Guía Definitiva de Sistemas, Dispositivos y Unidades de Protección Eléctrica

Unidades y Sistemas de Protección Eléctrica

Introducción a los Sistemas de Protección Eléctrica

Las instalaciones y equipos eléctricos AT, MT y BT^[1] están sujetos a fallos internos y externos que pueden causar daños graves en personas y otros equipos.

Para evitar y minimizar las consecuencias de esos fallos, se requieren dispositivos de protección asociados a equipos que sean capaces de interrumpir corriente eléctrica.

Para mejor comprensión de dispositivos de protección, en cada sección que cubre sistemas de protección de equipos e instalaciones se mencionan los fallos más comunes en esos equipos e instalaciones.

También es importante referir que todas las unidades de parámetros mecánicos y eléctricos y sus múltiplos y submúltiplos involucrados en los sistemas de protección están de acuerdo con el SI (Sistema Internacional de Unidades); se exceptúan cuando se usan horas (h) en lugar de segundos (s) y la unidad elegida para temperatura es °C (celsius) en lugar de K (kelvin) – [K] = [°C] + 273.15.

Dispositivos y Tecnología de Protección

Dispositivos de Protección

Para minimizar el tiempo de un fallo, aparatamenta y equipos se proveen con dispositivos de protección para detectarlos y aislar la parte defectuosa de la instalación.

Se requiere primero, la detección temprana y localización de fallos, y segundo, la rápida retirada de servicio del equipo defectuoso, para:

• Salvaguardar todo el sistema asegurando continuidad de suministro.
• Minimizar daños y costes de reparación.
• Garantizar seguridad del personal.

En el pasado los fusibles se usaban comúnmente como protección contra sobrecorrientes y sobrecargas, y siguen siendo muy populares en Norteamérica y algunos países en instalaciones BT y cables/transformadores MT con potencia nominal hasta 630-1250 kVA.

Sin embargo, la complejidad de las redes y requisitos para transmisión y distribución de energía más fiable exigen dispositivos de protección más precisos.

Relés de protección se usan hoy, siendo más fiables y precisos y con capacidad para detectar otros tipos de fallos además de sobrecargas y sobrecorrientes que pueden ocurrir en redes y equipos, lo que se analizará en secciones posteriores.

Están configurados para operar e iniciar disparo cuando se detecta condición de fallo.

Cada esquema de protección de sistema de potencia consta de:

• Relés de detección o medición de fallos
• Relés de disparo y auxiliares
• Interruptores automáticos
• Transformadores de instrumento – corriente (TI) y tensión (TT)

Primeros modelos de relés de protección fueron relés electromecánicos que aún se usan en algunos países y en instalaciones eléctricas antiguas sin renovación.

Eran tipo armadura atraída, donde la salida secundaria de transformadores de instrumento pasa por una bobina, atrayendo la armadura contra tensión de resorte. El movimiento de la armadura cierra el contacto de disparo del relé.

Hoy, relés de protección electrónicos (estado sólido) y basados en microprocesador son de uso común en utilities eléctricas.

Relés electrónicos tienen solo una función de protección y diferentes relés para diferentes funciones.

Relés basados en microprocesador tienen múltiples funciones como protección, control y monitorización.

Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED)

Relés basados en microprocesador se conocen como Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED), que pueden proporcionar 5-12 funciones de protección, 5-8 funciones de control de dispositivos separados, función de rearme automático, auto-monitorización y funciones de comunicación, siendo sus principales características:

• Múltiples funciones en un solo relé
• Configuraciones de grupo fácilmente cambiables para cambios en configuración de alimentador
• Relés de salida programables
• Puertos de comunicación para conexión a SCADA – Control Supervisorio y Adquisición de Datos (Sistemas, Módems, PCs)
• Secuencia de eventos almacenados para fallos recientes
• Oscilografía o captura de forma de onda – almacenamiento de datos de forma de onda de corriente y tensión pre y post-fallo para análisis
• Mediciones
• Entrelazado
• Ayuda a mantenimiento de interruptores. Deber de interrupción por fase registrable
• Localizador de fallos – Muestra distancia al fallo

En la Figura 2 se ve un ejemplo de IED.

Funciones y complejidad de IED deben definirse según equipo a proteger, características de la red y acciones complementarias requeridas.

IED actuales cumplen requisitos de IEC^[2] Norma 61850, cuyo protocolo de comunicación se usa. Esta norma fue desarrollada específicamente para automatización de subestaciones y proporciona interoperabilidad y capacidades avanzadas de comunicación.

El crecimiento en puntos de protección, control y monitorización resulta en aumento significativo del volumen de datos de subestación.

Estos datos suelen ser primitivos y almacenados digitalmente. Deben procesarse y analizarse antes de que cualquier usuario pueda utilizarlos.

En sistema de protección convencional, datos y señales de control del relé se envían vía UT (Unidad Terminal Remota) al sistema SCADA.

Cables extensos y costosos pueden requerirse entre diversas celdas en la subestación y sala de control.

En sistema moderno usando relé IED, el cableado de interconexión entre transductores y medidores ya no es necesario.

Datos y señales de control del relé IED se envían directamente al sistema SCADA vía red de comunicación dedicada de alta velocidad. El volumen de datos aumenta drásticamente cuando se usa IED como elemento de control y fuente de datos.

Para conectividad necesaria entre componentes del sistema, se usa red de datos LONWORKS Local Operating Network (LON).

Norma IEC 61850 define protocolos requeridos para comunicación, que pueden ejecutarse sobre redes TCP/IP o LAN de subestación usando Ethernet conmutado de alta velocidad para obtener tiempos de respuesta inferiores a 4 milisegundos para releo de protección.

Relés de Protección y Códigos

En subestaciones MT y AT, equipos, aparatamenta y centrales los relés de protección más usuales se indican abajo, y entre paréntesis su código según normas IEEE/ANSI^[3]/IEC:

• Protección de cojinetes (38)
• Protección contra fallo de interruptor (50 BF)
• Protección diferencial de barra (87B)
• Sobrecorriente direccional de tierra (67N/67G)
• Sobrecorriente direccional de fase (67)
• Sobrecorriente instantánea de tierra (50N/50G)
• Sobrecorriente instantánea de fase (50)
• Pérdida de campo/excitación (40)
• Pérdida de fase (48)
• Sobreexcitación (24)
• Sobre/Subfrecuencia (81)
• Protección diferencial de línea aérea (87L)
• Protección de distancia de línea aérea (21)
• Protección contra sobrecarga (49)
• Protección contra exceso de velocidad (12)
• Sobrevoltaje (59)
• Falla a tierra restringida (64G/64REF)
• Protección contra potencia inversa (32)
• Sobrecorriente de tierra con retardo (51N/51G)
• Sobrecorriente de fase con retardo (51)
• Protección diferencial de transformador (87P)
• Bajovoltaje (27)
• Alimentación débil en extremo (21WI)
• Protección contra secuencia de fases incorrecta (47)

Principalmente en líneas aéreas AT, transformadores de potencia AT y MT con potencia nominal superior a 3-4 MVA, para aumentar fiabilidad y seguridad, es práctica común usar dos conjuntos de protecciones: uno "protección principal" y otro "protección de respaldo".

Protección con Fusibles

Un fusible es un tipo de resistor de baja resistencia que actúa como "dispositivo sacrificial" para proporcionar protección contra sobrecorriente aún usado en algunas instalaciones BT y MT.

Su componente esencial es un hilo o tira metálica que se funde cuando fluye demasiada corriente, interrumpiendo el circuito, previniendo daños por sobrecalentamiento o incendio.

El elemento fusible tiene sección transversal pequeña comparada con conductores del circuito y está encerrado en carcasa no combustible.

El elemento fusible es de zinc, cobre, plata, aluminio o aleaciones para características estables y predecibles.

Carcasa puede ser de cerámica, vidrio, plástico, fibra de vidrio, mica laminada moldeada o fibra comprimida moldeada según fabricante, aplicación y clase de voltaje.

Los fusibles se montan en portafusibles, diseñados para cada tipo o familia de fusibles y voltajes nominales como fusible HRC.

Principales características eléctricas de fusibles:

• Voltaje nominal
• Corriente nominal (I_n): máxima corriente que el fusible puede conducir continuamente sin interrumpir.
• Capacidad de ruptura (I₁): corriente prospectiva máxima que el fusible puede interrumpir. Valor máximo de prueba, generalmente entre 20 kA y 63 kA.
• Corriente mínima de interrupción (I_f): corriente mínima que puede fundir e interrumpir el fusible.
• Corriente convencional de no fusión (I_nf): valor de corriente especificado que el fusible puede llevar por tiempo convencional sin fundir, expresado como múltiplo de I_n (ej. I_nf = 1.25xI_n).
• Fusión nominal (I²t): medida de energía para fundir el elemento (ley de Joule), constante para cada elemento.
• Curva tiempo-corriente: muestra tiempo de actuación (velocidad) como función de corriente (indicada por fabricantes según normas).

La temperatura ambiente cambia parámetros operativos del fusible y es necesario derating por temperatura.

Ejemplo: fusible de 1 A a 25 °C puede conducir hasta 10-20% más a -40 °C y abrir a 80% de su valor a 100 °C. Valores varían por familia y fabricante.

Principales factores de selección de un fusible:

• Corriente normal de operación
• Voltaje nominal (CA o CC)
• Temperatura ambiente
• Corriente de sobrecarga y tiempo en que debe abrir
• Corriente de fallo máxima disponible
• Pulsos, corrientes de sobretensión, arranque, transitorios
• Limitaciones físicas: longitud, diámetro, altura
• Características del fusible (montaje, facilidad extracción, bornes axiales, indicación visual)
• Características del portafusible, si aplica
• Aplicación
• Reglamentos y normas nacionales

Norma Francesa NF EN 60269 clasifica fusibles según curvas tiempo-corriente, funciones y aplicaciones. Clasificación ampliamente usada:

• gL/gG – Protección de cables y dispositivos. Discriminación asegurada entre dos fusibles con margen de dos calibres (ej. 160A y 100A). Aplicación: protección en todos los niveles de distribución contra sobrecargas y cortocircuitos.
• aM – Protección directa de motores, operar con dispositivo externo (relé térmico). Fácil discriminación con fusibles gG aguas arriba. Aplicación: protección de motores BT.
• gR – Fusible ultra-rápido para semiconductores, muy limitador de corriente, bajo I²t. Aplicación: protección de semiconductores de potencia en arrancadores suaves, relés estáticos, SAI, variadores de velocidad, frecuencia.

Cuando una instalación está protegida por fusibles, seccionadores aguas arriba de fusibles deben usarse por seguridad, para asegurar el aislamiento de la instalación antes de reemplazar fusible o realizar mantenimiento.

Con protección solo por fusibles, solo se detectan sobrecorrientes de fase, siendo necesario prever relés de protección para otros fallos. Para corriente de fuga o fallo a tierra, se usa GFCI (Interruptor de Circuito por Falla a Tierra).

En esta situación los seccionadores deben equiparse con bobina de apertura, también actuada por la protección interna de los equipos.

Otra precaución: fusibles deben tener dispositivo mecánico (pasador de golpe) que cause apertura del seccionador si solo un fusible actúa, asegurando desconexión total de la instalación en fallo.

Fusibles también deben tener disco de color que cae cuando el elemento se funde o ventana en el cuerpo para indicación visual de elemento fundido.

Selectividad y Coordinación de Protección

Introducción a la Selectividad y Protección

Al definir puntos de ajuste de relés de protección o corriente nominal de fusibles e interruptores BT (como ACB - Interruptor de Aire), debe asegurarse que los valores elegidos son adecuados para protección del equipo y que el interruptor que dispara o fusible que funde sea solo el asociado al circuito defectuoso y no otros dispositivos, lo que podría causar perturbaciones graves en la red y en calidad y continuidad del servicio.

Para lograr esto se requiere un estudio de selectividad y coordinación de protección.

Principios Básicos

Estudios de coordinación de relés de protección se realizan para determinar ajustes de relés.

Niveles de fallo deben determinarse para todas las condiciones posibles de operación del sistema, usándose para determinar la capacidad de relés para detectar y eliminar fallos del sistema.

Esquemas de protección se ajustan para aislar la menor cantidad posible del sistema eléctrico, minimizando la perturbación causada por el fallo.

Tiempos de despeje de relés se determinan para cumplir requisitos de tiempo corto de planta primaria, estabilidad del sistema y requisitos de autoridades. Cuidamos determinar márgenes correctos de operación de relés, tanto en corriente como en tiempo, para eliminar efectivamente malas coordinaciones.

Al ajustar relés de distancia en alimentadores AT de doble circuito, el acoplamiento mutuo de secuencia cero entre circuitos se tiene en cuenta para minimizar posibilidad de sobre/alcance insuficiente.

Características de operación de relés y sus ajustes deben coordinarse cuidadosamente para lograr selectividad.

El objetivo es básicamente desconectar solo el componente defectuoso y dejar el resto del sistema en servicio para minimizar interrupciones y asegurar estabilidad.

Selectividad, o discriminación, entre dispositivos de protección se define como "coordinación de dispositivos de protección para que un fallo en cualquier punto de la red sea eliminado por el dispositivo aguas arriba, el inmediatamente aguas arriba del fallo y solo por ese dispositivo".

Ejemplo en diagrama unifilar Figura 6, con sistemas de protección SP1 a SP6:

Selectividad significa que si fallo ocurre en punto A, el único sistema de protección que debe actuar es SP5 y los demás no deben actuar.

Dos principios para establecer selectividad:

• Discriminación por corriente.
• Discriminación por tiempo.

Selectividad y Coordinación en Redes BT, MT y AT

Para establecer estudios de selectividad y coordinación debe considerarse configuración y complejidad de la red.

Redes de distribución y usuarios BT suelen tener configuración radial.

Redes de distribución MT suelen tener combinación de radial y doble alimentación con punto NO y importante complejidad.

Redes MT de usuarios suelen ser radiales, aunque en plantas mayores se usa doble alimentación con punto NO.

Por la complejidad de redes, estudios de selectividad para redes de transmisión AT y distribución MT requieren ingenieros especializados y herramientas software para análisis de redes como ETAP, PSS/E, EPSO y PTW.

Estudios de selectividad de redes MT de usuarios suelen ser más fáciles y seguir instrucciones básicas que se discutirán.

Atención particular en límite de red de empresa distribuidora (alimentación) y red de usuario y protocolo de coordinación de protección debe establecerse entre ambas.

Para redes BT, usando interruptores y/o fusibles la selectividad de "interruptor/interruptor", "fusible/fusible" y "interruptor/fusible" puede hacerse comparando "curvas tiempo-corriente" para cierto valor de corriente de fallo, usando principios de "discriminación por corriente" y "discriminación por tiempo".

Discriminación por corriente se usa para protección contra sobrecargas y es selectiva si la relación entre umbrales de ajuste es mayor que 1.6.

Discriminación por tiempo se usa para protección contra cortocircuitos, usando interruptor o fusible aguas arriba con retardo temporal y disparo del dispositivo aguas abajo más rápido; es selectiva si la relación entre umbrales de protección contra cortocircuito es no menor que 1.5.

Protección de Alimentadores de Cable

Lea la entrada actualizada detallada bajo el título Protección de Alimentadores de Cable – Tipos de Fallos, Causas y Protección Diferencial.

Fallos y Protección de Transformadores

Al ser tema importante y descriptivo que debe discutirse en detalle, hemos actualizado y fusionado la entrada aquí en Protección y Fallos de Transformador de Potencia.

Fallos y Protección de Líneas Aéreas

Para mejor navegación, hemos movido y actualizado esta entrada bajo el nombre "Fallos y Protección de Líneas Aéreas".

Protección de Motores

Hemos movido la entrada a nuevo enlace para mejor navegación. Ver en protección de motores, tipos comunes de fallos y dispositivos para protección de motores AT y BT.

Protección de Generadores

Ya discutimos protección de generadores, tipos comunes de fallos y dispositivos para protección de generadores en entrada anterior.

Protección Miscelánea

Protección de Voltaje y Frecuencia

Fluctuaciones de carga, maniobras y fallos en centrales pueden causar variaciones en voltaje y frecuencia de la red que exceden límites aceptados de operación de equipos y redes.

Esto puede causar daños en equipos y apagones parciales o totales en la red.

Para evitar o minimizar esto, bajo y sobrevoltaje (códigos 27 y 59) y frecuencia (códigos 81U y 81O) protecciones deben usarse.

Protección de Barras

En subestaciones AT es común instalar relé de protección de barras, siendo el más usado protección diferencial (87B).

Este relé se conecta a todos los TI de la subestación para evaluar suma de corrientes entrantes y salientes.

El principio se basa en leyes de Kirchhoff – ley de corrientes.

Los TI de protección de barras deben estar en lado del alimentador de los interruptores. Si están en lado de barras del interruptor, existe punto ciego de protección.

Usando relés de Alta Impedancia en protección diferencial, el sistema puede diseñarse más tolerante a TI saturado.

Un resistor no lineal se conecta a bornes del relé para limitar voltaje a través del relé diferencial a valor seguro durante condiciones de fallo.

Relés de alta impedancia se usan ampliamente en protección diferencial moderna para barras AT.

Ventaja de usar relés de alta impedancia en protección diferencial de barras es que pueden diseñarse para permanecer estables (no operar) para fallos externos, cuando cualquiera de los TI se ha saturado.

Para fallo externo, el peor caso es con un TI completamente saturado y el otro no. La corriente diferencial resultante causará voltaje máximo a través del relé diferencial. Un ajuste de relé (en voltios) se elige, con margen suficiente, para asegurar que la protección diferencial no opere para esta condición de fallo externo.

La resistencia de devanados secundarios de TI y cables debe conocerse, y se usa en cálculos de ajuste del relé.

Para fallos internos, la alta impedancia del relé diferencial fuerza gran parte de la corriente diferencial resultante a través de impedancias de excitación de TI. El voltaje resultante a bornes del relé es esencialmente el voltaje de circuito abierto del TI, y estará muy por encima del ajuste de voltaje del relé. Un resistor no lineal o varistor se conecta a bornes del relé para limitar voltaje a valor seguro durante fallos.

Cuando se detecta fallo en barras, todos los interruptores de esa barra se disparan. Fallos en barras son casi siempre permanentes, no transitorios.

Por tanto, no debe haber rearme automático tras fallo en barras. Protecciones de barras a menudo cancelan rearme automático en cualquier interruptor iniciado por otra protección.

Muchas subestaciones usan arreglos de barras como doble barra, donde alimentadores pueden conmutarse de una barra a otra mediante seccionadores.

Esto complica la protección de barras, porque los circuitos secundarios de TI deben conmutarse, mediante contactos auxiliares de seccionadores, para corresponder con la barra apropiada.

Es usual tener una zona de protección para cada sección de barra, zonas discriminantes.

También hay otra zona de protección diferencial para toda la subestación, zona de verificación.

Para disparo de barra con este arreglo, es necesario que operen tanto relé de zona discriminante como de zona de verificación.

Protección contra Fallo de Interruptor

En subestaciones AT es común protección contra fallo de interruptor (50BF), si un interruptor no dispara por orden de disparo, detectado por no extinción de corriente de fallo, esta protección de respaldo envía orden de disparo a interruptores aguas arriba o adyacentes.

La función de protección contra fallo de interruptor se activa por señal 0/1 binaria recibida de funciones de protección sobrecorriente (50/51, 50N/51N, 46, 67N, 67). Verifica desaparición de corriente durante intervalo especificado por retardo T.

También puede considerarse posición del interruptor, leída en entradas lógicas para determinar apertura real. Cablear contacto de posición de interruptor cerrado sin voltaje en entrada editor ecuación interruptor cerrado puede asegurar efectividad en:

• Cuando 50BF activado por función 50N/51N (punto I_s0 < 0.2 I_n), detección de punto de corriente 50BF puede no ser operativa.
• Cuando supervisión de circuito de disparo (SCS) usada, contacto de interruptor cerrado en cortocircuito.

Activación automática de esta función requiere función lógica de control de interruptor. Entrada específica también puede usarse para activar protección desde editor ecuación. Opción útil para casos especiales (ej. disparo por unidad de protección externa).

Salida retardada de la unidad de protección debe asignarse a salida lógica via matriz de control.

Inicio y fin del contador de retardo T condicionados por presencia de corriente por encima del punto de ajuste (I > I_s).

Alimentación Débil en Extremo

Protección de alimentación débil en extremo es complemento a protección de distancia usado si el valor de corriente de fallo en línea aérea es menor que punto de ajuste de protección de distancia.

Protección de Bancos de Condensadores

En factor de potencia, cada fase de banco de condensadores se forma por grupos de condensadores en asociación serie para mejora de factor de potencia. Las 3 fases se conectan en estrella, punto neutro aislado o puesto a tierra, según operación de la red.

Fallos comunes en bancos de condensadores:

• Cortocircuito en condensadores o fallo en cables de conexión.
• Cortocircuito entre unidades y estructura metálica de bastidores o tableros (falla fase-tierra).
• Sobrecargas por armónicos de red.
• Ruptura dieléctrica por sobretensiones de red o rayos.

Cuando un grupo de condensadores falla y neutro está a tierra, el banco se desbalancea y circula corriente en neutro.

Cada condensador o grupo suele protegerse por fusibles, ya instalados por fabricante.

Fusibles deben tener característica I²t que no cause que fusible fundan con corriente de conexión del banco.

Dispositivos comunes de protección de bancos:

• Sobrecorriente instantánea de fase (50)
• Sobrecorriente instantánea de tierra (50N/50G)
• Sobrecorriente de fase con retardo (51)
• Sobrecorriente de tierra con retardo (51N/51G)
• Protección sobrevoltaje (49)

^[1] AT: Alta Tensión (V ≥ 60 kV); MT: Media Tensión (1 kV < V < 60 kV); BT: Baja Tensión (V ≤ 1 kV).

^[2] IEC: Comisión Electrotécnica Internacional.

^[3] IEEE: Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos. ANSI: Instituto Nacional de Estándares Americanos.

^[4] Corriente capacitiva residual en fallo fase-tierra (I_C) se calcula: I_C = 3X_cU, donde X_c reactancia capacitiva del cable y U voltaje fase-fase de la red.

^[5] En este artículo Transformadores Aislados con Gas (GIT) no se analizan.

^[6] rms: valor eficaz.

^[7] Motor primario es el componente que acciona el generador: motores combustión (grupos diésel), turbinas gas, vapor, eólicas, hidráulicas.

^[8] El campo en generador CA consta de bobinas de conductores que reciben voltaje de una fuente (excitación) y producen flujo magnético.

El flujo magnético en el campo corta el inducido para producir voltaje. Este es el voltaje de salida del generador.

Sobre el Autor: Manuel Bolotinha

- Licenciatura en Ingeniería Eléctrica – Energía y Sistemas de Potencia (1974 – Instituto Superior Técnico/Universidad de Lisboa)
– Máster en Ingeniería Eléctrica y Computación (2017 – Facultad de Ciencias y Tecnología/Universidad Nova de Lisboa)
– Consultor Senior en Subestaciones y Sistemas de Potencia; Instructor Profesional