manual para coordinacion de fusibles en la red de media tension _5

i

Universidad de Costa Rica

Faculta de Ingeniería

Escuela de Ingeniería Eléctrica

IE0502-Proyecto Eléctrico

Manual para coordinación de fusibles en la red de media tensión

Gilberto A. Guzmán Mora

Ciudad Universitaria Rodrigo Facio

Diciembre 2012

ii

Manual para coordinación de fusibles en la red de media tensión

Gilberto A. Guzmán Mora

Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica

de la Facultad de Ingeniería

de la Universidad de Costa Rica

como requisito parcial para optar por el grado de:

BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA

Aprobado por el Tribunal:

Ing. Marta Garro Rojas

Profesora Guía

____________________________ __________________________

Ing. Wagner Pineda Rodríguez Ing. Rodolfo Mora Angulo

Profesor lector Profesor lector

iii

DEDICATORIA

Le dedico este documento a mi profesora Marta Garro Rojas, quien tuvo la

inquietud acerca de esta temática y mi brindó la posibilidad de desarrollar el proyecto,

espero que la investigación haya satisfecho sus expectativas y que sea de apoyo en la

creación de conciencia acerca de la importancia de la coordinación de protecciones en las

redes de distribución eléctrica.

iv

AGRADECIMIENTO

Primeramente a mi familia por el apoyo incondicional en los buenos y en los malos

momentos, por las enseñanzas que me han regalado con su ejemplo. Seguidamente a mis

amigos con quienes compartí diferentes etapas de la carrera y muchos años de risas.

Por último y no por ser menos importantes, a los compañeros del departamento de

Control de Distribución en la Compañía Nacional de Fuerza y Luz quienes me permitieron

cumplir con las horas del proyecto brindándome información y recursos, especialmente a la

ingeniera Marta Garro por su guía y por su visión.

v

ÍNDICE GENERAL

DEDICATORIA ........................................................................................................ iii

AGRADECIMIENTO ............................................................................................... iv

ÍNDICE GENERAL ................................................................................................... v

ÍNDICE DE FIGURAS .............................................................................................. x

ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................. xv

ÍNDICE DE GRÁFICOS ....................................................................................... xviii

NOMENCLATURA ................................................................................................ xix

N.1 Simbología general ....................................................................................... xix

N.2 Unidades según el Sistema Internacional de Unidades................................. xix

N.3 Símbolos en los diagramas ............................................................................ xx

N.3.1 Corrientes ................................................................................................ xx

N.3.2 Tensiones ................................................................................................ xx

N.3.3 Constantes de tiempo .............................................................................. xx

N.3.4 Diversos .................................................................................................. xx

N.3.5 Acrónimos .............................................................................................. xxi

N.4 Subíndices ..................................................................................................... xxi

N.4.1 Primer subíndice .................................................................................... xxi

N.4.2 Segundo subíndice ................................................................................. xxi

vi

N.5 Simbología de las imágenes ......................................................................... xxii

RESUMEN ............................................................................................................ xxiv

CAPÍTULO 1: Introducción ....................................................................................... 1

1.1 El problema y su importancia ....................................................................... 1

1.1.1 Antecedentes .............................................................................................. 1

1.1.2 Situación Actual ......................................................................................... 1

1.1.3 Propósito y Alcance ................................................................................... 2

1.2 Objetivos ........................................................................................................... 3

1.2.1 Objetivo general ......................................................................................... 3

1.2.2 Objetivos específicos ................................................................................. 3

1.3 Metodología ...................................................................................................... 4

CAPÍTULO 2: Desarrollo Teórico ............................................................................. 5

2.1 Teorema de Thévenin ....................................................................................... 5

2.1.1 Enunciado .................................................................................................. 5

2.3 Fuerza electromotriz inicial del generador ....................................................... 6

2.3 Curvas tiempo-corriente (TCC) ........................................................................ 7

2.4 Relación de velocidad de los fusibles de enlace ............................................... 8

CAPÍTULO 3: Corrientes de cortocircuito en redes de distribución ......................... 9

3.1 Definiciones ...................................................................................................... 9

3.2 Tipos de cortocircuitos ................................................................................... 11

vii

3.3Cálculo de la corriente de cortocircuito ........................................................... 13

3.3.1 Cortocircuito tripolar (LLL) .................................................................... 13

3.3.2 Cortocircuito bipolar sin contacto a tierra (LL) ....................................... 14

3.3.3 Cortocircuito bipolar con contacto a tierra (LLT) ................................... 15

3.3.4 Cortocircuito unipolar a tierra (LT) ......................................................... 15

3.3.5 Doble contacto a tierra ............................................................................. 16

CAPÍTULO 4: Protecciones en una red de media tensión ....................................... 18

4.1Cualidades básicas de las protecciones ............................................................ 18

4.1.1 Confiabilidad ........................................................................................... 18

4.1.2 Selectividad .............................................................................................. 18

4.1.3 Sensibilidad .............................................................................................. 18

4.1.4 Rapidez .................................................................................................... 19

4.2 Tipos de protecciones ..................................................................................... 19

4.2.1 Reconector o restaurador (recloser) ........................................................ 19

4.2.2 Seccionador (sectionalizer) ..................................................................... 25

4.2.3 Disyuntor o interruptor (circuitbreaker) .................................................. 27

4.2.4 Relevador o relé (relay) ........................................................................... 29

4.3El fusible .......................................................................................................... 34

4.3.1 Fusible de expulsión (expulsion fuse) ...................................................... 35

4.3.2 Fusible de vacío (vacuum fuse) ................................................................ 43

viii

4.3.3 Limitador de corriente (current-limiting fuse) ......................................... 43

CAPÍTULO 5: Criterios de Coordinación ................................................................ 47

5.1 Valores de corrientes de cortocircuito para los circuitos de la Compañía

Nacional de Fuerza y Luz ................................................................................................. 48

5.2 Coordinación entre elementos ........................................................................ 57

5.2.1 Fusible de expulsión-fusible de expulsión ............................................... 57

5.2.2 Fusible de expulsión-fusible limitador de corriente ................................ 62

5.2.3 Fusible limitador de corriente-fusible limitador de corriente .................. 68

5.2.4 Fusible de expulsión-transformador ........................................................ 72

5.2.4 Fusible de expulsión-reconector .............................................................. 75

5.2.5 Fusible de expulsión-interruptor .............................................................. 82

CAPÍTULO 6: Curvas de interruptores y controles ................................................. 89

CAPÍTULO 7: Conclusiones y Recomendaciones ................................................... 96

BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................... 98

APÉNDICES .......................................................................................................... 101

A.1 Método de cálculo de las componentes simétricas ...................................... 101

A.2 Cálculo de las componentes de las corrientes de cortocircuito según la norma

IEC 60909 ....................................................................................................................... 102

A.2.1 Definiciones .......................................................................................... 102

A.2.2 Cálculo .................................................................................................. 103

ix

ANEXOS ................................................................................................................ 108

Anexo I-Ecuaciones de las curvas de los interruptores utilizados para las

simulaciones ................................................................................................................... 108

Anexo II-Resumen de fusibles tipo T y K que coordinan con los circuitos de la

Compañía Nacional de Fuerza y Luz empleando el criterio de 0,2 segundos sugerido por

Cooper Power Systems ................................................................................................... 109

x

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1-Conversión de un circuito complejo a un equivalente de Thévenin ............ 5

Figura 2-Gráfica de corriente de cortocircuito ........................................................... 7

Figura 3-Relación de velocidades ............................................................................... 8

Figura 4-Curso en función del tiempo de la corriente de cortocircuito. a)

Cortocircuito amortiguado (cercano al generador). b) Cortocircuito no amortiguado (alejado

del generador). [10] .............................................................................................................. 11

Figura 5-Fallas de cortocircuito. a) Falla bifásica sin contacto a tierra. b) Falla

trifásica. ................................................................................................................................ 12

Figura 6-Esquema de la red de un cortocircuito con doble contacto a tierra............ 13

Figura 7-Cortocircuito Tripolar [8] .......................................................................... 13

Figura 8-Cortocircuito bipolar sin contacto a tierra [8] ............................................ 14

Figura 9-Cortocircuito bipolar con contacto a tierra [8] ........................................... 15

Figura 10-Cortocircuito unipolar a tierra [8] ............................................................ 16

Figura 11-Cortocircuito de doble contacto a tierra[10] ............................................ 16

Figura 12-Zonas de protección ................................................................................. 18

Figura 13-Secuencia típica para un reconector hasta bloqueo .................................. 21

Figura 14-Reconector monofásico ............................................................................ 22

Figura 15-Restaurador trifásico ................................................................................ 23

Figura 16-Curva TCC de un reconector hidráulico monofásico .............................. 25

Figura 17-Seccionalizador ........................................................................................ 26

Figura 18-Disyuntor .................................................................................................. 27

Figura 19-Relevador de atracción electromagnética. a) bisagra, b) émbolo ............ 30

xi

Figura 20-Relevador de inducción electromagnética ............................................... 30

Figura 21-Tipos de tendencias en las curvas de interruptores (azul: extremadamente

inversa, rosado: muy inversa y verde: inversa) .................................................................... 33

Figura 22-Formas de graficar la acción instantánea en los interruptores ................. 34

Figura 23-Fusibles de enlace de elemento único y dual [17] ................................... 36

Figura 24-Curva tiempo corriente de un fusible de enlace ....................................... 37

Figura 25-Velocidad relativa de fusibles de enlace marca Chance (Format: 10 A

links) ..................................................................................................................................... 39

Figura 26-Fusible tipo Slow-Fast [18] ...................................................................... 39

Figura 27-Portafusibles ............................................................................................. 42

Figura 28-Fusible limitador de corriente .................................................................. 44

Figura 29-Comparación de operación sin y con limitador de corriente ................... 44

Figura 30-Curva tiempo corriente de un fusible limitador de corriente ................... 46

Figura 31-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre fusibles de

expulsión ............................................................................................................................... 59

Figura 32-Ejemplo de coordinación entre dos fusibles de enlace(azul: protegido y

verde: protector) ................................................................................................................... 60

Figura 33-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre un fusible de

expulsión y un limitador de corriente ................................................................................... 63

Figura 34-Ejemplo de coordinación de un limitador de corriente como equipo

protegido y el fusible de enlace como protector (azul: limitador y verde: fusible de

expulsión) ............................................................................................................................. 64

Figura 35-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre un fusible

limitador de corriente y uno de expulsión ............................................................................ 65

xii

Figura 36-Ejemplo de coordinación de un fusible de expulsión como equipo

protegido y el limitador de corriente como protector(azul: limitador y verde: fusible de

expulsión) ............................................................................................................................. 66

Figura 37-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación de respaldo para

proteger un transformador .................................................................................................... 67

Figura 38-Ejemplo de coordinación de respaldo (azul: limitador y rojo: fusible de

expulsión) ............................................................................................................................. 68

Figura 39-Ejemplo de coordinación subterránea (negro: transformador, azul: fusible

bayoneta, rosado: fusible de expulsión aéreo, anaranjado: fusible limitador de corriente

interno y verde: fusible limitador de corriente aéreo) .......................................................... 69

Figura 40-Ejemplo de una tabla de energías para limitadores de corriente [20] ...... 70

Figura 41-Diagrama unifilar de la protección a nivel subterráneo ........................... 71

Figura 42-Ejemplo de coordinación incorrecta entre fusibles limitadores de corriente

(anaranjado: protector y verde: protegido) ........................................................................... 71

Figura 43-Ejemplo de coordinación entre fusibles limitadores de corriente

(anaranjado: protector y azul: protegido) ............................................................................. 72

Figura 44-Diagrama unifilar para el estudio de protección de un transformador ..... 74

Figura 45-Ejemplo de protección de un transformador (rosado: transformador y

verde: fusible de expulsión) .................................................................................................. 75


expulsión en el primario y un restaurador en el secundario ................................................. 76


expulsión y un restaurador .................................................................................................... 76

xiii

Figura 48-Diagrama unifilar de una coordinación completa entre restaurador y dos

fusibles de expulsión ............................................................................................................ 77

Figura 49-Ejemplo de coordinación entre un reconector en el lado de baja y un

fusible en el de alta (azul: reconector y verde: fusible de expulsión)................................... 78

Figura 50-Ejemplo de coordinación entre un fusible de expulsión como elemento

protector y un reconector como elemento protegido (azul: reconector y verde: fusible de

expulsión) ............................................................................................................................. 80

Figura 51-Primer tipo de una coordinación incorrecta entre un reconector y un

fusible de expulsión (azul: reconector y rosado: fusible de expulsión) ................................ 81

Figura 52-Segundo tipo de una coordinación incorrecta entre un reconector y un

fusible de expulsión (verde: reconector y rojo: fusible de expulsión) .................................. 82

Figura 53-Diagrama unifilar de coordinación entre un interruptor y un fusible de

expulsión ............................................................................................................................... 84

Figura 54-Ejemplo de selección del "tap" correcto para el interruptor .................... 84

Figura 55-Ejemplo de coordinación entre interruptor como elemento protector y

fusible como elemento protegido (rosado: interruptor y azul: fusible de expulsión) ........... 85

Figura 56-Diagrama unifilar de coordinación entre un fusible de expulsión y un

interruptor ............................................................................................................................. 86

Figura 57--Ejemplo de coordinación entre un fusible de expulsión y un interruptor

(morado: fusible y azul: interruptor) .................................................................................... 87

Figura 58-Ejemplo de coordinación entre un fusible de expulsión y un interruptor

con acción instantánea (morado: fusible y azul: interruptor) ............................................... 88

Figura 59-Comparación de las curvas de interruptores de la subestación ................ 94

xiv

Figura 60-Sistemas de componentes simétricas correspondiente a un sistema

trifásico asimétrico [8] ........................................................................................................ 101

xv

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1-Simbología según el SI ............................................................................... xix

Tabla 2-Múltiplos decimales .................................................................................... xx

Tabla 3-Descripción de las fallas por cortocircuito .................................................. 11

Tabla 4-Resumen para la subestación de Alajuelita, datos 2011-2012 en kA .......... 48

Tabla 5-Resumen para la subestación de Anonos, datos 2011-2012 en kA ............. 48

Tabla 6-Resumen para la subestación de Barva, datos 2011-2012 en kA ................ 49

Tabla 7-Resumen para la subestación de Belén, datos 2011-2012 en kA ................ 49

Tabla 8-Resumen para la subestación de Brasil, datos 2011-2012 en kA ................ 49

Tabla 9-Resumen para la subestación de la Caja 1, datos 2011-2012 en kA ........... 49

Tabla 10-Resumen para la subestación de la Caja 2, datos 2011-2012 en kA ......... 49

Tabla 11-Resumen para la subestación de Colima, datos 2011-2012 en kA ............ 50

Tabla 12- Resumen para la subestación de Curridabat, datos 2011-2012 en kA ..... 50

Tabla 13-Resumen para la subestación de Desamparados, datos 2011-2012 en kA 50

Tabla 14-Resumen para la subestación de Electriona, datos 2011-2012 en kA ....... 50

Tabla 15-Resumen para la subestación de Escazú, datos 2011-2012 en kA ............ 51

Tabla 16-Resumen para la subestación del Este, datos 2011-2012 en kA ............... 51

Tabla 17-Resumen para la subestación de Guadalupe, datos 2011-2012 en kA ...... 51

Tabla 18-Resumen para la subestación de Heredia, datos 2011-2012 en kA ........... 51

Tabla 19-Resumen para la subestación de Lindora, datos 2011-2012 en kA ........... 52

Tabla 20-Resumen para la subestación de Porrosatí, datos 2011-2012 en kA ......... 52

Tabla 21-Resumen para la subestación de Primer Amor, datos 2011-2012 en kA .. 52

Tabla 22-Resumen para la subestación de Sabanilla, datos 2011-2012 en kA......... 52

xvi

Tabla 23-Resumen para la subestación de San Miguel, datos 2011-2012 en kA ..... 53

Tabla 24-Resumen para la subestación de Sur, datos 2011-2012 en kA .................. 53

Tabla 25-Resumen para la subestación de Uruca, datos 2011-2012 en kA .............. 53

Tabla 26-Resumen de coordinación entre fusibles tipo T de la marca A.B. Chance 61

Tabla 27-Resumen de coordinación entre fusibles tipo K de la marca A.B. Chance

.............................................................................................................................................. 62

Tabla 28-Resumen de coordinación entre fusibles tipo T y K de la marca A.B.

Chance .................................................................................................................................. 62

Tabla 29-Factor de multiplicación cuando el fusible se encuentra en el lado de alta

tensión y el reconector en el de baja ..................................................................................... 77

Tabla 30-Factor de multiplicación según falla, para conexiones ∆-Y ...................... 78

Tabla 31-Factor de multiplicación cuando el reconector es el elemento protegido y

el fusible el elemento protector ............................................................................................ 79

Tabla 32-Resumen de coordinación de los circuitos según el equipo que los protege

en la subestación (usando fusibles tipo T) ............................................................................ 90

Tabla 33-Resumen de coordinación de los equipos según el equipo que los protege

en la subestación (usando fusibles de expulsión tipo T y tipo K) ........................................ 90

Tabla 34-Datos de interruptores genéricos ............................................................... 92

Tabla 35-Subestación de Alajuelita (parte 1) ......................................................... 109

Tabla 36-Subestación de Alajuelita (parte 2) ......................................................... 110

Tabla 37-Subestación de Anonos ........................................................................... 111

Tabla 38-Interconexión entre Alajuelita y Anonos ................................................ 112

Tabla 39-Subestación de Barva .............................................................................. 112

Tabla 40-Subestación de Brasil .............................................................................. 112

xvii

Tabla 41-Subestación de Belén .............................................................................. 113

Tabla 42-Subestación Caja 1 .................................................................................. 114

Tabla 43-Subestación de la Caja 2 .......................................................................... 115

Tabla 44-Subestación de Curridabat ....................................................................... 115

Tabla 45-Subestación de Colima ............................................................................ 116

Tabla 46-Subestación de Desamparados ................................................................ 117

Tabla 47-Subestación de Dulce Nombre ................................................................ 118

Tabla 48-Subestación de Electriona ....................................................................... 118

Tabla 49-Escazú ...................................................................................................... 119

Tabla 50-Subestación del Este ................................................................................ 120

Tabla 51-Subestación de Guadalupe ...................................................................... 121

Tabla 52-Subestación de Lindora ........................................................................... 121

Tabla 53-Subestación de Heredia ........................................................................... 122

Tabla 54-Subestación de Primer Amor ................................................................... 122

Tabla 55-Subestación de Porrosatí ......................................................................... 123

Tabla 56-Subestación de Sabanilla parte 1 ............................................................. 124

Tabla 57-Subestación de Sabanilla parte 2 ............................................................. 125

Tabla 58-Subestación San Miguel parte 1 .............................................................. 126

Tabla 59-Subestación San Miguel parte 2 .............................................................. 127

Tabla 60-Subestación del Sur ................................................................................. 128

Tabla 61-Subestación de la Uruca .......................................................................... 128

xviii

ÍNDICE DE GRÁFICOS

Gráfico 1-Factores para cambio en la temperatura ambiente de fusibles de enlace . 40

Gráfico 2-Comportamiento de los fusibles de enlace ante el efecto de precarga ..... 41

Gráfico 3-Comparación de circuitos con corrientes máximas entre los 2.461A y los

5.883 A ................................................................................................................................. 54


7.701A .................................................................................................................................. 55


14.054A ................................................................................................................................ 56

Gráfico 6-Ejemplo del comportamiento de las corrientes de cortocircuito en una

falla monofásica a tierra a través de los años para el circuito 703 ....................................... 57

Gráfico 8-Resumen de la coordinación lograda con fusibles tipo T......................... 91

Gráfico 9-Resumen de la coordinación lograda con fusibles tipo T y K .................. 91

Gráfico 10-Factor κ para el cálculo de la corriente de choque de cortocircuito ..... 104

Gráfico 11-Factor para el cálculo de la corriente alterna de desconexión [8] ........ 105

Gráfico 12-Factores λ para turbo generadores (sobreexcitación de 1,3 as) [8] ...... 106

Gráfico 13-Factores λ para generadores con polos salientes (sobreexcitación de 1,6

as) [8] .................................................................................................................................. 107

xix

NOMENCLATURA

N.1 Simbología general

Q Cantidad de calor

I Corriente eléctrica

F Frecuencia

E Fuerza electromotriz

Z Impedancia

Χ Reactancia

R Resistencia eléctrica

T Tiempo

V Tensión eléctrica

N.2 Unidades según el Sistema Internacional de Unidades

Tabla 1-Simbología según el SI

Magnitud Nombre Símbolo Intensidad de corriente eléctrica ampere A Tiempo segundo s Frecuencia hertz Hz Energía, trabajo y cantidad de calor joule J Potencial eléctrico y fuerza electromotriz volt V Resistencia, reactancia e impedancia ohm Ω Potencia watt W Conductancia eléctrica siemens S Fuente: International Organization for Standardization (2006).

xx

Tabla 2-Múltiplos decimales

Factor Prefijo Símbolo

106 Mega M

103 Kilo k

Fuente: International Organization for Standardization (2006).

N.3 Símbolos en los diagramas

N.3.1 Corrientes

ik Valor instantáneo de la corriente de cortocircuito

IS Corriente máxima asimétrica de cortocircuito o corriente de choque

Ik” Corriente inicial simétrica de cortocircuito

Ik Corriente permanente de cortocircuito

ID Corriente alterna de desconexión

N.3.2 Tensiones

E” Fuerza electromotriz inicial del generador

N.3.3 Constantes de tiempo

tmin Retardo mínimo de conexión

N.3.4 Diversos

c Factor de tensión eficaz

K Factor de rango de tensión

Cics Capacidad de interrupción de corriente simétrica

k Factor de multiplicación para coordinación entre fusibles y reconectores, depende

de la secuencia del reconector

xxi

N relación de transformación de un transformador

N.3.5 Acrónimos

ICE Instituto Costarricense de Electricidad

UCR Universidad de Costa Rica

CNFL Compañía Nacional de Fuerza y Luz

SEN Sistema Eléctrico Nacional

ANSI Instituto Nacional de Estándares Americanos

VDE Asociación Alemana de Ingenieros Eléctricos

IEC Comisión Electrotécnica Internacional

TCC Curva tiempo corriente

N.4 Subíndices

N.4.1 Primer subíndice

1 Sistema síncrono, de secuencia positiva o de secuencia directa

2 Sistema asíncrono, de secuencia negativa o de secuencia inversa

0 Sistema homopolar o de secuencia cero

k Relacionado con la corriente de cortocircuito

max Magnitud máxima de la variable

min Magnitud mínima de la variable

o Magnitud de operación de la variable

N.4.2 Segundo subíndice

3 Cortocircuito tripolar

2 Cortocircuito bipolar

xxii

1 Cortocircuito unipolar a tierra

2E Cortocircuito bipolar con contacto a tierra

E2E Corriente de cortocircuito que circula por tierra en un cortocircuito bipolar

con contacto a tierra

EE Doble contacto a tierra

N Valor nominal

a Parte A del circuito

b Parte B del circuito

e Indicación para cualquier equipo eléctrico

t Transformador

N.5 Simbología de las imágenes

Alimentador principal

Circuito ramal o alimentador secundario

Generador

Transformador tipo poste o de subestación

Falla de sobrecorriente

xxiii

Fusible de expulsión

Fusible limitador de corriente

Reconector o restaurador

Disyuntor o interruptor

xxiv

RESUMEN

El siguiente proyecto busca configurar un documento de fácil comprensión donde se

expliquen los conceptos básicos acerca de la coordinación de protecciones, los elementos

para proteger el sistema de sobrecorrientes y los criterios para lograr una correcta

coordinación entre los dispositivos colocados en la red.

El primer capítulo de este texto presenta una breve introducción y justificación al

trabajo realizado, además de que se indica la metodología empleada para la recopilación de

toda la información utilizada.

En el capítulo número dos se detallan algunos conocimientos teóricos necesarios

para entender a profundidad las diferentes temáticas de este documento.

Ya en el capítulo tres se inicia con la explicación de que es una corriente de falla,

los cinco tipos que se pueden presentar en una red aérea, además de las causas que llevan a

la aparición de los cortocircuitos; por otro lado se muestra un estudio de las corrientes de

cortocircuito de noventa y un (91) circuitos de la CNFL, y como han variado en un plazo de

cinco años (2008-2012).

En el cuarto capítulo se indican los cinco elementos típicos de protección en las

redes de distribución, las características que se deben tomar en consideración para su

selección y sus curvas de tiempo-corriente típicas, las cuales son utilizadas para realizar la

coordinación entre elementos.

El capítulo cinco explica los diferentes criterios de coordinación sugeridos por los

fabricantes para lograr un funcionamiento adecuado entre los dispositivos, además se

agregan imágenes con ejemplos para facilitar la comprensión de dichas pautas. Como el

nombre de este texto indica que se trata de fusibles, el capítulo se encuentra centrado en el

empleo de estos elementos y se dejan por fuera otras coordinaciones entre otros equipos de

la red.

Se muestra en el sexto capítulo el estudio realizado para los interruptores que se

encuentran a la fecha en noventa y seis (96) circuitos de la Compañía Nacional de Fuerza y

Luz, indicando donde se pueden presentar problemas de coordinación, ya sea utilizando el

criterio de 0,2 segundos de Cooper Power Systems o la regla del 75% que la empresa de

distribución está aplicando.

xxv

Finalmente se concluye que es indispensable tomar en consideración la magnitud de

la corriente de cortocircuito para encontrar una correcta coordinación entre los dispositivos

y poder asegurar márgenes de tiempo que permitan un mejor empleo de los elementos

protectores de la red.

En la sección de anexos se indican cuales son los fusibles a utilizar en cada circuito

de la CNFL por los dos criterios mencionados anteriormente, el primero que se considera

relativamente robusto y el otro que la empresa, a través de los años, ha determinado que

funciona.

1

CAPÍTULO 1: Introducción

1.1 El problema y su importancia

1.1.1 Antecedentes

La temática de coordinación de protecciones ha sido abordada en el país por más de

dos décadas por estudios realizados dentro de la escuela de Ingeniería Eléctrica de la

Universidad de Costa Rica (UCR), la mayoría de dichos documentos versan sobre el

empleo de software para analizar y coordinar las protecciones de las redes de distribución

en mediana tensión, principalmente para las redes del Instituto Costarricense de

Electricidad (ICE) y la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL).

Otros de estos textos se han centrado en los métodos de cálculo, analítico y

programado, de las corrientes de cortocircuito en las redes de distribución y como estas

afectan el servicio brindado por dichas empresas.

Por último se encontraron tres estudios sobre proyecciones de las corrientes de

cortocircuito en las redes de la CNFL, las cuales muestran como la mayoría de estas

corrientes superan los 2 kA y pueden llegar hasta los 15 kA.

En general dichos estudios proponen más investigaciones a profundidad para poder

comprobar que los equipos de protección utilizados, como los interruptores y otros, sigan

cumpliendo con lo esperado y que no haya deterioro de los mismos durante el crecimiento

del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

1.1.2 Situación Actual

Es común encontrar dudas entre los técnicos sobre el tema de coordinación y en

especial el uso correcto del fusible, elemento de protección más sencillo y más utilizado en

2

una red de media tensión, que si no se usa de forma correcta más bien puede causar efectos

negativos a la hora de aislar una falla.

Mediante el empleo de software se busca encontrar la coordinación de varios

equipos, las corrientes típicas que se encuentran en la literatura están por debajo de los

5kA, pero en la red de distribución de la CNFL se puede concluir que en gran mayoría de

los casos se encuentran corrientes hasta más de 2 veces este valor.

Cuando se analizan estos casos se puede observar que los equipos que parecía que

coordinaban en los límites de corrientes de cortocircuito normales dejan de hacerlo para las

verdaderas corrientes que se están presentando en la red y por lo tanto la falla se transmite

hasta las mismas subestaciones, aumentando el daño y los costos para esta empresa.

1.1.3 Propósito y Alcance

Lo que se busca es crear un documento de fácil comprensión para uso de los

diseñadores de las empresas, para que estos seleccionen el fusible correcto según la

magnitud de la corriente de cortocircuito que se puede presentar en la zona bajo análisis.

Con este manual se pretende que estos usuarios puedan asegurar que los

dispositivos de protección en cada red se encuentran coordinados, por lo tanto en caso de

presentarse un cortocircuito este no se transmitirá hasta la subestación causando mayores

daños de los que verdaderamente debería, como son el caso de las desconexiones o

apagones.

3

1.2 Objetivos

1.2.1 Objetivo general

• Confeccionar un manual técnico para la coordinación de fusibles de una red de

distribución.

1.2.2 Objetivos específicos

• Explicar los conceptos básicos para la coordinación de protecciones: corrientes de

corto circuito, curvas de coordinación, normas, elementos básicos de protección

presentes en una red de distribución, entre otros.

• Establecer los lineamientos a seguir para realizar una coordinación de fusibles en

una red de distribución de media tensión.

• Mediante ejemplos definir tipos de coordinación usuales en la red: interruptor-

fusible, fusible-fusible.

• Estudiar las corrientes típicas existentes en la red de distribución de la CNFL.

• Modelar usando CYMTCC las curvas de los interruptores de subestación y de línea

actuales en la red de distribución de la CNFL.

4

1.3 Metodología

Para comprender la temática y explicar los diferentes componentes que deben de

conocerse para realizar una correcta coordinación de protecciones en una red de

distribución fue necesario de la recopilación bibliográfica, esta se enfocó principalmente en

revisar manuales de fabricantes y documentos explicativos sobre los equipos, su uso y la

selección de los mismos; además de trabajos anteriores en universidades nacionales e

internacionales relacionados con análisis de corrientes de cortocircuito y su empleo para

realizar una coordinación óptima entre los equipos.

Después del tiempo dedicado a leer y comprender todos esos documentos se utilizó

el programa del departamento CYME de la empresa Cooper Power Systems para poder

simular los dispositivos de protección.

Con el apoyo de miembros de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz se consiguió

información sobre la configuración de los circuitos de esta compañía y los dispositivos que

los protegen, además de las magnitudes de las corrientes de cortocircuito en cada punto de

la red.

Esos datos se utilizaron para simular noventa y seis circuitos diferentes y encontrar

los posibles fusibles de expulsión que permitieran una correcta coordinación con los

interruptores. Toda esa información se resumió en tablas e imágenes que son descritas en el

texto.

CAPÍTULO 2: Desarrollo Teórico

2.1 Teorema de Thévenin

El teorema desarrollado por el ingeniero francés M. L. Thévenin en 1883 busca la

reducción de un circuito a un equivalente en serie de una fuente de

y una impedancia ZTH.

Esta metodología se realiza para transformar una red que se considera compleja

debido a la cantidad de elementos dentro de ella a un circuito reducido por los dos

elementos mencionados en el párrafo anterior.

En el caso específico de redes de transmisión se aplica “desconectando” el circuito

en el punto de falla y convirtiendo lo

(generador) en el equivalente de Thévenin.

Figura 1-Conversión

2.1.1 Enunciado

1. Dado cualquier circuito lineal, arreglarlo nuevamente en la forma de dos redes A y

B conectadas por dos alambres. A es la red que se simplificará, mientras que B se

dejará intacta.

2. Desconectar la red B. Definir una tensión

en las terminales de la red A.

5

Desarrollo Teórico

2.1 Teorema de Thévenin


reducción de un circuito a un equivalente en serie de una fuente de tensión, con valor V



elementos mencionados en el párrafo anterior.

n el caso específico de redes de transmisión se aplica “desconectando” el circuito

en el punto de falla y convirtiendo lo que hay a parir de ese punto

(generador) en el equivalente de Thévenin.

Conversión de un circuito complejo a un equivalente de Thévenin

Dado cualquier circuito lineal, arreglarlo nuevamente en la forma de dos redes A y


nectar la red B. Definir una tensión Voc como la tensión que ahora aparecerá

en las terminales de la red A.


tensión, con valor VTH,



n el caso específico de redes de transmisión se aplica “desconectando” el circuito

que hay a parir de ese punto hasta la fuente

de un circuito complejo a un equivalente de Thévenin

Dado cualquier circuito lineal, arreglarlo nuevamente en la forma de dos redes A y


como la tensión que ahora aparecerá

6

3. Apagar o “asignar a cero” toda fuente independiente de la red A para formar una red

inactiva. Dejar las fuentes dependientes intactas.

4. Conectar una fuente de tensión independiente con un valor de Voc en serie con la red

inactiva. No terminar el circuito, dejar desconectada ambas terminales.

5. Conectar la red B a las terminales de la nueva red A.

Cualquier red que contenga una fuente dependiente, su variable de control debe

estar en la misma red (Hayt, Kemmerly y Durbin, 2007).

La impedancia de Thévenin se obtiene cortocircuitando todas las fuentes

independientes de tensión y corriente, dejando las dependientes, hasta disminuir todas las

impedancias del circuito por medio de reducciones serie-paralelo. La fuente de tensión será

igual al valor de tensión de circuito abierto del punto en que se realizó la desconexión.

2.3 Fuerza electromotriz inicial del generador

Este es uno de los parámetros de interés para el cálculo de la corriente inicial

simétrica, lo que define es la tensión de Thévenin que se coloca en las ecuaciones de la

1.

En general se tiene:

E = c v√3

(1)

Donde el subíndice e indica que es la tensión de la máquina eléctrica de donde

proviene la tensión; pueden ser motores, transformadores, entre otros. En el caso de las

redes de distribución la tensión será la nominal del primario o secundario del

transformador, depende del lado en que se haya provocado la falla.

1 Más adelante en el texto se explicará el cálculo que se está mencionando.

7

El factor c depende de la proporción entre resistencia y reactancia del circuito

equivalente, pero de acuerdo con la norma para instalaciones trifásicas con tensiones

nominales superiores a 1 kV este se toma como c = 1,10; pero para tensiones menores el

factor oscila entre 0,80 y 0,95. Por lo tanto para redes con tensiones superiores a los mil

volts se tiene:

E = 1,1 v√3

(2)

2.3 Curvas tiempo-corriente (TCC)

Son gráficas donde se presenta el comportamiento de un equipo en el tiempo ante

diferentes magnitudes de corriente, sus dos ejes son logarítmicos. En el eje de las abscisas

se ubica el tiempo en segundos y en el de las ordenadas se muestra la corriente en ampere,

en algunas de las gráficas se observa un eje secundario con el tiempo en ciclos.

Figura 2-Gráfica de corriente de cortocircuito

0,001

0,01

0,1

1

10

100

1000

0,1 1 10 100 1000 10000

Tie

mpo

en

segu

ndos

Corriente en ampere

8

2.4 Relación de velocidad de los fusibles de enlace

La relación de velocidad se define como:

“El valor de la corriente a 0,1 segundos entre el valor de la corriente a 300

segundos o 600 segundos, dependiendo de la relación de corrientes del fusible.”

Esos valores de corriente se toman de la curva de tiempo mínimo de fusión. El

fusible se considera más lento conforme aumenta el valor de la relación de velocidad, por

ejemplo: una relación de 6 es de un fusible rápido, una relación de 13 es de un fusible lento.

= , (3)

Figura 3-Relación de velocidades

9

CAPÍTULO 3: Corrientes de cortocircuito en redes de distribución

El cálculo de corrientes de cortocircuito es extenso y requiere del manejo de

complejos modelos matemáticos, por lo tanto en el presente capítulo no se van a explicar

las reducciones y consideraciones hechas para encontrar las ecuaciones de cálculo de las

sobrecorrientes para los distintos tipos de fallas, si el lector tiene el interés de conocer

acerca de estos se recomienda la lectura del manual sobre corrientes de cortocircuito de

Siemens (1985).

La determinación del valor de corriente de cortocircuito se realiza de la siguiente

manera:

1. Encontrar el equivalente de Thévenin del circuito en el punto de falla.

2. Realizar el análisis de las componentes simétricas para dicho circuito.

3. A partir de las componentes simétricas calcular la corriente alterna inicial de

cortocircuito con la fórmula respectiva, según el tipo de falla.

4. Con el valor de la corriente anterior se pueden encontrar las demás componentes

que integran la corriente de cortocircuito total a través del tiempo.

3.1 Definiciones

La corriente de cortocircuito es la sobrecorriente que se forma cuando dos puntos

con diferencias de potencial entran en contacto, la unión entre estos dos puntos suele

presentar poca impedancia por lo tanto la corriente resultante es muy alta; en otras palabras

cuando por alguna razón dos líneas del tendido eléctrico o una de ellas, las cuales se

encuentran a una tensión eléctrica2 distinta, entran en contacto entre ellas y/o con la tierra

2 Tensión eléctrica es la terminología correcta para lo que popularmente se conoce como voltaje, por

esa razón seguirá siendo usada en este texto.

10

se genera un camino que ofrece menor resistencia al paso de la corriente y esto provoca la

aparición de una corriente de cortocircuito o corriente de falla.

En la mayoría de los casos donde las corrientes eléctricas se convierten en corrientes

de cortocircuito no se deben a daños en el cable, sino a la aparición momentánea de un

objeto que conecte el cable con tierra o con alguna otro cable del tendido eléctrico. Por

experiencia a nivel mundial se sabe que el 80% de las fallas de este tipo son temporales y se

pueden resolver con la puesta en operación de los mecanismos de protección que se

explicarán más adelante.

Las corrientes de cortocircuito son indeseadas porque la magnitud de estas suele ser

mucho mayor que las corrientes de operación normales del sistema, al ser tan grande esta

corriente puede dañar la gran mayoría de equipos eléctricos de un hogar, industria,

comercio y subestación; por lo tanto sin la existencia de protecciones en una red de

distribución que puedan confrontar estas corrientes se podría perder equipo valioso para los

clientes como para la empresa encargada de la red, y/o sufrir apagones.

La definición oficial dada por la norma IEC-60909 de la Comisión Internacional

Electrotécnica es:

La corriente de cortocircuito es la corriente que circula durante el cortocircuito

por el punto de cortocircuito. Esta consta de una corriente alterna a la frecuencia

de servicio y con amplitud variable en el tiempo, además de una corriente

continua superpuesta que se atenúa hasta hacerse cero.

11

Figura 4-Curso en función del tiempo de la corriente de cortocircuito. a) Cortocircuito amortiguado (cercano al generador). b) Cortocircuito no amortiguado (alejado del generador). [10]

3.2 Tipos de cortocircuitos

En sistemas de distribución se pueden presentar cinco tipos de fallas donde aparecen

corrientes de cortocircuito, clasificados en dos categorías: fallas simétricas o asimétricas.

Tabla 3-Descripción de las fallas por cortocircuito

Tipo de falla Clasificación Porcentaje de ocurrencia Causas más comunes

Unipolar a tierra o línea a tierra

Asimétrica 85,00% - Contaminación. - Descargas atmosféricas. - Vientos y lluvias.

Bipolar sin contacto a tierra o línea a línea

Asimétrica 8,00% - Ramas y animales.

Bipolar con contacto a tierra o línea-línea-tierra

Asimétrica 5,00% - Ramas. - Errores humanas durante mantenimiento.

Tripolar o trifásica Simétrica 2,00%

- Errores humanos durante mantenimiento. - Caída de torres o de postes del tendido eléctrico. - Accidentes de tránsito.

Doble contacto a tierra Asimétrica >> 1,00% - Una falla unipolar a tierra. Fuentes: Chen (1994) y Tleis (2008).

12

Un ejemplo de errores durante el mantenimiento es cuando la cuadrilla deja por

descuido equipo de aislamiento aterrizado conectado a las líneas después de terminar de

realizar su trabajo y las líneas son puestas en operación sin que el equipo haya sido

removido, en esto se presenta una falla entre varias fases con contacto a tierra.

Otros ejemplos se pueden ver en el siguiente par de imágenes:

Figura 5-Fallas de cortocircuito. a) Falla bifásica sin contacto a tierra. b) Falla trifásica.

Los cortocircuitos de doble contacto a tierra son los más raros y son provocados por

un cortocircuito unipolar a tierra, esto sucede porque el primer cortocircuito genera un

desbalance en las líneas y las dos fases donde no se presentó la falla se ven afectadas por un

aumento considerable de la tensión en estas, al final una de estas dos fases también se va a

terminar cortocircuitando.

Como se observa en la siguiente imagen lo que sucede es que se presentan dos

cortocircuitos unipolares en diferentes fases, el segundo cortocircuito es producto del

primero.

13

Figura 6-Esquema de la red de un cortocircuito con doble contacto a tierra

3.3Cálculo de la corriente de cortocircuito

3.3.1 Cortocircuito tripolar (LLL)

En este tipo de cortocircuito las tres tensiones en el punto de cortocircuito son nulas

y las tres fases presentan cargas simétricas, dado que las corrientes se encuentran

desfasadas en 120°. En este tipo de casos el cálculo de la corriente solo se realiza para una

fase (Roeper, 1985).

Figura 7-Cortocircuito Tripolar [8]

Al ser la falla de tipo simétrica el cálculo es simple y solo se requiere de dos datos,

como se puede observar en la siguiente ecuación:

14

=

(4)

3.3.2 Cortocircuito bipolar sin contacto a tierra (LL)

Se presenta una falla solo en dos de las fases. La magnitud de las corrientes iniciales

simétricas depende de la distancia respecto a máquinas asíncronas y/o síncronas, si se

encuentra alejado su corriente será menor que la de un circuito tripolar, pero si está en las

proximidades puede llegar a ser mucho mayor(Roeper, 1985).

Figura 8-Cortocircuito bipolar sin contacto a tierra [8]

|| = || = = √3 +

(5)

En muchos casos sucede que:

= (6)

Por lo tanto la expresión (6) se reduce a:

= √32 (7)

15

3.3.3 Cortocircuito bipolar con contacto a tierra (LLT)

Sucede en las mismas circunstancias que el caso anterior, solo que las fases

involucradas en la falla se encuentran en contacto contierra(Roeper, 1985).

Figura 9-Cortocircuito bipolar con contacto a tierra [8]

= + = 3 + + (8)

3.3.4 Cortocircuito unipolar a tierra (LT)

Son los cortocircuitos más frecuentes, se presentan cuando una de las fases se

cortocircuita de alguna manera con la referencia. La corriente que se presenta en estos

casos puede superar a la mayor corriente de cortocircuito tripolar; estafalla se presenta en

las redes con puesta a tierra rígida o con puesta a tierra a través de una impedancia muy

pequeña (Roeper, 1985).

16

Figura 10-Cortocircuito unipolar a tierra [8]

= 3 + +

(9)

3.3.5 Doble contacto a tierra

Esta falla se presenta en las redes con neutro aislado o en aquellas con puesta a

tierra compensante. Este tipo de corriente en conjunto con la anterior debe de ser tomada en

cuenta al determinar la tensión de contacto, resolver problemas de interferencias y durante

el dimensionamiento de puestas a tierra (Roeper, 1985).

Figura 11-Cortocircuito de doble contacto a tierra[10]

17

El diagrama de este tipo de cortocircuito se puede observar con detalle en la figura

6.

= 36 + 2! + !

(10)

18

CAPÍTULO 4: Protecciones en una red de media tensión

4.1Cualidades básicas de las protecciones

4.1.1 Confiabilidad

Actuar siempre que ocurra la falla para la cual fue diseñada, esto significa que el

dispositivo no debe de fallar cuando se requiere que cumpla con su diseño. Esta

característica parte desde la selección del proveedor, la marca, el tipo de instrumento y se

conserva con un adecuado mantenimiento de los equipos.

4.1.2 Selectividad

Cuando se presente una falla en el sistema debe de actuar la protección más cercana

a la falla, en otras palabras el componente que protege esa zona; esto para no cortar la

energía que alimenta otras áreas del sistema. Un ejemplo de zonas de protección es el de la

siguiente imagen.

Figura 12-Zonas de protección

4.1.3 Sensibilidad

El elemento protector debe de ser capaz de actuar al detectar una falla,

discriminando otras situaciones, en el caso de protecciones de cortocircuito los dispositivos

deben de diferenciar entre corrientes de sobrecarga y corrientes de cortocircuito.

19

4.1.4 Rapidez

Actuar tan pronto como sea posible, esto para que los aparatos eléctricos no sufran

daños debido a la exposición a sobretensiones o sobrecorrientes, además de evitar que el

sistema salga de sincronismo. Esta cualidad depende de la magnitud de la falla y de la

coordinación con otras protecciones.

4.2 Tipos de protecciones

4.2.1 Reconector o restaurador (recloser)

Es un dispositivo con la inteligencia artificial necesaria para detectar una corriente

de cortocircuito, interrumpir el flujo de corriente y luego cumplir con la secuencia para la

que ha sido programado. La secuencia lo lleva a desconectar y reconectar la línea a

diferentes tiempos para saber si la falla es temporal o permanente, si ocurre esto último el

reconector queda abierto y deberá de ser cerrado manualmente. El número de veces que el

restaurador repite el proceso de conexión-desconexión es entre 3 o 4 veces, las primeras

siempre son operaciones rápidas, mientras que la última es más retardada.

4.2.1.1 Factores a considerar para aplicación

Cooper Power Systems define en su manual sobre sistemas de protección (1990)

que hay seis factores importantes a tomar en cuenta para seleccionar un reconector:

a) Tensión del sistema: La tensión de fase a fase no debe de ser superior a la tensión

que puede soportar el dispositivo.

b) Corriente máxima de falla (corriente de cortocircuito máxima): La capacidad de

interrupción del restaurador deber ser igual o mayor que la corriente de falla

20

máxima que puede suceder en la localización del reconector; preferiblemente en la

zona que va a proteger.

c) Corriente máxima de carga (corriente de sobrecarga): La capacidad nominal de

corriente del dispositivo debe ser igual o mayor que la corriente de carga máxima a

través del reconector.

d) Corriente mínima de falla: La corriente mínima de corte seleccionada debe de

permitir que el aparato responda a la corriente de falla mínima que puede suceder en

la zona donde se encuentra el restaurador.

e) Sensor de falla a tierra: Como la mayoría de las fallas de sistemas conectados en

estrella (Wye connected) se encuentran relacionadas con sobrecorrientes en el neutro

o en la tierra, se debe de coordinar dentro del dispositivo los tiempos de secuencia

entre la parte trifásica y la del neutro, donde los de este último deben de ser mayores

para asegurar que el sistema solo desconectará las fallas en el neutro sin afectar el

servicio de las otras tres líneas.

f) Coordinación con otros elementos: Debe de existir coordinación con los demás

dispositivos de protección a ambos lados del reconector. Esto se logra con el manejo

del tiempo dual que posee el aparato para censar corrientes de falla.

21

Un ejemplo del comportamiento del tiempo dual es el que se muestra a

continuación:

Figura 13-Secuencia típica para un reconector hasta bloqueo

4.2.1.2 Posiciones de los reconectores en el sistema

Este tipo de aparato es empleado usualmente en las siguientes tres posiciones:

a) En la entrada y salida de las subestaciones como el primer dispositivo de protección

en la alimentación.

b) A gran distancia de las subestaciones para separar grandes alimentadores, así

prevenir la interrupción de la línea de distribución completa si se presenta una falla

permanente cerca del final de esta.

c) En los ramales de los alimentadores principales, para proteger a estos de

interrupciones y cortes debido a fallas en las ramas.

4.2.1.3 Tipos

La clasificación de estos dispositivos se puede hacer de tres formas: a) por el tipo de

control que utilizan (hidráulico o electrónico), b) por las fases en las que trabajan

(monofásicos o trifásicos) o c) por el tipo de interrupción empleada (en aceite, con

hexafluoruro de azufre o en vacío).

4.2.1.3.1 Monofásicos

Son utilizados para proteger líneas

alimentador principal, también se pueden emplear en circuitos tri

son principalmente monofásicas porque si se presenta una falla en alguna de las líneas se

mantiene el servicio en las dos terceras partes del sistema.

4.2.1.3.2 Trifásicos

Son colocados cuando se requiere una apertura definitiva en todas las fases ante

fallas permanentes, además para prevenir alimentación monofásica de cargas trifásicas, un

ejemplo de esto último son los grandes motores trifásicos. Este tipo de restaurador p

operar como:

a) Disparo monofásico y apertura definitiva trifásica, que consisten en tres

reconectores monofásicos montados en un tanque común con una interconexión

mecánica únicamente para apertura definitiva. Cada fase opera de manera

independiente para disparos por sob

permanente y una de las fases se mantiene abierta de manera definitiva, el

.1 Monofásicos

Son utilizados para proteger líneas monofásicas, como ramales o derivaciones del

alimentador principal, también se pueden emplear en circuitos trifásicos donde las cargas


mantiene el servicio en las dos terceras partes del sistema.

Figura 14-Reconector monofásico



ejemplo de esto último son los grandes motores trifásicos. Este tipo de restaurador p

Disparo monofásico y apertura definitiva trifásica, que consisten en tres



independiente para disparos por sobrecorrientes y recierre, cuando una falla es


22

monofásicas, como ramales o derivaciones del

fásicos donde las cargas




ejemplo de esto último son los grandes motores trifásicos. Este tipo de restaurador puede

Disparo monofásico y apertura definitiva trifásica, que consisten en tres



recorrientes y recierre, cuando una falla es


interconector mecánico se encarga de abrir las otras dos fases para evitar la

energización monofásica de cargas trifásicas.

b) Disparo trifásico y apertura definitiva trifásica, donde ante alguna falla los tres

contactos se abren de manera simultánea, esto porque las tres fases operan por un

mecanismo común y por lo tanto están mecánicamente ligadas.

4.2.1.3.3 Control hidráulico

Como su nombre lo indica el sistema de control se basa en los principios

hidráulicos; son utilizados usualmente para proteger líneas monofásicas y muchas

trifásicas. Pueden venir con un sistema simple donde el

para la interrupción de corriente, la separación de partes energizadas a tierra, el recuento y

la temporización; por otro lado puede ser con sistema doble don

operaciones retardas se realiza en ot

todas las demás tareas.

Estos dispositivos pueden venir con aceite, el cual se contamina con el tiempo y

daña sus características dieléctricas, o pueden usar el vacío lo que le da al equipo una

mayor duración, menor necesidad de mantenimiento, poco peso, además de que no se

mecánico se encarga de abrir las otras dos fases para evitar la

monofásica de cargas trifásicas.

ásico y apertura definitiva trifásica, donde ante alguna falla los tres


mecanismo común y por lo tanto están mecánicamente ligadas.

Figura 15-Restaurador trifásico

.3 Control hidráulico



trifásicas. Pueden venir con un sistema simple donde el reconector emplea el mismo aceite


la temporización; por otro lado puede ser con sistema doble donde la temporización de las

operaciones retardas se realiza en otro tanque con un fluido distinto al que se utiliza para



duración, menor necesidad de mantenimiento, poco peso, además de que no se

23

mecánico se encarga de abrir las otras dos fases para evitar la

ásico y apertura definitiva trifásica, donde ante alguna falla los tres




reconector emplea el mismo aceite


e la temporización de las

ro tanque con un fluido distinto al que se utiliza para



duración, menor necesidad de mantenimiento, poco peso, además de que no se

24

presenta ruido o generación de gases durante la interrupción de corriente. También el uso

de vacío logra que el ciclo de trabajo sea cuatro veces la cantidad de uno de aceite.

La ventaja de los equipos con control hidráulico es que son muy económicos y

sencillos, pero no suelen ser muy exactos o veloces durante el despeje de la corriente de

falla.

4.2.1.3.4 Control electrónico

Este sistema de control permite una mayor precisión, flexibilidad y versatilidad que

los restauradores hidráulicos. El equipo posee un gabinete separado del reconector donde se

colocan las características tiempo-corriente, niveles de disparo de corriente y operaciones

de secuencia; todo esto para que no sea necesario desconectar o desmontar el equipo y el

encargado pueda realizar los ajustes o modificaciones de los parámetros en el campo.

Además presenta un amplio rango de accesorios para cambiar su operación básica en caso

de ser necesario.

El equipo se compone de tres transformadores de medida que censan la corriente de

línea y traducen esa información a la computadora interna, la cual toma la decisión de abrir

los contactos si se presenta una falla e inicializa la secuencia de revisión hasta que se

restablezca el servicio o mantener los pestillos abiertos si la falla es permanente.

4.2.1.4 Tipos de curva tiempo-corriente

Como se puede observar en la figura 16 el equipo siempre va a presentar dos curvas

básicas, la primera que uno se encuentra al ir de izquierda a derecha es la de operación

rápida y la siguiente es la operación retardada del equipo. La cantidad de operaciones

rápidas y lentas son definidas por el usuario pero no son mostradas en la gráfica.

25

Figura 16-Curva TCC de un reconector hidráulico monofásico

4.2.2 Seccionador (sectionalizer)

Es un equipo que aísla de manera automática las secciones de la línea donde se

presenta una falla del sistema de distribución. Este dispositivo se utiliza en serie con un

reconector o un disyuntor porque carece de la capacidad para interrumpir una falla. Sus

ventajas incluyen flexibilidad de aplicación, conveniencia y seguridad, además son muy

prácticos cuando aparecen problemas de coordinación entre dispositivos.

26

Figura 17-Seccionalizador

Los seccionadores pueden ser colocados entre dos equipos que tienen curvas de

operación que se encuentran muy cerca o cuando se presentan fallas con magnitudes muy

altas que no permiten coordinación de fusibles con reconectores de respaldo o disyuntores.

4.2.2.1 Tipos

Estos dispositivos pueden clasificarse por su sistema de control, que puede ser

hidráulico o electrónico.

4.2.2.1.1 Control hidráulico

Son utilizados en todos los seccionadores monofásicos y en las versiones pequeñas

de los trifásicos. Censan las sobrecorrientes a través del flujo que atraviesa el núcleo,

cuando la sobrecorriente desaparece se logra un conteo mediante el bombeo de aceite

dentro de una cámara, una vez finalizado el conteo se libera un pestillo que abre los

contactos.

4.2.2.1.2 Control electrónico

Al igual que los reconectores electrónicos llegan a ser más flexibles y fáciles de

ajustar, se utilizan en líneas trifásicas de gran tamaño.

4.2.2.2 Factores a considerar para aplicación

Para el correcto empleo

a) Tensión del sistema

b) Corriente máxima de falla (corriente de cortocircuito máxima)

c) Corriente máxima de carga (corriente de sobrecarga)

d) Coordinación con otros elementos

4.2.3 Disyuntor o interruptor

Son utilizados en las subestaciones como protección contra sobrecorrientes

son interruptores mecánicos capaces de hacer, llevar o romper corrientes bajo condiciones

normales del circuito o bajo condiciones anormales

ser operados manualmente o por medio de relevadores, eso los hace equipos caros y

voluminosos.

Se presentan bajo cinco tipos de métodos de interrupción, pero en sistemas de

distribución de energía eléctric

aire.

es a considerar para aplicación

el correcto empleo de estos equipos es necesario conocer:

Tensión del sistema

Corriente máxima de falla (corriente de cortocircuito máxima)

Corriente máxima de carga (corriente de sobrecarga)

Coordinación con otros elementos

o interruptor (circuitbreaker)

n utilizados en las subestaciones como protección contra sobrecorrientes


bajo condiciones anormales durante un tiempo especificado. Pue


Figura 18-Disyuntor


distribución de energía eléctrica se utilizan usualmente con interruptores de aceite, vacío o

27

n utilizados en las subestaciones como protección contra sobrecorrientes porque


durante un tiempo especificado. Pueden



a se utilizan usualmente con interruptores de aceite, vacío o

28

Los mecanismos de almacenamiento de energía y el número respectivo de

operaciones de cierre y apertura son de acuerdo a la norma ANSI 37.12:

• Aire comprimido u otro gas con dos operaciones.

• Neumático o hidráulico con cinco operaciones.

• Resorte comprimido por motor con una operación, el reajuste del resorte tarda diez

segundos.

4.2.3.1 Parámetros a considerar para su escogencia

a) Tensión máxima que soporta el equipo.

b) Factor de rango de tensión (K): Es la razón entre la tensión máxima y la mínima de

operación.

" = #$ %#$&' (11)

c) Corriente nominal: Máxima corriente que puede conducir el disyuntor en

condiciones normales de operación sin que se excedan los límites de temperatura

permisibles.

d) Tiempo de interrupción: El intervalo de tiempo desde el momento de energización

del actuador hasta la apertura del circuito.

e) Máxima corriente de falla

f) Capacidad de interrupción de corriente simétrica: Si la tensión se encuentra entre

1/K y 1 veces la tensión máxima se calcula la capacidad de que el disyuntor pueda

interrumpir la corriente de cortocircuito como se presenta a continuación:

(&) = ∗ #$ %# (12)

29

Para tensiones menores a 1/K veces la tensión máxima la ecuación anterior cambia

a:

(&) = ∗ " (13)

g) Retardo del tiempo para el disparo: Es el tiempo máximo permisible durante el cual

el disyuntor puede conducir una corriente igual a la ecuación (13) antes de la

interrupción de la misma.

h) Capacidad de interrupción de corriente para 3 s: Es el valor rms de corriente de

cortocircuito que el disyuntor debe ser capaz de conducir durante los primeros tres

segundos. No se debe de exceder una corriente igual a 2,7* ∗ ".

4.2.4 Relevador o relé (relay)

Es la parte del disyuntor que se encarga de identificar la corriente de falla,

determina el tiempo de apertura y maneja todas las demás acciones de control. El aparato

consiste de un elemento operacional y un conjunto de contactos eléctricos, el elemento

operacional toma la información del transformador de medición, de corriente o potencial, y

la convierte en instrucciones de movimiento para los contactos.

4.2.4.1 Clases de relevadores

Actualmente existen tres variedades de relevadores, dependiendo de su

configuración física y mecánica.

4.2.4.1.1 Atracción electromagnética

Se encuentran formados por una bobina con un núcleo magnético que en uno de sus

extremos tiene un contacto móvil el cual se desplaza junto con el núcleo y cierra el circuito

de disparo a través de un contacto fijo. Pueden ser de bisagra o de émbolo.

30

Figura 19-Relevador de atracción electromagnética. a) bisagra, b) émbolo

Por lo tanto son relevadores que operan por atracción magnética mediante un

solenoide, en el caso del de émbolo, o armadura magnética para el de bisagra.

4.2.4.1.2 Inducción electromagnética

Son motores de inducción en los cuales el estator tiene bobinas de corriente y

potencial, y los flujos creados en la bobina inducen corrientes en el disco.

La interacción entre el rotor y el estator crea un par que hace girar el rotor en

oposición al resorte de espiral, que lo mantiene en su posición normal, y cierran los

contactos del circuito de disparo.

Figura 20-Relevador de inducción electromagnética

31

4.2.4.1.3 Estado sólido

Está compuesto por componentes de baja corriente que trabajan con señales de

tensión y corriente continua.

4.2.4.2 Tipos

En sistemas de distribución de energía eléctrica se utilizan dos tipos de relevadores.

4.2.4.2.1 Sobrecorriente

Las características de tiempo-corriente dependen de la familia de curvas que se

seleccione para operar, estas pueden ser: inversa, moderadamente inversa, muy inversa y

extremadamente inversa3.

La posición de la curva se determina por la elección del tapy los ajustes del nivel de

tiempo. El tap establece el valor mínimo de la corriente de entrada del secundario que se

tendrá de los aumentos progresivos que causaran el levantamiento del relevador.

La corriente a la cual actúa el dispositivo se determina de la siguiente manera:

(+,,-./0. 2. 2-345,+ 6í/-65 = 859ó/ 2. 0,5/3;+,65<-ó/ ∗ 054 .=.>-2+ (14)

Generalmente cuando la corriente de falla es función de la localización de la falla,

por ende depende poco de la generación y condición de tensión del sistema se utilizan

relevadores con curvas muy inversas o extremadamente inversas, porque proveen excelente

coordinación con fusibles y buenas condiciones con reconectores, pero además ofrecen la

capacidad de levantamiento de carga después de cortes de electricidad extendida.

Por otro lado cuando la corriente de falla es función primordialmente de la

condición de generación en el momento de esta se seleccionan equipos con curvas inversa o

moderadamente inversa.

3 Opera en tiempos cortos para magnitudes altas de corriente y de forma lenta para valores de

corrientes bajos, siempre cuando sean superiores al valor mínimo de arranque.

32

La última característica de estos relevadores, la cual es importante para poder

coordinar con otros equipos, es el tiempo que invierte en regresar a su posición original4

cuando la falla se ha despejado. Este tiempo de reposición depende de la distancia que haya

avanzado el disco del relevador como del desplazamiento producido por efectos de la

fuerza de inercia del disco, usualmente el sistema tarda diez segundos en restablecer

después de un recierre exitoso.

4.2.4.2.2 Recierre

Controla el tiempo que transcurre desde el instante en que el disyuntor interrumpe la

corriente de falla, respondiendo a la información brindada por el relevador de

sobrecorriente y después de un tiempo predeterminado le envía al disyuntor una señal de

cierre.

El relevador de recierre establece la secuencia de tiempo basándose en el momento

en que la falla se elimina. El conteo de esta secuencia se puede hacer a través de un sistema

electrónico o de un motor síncrono. Se recomiendo que el tiempo de recierre sea mayor al

tiempo que tarde el disco del relé de sobrecorriente en volver a su posición original.


En la figura 21 se pueden apreciar las formas que toman las curvas de los relés

según la magnitud de comportamiento inverso seleccionado, el equipo actuará de manera

más veloz conforme más inversa sea la curva. Lo anterior es deseable para proteger de

manera expedita a las subestaciones pero si un disyuntor actúa muy rápido dificulta la tarea

de encontrar equipos que puedan coordinar con este en el resto de la red.

4 Dicho dato es entregado por el fabricante.

33

Figura 21-Tipos de tendencias en las curvas de interruptores (azul: extremadamente inversa, rosado: muy inversa y verde: inversa)

La figura 22 muestra las dos formas en que puede representarse la actuación

instantánea del equipo, la de color rosado indica el comportamiento normal del equipo y su

acción instantánea por separado, mientras que la curva anaranjada presenta la forma que

toma al sumarse ambas curvas. Conocer estas representaciones se vuelve de importancia al

aplicar los distintos criterios de coordinación entre este dispositivo y otros equipos.

34

Figura 22-Formas de graficar la acción instantánea en los interruptores

4.3El fusible

Son los dispositivos más simples y económicos del sistema de protección, además

son muy confiables porque pueden cumplir con sus funciones por más de 20 años sin la

necesidad de mantenimiento.

Su función principal es la de servir como un enlace débil entre dos secciones de la

red eléctrica, pero para que funcionen apropiadamente deben de censar la condición que

tratarán de proteger, interrumpir la falla rápidamente y coordinar con todos los demás

dispositivos de la red.

35

Cuando la corriente que atraviesa el dispositivo es mayor a la mínima corriente de

fusión para la cual fue diseñado el elemento principal del fusible se funde, separando así la

falla de la red. Al ser de bajo costo solo se remplaza por uno con las mismas características.

Existen tres tipos básicos de fusibles:

4.3.1 Fusible de expulsión (expulsion fuse)

Son los principales tipos de fusibles, se rigen por el principio de expulsión donde

una parte funciona como enlace la cual se funde cuando se presente una corriente de

cortocircuito, y la otra es un contenedor que confina el arco de potencial que se genera

cuando el enlace se rompe.

4.3.1.1Fusibles de enlace (fuse links)

Son el enlace débil y fácil de remplazar después de haber brindado la protección

deseada, se encuentran normados por la ANSI C37.43.

El principal componente es un elemento que puede ser de varios materiales y

tamaños, este se funde cuando la corriente que lo atraviesa es mayor que la que puede

soportar. Sus características tiempo-corriente dependen de sus dimensiones y los materiales

que lo componen.

Se pueden presentar de dos formas, la más básica solo tiene un elemento fundible,

pero si se desea que el dispositivo tenga protección contra sobrecargas entonces se

compone de un elemento dual.

36

Figura 23-Fusibles de enlace de elemento único y dual [17]

Las características de estos fusibles se resumen en gráficos tiempo-corriente (TCC),

los cuales se componen de dos curvas, la primera presenta la tolerancia promedio que el

fabricante asegura que el equipo soporta ante las corrientes, esta es llamada la curva de

tiempo mínimo de fusión (minimun melting time). La otra curva es la del tiempo total de

despeje (máximum clearing time), la cual se compone por la curva de fusión promedio más

la tolerancia del fabricante y los tiempos en que se presentan arcos.

Figura

Figura 24-Curva tiempo corriente de un fusible de enlace

37

38

4.3.1.1.1 Tipos de fusibles de enlace

Tipo Capacidad de corriente*

Relación de velocidad Mejor coordinación Otras características

Rápido (K) 150% 6-8 Con relés de curva inversa

Remueve fallas en un menor tiempo

Lento (T) 150% 10-13 Con reconectores de aceite y otros fusibles

Mayor resistencia a transitorios y corrientes de arranque

MS o KS 130% 20

Con equipos que requieran un comportamiento más lento que el ofrecido por el tipo T

Slow-Fast 150% Especializados en proteger transformadores

Estándar (STD)

150% 7-11

Cuando se requiere un comportamiento intermedio entre el tipo K y el T

H 100% 7-11 Característica de fusión muy rápida

N 100% 6 X 100% 32 Son de elemento dual Sft Son de elemento dual Dual 13-20 Son de elemento dual

Nota: *Es la cantidad de corriente nominal que soporta el dispositivo antes de fundirse. Fuentes: Arce (2010), Cooper Power Systems (1990), Hubbell Power Systems (2008) e Industrias RMS S.A.

39

Figura 25-Velocidad relativa de fusibles de enlace marca Chance (Format: 10 A links)

Figura 26-Fusible tipo Slow-Fast [18]

4.3.1.1.2 Otras consideraciones

Existen dos factores a tomar en cuenta durante la selección de un fusible de

expulsión, estas deterioran la capacidad de original del dispositivo para soportar

sobrecorrientes, porque disminuyen el punto de fusión del elemento fundible. Estas dos

características son la temperatura ambiente y los efectos de precarga5.

5 El grado en que la corriente que fluye a través del enlace del fusible aumentará la temperatura, al

incrementarse esta se provocará una reducción en el tiempo en que el enlace llegará a fundirse.

40

Las curvas tiempo corriente de los fusibles son creadas con equipos a 25°C de

temperatura ambiente de operación, por lo tanto variaciones en esta tienen un efecto directo

sobre la curva de tiempo mínimo de fusión. A una mayor temperatura la curva se desplaza

hacia la izquierda, indicando que el elemento se funde ante corrientes menores, por otro

lado a temperaturas menores a los 25°C la curva se mueve hacia la derecha, lo que le

permite al fusible soportar corrientes de cortocircuito mayores. Para tomar en

consideración la temperatura ambiente durante la coordinación de los elementos se utiliza

la siguiente gráfica.

Gráfico 1-Factores para cambio en la temperatura ambiente de fusibles de enlace

La aplicación de la gráfica anterior es simple, se busca la temperatura ambiente a la

que se va a encontrar el equipo en el eje de las abscisas y seguidamente se ubica el

porcentaje de desplazamiento en el eje de las ordenadas, hacia la derecha o izquierda, según

el material del fusible (plata o estaño).

Los efectos de precarga deterioran la capacidad del fusible de soportar las corrientes

de falla y para tomarlas en consideración se hace uso de una gráfica donde se observa el

0,90

0,95

1,00

1,05

1,10

1,15

1,20

1,25

1,30

-40 -20 0 20 40 60

Por

cent

aje

de m

ultip

licac

ión

de la

cur

va

de ti

empo

mín

imo

de fu

sión

Temperatura ambiente °C

Estaño Plata

41

corrimiento hacia la izquierda, en porcentaje, de la curva de tiempo mínimo de fusión

respecto a un aumento en el efecto de precarga. Este efecto es diferente para cada material.

Gráfico 2-Comportamiento de los fusibles de enlace ante el efecto de precarga

4.3.1.2 Portafusibles (fuse cutouts)

Los fusibles de enlace requieren ser utilizados en conjunto con otros dispositivos

que les permitan controlar los arcos de potencial que se forman cuando los enlaces se

funden. Por eso son colocados en portafusibles los cuales constan de tubos con fibra

desionizadora que cuando el elemento se funde emiten gases de desionización que

aumentan la fortaleza dieléctrica, por lo tanto ayudan a comprimir y enfriar el arco de

potencial.

0

25

50

75

100

125

150

175

200

0 20 40 60 80 100Por

cent

aje

de c

orrie

nte

de p

reca

rga

en té

rmin

os d

el ín

dice

del

enl

ace

Porcentaje de tiempo de fusión

Plata Estaño

Este equipo se encuentra estandarizado

son:

a) Enlace abierto:

para contener y despejar los arcos.

b) Abierto: El fusible

portafusible que increm

c) Cerrados (enclosed

encuentra montado dentro de un empaque de aislamiento.

4.3.1.3 Características de selección

El primer factor a considerar es el tipo de labo

si es proteger a un equipo entonces lo importante es seleccionarlo para que se funda antes

de que se presenten las corrientes que pueden dañar al equipo; por otro lado si se va a

utilizar como seccionador de las líneas

elegirlo es la correcta coordinación con los demás elementos, esto se detal

próximo capítulo.

Figura 27-Portafusibles

Este equipo se encuentra estandarizado por la norma ANSI C37.42 y los más típicos

Enlace abierto: Es el diseño más simple, emplea únicamente un tubo auxiliar

para contener y despejar los arcos.

El fusible de enlace es insertado en un tubo de

que incrementan la capacidad de despeje de la falla.

enclosed): Aparte de lo que posee un porta

encuentra montado dentro de un empaque de aislamiento.

4.3.1.3 Características de selección

El primer factor a considerar es el tipo de labor que debe de desempeñar el fusible,



utilizar como seccionador de las líneas de distribución entonces lo que rige a la hora de

elegirlo es la correcta coordinación con los demás elementos, esto se detal

42

por la norma ANSI C37.42 y los más típicos

Es el diseño más simple, emplea únicamente un tubo auxiliar

enlace es insertado en un tubo de fibra ósea o un

Aparte de lo que posee un portafusibles abierto, se

r que debe de desempeñar el fusible,



de distribución entonces lo que rige a la hora de

elegirlo es la correcta coordinación con los demás elementos, esto se detallará en el

43

El segundo factor a tomar en cuenta es la filosofía de protección que tenga la

empresa de distribución y esto se refleja en la colocación de cada elemento de protección

dentro del sistema.

4.3.2 Fusible de vacío (vacuum fuse)

Son llamados de esta forma porque el elemento fundible se encuentra confinado

dentro de un medio que produce el vacío. Poseen carriles que controlan el camino que sigue

el arco y así lo contienen hasta que se logre la interrupción completa. Además incluyen un

escudo y aislamiento cerámico que ayudan a contener el vapor producido por la fundición

de los metales gracias a las diferencias de presión. Llegan a soportar hasta corrientes de 450

ampere.

4.3.3 Limitador de corriente (current-limiting fuse)

Son fusibles que limitan la energía que atraviesa al elemento protector. Para estos

dispositivos es importante conocer la corriente que atraviesa en ese momento el fusible, la

cual depende de la relación Χ/R de la falla; el punto de fundición mínimo, que mide la

habilidad del fusible para soportar transientes sin dañarse; el valor pico del arco de

potencial, que se encuentra relacionado con la magnitud de la corriente de falla, y el calor

que atraviesa el fusible, lo cual mide la capacidad para reducir efectos destructivos durante

las fallas.

44

Figura 28-Fusible limitador de corriente

El calor que atraviesa al fusible depende del cuadrado de la corriente como se

muestra a continuación:

? = 0 (15)

Lo que se busca con estos dispositivos, los cuales se usan en conjunto con fusibles

de expulsión en la mayoría de casos, es disminuir la explosión proveniente de la fundición

del fusible. Como se puede observar en la siguiente gráfica, al comparar la cantidad de

energía liberada durante una falla por un fusible de expulsión solo y una combinación con

un fusible limitador de corriente; se nota claramente que al asociar el limitador de corriente

con de expulsión el calor que se libera durante la fundición es mucho menor.

Figura 29-Comparación de operación sin y con limitador de corriente

45

4.3.3.1 Características para selección

La característica principal para seleccionar un limitador de corriente es la relación

de tensión de este, por eso para encontrar la relación que más conviene se analiza el tipo de

sistema, la tensión máxima del sistema, el tipo de cargas y el neutro a tierra.

4.3.3.2 Tipos de fusibles limitadores de corriente

4.3.3.2.1 Rango parcial o de respaldo (partial range or back-up)

Es capaz de interrumpir corrientes sobre los 500 A, se debe utilizar en conjunto con

fusibles de expulsión u otros dispositivos similares.

4.3.3.2.2 Propósito general (general purpose)

Se encuentra diseñado para interrumpir todas las corrientes de falla desde la

corriente de interrupción hasta la corriente que causa la fundición del elemento en una hora.

Por lo tanto depende de los materiales de los que está compuesto.

4.3.3.2.3 Rango completo (full-range)

Interrumpe todas las corrientes continuas.


La representación de un fusible limitador de corriente es igual a la de uno de

expulsión, se compone de una curva de tiempo mínimo de fusión y otra de tiempo máximo

de despeje, la diferencia radica en que todos los fusibles limitadores de corriente poseen

una acción extremadamente inversa, lo cual los hace actuar de manera rápida ante las fallas.

46

Figura 30-Curva tiempo corriente de un fusible limitador de corriente

47

CAPÍTULO 5: Criterios de Coordinación

Como se ha mencionado anteriormente para un correcto funcionamiento del sistema

de protecciones en las líneas de distribución es necesario que exista coordinación entre

todos los elementos del sistema, eso incluye no solo a los dispositivos que brindan la

protección sino también los equipos pasivos, como lo son los transformadores y los bancos

de capacitores.

Existen tres reglas básicas para una correcta coordinación:

1. Darle a todas las fallas la posibilidad de ser temporales.

2. Interrumpir la transmisión de energía únicamente ante fallas permanentes.

3. Remover del servicio la menor porción posible de la línea.

Teniendo claro los tres puntos anteriores la coordinación entre elementos se realiza

mediante el uso de las curvas tiempo corriente que representan a cada dispositivo, además

existen criterios propios dependiendo de los equipos, estos criterios serán descritos en las

siguientes secciones.

Es muy importante aclarar que la coordinación se basa en el conocimiento de la

corriente máxima de falla que se puede presentar en el punto de la red que se está

analizando, por lo tanto cuando se dice que dos o más equipos están coordinados significa

que para corrientes de cortocircuito iguales o menores a la que fue determinada los

dispositivos van a funcionar como es deseado; pero para sobrecorrientes mayores no

necesariamente se mantiene dicha coordinación.

La coordinación de algunos equipos requiere tomar en consideración el tipo de falla

que se pueda presentar.

48

5.1 Valores de corrientes de cortocircuito para los circuitos de la Compañía

Nacional de Fuerza y Luz

En el presente apartado se muestran de manera resumida las diferentes magnitudes

de corrientes de falla por subestación para el caso de la Compañía Nacional de Fuerza y

Luz, debido a la configuración de la red de esta empresa de distribución se llegan a

presentar corrientes de cortocircuito muy altas en las barras de las subestaciones, las cuales

deben de tomarse en cuenta.

Los datos son mostrados en tablas, donde se indica para cada circuito de la

subestación la corriente máxima según tipo de falla, este valor es específico de las barras

de la subestación. Los datos provienen del cálculo de corrientes de cortocircuito realizados

por la CNFL para los años 2011 y 2012, además todos se encuentran en kiloampere.

Tabla 4-Resumen para la subestación de Alajuelita, datos 2011-2012 en kA

Código del

circuito

Máxima corriente de falla

LLL LLT LL LT

101 6,23 7,59 5,40 7,84 102 6,23 7,59 5,40 7,84 103 6,26 7,61 5,42 7,87 104 6,20 7,60 5,37 7,84 105 6,20 7,60 5,37 7,84 106 6,20 7,60 5,37 7,84 107 6,23 7,60 5,40 7,84

Tabla 5-Resumen para la subestación de Anonos, datos 2011-2012 en kA

Código del circuito

Máxima corriente de falla LLL LLT LL LT

201 6,50 7,38 5,63 7,70 202 6,50 7,38 5,63 7,70 203 6,50 7,38 5,63 7,70 205 4,19 5,62 3,63 5,59 207 4,19 5,62 3,63 5,59 208 4,19 5,62 3,63 5,59

49

Tabla 6-Resumen para la subestación de Barva, datos 2011-2012 en kA

Código del circuito Máxima corriente de falla

LLL LLT LL LT 1201 2,46 2,41 2,13 2,25

Tabla 7-Resumen para la subestación de Belén, datos 2011-2012 en kA



2201 4,35 5,96 3,77 5,91 2202 4,65 6,95 4,03 6,58 2203 4,35 5,96 3,77 5,91 2204 4,65 6,95 4,03 6,58

Tabla 8-Resumen para la subestación de Brasil, datos 2011-2012 en kA



1404 5,24 5,69 4,53 5,94 1405 5,24 5,69 4,53 5,94 1406 5,24 5,69 4,53 5,94

Tabla 9-Resumen para la subestación de la Caja 1, datos 2011-2012 en kA



1501 4,31 5,88 3,73 5,85 1502 4,31 5,88 3,73 5,85 1504 6,87 9,15 5,95 9,19 1505 4,31 5,88 3,73 5,85 1506 4,31 5,88 3,73 5,85

Tabla 10-Resumen para la subestación de la Caja 2, datos 2011-2012 en kA



1503 4,31 5,88 3,73 5,85

50

Tabla 11-Resumen para la subestación de Colima, datos 2011-2012 en kA



301 8,15 11,58 7,05 11,23 302 8,15 11,58 7,05 11,23 303 8,15 11,58 7,05 11,23 304 8,15 11,58 7,05 11,23 306 14,05 19,71 12,17 19,32 308 14,05 19,71 12,17 19,32 309 14,05 19,71 12,17 19,32

Tabla 12- Resumen para la subestación de Curridabat, datos 2011-2012 en kA



1601 3,53 3,51 3,05 3,36

Tabla 13-Resumen para la subestación de Desamparados, datos 2011-2012 en kA



401 6,06 8,37 5,25 8,20 402 6,06 8,37 5,25 8,20 403 6,06 8,37 5,25 8,20 404 6,06 8,37 5,25 8,20 405 5,25 7,28 4,55 7,13 406 5,25 7,28 4,55 7,13 407 5,25 7,28 4,55 7,13

Tabla 14-Resumen para la subestación de Electriona, datos 2011-2012 en kA


Máxima corriente de falla

LLL LLT LL LT

1804 3,83 4,38 3,32 4,43

1805 3,83 4,38 3,32 4,43

51

Tabla 15-Resumen para la subestación de Escazú, datos 2011-2012 en kA



2803 4,52 6,08 3,92 6,06 2804 4,52 6,08 3,92 6,06 2805 4,15 5,47 3,59 5,50 2806 4,52 6,08 3,92 6,06 2807 4,04 5,45 3,50 5,45 2808 4,47 5,35 3,87 5,56

Tabla 16-Resumen para la subestación del Este, datos 2011-2012 en kA



1101 6,51 8,90 5,64 8,76 1102 6,51 8,90 5,64 8,76 1103 6,51 8,90 5,64 8,76 1104 6,51 8,90 5,64 8,76

Tabla 17-Resumen para la subestación de Guadalupe, datos 2011-2012 en kA



501 5,39 5,36 4,67 5,18 502 5,39 5,36 4,67 5,18 504 5,30 5,28 4,59 5,10 505 4,41 4,40 3,82 4,27

Tabla 18-Resumen para la subestación de Heredia, datos 2011-2012 en kA



2501 2,60 2,80 2,25 2,91 2502 2,60 2,80 2,25 2,91

52

Tabla 19-Resumen para la subestación de Lindora, datos 2011-2012 en kA



2703 6,58 8,12 5,70 8,39 2704 6,58 8,12 5,70 8,39 2706 5,80 7,29 5,02 7,49 2707 4,33 5,91 3,75 5,86 2709 4,33 5,91 3,75 5,86

Tabla 20-Resumen para la subestación de Porrosatí, datos 2011-2012 en kA



1302 3,48 3,89 3,01 3,68 1304 3,48 3,89 3,01 3,68

Tabla 21-Resumen para la subestación de Primer Amor, datos 2011-2012 en kA



1001 4,69 4,70 4,06 4,56 1002 4,68 4,69 4,05 4,55

Tabla 22-Resumen para la subestación de Sabanilla, datos 2011-2012 en kA



701 3,89 3,90 3,37 3,90 702 3,89 3,90 3,37 3,90 703 3,04 4,93 2,64 4,44 704 3,04 4,93 2,64 4,44 705 9,54 12,08 8,27 12,34 706 9,54 12,08 8,27 12,34 707 9,17 10,11 7,94 10,56 708 9,17 10,11 7,94 10,56 709 3,04 4,93 2,64 4,44

53

Tabla 23-Resumen para la subestación de San Miguel, datos 2011-2012 en kA



2601 4,31 5,88 3,73 5,84 2602 4,31 5,88 3,73 5,84 2603 4,31 5,88 3,73 5,84

Tabla 24-Resumen para la subestación de Sur, datos 2011-2012 en kA



801 4,88 4,86 4,23 4,69 802 4,88 4,86 4,23 4,69 803 5,93 5,89 5,14 5,65 804 5,91 5,87 5,12 5,63

Tabla 25-Resumen para la subestación de Uruca, datos 2011-2012 en kA



901 6,05 6,29 5,24 6,43 902 6,05 6,29 5,24 6,43 909 6,07 6,35 5,26 6,48 907 6,01 6,30 5,20 6,41

En las siguientes tres gráficas se muestran las magnitudes de corrientes máxima de

manera comparativa para 91 circuitos, en el eje vertical se indica el código del circuito y en

el horizontal la corriente.

54

Gráfico 3-Comparación de circuitos con corrientes máximas entre los 2.461A y los 5.883 A

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000

15061503260126022603205207208

280828052807501502504703704709801802

1001100218041805505701702

130213041601250125021201

Máxima corriente de falla en ampere (A)

Código

del

circuito

55

Gráfico 4-Comparación de circuitos con corrientes máximas entre los 5.883A y los 7.701A

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

201202203

2706405406407

22022204909901902907

280328042806220122031404140514062708803804

27072709150115021505


Código

del

circuito

56

Gráfico 5-Comparación de circuitos con corrientes máximas entre los 7.839A y los 14.054A

Además con el estudio realizado se determinó que la variación de las magnitudes de

las corrientes de cortocircuito es poca a través de los años para la mayoría de los circuitos

de la CNFL. Un ejemplo de esa variación se puede apreciar en el siguiente gráfico donde se

muestra las magnitudes de una falla monofásica a tierra para cuatro años.

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000

306308309310705706301302303304707708

1504110111021103110427032704401402403404103104105106107101102


Código

del

circuito

Gráfico 6-Ejemplo del comportamiento de las corrientes de cort

5.2 Coordinación entre

5.2.1 Fusible de expulsión

Para coordinar estos equipos entre ellos se pueden emplear tres metodologías: regla

del dedo, tablas de coordinación y curvas tiempo corriente; las dos primeras no serán

explicadas en este documento porque se basan en aproximaciones y no son tan precisas

como las curvas tiempo corriente.

El análisis para lograr la coordinación entre los disp

tomando en consideración las tolerancias de los equipos, la temperatura ambiente en la que

Ejemplo del comportamiento de las corrientes de cortocircuito en una falla monofásica a tierra a través de los años para el circuito 703

elementos

usible de expulsión-fusible de expulsión


dedo, tablas de coordinación y curvas tiempo corriente; las dos primeras no serán


como las curvas tiempo corriente.

El análisis para lograr la coordinación entre los dispositivos se


57

ocircuito en una falla monofásica a tierra a través


dedo, tablas de coordinación y curvas tiempo corriente; las dos primeras no serán


ositivos se debe de realizar


58

se van a encontrar trabajando, los efectos de precarga y los efectos previos al daño del

fusible6.

De los cuatro puntos mencionados en el párrafo anterior solo la tolerancia queda

cubierta cuando se utilizan las curvas tiempo corriente porque como se presentó en el

capítulo anterior las dos curvas que representan a cada fusible son sus tolerancias físicas y

de funcionamiento. Las TCC son creadas para equipos a temperatura ambiente de 25°C,

claramente se pueden ajustar los resultados para tomar en consideración la temperatura

ambiente real de la locación, para eso se requiere conocer un rango aproximado de los

valores en que varía esta durante el año. Se necesita tener una idea de la temperatura a la

que se va a estar operando el equipo porque temperaturas mayores a los 25°C van a reducir

el tiempo de fundición del equipo, mientras que a menores temperaturas este tiempo se ve

aumentado.

Los efectos de precarga son muy difíciles de tomar en consideración porque es una

variable que cambia mucho durante el tiempo, así que se utilizan los gráficos 1 y 2 (de la

sección 4.3.1.1.2) para poder ajustar los resultados; por último los efectos previos al daño

de los fusibles pueden ser evitados si el equipo no se pone a operar con corrientes que

lleven al dispositivo a trabajar en el 90% de la curva de tiempo mínimo de fusión.

Por experiencia internacional, tanto por empresas distribuidoras como por

fabricantes se ha establecido como criterio de coordinación que se asegure que el valor

máximo del tiempo de despeje del fusible protector para la corriente de falla no sea mayor a

un 75% del tiempo mínimo de fusión del fusible protegido, para esa misma corriente.

6 El grado en que las características de despeje pueden verse afectadas cuando la corriente se

aproxima al valor del mínimo tiempo de fundición.

59

Figura 31-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre fusibles de expulsión

60

Figura 32-Ejemplo de coordinación entre dos fusibles de enlace(azul: protegido y verde: protector)

Además con ayuda del programa CYMETCC se creó el siguiente recuadro donde se

resume las posibles coordinaciones que se pueden realizar entre fusibles tipo T de la marca

A.B Chance, posteriormente se creó para coordinar fusibles tipo K del mismo fabricante y

por último para coordinar ambos fusibles entre ellos.

61

El fusible protegido es el que se muestra en la primera columna, con base en eso las

demás columnas indican los posibles fusibles que pueden estar antes de ese o después de

ese. Las casillas que contienen un signo “-” indican que nunca se pierde la coordinación

entre los fusibles o que el protector se va a terminar fundiendo tan solo por carga. Las

casillas de color celeste representan fusibles muy pequeños que no van a soportar corrientes

de cortocircuito superiores a los 1.500 A.

El número que aparece en la casilla es el valor de corriente máximo que cumple

con el criterio del 75% para la combinación de fusibles, al comparar dicho valor con la

magnitud de corriente de falla para el lugar bajo análisis se puede seleccionar si la pareja es

adecuada o no.

Tabla 26-Resumen de coordinación entre fusibles tipo T de la marca A.B. Chance

100T 80T 65T 50T 40T 30T 25T 20T 15T 12T 10T 8T 100T Nunca Nunca 2.800 4.750 - - - - - - - - 80T Nunca Nunca Nunca 2.100 3.500 - - - - - - - 65T 2.800 Nunca Nunca Nunca 1.600 3.250 - - - - - - 50T 4.750 2.100 Nunca Nunca Nunca 1.200 2.350 - - - - - 40T - 3.500 1.600 Nunca Nunca Nunca 1.150 2.000 - - - - 30T - - 3.250 1.200 Nunca Nunca Nunca 900 1.550 - - - 25T - - - 2.350 1.150 Nunca Nunca Nunca 650 1.250 - - 20T - - - - 2.000 900 Nunca Nunca Nunca 550 960 - 15T - - - - - 1.550 650 Nunca Nunca Nunca 470 880 12T - - - - - - 1.250 550 Nunca Nunca Nunca 390 10T - - - - - - - 960 470 Nunca Nunca Nunca 8T - - - - - - - - 880 390 Nunca Nunca

62

Tabla 27-Resumen de coordinación entre fusibles tipo K de la marca A.B. Chance

100K 80K 65K 50K 40K 30K 25K 20K 15K 12K 10K 8K 100K Nunca Nunca Nunca Nunca - - - - - - - - 80K Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca - - - - - - - 65K Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca - - - - - - 50K Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca - - - - - 40K - Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca - - - - 30K - - Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca - - - 25K - - - Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca - - 20K - - - - Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca - 15K - - - - - Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca 12K - - - - - - Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca 10K - - - - - - - Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca 8K - - - - - - - - Nunca Nunca Nunca Nunca

Tabla 28-Resumen de coordinación entre fusibles tipo T y K de la marca A.B. Chance

100K 80K 65K 50K 40K 30K 25K 20K 15K 12K 10K 8K 100T Nunca 5.100 - - - - - - - - - - 80T Nunca Nunca 3.950 - - - - - - - - - 65T Nunca Nunca Nunca 3.650 - - - - - - - - 50T Nunca Nunca Nunca Nunca 2.500 - - - - - - - 40T Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca 2.150 - - - - - - 30T Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca 1.600 - - - - - 25T 3.300 Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca 1.330 - - - - 20T - 2.350 Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca 1.100 - - - 15T - - - Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca 850 - - 12T - - - - Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca 600 - 10T - - - - - Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca 450 8T - - - - - - Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca

5.2.2 Fusible de expulsión-fusible limitador de corriente

Existen tres tipos de configuraciones en las que se puede combinar el uso de de

fusibles limitadores de corriente y fusibles de expulsión, como se describe a continuación.

Se mantiene la necesidad de que el fusible protector actué antes que el fusible protegido.

5.2.2.1 Limitar de corriente como fusible protegido y el fusible de expulsión

como protector

La relación deseada entre elemento protector y protegido se cumple utilizando

nuevamente el factor de 75% que se explicó para coordinación entre dos fusibles de

63

expulsión; esto funciona porque asegura un tiempo mayor para que el fusible de expulsión

se funda y el fusible limitador de corriente no entre en operación.

Figura 33-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre un fusible de expulsión y un limitador de corriente

64

Figura 34-Ejemplo de coordinación de un limitador de corriente como equipo protegido y el fusible de enlace como protector (azul: limitador y verde: fusible de expulsión)

5.2.2.2 Limitar de corriente como protector y el fusible de expulsión como

fusible protegido

En estos casos se emplea el mismo criterio que para coordinar fusibles expulsión,

por lo tanto se habla de lograr que el valor máximo del tiempo de despeje del limitador de

65

corriente no sea mayor a un 75% del tiempo mínimo de fusión del fusible de expulsión.

Para esta configuración se vuelve más fácil de lograr la coordinación gracias a las

propiedades del limitador de corriente y a la característica muy inversa de la máxima curva

de despeje del mismo.

Figura 35-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre un fusible limitador de corriente y uno de expulsión

66

Figura 36-Ejemplo de coordinación de un fusible de expulsión como equipo protegido y el limitador de corriente como protector(azul: limitador y verde: fusible de expulsión)

5.2.2.3 Coordinación de respaldo

Esta configuración de protección se utiliza principalmente para resguardar a los

equipos de las fallas, además tiene la ventaja de que las fallas pequeñas son despejadas por

67

fusibles de expulsión y cuando se presentan fallas mayores el limitador de corriente entra

en operación. Es una opción ideal para la protección de transformadores.

Lo que se busca es lograr que las curvas de ambos equipos se crucen en un instante,

este punto de intersección se produce cuando la curva de despeje del fusible de expulsión

corta la curva de tiempo mínimo de fusión del limitador de corriente, esto para una

corriente deseada la cual debe de ser mayor que el índice mínimo de interrupción del

limitador de corriente.

Con lo anterior se logra que ante fallas de poca magnitud el fusible de expulsión

entre en operación, mientras que para corrientes más altas el limitador de corriente se

encargue de restringir la cantidad de energía que se dirige hacia el equipo.

Figura 37-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación de respaldo para proteger un transformador

68

Figura 38-Ejemplo de coordinación de respaldo (azul: limitador y rojo: fusible de expulsión)

5.2.3 Fusible limitador de corriente-fusible limitador de corriente

Una configuración que ha ido aumentando actualmente en el país es el uso de dos

fusibles limitadores de corriente en serie los cuales deben de coordinar, un ejemplo de lo

anterior es en las transiciones aéreo-subterráneas donde hay un fusible limitador de

69

corriente en conjunto con un fusible de expulsión los cuales protegen el sistema y deben de

coordinar con el fusible tipo bayoneta del transformador subterráneo y el fusible limitador

de corriente que se encuentra dentro del transformador, el bayoneta protege al

transformador de fallas en el secundario y el limitador de corriente de fallas dentro del

transformador. Esta configuración es obligatoria y solicitada en el Manual para Redes de

Distribución Eléctrica Subterránea 19,9/34,5kV vigente en el país.

Figura 39-Ejemplo de coordinación subterránea (negro: transformador, azul: fusible bayoneta, rosado: fusible de expulsión aéreo, anaranjado: fusible limitador de corriente interno y verde: fusible limitador de corriente aéreo)

Tomando el caso anterior se requiere que los dos fusibles limitadores de corriente

coordinen entre ellos, para eso es necesario que se cumplan dos puntos, primeramente que

se logre la regla del 75% que siempre es utilizada para la coordinación entre fusibles; pero

principalmente que se cumpla un criterio de relación de las energías que pu

ambos dispositivos.

Esto se hace porque se necesita asegurar coordinación por debajo de los 0,01

segundos, los cuales no son mostrados en las TCC, y como se mencionó en la sección de

fusibles limitadores de corriente, estos equipos se seleccio

energía que deben de trasegar.

fabricante de ambos fusibles para encontrar las tablas de energía.

Figura 40-Ejemplo de una tabla de energí

En las tablas de energía

de corriente los valores de las curvas de energía, se definen dos valores: la energía mínima


oordinen entre ellos, para eso es necesario que se cumplan dos puntos, primeramente que


principalmente que se cumpla un criterio de relación de las energías que pu



fusibles limitadores de corriente, estos equipos se seleccionan de acuerdo a la cantidad de

energía que deben de trasegar. Para este segundo paso es necesario revisar las hojas de

fabricante de ambos fusibles para encontrar las tablas de energía.

Ejemplo de una tabla de energías para limitadores de corriente [

En las tablas de energía lo se busca para cada modelo y tamaño de fusible limitador


70


oordinen entre ellos, para eso es necesario que se cumplan dos puntos, primeramente que


principalmente que se cumpla un criterio de relación de las energías que pueden manejar



nan de acuerdo a la cantidad de

Para este segundo paso es necesario revisar las hojas de

as para limitadores de corriente [20]

lo se busca para cada modelo y tamaño de fusible limitador


71

de fusión (mínimum melt) y la energía máxima total (maximum total). Para una correcta

coordinación se desea que la energía máxima total del fusible limitador que se encuentra

dentro del transformador o que esté funcionando como protector, sea menor que la energía

mínima de fusión del limitador que se encuentra en la línea aérea o está siendo protegido.

Figura 41-Diagrama unifilar de la protección a nivel subterráneo

Figura 42-Ejemplo de coordinación incorrecta entre fusibles limitadores de corriente (anaranjado: protector y verde: protegido)

72

Figura 43-Ejemplo de coordinación entre fusibles limitadores de corriente (anaranjado: protector y azul: protegido)

5.2.4 Fusible de expulsión-transformador

La protección de transformadores puede ser realizada por todos los dispositivos

mencionados en el capítulo anterior y la selección se realiza a partir de consideraciones

73

como tipo de carga que se está alimentando y costo del equipo de protección, la elección

para la mayoría de casos es el uso de fusibles.

En el caso específico de la protección de transformadores de distribución es

necesario que el dispositivo que va a brindar dicho resguardo cumpla también con los

siguientes puntos:

1. Proteger al sistema de fallas provenientes del transformador.

2. Proteger al transformador de sobrecargas.

3. Remover del sistema al transformador lo más rápido posible y limitar la cantidad de

energía que va a transitar a través de él.

4. Soportar sobrecargas de poca duración sin sufrir daños.

5. Soportar la corriente de entrada7 (inrush) y los arranques en frío(cold-load pickup8).

6. Resistir daños de descargas atmosféricas.

En el caso de no poseer la información sobre las curvas tiempo corriente que

representan al transformador lo que se recomienda es basarse en experiencias anteriores,

tomar en cuenta las fallas de transformadores debido a sobrecargas, la presencia y magnitud

de la corriente de entrada y del efecto del arranque en frío, además de la filosofía sobre la

continuidad del servicio de la empresa de distribución.

Como la protección se realiza con un fusible se puede calcular un índice para

seleccionar el dispositivo que concuerde con la filosofía de protección que se planea seguir.

Lo que se hace es dividir la corriente mínima de fusión del fusible por la corriente de plena

carga (full-load) del transformador.

7 Son los transitorios de corrientes que se presentan cuando el transformador es energizado. 8 Se presenta cuando un transformador es reenergizado después de estar fuera de servicio.

74

Í/2-<. = $í'&$ AB CD&ó'AB EFB' ) GH (16)

Si se emplea un índice muy alto se tendrá al sistema protegido contra fallas dentro

del transformador, pero la selección entregará una protección pobre contra sobrecargas; por

otro lado un índice bajo provee la protección máxima contra sobrecargas pero se deja al

fusible vulnerable ante corrientes de entrada y sobrecorrientes.

Cuando se poseen las curvas de tiempo corriente del transformador el criterio

termina siendo el seleccionar fusibles cuyas curvas características se encuentren dentro de

las del transformador. Lo anterior funciona pero se mejora la coordinación si se toman en

consideración los comentarios dados en el manual sobre protecciones de Cooper Power

Systems (1990):

1. Para soportar las corrientes de entrada un fusible debe de ser capaz de sobrellevar

veinticinco veces la corriente de plena carga durante 0,01 segundos y doce veces esa

corriente durante 0,1 segundos.

2. La curva característica del fusible debe de ser más lenta que la curva de entrada del

transformador.

3. Utilizar tamaños grandes de fusibles si hay problemas de descargas atmosféricas.

Figura 44-Diagrama unifilar para el estudio de protección de un transformador

75

Figura 45-Ejemplo de protección de un transformador (rosado: transformador y verde: fusible de expulsión)

5.2.4 Fusible de expulsión-reconector

La coordinación entre restauradores y fusibles se realiza utilizando las TCC, pero

también se requiere del cálculo de un factor de multiplicación que depende de las

secuencias del reconector, este parámetro modifica la curva de tiempo máximo de retardo

(maximumtimedelay) del reconector. El cálculo de este parámetro se debe a que es

necesario tomar en cuenta el efecto de calor acumulado que se presenta durante las

operaciones del reconector, además con esta consideración se logra identificar el punto de

fatiga del fusible.

76

Existen dos posibles casos en donde es necesario coordinar estos dos equipos, la

primera es cuando hay un transformador de por medio, el fusible se coloca en el lado de

alta tensión para proteger al sistema de daños en el transformador y el reconector en el lado

de baja para proteger al transformador de sobrecorrientes y fallas que provengan de la

carga.

Figura 46-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre un fusible de expulsión en el primario y un restaurador en el secundario

El segundo es cuando hay un fusible de expulsión más cerca de la carga y el

restaurador sigue en el lado de baja tensión del transformador, por lo tanto el fusible será el

elemento protector y el reconector el protegido.

Figura 47-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre un fusible de expulsión y un restaurador

Si ambas configuraciones están presentes, lo cual es muy usual, se debe primero

lograr coordinación entre el fusible en el lado de alta y el restaurador en el lado de baja,

seguidamente se busca que el fusible protector coordine con el equipo que será protegido.

77

Figura 48-Diagrama unifilar de una coordinación completa entre restaurador y dos fusibles de expulsión

5.2.4.1 Fusible del lado de alta y reconector del lado de baja9

En este caso el criterio a utilizar es que el tiempo mínimo de fusión del fusible debe

de ser mayor al tiempo promedio de despeje de la curva de retardo del reconector para la

máxima corriente de falla que se pueda presentar en la posición del reconector.

El factor a utilizar para esta configuración se resume en el siguiente recuadro.

Tabla 29-Factor de multiplicación cuando el fusible se encuentra en el lado de alta tensión y el reconector en el de baja

Multiplicador k según secuencias

Tiempo de recierre en ciclos

Dos rápidas y dos lentas

Una rápida y tres lentas Cuatro lentas

25 2,70 3,20 3,70 30 2,60 3,10 3,50 50 2,10 2,50 2,70 90 1,85 2,10 2,20 120 1,70 1,80 1,90 240 1,40 1,40 1,45 600 1,35 1,35 1,35

Fuente: Cooper PowerSystems (1990)

Si la conexión interna del transformador es delta (∆) en el lado de alta y estrella (Y)

en el lado de baja es necesario encontrar un factor de corrección que depende del tipo de

falla, este factor se multiplicará a la curva de tiempo mínimo de fusión del fusible.

9 Es fácil notar que al tenerse una configuración en la que un transformador se encuentra de por

medio, los dos lados de la línea se encuentran a tensiones eléctricas distintas, por lo tanto es necesario realizar el análisis en una misma tensión, para eso se trabaja con el fusible como si estuviera trabajando con la del secundario.

78

El factor depende de la relación de transformación del transformador:

I = #ABF F A AB FJ #ABF F A AB ! K (17)

Tabla 30-Factor de multiplicación según falla, para conexiones ∆-Y

Tipo de falla Factor de multiplicación Trifásica N Fase a fase 0,87N Fase a tierra 1,73N Fuente: Cooper PowerSystems (1990)

Figura 49-Ejemplo de coordinación entre un reconector en el lado de baja y un fusible en el de alta (azul: reconector y verde: fusible de expulsión)

79

5.2.4.2 Restaurador como elemento protegido y el fusible de expulsión como

protector

La recomendación para esta configuración específica es que el reconector sea

programado para operar dos secuencias rápidas y dos lentas o una rápida y tres lentas,

preferiblemente la primera opción, eso se debe a que con esas configuraciones el reconector

tiene la capacidad de despejar la falla si esta es temporal utilizando sus secuencias rápidas y

en caso de que la falla sea permanente el fusible entra en operación. En caso de programar

el reconector para cuatro operaciones rápidos o lentas, se recomienda la colocación de un

seccionador entre el restaurador y el fusible, porque las posibilidades de coordinación sin el

seccionador son prácticamente nulas.

Este tipo de coordinación se basa en dos criterios que se deben de cumplir, pero al

igual que la configuración anterior es necesario encontrar el factor de multiplicación que

depende de la secuencia del restaurador. El multiplicador k se utiliza en la curva de tiempo

de despeje de la operación rápida del reconector.

Tabla 31-Factor de multiplicación cuando el reconector es el elemento protegido y el fusible el elemento protector

Multiplicador k según secuencias

Tiempo de recierre en ciclos Una operación rápida Dos operaciones rápidas

25-30 1,25 1,80 60-120 1,25 1,35

Fuente: Cooper PowerSystems (1990)

El primer criterio es que el valor de la corriente en el punto de corte entre la curva

de tiempo mínimo de fusión del fusible y la curva de tiempo de despeje de la operación

rápida del reconector, ya corrida por el factor de multiplicación, sea mayor que la

sobrecorriente máxima que se puede presentar en esa zona.

80

Figura 50-Ejemplo de coordinación entre un fusible de expulsión como elemento protector y un reconector como elemento protegido (azul: reconector y verde: fusible de expulsión)

Una vez cumplido el criterio anterior se requiere que la curva de tiempo máximo de

despeje del fusible nunca interseque a la curva de tiempo de despeje de la operación retarda

del restaurador.

81

Figura 51-Primer tipo de una coordinación incorrecta entre un reconector y un fusible de expulsión (azul: reconector y rosado: fusible de expulsión)

Aquellos fusibles que cumplan ambas especificaciones son capaces de coordinar

con el restaurador, especialmente si la curva de tiempo máximo de despeje del fusible no se

82

encuentra muy cerca de la curva de despeje del otro dispositivo, para así asegurar que el

reconector no entrará equivocadamente en la aplicación de la secuencia lenta sino que el

fusible se habrá fundido antes de eso.

Figura 52-Segundo tipo de una coordinación incorrecta entre un reconector y un fusible de expulsión (verde: reconector y rojo: fusible de expulsión)

5.2.5 Fusible de expulsión-interruptor

La coordinación para estos dos equipos se presenta para casos similares a los

descritos con el restaurador; el primero será la coordinación para la protección de un

83

transformador de una subestación donde se desea que el disyuntor realice toda su secuencia

de protección antes de que se funda el fusible y el segundo caso es que el fusible se funda y

aísle de esta manera la falla antes que el interruptor cumpla con su secuencia y se terminen

abriendo los pestillos del mismo.

5.2.5.1 Fusible del lado de alta e interruptor del lado de baja

La coordinación de este caso se puede realizar a través de dos metodologías, en este

documento solo se presentará una de ellas porque es la más simple y la más utilizada, la

otra conocida como método de factor de enfriamiento (cooling-factor method) solo se

emplea cuando los requerimientos de coordinación son más estrictos, en caso de que ese

sea el caso se recomiendo la lectura del manual sobre protección de sistemas de

distribución eléctrica de Cooper PowerSystems.

La metodología que se va a explicar es la del tiempo total acumulado (total

accumulated time method), para la aplicación correcta de esta es necesario tomar en cuenta

la nota sobre las tensiones eléctricas realizada en la sección de coordinación entre fusibles y

restauradores para el mismo caso.

Primeramente es necesario encontrar aquellos taps en los que la curva del

interruptor corte a la curva de tiempo mínimo de fusión del fusible a una corriente mayor a

la corriente de falla máxima. Este primer acercamiento permite seleccionar aquellos taps

que podrían coordinar con el fusible, pero eso no es definitivo.

84

Figura 53-Diagrama unifilar de coordinación entre un interruptor y un fusible de expulsión

Figura 54-Ejemplo de selección del "tap" correcto para el interruptor

85

Como el disyuntor posee una curva de tiempo instantáneo es necesario sumarla a la

curva de cada tap que pasó la primera prueba, eso para crear la curva de tiempo total

acumulado la cual cortará a la curva de tiempo mínimo de fusión del fusible a una corriente

menor al corte cuando solo se tomó en consideración la curva del tap.

Figura 55-Ejemplo de coordinación entre interruptor como elemento protector y fusible como elemento protegido (rosado: interruptor y azul: fusible de expulsión)

86

5.2.5.2 Disyuntor como elemento protegido y el fusible de expulsión como

protector

El criterio primario para esta configuración es que la curva del tap seleccionado

para el interruptor sea más lenta que la curva de máximo tiempo despeje del fusible y que

exista como mínimo un margen entre 0,2 segundos y 0,3 segundos entre ambas curvas para

la máxima corriente de falla. Esta regla permite que en caso de haber fallas permanentes el

fusible se va a fundir antes de que el disyuntor cumpla con su secuencia, así se aísla la

menor porción del sistema.

Figura 56-Diagrama unifilar de coordinación entre un fusible de expulsión y un interruptor

87

Figura 57--Ejemplo de coordinación entre un fusible de expulsión y un interruptor (morado: fusible y azul: interruptor)

Para proteger contra fallas temporales es preferible colocar un elemento con acción

instantánea dentro del disyuntor que realice una secuencia de seccionamiento rápido para

despejar la falla sin necesidad de que el fusible se funda. Como ya hay coordinación entre

ambos elementos, al colocar el dispositivo de acción instantánea las fallas que van a ser

88

manejadas por este vienen definidas por los dos cortes de la curva del elemento instantáneo

en la curva de mínimo tiempo de fusión del fusible.

Figura 58-Ejemplo de coordinación entre un fusible de expulsión y un interruptor con acción instantánea (morado: fusible y azul: interruptor)

89

CAPÍTULO 6: Curvas de interruptores y controles

En este capítulo lo que se presenta es el uso de los criterios de coordinación, a través

de las simulaciones realizadas con el programa CYMTCC se muestran cuales son los

fusibles recomendados a utilizar en noventa y seis circuitos de la CNFL, tomando como

base el criterio de coordinación entre un interruptor y un fusible de 0,2 segundos o 12 ciclos

cuando el interruptor se encuentra aguas arriba, o en otras palabras es el elemento

protegido, y el fusible es el encargado de proteger de las fallas que se presenten en las

cargas.

Con esos análisis se concluyó que actualmente un 1,04% de los circuitos no logran

coordinar con ningún fusible tipo T disponible debido al tipo de curva que el disyuntor

emplea y a la magnitud de corrientes de corto que presentan los circuitos.

Por otro lado el 68,75% de los circuitos logra una coordinación buena o aceptable

con los fusibles de expulsión tipo T, mientras que el 30,21% presenta una coordinación

pobre.

En los recuadros 32 y 33 se observan los resultados cuando se utilizan solo fusibles

tipo T en el 32 y cuando se utilizan fusibles T y K en el 33. En los próximos dos gráficos se

observa lo que se ha mencionado en los párrafos anteriores, pero además se indica que al

utilizar fusibles tipo K se logra mitigar los problemas en los dos circuitos donde no existía

coordinación, gracias a la velocidad de este fusible.

90

Tabla 32-Resumen de coordinación de los circuitos según el equipo que los protege en la subestación (usando fusibles tipo T)

Cantidad de Circuitos

Interruptor en Subestación Coordina Se funde por carga fusibles mayores a

los modelo 40

Se funde por carga fusibles menores a los

modelo 30

Ninguno coordina TOTAL

ABB DPU2000R EI 9 1 3 13 ABB DPU2000R STI 1 1 ABB DPU2000R VI 25 27 21 73 ABB PCD2000 VI 1 2 3 Cooper FORM6 164 2 2 Cooper FORM6 4C 133 2 2 Cooper FORM6 NOVA ANSI EI 1 1 2 TOTAL 38 28 29 1 96

Tabla 33-Resumen de coordinación de los equipos según el equipo que los protege en la subestación (usando fusibles de expulsión tipo T y tipo K)

Cantidad de Circuitos

Interruptor en Subestación Coordina Se funde por carga fusibles mayores a

los modelo 40

Se funde por carga fusibles menores a los

modelo 30

Ninguno coordina TOTAL

ABB DPU2000R EI 9 1 3 13 ABB DPU2000R STI 1 1 ABB DPU2000R VI 25 28 20 73 ABB PCD2000 VI 1 2 3 Cooper FORM6 164 2 2 Cooper FORM6 4C 133 2 2 Cooper FORM6 NOVA ANSI EI 1 1 2 TOTAL 38 29 29 0 96

Gráfico 7

Gráfico 8-Resumen de la coordinación lograda con fusibles tipo T y K

Analizando los equipos que se están utilizando para proteger la subestación se

obtiene como resultado que

tienden a ser muy inversas o extremadamente inversas

29,17%

30,21%

n = 96

Coordina

Se funde por carga fusibles mayores a los modelo 40

Se funde por carga fusibles menores a los modelo 30

Ninguno coordina

7-Resumen de la coordinación lograda con fusibles tipo T

Resumen de la coordinación lograda con fusibles tipo T y K


que existen un total de siete configuraciones de curvas

tienden a ser muy inversas o extremadamente inversas.Se realiza esta comparación porque

39,58%

29,17%

1,04% Coordina



Ninguno coordina

39,58%

30,21%

30,21%

0,00%

Se funde por carga fusibles mayores a

Se funde por carga fusibles menores a

Ninguno coordina

91

de la coordinación lograda con fusibles tipo T

Resumen de la coordinación lograda con fusibles tipo T y K


existen un total de siete configuraciones de curvas las cuales

Se realiza esta comparación porque



Ninguno coordina

39,58%

n = 96

92

en algunos casos sería recomendable cambiar el tipo de curva, esto se debe a que la buena

protección de los equipos de subestación no le permite a la empresa asegurarse de una

correcta coordinación en otras partes de la red, desde el punto de vista técnico y el

económico. Es necesario proteger los equipos de las subestaciones, pero realizando eso no

se debe de renunciar a poder tener equipos de seccionamiento y protección en el resto de la

red.

Para realizar una comparación gráfica se realiza un promedio simple de los datos de

las curvas de ajuste a tierra, porque estas son las que se terminan coordinando con los

fusibles, el resultado de esos interruptores genéricos se presenta a continuación.

Tabla 34-Datos de interruptores genéricos

Marca Modelo Curva Time dial

Corriente de disparo mínima

Tap Color de la gráfica

ABB DPU2000R

VI 2,115 382,28 2,01 Azul EI 2,308 397,71 2,29 Morado STI 1,000 360,00 0,90 Rojo

PCD2000 VI 2,067 240,00 0,40 Verde

COOPER FORM6 ANSI EI 1,633 340,00 0,50 Café

133 CTC#2 430,00 4,80 Rosado 164 TCC1 240,00 0,40 Anaranjado

En la siguiente figura se observan los comportamientos de esos interruptores

genéricos, se puede notar que las curvas STI (rojo) y la Cooper 164 (anaranjado) son

configuraciones que dificultan el trabajo de coordinación debido a su lentitud e inclusive se

puede llegar a concluir que son disposiciones indeseadas.

Por otro lado el comportamiento de curvas como la Cooper 133 (rosada) o la EI

(morada) para equipos ABB son las más favorables porque permiten una coordinación

apreciable de fusibles grandes, lo que significa que se va a poder colocar varios fusibles en

cascada, en caso de ser necesario.

93

Los problemas de coordinación para los dispositivos DPU2000R provienen de dos

fuentes, la primera es que el cuadrante de tiempo o time dial seleccionado es muy bajo, el

valor típicamente es 1, se soluciona eso si se sube este parámetro en una unidad; la segunda

fuente de problemas es si a la condición anterior se le suma que la puesta de trabajo

primaria o disparo mínimo es inferior a los 600A, lo que lleva a que se tengan que usar

fusibles muy pequeños.

94

Figura 59-Comparación de las curvas de interruptores de la subestación

El detalle por subestación y por circuito se muestra en el segundo anexo, en estos se

indican la cantidad de interruptores en el circuito con los números 0, 1 y 2. El “0” hace

referencia al control colocado en la subestación, el “1” indica que después del disyuntor de

95

la subestación hay otro equipo y el “2” significa que existen tres de estos dispositivos en

cascada.

Además se detallan los fusibles que se pueden emplear con su máxima corriente de

coordinación, además de la localización geográfica a partir de la cual se puede utilizar ese

fusible.

96

CAPÍTULO 7: Conclusiones y Recomendaciones

Los criterios de coordinación entre los equipos son recomendaciones dadas por el

fabricante para otorgar márgenes de seguridad entre los funcionamientos de las diferentes

protecciones, en la medida de lo posible se debería buscar respetar dichos parámetros o

reglas para no poner en peligro la continuidad del servicio. Pero se reconoce que su

incumplimiento no evita que el sistema funcione, aunque sí incrementa las posibilidades de

que se incumplan con las cualidades básicas de un plan de protecciones.

En general las decisiones se van a ver fundamentadas en el criterio de los

especialistas y en la filosofía de protecciones que decida la empresa, porque la selección de

equipos depende no solo de criterios ingenieriles, sino también del costo de inversión en los

equipos y en el análisis.

También cuando se inició con la construcción del manual se encontró que existe

desconocimiento por parte de los profesionales y de los técnicos, no solo ante las formas de

coordinación, sino también ante las razones para la selección de un equipo o la justificación

por la cual se usan de la forma en que se están usando. Por eso se nota que la herramienta

que se ha construido es una ayuda para un mejor entendimiento acerca de la temática.

Por otro lado con las pruebas realizadas se puede notar que en la Compañía

Nacional de Fuerza y Luz muchos de los circuitos logran trabajar con un rango aceptable de

fusibles que le permiten realizar seccionamientos en varias localizaciones de los circuitos,

pero cerca de un tercio de estos llegan a tener problemas para utilizar estos dispositivos tan

económicos.

Se da el ejemplo de aquellos ramales donde se indica que no se puede coordinar

ningún fusible, ha de entenderse que al decir que ninguno de los modelos T o K funcionan

97

es porque no cumplen con lo deseado al aplicar los criterios de coordinación, sí existen

fusibles que sus curvas genéricas no entran en contacto con las de los interruptores, pero a

corrientes muy por debajo de las corrientes de falla que se pueden presentar en esos tramos

de la red.

Por la razón anterior se intentó revisar si con los fusibles tipo K se lograban

resultados más satisfactorios, la conclusión después de esos análisis fue que en general los

fusibles tipo K van a ofrecer mejores resultados que un mismo modelo de tipo T, pero al

costo de dificultar la coordinación aguas abajo, por lo tanto se recomiendo solo usarlos

cuando ninguno de los tipo T funcionan.

Las recomendaciones para los casos donde la coordinación es pobre o nula serían

básicamente dos:

1. Analizar la posibilidad de modificar las curvas y/o time dial de los interruptores

donde hay problemas de coordinación para permitir el uso de los fusibles en las

secciones aguas abajo de estos dispositivos.

2. En caso de poderse lo anterior, se recomienda el uso de seccionadores, que brinde el

tiempo necesario para que las fallas sean controladas por los fusibles y no se

perjudique a una mayor cantidad de clientes.

98

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20. THOMAS & BETTS CORPORATION. 2007. Product Selection Guide-Current

limiting fuse. Estados Unidos de Norteamérica. p. 7.

101

APÉNDICES

A.1 Método de cálculo de las componentes simétricas

De acuerdo al teorema de Fortescue un vector L cualquiera puede considerarse

siempre como la resultante de tres componentes, una con secuencia positiva o síncrona, la

otra negativa o asíncrona y por último un sistema homopolar o de secuencia cero(Roeper,

1985).

• Los componentes de secuencia positiva se encuentran formados por tres vectores de

igual módulo con diferencias de fase de 120° y con la misma secuencia de fase que

los vectores originales.

• Los componentes de secuencia negativa poseen las mismas características que los

anteriores excepto que su secuencia de fases es opuesta a los vectores originales.

• Los componentes de secuencia cero son tres vectores con igual módulo y con un

desfase de 0° entre ellos.

L = L1 + L2 + L+ (16)

Figura 60-Sistemas de componentes simétricas correspondiente a un sistema trifásico asimétrico [8]

Partiendo de la definición en (16) se puede encontrar que para las corrientes:

M = 81 + 82 + 8+ (17)

102

N = O1 + O2 + O+ = 5281 + 582 + 8+ (18)

P = Q1 + Q2 + Q+ = 581 + 5282 + 8+ (19)

Donde el factor a equivale a un giro del vector en 120° y a2a uno de 240°, lo que

corresponde a:

5 = .KRST = −

+ V √ (20)

5 = .WKRST = −

− V √ (21)

Estas relaciones son las mismas para las impedancias y las tensiones.

A.2 Cálculo de las componentes de las corrientes de cortocircuito según la

norma IEC 60909

A.2.1 Definiciones

A.2.1.1 Corriente alterna inicial de cortocircuito (I k”)

Es el valor eficaz de la corriente simétrica de cortocircuito al inicio de este (Funk,

1976 y Roeper, 1985).

A.2.1.2 Corriente permanente de cortocircuito (Ik)

Es el valor eficaz de la corriente simétrica de cortocircuito que perdura una vez

finalizado todos los fenómenos transitorios (Roeper, 1985).

A.2.1.3 Corriente de choque o máxima asimétrica de cortocircuito (I p)

Es el máximo valor instantáneo de la corriente que se presenta después de

producirse el cortocircuito, esta se indica como valor de cresta (Roeper, 1985).

103

A.2.1.4 Corriente alterna de desconexión (ID)

Valor eficaz de la corriente de cortocircuito al desconectar un interruptor en el

instante de la primera separación de los contactos (Funk, 1976).

A.2.2 Cálculo

Como se mencionó en el segundo capítulo las corrientes de cortocircuito se

encuentran conformadas por cuatro valores de corrientes: la inicial simétrica, la máxima

asimétrica, la alterna de desconexión y la permanente. Una vez que se ha encontrado la Ik”

dependiendo del tipo de falla, se pueden encontrar todas las demás componentes a partir de

la corriente inicial simétrica de cortocircuito.

Para estos parámetros la norma citada ha definido factores de cálculo que permiten

aproximar su valor, dado que la relación entre estas corrientes y la inicial simétrica es de

proporcionalidad.

A.2.2.1 Cálculo de la corriente de choque de cortocircuito

E = X√2 (22)

Donde el valor de κ depende de la relación entre la resistencia y la reactancia del

circuito.

X = 1,0220 + 0,96899.W,\] (23)

También para evitar el cálculo se puede obtener dicho valor de la siguiente gráfica

creada por la Asociación Alemana de Ingenieros Eléctricos (VDE).

104

Gráfico 9-Factor κ para el cálculo de la corriente de choque de cortocircuito

A.2.2.2 Cálculo de la corriente alterna de desconexión

= _ (24)

En este caso el factor µ es una función del cociente entre la corriente inicial

simétrica y la corriente nominal del generador de alimentación, además de que involucra el

retardo mínimo de maniobra10.

10 Es el tiempo mínimo desde el comienzo de cortocircuito hasta la primera separación de contactos

de un polo de maniobra. No se consideran los retardos ajustables, como el relé de protección (Funk, 1976).

1,00

1,10

1,20

1,30

1,40

1,50

1,60

1,70

1,80

1,90

2,00

0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00 1,10 1,20

κ

R/Χ

105

Gráfico 10-Factor para el cálculo de la corriente alterna de desconexión [8]

A.2.2.3 Cálculo de la corriente permanente de cortocircuito

= ` (25)

La corriente permanente depende de muchos factores que la influencian, entre los

que podemos mencionar están: la regulación de tensión de las máquinas sincrónicas, la

regulación de tensión del transformador de regulación, el equipo de excitación utilizado, los

efectos de saturación y la variación del estado de conexión del circuito mientras sucede el

fenómeno; por esta razón lo que se hace es estimar los valores límites, superior e inferior,

de la corriente permanente (Funk, 1976).

106

Gráfico 11-Factores λ para turbo generadores (sobreexcitación de 1,3 as) [8]

107

Gráfico 12-Factores λ para generadores con polos salientes (sobreexcitación de 1,6 as) [8]

108

ANEXOS

Anexo I-Ecuaciones de las curvas de los interruptores utilizados para las

simulaciones

MARCA MODELO CURVA ECUACIÓN

ABB

DPU 2000R

EI a 6,407d − 1 + 0,025f ∗ g14Q − 5

9 h

STI a0,00172d, − 1 + 0,0037f ∗ g14Q − 5

9 h

VI a 2,855d − 1 + 0,0712f ∗ g14Q − 5

9 h

PCD 2000 VI a 2,855d − 1 + 0,0712f ∗ g14Q − 5

9 h

REF615 ANSI EI Q ∗ a 28,2d − 1 + 0,1217f

COOPER FORM6

ANSI EI Q ∗ a 5,64d − 1 + 0,02434f

133 Q ∗ a 8,76047d,ijii − 0,380004 + 0,029977f

164 Q ∗ a 11,9847d,jk − 0,688477 − 0,000324f

NU-LEC IEC EI Q ∗ a 80d − 1f

109

Anexo II-Resumen de fusibles tipo T y K que coordinan con los circuitos de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz

empleando el criterio de 0,2 segundos sugerido por Cooper Power Systems

Tabla 35-Subestación de Alajuelita (parte 1)

Circuito Disyuntor (fase) Dispositivos en cascada Fusible

Máxima corriente de cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desde la subestación (m) Identificación del tramo Nombre de la locación

101 DPU 2000R EI 0

Ninguno

65K Se funde por carga

40T Se funde por carga

102 DPU 2000R EI 0

100T 5.500,00 1.640,00 3F_336_AAC_H 4024

80T 5.800,00 1.640,00 3F_336_AAC_H 4024

65T 6.000,00 1.640,00 3F_336_AAC_H 4024

50T 6.100,00 1.640,00 3F_336_AAC_H 4024


104

DPU 2000R EI ([0] Subestación, [1]

Liceo del Sur, [2] La universal)

0

100T 5.500,00 1.420,70 3F_477_AAC_H 4007 Enlce Morenos 80T 5.800,00 1.420,70 3F_477_AAC_H 4007 Enlce Morenos 65T 6.000,00 1.420,70 3F_477_AAC_H 4007 Enlce Morenos 50T 6.100,00 1.420,70 3F_477_AAC_H 4007 Enlce Morenos 40T Se funde por carga

1 20T Se funde por carga 2 12T Se funde por carga

105

DPU 2000R VI (subestación) y DPU 2000R EI

(calcetera)

0 100T Se funde por carga

1 50T 3.000,00 6.268,40 1F_4_CU_M Hotel Pico Blanco 40T 3.200,00 6.268,40 1F_4_CU_M Hotel Pico Blanco 25T Se funde por carga

110

Tabla 36-Subestación de Alajuelita (parte 2)

Circuito Disyuntor (fase) Dispositivos en cascada

Fusible Máxima corriente de cortocircuito a la que

coordina (A)

Distancia desde la subestación

(m) Identificación del tramo Nombre de la locación

104

DPU 2000R EI ([0] Subestación y en

[1] Perpetuo Socorro), [2]

Cooper FORM6 ANSI EI (Yanber)

0

100T 5.500,00 1.683,00 3F_477_AAC_H 4011 80T 5.800,00 1.270,10 3F_336_AAC_H 4007 Enlace Los Pinos

65T 6.000,00 1.270,10 3F_336_AAC_H 4007 Enlace Los Pinos

50T 6.100,00 1.035,70

3F_3/0_AAC_H 4009 Fusibles Enlace Linda Vista

40T Se funde por carga 1 20T Se funde por carga 2 Está protegiendo una carga


106

DPU 2000R VI (subestación) y DPU 2000R EI (San Sebastián)


1 40T 3.200,00

8.275,90 3F_477_AAC_H

Carcel de Mujeres el Buen Pastor


107 DPU 2000R EI 0

100T 5.500,00 2.494,60 1042.42818.3 80T 5.800,00 2.263,60 1042.7547.11 65T 6.000,00 2.119,20 1042.24632.3 50T 6.100,00 1.947,30 1042.8919.13 40T Se funde por carga

111

Tabla 37-Subestación de Anonos


Fusible Máxima corriente de cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desde la subestación (m)

Identificación del tramo

Nombre de la locación

201

PCD 2000 VI (Subestación) y DPU 2000R EI

(MAG)

0 20K Se funde por carga



202 PCD 2000 VI 0 20K Se funde por carga


203

Cooper FORM6 ANSI EI

(Subestación) y DPU 2000R EI (Pavas-Escazú)


1 Ninguno

205

DPU 2000R VI (Subestación) y DPU 2000R EI

(Jack's)

0

100T 4.600,00 59,80 S474 1313 80T 6.000,00 0,00

65T 7.300,00 0,00



207


(Hitachi)




208

DPU 2000R VI (Subestación) y DPU 2000R EI (Sabana Oeste)

0 50K 3.850,00 2.171,10 1042.190032.7 Costado Oeste Scotiabank 40K Se funde por carga



112

Tabla 38-Interconexión entre Alajuelita y Anonos


Fusible Máxima corriente

de cortocircuito a la que coordina (A)




Alajuelita-Anonos (Linda vista)

DPU 2000R VI 0 12K Se funde por carga


Tabla 39-Subestación de Barva



la que coordina (A)


(m)



1201

PCD2000 VI (Subestación) y

REF615 ANSI EI (La Montaña)

0 65T 2.400,00 267,00 1042.48788.10 26304 50T Se funde por carga



Tabla 40-Subestación de Brasil



la que coordina (A)


Identificación del tramo Nombre de la locación

1402 DPU 2000R VI 0 25K Se funde por carga








113

Tabla 41-Subestación de Belén



la que coordina (A)

Distancia desde la subestación (m) Identificación del tramo Nombre de la locación

2201

DPU 2000R VI (Subestación) y

DPU 2000R EI (El Arreo)

0 100T 7.200,00 0,00

80T 8.400,00 0,00



2202 DPU 2000R VI 0 80T 5.600,00 0,00 65T 6.900,00 0,00


2203


(Enlace ICE-Río Segundo)



2204 DPU 2000R VI 0 40T 4.400,00 1.800,00 10 30T Se funde por carga

114

Tabla 42-Subestación Caja 1



la que coordina (A)


(m)



1501 DPU 2000R VI 0 100T Se funde por carga

1502

DPU 2000R EI (Subestación) y

REF615 ANSI EI (Ciudad Cariari)

0

100T 6.800,00 0,00 80T 7.200,00 0,00

65T 7.300,00 0,00




1504 DPU 2000R VI 0

100K 5.350,00 2.637,70 4803 Enlace Pavas 80K 5.900,00 2.242,00

Escuela de Rincon Grande 65K Se funde por carga


1505 DPU 2000R STI 0 8K Se funde por carga



115

Tabla 43-Subestación de la Caja 2



la que coordina (A)


(m)




1506 DPU 2000R VI 0

80T 3.100,00 5.474,10 1042.22380.4 65T 4.200,00 2.088,10 1042.188356.2 50T 5.200,00 868,10 1042.94163.1 40T Se funde por carga

1503 DPU 2000R VI 0 50T 5.200,00 1.542,30 S560 Pot. Trasegada de4820 40T Se funde por carga

Tabla 44-Subestación de Curridabat



la que coordina (A)


(m)


1601

Cooper FORM6 ANSI EI

(Subestación), [1A] DPU 2000R EI (La

Colina) y [1B] Cooper FORM6

ANSI EI (Tirrases)

0

80T 2.290,00 3.117,20 1042.69692.22 Costado sur cementerio San Antonio 65T 2.520,00 2.389,80 1042.69426.27 Pali Tirrases 50T 2.780,00 1.479,70 S705 34301-Control la Colina 40T 2.840,00 1.387,20 1042.69425.2 Entrada a Tirrases 30T 2.900,00 1.387,20 1042.69425.2 Entrada a Tirrases 25T 2.930,00 1.387,20 1042.69425.2 Entrada a Tirrases 20T Se funde por carga

1A 12T Se funde por carga 1B Ninguno

116

Tabla 45-Subestación de Colima



la que coordina (A)


(m)



301


(Incesa)

0 80T 6.250,00 2.359,00 1042.69078.3 Costado Norte Hotel SJ palacios 65T 7.400,00 1.420,00 S1202 4208 50T Se funde por carga




303 DPU 2000R VI 0 80T 6.800,00 1.992,00 4213U-1811 Puente 5 Esquinas 65T 7.100,00 1.649,00 4213P-1811 Clinica Clorito Picado 50T Se funde por carga

304 DPU 2000R VI 0 80T 6.800,00 1917.5 1813 1813 65T 7.100,00 1683.4 4214J-1813 Clinica Clorito Picado 50T Se funde por carga



308

DPU 2000R VI (Subestación) y Cooper FORM6

ANSI EI (El Sanjuaneño)

0 65T 7.400,00 3.409,00 6407 6407 50T Se funde por carga

1 Ninguno

309


ANSI EI (California)

0

100T 4.900,00 6.343,80 1042.124110.5 ICE-San Pedro 80T 6.200,00 4.365,30 1826L ULACIT 65T 7.200,00 3.481,90 1823FA-1800 1800-Enlace Guadalupe 2 50T Se funde por carga



310 DPU 2000R VI 0 80T 6.800,00 4.151,40 650 1804-Secc, Coyella-Enlace San pedro 65T 7.100,00 4.151,40 650 1804-Secc, Coyella-Enlace San pedro 50T Se funde por carga

117

Tabla 46-Subestación de Desamparados



la que coordina (A)


(m)



401 DPU 2000R VI 0 100T Se funde por carga 402 DPU 2000R VI 0 100T Se funde por carga


404 DPU 2000R VI (Subestación)

y DPU 2000R EI ([1A] Republic y en [1B] Río Azul)

0

100T 7.300,00 927,90 1042.202193.1 3628 80T 7.600,00 927,90 1042.202193.1 3628 65T 7.850,00 927,90 1042.202193.1 3628 50T Se funde por carga

1A

80T 3.100,00 7.623,80 1042.101365.11 5610-Secc. Garantías Sociales-Enlace Santa Marta

65T 3.400,00 6.136,10 1042.167147.1 9001

50T 3.600,00 5.427,70 1042.57623.5 Fusibles Secc. Hacia Plaza Cristal

40T 3.700,00 5.390,60 1042.102988.26 Princesa Marina 30T 3.800,00 5.390,60 1042.102988.26 Princesa Marina 25T Se funde por carga

1B

80T 3.100,00 7.623,80 1042.101365.11 5610-Secc. Garantías Sociales-Enlace Santa Marta

65T 3.400,00 6.136,10 1042.167147.1 9001

50T 3.600,00 5.427,70 1042.57623.5 Fusibles Secc. Hacia Plaza Cristal

40T 3.700,00 5.390,60 1042.102988.26 Princesa Marina 30T 3.800,00 5.390,60 1042.102988.26 Princesa Marina 25T Se funde por carga

405 DPU 2000R VI (Subestación)

y DPU 2000R EI ([1A] El Bosque y en [1B] La Pacífica)

0 100T Se funde por carga 1A 20T Se funde por carga

1B 20T Se funde por carga


407 DPU 2000R VI (Subestación) y DPU 2000R EI (Tarbaca)

0 100T Se funde por carga 1 12T Se funde por carga

118

Tabla 47-Subestación de Dulce Nombre



la que coordina (A)


(m)



1801 Cooper FORM6

ANSI EI 0

100T 1.320,00 80T 2.110,00 65T 2.360,00 50T 2.609,00 40T 2.715,00 30T 2.773,00 25T 2.900,00 20T Se funde por carga

Tabla 48-Subestación de Electriona



la que coordina (A)


(m)









119

Tabla 49-Escazú



la que coordina (A)


(m)



2803 DPU 2000R VI 0 65T Se funde por carga 2804 DPU 2000R VI 0 100T Se funde por carga

2805 DPU 2000R EI 0

100T 4.620,00 25,20 1042,41361,1 3825 80T 5.000,00 25,20 1042,41361,1 3825 65T 5.500,00 0,00

50T 5.650,00 0,00


2806

DPU 2000R VI (Subestación) y Cooper FORM6 ANSI EI (Plaza

Roble)


1 Está proteginedo una carga

2807 DPU 2000R EI

([0]Subestación y [1]Salitral)

0

100T 5.700,00 0,00

80T 6.050,00 0,00

65T 6.600,00 0,00


1

100T 3.200,00 3.878,70 8050 80T 3.600,00 2.835,60 8023 65T 4.000,00 2.203,40 8049 50T 4.200,00 2.203,40 8049 40T 4.400,00 2.203,40 8049 30T Se funde por carga

2808


DPU 2000R EI (La Chispa)


1

50T 2.750,00 10.385,20 8081 40T 2.860,00 4.865,00 8067 30T 2.990,00 4.865,00 8067 25T 3.050,00 4.865,00 8067 20T Se funde por carga

120

Tabla 50-Subestación del Este



la que coordina (A)


(m)



1101 DPU 2000R EI 0 30K Se funde por carga


1102

Cooper FORM 4C 133 (subestación) y

DPU 2000R EI (Chacón Pault)

0

100T 7.900,00 1.677,00 1042.99617.49 8610 80T 8.110,00 383,80 1042.99617.23 Entrada Urb. Vistas del Este 65T 8.300,00 383,80 1042.99617.23 Entrada Urb. Vistas del Este 50T Se funde por carga


1103

DPU 2000R EI (subestación) y Cooper FORM6

ANSI EI (La carpintera)



1 Ninguno

1104 Cooper FORM 4C

133 0

100T 4.450,00 3.938,30 1042.167246.13 Antigua Galera 80T 4.660,00 3.938,30 1042.167246.13 Antigua Galera 65T 5.010,00 2.856,80 1042.102357.3 3420 50T 5.200,00 2.856,80 1042.102357.3 3420 40T 5.250,00 2.856,80 1042.102357.3 3420 30T Se funde por carga

121

Tabla 51-Subestación de Guadalupe



la que coordina (A)


(m)









505

DPU 2000R VI (subestación) Y

NULEC IEC EI (La Nación)



1 Ninguno

Guadalupe 1-2 DPU 2000R VI 0 20K Se funde por carga


Tabla 52-Subestación de Lindora



la que coordina (A)


(m)



2703

DPU 2000R VI (subestación) y Cooper FORM6

ANSI EI (Empaques universal)










122

Tabla 53-Subestación de Heredia


Máxima corriente de cortocircuito a la que

coordina (A)



2501 DPU 2000R EI 0

100T 3.400,00 0,00

80T 3.700,00 0,00

65T 3.900,00 0,00

50T 4.050,00 0,00

40T 4.100,00 0,00


2502

DPU 2000R EI (subestación) y

REF615 ANSI EI (Aurora)

0

100T 3.400,00 0,00

80T 3.700,00 0,00

65T 3.900,00 0,00

50T 4.050,00 0,00

40T 4.100,00 0,00


1 Ninguno

Tabla 54-Subestación de Primer Amor



la que coordina (A)


(m)


1001 Cooper FORM6 164 (subestación) y … EI (Bajos Virilla)



1 NO HAY DATOS

1002 Cooper FORM6 164 0 20K Se funde por carga


123

Tabla 55-Subestación de Porrosatí



la que coordina (A)


(m)



1302

DPU 2000R VI (subestación),

REF615 ANSI EI ([1] La Máquina y

[2] La Amada)

0

100T 3.770,00 4.478,90 3F_266_AAC_H 8206 80T 5.300,00 1.098,80 3F_266_AAC_H 100m Oeste Plaza San Juan 65T 5.800,00 516,50 3F_266_AAC_H 8202 50T Se funde por carga

1

100T 1.570,00 10.381,40 1042.25397.34 Cedal la Catalina 80T 2.350,00 7.669,80 2.604,00 Control la Amada 65T 2.570,00 4.906,50 1042.149089.3 Costado Sur banco de los mariscos 50T 2.820,00 3.229,30

La Meseta 40T 2.950,00 2.546,20 8.212,00 Costa Oeste 30T 3.000,00 2.546,20 8.212,00 Costa Oeste 25T 3.100,00 1.969,20 S1069 Enlace San Lorenzo 20T Se funde por carga


1304

DPU 2000R VI (subestación),

REF615 ANSI EI ([1] San Roque y [2]

Villa Barba)

0

100T 3.770,00 0,00 80T 5.300,00 0,00

65T 5.800,00 0,00


1

65T 1.900,00 7.254,50 1042.25598.5 ICAFE 50T 2.170,00 5.889,20 1042.27552.54 Costado Sur urbanización Doña Elena 40T 2.270,00 5.889,20 1042.27552.54 Costado Sur urbanización Doña Elena 30T 2.400,00 4.574,40 1042.25373.25 Costado Sur 25T 2.450,00 3.862,70 1042.26905.4 2600-Control San Roque 20T 2.490,00 3.862,70 1042.26905.4 2600-Control San Roque 15T Se funde por carga


124

Tabla 56-Subestación de Sabanilla parte 1



la que coordina (A)


(m)



701

DPU 2000R VI (subestación), DPU 2000R EI ([1A] Los

cuadros y [1B] Rancho redondo) y

[2B] Cooper FORM6 EI (Llano

Grande)

0

80T 3.050,00 65T 4.400,00 0,00

50T 5.100,00 0,00


1A 8T Se funde por carga

1B NO HAY DATOS 2B NO HAY DATOS

702

DPU 2000R VI (subestación) y PU

2000R EI (Guayabos)

0

80T 3.150,00 3.465,40 1042,56593,3 Escuela de Lourdes 65T 4.700,00 0,00

50T 5.900,00 0,00



703 DPU 2000R VI 0 65T 3.630,00 1.918,50 1042,102378,5 1822 50T 4.665,00 429,90 1042,102369,43 Paso Hondo 45T Se funde por carga

704


([1A] San Ramón y [1B] Mata de

Plátano)

0

80T 2.750,00 4.283,80 1042.102583.2 8629 65T 3.910,00 1.262,20 1042.102391.14 Instalaciones Deportivas UCR 50T 4.900,00 388,60 S358 5202 40T Se funde por carga


1B

40T 1.720,00 12.428,60 1042.58529.1 8620 30T 1.820,00 11.758,10 S365 8613 25T 1.910,00 10.691,20 1042.102639.3 PH Pto Escondido 20T 1.940,00 9.624,90 S372 PH Lotes 15T Se funde por carga

125

Tabla 57-Subestación de Sabanilla parte 2



la que coordina (A)


(m)



705


ANSI EI (Moravia)

0

80T 3.500,00 3.492,30 1042,206108,4 Colegio Saint Claire 65T 4.550,00 2.415,20 1042,201443,8 MegaSuper 50T 4.700,00 2.415,20 1042,201443,8 MegaSuper 40T Se funde por carga

1 Ninguno

706


DPU 2000R EI (El Alto)

0

80T 3.330,00 4.331,90 1042.206107.1 78300 Enlace Miraflores 65T 4.700,00 2.018,70 1042.211897.1 AYA Carmen de Guadalupe 50T 5.600,00 1.636,10 1042.211817.12 Escuela Nueva Laboratorio 40T Se funde por carga


707


(Yoses)



708


DPU 2000R EI ([1] Calasanz y [2] Barrio Punta)


1

80T 1.900,00 7.510,10 S400 Costado Norte Clínica Quesada Durán 65T 2.200,00 6.139,50 S313 Antiguo ITAN 50T 2.370,00 6.139,50 S313 Antiguo ITAN 40T 2.500,00 6.139,50 S313 Antiguo ITAN 30T 2.610,00 5.005,40 S324 Casa Presidencial 25T 2.700,00 5.005,40 S324 Casa Presidencial



709 DPU 2000R VI 0

80T 2.750,00 4.075,80 7409IB-7407 F-7425 Fusibles de Sección 65T 3.910,00 1.284,10 1042.102369.20 Cruz Roja Guadalupe 50T 4.900,00 237,20 638 Paso Hondo 40T Se funde por carga

126

Tabla 58-Subestación San Miguel parte 1



la que coordina (A)


(m)



2601


([1A] Paracito, [2A] Clodomiro Picado y

[1B] Pista de Zurquí)


1A

65T 1.960,00 13.586,50 1042,104871,4 Escuela Las Nubes de Coronado 50T 2.180,00 13.080,30 1042,48395,7 Patio de Agua 40T 2.300,00 13.080,30 1042,48395,7 Patio de Agua 30T 2.400,00 8.900,40 1042,177671,5 Carga F-7822 25T 2.450,00 8.732,50 1042,56358,36 Torres de Radio UCR 20T 2.520,00 8.732,50 1042,56358,36 Torres de Radio UCR 15T Se funde por carga


1B

65T 1.960,00 0,00

13586,5 1042,104871,4 Escuela Las Nubes de Coronado

50T 2.180,00 0,00 13080,3 1042,48395,7 Patio de Agua 40T 2.300,00 0,00 13080,3 1042,48395,7 Patio de Agua 30T 2.400,00 0,00 8900,4 1042,177671,5 Carga F-7822 25T 2.450,00 0,00 8732,5 1042,56358,36 Torres de Radio UCR 20T 2.520,00 0,00 8732,5 1042,56358,36 Torres de Radio UCR 15T Se funde por carga

2603


ANSI EI (Bouganvillia)



127

Tabla 59-Subestación San Miguel parte 2



la que coordina (A)


(m)



2602


([1A] Lincoln y [1B] Los colegios)


1A

100T 3.220,00 4.743,70 1042,185809,36 Costado Sur Parque de la Florida 80T 3.820,00 2.780,60 1042,34083,6 Carga Propia de 8407 65T 4.200,00 2.073,80 1042,169711,5 Costado Norte Escuela Bo, Socorro 50T 4.400,00 2.073,80 1042,169711,5 Costado Norte Escuela Bo, Socorro 40T 4.500,00 2.073,80 1042,169711,5 Costado Norte Escuela Bo, Socorro 30T Se funde por carga

1B

100T 2.640,00 7.388,00 1042,104672,34 Carga Propia de 7801 80T 3.090,00 4.743,70 1042,185809,36 Costado Sur Parque de la Florida 65T 3.460,00 3.579,40 1042,104876,63 Costado Sur Parque de la Florida 50T 3.550,00 3.313,70 1042,44770,33 7803 Cntrl Lincoln 40T 3.770,00 2.780,60 1042,34083,6 Carga Propia de 8407 30T 3.900,00 2.551,70 S1134 6401 Costa Este 25T Se funde por carga

128

Tabla 60-Subestación del Sur



la que coordina (A)


(m)











Tabla 61-Subestación de la Uruca



la que coordina (A)


(m)



901

DPU 2000R VI (subestación) y DPU

2000R EI (Neón Nieto)

0 80T 7.000,00 0,00 0 65T 8.600,00 0,00 0 50T Se funde por carga


902 DPU 2000R EI ([0] Subestación y [1]

Irazú)






manual para coordinacion de fusibles en la red de media tension _5

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