Manual Para Coordinación de Fusibles en La Red de Media Tensión

8/20/2019 Manual Para Coordinación de Fusibles en La Red de Media Tensión

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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



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



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.



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.



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 Di



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



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



4.3.3 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



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



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) Fallatrifásica. ................................................................................................................................ 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 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 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



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



Figura 60-Sistemas de componentes simétricas correspondiente a un sistema

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



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 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 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



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



NOMENCLATURA

N.1 Simbología general

Q Cantidad de calor

I Corriente eléctricaF 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 SímboloIntensidad de corriente eléctrica ampere ATiempo segundo s

Frecuencia hertz HzEnergía, trabajo y cantidad de calor joule JPotencial eléctrico y fuerza electromotriz volt VResistencia, reactancia e impedancia ohm Ω Potencia watt WC d t i lé t i i S



Tabla 2-Múltiplos decimales

Factor Prefijo Símbolo

10 Mega M

10 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



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



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 principalCircuito ramal o alimentador secundario

Generador

Transformador tipo poste o de subestación



Fusible de expulsión

Fusible limitador de corriente

Reconector o restaurador

Disyuntor o interruptor



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



Finalmente se concluye que es indispensable tomar en consideración la magnitud dela 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 considerarelativamente robusto y el otro que la empresa, a través de los años, ha determinado que

funciona.



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



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 depresentarse 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



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.



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

t t



CAPÍTULO 2: Desar

2.1 Teorema de Théven

El teorema desarrol

reducción de un circuito a

y una impedancia ZTH.

Esta metodología s

debido a la cantidad de

elementos mencionados en

En el caso específi

en el punto de falla y c

(generador) en el equivalen

Figura 1-Con

2.1.1 Enunciado

ollo Teórico

in

lado por el ingeniero francés M. L. Théven

un equivalente en serie de una fuente de ten

e realiza para transformar una red que se

lementos dentro de ella a un circuito re

el párrafo anterior.

o de redes de transmisión se aplica “descon

nvirtiendo lo que hay a parir de ese pu

te de Thévenin.

versión de un circuito complejo a un equivalente de Thé

in en 1883 busca la

ión, con valor VTH,

considera compleja

ucido por los dos

ectando” el circuito

to hasta la fuente

enin



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)



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.

0,1

1

10

100

1000

i e m p o e n s e g u

n d o s



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)



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



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



Figura 4-Curso en función del tiempo de la corriente de cortocircuito. a) Cortocircuito amortiguado (cercano algenerador). 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 ClasificaciónPorcentaje de

ocurrenciaCausas más comunes

Unipolar a tierra o líneaa tierra Asimétrica 85,00%

- Contaminación.

- Descargas atmosféricas.- Vientos y lluvias.

Bipolar sin contacto atierra o línea a línea

Asimétrica 8,00% - Ramas y animales.

Bipolar con contacto a- Ramas.



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



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).



= (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:

=



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



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).



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

6.

= 36 + 2 ! + ! (10)



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.



4.1.4 RapidezActuar 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:



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



Un ejemplo del comportamiento del tiempo dual es el que se muestra acontinuación:

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.



4.2.1.3.1 Monofási

Son utilizados para

alimentador principal, tam

son principalmente monof

mantiene el servicio en las

4.2.1.3.2 Trifásicos

Son colocados cua

fallas permanentes, ademá

ejemplo de esto último so

operar como:

a) Disparo monofási

os proteger líneas monofásicas, como ramale

bién se pueden emplear en circuitos trifásic

sicas porque si se presenta una falla en alg

dos terceras partes del sistema.

Figura 14-Reconector monofásico

do se requiere una apertura definitiva en

para prevenir alimentación monofásica de

los grandes motores trifásicos. Este tipo d

o y apertura definitiva trifásica, que

o derivaciones del

os donde las cargas

una de las líneas se

odas las fases ante

cargas trifásicas, un

e restaurador puede

consisten en tres



interconector mecáenergización mono

b)

Disparo trifásico y

contactos se abren

mecanismo común

4.2.1.3.3 Control hi

Como su nombre

hidráulicos; son utilizad

trifásicas. Pueden venir co

para la interrupción de cor

la temporización; por otro

nico se encarga de abrir las otras dos fásica de cargas trifásicas.

apertura definitiva trifásica, donde ante a

de manera simultánea, esto porque las tres

y por lo tanto están mecánicamente ligadas.

Figura 15-Restaurador trifásico

dráulico

lo indica el sistema de control se basa

s usualmente para proteger líneas mon

un sistema simple donde el reconector em

riente, la separación de partes energizadas a

lado puede ser con sistema doble donde la t

ases para evitar la

lguna falla los tres

ases operan por un

en los principios

fásicas y muchas

lea el mismo aceite

tierra, el recuento y

mporización de las



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



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.



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



4.2.2.2 Factores aPara el correcto em

a)

Tensión del sistema

b) Corriente máxima

c)

Corriente máxima

d) Coordinación con o

4.2.3 Disyuntor o i

Son utilizados en l

son interruptores mecánic

normales del circuito o baj

ser operados manualment

voluminosos.

onsiderar para aplicaciónleo de estos equipos es necesario conocer:

e falla (corriente de cortocircuito máxima)

e carga (corriente de sobrecarga)

tros elementos

terruptor ( circuitbreaker)

s subestaciones como protección contra so

s capaces de hacer, llevar o romper corrient

condiciones anormales durante un tiempo e

o por medio de relevadores, eso los ha

recorrientes porque

es bajo condiciones

specificado. Pueden

e equipos caros y



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



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

fi ió fí i á i



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.



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. . -45 7/-5 = 859:/ . 05/;5<-:/ * 054 ..>- (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



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 original 4

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 restablecerdespués 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.

4.2.4.3 Tipos de curva tiempo-corriente

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



Figura 21-Tipos de tendencias en las curvas de interruptores (azul: extremadamente inversa, rosado: muy inversay 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.



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



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



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.



Fi 24 C i i d f ibl d l



4.3.1.1.1 Tipos de fusibles de enlace

TipoCapacidad de

corriente*Relación develocidad

Mejor coordinación Otras características

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

Remueve fallas en unmenor tiempo

Lento (T) 150% 10-13Con reconectores de

aceite y otros fusibles

Mayor resistencia atransitorios y corrientesde arranque

MS o KS 130% 20

Con equipos querequieran uncomportamiento máslento que el ofrecidopor el tipo T

Slow-Fast 150% Especializados enproteger transformadores

Estándar(STD)

150% 7-11

Cuando se requiere uncomportamientointermedio entre el tipoK y el T

H 100% 7-11Característica de fusión

muy rápidaN 100% 6X 100% 32 Son de elemento dualSft Son de elemento dualDual 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.



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

E i t d f t t t d t l l ió d f ibl d



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

0,90

0,95

1,00

1,05

1,10

1,15

1,20

1,25

1,30

-40 -20 0 20 40 60

P o r c e n t a j e d e m u l t i p l i c a c i ó n d e l a c u r v a

d e t i e m p o m í n i m o d e f u s i ó n

Temperatura ambiente °C

Estaño Plata



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

0

25

50

75

100

125

150

175

200

0 20 40 60 80 100 P o r c e n t a j e d e c o r r i

e n t e d e p r e c a r g a e n t é r m i n o s d e l

í n

d i c e d e l e n l a c e

Porcentaje de tiempo de fusión

Plata Estaño



Este equipo se encu

son:

a) Enlace abier

para contener y des

b)

Abierto: El

portafusible que inc

c) Cerrados (e

encuentra montado

4.3.1.3 Característ

El primer factor a c

si es proteger a un equipo

de que se presenten las c

Figura 27-Portafusibles

entra estandarizado por la norma ANSI C37.

to: Es el diseño más simple, emplea únicam

ejar los arcos.

fusible de enlace es insertado en un tubo

rementan la capacidad de despeje de la falla.

closed ): Aparte de lo que posee un porta

dentro de un empaque de aislamiento.

cas de selección

onsiderar es el tipo de labor que debe de de

entonces lo importante es seleccionarlo par

rrientes que pueden dañar al equipo; por

42 y los más típicos

nte un tubo auxiliar

de fibra ósea o un

fusibles abierto, se

empeñar el fusible,

que se funda antes

tro lado si se va a



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

las fallas.



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.



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.

4.3.3.3 Tipos de curva tiempo-corrienteLa 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



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

Í



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



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 apresentar 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

Códigodelcircuito

Máxima corriente de fallaLLL LLT LL LT

101 6,23 7,59 5,40 7,84102 6,23 7,59 5,40 7,84103 6,26 7,61 5,42 7,87104 6,20 7,60 5,37 7,84

105 6,20 7,60 5,37 7,84106 6,20 7,60 5,37 7,84107 6,23 7,60 5,40 7,84

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

T bl 6 R l b t ió d B d t 2011 2012 kA



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

Código del circuitoMáxima corriente de falla

LLL LLT LL LT1201 2,46 2,41 2,13 2,25

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

Código delcircuito


2201 4,35 5,96 3,77 5,912202 4,65 6,95 4,03 6,582203 4,35 5,96 3,77 5,912204 4,65 6,95 4,03 6,58

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

Código delcircuito


1404 5,24 5,69 4,53 5,941405 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

Código delcircuito


1501 4,31 5,88 3,73 5,85

1502 4,31 5,88 3,73 5,851504 6,87 9,15 5,95 9,191505 4,31 5,88 3,73 5,851506 4,31 5,88 3,73 5,85

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



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

Código delcircuito


301 8,15 11,58 7,05 11,23302 8,15 11,58 7,05 11,23303 8,15 11,58 7,05 11,23304 8,15 11,58 7,05 11,23

306 14,05 19,71 12,17 19,32308 14,05 19,71 12,17 19,32309 14,05 19,71 12,17 19,32

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

Código delcircuito


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

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

Código delcircuito


401 6,06 8,37 5,25 8,20402 6,06 8,37 5,25 8,20403 6,06 8,37 5,25 8,20404 6,06 8,37 5,25 8,20405 5,25 7,28 4,55 7,13406 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

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



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

Código delcircuito


2803 4,52 6,08 3,92 6,062804 4,52 6,08 3,92 6,062805 4,15 5,47 3,59 5,502806 4,52 6,08 3,92 6,06

2807 4,04 5,45 3,50 5,452808 4,47 5,35 3,87 5,56

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

Código delcircuito


1101 6,51 8,90 5,64 8,761102 6,51 8,90 5,64 8,761103 6,51 8,90 5,64 8,761104 6,51 8,90 5,64 8,76

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

Código delcircuito


501 5,39 5,36 4,67 5,18502 5,39 5,36 4,67 5,18504 5,30 5,28 4,59 5,10505 4,41 4,40 3,82 4,27

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

Código del Máxima corriente de falla

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



p ,

Código delcircuito


2703 6,58 8,12 5,70 8,392704 6,58 8,12 5,70 8,392706 5,80 7,29 5,02 7,492707 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

Código delcircuito


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

Código delcircuito


1001 4,69 4,70 4,06 4,561002 4,68 4,69 4,05 4,55

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

Código delcircuito


701 3,89 3,90 3,37 3,90702 3,89 3,90 3,37 3,90703 3,04 4,93 2,64 4,44704 3,04 4,93 2,64 4,44

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



Código delcircuito


2601 4,31 5,88 3,73 5,842602 4,31 5,88 3,73 5,842603 4,31 5,88 3,73 5,84

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

Código delcircuito


801 4,88 4,86 4,23 4,69802 4,88 4,86 4,23 4,69803 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

Código delcircuito


901 6,05 6,29 5,24 6,43902 6,05 6,29 5,24 6,43909 6,07 6,35 5,26 6,48907 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.

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

1506

1503

2601

2602

2603

205

207

2082808

2805

2807

501

502

504

703

704

709

801

802

1001

1002

1804

1805

505

701702

1302

1304

1601

2501

2502

1201

Máxima corriente de falla en ampere (A)

Có

d

i

g

o

d

e

l

c

i

r

c

u

i

to

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

201

202

203

2706

405

406

407

2202

2204

909

901

902907

2803

2804

2806

2201

2203

1404

1405

14062708

803

804

2707

2709

1501

1502

1505


C

ó

d

i

g

o

d

e

l

ci

r

c

u

i

t

o

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

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000

306

308

309310

705

706

301

302

303

304

707

7081504

1101

1102

1103

1104

2703

2704

401

402

403

404

103

104

105

106

107

101

102


C

ó

d

ig

o

d

e

l

ci

r

c

u

i

t

o

Gráfico 6-Ejemplo del comporta iento de las corrientes de cortocircuito en una falla mode los años para el circuito 703

ofásica a tierra a través



5.2 Coordinación entre

5.2.1 Fusible de ex

Para coordinar esto

de los años para el circuito 703

elementos

ulsión-fusible de expulsión

equipos entre ellos se pueden emplear tres metodologías: regla

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 unavariable 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



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



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 8T100T 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 88012T - - - - - - 1.250 550 Nunca Nunca Nunca 390

10T - - - - - - - 960 470 Nunca Nunca Nunca8T - - - - - - - - 880 390 Nunca Nunca

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 8K100K 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 Nunca12K - - - - - - Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca10K - - - - - - - Nunca Nunca Nunca Nunca Nunca8K - - - - - - - - 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 4508T - - - - - - 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.

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 decorriente



Figura 34-Ejemplo de coordinación de un limitador de corriente como equipo protegido y el fusible de enlace como

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 deexpulsión



fusibles de expulsión y cuando se presentan fallas mayores el limitador de corriente entra

ió E ió id l l t ió d t f d



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



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



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.

Tomando el caso a

coordinen entre ellos para

nterior se requiere que los dos fusibles limi

eso es necesario que se cumplan dos punto

adores de corriente

primeramente que



coordinen entre ellos, para

se logre la regla del 75% q

principalmente que se cu

ambos dispositivos.

Esto se hace porq

segundos, los cuales no so

fusibles limitadores de cor

energía que deben de tras

fabricante de ambos fusibl

eso es necesario que se cumplan dos punto

ue siempre es utilizada para la coordinación

pla un criterio de relación de las energías

e se necesita asegurar coordinación por

n mostrados en las TCC, y como se mencio

riente, estos equipos se seleccionan de acue

gar. Para este segundo paso es necesario

s para encontrar las tablas de energía.

, primeramente que

entre fusibles; pero

ue pueden manejar

ebajo de los 0,01

nó en la sección de

do a la cantidad de

revisar las hojas de

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



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



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.



p y

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

@/-<. = $7'&$ AB CD&:'

AB FB' )GH (16)



@/-<. = HSi 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 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

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 unrestaurador 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.

Fi 47 Di ifil l t di d di ió t f ibl d l ió t d



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 baja 9

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 debaja

Multiplicador k según secuenciasTiempo derecierre en ciclos

Dos rápidas ydos lentas

Una rápida ytres lentas Cuatro lentas

25 2,70 3,20 3,7030 2,60 3,10 3,5050 2,10 2,50 2,7090 1,85 2,10 2,20

120 1,70 1,80 1,90240 1,40 1,40 1,45600 1,35 1,35 1,35

Fuente: Cooper PowerSystems (1990)

El factor depende de la relación de transformación del transformador:

I = #ABF FA AB FJ(17)



I = ##ABF FA AB !K (17)

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

Tipo de falla Factor de multiplicaciónTrifásica N

Fase a fase 0,87NFase a tierra 1,73NFuente: Cooper PowerSystems (1990)

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 derecierre en ciclos Una operación rápida Dos operaciones rápidas

25-30 1,25 1,8060-120 1,25 1,35

Fuente: Cooper PowerSystems (1990)



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.

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 esesea 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



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

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

l d l l t á l d ti í i d f ió d l f ibl i t



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.

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



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



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.



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

Tabla 32-Resumen de coordinación de los circuitos según el equipo que los protege en la subestación (usandofusibles tipo T)

Cantidad de Circuitos

Interruptor en Subestación Coordina

Se funde por carga

fusibles mayores a

Se funde por

carga fusibles NingunoTOTAL



Interruptor en Subestación Coordina fusibles mayores a

los modelo 40menores a los

modelo 30

coordinaTOTAL

ABB DPU2000R EI 9 1 3 13ABB DPU2000R STI 1 1ABB DPU2000R VI 25 27 21 73

ABB PCD2000 VI 1 2 3Cooper FORM6 164 2 2Cooper FORM6 4C 133 2 2Cooper FORM6 NOVA ANSI EI 1 1 2TOTAL 38 28 29 1 96

Tabla 33-Resumen de coordinación de los equipos según el equipo que los protege en la subestación (usandofusibles 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

coordinaTOTAL

ABB DPU2000R EI 9 1 3 13ABB DPU2000R STI 1 1

ABB DPU2000R VI 25 28 20 73ABB PCD2000 VI 1 2 3Cooper FORM6 164 2 2Cooper FORM6 4C 133 2 2Cooper FORM6 NOVA ANSI EI 1 1 2TOTAL 38 29 29 0 96

Gráfico 7-Resumen de la coordinación lograda con fusibles tipo T

1,04% Coordina



Gráfico 8-

29,

30,21%

n = 96

Coordina

Se funde por cafusibles mayorelos modelo 40

Se funde por ca

fusibles menorelos modelo 30

esumen de la coordinación lograda con fusibles tipo T y

39,58%

17%

Se funde pfusibles mlos model

Se funde pfusibles mlos model

Ninguno c

39

30,21%

30,21%

0,00%

gaa

ga

a

K

or cargaayores a

40

or carganores a30

oordina

,58%

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 CurvaTimedial

Corriente de disparomínima

TapColor de la

gráfica

ABBDPU2000R

VI 2,115 382,28 2,01 AzulEI 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 FORM6ANSI EI 1,633 340,00 0,50 Café

133 CTC#2 430,00 4,80 Rosado164 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.

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.



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.

CAPÍTULO 7: Conclusiones y Recomendaciones

Los criterios de coordinación entre los equipos son recomendaciones dadas por el

f b i t t á d id d t l f i i t d l dif t



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 suincumplimiento 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

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.

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APÉNDICES

A.1 Método de cálculo de las componentes simétricas

De acuerdo al teorema de Fortescue un vector L cualquiera puede considerarse



q p

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)

N = O1 + O2 + O = 52 81 + 5 82 + 8 (18)

P = Q1 + Q2 + Q = 5 81 + 52 82 + 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 = U + V √ (20)

5 = .WKRST = U

U 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 (Ik”)

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

fi li d d l f ó i i (R 1985)

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 I k”

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

= X√ 2 (22)

Donde el valor de κ depende de la relación entre la resistencia y la reactancia del

circuito.

X = 1,Y22Y + Y,Z6[ZZ.W,\] (23)

Gráfico 9-Factor κ para el cálculo de la corriente de choque de cortocircuito

1,70

1,80

1,902,00



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.

1,00

1,10

1,20

1,30

1,40

1,50

1,60

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

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,

Gráfico 11-Factores λ para turbo generadores (sobreexcitación de 1,3 as) [8]



Gráfico 12-Factores λ para generadores con polos salientes (sobreexcitación de 1,6 as) [8]



ANEXOS

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

simulaciones



MARCA MODELO CURVA ECUACIÓN

ABB

DPU 2000R

EI a 6,bYd U 1 + Y,Y2ef * g1bQ^

U eZ h

STI aY,YY12d, U 1 +Y,YY3f * g1bQ U e

Z h

VI a 2,[eed U 1 +Y,Y12f * g1bQ U e

Z h

PCD 2000 VI a 2,[eed U 1 +Y,Y12f * g1bQ U eZ h

REF615 ANSI EI Q * a 2[,2d U 1 + Y,121f

COOPER FORM6

ANSI EI Q * a e,6bd U 1 + Y,Y2b3bf

133 Q * a [,6Ybd,ijii U Y,3[YYYb +Y,Y2ZZf

164 Q * a 11,Z[bd,jk U Y,6[[b UY,YYY32bf

NU-LEC IEC EI Q * a [Yd U 1f

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 cascadaFusible

Máxima corriente

de cortocircuito al di (A)

Distancia desde la

subestación (m)Identificación del tramo Nombre de la locación



109

la que coordina (A)( )

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





1 20T Se funde por carga


105

DPU 2000R VI

(subestación) y

DPU 2000R EI

(calcetera)


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


Tabla 36-Subestación de Alajuelita (parte 2)


en cascadaFusible

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

S ) 2

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 6.100,001.035,70

3F_3/0_AAC_H4009 Fusibles Enlace Linda

Vista



110

104Socorro), [2]

Cooper FORM6

ANSI EI (Yanber)

1.035,70 Vista



2 Está protegiendo una carga


106

DPU 2000R VI

(subestación) y

DPU 2000R EI

(San Sebastián)


140T 3.200,00

8.275,903F_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 1042.8919.1340T Se funde por carga

Tabla 37-Subestación de Anonos


en cascadaFusible

Máxima corriente

de cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desde la

subestación (m)

Identificación

del tramoNombre de la locación

201

PCD 2000 VI

(Subestación) y

DPU 2000R EI

(MAG)




202 PCD 2000 VI 020K Se funde por carga

12T S f d



111

0 C 000 012T Se funde por carga

203

Cooper FORM6

ANSI EI

(Subestación) yDPU 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

DPU 2000R VI

(Subestación) yDPU 2000R EI

(Hitachi)

0




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




Tabla 38-Interconexión entre Alajuelita y Anonos


en cascadaFusible

Máxima corriente

de cortocircuito a la

que coordina (A)

Distancia desde la

subestación (m)

Identificación


Alajuelita-Anonos (Linda

vista)DPU 2000R VI 0



Tabla 39-Subestación de Barva

Di itiMáxima corriente Distancia desde

Id tifi ió



112

Circuito Disyuntor (fase)Dispositivosen cascada

FusibleMáxima corrientede cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desdela subestación

(m)

Identificacióndel tramo

Nombre de la locación

1201PCD2000 VI(Subestación) y

REF615 ANSI EI

(La Montaña)

0

65T 2.400,00 267,00 1042.48788.10 26304




Tabla 40-Subestación de Brasil


en cascadaFusible

Máxima corriente

de cortocircuito ala que coordina (A)

Distancia desde la

subestación (m)

Identificación


1402 DPU 2000R VI 025K Se funde por carga








Tabla 41-Subestación de Belén

Circuito Disyuntor (fase) Dispositivosen cascada Fusible

Máxima corriente


Distancia desde lasubestación (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





113

Arreo) 1 25T Se funde por carga

2202 DPU 2000R VI 0

80T 5.600,00 0,00

65T 6.900,00 0,00


2203

DPU 2000R VI

(Subestación) y

DPU 2000R EI

(Enlace ICE-Río

Segundo)



2204 DPU 2000R VI 040T 4.400,00 1.800,00 10


Tabla 42-Subestación Caja 1


en cascadaFusible

Máxima corriente

de cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desde

la subestación

(m)

Identificación


1501 DPU 2000R VI 0 100T Se funde por carga

1502

DPU 2000R EI

(Subestación) y

REF615 ANSI EI

(Ci d d C i i)

0

100T 6.800,00 0,00

80T 7.200,00 0,00

65T 7.300,00 0,00




114

(Ciudad Cariari)1



1504 DPU 2000R VI 0

100K 5.350,002.637,70

4803 Enlace Pavas

80K 5.900,00 2.242,00 Escuela de Rincon Grande



1505 DPU 2000R STI 0 8K Se funde por carga



Tabla 43-Subestación de la Caja 2


en cascadaFusible

Máxima corriente

de cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desde

la subestación

(m)

Identificación



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


5 5 56 d d



115

1503 DPU 2000R VI 050T 5.200,00 1.542,30 S560 Pot. Trasegada de4820


Tabla 44-Subestación de Curridabat


Fusible

Máxima corriente

de cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desde

la subestación

(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 Colina40T 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


1A 12T Se funde por carga

1B Ninguno

Tabla 45-Subestación de Colima


en cascadaFusible

Máxima corriente

de cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desde

la subestación

(m)

Identificación


301

DPU 2000R VI

(Subestación) y

DPU 2000R EI

(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 S f d



116


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


304 DPU 2000R VI 0

80T 6.800,00 1917.5 1813 1813

65T 7.100,00 1683.4 4214J-1813 Clinica Clorito Picado




308

DPU 2000R VI

(Subestación) y

Cooper FORM6ANSI EI (El

Sanjuaneño)

065T 7.400,00 3.409,00 6407 6407


1 Ninguno

309

DPU 2000R VI

(Subestación) y

Cooper FORM6

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




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


Tabla 46-Subestación de Desamparados


en cascadaFusible

Máxima corriente

de cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desde

la subestación

(m)

Identificación





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



117

404

DPU 2000R VI (Subestación)

y DPU 2000R EI ([1A]

Republic y en [1B] Río Azul)

65T 7.850,00 927,90 1042.202193.1 3628


1A

80T 3.100,00 7.623,80 1042.101365.11

5610-Secc. Garantías Sociales-

Enlace Santa Marta65T 3.400,00 6.136,10 1042.167147.1 9001

50T 3.600,00 5.427,70 1042.57623.5Fusibles Secc. Hacia Plaza

Cristal

40T 3.700,00 5.390,60 1042.102988.26 Princesa Marina



1B

80T 3.100,00 7.623,80 1042.101365.115610-Secc. Garantías Sociales-

Enlace Santa Marta

65T 3.400,00 6.136,10 1042.167147.1 9001

50T 3.600,00 5.427,70 1042.57623.5Fusibles Secc. Hacia Plaza

Cristal




405

DPU 2000R VI (Subestación)

y DPU 2000R EI ([1A] El

Bosque y en [1B] La Pacífica)



1B 20T Se funde por carga


407DPU 2000R VI (Subestación)

y DPU 2000R EI (Tarbaca)



Tabla 47-Subestación de Dulce Nombre


en cascadaFusible

Máxima corriente

de cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desde

la subestación

(m)

Identificación


1801Cooper FORM6

ANSI EI0

100T 1.320,00

80T 2.110,00

65T 2.360,00

50T 2.609,00

40T 2.715,00

30T 2 773 00



118

30T 2.773,00

25T 2.900,00


Tabla 48-Subestación de Electriona


en cascadaFusible

Máxima corrientede cortocircuito a

la que coordina (A)


(m)

Identificación




1804 DPU 2000R VI 0





Tabla 49-Escazú


en cascadaFusible

Máxima corriente

de cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desde

la subestación

(m)

Identificación




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



119

50T 5.650,00 0,00


2806

DPU 2000R VI

(Subestación) yCooper 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


2808

DPU 2000R VI

(Subestación) y

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


Tabla 50-Subestación del Este


en cascadaFusible

Máxima corriente

de cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desde

la subestación

(m)

Identificación


1101 DPU 2000R EI 030K Se funde por carga


1102

Cooper FORM 4C133 (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




120

(Chacón Pault) p g


1103

DPU 2000R EI

(subestación) yCooper FORM6

ANSI EI (La

carpintera)

0



1 Ninguno

1104Cooper FORM 4C

1330

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


Tabla 51-Subestación de Guadalupe


en cascadaFusible

Máxima corriente

de cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desde

la subestación

(m)

Identificación










121

505

DPU 2000R VI

(subestación) Y

NULEC IEC EI (LaNación)



1 Ninguno

Guadalupe 1-2 DPU 2000R VI 020K Se funde por carga


Tabla 52-Subestación de Lindora


en cascadaFusible


la que coordina (A)


(m)

Identificación


2703

DPU 2000R VI

(subestación) y

Cooper FORM6

ANSI EI (Empaques

universal)






2707 DPU 2000R VI 0 100K Se funde por carga100T Se funde por carga



Tabla 53-Subestación de Heredia


FusibleMáxima corriente decortocircuito a la que

coordina (A)

Distancia desde lasubestación (m)



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




122

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

Circuito Disyuntor (fase) Dispositivosen cascada Fusible

Máxima corriente


Distancia desde

la subestación(m)

Identificacióndel tramo Nombre de la locación

1001

Cooper FORM6 164

(subestación) y …

EI (Bajos Virilla)



1 NO HAY DATOS

1002 Cooper FORM6 164 020K Se funde por carga


Tabla 55-Subestación de Porrosatí


en cascadaFusible

Máxima corriente

de cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desde

la subestación

(m)

Identificación


DPU 2000R VI

(subestación),

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


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



123

1302 REF615 ANSI EI

([1] La Máquina y

[2] La Amada) 1

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



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



Tabla 56-Subestación de Sabanilla parte 1


en cascadaFusible

Máxima corriente

de cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desde

la subestación

(m)

Identificación


701

DPU 2000R VI(subestación), DPU

2000R EI ([1A] Los

cuadros y [1B]

Rancho redondo) y

[2B] Cooper

FORM6 EI (Llano

G d )

0

80T 3.050,00

65T 4.400,00 0,00

50T 5.100,00 0,00



1B NO HAY DATOS

2B NO HAY DATOS



124

Grande) 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


704

DPU 2000R VI

(Subestación) y

DPU 2000R EI

([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 UCR50T 4.900,00 388,60 S358 5202



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


Tabla 57-Subestación de Sabanilla parte 2


en cascadaFusible

Máxima corriente

de cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desde

la subestación

(m)

Identificación


705

DPU 2000R VI

(Subestación) y

Cooper FORM6

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


1 Ninguno

DPU 2000R VI80T 3.330,00 4.331,90 1042.206107.1 78300 Enlace Miraflores

65T 4 700 00 2 018 70 1042 211897 1 AYA C d G d l



125

706

DPU 2000R VI

(Subestación) y

DPU 2000R EI (El

Alto)

065T 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



707

DPU 2000R VI

(Subestación) y

DPU 2000R EI

(Yoses)



708

DPU 2000R VI(Subestación) y

DPU 2000R EI ([1]

Calasanz y [2]

Barrio Punta)


1

80T 1.900,00 7.510,10 S400 Costado Norte Clínica Quesada Durán

65T 2.200,006.139,50

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 Guadalupe50T 4.900,00 237,20 638 Paso Hondo


Tabla 58-Subestación San Miguel parte 1


en cascadaFusible

Máxima corriente

de cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desde

la subestación

(m)

Identificación


DPU 2000R VI

(S b t ió )


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



126

2601

(Subestación) y

DPU 2000R EI

([1A] Paracito, [2A]Clodomiro Picado y

[1B] Pista de

Zurquí)

20T 2.520,00 8.732,50 1042,56358,36 Torres de Radio UCR



1B

65T 1.960,000,00

13586,51042,104871,4 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


2603

DPU 2000R VI

(Subestación) y

Cooper FORM6

ANSI EI

(Bouganvillia)



Tabla 59-Subestación San Miguel parte 2


en cascadaFusible


la que coordina (A)


(m)

Identificación



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



127

2602

DPU 2000R VI(Subestación) y

DPU 2000R EI

([1A] Lincoln y [1B]

Los colegios)

1A65T 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


1B

100T 2.640,00 7.388,00 1042,104672,34 Carga Propia de 7801



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


Tabla 60-Subestación del Sur


en cascadaFusible

Máxima corriente

de cortocircuito a

la que coordina (A)

Distancia desde

la subestación

(m)

Identificación











128

804 DPU 2000R VI 0Se u de po ca ga


Tabla 61-Subestación de la Uruca


en cascadaFusible


la que coordina (A)


(m)

Identificación


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



902

DPU 2000R EI ([0]

Subestación y [1]

Irazú)






Manual Para Coordinación de Fusibles en La Red de Media Tensión

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