0). La comprensión de la aritmética booleana es compleja y puede requerir un tiempo de entrenamiento exclusivo para que los ingenieros de protecciones aprendan a usarla. Sin embargo, aquí explicamos dos fundamentos básicos para dar una idea de qué se trata: la suma booleana, y la multiplicación booleana.

Suma Booleana

Las reglas para la suma booleana se muestran en las siguientes ecuaciones:

• 0+0=0
• 0+1=1
• 1+0=1
• 1+1=1
• 0+1+1=1
• 1+1+1+0=1
• 1+1+0+1+1+0=1

No importa cuántos términos se agreguen, la suma no puede ser mayor que 1 ya que sólo pueden existir 1 y 0. La suma booleana corresponde a la función lógica de una compuerta «OR» y es representativa de contactos paralelos en un circuito eléctrico.

Multiplicación Booleana

Las ecuaciones que representan las reglas para la multiplicación booleana son las siguientes:

• 0 x 0 = 0
• 0 x 1 = 0
• 1 x 0 = 0
• 1 x 1 = 1

La multiplicación booleana corresponde a la función lógica de una compuerta «AND» y es representativa de los contactos en serie en un circuito eléctrico.

Elementos de la Ecuación de Control

Los elementos de la ecuación de control corresponden a una colección de ubicaciones de almacenamiento, temporizadores y contadores que están disponibles en el relé para que el usuario personalice la operación del relé y proporcione lógica en los datos para la automatización de la subestación.

Estos elementos incluyen variables de ecuación de control desarrolladas por ecuaciones booleanas programadas, variables matemáticas de ecuación de control desarrolladas por ecuaciones de control matemático, enclavamientos y temporizaciones de acondicionamiento y secuenciación. También proporcionan ubicaciones de almacenamiento para bits remotos que se comunican al relé para identificar el estado de otros equipos.

Elementos Binarios

Los elementos binarios son las salidas del relé que provienen del resultado de la lógica interna. La lógica que controla los elementos binarios del relé numérico puede ser preprogramada por los fabricantes, o puede ser programada por el usuario. Los elementos binarios se pueden incorporar en ecuaciones booleanas para crear otra lógica o para iniciar varias acciones, como la salida de disparo, la salida de cierre, la activación de un informe de evento, entre otros.

Cantidades Analógicas

Las cantidades analógicas son las señales de corriente y voltaje que se reciben del sistema eléctrico, se miden y se calculan. Es decir, las cantidades analógicas pueden ser valores instantáneos, promedio o RMS de la corriente o el voltaje asociados. Los operadores matemáticos se utilizan para programar las cantidades analógicas.

Operadores Matemáticos

Los operadores matemáticos se utilizan para escribir ecuaciones de control matemático utilizando valores analógicos. Esto incluye las operaciones de suma, resta, multiplicación, división, raíz cuadrada, logaritmos, exponentes, funciones trigonométricas, entre otras.

Usualmente, la programación de ecuaciones matemáticas por parte del usuario suele estar asociada con funciones de control, más que con funciones de protección. Los fabricantes se encargan de integrar en el relé los operadores matemáticos necesarios para las funciones de protección acorde a las especificaciones de uso que se les da en el momento de la compra.

Ajustes de los Relés Numéricos

Luego de realizar la programación del relé, se procede con el ajuste de los puntos de corriente de operación de las protecciones, así como el ajuste del retardo de tiempo, entre otros. Es decir, los relés numéricos requieren de datos de entrada para definir las condiciones por la que los elementos binarios cambian de estado para habilitar o deshabilitar las funciones disponibles en el relé.

Las entradas de ajuste tambien se requieren para identificar la rotación de fases, las relaciones de transformador de corriente y transformador de potencial, las características de tiempo-corriente que se requieren para las funciones de protección que operan con retardo de tiempo inverso, las indicaciones en pantalla, etcétera.

Cualidades de los Relés Numéricos

Existen muchas instalaciones eléctricas que aún tienen instalados relés de tecnologías anteriores a la tecnología numérica y que no están convencidos de la necesidad de modernizar los sistemas de protecciones. Por lo que, a continuación, indicaremos cuáles son los beneficios de modernizar los sistemas de protecciones con relés de tecnología numérica:

• Mayor cantidad de funciones de protección en un solo hardware.
• Simplificación del cableado.
• Mayor flexibilidad operativa.
• Menos requisitos de mantenimiento.
• Reducción del espacio en el panel: se requieren menos dispositivos de tecnología numérica que los que se requieren para tecnologías antiguas.
• Capacidad de grabación de eventos.
• Capacidad para calcular y mostrar la distancia a la falla.
• Adquisición de datos para medición.
• Incorporan lógicas para control y automatización de la subestación.
• Capacidad de autosupervisión.
• Capacidad de comunicación: habilidad de diseñar esquemas de protección mejorados.
• Capacidad para interrogación remota y aplicación de configuración.
• Capacidad para cambiar la configuración automáticamente según las condiciones del sistema.

Esperamos que este artículo te sea útil. Y si es así, te invitamos a compartirlo con tus colegas.

Referencias Bibliográficas

Taylor and Francis Group, LLC. (2006). Protective Relaying, Principles and Applications. Third Edition.

General Electric Grid Solutions, Multilin UR Catalog: Protection Relays :: GE Grid Solutions

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En muchos casos, los problemas de voltaje pueden ser causados por interrupciones en las instalaciones eléctricas provenientes de fallas o fluctuaciones de carga. En otros casos, la degradación del voltaje está relacionada con la operación en exigencias mayores a la capacidad de transferencia de energía del sistema eléctrico.

Cuando el voltaje del sistema eléctrico disminuye, se requieren corrientes más altas para soportar los requisitos de transferencia de energía. Esto implica una condición que puede evolucionar hacia la disminución continua de los niveles de voltaje en todo el sistema eléctrico en el que no actúan las reservas reactivas, o son insuficientes. Dando como reultado el colapso total del voltaje, generando interrupciones prolongadas y generalizadas del sistema eléctrico.

Para evitarlo, se deben implementar esquemas que sean capaces de detectar síntomas de colapso inminente con tiempo suficiente para iniciar la acción correctiva apropiada.

¿Cómo Mitigar el Colapso de Voltaje?

Es de esperarse que los niveles de voltaje en todo el sistema caigan de manera no uniforme. Por lo que se debe identificar cuáles son las barras críticas en las que se deben monitorear los voltajes y tomar acción para mitigar el colapso de voltaje. A demás, es necesario utilizar relés de voltaje de alta precisión para evitar errores de operación.

A continuación, veremos cinco formas en las que se puede mitigar el colapso de voltaje del sistema eléctrico.

1. Implementación de Reservas Reactivas en el Sistema Eléctrico

Lo primero que se utiliza para mitigar el colapso del voltaje es la reserva de suministo reactivo desde la etapa de planificación, diseño y construcción del sistema eléctrico. Adicionalmente, se requiere un sistema de control automático que pueda poner en servicio las reservas reactivas dentro de un período de tiempo que satisfaga las características dinámicas del sistema de potencia. Este sistema de control comprende lo siguiente:

• Reguladores de Voltaje Automáticos de Acción Rápida.
• Controles Automáticos para cambiar rápidamente los bancos de capacitores.
• Reconexión de Alta Velocidad en las Líneas de Transmisión.

2. Coordinación de los Sistemas de Control de Excitación de las Plantas de Generación de Energía

Es importante que los limitadores y los sistemas de control de excitación de las plantas de generación de energía se establezcan y coordinen correctamente de modo que la capacidad reactiva completa de los generadores esté disponible para el soporte del voltaje del sistema durante condiciones de degradación de voltaje.

3. Reducción de los Niveles de Voltaje en las Barras de las Subestaciones de Distribución

Se puede mitigar el colapso de voltaje con la reducción de la carga, sin desconectar circuitos, al reducir los niveles de voltaje en las barras de las subestaciones de distribución. Esto podría ayudar efectivamente a mantener los niveles de voltaje en el sistema de alta tensión, y puede servir para mitigar una condición de colapso de voltaje de acción más lenta.

4. Bloqueo de los Cambiadores de Tomas en los Transformadores de Distribución

En cuanto a los sistemas de distribución, la degradación de los niveles de tensión se pueden mitigar mediante la acción de bloqueo de los cambiadores de tomas automáticos de los transformadores de distribución.

Durante condiciones normales de operación, los cambiadores de tomas actuarían para aumentar el voltaje cuando este cae por debajo de los valores prescritos.

Sin embargo, durante condiciones de degradación del voltaje, si el cambiador de tomas actúa para intentar aumentar el voltaje de distribución, contribuirá a un decaimiento mayor del voltaje en el lado de alta tensión, agravando el problema. Es por esta razón que se recomienda bloquear los cambiadores de tomas de forma manual o automática cuando se detectan condiciones de colapso de voltaje en el sistema de alta tensión.

5. Deslastre de Carga para Evitar el Colapso de Voltaje

El deslastre de carga debe implementarse como última opción en caso de que se hayan agotado todos los demás esfuerzos para evitar un colapso total de voltaje.

Deslastre de Carga de Forma Manual

En el caso de que el voltaje del sistema decaiga gradualmente en el tiempo, es efectivo estabilizar el voltaje a través de programas manuales de deslastre de carga. Para esto, se desarrollan procedimientos planificados previamente para que los operadores del sistema procedan con la desconexión de las cargas cuando se está produciendo un colapso de voltaje.

Sin embargo, el deslastre de carga de forma manual tiene la desventaja de que el criterio de desconexión de carga recae sobre el juicio humano para reconocer el problema de voltaje y concluir que el único recurso sea soltar la carga.

Deslastre de Carga de Forma Automática

En el caso de que la degradación del voltaje del sistema sea muy rápida, no da tiempo de que la interacción humana pueda tomar acción para recuperar el voltaje antes de que colapse. En consecuencia, se producen pérdidas repentinas de las instalaciones críticas del sistema, llevando al colapso total del voltaje. Es por esto que es necesario aplicar esquemas automáticos de deslatre de carga con relés de bajo voltaje, definidos con el número de función ANSI 27.

Los esquemas automáticos de deslastre de carga consisten en la instalación de varios relés de bajo voltaje para monitorear mútiples fases, configurados para operar en un rango de 85% a 95% del voltaje normal. Además, se coordinan con retardos de tiempo adecuados para permitir las variaciones de voltaje transitorio esperadas en condiciones de operación normal del sistema. Estos retardos de tiempo suelen oscilar entre 30 ciclos y varios minutos, dependiendo del análisis del sistema eléctrico. Adicionalmente, este esquema debe ser supervisado por relés de detección de fallas, con el objetivo de evitar el deslastre durante o después de fallas del sistema.

Sin embargo, la configuración de los esquemas automáticos de deslastre de carga por bajo voltaje es un proceso complejo que requiere un análisis exhaustivo de las características dinámicas del sistema de generación de energía asociado.

→ Artículo Recomendado: La Energía Eólica y su impacto en las Redes Eléctricas

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Fuentes

Taylor and Francis Group, LLC. (2006). Protective Relaying, Principles and Applications. Third Edition.

Power Management | Schweitzer Engineering Laboratories (selinc.com)

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Existen muchas razones por las que se desconecta intencionalmente un sector de la ciudad por un tiempo determinado. Una de esas razones es que la demanada de consumo energético aumente significativamente y sobrepase las capacidades de generación del sistema eléctrico. Esto ocasiona que la frecuencia del sistema decaiga por debajo de un límite aceptable y, si no se corrige, puede resultar en el cierre total del sistema eléctrico.

Por lo tanto, con el objetivo de evitar un apagón en la red eléctrica, se procede a desconectar intencionalmente algunos sectores de la red hasta que la carga demandada coincida con la generación disponible en ese momento. A esto es a lo que llamamos «Deslastre de Carga«.

De aquí viene la necesidad de utilizar relés de baja frecuencia en los sistemas eléctricos, ya que su función principal es detectar sobrecargas.

¿Qué ocurre cuando hay sobrecargas moderadas en el sistema eléctrico?

Usualmente, los sistemas de energía se operan de manera que los generadores no funcionen a plena capacidad, para que tengan una reserva de energía. De este modo, cuando hay cambios de carga normales y sobrecargas moderadas pueden ser absorbidos por la reserva giratoria en el sistema de generación eléctrica.

Por lo general, a los propietarios de las plantas de generación se les suele pagar por la generación mantenida en reserva. Por lo tanto, las sobrecargas moderadas dan como resultado pequeños incrementos de velocidad y reducción de frecuencia que activan a los gobernadores para aumentar la entrada del motor primario (como la entrada de mayor caudal de agua en las turbinas hidráulicas). Es decir, ocurre un intercambio de energía cinética de las masas giratorias del sistema hasta que el sistema pueda ajustarse a un nuevo equilibrio de carga-generación.

¿Qué ocurre cuando hay sobrecargas excesivas en el sistema eléctrico?

Usualmente, las sobrecargas excesivas aparecen en el sistema eléctrico cuando hay condiciones climáticas extremadamente cálidas. También ocurren cuando hay tormentas provocando múltiples interruptciones de las instalaciones claves del sistema, ocasionando patrones de flujo de carga inusuales.

En este escenario, el sistema eléctrico se torna vulnerable y las protecciones de línea podrían disparar asumiendo las fallas en su zona. Esto causaría una reacción en cadena dando como resultado que partes del sistema eléctrico se separen en islas.

Cuando se forman islas dentro de un sistema de potencia, existe una alta probabilidad de que exista un desajuste de generación y carga dentro de la isla. Si existe un exceso de generación, la frecuencia aumentará y la generación retrocederá en un intento de crear un equilibrio adecuado. Por otro lado, si la carga excede la generación, la frecuencia caerá y la carga debe limitarse para crear un equilibro aceptable antes de que las protecciones del generador operen y se caiga toda la red eléctrica.

En general, la tasa de caída de frecuencia en tales situaciones es relativamente rápida. La velocidad a la que cae la frecuencia es una función variable con el tiempo, dependiendo de la cantidad de sobrecarga, la constante de inercia del sistema, y las variaciones de carga y generación a medida que cambia la frecuencia.

Por lo tanto, como la caída significativa en la frecuencia suele ocurrir en unos pocos segundos, no hay suficiente tiempo para que un operador tome la acción para el deslastre de carga oportuno. Por esta razón, es necesario proporcionar instalaciones automáticas de deslastre de carga de baja frecuencia para que la operación sea rápida.

Sistema Automático de Deslastre de Carga por Baja Frecuencia

La clave para detectar sobrecargas en partes del sistema eléctrico está en la monitorización de la caída de frecuencia, o de la tasa de disminución de la frecuencia.

En los grandes sistemas eléctricos, son innumerables las causas que pueden ocasionar un desequilibrio entre la carga y la generación de energía. Por lo que resulta difícil determinar con rapidez y precisión dónde y qué acción se debe tomar. Sin embargo, lo recomendable es instalar relés de baja frecuencia en varios puntos de carga y configurarlos para eliminar progresivamente los bloques de carga hasta que se detenga la caida de frecuencia y vuelva a la normalidad. Para esto también es útil el relé de tasa de cambio de frecuencia.

Cualquier medida en un punto del sistema, como con los relés de frecuencia o de tasa de cambio, es una aproximación al problema. Como resultado, en general, probablemente se elimine más carga de la que realmente sería necesaria, pero es mucho más importante evitar un apagado masivo.

Lo recomendable es ubicar los relés de forma distribuida en todo el sistema, configurados con diferentes niveles de frecuencia para disparar cantidades variables de carga. Tomando en cuenta que, en la medida de lo posible, primero se eliminan las cargas no esenciales.

¿Cómo se restaura la carga nuevamente?

Después del deslastre de carga, hay que esperar que el sistema se estabilice y que la capacidad de generación esté disponible para satisfacer la carga caída. Luego, comienza la restauración automática de la carga usando relés de frecuencia. Las cargas deben agregarse en pequeños incrementos, con intervalos de tiempo suficientes para que el sistema se ajuste y evitar volver a caer en un escenario de baja frecuencia.

Los relés de frecuencia se identifican con el número ANSI 81. Son extremadamente precisos y funcionan contando los cruces por cero del voltaje filtrado del sistema de corriente alterna.

Conclusión

En términos generales, la práctica del deslastre de carga por baja frecuencia ha evitado grandes apagones y ha limitado algunos apagones a sectores pequeños con tiempos de interrupción mínimos. Sin embargo, no se pueden anticipar todas las posibilidades de que sigan ocurriendo apagones.

→ Artículo Recomendado: ¿Cuáles son los riesgos de los BESS en las Redes Eéctricas?

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Referencias Bibliográficas

Taylor and Francis Group, LLC. (2006). Protective Relaying, Principles and Applications. Third Edition.

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Como Ingenieros de Diseño debemos entender el uso correcto de la función de recierre para asegurarnos de que nuestro esquema de protección es seguro y eficiente acorde a la aplicación de cada proyecto.

¿Por qué se usa la función de Recierre Automático de Línea?

La función de recierre automático de línea, identificada con el número ANSI «79», se usa porque alrededor del 80% de las fallas en las líneas aéreas son transitorias.

Esas fallas transitorias son causadas principalmente por altos voltajes transitorios inducidos por rayos que ocasionan una descarga disruptiva en los aisladores. También son causadas por el viento que hace que los conductores se muevan y se acerquen entre ellos provocando una descarga disruptiva. O, pueden ser causadas por el contacto temporal de los conductores con árboles movidos por el viento.

Por lo tanto, si desenergizamos la línea el tiempo suficiente para que desaparezca la fuente de la falla y se desionice el arco de falla, y luego volvemos a cerrar automáticamente el interruptor de potencia, podremos restaurar rápidamente la continuidad de servicio eléctrico en la línea. De este modo, con el recierre automático de línea se logra reducir significativamente el tiempo de interrupción del servicio eléctrico a los clientes.

Sin embargo, el recierre automático debe estar acompañado de la función de verificación de sincronismo (definida por el número ANSI 25). Con el objetivo de garantizar que el módulo y ángulo de los voltajes en ambos terminales del interruptor estén sincronizados y no genere una falla en el momento del recierre. Sólo hay dos escenarios en las que no es necesario utilizar la verificación de sincronismo:

1. Si hay otras conexiones en el sistema eléctrico que mantienen los dos lados del interruptor en sincronismo.
2. Si hay una fuente sincrónica en uno de los terminales del interruptor, mientras que en el otro terminal no hay ninguna fuente sincrónica.

Secuencia de Recierre Automático de Línea

El recierre puede ser de un sólo intento o puede operar con una secuencia de varios intentos en varios intervalos de tiempo. El primer intento puede ser instantáneo o con retraso.

Recierre Trifásico

En un disparo de recierre trifásico instantáneo, el tiempo que transcurre desde que se energiza la bobina de disparo hasta que se vuelven a cerrar los contactos del interruptor es de alrededor de 20 a 30 ciclos. Generalmente, esto es suficiente para permitir que el arco de falla se desionice durante el período en que el circuito está abierto y no se vuelva a encender el arco de falla con el recierre.

Sin embargo, lo anterior aplica cuando las tres fases están abiertas y no hay energía atrapada, como la de los reactores de derivación o la inducción de líneas paralelas.

Recierre Monofásico

En el caso de que el disparo de recierre sea en un solo polo, la energía acoplada de las fases sin abrir puede mantener el arco de falla activo. Por lo tanto, en recierres monofásicos se requieren tiempos de desionización más prolongados, por encima del 50%.

Después de la secuencia de operación, si los recierres son exitosos y se desioniza el arco de falla, el relé de recierre reinicia su secuencia de operación después de un intervalo de tiempo preestablecido. Para prepararse ante una nueva falla.

¿Qué pasa si permanece la falla?

Si después de la secuencia de operación el arco de falla prevalece, el relé de recierre se mueve a una posición de bloqueo para que no sea posible una operación automática adicional. De este modo, el circuito quedará abierto y bloqueado a la espera de que los operadores despejen la falla manualmente.

Una vez que los operadores hayan despejado la falla y corregido cualquier inconveniente físico en el sistema eléctrico, podrán cerrar manualmente el interruptor de potencia y quitar la condición de bloqueo. Aunque hoy en día las prácticas de reconexión son bastante variables. Dependerán del tipo de circuito, la tecnología de los relés y las filosofías de operación de cada empresa eléctrica. Por lo que, para aquellas subestaciones que están desatendidas y son operadas por sistemas de control remoto, los requisitos de reconexión pueden programarse en la automatización y controlarse desde una oficina de despacho central.

Consideraciones Especiales del Recierre Automático

Se deben tomar en cuenta varias consideraciones especiales en el uso de la función de recierre automático de línea. Dependiendo de la topología del sistema eléctrico y de la ubicación de nuestro esquema de recierre, las consideraciones de diseño cambian drásticamente.

A continuación explicamos los casos especiales que debemos tomar en cuenta.

1. Alimentador Radial Aéreo

En el caso de un alimentador radial aéreo sin máquinas síncronas o con una carga mínima de motores de inducción, el uso de la función de recierre automático es efectivo para la restauración rápida del servicio.

Usualmente se usan tres o cuatro intentos de recierre para restaurar el servicio antes de bloquearse. En general, la secuencia de recierre suele ser la siguiente, aunque los tiempos específicos varían ampliamente:

1. El primer recierre es instantáneo. Si la falla perdura, se realiza un nuevo disparo.
2. El segundo recierre ocurre entre 10 y 20 segundos después del nuevo disparo. Si continua la falla, se realiza un nuevo disparo.
3. El tercer recierre ocurre entre 20 y 145 segundos después del nuevo disparo.

Sin embargo, la tendencia más actual ha sido mantener el tercer tiempo de reconexión en el rango de 10 a 20 segundos en vista de las preocupaciones de seguridad pública.

Por otro lado, si se aplican 4 intentos de recierre, los intervalos de tiempo entre ellos suelen ser menores.

2. Alimentadores Subterráneos

Para alimentadores subterráneos generalmente no se usa el recierre automático. Porque las fallas en los cables tienden a ser permanentes, no transitorias. Por lo que requiere obligatoriamente la asistencia de los operadores para reparar el cable, o para sustituirlo, y posteriormente restablecer el servicio manualmente.

En el caso de que exista una combinación entre tramos aéreos y subterráneos en el mismo circuito, se utiliza el reenganche si la mayor longitud de la línea es aérea, con poca longitud subterránea.

3. Enlaces Industriales con Máquinas Síncronas y Motores de Inducción

En enlaces industriales con grandes cargas de motores o máquinas síncronas, y en enlaces que conectan fuentes de «cogeneración», el recierre en la subestación de servicios públicos podría causar daños al equipo rotativo.

Esto es porque si hay una falla en el circuito de enlace, y se dispara el interruptor, durante el período abierto del interruptor las dos industrias o fuentes de generación estarán operando independientemente una de la otra. Si posteriormente se vuelve a cerrar el interruptor, se conectarán las dos partes fuera de fase, lo que generará picos de tensión y grandes pares mecánicos en el eje de las máquinas que pueden causar daños graves.

Por este motivo, en instalaciones con máquinas síncronas, el recierre debe retrasarse hasta que se retiren las máquinas del circuito. Luego, el recierre puede restaurar el voltaje y recoger las cargas estáticas y asincrónicas en la estación. Esto se puede lograr mediante las funciones de alta frecuencia, baja frecuencia, alto voltaje y bajo voltaje.

En cuanto a las instalaciones con motores de inducción, no se puede realizar el recierre hasta que el voltaje residual del motor haya disminuido al 33% del valor nominal. En general, el voltaje del motor de inducción disminuye muy rápidamente, ya que no hay campo que suministre la excitación.

4. Alimentador de Distribución con Múltiples Derivaciones con Fusibles

En el caso de alimentadores de distribución con múltiples derivaciones con fusibles, se suele utilizar una unidad de disparo instantáneo configurada para sobrepasar estos fusibles hasta el primer punto de seccionamiento del alimentador principal. Luego, se realiza el recierre automático, y si no se tiene éxito se bloquea la secuencia de recierre.

Esto evita que el fusible funcione ante una falla transitoria, y que sólo opere ante fallas permanentes. De este modo, podremos ahorrar el fusible y evitar las largas demoras que conlleva su reemplazo.

5. Recierre Automático de Líneas de Transmisión y de Subtransmisión

Las líneas que se utilizan para transferir energía entre subestaciones requieren que se vuelvan a cerrar ambas terminales para restaurar el servicio. El recierre se puede hacer a alta velocidad solo si hay suficientes enlaces paralelos en el sistema eléctrico para proporcionar un intercambio de energía entre los terminales de la línea aún cuando la línea esté desenergizada. Esto es necesario para mantener los voltajes en sicronismo y en fase en ambos extremos de la línea mientras está abierta.

En este sentido, la operación de recierre requiere el disparo simultáneo de los interruptores de ambos extremos de la línea a alta velocidad y trabaja en conjunto con los esquemas de Teleprotección (función ANSI 85). Si la función de Teleprotección no está habilitada, entonces no se debe usar el recierre automático, o debe bloquearse para evitar errores de disparo con las demás protecciones complementarias del sistema.

En el caso de que no haya enlaces paralelos que mantengan los voltajes en sincronismo en los terminales de la línea cuando está abierta, se utiliza el esquema de reconexión con relés de verificación de sincronismo (ANSI 25).

Los relés de verificación de sincronismo comprueban que los voltajes en ambos terminales del interruptor de potencia abierto estén dentro de los límites prescritos en valores de magnitud y ángulo. Y sólo permite el recierre si la magnitud y ángulo de voltaje están dentro de los valores preestablecidos. De lo contrario, bloquearía el recierre para evitar daños en el interruptor y en la estabilidad del sistema eléctrico.

6. Recierre en Líneas Cercanas a Grandes Plantas de Generación

Se recomienda no utilizar la función de recierre instantáneo en líneas que están cerca de grandes plantas de generación eléctrica. Debido a que el recierre instantáneo puede ocasionar daños en los ejes de las turbinas de las grandes unidades de generación.

Si ocurre una falla sólida a tierra cerca del generador, se reduce el voltaje de las tres fases a cero, de modo que no se puede transferir energía hasta que se elimine la falla. Luego de que los relés de protección disparen y el interruptor despeje la falla, por más rápido que estos operen, los voltajes en los dos lados del interruptor ya tendrán un ángulo diferente. Por lo que volver a cerrar da como resultado un choque repentino y un movimiento del rotor y oscilaciones y tensiones transitorias.

Estos efectos son acumulativos, por lo tanto, el daño real en la turbina puede ocurrir en algún momento en el futuro y puede disminuir la vida útil del equipo.

7. Recierre Automático de Línea con Transformadores o Reactores

Las líneas que terminan en un banco de transformadores sin un interruptor entre ellas, o las líneas con reactores en derivación, no deben volver a cerrarse automáticamente a menos que se pueda asegurar que la falla está en la sección de la línea.

Las fallas en los transformadores no son transitorias. Si el relé de protección del transformador detecta una falla, quiere decir que se trata de una falla permanente, y que requiere la asistencia de un operador para despejar la falla. Por lo tanto, no es prudente que haya un recierre por que va a volver a alimentar la falla en el transformador. Lo mismo ocurre en el caso del reactor en derivación.

En este sentido, el relé de protección del transformador puede tener funciones de bloqueo de recierre en el interruptor del lado de baja. Y puede enviar un disparo de transferencia para bloquear el recierre del interruptor del otro extremo de la línea.

8. Sincronización Automática para el Recierre

El relé de sincronización automática (ANSI 25) se puede aplicar tanto en subestaciones atendidas o desatendidas, o para sincronización manual. Este relé no ajusta los dos sistemas separados, sino que permite el recierre a medida que los voltajes se acerquen en fase cuando la diferencia de frecuencia sea pequeña.

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Referencias Bibliográficas

Taylor and Francis Group, LLC. (2006). Protective Relaying, Principles and Applications. Third Edition.

Protección de líneas | Schweitzer Engineering Laboratories (selinc.com)

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Con el objetivo de evitar cualquier posible confusión o conflicto, se utiliza una letra de sufijo o prefijo para darle un significado único a una función individual del equipo. Y debe ser listada en la leyenda del plano o esquema, indicando su definición.

¿Cuáles son los Prefijos Sugeridos?

El prefijo «RE» se utiliza para las funciones que son controladas directamente por un sistema de supervisión remoto. Por ejemplo, para las funciones ANSI «1», «5» y «94» que son operadas vía remota, se identificarán como «RE1», «RE2» y «RE94» respectivamente.

Por otro lado, para instalaciones que tienen múltiples equipos con funciones similares, se debe distinguir a qué equipo corresponde cada función. Es decir, si la función ANSI “1” la tienen los equipos 1, 2 y 3, entonces al equipo se le identificará con el prefijo “10”, “20” y “30” respectivamente. En este sentido, la identificación de la función ANSI “1” para el equipo 1 se identificará como “101”. Para el equipo 2 se identificará como “201”. Para el equipo 3 se identificará como “301” y así sucesivamente.

¿Cuáles son las Letras de Sufijos Sugeridas?

Existen muchas letras de sufijos sugeridas para combinarlas con los números ANSI. Algunas de las letras tienen múltiples significados dependiendo de la aplicación. Por esta razón, los Ingenieros de diseño deberán ser cuidadosos con la elección adecuada de la letra que mejor se adapte a la aplicación. Y deberá enlistar su significado en la Leyenda del Plano o del Diagrama en cuestión, para que los lectores puedan comprender de qué se trata.

A continuación, describiremos las letras más comunes y recomendadas para aplicarlas cuando sea requerido.

1. Letras de Sufijos Sugeridas para Dispositivos Auxiliares

Estas letras se utilizan como sufijo de los números ANSI para describir a los dispositivos auxiliares:

• «C» Contactor o Relé de Cierre.

• «CL» Relé Auxiliar «Cerrado».

• «CS» Conmutador de Control.

• «D» Relé Conmutador de Posición «Abajo».

• «L» Relé de Bajada.

• «O» Contactor o Relé de Apertura.

• «OP» Relé Auxiliar «Abierto».

• «PB» Botón Pulsador.

• «R» Relé de Elevación.

• «U» Relé Conmutador de Posición «Arriba».

• «X» Relé Auxiliar (como los relés auxiliares de los interruptores de potencia que energizan la bobina de cierre).

• «Y» Relé Auxiliar (como los que proporcionan la función antibombeo del interruptor automático).

• «Z» Relé Auxiliar.

2. Letras de Sufijos Sugeridas para Cantidades de Actuación

Estas letras se combinan con los números ANSI para indicar la cantidad eléctrica o la condición en la que los dispositivos deben responder. También representan el medio en el que están ubicadas.

• «A» Aire, Amperios, o Alterno.

• «C» Corriente.

• «D» Directo, o Descarga.

• «E» Electrolito.

• «F» Frecuencia, Flujo, o Falla.

• «GP» Presión del Gas.

• «H» Explosivo, o Armónicos.

• «I0» Corriente de Secuencia Cero.

• «I-«, «I2» Corriente de Secuencia Negativa.

• «I+», «I1» Corriente de Secuencia Positiva.

• «J» Diferencial.

• «L» Nivel, o Líquido.

• «P» Potencia, o Presión.

• «PF» Factor de Potencia.

• «Q» Aceite.

• «S» Velocidad, Sección, o Humo.

• «T» Temperatura.

• «V» Voltaje, Voltios, o Vacío.

• «VAR» Potencia Reactiva.

• «VB» Vibración.

• «W» Agua, o Watts.

3. Letras de Sufijos Sugeridas para Equipos Principales

Las siguientes letras describen a los Equipos Principales en los que se aplica en Número de Función de Protección ANSI.

• «A» Alarma, ó Potencia Auxiliar.

• «AC» Corriente Alterna.

• «AN» Ánodo.

• «B» Batería, Secador, o Barra.

• «BK» Freno.

• «BL» Bloque (válvula).

• «BP» Bypass.

• «BT» Enlace de Barras.

• «C» Capacitor, Condensador, Compensador, Compresor, Corriente Portadora, o Caja.

• «CA» Cátodo.

• «CH» Chequeo (válvula).

• «D» Descarga (válvula).

• «DC» Corriente Continua.

• «E» Excitatriz.

• «F» Alimentador, Campo, Filamento, Filtro, o Ventilador.

• «G» Generador, o Tierra.

• «H» Calentador, o Cubierta.

• «L» Línea, o Lógica.

• «M» Motor, o Medición.

• «MOC» Contacto Operado por Mecanismo.

• «N» Red, o Neutro.

• «P» Bomba, o Comparación de Fase.

• «R» Reactor, Rectificador, o Cuarto.

• «S» Sincronización, Secundario, Colador, Sumidero, o Succión (válvula).

• «T» Transformador, o Tiratron.

• «TH» Lado de Alta Tensión del Transformador.

• «TL» Lado de Baja Tensión del Transformador.

• «TM» Telemedición.

• «TOC» Truck-operated contacts.

• «TT» Lado de Tensión Terciaria del Transformador.

• «U» Unidad.

4. Letras de Sufijos Sugeridas para Partes de Equipos Principales

A continuación, describiremos las letras que denotan las partes del equipo principal. A excepción de los contactos auxiliares, conmutadores de posición, conmutadores de límite, y conmutadores de límite de torque, que ya fueron descritos en los puntos anteriores.

• «BK» Freno.

• «C» Bobina, Condensador, o Capacitor.

• «CC» Bobina de Cierre, o Contactor de Cierre.

• «HC» Bobina de Retención.

• «M» Motor de Operación.

• «MF» Motor Fly-ball.

• «ML» Motor de Límite de Carga.

• «MS» Motor de Sincronización o Ajustador de Velocidad.

• «OC» Contactor de Operación.

• «S» Solenoide.

• «SI» Sellador.

• «T» Objetivo.

• «TC» Bobina de Disparo.

• «V» Válvula.

5. Letras de Sufijos Sugeridas para otras Aplicaciones

Las siguientes letras cubren todas las otras características, definiciones o condiciones que no fueron descritas en los puntos 1, 2, 3 y 4 de este artículo. Estas letras sirven para describir el uso de los dispositivos en el equipo primario.

• «A» Acelerador, o Automático.

• «B» Bloquear, o Respaldo.

• «BF» Falla de Interruptor de Potencia.

• «C» Cerrar, o Frío.

• «D» Desacelerar, Detonar, Bajar o Desenganchar.

• «E» Emergencia, o Enganchar.

• «F» Falla, o Adelante.

• «GP» Propósito General.

• «H» Caliente, o Alto.

• «HIZ» Falla de Alta Impedancia.

• «HR» Reinicio Manual.

• «HS» Alta Velocidad.

• «L» Izquierda, Local, Bajo, Más Bajo, o Delantero.

• «M» Manual.

• «O» Abrir, o Encima.

• «OFF» Apagar.

• «ON» Encender.

• «P» Polarizar.

• «R» Derecho, Aumentar, Recierre, Receptor, Remoto, o Inverso.

• «S» Oscilación, o Envío.

• «SHS» Velocidad Semi-Alta.

• «T» Prueba, Disparo, o Trasera.

• «TDC» Contacto de Cierre con Retardo de Tiempo.

• «TDDO» Bobina de Salida del Relé de Retardo de Tiempo.

• «TDO» Contacto de Apertura con Retardo de Tiempo.

• «TDPU» Bobina de Restablecimiento del Relé de Retardo de Tiempo.

• «THD» Distorsión Armónica Total.

• «U» Arriba, ó Debajo.

Ejemplos de Aplicación de las Letras de Sufijos con Números ANSI

A continuación, mostramos algunos ejemplos de combinaciones de letras de sufijos con números de función ANSI aplicado a Subestaciones Eléctricas de Transmisión.

• 87L: Protección Diferencial de Línea.

• 87G: Protección Diferencial de Generador.

• 87T: Protección Diferencial de Transformador.

• 87B: Protección Diferencial de Barra.

• 87M: Protección Diferencial de Motor.

• 87C: Protección Diferencial de Banco de Capacitores.

• 50BF: Protección de Falla de Interruptor de Potencia.

• 50N: Protección de Sobrecorriente Instantánea de Neutro.

• 50HS: Protección de Sobrecorriente Instantánea de Alta Velocidad.

• 51N: Protección de Sobrecorriente Temporizada de Neutro.

• 21T: Protección de Impedancia de Transformador.

• 60C: Protección de Desbalance de Banco de Capacitores.

• 67N: Protección de Sobrecorriente Direccional a Neutro.

• 81U: Protección de Baja Frecuencia.

• 81O: Protección de Alta Frecuencia.

Como hemos visto, existe gran variedad de combinaciones de letras de sufijo con los números ANSI, cuyo significado varía ampliamente dependiendo de la aplicación. Lo importante es conocer las bases teóricas para que se nos sea más fácil entender los proyectos de la vida real.

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Todos los días se aprende algo nuevo. ¡Que tengas un gran día!

Referencias Bibliográficas

IEEE Std C37.2-1996(R2001). IEEE Standard Electrical Power System Device Function Numbers and Contact Designations. Reaffirmed 2 May 2002.

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