COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCIÓN
Junio
- 2019 -
Hoja:2 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
25/06/19
CONTENIDO
1
Conceptos generales del funcionamiento de una Red de
Distribución
1.1
Funcionamiento en Régimen Normal
1.2
Esquema de Red y su referencia de Tierra
1.3
Análisis de Fallas – Cálculo de Corrientes de Cortocircuito (Soft Falla)
2
Equipos de Protección contra Sobrecorriente
2.1
Interruptores
2.2
Reconectadores
2.3
Seccionalizadores
2.4
Fusibles
2.5
Funciones usuales (Temp., Instantanea, Fase/Tierra, Sensitiva, Sec.
Negativa.)
3
Coordinación de los Elementos de Protección
3.1
Coordinación Relé - Fusible
3.2
Coordinación Relé - Reconectador
3.3
Coordinación Reconectador - Fusible
3.4
Coordinación Fusible – Fusible
3.5
Coordinación de Fusibles en Transformadores MT/BT
3.6
Aplicaciones con protección de sobrecorriente en MT
Anexos
ANEXO 1 – Equipos Reconectadores utilizados en EdERSA
ANEXO 2 - Fusible Tipo Dual (Doble Protección) CHANCE
ANEXO 3 – Números Normalizados ANSI/IEEE para Relés de Protección
ANEXO 4 – Componentes Simétricas
ANEXO 5 – Apertura de una Fase en el Primario de una SET MT/BT
ANEXO 6 – Falla a Tierra en una red MT con Neutro Aislado
ANEXO 7 - Ajuste de Comunicaciones Ethernet y DNP3
Hoja:3 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
1
Conceptos generales del funcionamiento de una Red de
Distribución
1.1
Funcionamiento en Régimen Normal
Cálculo de la Caída de Tensión en Líneas
La figura muestra el diagrama simplificado de una línea de distribución

La caída de tensión por fase será:
V por fase = Ir x ( R x Cos + X x Sen )
y la caída de tensión considerando el circuito trifásico resulta:
V = 1.732 x Ir x ( R x Cos + X x Sen )
I: Corriente de carga en Amperes.
: Ángulo del factor de potencia
R: Resistencia en Ohm de la línea.
X = jwL Reactancia inductiva en Ohm de la línea
Carga concentrada al final de la linea
V % = kVA x ( R x Cos + X x Sen ) / (10 kV2)
Fecha:
25/06/19
Hoja:4 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
25/06/19
Carga distribuida a lo largo de la linea
V % = kVA x ( R x Cos + X x Sen ) / (2 x 10 kV2)
Cálculo de la Caída de Tensión en Transformadores
% Reg. =kVAcarga/kVAnominal ( RCos + XSen( RCos + XSen
% Regulación = ( Vvacío – Vcarga ) x 100 / Vvacío
( Vvacío – Vcarga ) = V Caída en el Transformador
R: resistencia del transformador, en %
X: reactancia inductiva del transformador, en %
El Consumo de Potencia Reactiva y Efectos de la Compensación con
Capacitores
Elevación del nivel de tensión en los alimentadores
V % = kVAr x X x L / (10 kV2)
kVAr: kVAr instalados en capacitores
X: reactancia inductiva en Ohm/km del alimentador
L: Longitud del alimentador, en km
KV: tensión entre fases del alimentador
Elevación del nivel de tensión a través de los transformadores
V % = ( kVAr / kVAt ) x Xt
Reducción de las pérdidas
P % = ( 1 – ( cos 1 / cos 2 )2 ) x 100
P %: Reducción de las pérdidas activas
cos 1: Factor de potencia original
cos 2: Factor de potencia luego de la compensación
Hoja:5 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
1.3
Fecha:
25/06/19
Esquema de Red y su referencia de Tierra
Nuestras redes de distribución son del tipo radial. Este es el, esquema de red
más simple, menos costosa y con menor confiabilidad general.
El esquema radial simple para una red con varios niveles de tensión tiene una
estructura de árbol, casi siempre con una troncal que suministra a las cargas
distribuidas en toda su extensión.
Las principales ventajas de esta configuración de red son:
- Simplicidad;
- Economía.
Por otra parte, las desventajas son:
- Mantenimiento (la red queda fuera de servicio del lado de carga en el punto
de mantenimiento);
- La vulnerabilidad (en el caso de un fallo, toda la red de la carga queda fuera
de servicio).
Para el tipo de referencia de tierra en nuestras redes se presentan 2 casos:
a).- La red se atiende desde un arrollamiento conectado en estrella con el
neutro sólidamente conectado a tierra. En este caso, la corriente de falla
monofásica es del mismo orden que si fuera entre fases bi ó trifásica.. En
consecuencia tendremos una simple y selectiva identificación de las fallas a
tierra. Aún si perdiéramos la protección de tierra (u homopolar) con la de fase
estaríamos detectando la mayor parte de las fallas a tierra.
b).- La red se atiende desde un arrollamiento conectado en estrella con el
neutro conectado a tierra a través de una impedancia ó .desde un arrollamiento
conectado en triángulo al cual se conecta un transformador de neutro artificial
TNA (ZZ, YtD). Los TNA utilizados normalmente en nuestras redes de 13.2 kV.
son de 23 Ohm por fase, de modo que la corriente de falla queda limitada a
1000 Amp.
Hoja:6 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
1.2
Fecha:
25/06/19
Análisis y cálculo de Corrientes de Cortocircuito (Soft Falla)
La corriente de cortocircuito se produce cuando se ponen en contacto fases
diferentes ó entre ellas y tierra. Las fallas de cortocircuito se denominan
normalmente del tipo: “Trifásicas” ó “Bifásicas” con ó sin contacto a Tierra y
finalmente “Monofásicas a Tierra”.
Teniendo en cuenta los tres períodos característicos, la corriente de
cortocircuito puede dividirse con buena aproximación en:

Componente Subtransitoria

Componente Transitoria

Componente Permanente
La intensidad de la Corriente de Falla dependerá de las siguientes variables:
a)
La Generación en el instante de producirse la falla.
b)
La configuración de la red entre el Generador y el punto de Falla.
c)
El tipo de Falla (Trifásica, Bifásica, Monofásica).
d)
La resistencia de Falla.
De todas estas variables la resistencia de falla es la que presenta mayor
incertidumbre. Warrington desarrolló en forma experimental una fórmula
mediante la cual se puede determinar la resistencia del arco eléctrico.
Hoja:7 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
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Fecha:
25/06/19
Ra = (8750 x L) / (I)1.4
L: longitud del arco en pies (1 pie = 12 pulgadas = 30.48 cm)
I: corriente de Falla
Debe tenerse en cuenta ademas, que el valor de la resistencia de falla incluye
la resistencia de puesta a tierra.
A los efectos del cálculo de Falla Monofásica a Tierra en redes de distribución
(MT) se pueden utilizar valores de RF del orden de 5 ohm para zonas urbanas y
20 ohm en zona rural.
Si consideramos el funcionamiento en régimen normal equilibrado simétrico, el
estudio de las redes trifásicas puede reducirse al estudio de una red
monofásica equivalente de tensiones iguales a las tensiones simples de la red.
Al aparecer una asimetría significativa tal como ocurre al producirse una falla,
ya no es posible aplicar la simplificación.
El método de las componentes simétricas,, simplifica los cálculos y permite
una solución mucho más fácil que la superposición de tres redes monofásicas
independientes.
Hoja:8 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
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Fecha:
25/06/19
Variables eléctricas de un sistema trifásico desequilibrado (asimétrico).
El sistema trifásico desequilibrado (asimétrico) es equivalente a tres sistemas
trifásicos equilibrados (simétricos)
Hoja:9 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
25/06/19
El conocimiento de la Corriente de Cortocircuito en la Red de Distribución
es importante para:

Decidir la regulación de protecciones (I de falla máxima y mínima)

Información aproximada de la ubicación en donde ocurrió la falla. (I de falla
disminuye con la distancia a la fuente)

Selección de Equipos en instalaciones (I de falla máxima subtransitoria)

Proyecto de la malla de Puesta a Tierra (I falla a tierra)

Evaluar el Arranque de un Motor (I de falla trifásica en el punto de conexión)
En EdERSA utilizamos una herramienta para el cálculo de corrientes de
cortocircuito en nuestras redes de distribución y también nos permite realizar
algún análisis de diferentes tipos de falla. Las siguientes figuras muestran las
principales pantallas de dicha aplicación.
Hoja:10 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Pantalla Principal
Detalle en el Transformador
Fecha:
25/06/19
Hoja:11 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Pantalla para Localizar una Falla
Análisis de Componentes Simétricas
Ejemplo de Corte de Conductor sin contacto a Tierra
Fecha:
25/06/19
Hoja:12 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
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Fecha:
25/06/19
Tablas de Datos
1.- Parámetros típicos de Líneas
Código
Línea
Disposición
Tensión
Conductor
Sección
R
X
Ro
Xo
Tipo
[kV]
[Omh/km] [Omh/km] [Omh/km] [Omh/km]
1
13.2 AlAl 120
Coplanar
13.2
AlAl
120
0.275
0.348
0.421
1.668
2
13.2 AlAl 95
Coplanar
13.2
AlAl
95
0.352
0.335
0.498
1.676
3
13.2 AlAl 70
Coplanar
13.2
AlAl
70
0.484
0.326
0.630
1.686
4
13.2 AlAl 50
Coplanar
13.2
AlAl
50
0.654
0.316
0.800
1.695
5
13.2 AlAl 35
Coplanar
13.2
AlAl
35
0.952
0.348
1.098
1.708
6
33 AlAc 70
Coplanar
13.2
AlAl
70
0.484
0.326
0.630
1.686
7
33 AlAc 95
Triangular
33
Al/Ac
95/15
0.306
0.356
0.453
1.647
8
33 AlAc 120
Triangular
33
Al/Ac
120/20
0.237
0.348
0.384
1.639
9
33 AlAc 150
Triangular
33
Al/Ac
150/25
0.194
0.342
0.341
1.632
2.- Potencia de Cortocircuito en la barra de partida del Alimentador
Código
1
Nombre
Pcc
Pcc
Tensión
trifásica
monof.
Nominal
[MVA]
[MVA]
[kV]
Zdirecta
R1
Zhomopolar
X1
R0
X0
[p.u.]100 [p.u.]100 [p.u.]100 [p.u.]100
Alto Valle c\resistores
843.2
335.7
33
0.00
0.12
0.83
0.07
2
ESTACION 1
843.2
335.7
33
0.00
0.12
0.83
0.07
0.00
3
ESTACION 2
843.2
335.7
33
0.12
0.83
0.07
4
Alto Valle c\resistores
843.2
335.7
33
0.12
0.00
0.66
5
ESTACION 3
1000.0
100.0
13.2
0.10
0.00
2.80
6
ESTACION 4
1000.0
100.0
13.2
0.10
0.00
2.80
3.- Transformador en el punto final de Línea
Código
1
Nombre
Un-primario Un-secundario
GRUPO
S
X1
XO
[MVA]
[%]
[%]
AT
Rg [
BT
Rg [
[kV]
[kV]
NO
2
33/13.2 kV - 20 MVA
20.0
10.0%
8.5%
D
0
Yg
0
33
13.2
3
13.2/0.38 kV - 630 kVA
0.6
5.0%
4.3%
D
0
Yg
0
13.2
0.38
4
13.2/0.38 kV - 500 kVA
0.5
5.0%
4.3%
D
0
Yg
0
13.2
0.38
5
13.2/0.38 kV - 315 kVA
0.3
5.0%
4.3%
D
0
Yg
0
13.2
0.38
6
13.2/0.38 kV - 100 kVA
0.1
5.0%
4.3%
D
0
Yg
0
13.2
0.38
Hoja:13 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”

Fecha:
25/06/19
Ejemplos de Cálculo de Corrientes de Falla en la Red
Ejemplo 1
Icc3F = 596 Amp
Icc1F = 374 Amp
Estación 13.2 kV
Pcc3F = 50 MVA
Pcc1F = 30 MVA
Ejemplo 2
Icc3F = 1266 Amp
Icc1F = 741 Amp
Conductores de AlAl 50
Hoja:14 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
2
Fecha:
25/06/19
Equipos de Protección contra Sobrecorriente
Se destacan cuatro equipos principales utilizados en las Redes de Distribución:

INTERRUPTORES

RECONECTADORES

SECCIONALIZADORES

FUSIBLES
Su función es separar en el momento que ocurre un cortocircuito, la parte
fallada del resto de la red.
Cada elemento de protección debe cumplir con tres requerimientos:

Ser capaz de Detectar la falla

Ser capaz de Interrumpir el circuito

Ser capaz de Soportar la máxima corriente que se puede producir
2.1

INTERRUPTORES (Relé)
Un interruptor es un equipo preparado para interrumpir (ó conectar) el flujo
de corriente frente a cualquier situación que lo requiera, en vacío, en
régimen de carga normal ó frente a una falla.

Normalmente se encuentran ubicados en las salidas desde la estación a la
red de distribución y tienen asociado un relé de sobrecorriente que sensa
corrientes de Fases y Tierra. Pueden tener además la posibilidad de
recierre mediante un relé específico para éste fin.

Tanto para la protección de Fase ó Tierra el relé de sobrecorriente
responderá con una caracteristica instantánea y otra temporizada.
Hoja:15 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
2.2
Fecha:
25/06/19
RECONECTADORES
Un Reconectador es un Interruptor automático de alta tensión. Cuando una
corriente de falla pasa por el Reconectador, éste Abre, espera un tiempo y
Cierra.
Después de hasta Tres intentos el Reconectador considera que el problema
es permanente y Abre en forma definitiva.
Características Técnicas Principales
a) Reconectador

Medio de Interrupción
VACÍO

Medio Aislante
SF6 (Hexafluoruro de Azufre),
REXINA EPOXI, ACEITE

Corriente Nominal
560 A

Capacidad de Apertura
6 / 12.5 / 16 kA

Mecanismo de Apertura
RESORTE

Mecanismo de Cierre
ACTUADOR MAGNETICO ó
SOLENOIDE MT
b) Control

Curvas Tiempo-Corriente IEC, ANSI, Usuario, Fabricante..

Curvas y Tiempos muertos, son Modificables

Cantidad Máxima de operaciones 4

Desconexión por Sobrecorriente de Fase ó Tierra, Sub / Sobre Tensión
(c/TV), Sub / Sobre Frecuencia (c/TV).
Hoja:16 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
TRES EJEMPLOS DE ACTUACIÓN DEL RECONECTADOR
FRENTE A FALLAS
1
2
3
Fecha:
25/06/19
Hoja:17 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
25/06/19
Criterios para la Localización de los Reconectadores

Observar el Nivel de calidad requerido aguas abajo y aguas arriba del punto
candidato

Considerar si existen cargas sensibles a los microcortes aguas abajo del
punto candidato.

Estimar la cantidad y tipo (probabilidad de recierre exitoso) de fallas
esperadas aguas abajo del punto candidato

Analizar la posibilidad de coordinación con el elemento de protección aguas
arriba (no debe existir proximidad con otro reconectador ó interruptor en
serie).
Estadísticas de actuación de los equipos reconectadores
Con las posibilidades de registtro que brindan los actuales equipos resulta de
interés realizar un monitoreo a través de:
1. ACTUACIONES POR RECONECTADOR Como indicador de cuánto se
está usando a cada reconectador, para monitorear si se justifica su
localización.
2. ACTUACIONES POR TIPO DE FALLA Para mostrar cuales son las fallas
mas frecuentes en nuestras redes de distribución.
3. ACTUACIONES SEGÚN EL RESULTADO DEL RECIERRE Será una
referencia en el momento de estimar que probabilidad de éxito tiene un
recierre de acuerdo a la falla que se presente.
Hoja:18 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
25/06/19
Esradística de Actuación de Reconectadores
Empresa: EdERSA – Cantidad: 10 – Período: 1 año
Resultado del recierre frente a diferentes tipos de Falla
Reconectadores red Roca
80
80%
70
Actuaciones al Año
60
50
90%
40
30
20%
20
10
10%
0
Bifásica
Monofásica
Exitoso
Trifásica
Falla
No Exitoso
Actuaciones por tipo de Falla
140
75%
Actuaciones al Año
120
100
80
60
25%
40
20
0
Bifásica
Monofásica
Regina
Roca
Trifásica
Falla
Hoja:19 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
2.3

Fecha:
25/06/19
SECCIONALIZADORES
Este tipo de equipos siempre se instala para funcionar como complemento
de los reconectadores, ubicándoselos aguas abajo del reconectador y
dentro de su zona de protección.

Tienen la posibilidad para cerrar en situación de falla pero no permiten
desconectar corrientes de falla.

Sí pueden desconectar corrientes de carga.

Existen dos tipos de seccionalizadores unos detectan corriente mientras
que otros detectan pérdida de tensión.
Reconectador
Seccionalizador
Falla
Secuencia ejemplo de operación para un seccionalizador tipo VT
1)
Reconectador (ó Interruptor) y Seccionalizador CERRADOS
2)
Cuando se produce la falla “F”:
Reconectador (ó Interruptor) ABRE
Seccionalizador detecta pérdida de tensión y ABRE
3)
Reconectador (ó Interruptor) CIERRA
Seccionalizador CIERRA después de un tiempo ajustable y comienza a
contar un segundo período de tiempo (tiempo de bloqueo).
4)
Si ocurre una falla y el Reconectador (ó Interruptor) ABRE dentro de este
período de bloqueo el Seccionalizador ABRE en forma definitiva cuando
detecta la pérdida de tensión.
Hoja:20 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
2.4

Fecha:
25/06/19
FUSIBLES
El seccionador fusible es el elemento más empleado en las redes de
distribución, debido a su bajo costo.

Los seccionadores fusibles deberán tener una capacidad de interrupción
mayor que la corriente de cortocircuito máxima esperada en el punto de
instalación.

El principal inconveniente de éste tipo de elementos es qué, en muchos
casos, abre solamente una fase del circuito trifásico. Por ésta razón podría
quedar un conductor cortado energizado por retorno desde el primario de
los transformadores de distribución, constituyendo un riesgo para la
seguridad pública. Mientras que con relación a la calidad del servicio, en
ésta contingencia quedará sólo una fase normal en la red de BT asociada a
los transformadores trifásicos. (Ver Anexo II)
Hoja:21 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
2.5
Fecha:
25/06/19
Principales funciones asociadas a los elementos de
Protección por Sobrecorriente
 Corriente de Disparo: es el valor mínimo para el cual comienza el conteo
del Tiempo hasta ordenar la Apertura.
 Tiempo de Disparo: es el tiempo que transcurre desde el inicio del
conteo hasta que se ordena el Disparo.
Tiempo Independiente
Tiempo Dependiente
Corriente de Disparo
Los elementos de protección que utilizamos en nuestras redes distinguen entre:

Corriente de Fase

Corriente de Tierra
,y en consecuencia tienen la posibilidad de realizar ajustes específicos para
cada una de estas corrientes.
Los equipos modernos de protección (relés electrónico) vienen con una gran
variedad de curvas incorporadas siguiendo alguna de las normas (IEC, IEEE)
ó son propias del fabricante. A su vez podemos modificarlas a nuestra
conveniencia, por ejemplo mediante suma ó multiplicación del tiempo como
puede observarse en las figuras siguientes.
Hoja:22 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Suma de Tiempo 0.05 a 0.20 Seg.
Mín. Tiempo de Respuesta
Fecha:
25/06/19
Mult. de Tiempo 0.1 a 2.0
Sobrec. Ajuste Alto
Hoja:23 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
25/06/19
Algunos ajustes particulares que no todos los equipos de protección disponen
normalmente son:
Corriente de Secuencia Negativa
Corriente de reposición de carga fría (Cold Load Pickup)
Corriente de Tierra Sensible
Concepto de Direccionalidad
Corriente de Secuencia Negativa
Observando la componente de secuencia negativa tenemos información del
desbalance de carga, aún sin que exista contacto a tierra que puede darse en
el caso de corte de conductor. Con el fin de detectar la mencionada situación
de “corte de conductor” en EdERSA hemos adoptado el siguiente criterio:
Ajuste con valor 60% de la Corriente de Carga Mínima. Este ajuste,
conseguirá detectar conductor cortado en el arranque del Alimentador cuando
la carga es la Mínima y en lugares más lejanos a la estación en condición de
carga
Máxima.
El
considerablemente
ajuste
de
tiempo
lo
colocamos
con
un
valor
mayor al de fase ó se puede optar por solamente
indicación de alarma.
Corriente de reposición de Carga Fría (Cold Load Pickup)
El término reposición de carga fría se refiere al aumento de las corrientes
cuando se re-energiza un circuito después de una interrupción prolongada.
Este aumento temporal de las corrientes, se debe a la pérdida de la diversidad
de carga al retornar la alimentación, frente a este evento puede requerirse una
modificación en el ajuste del relé de protección.
La carga al restaurarse el servicio es generalmente diferente a la de antes de la
interrupción, por diferentes razones. La diversidad entre las cargas individuales
en estado normal se pierde parcial o por completo después de una interrupción
prolongada (Ej. heladeras o acondicionadores de aire cada uno con su ciclo de
encendido y apagado, podrán estar casi todos “On” luego de un corte
prolongado en Verano). El comportamiento frente a la Reposición de Carga
Fría varía de un lugar a otro y está vinculado al tipo de cargas asociadas al
alimentador.
Hoja:24 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
25/06/19
Corriente de Tierra Sensible
Este recurso permite ajustar un valor de disparo por corriente de tierra menor al
establecido y con una respuesta específica (disparo ó alarma) para este tipo de
anomalía. En algunos casos el ajuste se indica como un porcentaje del valor de
disparo normal por corriente de tierra y mínimo admitido del orden de 1 a 5
Amp.
Direccionalidad
Se utiliza cuando la corriente puede fluir en ambas direcciones y se necesita
que la protección opere en un sentido en particular (hacia delante o hacia
atrás). Es básicamente una protección de sobrecorriente en la que además de
tener entradas de corrientes también tiene entradas de voltajes y dependiendo
del ángulo formado entre las corrientes y los voltajes ,la protección detecta el
sentido de flujo de la corriente
Hoja:25 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
3
Fecha:
25/06/19
Coordinación de los Elementos de Protección
El conjunto de elementos de protección instalados en la red deberá cumplir
lo siguientes requisitos:

Sensibilidad, para Detectar cualquier anormalidad de funcionamiento en la
red.

Selectividad, para Discriminar la ubicación de la falla y aislar la zona
dañada.

Rapidez, para Operar en un tiempo mínimo, evitando mayores daños en
la red.

Seguridad, para Operar bajo cualquier condición en el momento
requerido.
Información necesaria para realizar la tarea de coordinación:

Valores de Corrientes de Carga Máximo y Mínimo

Valores de Corrientes de Falla Máximos y Mínimos aguas abajo del
elemento de protección, a partir de éstos determinamos el “Rango de
Coordinación”.

Características Tiempo – Corriente del elemento de protección que se
pretende regular.

Características Tiempo – Corriente del elemento de protección aguas arriba
del que se pretende regular.
Hoja:26 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
3.1
Fecha:
25/06/19
Coordinación Relé – Fusible
Interruptor
(Relé)
Seccionador
FUSIBLE
Falla
En este caso debe distinguirse entre Interruptores Con o Sin Recierre
Automático.
En primer lugar debemos identificar el Rango de Coordinación, éste
representa los valores posibles de corriente de falla para los cuales el
sistema de protección cumplirá con el requisito de Selectividad. Este Rango
de coordinación queda establecido por los valores de corriente de cortocircuito
límites Máximo y Mínimo, aguas abajo de los elementos que se pretende
coordinar.
La curva Tiempo-Corriente del Fusible (Despeje) deberá estar por debajo de la
del Relé manteniendo un Intervalo Selectivo (Tiempo Mínimo entre las Curvas)
para el Rango de Coordinación. El valor del Intervalo Selectivo recomendado
para ésta coordinación es de 0.350 Segundos (para el caso que el relé sea
microprocesado).
Esta tarea de coordinación debe realizarse tanto para las corrientes de Fallas
entre Fases y a Tierra.
Respecto a la característica instantánea (operan sin retardo intencional) del
relé, normalmente se ajusta para el valor de corriente de cortocircuito máximo
correspondiente al 80% de la distancia hasta el fusible.
Para el caso que el Interruptor tenga la posibilidad de recierre automático valen
las explicaciones del punto 3.3.
Hoja:27 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
RANGO DE COORDINACIÓN
Fecha:
25/06/19
Hoja:28 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
3.2
Fecha:
25/06/19
Coordinación Relé – Reconectador
Interruptor
(Relé)
Reconectador
Falla
De la misma forma que en el punto anterior en primer lugar debemos identificar
el Rango de Coordinación.
La Curva Lenta Tiempo-Corriente del Reconectador deberá estar por debajo
de la del Relé manteniendo el Intervalo Selectivo para el Rango de
Coordinación. El valor del Intervalo Selectivo recomendado para ésta
coordinación es de 0.250 Segundos (considerando que los dos elementos de
protección son microprocesados).
Esta tarea de coordinación debe realizarse de la misma forma que en el punto
anterior, tanto para las corrientes de Fallas entre Fases y a Tierra.
Hoja:29 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
25/06/19
Hoja:30 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
3.3
Fecha:
25/06/19
Coordinación Reconectador – Fusible
Reconectador
Seccionador
FUSIBLE
Falla
1 Lenta
2 Lentas + 2 Rápidas
Curva de apertura
Tiempo
C
Curva de Fusión
B
Curva de fusión corregida
(*0.75) por precarga y
transitorios pasados.
2 Rápidas
A
1 Rápida
Corriente
Hoja:31 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
25/06/19
Criterio general para la selección del fusible adecuado

Corrientes de falla mayores que la correspondiente al punto A el fusible se
quema sin que tenga oportunidad de operar el reconectador.

Entre el punto A y B, el fusible no se quema con la falla si ésta desaparece
luego de la primer operación rápida.

La mejor coordinación se ubica entre los puntos B y C, en donde el
reconectador podrá realizar la máxima cantidad de operaciones hasta que
el fusible se queme si la falla persiste.
Corrección por enfriamiento del fusible
Si se considera el enfriamiento del fusible durante el tiempo muerto, deberán
corregirse las curvas de cada operación por el coeficiente que corresponda y
luego componer la curva equivalente por ej. 2 rápidas, 2 rápidas+1 lenta, 2
rápidas+2 lentas, etc.
Para el caso que estemos trabajando con el mismo valor de tiempo muerto Tm
entre operaciones y resulte un factor de corrección C (extraído de la curva del
Anexo III), las curvas deberán componerse de la siguiente forma:
1 operación
Tequivalente = TR1
2 operaciones
Tequivalente = TR1*C + TR2
3 operaciones
Tequivalente = TR1*C2 + TR2*C + TR3
4 operaciones
Tequivalente = TR1*C3 + TR2*C2 + TR3*C + TR4
TR1, TR2, TR3 y TR4 son los tiempos de respuesta del reconectador, durante
los cuales la corriente de falla está pasando por el fusible.
Hoja:32 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
25/06/19
Hoja:33 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
3.4
Fecha:
25/06/19
Coordinación Fusible – Fusible
Seccionador
FUSIBLE 1
Seccionador
FUSIBLE 2
Falla
Para este caso a fin de lograr una coordinación efectiva entre fusibles debe
establecerse previamente el rango de coordinación. Si se pretende realizar una
selección mas precisa de los calibres deberá corregirse teniendo en cuenta la
corriente de precarga
Se recomienda para mantener la selectibidad entre fusibles no colocar más de
4 en serie.
El tiempo de apertura del fusible protector debe ser como máximo 75% del
tiempo de fusión del fusible protegido.
Hoja:34 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
25/06/19
Hoja:35 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
3.5
Coordinación de Fusibles en Transformadores MT/BT
Seccionador
FUSIBLE MT

Fecha:
25/06/19
Seccionador
FUSIBLE BT
Se debe tener en cuenta que el fusible de MT en el transfornador no tiene
como función proteger al mismo frente a sobrecargas. Esto se consigue
mediante los fusibles del lado BT, siendo de gran importancia el control de
la carga en transformadores mediante la lectura de las mediciones de los
clientes asociados ó registros en la propia SET.

Cuando se elija el fusible de MT en el transformador debe cuidarse la
coordinación con el elemento de protección aguas arriba.

Para la selección del fusible se utilizará la tabla 3 de donde se obtienen los
calibres máximos recomendados.
Por ejemplo para un transformador de 160 kVA (7 Amp de corriente nominal en
13.2 kV) que tiene una carga máxima de 6 Amp se le colocará un fusible de un
calibre máximo de 10 K resultando un IPT de 3,24 x In = 22,7Amp.
La corriente nominal del transformador es In = kVA / 13,2 / 1.73 (en 13,2 kV) y
del lado de baja tensión será In13.2 x 34.7.
La relación de transformación es 13200 / 380 = 34,7.
Hoja:36 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”

Fecha:
25/06/19
EJEMPLO DE COORDINACIÓN DE LOS FUSIBLES EN LOS
TRANSFORMADORES CON SECCIONAMIENTO DE LINEA
FusSecc 20 K
Fusibles seleccionados para los Trafos
Calibres MÁXIMOS, Trafos cargados al 100% Pn
Icc máx 500 A
F 1 => 6 K
F 3 => 6 K
F 2 => 8 K
F 4 => 10 K
Hoja:37 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
25/06/19
SE DEBE CUMPLIR QUE:

El calibre del fusible en el seccionador debe ser mayor que la suma de
las corrientes de todos los transformadores. (En el ejemplo: (2.76 + 7 +
2.76 + 4.38) = 16.9 Amp < 20.

Frente a una falla en cualquiera de los transformadores debe actuar
primero el fusible del transformador (En el ejemplo Icc máx = 500 Amp).
Por lo tanto se elige el calibre del fusible del seccionador de manera que
coordine con el mayor de los fusibles de los transformadores (En el ejemplo
Fus4 = 10K).
“Para corrientes de falla en los Trafos por
debajo de este valor, siempre abrirá primero
el fusible del Trafo antes que el de linea”
Hoja:38 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
3.6
Fecha:
25/06/19
Aplicación para protección de sobrecorriente sobre algunos
equipos de la red de distribución
El efecto principal por el cual los equipos se dañan luego de ser sometidos a
una sobrecorriente es el calentamiento de conductores y material de aislación,
dicho calentamiento responde a la ecuación I2 x t. En la siguiente figura pueden
observarse la forma de las curvas de daño de los diferentes equipos a proteger.
2
t
It
2
2
It
It
2
It
Motor
Xfmr
Cable
Gen
I
3.6.1 Bancos de Capacitores
En nuestras redes de distribución los bancos se encuentran conectados en
estrella con neutro flotante y la protección se realiza mediante fusibles.
El fusible debe soportar en forma permanente la corriente nominal del
capacitor, más un % debido a la tolerancia en la tensión, más un % debido a la
presencia de armónicas, lo que hace un total de 1,77 In para la conexión
estrella sin neutro. En la tabla siguiente se muestran calibres recomendados de
fusibles a instalar en bancos de capacitores.
Hoja:39 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
25/06/19
Hoja:40 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
25/06/19
3.6.2 Transformadores
Se presentan aquí dos Normas principales a observar en relación a la
protección de transformadores por sobrecorriente:
 IEEE C57.109 (IEC 60076-5, IRAM 2112) “Guide for Liquid-Immersed
Transformers Through-Fault-Current Duration”
 IEEE C57.9 (IEC 60354, IRAM 2473) “Guide for loading Mineral-Oil
Immersed Transformers”
IEEE C57.109 “Guide for Liquid-Immersed Transformers Through-FaultCurrent Duration”: En esta Norma se dan recomendaciones esenciales para
la protección por sobrecorriente destinada a limitar el tiempo de exposición de
los equipos a la corriente de cortocircuito. Se definen cuatro categorías de
transformadores.
Atendiendo a ésta Norma se dibujan para cada equipo en particular la “Curva
segura ó de Daño del transformador”
FLA
200
Térmico
2
t
(seg)
I t = 1250
(D-D LL) 0.87
Fallas Infrecuentes
(D-R LG) 0.58
Fallas Frecuentes
Mecanico
2
2
K=(1/Z) t
Inrush
2.5
25
I (pu)
La curva segura (Safe Loading Curve) como se muestra a continuación se
superpone sobre la curva del fusible, y si esta está por debajo de la seguridad;
Hoja:41 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
25/06/19
el fusible protegerá el transformador adecuadamente, como se ve en la figura
siguiente.
Cuando la curva de sobrecarga está por debajo de la del fusible, este no dará
la protección necesaria al transformador.
Hoja:42 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
25/06/19
Existen unos fusibles especialmente diseñados para seguir la forma de la curva
de carga segura del transformador, conocidos como clase Dual.
Hoja:43 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
25/06/19
La siguiente figura es explicativa del criterio a seguir para seleccionar el calibre
máximo de fusible para un transformador.
Curva de segura ó de daño
IPT: índice de protección
del transformador.
MAYOR IPT implica
MENOR protección.
Límite del transformador.
Por otra parte, en la Tabla 4 siguiente se presentan los calibres máximos
recomendados para utilizar en transformadores de diferente potencia nominal.
Asistencia
Técnica
Hoja:44 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
.
Fecha:
18/10/16
Tabla 4
Selección de fusibles Positrol
Calibres Máximos para protección de transformadores Dy11
Potencia
Corriente
Transformador
Monofásico Trifásico Nominal
KVA
5
10
16
25
kVA
16
25
40
63
100
160
200
250
315
500
630
800
1000
13.2 kV
Amp.
0.70
1.31
2.09
1.09
1.75
2.76
4.37
7.00
8.75
10.93
13.78
21.87
27.56
34.99
43.74
IPT
Amp.
2.9
5.3
8.4
5.3
7.8
13.0
15.0
22.7
33.2
44.4
44.5
64.5
113.0
113.4
146.5
Fusible
STD
Calibre
1
2
3
2
3
5
7
10
15
20
20
30
50
50
65
Capacidad
de
Sobrecarga
Continua
Amp.
1
2
4
2
4
8
8
13
19
25
25
37
52
52
77
IPT
Fusible
K
Calibre
Amp.
Capacidad
de
Sobrecarga
Continua
Amp.
17.8
9
12.3
18.4
22.7
37.7
49.2
49.0
76.5
129.5
129.8
164.0
6
6
8
10
15
20
20
30
50
50
65
9
9
12
14
22
29
29
39
61
61
81
Nota: Según NEMA si los transformadores se protegen solo en el primario, los fusibles deben tener una capacidad de corriente inferior del 150% de la I nominal.
Asistencia
Técnica
Hoja:45 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
18/10/16
Hoja:46 de 49
Asistencia
Técnica
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
18/10/16
EJEMPLO “Protección del Transformador en Cabina MT/BT””
Norma ENDESA para cabinas MT/BT - 2006:
1. Protección contra sobrecargas
Se efectuará mediante un termómetro provisto de indicador de máxima
temperatura y contacto de disparo.
2. Protección contra defectos internos
La protección contra defectos internos en el transformador se efectuará
mediante fusibles MT.
Las curvas de actuación estarán comprendidas entre los siguientes
parámetros:
Tiempo de interrupción del circuito:
2 Int >
2h
12 Int > 2.0 s
25 Int < 0,1 s
Int Corriente nominal del transformador en MT
Los calibres a utilizar en ENDESA, según la tensión de servicio de la red y la
potencia del transformador serán:
Calibre de los fusibles de MT según el transformador
kVA
160
250
400
630
11 kV.
25
50
50
100
30 kV.
10
25
25
50
3. Protección contra cortocircuitos externos
La protección contra cortocircuitos externos en bornes del secundario BT,
estará asignada a los fusibles de MT.
Los cortocircuitos que puedan producirse en las líneas de BT que salen de la
SET en ningún caso deberán repercutir en el transformador, por lo cual el
calibre de los fusibles que protejan las salidas desde la barra BT se
dimensionarán en función de las características de la línea que alimentan.
Asistencia
Técnica
Hoja:47 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
18/10/16
IEEE C57.9 (IEC 60354, IRAM 2473) “Guide for loading Mineral-Oil
Immersed Transformers” Este Norma podrá ser usada como una guía para
determinar la sobrecarga que admiten los transformadores en baño de aceite
bajo diferentes condiciones de operación y con diferentes grados de deterioro
del aislamiento. Consideramos transformadores sumergidos en aceite con
sistemas de aislamiento clase A, es decir a base de celulosa pura.
Observando esta Norma pueden construirse para cada equipo en particular,
las curvas de sobrecarga adoptando una temperatura ambiente, la magnitud
de un ciclo de carga previo y para una determinada expectativa de vida.
•
La Temperatura del aislamiento es la variable crítica a controlar, puesto
que ella refleja el grado de uso del sistema.
•
Se determina la vida estimada del Transformador a partir del cálculo de
la Temperatura del punto más caliente de acuerdo a la carga.
•
Su aplicación es válida tanto para transformadores de Potencia como de
Distribución, y a lo largo de los años esta ha sido usada con éxito para la
determinación de los valores de sobrecarga que puede admitir un
transformador, sin que se tenga sacrificio de vida, ó para estimar la pérdida de
vida cuando se planea una sobrecarga al equipo.
Asistencia
Técnica
Hoja:48 de 49
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
18/10/16
Ejemplo de Curva de Sobrecarga generada atendiendo la IEEE C57.9, Para
una expectativa de Vida Normal considerando Temp.
diferentes condiciones de Carga Previa (50%, 70% ó 90%)
Ambiente = 30°C y
Hoja:49 de 49
Asistencia
Técnica
CURSO DE CAPACITACIÓN
“COORDINACION DE PROTECCIONES
EN REDES DE DISTRIBUCION”
Fecha:
18/10/16
ANEXOS
ANEXO 1 – Equipos Reconectadores utilizados en EdERSA
ANEXO 2 - Fusible Tipo Dual (Doble Protección) CHANCE
ANEXO 3 – Números Normalizados ANSI/IEEE para Relés de Protección
ANEXO 4 – Componentes Simétricas
ANEXO 5 – Apertura de una Fase en el Primario de una SET MT/BT
ANEXO 6 – Falla a Tierra en una red MT con Neutro Aislado
ANEXO 7 - Ajuste de Comunicaciones Ethernet y DNP3