Guía de protección y relés: selección, configuración y prueba de relés

Lo que realmente protege un relé de protección

Un relé de protección es quien toma las decisiones: mide la corriente/voltaje (y a veces la frecuencia, la potencia, la impedancia, los armónicos), aplica la lógica y emite un disparo a un disyuntor cuando las condiciones indican riesgo de daños o peligro para la seguridad. En el diseño práctico de protección y relés, usted protege:

• Equipos: transformadores, motores, generadores, cables, barras y alimentadores.
• Estabilidad del sistema: prevención de disparos en cascada durante fallas.
• Personas e instalaciones: limitar la duración del arco eléctrico y los potenciales de contacto inseguros.

Un modelo mental útil son las “zonas de protección”. Cada activo debe tener un límite claramente definido y un esquema de retransmisión principal, con protección de respaldo en sentido ascendente. El objetivo es que el relé primario se dispare primero; el respaldo se dispara solo si falla la protección primaria o el disyuntor.

Funciones principales de retransmisión que utilizará con más frecuencia

Los relés numéricos modernos implementan muchas funciones en un solo dispositivo. Los siguientes son componentes básicos comunes en aplicaciones de protección y relés, además de en qué son buenos:

Si necesita un punto de partida para muchos sistemas industriales y comerciales, un paquete de falla a tierra de sobrecorriente de fase combinada con curvas de tiempo bien coordinadas suele ser la base más rentable; luego agregue esquemas diferenciales, de reducción de arco eléctrico o de comunicaciones asistidas cuando el riesgo y la criticidad lo justifiquen.

Diseño del esquema de protección: zonas, selectividad y respaldo

Una filosofía práctica de protección y relés debería responder tres preguntas para cada tipo de falla: "¿Quién se activa primero?", "¿A qué velocidad?" y "¿Quién lo respalda si falla?". La jerarquía clásica es:

• Protección primaria: cubre la zona más pequeña y actúa más rápido.
• Respaldo local: la lógica de falla del interruptor dispara los interruptores aguas arriba si el interruptor local no se borra.
• Respaldo remoto: sobrecorriente/distancia retardada en el relé aguas arriba que borra la falla si fallan los esquemas locales.

Margen de coordinación que debes planificar

Para la coordinación de sobrecorriente graduada en el tiempo, los ingenieros comúnmente apuntan a un intervalo de tiempo de coordinación que cubra la tolerancia del tiempo de operación del relé, el tiempo de limpieza del interruptor y los efectos transitorios del CT/relé. En muchos entornos de campo, un rango inicial práctico es 0,2–0,4 segundos entre los dispositivos aguas abajo y aguas arriba en el mismo nivel de corriente de falla (ajuste según la velocidad del interruptor y el tipo de relé).

Una comprobación rápida de los “límites de zona”

Antes de finalizar la configuración, verifique que cada límite de zona sea físicamente significativo: las ubicaciones de los TI, las posiciones de los disyuntores y las desconexiones deben alinearse. Muchas operaciones incorrectas ocurren cuando los dibujos muestran un límite, pero el cableado del CT o la alineación de interruptores implementan otro.

Transformadores de instrumentos y cableado: el punto de falla oculto

El rendimiento de la protección y del relé está limitado por la cadena de medición. Si el relé nunca “ve” la falla correctamente, ninguna configuración delicada lo salvará.

Transformadores de corriente (CT): precisión versus saturación

La saturación del CT puede retrasar o distorsionar la corriente durante fallas altas, especialmente para elementos diferenciales y de alta velocidad. Las mitigaciones prácticas incluyen:

• Utilice clases de CT adecuadas para el servicio de protección y la corriente de falla anticipada (incluida la compensación de CC).
• Mantenga baja la carga secundaria: tramos cortos, tamaño de conductor correcto, terminaciones sólidas.
• Validar la polaridad y la relación en cada CT; un solo TC invertido puede anular la protección diferencial.

Transformadores de tensión (TT/PT): lógica de fusión y pérdida de potencial

La falla del fusible del TT puede simular fallas de subtensión o de distancia. Utilice supervisión de pérdida de potencial cuando esté disponible y asegúrese de que las prácticas de fusión secundaria de VT coincidan con las expectativas de su esquema. Si su relé usa polarización de voltaje, confirme cómo se comporta bajo pérdida de VT para no crear un punto ciego o una condición de disparo molesta.

Una regla práctica: si observa operaciones inexplicables, verifique el cableado, la carga, la polaridad y la conexión a tierra del CT/VT antes de cambiar la configuración. En muchas investigaciones, la causa raíz es Comportamiento del cableado o del transformador de instrumentos. , no el elemento de protección en sí.

Un flujo de trabajo práctico de configuración de relés con un ejemplo resuelto

A continuación se muestra un flujo de trabajo práctico que puede aplicar para la protección contra sobrecorriente del alimentador. No sustituye a un estudio de coordinación completo, pero previene los errores más comunes.

Flujo de trabajo paso a paso

1. Recopile datos del sistema: unifilares, impedancia del transformador, tamaños de conductores, tipos de interruptores, relaciones de CT y método de conexión a tierra.
2. Calcular expectativas de carga e irrupción: demanda máxima, arranques de motores, energización de transformadores.
3. Calcule los niveles de falla en los buses clave (mínimo y máximo): incluya variaciones de fuente y contribución del motor cuando corresponda.
4. Seleccionar los elementos de protección: fase OC, falla a tierra, instantánea, direccional si se requiere.
5. Coordine las curvas de tiempo desde aguas abajo hasta aguas arriba con un margen deliberado (no "observe" las intersecciones cercanas).
6. Validar contra objetivos de protección: no disparo con carga normal, disparo por falla dentro del tiempo requerido, operación de respaldo correcta.
7. Documente cada suposición y establezca los fundamentos para que los cambios futuros sigan siendo coherentes.

Ejemplo resuelto (números típicos)

Considere un alimentador de 480 V con una corriente de carga completa de 300 A y una relación CT de 600:5. Un enfoque inicial común es:

• Arranque de sobrecorriente de tiempo de fase cerca 1,25× carga máxima esperada (para evitar disparos molestos), luego ajuste según los arranques y la diversidad del motor.
• Elemento instantáneo configurado por encima de la falla máxima aguas abajo (para preservar la selectividad), o deshabilitado cuando la selectividad es crítica.
• Captador de falta a tierra elegido para detectar faltas a tierra de bajo nivel respetando el sistema de puesta a tierra; para sistemas conectados a tierra por resistencia, esto puede ser sustancialmente menor que los captadores de fase.

En muchas instalaciones, mejorar el rendimiento del arco eléctrico depende menos de reducir las activaciones y más del uso de una lógica más rápida durante el mantenimiento (por ejemplo, una entrada al modo de mantenimiento) manteniendo intacta la coordinación normal. El resultado defendible es: rápido cuando las personas están expuestas, selectivo cuando la planta está en funcionamiento .

Relés de protección modernos: lógica, comunicaciones e IEC 61850

Los sistemas de protección y retransmisión utilizan cada vez más esquemas asistidos por comunicaciones para mejorar la velocidad y la selectividad. Los patrones comunes incluyen disparos permisivos, esquemas de bloqueo y disparos de transferencia. IEC 61850 permite modelos de datos estandarizados y mensajería de alta velocidad (por ejemplo, GOOSE) que pueden reemplazar los enclavamientos cableados en muchos diseños.

Donde las comunicaciones ayudan más

• Protección de línea: limpieza más rápida con esquemas permisivos en comparación con la calificación por tiempo puro.
• Coordinación de fallas de barras y disyuntores: lógica determinista y reporte de eventos mejorado.
• Visibilidad operativa: la oscilografía y los registros de eventos reducen el tiempo de resolución de problemas después de los disparos.

Control cibernético y de configuración (no opcional)

Debido a que los relés modernos son puntos finales programables, el control de la configuración es parte de la confiabilidad. Trate los archivos de configuración y las asignaciones de comunicación como artefactos controlados: mantenga el historial de versiones, restrinja el acceso y valide los cambios mediante un proceso de prueba. Una práctica operativa sólida es exigir una revisión por pares para cualquier cambio que pueda alterar la lógica de disparo.

Pruebas y puesta en marcha: cómo se ve lo "bueno" en el campo

Un esquema de protección y relé es tan bueno como su puesta en servicio. Los relés numéricos proporcionan diagnósticos completos, pero aún es necesario probar la ruta de disparo de extremo a extremo: detección → lógica → contactos de salida → bobina de disparo del interruptor → limpieza del interruptor.

Lista de verificación de puesta en servicio (práctica)

• verificación de polaridad, relación y fase del CT; puesta a tierra secundaria comprobada y documentada.
• polaridad del TT y mapeo correcto fase a fase / fase a neutro; Lógica de pérdida de potencial verificada.
• Verificación del circuito de disparo: continuidad de la bobina de disparo, suministro de CC, alarmas de supervisión y mapeo correcto de contactos de salida.
• Pruebas de inyección secundaria: captaciones, curvas de tiempo y comportamiento direccional validados frente a la configuración.
• Cuando se utilizaron pruebas de extremo a extremo para disparos asistidos por comunicaciones (incluido el comportamiento a prueba de fallas en caso de pérdida de comunicaciones).
• Captura de registros de eventos verificada: registros de perturbaciones, sincronización horaria y denominación correcta de las estaciones.

Un criterio de aceptación práctico es que el tiempo de disparo medido (limpieza del interruptor de salida de operación del relé) sea consistente con los supuestos de diseño. Para muchas aplicaciones, se espera que una operación de protección "instantánea" sea del orden de algunos ciclos de frecuencia industrial para la decisión de relevo más la liberación del disyuntor, pero el objetivo exacto debe coincidir con el plan de coordinación y el disyuntor.

Solución de problemas de malas operaciones: aislamiento rápido de la causa raíz

Cuando un relé se dispara inesperadamente, la forma más rápida de aislar la causa raíz es utilizar una secuencia disciplinada que separe "lo que midió el relé" de "lo que experimentó el sistema". Utilice primero los informes de eventos de retransmisión y la oscilografía; a menudo son más fiables que las suposiciones hechas a posteriori.

Preguntas de alto rendimiento para responder

• ¿Qué elemento se afirma (por ejemplo, tiempo OC, instantáneo, diferencial, subtensión)?
• ¿Las formas de onda muestran una firma de falla real (magnitud de corriente, cambio de fase, secuencia negativa, corriente residual)?
• ¿Estaba el relé correctamente polarizado (VT presente, asignación de fases correcta) en el momento de la operación?
• ¿Podrían la saturación del TC o un error de cableado explicar las mediciones (corriente plana, corrientes de fase no coincidentes)?
• ¿Se abrió realmente el disyuntor o experimentó un escenario de falla del disyuntor?

Un ejemplo común: el diferencial se dispara al energizar el transformador cuando la restricción de irrupción está deshabilitada o mal configurada. Otro problema frecuente es la “vibración del captador” por falla a tierra causada por un cableado residual incorrecto o una conexión secundaria del CT suelta. En ambos casos, los cambios de configuración por sí solos son riesgosos a menos que confirmes que la cadena de medición es correcta.

Elegir el relevo adecuado para el trabajo

La selección de un relé de protección debe basarse en los tipos de fallas, la criticidad y la capacidad de mantenimiento, no solo en el número de funciones. Utilice los criterios siguientes para evitar comprar en exceso o, peor aún, desproteger.

Criterios de selección que importan en la práctica

• Funciones de protección requeridas: incluir expansión futura (alimentadores adicionales, DG, desempates).
• Entradas/salidas: bobinas de disparo, estado del interruptor, enclavamientos, modo de mantenimiento, alarmas.
• Comunicaciones: soporte de protocolo SCADA, necesidades IEC 61850, método de sincronización horaria.
• Registros de eventos: profundidad de captura de formas de onda, activadores y facilidad de recuperación.
• Mantenibilidad operativa: configuración de la disponibilidad del software, compatibilidad con plantillas y huella de capacitación.

Una declaración de resultados práctica para la mayoría de los proyectos es: estandarizar familias de relevadores y establecer plantillas siempre que sea posible . La estandarización reduce el tiempo de ingeniería, simplifica los repuestos y mejora la respuesta a incidentes porque los técnicos reconocen patrones en los informes y la lógica de eventos.