Capítulo 16

Indicadores de Fallas 16.1 Principios de Operación La complejidad de los sistemas de distribución de potencia, en constante incremento, aunada a la creciente demanda pública de más eficiencia y reparación más rápida de interrupciones en el sistema, requiere de dispositivos que permitan localizar tales fallas de manera más simple y efectiva.

Un análisis efectuado en los sistemas de distribución de potencia actuales muestra que el uso de detectores de fallas automáticos, situados a intervalos regulares a todo lo largo de los mismos, brinda la solución más económica para la detección y localización de fallas.

Dichos detectores deben tener las siguientes características: a) Capacidad para detectar las fallas transitorias más rápidas y responder a todas las condiciones de

fallas antes que los fusibles de más alta velocidad utilizados. b) Proporcionar una lectura totalmente definida y ser legible a distancia. c) Detectar las sobrecorrientes con precisión y restablecerse instantáneamente cuando la corriente

de línea vuelva al valor de la corriente normal. d) El mecanismo indicador debe ser capaz de proporcionar un registro de las fallas después de que

la línea haya sido desenergizada. e) Resistentes a la corrosión para que puedan operar adecuadamente en ambientes con alta

concentración de humedad. f) Como características deseables adicionales se encuentran: su instalación rápida sobre las líneas

existentes sin desconectarlas y una larga vida activa.

En la práctica, los indicadores de falla en una red de distribución subterránea se instalan en cada transformador tipo pedestal o sumergible. Para localizar la sección de falla del circuito, se sigue la trayectoria de distribución desde la alimentación hasta la carga, revisando cada detector automático de fallas a lo largo de la misma. Cuando se identifica un detector con indicación de que ha ocurrido una falla, ésta se sitúa entre el detector con indicación de "falla" y el siguiente detector con indicación de "normal".

Los indicadores de falla modelos EC-l00 y EC-300 son dispositivos, totalmente sumergibles, de

estado sólido, resistentes, capaces de soportar las condiciones más severas encontradas en líneas aéreas y subterráneas. Consisten en un transductor sensible a la corriente que pasa sobre la línea monitoreada y un indicador.

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Figura 16.1 Curvas tiempo-corriente de un indicador Edison y un fusible GE. Inserto: Curva de respuesta de un indicador EC

El indicador mostrará la letra F en la carátula cuando la corriente de línea exceda al valor

especificado por el usuario para que sea la corriente de falla. Cuando la corriente de línea retorna a los niveles normales, el indicador se restablecerá automáticamente y la indicación será una letra N sobre la carátula. Si se interrumpe la energía en la línea en cualquier momento, por cualquier razón, los modelos EC-100 y EC-800 continuarán indicando el último estado de la corriente de línea antes de que se suspendiera la energía.

Para el diseño de los indicadores de fallas modelos EC-100 y EC-300, se ha tomado en cuenta en forma muy especial que sean capaces de brindar instantáneamente la lectura de las condiciones de la corriente de línea, así como de permitir al usuario coordinar los indicadores con los fusibles limitadores de corriente más rápidos de que se disponga (figura 16.1). Los modelos EC-100 y EC-300 reaccionarán con los transitorios de falla de tan pequeña duración como 200 microsegundos, para

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cortocircuitos momentáneos, cuando los árboles rocen los cables, en corrientes anormales momentáneas, etc. La unidad indicará la falla durante el periodo en que la corriente sea mayor que la permitida, y volverá a su estado normal cuando en la línea se restablezcan las condiciones normales.

Las ventajas más sobresalientes en los modelos EC-100 y EC-300 son las siguientes: a) Núcleo cerrado de ferrita. b) Totalmente sumergible. c) Precisión del indicador de +5% de la corriente nominal. d) Amplios límites de temperatura de operación, desde -40 °C a +85 °C.

En el diseño del elemento sensor se han considerado las características de diversos sensores

que, dependiendo del material con que sean hechos los núcleos, se clasifican en saturados y no saturados. Y, en función de cómo se forme el circuito magnético, se definen como de núcleo abierto o de núcleo cerrado. Las características de cada uno de ellos son: Saturación Al tener un circuito magnético, el hecho de utilizar un material con suficiente capacidad para magnetizarse, como puede ser el acero, el problema que se presenta es que, a medida que se incrementa la corriente del sistema, mayor será la potencia transmitida por el cable de enlace del sensor y la carátula; pudiendo darse el caso de tener, por efecto de dicha potencia, un incremento de temperatura tal que puede ocasionar la destrucción del indicador, o bien, riesgos a los trabajadores que revisarán la red de distribución.

Al utilizar un núcleo del tipo saturado, como es el caso del núcleo de ferrita, la corriente de saturación es tan pequeña, debido a las propiedades tan pobres de magnetización del núcleo, que, incluso al tener mayor corriente en el cable, la potencia transmitida por el sensor a la carátula será tan pequeña que el calor generado apenas elevará la temperatura de la carátula en uno o dos grados centígrados. Núcleo cerrado o abierto Al tener el sensor abierto en alguno de sus extremos y estar instalado en una red en la cual existen varios cables instalados, el problema que puede presentarse es que la acción magnética de los cables que rodean al sensor puede ejercer ciertos disturbios en el indicado en cuestión y, en consecuencia, restarle confiabilidad y precisión.

En el caso de los modelos EC-100 y EC-300, el núcleo es del tipo cerrado y no tendrá la influencia de otros cables colocados alrededor del sensor; además, la forma de cerrar el circuito magnético es tal que el núcleo siempre estará en esa posición, debido a los elementos rígidos utilizados para mantenerlo en ella. Existen algunos núcleos que permanecen cerrados debido a la acción de un resorte, y el problema que se puede presentar es que, por efectos de las maniobras de instalación, se lleguen a desalinear las partes móviles del núcleo y, por lo tanto, quede de la forma de núcleo abierto.

En la figura 16.2 se ilustran los diferentes tipos de núcleos y se aprecia la forma en que pueden ser influenciados por la acción de cables adyacentes. Lógicamente, los factores que determinan la influencia de cables adyacentes serán: la magnitud de la corriente que circule y la distancia entre uno y otro.

16.2 Guías de Utilización Considérese una falla en un sistema de distribución subterráneo, tal como el normalizado por CFE para áreas residenciales: en anillo, con operación radial, abierto aproximadamente en su centro de carga y provisto con un medio de seccionalización en todos los transformadores y derivaciones del anillo.

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Figura 16.2 Formas típicas de núcleos sensores de indicadores de falla, mostrando la acción que tienen los cables adyacentes sobre la operación de las unidades

Figura 16.3 Formas típicas de núcleos sensores de indicadores de falla, mostrando la acción que tienen los cables adyacentes sobre la operación de las unidades

Considérese que la falla se ha presentado entre los transformadores T4 y T5, y que el switch 2 de

T7 está normalmente abierto, en el sistema presentado en la figura 16.3. Suponiendo que no estuvieran instalados los indicadores de falla, se procederá a efectuar las siguientes operaciones: 1. Inspección visual de cada transformador en sus terminales. 2. Verificar que ningún tramo del cable se haya sometido a daño mecánico.

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3. Seccionar el sistema por medio de aperturas y cierres, o por bisección, partiendo del switch 1 de T4, en el centro de la mitad del anillo que está fuera de servicio.

4. Seccionar en tres etapas con operación de switcheo. 5. Verificación de la falla antes de cualquier seccionalización. 6. Posible aumento a 7 etapas de seccionalización. 7. Localización de tramo de la falla. 8. Localización de la falla.

Suponiendo que en cada transformador o punto de switcheo hubiera un indicador de fallas, las operaciones a efectuar serían las siguientes: 1. Inspeccionar los indicadores de falla, en forma secuencial o al azar. 2. Establecer la localización del tramo de la falla. 3. Localización de la falla.

Pueden disponerse de dos opciones con indicadores de falla para localizar las fallas en el sistema.

Contemplando la segunda opción, tiene una ventaja principal que incluye inversiones financieras relativamente reducidas sobre el equipo, puesto que sólo son necesarios indicadores de falla para equipar a las cuadrillas. Sin embargo, algunas desventajas podrían resumirse en: a) Tiempo utilizado para la determinación del lugar en el que se colocarán los I.F. portátiles. b) Limpieza suficiente para la operación. c) Limpieza o fumigación del lugar. d) Instalación de indicadores. e) Cambio de fusibles y que se cierre de nuevo el sistema. f) Verificación de posición en los indicadores (falla o normal). g) Localización de la falla.

Estas desventajas tienden a aumentar el costo de la simple operación de localizar la falla, por lo que se desprende que el uso de indicadores de falla permanentes es el más recomendado. Coordinación con fusibles o dispositivos de protección Un indicador de falla ideal sólo respondería cuando actuara el dispositivo de protección en el circuito. Las curvas tiempo-corriente establecidas para los indicadores permiten estudios de coordinación para tiempos mayores de 1 ciclo. La figura 16.4 muestra las curvas representativas de algunas unidades disponibles. Los valores abajo de 0.01 seg no son prácticos para los estudios de coordinación, puesto que por lo común no se cuenta con las curvas de dispositivos de protección para esos tiempos, y no hay acuerdo general en los métodos para cubrir esta área. Si el dispositivo puede actuar en tiempos menores que 1 ciclo, es prudente consultar al fabricante respecto a los datos de prueba actualizados. La figura 16.1 muestra una comparación entre curvas tiempo-corriente de un indicador Edison y un fusible marca GE de acción rápida. En la figura 16.1 también se tiene la gráfica obtenida en un osciloscopio de la respuesta de un indicador EC, establecido a 225 amperes R.M.S., correspondiente a un nivel de funcionamiento de 335 amperes pico y una corriente de falla de 4000 amperes.

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Figura 16.4 Curvas representativas de dos diferentes indicadores con núcleos diferentes

Normas de indicadores de falla de restablecimiento automático Un producto de esta naturaleza requiere cierto grado de normalización para asegurar una comprensión mutua entre usuario y fabricante. Varias asociaciones en los Estados Unidos han tomado esta tarea, y en la tabla 16.1 se listan aquellos requisitos que se consideran significativos, así como los valores propuestos por los diferentes grupos.

Tabla 16.1 Requisitos para indicadores de falla de restablecimiento automático

Requisitos Comité de T y D, IEEE Comité de I y D, EEI Comité Western Underground

Capacidades en amperes R.M.S. simétricos

200, 400, 600, 800, 1000, 1200

100, 200, 300, 400, 600, 800, 1000, 1200

100, 200, 300, 400, 600, 800, 1000, 1200

Tolerancia +5% +5% +10% Corriente de restablecimiento, amperes, R.M.S.

3.5 + 5% 3 máx. 3 máx.

Diámetro interno del núcleo (pulg) 1.5, 2.0, 2.5 2.0 1.5, 2.0, 2.5 Longitud de la punta del cable hasta el indicador (pies)

6 8 6

Temperatura de operación (°C) De -20 a +55 De -40 a +85 De -40 a +85 Capacidad para soportar la falla, amperes R.M.S. simétricos

25 kA, 0.17 seg 20 kA, 10 ciclos 20 kA

Altura de las letras “N” (normal) y “F” (falla) en pulgadas, mínima

1/4” 3/8” 1/4”

En todos los casos es necesario indicar: nombre del fabricante, modelo, corriente de disparo y fecha de fabricación; además:

Corriente de restablecimiento

Corriente de restablecimiento y

tiempo de respuesta

Inmersión en agua Ciclo de calentamiento a 1 pie de profundidad, 3 semanas a 6 pies de

profundidad

10 pies 15 pies, 168 horas

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16.3 Selección e Instalación Los indicadores de falla Edison-control se presentan en las siguientes configuraciones y especificaciones: 1. Modelo EC-100 OH. Disparo rápido, aéreo, parte 01.

Una unidad de rápido funcionamiento (1 microseg), de una sola fase, con indicador integrado, con núcleo para aplicación manual o remota, para cables aéreos.

2. Modelo EC-100. Disparo rápido, señalización remota, parte 02. De las mismas especificaciones que la parte 01, pero con el indicador remoto montado desde el núcleo sensor por medio de un cable (longitud estándar: 1.8 m).

3. Modelo EC-300. Rápido, 3 fases con restablecimiento individual, parte 03. Un sistema de nivel de fase de rápido funcionamiento, con 3 núcleos sensores que alimentan un solo indicador. La reposición se efectúa al restablecer la energía en cualquiera de los 8 cables.

4. Modelo EC-800. Tres fases, restablecimiento general, parte 04. Una unidad de funcionamiento rápido similar a la parte 03, pero que requiere el restablecimiento de energía en los 3 cables para reponer el indicador.

Tabla 16.2 Características y selección

Modelo Descripción X Y

(Calibración en amperes)

L (Longitud del

cable en metros) EC-100 OH Señalización (carátula

indicadora en condición de falla) integrada al núcleo, disparo rápido

01 EC-100 Señalización remota,

disparo rápido, monofásico

02

1.8 metros longitud estándar

EC-300 Señalización remota, disparo rápido, trifásico, restablecimiento individual

03 EC-800 Señalización remota,

disparo rápido, trifásico, restablecimiento combinado

04

Cualquier magnitud de corriente de 50 a 1500 amperes estándar: 200, 400, 600 amperes

Indicar en metros otra longitud deseada

Método de selección

Modelo X Y L Ejemplo: Seleccionar el indicador de falla de señalización remota, con longitud estándar del cable, para un sistema de distribución residencial monofásico, calibrado a 200 amperes:

EC-100 – 02 – 200 – 1.8

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Instalación Con el objeto de revisar la condición de falla o normal en los indicadores, se instalan las carátulas de tal forma que se puedan revisar sin tener que abrir las puertas del equipo, reduciendo así el tiempo de revisión; para el efecto, se cuenta con estuches que contienen todos los elementos con los cuales llevar a cabo el montaje, como son: • Placa de material plástico. Resistente a la acción de la intemperie y al abuso mecánico, su función

es la de proteger la carátula del indicador; como es transparente, no impide la revisión del indicador.

• Tornillos para fijación. Para fijar la placa al equipo y la carátula a la placa. • Plantilla autoadherible de dimensiones. Para indicar los barrenos necesarios para llevar a cabo la

instalación y poder revisar la carátula del indicador.

Figura 16.5 Instalación de la carátula sobre la pared lateral de un transformador tipo pedestal

En la figura 16.5 se ilustra la instalación de la carátula de los indicadores sobre la pared lateral de un transformador tipo pedestal; y en la figura 16.6 se muestran los elementos que contiene el estuche para instalación de la carátula sobre la pared lateral del equipo y su lectura desde el exterior.

Figura 16.6 Componentes del juego para instalar la carátula del indicador en la pared lateral del equipo

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La forma correcta de instalar el elemento sensor en un cable de distribución subterráneo es la mostrada en la figura 16.7.

Figura 16.7 Instalación del elemento sensor en un cable de distribución subterráneo

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