Protección de relé para Máquinas y Plantas Eléctricas. Filosofía de una buena configuración

Configuraciones y características de protección

Las seis características más importantes del sistema de protección de relé para máquinas y una red eléctrica son:

1. Dependencia: puede ser llamado a trabajar después de un período largo o corto después de la instalación. En cualquier caso, debe funcionar cuando se le pide que opere;
2. Seguridad: no debe funcionar cuando no es necesario (no debe funcionar durante transitorios). Debe permitir las diversas condiciones de servicio y activar los automatismos provistos;
3. Selectividad: debe operar solo y cuando sea necesario, garantizando la máxima continuidad del servicio con una mínima desconexión de la red;
4. Velocidad: representada por el tiempo mínimo de falla y por daños a la maquinaria;
5. Simplicidad: medido por la cantidad de equipos necesarios para proteger la red;
6. Economía: evaluado como el costo del sistema de protección en relación con el costo del mal funcionamiento.

Ten en cuenta que el sistema de protección es el conjunto de los transformadores de instrumentos y los relés con ajustes adecuados . El relé es solo uno de los componentes que conforman el sistema de protección.

La selección del tipo de función y de las funciones requeridas para proteger adecuadamente una máquina o una planta debe hacerse en base a:

• Normas;
• Interfaz con la red externa;
• Riesgo aceptable (consecuencias de la falla);
• Corrientes de cortocircuito (máximo y mínimo) ;
• Estado del neutral;
• Presencia de autoproducción en planta;
• Coordinación con el sistema existente;
• Configuraciones y criterios de funcionamiento de la red;
• Practicas

El objetivo es lograr el mejor compromiso técnico-económico que permita una protección de relé para máquinas y plantas eléctricas adecuada contra «fallas» con probabilidad «significativa» y verificar que la inversión sea acorde con la importancia de la planta.

Tipos de protección y aplicaciones

Las protecciones eléctricas son de diferentes tipos y tienen diferentes aplicaciones:

1. Zonas Protecciones (por ejemplo, diferencial o con impedancia);
2. MáquinasProtecciones (por ejemplo, potencia inversa);
3. Protecciones selectivas (por ejemplo, sobrecorriente);
4. Protecciones no selectivas (p. Ej., Subtensión, frecuencia);
5. Protecciones de soporte (p. Ej. Fusibles, sobrecorriente, subtensión);
6. Protecciones de interfaz (por ejemplo, protecciones de subtensión; sub / sobre y tasa de cambio de frecuencia; sobrecorriente para desconexión entre la red de la planta y la red de servicios públicos);
7. Protecciones para hacer automatismos (por ejemplo, verificación de sincronismo).

El criterio que se sigue cuando se calcula el ajuste de una protección de rele para maquinas y tambien para plantas electricas es proteger eficazmente la máquina o la planta y luego buscar la selectividad de disparo. La selectividad de disparo significa aislar el área más pequeña de la planta en caso de falla en el menor tiempo posible (selectividad) y luego asegurar una reserva (respaldo) en caso de falla de la protección primaria .

Los principales criterios de selectividad

Existen varios criterios de selectividad diferentes que pueden usarse en plantas:

1. Selectividad de tiempo
2. Selectividad actual
3. Protección diferencial y selectividad de protección de distancia
4. Selectividad lógica
5. Estudio de coordinación de protección.

1. Tiempo de Selectividad

El tipo de tiempo de selectividad se obtiene al graduar los tiempos de disparo de las protecciones (discriminación de tiempo o selectividad de tiempo) para que el relé más cercano a la falla se dispare en un tiempo más corto en comparación con los que están más lejos.

La configuración de protección se calcula asignando tiempos crecientes a partir del usuario hasta las fuentes de energía. Con este criterio solo se elimina la parte de la planta afectada por la falla.

Este criterio tiene la seria desventaja de que los tiempos para eliminar la falla en ningún caso pueden ser demasiado largos porque:

1. Los materiales no soportan fallas por mucho tiempo;
2.  En presencia de un cortocircuito, hay una caída de voltaje  (con, por ejemplo, la posible detención de las cargas de bajo voltaje debido a la desexcitación de los contactores);
3. Cuanto más tiempo permanezca suministrado el cortocircuito, mayor será el daño creado en el punto de la falla (con graves consecuencias también, como incendios, etc.).

Con respecto a la graduación de tiempo, esto debe tener en cuenta las características del aparato presente en la planta, y en el caso específico de las redes de media tensión:

• Tiempo de apertura de los interruptores automáticos de media tensión: ≈ 60 ms
• Tiempo de inercia de las protecciones: ≈ 20 ms
• Error de disparo temporizado máximo: ≈ 60 ms
• Margen de seguridad: ≈ 50-100 ms

de la cual es necesaria una graduación de aproximadamente 200-250 ms entre dos protecciones en serie

2. Corriente Selectiva

El tipo de corriente en la selectividad se obtiene graduando el umbral de disparo de las protecciones a valores de corriente más altos que aquellos que pueden involucrar las protecciones del lado de la carga (discriminación de corriente o selectividad de corriente). Esto se puede hacer fácilmente cuando se proporciona una impedancia significativa (típicamente un transformador o una reactancia) entre dos protecciones en serie.

La selectividad de corriente entre las dos protecciones se calcula ajustando la protección del lado de la alimentación sobre la sobrecorriente que puede involucrar la protección del lado de la carga .

Con esta configuración, no es necesario introducir tiempos de retraso entre las dos protecciones, y la protección de relé del lado de suministro puede ser de tipo instantáneo ya que solo se dispara por fallas en la parte de la planta incluida entre las dos protecciones.

3. Protección diferencial y selectividad de protección de distancia

Este tipo de selectividad explota la primera ley de Kirchoff en el nodo , es decir, la suma de las corrientes en un nodo debe ser igual a cero, si la suma de las corrientes es diferente de cero significa que hay una falla.

La aplicación más conocida es con los relés diferenciales (de transformador, generador, cable, motor, barra colectora, etc.) .

Con este criterio, la protección solo identifica fallas dentro del componente que se le confía y, en consecuencia, no es necesario un control de selectividad con otras protecciones en la red y el disparo puede ser de tipo instantáneo.

Este criterio de selectividad también tiene plena aplicación en alta tensión , al establecer las protecciones de baja impedancia (o distancia) que solo identifican fallas en el área de su competencia.

4. Selectividad lógica

La selectividad lógica, también conocida como selectividad de zona , es un criterio de selectividad que se introdujo recientemente con el advenimiento de las protecciones digitales. Este criterio de selectividad se puede aplicar tanto a las protecciones de sobrecorriente que identifican fallas de fase como a las protecciones de sobrecorriente que identifican fallas de salida.

La lógica de disparo de las protecciones prevé que cada protección involucrada en la falla envía una señal de bloqueo a las protecciones colocadas inmediatamente en el lado de alimentación, evitando el disparo .

La protección más cercana a la falla no está bloqueada por ninguna protección del lado de la carga y, en consecuencia, al expirar su propio tiempo de disparo, ordena la apertura de la parte de conmutación, aislando la falla selectivamente.

La selectividad de tipo lógico permite reducir los tiempos de viaje y obtener la selectividad completa en cualquier caso. Las protecciones deben estar interconectadas para permitir el cambio de cerraduras y consentimientos (por medio de conductores piloto y no por medio de sistemas de supervisión que tengan tiempos de respuesta incompatibles) para permitir la operación correcta.

Si las protecciones no estuvieran interconectadas, habría una desconexión rápida de todas las protecciones que atraviesa la corriente de falla.

Para garantizar el correcto funcionamiento de la selectividad lógica entre las protecciones, es necesario introducir un breve retraso para permitir a las protecciones el cambio correcto (envío y / o adquisición) de las señales de bloqueo.

En general, cuando la selectividad lógica está activa, también se proporcionan otros umbrales de sobrecorriente, fase y tierra no sujetos a bloqueos lógicos en respaldo.

5. Estudio de coordinación de protección.

Instalar protecciones en una red y no configurarlas adecuadamente es lo mismo que no instalar el sistema de protección de rele para maquinas. El sistema de protección es realmente solo si se proporcionan las funciones de protección necesarias y se configuran adecuadamente.

El estudio de coordinación de protección o estudio de selectividad tiene el siguiente objetivo: garantizar que, en caso de falla o sobrecarga en un componente, la red eléctrica sea solo y exclusivamente ese componente el que se elimina del servicio y no otras máquinas o partes del equipo. planta.

El estudio de coordinación de protección consiste básicamente en establecer tablas para los diagramas de protecciones y selectividad (en escala bilogarítmica) donde se resalta la secuencia de disparo de las protecciones de red para cada valor de corriente que involucra el circuito.

Para elaborar un estudio de coordinación y configuración de protección de relés correcto, se deben tener en cuenta algunos factores fundamentales.

Factores fundamentales

FACTOR # 1– El estudio debe basarse en las corrientes de cortocircuito. Debe recordarse que la protección se inserta en un circuito y, por lo tanto, la corriente que puede medir es solo la que pasa a través de ese circuito (también puede ser mucho más baja que la sobrecorriente de cortocircuito de la celda en la que está conectado el circuito a).

FACTOR # 2 – Para protecciones de tierra con neutro aislado o conectado a tierra por medio de una impedancia limitante, se debe proporcionar un diagrama de selectividad independiente para protecciones de fase o tierra .

Viceversa, en el caso de neutro con conexión a tierra sólida, dado que la corriente de falla a tierra es del mismo tamaño de orden que la corriente de falla polifásica, la curva de selectividad de las protecciones de fase y tierra debe compararse en la misma hoja.

FACTOR # 3 – La tolerabilidad de los diversos componentes de la planta debe indicarse en los diagramas de selectividad para verificar que estén adecuadamente protegidos. Por ejemplo, la resistencia de los transformadores o de los cables.

FACTOR # 4 – Cuando los criterios de servicio particulares de la planta lo requiera, es necesario que las curvas de disparo del relé de voltaje también se proporcionen en los diagramas de selectividad para demostrar la selectividad de disparo entre las protecciones de corriente y voltaje.

FACTOR # 5 – Para las protecciones directas de bajo voltaje, las curvas de disparo correspondientes a los tiempos de operación de la protección se dan en los diagramas de selectividad, que coinciden con los tiempos de los interruptores de circuito.

En conclusión

Para protecciones de voltaje medio o alto (por lo tanto, para relés indirectos), las curvas de disparo del relé generalmente se proporcionan en los diagramas de coordinación a los que obviamente se agrega el tiempo de funcionamiento del interruptor para obtener el tiempo total para eliminar la falla, por lo que las dos familias de curvas no son homogéneas.

Se debe prestar especial atención en el estudio de coordinación de protección de relé para maquinas y plantas eléctricas y verificar que las protecciones no causen viajes no deseados. Estos últimos son, de hecho, a menudo más devastadores que un viaje normal de las protecciones ya que, al no encontrar fallas en la red, el operador no sabe cómo y en qué tiempo reanudar el servicio.

Referencia // Criterios de protección para redes MV por ABB