Curvas de coordinación: Bay-O-Net y protección de reconexión en el tramo de entrada

Las curvas de coordinación de Bay-O-Net determinan si un fusible elimina una falla antes de que se active el reconectador o el interruptor situado aguas arriba, y si lo hace con margen suficiente para soportar las perturbaciones normales del sistema. Cuando se produce una falla aguas abajo de un transformador de distribución, la interpretación correcta de estas curvas de coordinación es lo que distingue un esquema de protección que aísla un único transformador de otro que provoca un apagón en todo un ramal. Un error en este aspecto puede dejar a los clientes sin suministro debido a bloqueos innecesarios o permitir que una falla persista el tiempo suficiente como para dañar los devanados del transformador.

Lo que muestran las curvas de coordinación en un esquema de protección Bay-O-Net

Qué representa una curva de características de tiempo-corriente (TCC)

Una curva TCC representa gráficamente el tiempo que tarda un dispositivo de protección en actuar en función de la intensidad de la corriente a la que se ve sometido, casi siempre en una escala logarítmica doble. En el caso de un fusible Bay-O-Net, la curva suele mostrar dos límites: el tiempo mínimo de fusión y el tiempo total de desconexión, separados por un intervalo de arco eléctrico. Con una corriente de fallo de aproximadamente 500 A, un eslabón con una capacidad nominal de 15 A suele interrumpir el circuito en menos de un segundo, mientras que entre 3.000 A y 3.500 A —cerca del límite práctico de interrupción para los eslabones Bay-O-Net de tipo expulsión— el tiempo de interrupción se reduce a unos pocos ciclos. La curva del reconectador aguas arriba se traza en los mismos ejes utilizando sus características de funcionamiento rápido y lento (o retardado), que suelen extraerse de la familia de curvas programadas del relé en lugar de un valor fijo de la ficha técnica.

Ubicación del Bay-O-Net Link con respecto a los dispositivos situados aguas arriba

En un esquema típico de protección de un transformador de distribución montado en plataforma, el Bay-O-Net constituye la primera línea de defensa frente a fallos en el lado secundario y fallos moderados en el lado primario, mientras que el reconectador de la empresa eléctrica o el interruptor de la subestación actúan como respaldo a una distancia de entre varios cientos de metros y varios kilómetros aguas arriba. En la práctica, los ingenieros que ponen en servicio una nueva conexión de transformador suelen encontrarse con que la curva de disparo rápido del reconectador se ha ajustado de forma genérica para el ramal, en lugar de adaptarse a la capacidad nominal del fusible del transformador concreto —una discrepancia que solo sale a la luz cuando se superponen las dos curvas, en lugar de limitarse a comparar los valores nominales de la placa de características—. La norma IEEE C37.42 (Sección 7, Requisitos de las características tiempo-corriente) establece los criterios de rendimiento para estas curvas, y la metodología de ensayo subyacente se define en la norma IEEE C37.41; por lo tanto, solicitar la curva de ensayo subyacente, y no solo una tabla resumen, merece la pena como paso adicional cuando la precisión es importante.

En Conjunto de fusibles Bay-O-Net La familia de productos a la que se hace referencia en los estudios de coordinación suele abarcar la clase de distribución de 15/25 kV, y los valores nominales de los enlaces suelen oscilar entre 2 A y 50 A, dependiendo de los kVA del transformador.

[Perspectiva del experto]

• Solicita siempre la curva de ensayo sin procesar del fabricante del fusible, no una tabla resumida, ya que los datos resumidos pueden ocultar la amplitud del intervalo de arco eléctrico, que resulta importante en caso de corrientes de fallo elevadas.
• Los ajustes de la curva rápida del reconectador suelen ser valores predeterminados para toda la línea de distribución, no específicos de cada transformador; nunca des por sentado que se han ajustado para tu instalación.
• Una comparación de curvas basada únicamente en los valores nominales de la placa de características (kV, A) no aporta ninguna información sobre la separación temporal real; solo una superposición de curvas lo hace.

Por qué es importante la coordinación entre Bay-O-Net y el reconectador en la práctica

El análisis de la curva de coordinación puede parecer un mero ejercicio teórico hasta que un transformador concreto empieza a provocar cortes de suministro en toda la línea de distribución. En la resolución de averías sobre el terreno, la falta de coordinación entre un fusible Bay-O-Net y un reconectador situado aguas arriba suele manifestarse en forma de uno de dos síntomas distintos, y la solución varía en función de cuál de ellos se presente.

Síntoma de falta de coordinación n.º 1: bloqueo indeseado del reconectador debido a la corriente de arranque del transformador

Cuando un transformador de distribución se conecta a la red, la corriente de arranque puede alcanzar momentáneamente entre 8 y 12 veces la corriente nominal del transformador durante una fracción de segundo, antes de estabilizarse en los niveles normales de carga. Si la curva de disparo rápido del reconectador se sitúa demasiado cerca de la curva de fusión del Bay-O-Net a esa magnitud de corriente, el reconectador puede interpretar una puesta en servicio rutinaria como una falla y bloquearse, dejando sin suministro a todos los clientes de la línea de distribución en lugar de aislar únicamente el transformador afectado. Los equipos de campo suelen informar de este patrón tras el restablecimiento de un corte programado, cuando varios transformadores se vuelven a energizar de forma secuencial y el ramal se dispara en la segunda o tercera activación —un indicio de que el margen de coordinación era adecuado para la corriente de arranque de un solo transformador, pero no para la carga acumulada—.

Síntoma de falta de coordinación n.º 2: el fusible no se abre antes de que se dispare el reconectador

El modo de fallo opuesto es menos visible, pero más perjudicial. Si el tiempo de desconexión del Bay-O-Net ante una corriente de fallo determinada —digamos, entre 2.000 A y 2.500 A— se prolonga más allá del tiempo de funcionamiento de la curva rápida del reconectador, este se abre primero, lo que vuelve a dejar fuera de servicio toda la línea de distribución por un fallo que debería haberse aislado en un único transformador. Peor aún, si el reconectador está configurado para reconectar automáticamente, el transformador sufre un segundo evento de corriente de arranque más la falla antes de que el fusible tenga oportunidad de desconectar en el primer intento, lo que acelera la tensión térmica sobre el elemento fusible y, en casos límite, sobre el propio devanado del transformador.

Ambos síntomas se deben a una misma causa: en realidad, las dos curvas nunca se superpusieron ni se contrastaron con los datos reales de corriente de arranque y de fallo de esa instalación concreta, sino que solo se compararon sobre el papel en función de la corriente nominal o la clase de tensión.

Cómo leer y comparar dos curvas en el mismo gráfico

Superposición Curvas de coordinación de Bay-O-Net La comparación con una curva de reconexión aguas arriba es un proceso mecánico, pero la secuencia es importante: saltarse un paso es la razón más habitual por la que los ingenieros calculan mal un margen que parece adecuado sobre el papel, pero que falla en la práctica.

Paso 1: Trazar ambas curvas en el mismo eje logarítmico-logarítmico

Ambas curvas deben tener las mismas escalas de corriente (eje x) y tiempo (eje y); normalmente, la corriente oscila entre unos 10 A y 10 000 A, y el tiempo, entre 0,01 s y 1 000 s. Combinar la curva de fusibles de un fabricante, representada en un programa informático, con una curva de relés exportada desde otro programa es una causa habitual de desajuste visual; comprueba siempre que ambas curvas utilicen las mismas unidades de referencia de corriente y tiempo antes de comparar sus formas.

Paso 2: Identificar el rango de corriente de fallo de interés

En lugar de comparar las curvas en todo su rango, marque el intervalo real de corriente de fallo relevante para la instalación —normalmente delimitado por la corriente de fallo mínima (a menudo en el extremo más alejado del conductor secundario) y la corriente de fallo máxima disponible (por lo general, en los terminales del transformador)—. Un transformador de distribución puede presentar un rango de corriente de fallo de aproximadamente 800 A en el extremo mínimo hasta 4.000 A en los terminales, y la coordinación solo tiene que mantenerse en ese intervalo, no a lo largo de toda la curva.

Paso 3: Mide la separación vertical (en el tiempo) en cada punto de corriente

En varios puntos del rango de corriente de falla, lee el valor de tiempo en ambas curvas y toma nota de la diferencia. La curva de tiempo de desconexión total del Bay-O-Net debería situarse claramente por debajo de la curva rápida del reconectador en todos los puntos del rango —no solo en los extremos—, ya que las curvas pueden cruzarse en el centro incluso cuando parecen separadas en ambos extremos.

En la práctica, los ingenieros que revisan un estudio de coordinación por primera vez suelen detenerse tras comprobar la forma general de las curvas y pasan por alto un punto de cruce con un margen estrecho que queda oculto en medio del tramo; por eso, la comprobación punto por punto a lo largo de toda la ventana, y no solo la inspección visual, es una práctica habitual en cualquier proyecto que implique Selección de accesorios para transformadores en los que la coordinación de la protección es uno de los resultados esperados.

Configuración y verificación de los márgenes de coordinación

Una vez Curvas de coordinación de Bay-O-Net Una vez representadas y superpuestas en el rango de corriente de falla pertinente, lo que queda por hacer es determinar cuánto tiempo de separación se considera “suficiente” y realizar los ajustes necesarios para tener en cuenta las condiciones que desplazan las curvas respecto a sus posiciones en el catálogo.

Margen de tiempo mínimo entre curvas

Las prácticas de coordinación de las empresas de suministro eléctrico suelen fijar un margen de tiempo mínimo, comprendido entre 0,1 s y 0,4 s, entre la curva de desconexión total de Bay-O-Net y la curva rápida del reconectador en cualquier punto de corriente dado, aunque este margen suele establecerse según la propia norma de coordinación de protecciones de cada empresa de suministro eléctrico, en lugar de según un único requisito fijo del IEEE — el concepto de «intervalo de tiempo de coordinación» al que se hace referencia en la norma IEEE 242 (Práctica recomendada para la protección y coordinación de sistemas eléctricos industriales y comerciales) proporciona un marco general, pero el margen numérico específico siempre debe confirmarse consultando la guía de coordinación de la empresa de suministro local. Los márgenes más estrechos que este pueden verse anulados por la tolerancia de fabricación normal del propio eslabón fusible, que suele suponer un porcentaje considerable en el tiempo de fusión, incluso dentro del mismo lote de producción.

Compensación de la subida de tensión en carga fría y la corriente de arranque

Hay dos condiciones que suelen desviar el punto de funcionamiento efectivo de la curva de estado estacionario y que deben comprobarse por separado, en lugar de dar por sentado que se encuentran dentro del margen estándar.

La subida de carga en frío se produce tras un corte prolongado del suministro, cuando todas las cargas termostáticas acumuladas (calefacción, aire acondicionado, calentadores de agua) se reconectan simultáneamente, generando corrientes sostenidas muy por encima de la carga normal —a veces entre 2 y 4 veces la corriente nominal durante decenas de segundos, en lugar de milisegundos—. Esta duración es lo suficientemente larga como para intersectar la parte inferior de ambas curvas, por lo que es necesario volver a comprobar el margen en ese punto concreto, y no solo en el caso de corrientes de fallo de corta duración.

La corriente de arranque del transformador, por el contrario, es un fenómeno breve de gran intensidad, que suele ser de entre 8 y 12 veces la corriente nominal durante mucho menos de un segundo, y que decae rápidamente. Dada su brevedad, algunas curvas rápidas de los reconectadores incorporan un breve retardo o un ajuste de restricción de la corriente de arranque específicamente para superarla sin tratarla como una falla; confirmar si ese ajuste está activo forma parte de la verificación del margen, y no es algo que deba darse por sentado a partir de la función indicada en la placa de características del relé.

Tabla de referencia de márgenes de coordinación

Comprobar estos márgenes con los ajustes reales de los relés, en lugar de con las curvas genéricas de los catálogos, marca la diferencia entre un estudio de coordinación que funciona en la práctica y uno que solo funciona sobre el papel.

[Perspectiva del experto]

• Un margen que cumple los requisitos en los extremos del rango de fallos puede seguir fallando con una corriente en el punto medio del rango; comprueba siempre el punto medio, no solo los extremos.
• La respuesta a la carga en frío es fácil de pasar por alto, ya que no se trata de una “fallo” en el sentido tradicional, aunque su duración es lo suficientemente larga como para solaparse con las curvas de protección.
• Comprueba si el ajuste de limitación de corriente de arranque del reconectador está realmente activado; se suele dar por hecho que lo está, pero esto no se verifica hasta que se produce una desconexión indeseada.

Verificación sobre el terreno y comprobaciones de puesta en servicio

Un estudio de coordinación realizado sobre el papel sigue necesitando una verificación sobre el terreno antes de que un transformador entre en servicio definitivo, ya que los ajustes aplicados en el relé o extraídos de la curva genérica del fabricante no siempre coinciden con lo que realmente se programa e instala in situ.

Verificación de la curva de programación real del reconectador

La discrepancia más habitual entre un estudio teórico y la realidad sobre el terreno es que la familia de curvas, el multiplicador o el ajuste del dial de tiempo del reconectador se hayan modificado tras finalizar el estudio de coordinación —a veces por parte de un equipo de ingeniería diferente que responde a un problema no relacionado con la línea de distribución—. Antes de poner en servicio una nueva conexión de transformador, comprobar los ajustes actuales del reconectador directamente en el relé (y no en el plano de diseño original) y volver a confirmar que coinciden con el estudio es una comprobación de cinco minutos que permite detectar una parte significativa de los casos de descoordinación sobre el terreno.

Comprobación de la intensidad nominal del eslabón fusible instalado

Una segunda discrepancia frecuente sobre el terreno es la instalación de un fusible con una intensidad nominal diferente a la especificada en el estudio de coordinación —normalmente porque un equipo de campo sustituyó un fusible disponible durante una reparación de emergencia sin actualizar el estudio—. La comprobación de la corriente nominal del eslabón instalado —que, en aplicaciones de Bay-O-Net, suele situarse entre 2 A y 50 A, dependiendo de los kVA del transformador— frente al valor nominal previsto en el estudio debería formar parte de cualquier lista de comprobación de puesta en servicio, en lugar de dejarse únicamente en la documentación del diseño original.

Documentación del margen de coordinación «tal y como quedó»

Una vez confirmados ambos valores, registrar el margen real observado en dos o tres puntos representativos de la corriente de fallo —y no limitarse a anotar “coordinación confirmada”— proporciona a los futuros ingenieros una referencia con la que comparar en caso de que la configuración del ramal cambie más adelante. Esta documentación «tal y como quedó» es también la que utilizan los equipos de campo como referencia durante el diagnóstico de averías tras un incidente, siguiendo un flujo de trabajo estructurado para determinar la causa raíz en lugar de una resolución de problemas ad hoc.

Errores habituales de coordinación y cómo corregirlos

La mayoría de los fallos de coordinación sobre el terreno se deben a un pequeño conjunto de errores recurrentes, cada uno de los cuales es fácil de corregir una vez identificado.

Error: No tener en cuenta la reducción de potencia debida a la temperatura ambiente

Las curvas de fusión de los eslabones fusibles Bay-O-Net suelen publicarse a una temperatura ambiente de referencia, a menudo de 25 °C, pero los transformadores de distribución funcionan en un rango mucho más amplio: desde temperaturas por debajo del punto de congelación hasta bien por encima de los 40 °C en entornos cerrados durante los picos de carga del verano. Un elemento fusible que funciona a una temperatura ambiente elevada se funde más rápido de lo que sugiere su curva publicada, ya que comienza más cerca de su umbral térmico antes de que se aplique cualquier corriente de fallo. Los ingenieros que comparan las curvas sin aplicar una corrección por temperatura ambiente a veces observan cómo un margen que parecía adecuado sobre el papel se reduce o desaparece por completo durante un evento de fallo en el pico de carga del verano. La corrección suele consistir en un factor de reducción facilitado por el fabricante, más que en un porcentaje fijo, por lo que el enfoque más fiable es extraer ese factor de la ficha técnica del eslabón fusible específico, en lugar de aplicar una regla empírica genérica del sector.

Error: utilizar las curvas del fabricante sin datos sobre los defectos del terreno

Un segundo error recurrente consiste en realizar todo el estudio de coordinación utilizando únicamente la curva de fusibles publicada por el fabricante y la curva de relé genérica del reconectador, sin calcular en ningún momento la corriente de fallo real disponible en la ubicación específica del transformador en la línea de distribución. La corriente de fallo disponible varía significativamente según la posición en una línea de distribución —un transformador cercano a la subestación puede registrar corrientes de fallo varias veces superiores a las de uno situado al final de un largo tramo de línea rural— y un margen que se mantiene en un nivel de corriente de fallo puede fallar en otro. Obtener la corriente de fallo específica del emplazamiento a partir de un estudio de cortocircuito, en lugar de suponer un promedio para toda la línea de distribución, es lo que distingue un estudio de coordinación que se cumple en condiciones reales de uno que solo se cumple en condiciones idealizadas.

Error: Considerar el estudio como una actividad puntual

Las reconfiguraciones de las líneas de alimentación, las actualizaciones del firmware de los relés y las sustituciones de eslabones de fusible durante las reparaciones de emergencia modifican las curvas sin que ello implique necesariamente la realización de un nuevo estudio. Incorporar al ciclo de mantenimiento una fase de reverificación periódica —incluso de carácter informal durante las visitas de mantenimiento rutinarias— permite detectar las desviaciones antes de que provoquen una interrupción del servicio, en lugar de después.

Suministro de conjuntos Bay-O-Net coordinados para tu proyecto

Para obtener unas curvas de coordinación correctas, es fundamental disponer de datos precisos y verificables sobre los eslabones fusibles ya en la fase de especificación, y no tener que recurrir a la ingeniería inversa tras la instalación. ZeeyiElec’s accesorios para transformadores La gama de productos, que incluye los conjuntos de fusibles Bay-O-Net para la clase de distribución de 15/25 kV, se suministra con valores nominales de conexión que van desde los 2 A hasta los 50 A, para adaptarse a capacidades de transformador que oscilan aproximadamente entre los 25 kVA y los 500 kVA, y se proporciona documentación completa de la curva TCC para facilitar los estudios de coordinación antes de realizar el pedido, en lugar de después de que surja un problema sobre el terreno.

En los proyectos en los que se está evaluando la coordinación de Bay-O-Net junto con la protección en amontana o un fusible de limitación de corriente de reserva, disponer tanto de las curvas de fusión como de las de corte total —junto con los datos de BIL y de capacidad de interrupción— permite al equipo de ingeniería realizar el análisis de superposición descrito anteriormente con datos reales del producto, en lugar de estimaciones genéricas de catálogo.

Descubre todo el accesorios para cables si tu proyecto también incluye la coordinación de la terminación de cables en la parte final del tramo, o consulta el Accesorios para transformadores Lista de comprobación RFQ, en el que se detallan los parámetros necesarios para elaborar un presupuesto preciso que incluya casquillos, fusibles y dispositivos de conmutación en un único paquete.

Preguntas frecuentes

¿Qué margen de tiempo es necesario entre una curva Bay-O-Net y una curva de reconexión en el tramo anterior?

Los márgenes de coordinación suelen evaluarse en un intervalo que va desde unos pocos cientos de milisegundos hasta varias décimas de segundo entre curvas, aunque la cifra exacta depende de los ajustes específicos del relé de reconexión y de las prácticas de coordinación de la empresa de suministro eléctrico, por lo que es necesario realizar un estudio específico para cada emplazamiento.

¿Puede un fusible Bay-O-Net funcionar simultáneamente con un fusible limitador de corriente situado aguas abajo y un reconectador situado aguas arriba?

Sí, la coordinación de tres niveles es habitual en los esquemas de protección de distribución, pero requiere trazar las tres curvas TCC conjuntamente y confirmar que los márgenes se mantienen en todo el rango de corriente de fallo, no solo en un único punto.

¿Qué provoca que un reconectador se dispare antes de que el fusible Bay-O-Net elimine una avería?

Esto suele ocurrir cuando el ajuste de la curva rápida del reconectador es demasiado agresivo en relación con el tiempo de fusión del fusible a ese nivel de corriente, lo que a menudo se ve agravado por subestimar la corriente de fallo o por ignorar la reducción de la capacidad del fusible debida a la temperatura ambiente.

¿Influye la corriente de arranque del transformador en el análisis de la curva de coordinación?

Sí, la corriente de arranque puede alcanzar momentáneamente magnitudes similares a las de la corriente de fallo, por lo que las curvas de coordinación deben comprobarse teniendo en cuenta la duración y la magnitud típicas de la corriente de arranque, con el fin de evitar operaciones de reconexión indeseadas durante la puesta en tensión.

¿Con qué frecuencia deben volver a verificarse las curvas de coordinación tras la puesta en servicio inicial?

Por lo general, se recomienda realizar una nueva verificación tras cualquier cambio en la configuración de los relés de la red de distribución, la sustitución de un transformador o la sustitución de un fusible, ya que cualquiera de estos cambios modifica las curvas y puede reducir de forma imperceptible el margen que se había verificado inicialmente.

¿El análisis de la curva de coordinación es diferente en los transformadores sumergidos en aceite respecto a otros tipos de transformadores?

La metodología TCC subyacente es la misma, pero los transformadores de distribución sumergidos en aceite que utilizan conjuntos Bay-O-Net suelen basarse en datos de eliminación de fallos específicos del comportamiento de los fusibles sumergidos, que pueden diferir ligeramente de los datos de protección de los transformadores de tipo seco.