centrales y subcentrales

Centrales y Subestaciones

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ÍNDICE ASIGNATURA

Centrales y Subestaciones 1

UNIDAD 1. CONCEPTOS GENERALES 1.1. Partes del sistema eléctrico

1.1.2. Centrales 1.1.3. Subestaciones 1.1.4. Centros de transformación 1.1.5. Líneas de transporte en AT 1.1.6. Líneas de distribución en MT y BT

1.2. Reglamentación en las instalaciones de energía eléctrica 1.2.1. Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en

Centrales Eléctricas 1.3. Clasificación de las centrales

1.3.1. Concepto de Central Eléctrica 1.3.2. Centrales Hidroeléctricas 1.3.3. Centrales Térmicas 1.3.4. Centrales Nucleares 1.3.5. Centrales Eólicas 1.3.6. Centrales Solares 1.3.7. Energía Maremotriz 1.3.8. Biomasa


UNIDAD 2. TOMAS DE TIERRA

2.1. Ámbito de aplicación. Generalidades

2.1.1. Objetivos de una instalación a tierra 2.1.2. Ejemplo

2.2. Corriente de fuga 2.2.1. Consideraciones generales sobre el cálculo 2.2.2. Magnitudes que influyen en el cálculo 2.2.3. Casos de cálculo de intensidades de defecto a tierra 2.2.4. Límites de corriente eléctrica tolerables por el cuerpo humano

2.3. Tensión de paso y tensión de contacto 2.3.1. Valores límites permitidos por el cuerpo humano 2.3.2. Valores según el Reglamento 2.3.3. Valores tolerables por el cuerpo humano 2.3.4. Corrección de los valores de tensiones de paso y contacto

2.4. Estudio de la resistencia de tierra 2.4.1. Factores que influyen en la resistencia de tierra

2.5. Configuraciones de electrodos para puestas a tierra 2.5.1. Picas 2.5.2. Picas en profundidad 2.5.3. Picas en hilera 2.5.4. Picas en polígono regular 2.5.5. Mallas 2.5.6. Ejemplo de tablas UNESA para obtener los valores de resistencia y tensión

según electrodos 2.6. Electrodos tipo y sistema de tierras más adecuado

2.6.1. Cálculo de la sección del conductor de tierra 2.7. Ejemplo


UNIDAD 3. CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO

3.1. Consideraciones generales

3.1.1. Causas de los cortocircuitos 3.1.2. Consecuencias de los cortocircuitos 3.1.3. Clasificación de los cortocircuitos 3.1.4. Fuentes de corriente de cortocircuito

3.2. Reactancia de máquinas rotativas 3.3. Periodos y asimetría de la corriente de cortocircuito

3.3.1. Periodo subtransitorio 3.3.2. Periodo transitorio 3.3.3. Periodo permanente 3.3.4. Onda de la corriente de cortocircuito 3.3.5. Componente continua de la corriente de cortocircuito 3.3.6. Decremento de la corriente de cortocircuito 3.3.7. Valor eficaz de la corriente de cortocircuito 3.3.8. Importancia de la Icc al elegir un interruptor

3.4. Estudio de un cortocircuito 3.4.1. Etapas del cálculo

3.5. Ejemplo 3.5.1. Valores en tanto por ciento y tanto por uno 3.5.2. Cortocircuito en el punto 1 3.5.3. Cortocircuito en el punto 2 3.5.4. Cortocircuito en el punto 3 3.5.5. Cortocircuito en el punto 4


UNIDAD 4. APARAMENTA ELÉCTRICA

4.1. Generalidades

4.1.1. Clasificación de la aparamenta 4.1.2. Normativa en aparamenta

4.2. Valores característicos de la aparementa. Problemática 4.2.1. Tensión nominal o asignada 4.2.2. Nivel de aislamiento (NdA) 4.2.3. Corriente nominal o asignada 4.2.4. Capacidad de ruptura 4.2.5. Poder de conexión sobre cortocircuito 4.2.6. Problemática asociada

4.3. Ondas de sobretensión 4.3.1. Onda de sobretensión de origen atmosférico 4.3.2. Onda de sobretensión de maniobra

4.4. Fenómenos de descarga eléctrica en un gas 4.4.1. Arco eléctrico 4.4.2. Características del arco eléctrico

4.5. Interrupción de la corriente alterna 4.5.1. Ruptura dieléctrica

4.5.2. Ruptura en los sistemas de alta tensión 4.6. Aparamenta de maniobra

4.6.1. Seccionadores 4.6.2. Interruptores 4.6.3. Disyuntores


UNIDAD 5. RUPTURA EN LOS SISTEMAS DE ALTA TENSIÓN

5.1. Técnicas de ruptura 5.2. Ruptura en aire

5.2.1. Ruptura brusca 5.2.2. Ruptura por soplado magnético 5.2.3. Ruptura con autoformación de gases extintores 5.2.4. Ruptura por soplado autoneumático 5.2.5. Ruptura por aire comprimido

5.3. Ruptura en aceite 5.3.1. Ruptura libre en aceite 5.3.2. Ruptura controlada en aceite

5.4. Ruptura en hexafluoruro de azufre 5.5. Ruptura en vacío 5.6. Ruptura estática 5.7. Elección del aparato de ruptura


UNIDAD 6. TRANSFORMADORES DE MEDIDA Y PROTECCIÓN. RELÉS DE

PROTECCIÓN 6.1. Transformadores de medida. Generalidades 6.2. Transformadores de intensidad

6.2.1. Transformadores de intensidad para medida 6.3. Transformadores de tensión 6.4. Ejemplo de conexión 6.5. Relés de protección. Generalidades 6.6. Tipos de relés de protección

6.6.1. Según las características constructivas 6.6.2. Según la magnitud eléctrica a controlar 6.6.3. Según el tiempo de funcionamiento 6.6.4. Según la forma de funcionamiento 6.6.5. Según la forma de desconexión 6.6.6. Según la forma de conexión

6.7. Clases de protección 6.7.1. Protección contra sobrecargas. Relé térmico 6.7.2. Protección contra cotocircuitos. Relé de máxima intensidad 6.7.3. Protección de mínima impedancia 6.7.4. Protección direccional. Relés de potencia 6.7.5. Protección diferencial longitudinal 6.7.6. Protección diferencial compensada 6.7.7. Protección diferencial direccional 6.7.8. Protección diferencial transversal 6.7.9. Protección a distancia 6.7.10. Protección direccional de tierra 6.7.11. Protección Buchholz

6.8. Ejemplo de conexión


UNIDAD 7. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN

7.1. Generalidades. Clasificación

7.1.1. Partes de un centro de transformación 7.1.2. Reglamentación

7.2. El transformador 7.2.1. Clasificación 7.2.2. Representación y placa de características 7.2.3. Índices de conexión

7.3. Simbología 7.4. Interpretación de un esquema unifilar 7.5. Centros de transformación interiores

7.5.1. Acometida aérea 7.5.2. Acometida subterránea 7.5.3. CT de interior subterráneos 7.5.4. CT de interior en caseta

7.6. Centros de transformación a la intemperie 7.6.1. Sobre poste 7.6.2. Compactos bajo poste

7.7. Ejemplos de diseño de centros de transformación


UNIDAD 8. SUBESTACIONES 8.1. Generalidades. Clasificación

8.1.1. Reglamentación 8.2. Esquemas eléctricos de subestaciones

8.2.1. Representación esquemática de una salida 8.2.2. Esquema de un juego de barras 8.2.3. Esquema de un juego de barras seccionadas 8.2.4. Esquema de un juego de barras en derivación 8.2.5. Esquema de doble juego de barras 8.2.6. Esquema de doble juego de barras con doble interruptor por salida 8.2.7. Esquema de barras principal y de transferencia 8.2.8. Esquema de tres juegos de barras 8.2.9. Esquema tipo poligonal

8.3. Sobretensiones 8.3.1. Hilos de guardia en la subestación 8.3.2. Explosores o cuernos de arco 8.3.3. Pararrayos 8.3.4. Selección del nivel de aislamiento en las subestaciones

8.4. Ejemplos de diseño de subestaciones 8.5. Maniobras en alta tensión

8.5.1. Las cinco reglas de oro para trabajar sin tensión 8.5.2. Elementos a utilizar 8.5.3. Simbología 8.5.4. Ejemplo


Conceptos Generales

01


Conceptos generales 1

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• Índice

• OBJETIVOS.......................................................................................................... 3 • INTRODUCCIÓN .................................................................................................. 4

1.1. Partes del sistema eléctrico....................................................................... 5 1.1.2. Centrales............................................................................................... 6 1.1.3. Subestaciones....................................................................................... 6 1.1.4. Centros de transformación.................................................................... 6 1.1.5. Líneas de transporte en AT................................................................... 7 1.1.6. Líneas de distribución en MT y BT........................................................ 7

1.2. Reglamentación en las instalaciones de energía eléctrica..................... 8 1.2.1. Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de

Seguridad en Centrales Eléctricas ....................................................... 8 1.3. Clasificación de las centrales .................................................................. 12

1.3.1. Concepto de Central Eléctrica ............................................................ 13 1.3.2. Centrales Hidroeléctricas .................................................................... 14

1.3.2.1. Funcionamiento de una central hidroeléctrica: componentes principales .................................................................................... 16

1.3.3. Centrales Térmicas ............................................................................. 18 1.3.4. Centrales Nucleares............................................................................ 22 1.3.5. Centrales Eólicas ................................................................................ 28 1.3.6. Centrales Solares................................................................................ 31 1.3.7. Energía Maremotriz............................................................................. 34 1.3.8. Biomasa .............................................................................................. 36

• RESUMEN .......................................................................................................... 39



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• Objetivos

• Completar el conocimiento general de un sistema de energía eléctrica desarrollado en la parte de Transporte y Distribución de Energía Eléctrica, desde la fase de generación hasta la fase de consumo.

• Conocer la reglamentación sobre el tema, aparte de los reglamentos REBT y RAT ya vistos.

• Conocimiento general de los distintos tipos de fuentes de energía.

• Conocimiento de las repercusiones de las distintas energías en el medio ambiente.

• Conocimiento del funcionamiento de los distintos tipos de centrales de generación de energía eléctrica.

Formación Abierta


• Introducción

Una vez visto el Transporte y la Distribución de Energía Eléctrica sobre todo enfocado a las propias líneas, queda profundizar en el conocimiento de las distintas instalaciones en las que se genera y transforma la energía. Tales instalaciones, descritas en el sistema eléctrico, se tratarán detalladamente en sucesivas unidades.

Dichas instalaciones, son los Centros de Transformación, las Subestaciones y las propias Centrales Eléctricas.

Se describirá también toda una gama de aparatos destinados a la seguridad, control y medición en las instalaciones, así como la reglamentación y normativa asociadas, aparte de los reglamentos ya conocidos.

Hay distintas fuentes de energía capaces de generar energía eléctrica, mediante transformación en las centrales eléctricas. Todas ellas tienen sus pros y contras, bien en el aspecto medioambiental o bien en el aspecto económico.



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1.1. Partes del sistema eléctrico

Sistema Eléctrico

Recorrido que comprende desde la generación de la energía eléctrica hasta su punto de consumo, a través de sus puntos intermedios.

Como resumen, la energía se produce en sitios normalmente alejados de las ciudades y lugares de consumo, y es necesario transformarla para el transporte debido a las pérdidas y evidentemente a la economía, tal y como se detalla en la parte de Transporte.

La necesidad de las instalaciones auxiliares no sólo es por el hecho de variar la tensión de transporte, sino porque es necesario que todo el conjunto de redes quede interconexionado de cara a la seguridad y continuidad en el suministro.

A modo recordatorio, la siguiente secuencia describe a un Sistema Eléctrico:

La parte fundamental en la generación de la energía es la propia central, siendo ésta todo el conjunto de instalaciones y máquinas para la obtención de electricidad a partir de distintas fuentes o materias primas. Las líneas de transporte llevan la energía desde la central hasta el punto de consumo, mientras que las líneas de distribución llevan la energía a tensiones más reducidas hasta los lugares de consumo.

SUBESTACIÓNELEVADORA

CENTRALSUBESTACIÓNREDUCTORA

LÍNEA AT

MT BTUSO

CT

Figura 1.1. Esquema de un sistema eléctrico de potencia.

Formación Abierta


1.1.2. Centrales

Como primera toma de contacto, en una central eléctrica los elementos que forman parte son los siguientes:

Obra civil.

Turbinas y alternadores.

Parque de transformación: subestación elevadora.

Aparamenta: trafos de intensidad, trafos de tensión, seccionadores, interruptores, autoválvulas, relés de protección, elementos de mando y señalización y aparatos de medida.

Soportes (estructura metálica).

Conductores.

Aisladores.

Tomas de tierra.

1.1.3. Subestaciones

Como primera toma de contacto, en una subestación los elementos que forman parte son los siguientes:

Obra civil.

Trafos de potencia.

Soportes.

Conductores.

Aisladores.

Aparamenta.

Tomas de tierra.

1.1.4. Centros de transformación

Como primera toma de contacto, en un centro de transformación los elementos que forman parte son los siguientes:

Obra civil.

Trafos de potencia.

Soportes.



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Conductores.

Aisladores.

Aparamenta.

Tomas de tierra.

1.1.5. Líneas de transporte en AT

Como primera toma de contacto, aunque ya visto en la asignatura de Transporte, en las líneas de transporte los elementos que forman parte son los siguientes:

Soportes (postes).

Conductores.

Aisladores.

Aparamenta.

Obra civil (zanjas).

Tomas de tierra.

1.1.6. Líneas de distribución en MT y BT

Como primera toma de contacto, aunque ya visto también en la asignatura de Transporte, en las líneas de distribución los elementos que forman parte son los siguientes:

Soportes (postes).

Conductores.

Aisladores.

Aparamenta.

Obra civil (zanjas).

Tomas de tierra.

Formación Abierta


1.2. Reglamentación en las instalaciones de energía eléctrica

Tras la introducción en la asignatura de Transporte a los reglamentos de BT (REBT) y de AT (RAT), en este apartado se pretende hacer una breve introducción al Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación, en función del siguiente Real Decreto:

• Real Decreto 3275 / 1982, de 12 de Noviembre (BOE nº 288, de 1 de Diciembre), por el que se aprueba el Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación.

Se deberá tener siempre presente la consulta del REBT y RAT, así como el mencionado sobre Centrales Eléctricas. Para más profundidad, se pueden consultar los reglamentos en la web del Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo. INSHT.

www.mtas.es

1.2.1. Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas

Artículo 1°. Objeto

El presente Reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y garantías técnicas a las que han de someterse las instalaciones eléctricas de más de 1.000 voltios para:

Proteger las personas y la integridad y funcionalidad de los bienes que pueden resultar afectados por las mismas instalaciones.

Conseguir la necesaria regularidad en los suministros de energía eléctrica.

Establecer la normalización precisa para reducir la extensa tipificación que existe en la fabricación de material eléctrico.

La óptima utilización de las inversiones, a fin de facilitar, desde el proyecto de las instalaciones, la posibilidad de adaptarlas a futuros aumentos de carga racionalmente previsibles.



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Artículo 2°. Ámbito de aplicación

Las normas y prescripciones técnicas del presente Reglamento e Instrucciones Técnicas Complementarias serán de aplicación para las instalaciones de corriente alterna, cuya tensión nominal eficaz sea superior a 1 KV, entre dos conductores cualesquiera, con frecuencia de servicio inferior a 100 Hz.

A efectos de este Reglamento se consideran incluidas todas las instalaciones eléctricas de conjuntos o sistemas de elementos, componentes, estructuras, aparatos, máquinas y circuitos de trabajo entre límites de tensión y frecuencia especificados en el párrafo anterior, que se utilicen para la producción y transformación de la energía eléctrica o para la realización de cualquier otra transformación energética con intervención de la energía eléctrica.

No será de aplicación este Reglamento a las líneas de alta tensión, ni a cualquier otra instalación que dentro de su campo de aplicación se rija por una reglamentación específica, salvo las instalaciones eléctricas de centrales nucleares que quedan sometidas a las prescripciones de este Reglamento y además a su normativa específica.

Artículo 3º. Clasificación de las instalaciones

Las instalaciones eléctricas incluidas en este Reglamento se clasificarán en las categorías siguientes:

Primera categoría. Las de tensión nominal superior a 66 KV.

Segunda categoría. Las de tensión nominal igual o inferior a 66 KV y superior a 30 KV.

Tercera categoría. Las de tensión nominal igual o inferior a 30 KV y superior a 1 KV.

Si en la instalación existen circuitos o elementos en los que se utilicen distintas tensiones, el conjunto del sistema se clasificará, a efectos administrativos, en el grupo correspondiente al valor de la tensión nominal más elevada.

Cuando en el proyecto de una nueva instalación se considere necesaria la adopción de una tensión nominal superior a 380 KV, el Ministerio de Industria y Energía establecerá la tensión que deba autorizarse.

Artículo 4. Frecuencia de la red eléctrica nacional

La frecuencia nominal obligatoria para la red eléctrica de servicio público es de 50 Hz.

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Artículo 5. Compatibilidad con otras instalaciones

Toda instalación de más de 1KV debe estar dotada de los elementos necesarios y con el calibrado y regulación conveniente para que su explotación e incidencias no produzcan perturbaciones anormales en el funcionamiento de instalaciones ajenas.

Los sobredimensionamientos y modificaciones impuestos a una parte para corregir este tipo de problemas, como consecuencia de cambios realizados por propietarios de otras instalaciones, serán costeados por el causante de la perturbación.

Artículo 6. Perturbaciones en los sistemas de comunicaciones y similares

Las instalaciones eléctricas de más de 1KV, cuyo funcionamiento produzca, o pueda producir perturbaciones en el funcionamiento de sistemas de comunicaciones, señalización, control, transmisión de datos o similares, deberán estar dotadas de los dispositivos correctores que, en cada caso, se preceptúe.

Artículo 7. Normas

Los materiales, aparatos, máquinas, conjuntos y subconjuntos, integrados en los circuitos de las instalaciones eléctricas de mas de 1KV, a las que se refiere este Reglamento, cumplirán las normas, especificaciones técnicas y homologaciones que les sean de aplicación y que establezca como de obligado cumplimiento el Ministerio de Industria y Energía. Cuando no esté declarada de obligado cumplimiento ninguna norma o especificación técnica que se refiera a un elemento determinado de la instalación, el Ministerio de Industria y Energía podrá señalar, en cada caso, la norma que deba ser de aplicación. En su defecto, el proyectista propondrá y justificará las normas o especificaciones cuya aplicación considere más idónea para las partes fundamentales de la instalación de que se trate.

En aquellos casos en los que la aplicación estricta de las normas reglamentarias no permita una solución óptima a un problema o se prevea utilizar otros sistemas, el proyectista de la instalación deberá justificar las variaciones necesarias. El Ministerio de Industria y Energía podrá autorizar los valores o condiciones no concordantes con lo establecido en este Reglamento.

Igualmente, el Ministerio podrá exigir los ensayos que considere necesarios relativos a cualquier componente de la instalación, practicados por el Laboratorio nacional o extranjero que a estos efectos designe el mismo Ministerio.

Las Empresas suministradoras de energía eléctrica podrán proponer especificaciones que fijen las condiciones técnicas que deban reunir aquellas partes de instalaciones de los consumidores que tengan incidencia apreciable en la seguridad, funcionamiento y homogeneidad de su sistema. El condicionado técnico al que deben ajustarse estas especificaciones y los trámites administrativos para su aprobación por el Ministerio de Industria y Energía se determinará en las Instrucciones Complementarias de este Reglamento.



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Artículo 8. Identificación, marcas y homologación

Los materiales y elementos utilizados en la construcción, montaje, reparación o reformas importantes de las instalaciones eléctricas de más de 1KV, deberán estar señalizados con la información que determine la norma u homologación de aplicación correspondiente.

Para garantía del adecuado nivel de calidad de los elementos componentes de las instalaciones eléctricas de más de 1KV, sometidas a este Reglamento, toda Entidad y Organización que tenga establecida una marca o distintivo de calidad para materiales, elementos o equipos utilizados en estas instalaciones, podrá solicitar del Ministerio de Industria y Energía su reconocimiento, de acuerdo con lo dispuesto en el Reglamento de las actuaciones del Ministerio de Industria y Energía en el campo de la normalización y homologación, aprobado por Real Decreto 2584/1981, de 18 de septiembre.

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1.3. Clasificación de las centrales

Energía

Capacidad de producir trabajo.

En función de la forma de obtención de dicha energía o fuente de energía, hay diferentes tipos de centrales.

Desde el punto de vista de la disponibilidad, las fuentes de energía se clasifican de la siguiente manera:

Renovables.

No renovables

Primarias.

Secundarias.

Renovables

Son aquellas que se puede considerar inagotables, tales como la solar y la eólica.

No renovables

Son aquellas en las que hay algún componente que más tarde o más temprano se agotará, tales como el carbón, el uranio y el gas.

Desde el punto de vista de la obtención, la clasificación de las fuentes de energía es la siguiente:

Primarias

Son las directamente obtenidas de la naturaleza, tales como las mencionadas: carbón y gas.

Secundarias

Son las que se obtienen a partir de las primarias: centrales.

Las fuentes de energía que principalmente se utilizan son: hidráulica, térmica, nuclear, eólica, solar y maremotriz; aunque cada vez más se está investigando y trabajando con nuevas fuentes de energía, tales como por ejemplo desechos agrícolas y ganaderos: biomasa.



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1.3.1. Concepto de Central Eléctrica

Central eléctrica

Todo aquel conjunto de máquinas, aparamenta y edificios para transformar cualquier tipo de energía en eléctrica.

Una central eléctrica es una instalación capaz de convertir la energía mecánica, obtenida mediante otras fuentes de energía primaria, en energía eléctrica.

En general, la energía mecánica procede de la transformación de la energía potencial del agua almacenada en un embalse; de la energía térmica suministrada al agua mediante la combustión del carbón, gas natural, o fuel, o a través de la energía de fisión del uranio.

Para realizar la conversión de energía mecánica en eléctrica, se emplean unas máquinas denominadas generadores, que constan de dos piezas fundamentales: el estator y el rotor. La primera de ellas es una armadura metálica cubierta en su interior por unos hilos de cobre, que forman diversos circuitos. La segunda, el rotor, está en el interior del estator, y está formada en su parte interior por un eje, y en su parte más externa por unos circuitos, que se transforman en electroimanes cuando se les aplica una pequeña cantidad de corriente.

Cuando el rotor gira a gran velocidad, debido a la energía mecánica aplicada, se producen unas corrientes en los hilos de cobre del interior del estator. Estas corrientes proporcionan al generador la denominada fuerza electromotriz, capaz de proporcionar energía eléctrica a cualquier sistema conectado a él.

Esta energía eléctrica generada se envía a través de una red de líneas eléctricas hasta los lugares de consumo. A la salida de la central eléctrica, la tensión es de 110 KV, 220 KV ó 380 KV; es decir, mediante el transformador se obtiene una alta tensión, para que las pérdidas en el transporte sean mínimas. Después, en los lugares de consumo, se vuelve a transformar, mediante otros transformadores, a las bajas tensiones conocidas de 380 V ó 220 V, que son las que usualmente empleamos en nuestros equipos y aparatos.

Según la continuidad en el suministro y funcionamiento, las centrales eléctricas se pueden clasificar en:

Centrales base.

Centrales punta.

Centrales de reserva y socorro.

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Centrales base

Son aquellas que están permanentemente funcionando, y solamente se desconectan por alguna emergencia. Principalmente son las nucleares y las térmicas.

Centrales punta

Son aquellas que apoyan a las centrales base en horas de máximo consumo. Cuando “sobra” energía, estas centrales se desconectan. Principalmente son las hidráulicas y algunas térmicas.

Centrales de reserva y socorro

Son aquellas que sustituyen a otras en caso de avería. Normalmente son portátiles, tales como grupos electrógenos y motor diesel.

En los siguientes apartados se describirán de una forma muy general los principales tipos de centrales eléctricas, en función de las fuentes de energía mencionadas anteriormente.

1.3.2. Centrales Hidroeléctricas

Centrales hidroeléctricas o hidráulicas

Transforman la energía hidráulica en energía eléctrica.

Estas centrales están basadas en el aprovechamiento de la energía existente en el agua de los ríos. El agua en movimiento tiene una energía cinética que depende de la velocidad.

Para transformar energía hidráulica en eléctrica se emplean dos procedimientos: el primero de ellos es colocar alternadores en el cauce de un río o bien desviando la corriente hacia un canal; el segundo de ellos es elevar el nivel del agua mediante presas, disminuyendo la energía cinética del agua, pero aumentando la energía potencial por dicha elevación.



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Desde la presa al punto donde está ubicada la central se traslada el agua mediante una tubería, convirtiendo la energía potencial en cinética, y posteriormente la cinética en eléctrica. Durante la caída, el agua se transforma en energía cinética que se aplica al movimiento de turbinas hidráulicas unidas a generadores, para su transformación en energía eléctrica. Una turbina hidráulica consta de un rodete compuesto por una parte sólida denominada cubo y los álabes en los que tiene lugar el intercambio de energía entre el agua y la máquina.

Hay que recordar que un generador funciona sobre la base de los principios de la inducción electromagnética, descubierta en 1831 por Faraday, que logró crear una corriente eléctrica al mover un imán junto a un circuito eléctrico cerrado. Existen dos tipos de generadores, los que originan una corriente eléctrica continua denominados dínamos; y los que crean una corriente alterna, denominados alternadores.

La potencia de una central hidroeléctrica viene determinada por el producto del caudal, el volumen de agua que puede ser desalojado por segundo y el salto de diferencia de altura existente entre la situación del agua y el lugar donde se sitúa la turbina.

En España comenzaron a construirse en 1885 de forma particular, no tomando verdadera importancia hasta aproximadamente 1915. Destaca la zona del río Duero con gran cantidad de saltos ubicados en el curso del mismo.

Hay que tener en cuanta los siguientes aspectos:

El emplazamiento

Aprovechamiento por derivación

Aprovechamiento por acumulación

El emplazamiento

Dado que normalmente el caudal de los ríos no asegura una aportación regular de agua, la construcción de una central hidroeléctrica requiere del embalse previo del agua, en una presa. Se forma así un lago artificial en el que puede generarse un salto a partir del cual se libera la energía potencial de la masa de agua, que se transforma posteriormente en energía eléctrica.

El emplazamiento de una central hidroeléctrica viene condicionado en primer lugar, por las peculiaridades orográficas del terreno. No obstante, existen dos modelos básicos: el aprovechamiento por derivación de las aguas y el aprovechamiento acumulación.

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Aprovechamiento por derivación

En este primer caso, las aguas del río se desvían mediante la construcción de una pequeña presa hacia un canal que las conduce hasta un depósito, la cámara de carga procurando que la pérdida de nivel sea mínima.

Aprovechamiento por acumulación

En las centrales de aprovechamiento por acumulación se construye una presa a una altura determinada, en un tramo del río que presenta un desnivel apreciable. De esta manera, el nivel del agua se sitúa en un punto cercano al extremo superior de la presa. Para aprovechar el volumen de embalse de la cota superior; a media altura se emplaza la toma de aguas y en la base inferior se sitúa el sistema de turbina-alternador.

1.3.2.1. Funcionamiento de una central hidroeléctrica: componentes principales

La presa

Se trata de un elemento esencial en los aprovechamientos hidráulicos. Existen dos grandes tipos de presas, las de gravedad y las de bóveda. En el primer caso, el propio peso del muro de la presa sirve para contener el agua. En las presas de bóveda, la contención de las aguas se consigue mediante el empuje que ejercen los dos extremos del arco formado por la presa sobre las paredes laterales de la roca.

Aliviaderos

En la pared principal de la presa existen puntos donde parte del agua retenida se libera sin necesidad de que pase previamente por la sala de máquinas, donde se localiza el sistema de turbina-alternador. Los aliviaderos entran en funcionamiento cuando se producen grandes avenidas en el río o para asegurar las necesidades del riego.

La salida del agua por los aliviaderos se regula gracias a la presencia de grandes puertas metálicas. La energía de caída del agua ha de ser disipada para evitar que cause daños en su caída a los terrenos emplazados aguas abajo de la presa. La instalación de cuencos de amortiguación permite guiar la corriente.

Tomas de agua

Se sitúan en la pared anterior de la presa, la que da al embalse. Desde las aguas parten diversas conducciones que se dirigen hacia las turbinas. Unas compuertas permiten regular el volumen de agua que llega a la sala de máquinas. Por otra parte, la existencia de rejillas metálicas impide el acceso de elementos tales como troncos o ramas, que podrían dañar la maquinaria.



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Desde la toma de agua, se pasa a una tubería forzada que atraviesa el cuerpo de la presa, y conduce hacia las máquinas de la central. En el interior de la tubería, el agua transforma la energía potencial en cinética, es decir, adquiere velocidad.

La sala de máquinas: turbina y alternador

La turbina y el alternador son los mecanismos esenciales de la central hidroeléctrica. Cuando el agua llega a las máquinas, actúa sobre los álabes de las turbinas y hace girar el rodete, y perdiendo energía. El rodete de la turbina permanece unido al rotor del alternador, que, al girar con los polos excitados por una corriente induce una corriente alterna en las bobinas del estator del alternador. Cuando ha cedido su energía, es restituida nuevamente al río, aguas abajo de la instalación.

Unido al eje de la turbina y el alternador gira un generador de corriente empleado para excitar los polos del rotor del alternador. De esta manera, en los terminales del estator aparece una corriente alterna de media tensión y alta intensidad. Mediante un transformador, esta corriente altera sus propiedades y pasa a ser de alta tensión y baja intensidad. Se encuentra ya disponible para ser transportada mediante líneas de alta tensión hacia los centros de distribución y consumo.

Central Hidroeléctrica de Bombeo

Las centrales de bombeo constituyen un tipo específico de instalaciones hidroeléctricas. Están pensadas para el máximo aprovechamiento de la energía del agua.

Una central hidroeléctrica de bombeo consta de dos embalses emplazados a diferente altura. En las horas en que la demanda de electricidad es máxima, el funcionamiento del sistema no difiere del de las centrales hidroeléctricas convencionales. Así, el agua almacenada en el embalse superior provoca con su caída el giro de una turbina que se encuentra asociada a un alternador. Finalizada esta operación, el agua permanece almacenada, gracias a la presencia de una presa en un embalse construido a nivel inferior.

Cuando la demanda de electricidad disminuye, el agua almacenada en el embalse inferior se bombea hacia el superior, haciendo posible que el ciclo se reinicie. Para ello, la central está provista de motobombas, o bien de turbinas reversibles que pueden actuar como bombas, y alternadores que funcionan como motores.

Una vez que el agua ha sido recuperada, la central de bombeo se utiliza nuevamente como central hidroeléctrica convencional, a lo largo del periodo del día en que la demanda es mayor. En suma, las instalaciones hidroeléctricas de bombeo evitan la pérdida de un importante volumen de energía, optimizando el aprovechamiento de los recursos hidráulicos.

Formación Abierta


1.3.3. Centrales Térmicas

Las centrales térmicas transforman la energía natural almacenada en combustibles como el carbón y algún subproducto del petróleo en energía eléctrica.

Las centrales térmicas, que funcionan desde aproximadamente 1880, empezaron a tomar fuerza sobre 1920, siendo desde entonces la forma de energía que más producía en el total.

En una central termoeléctrica, la producción de energía se realiza a partir de la combustión de carbón, fuel-oil o gas en el interior de una caldera. Generalmente, este tipo de instalaciones se denominan centrales termoeléctricas convencionales, para diferenciarlas de otras centrales termoeléctricas que, como las nucleares o las solares, generan electricidad también a través de un ciclo termodinámico, pero utilizando fuentes de energía diferentes de los combustibles fósiles y recurriendo a una tecnología muy avanzada mucho más reciente que la aplicada en las centrales termoeléctricas convencionales.



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Funcionamiento de las centrales termoeléctricas clásicas

Sea cual sea el combustible fósil utilizado (fuel-oil, gas o carbón), las centrales termoeléctricas funcionan según el mismo esquema básico; las diferencias vienen dadas por el peculiar tratamiento que cada uno de los combustibles mencionados experimenta antes de ser inyectado en la caldera. Asímismo, determinadas instalaciones, como los quemadores de la caldera, varían dependiendo de dicho factor.

Uno de los elementos esenciales de una instalación termoeléctrica es el depósito donde se almacena el combustible, ubicado dentro del propio recinto. En las centrales de carbón, el mineral se tritura previamente en molinos, que lo convierten en polvo muy fino; de esta manera, la combustión resulta más fácil. Desde el molino se envía a la caldera mediante chorros de aire precalentado. En las centrales de fuel-oil este componente se precalienta para asegurar su fluidificación, posteriormente proyectado en quemadores especialmente adaptados, cuyo diseño y funcionamiento es diferente si el combustible empleado es gas. Las centrales mixtas disponen instalaciones aptas para quemar indistintamente todo tipo de combustibles fósiles.

Cuando el gas, el carbón o el fuel-oil han llegado a la caldera, los quemadores provocan su combustión, como consecuencia de la cual se genera energía calorífica. Esta energía transforma el agua que transita por la vasta red de tubos que componen la caldera en vapor, a elevada temperatura. A continuación, el vapor, a gran presión, penetra en la turbina, integrada por tres cuerpos de alta, media y baja presión unidos a un mismo eje. En el primero de estos cuerpos, el de alta presión, existen centenares de paletas o álabes de pequeño tamaño. En el segundo, los álabes, también numerosos, son mayores. Finalmente, las paletas del cuerpo de baja presión son aun más grandes que las precedentes, y con esta gradación de tamaños se aprovecha al máximo la fuerza del vapor, puesto que éste va disminuyendo su presión poco a poco; ésta es la razón de que los álabes de la turbina crezcan en tamaño a medida que se pasa de un cuerpo a otro. Antes de que el vapor penetre en la turbina es necesaria su deshumidificación. Si no se sometiera a dicho proceso, las diminutas gotas de agua que transporta en suspensión serían despedidas a gran velocidad contra los álabes, erosionando el mecanismo.

Así pues, el vapor de agua a presión provoca el giro de los álabes de la turbina y genera energía mecánica. Por otra parte, el eje que mantiene unidos los tres cuerpos de la turbina hace girar, a su vez, un alternador que se encuentra conectado a ella, produciendo energía eléctrica. Gracias al empleo de un transformador, la energía eléctrica pasa a la red de transporte a alta tensión.

El vapor, cuya presión ha resultado ya muy debilitada, pasa a los condensadores, donde se enfría y se convierte nuevamente en agua. El agua retorna otra vez a los tubos que conforman las paredes de la caldera, reiniciándose así el ciclo productivo.

Formación Abierta


La protección del medio ambiente

La emisión de residuos a la atmósfera y los propios procesos de combustión que se producen en las centrales termoeléctricas, tienen una incidencia importante sobre el medio ambiente. Para tratar de paliar en la medida de lo posible los daños que estas plantas provocan en el entorno natural, se incorporan a las instalaciones diversos elementos y sistemas.

El problema de la contaminación es máximo en el caso de las centrales termoeléctricas convencionales que utilizan como combustible carbón. En las de gas, los niveles de polución son mucho menores.

Sin embargo, la combustión del carbón tiene como consecuencia la emisión de partículas y ácidos de azufre. Uno de los sistemas ideados para reducir el volumen de estas emanaciones es la construcción de chimeneas de gran altura que sirven para dispersar las mencionadas partículas en las capas altas de la atmósfera consiguiendo así que su nociva influencia sea mínima. Por otra parte, el empleo de filtros electrostáticos y precipitadores permite la retención de estas partículas dentro de la propia central.

En las centrales de fuel-oil, la emisión de partículas sólidas es, como se ha indicado, mucho más pequeña. No obstante, ha de tenerse en cuenta la emisión de óxidos de azufre y hollines ácidos. El efecto de los primeros puede ser anulado parcialmente a través de diversos sistemas de purificación; los hollines pueden ser neutralizados gracias a la adición de neutralizantes de la acidez.

El proceso de combustión que se verifica en las centrales termoeléctricas constituye una forma de contaminación (contaminación térmica) que puede ser contrarrestada gracias a la instalación de torres de refrigeración. Como se ha indicado, el agua tras ser convertida en vapor, se emplea para hacer girar la turbina enfriada en los condensadores para volver nuevamente a los conductos de la caldera. La refrigeración se lleva a cabo utilizando el agua del mar o la de algún río cercano a la instalación; éste agua recibe el calor incorporado por el agua de la central que atraviesa los condensadores. Cuando los caudales de los ríos son pequeños, las centrales emplean sistemas de refrigeración en circuito cerrado, a través de torres refrigerantes, para evitar así la contaminación térmica. El agua caliente procedente de los condensadores penetra en la torre a determinada altura. De manera natural, el aire frío asciende de forma continua en la torre. El agua, al penetrar en ella desciende por su propio peso y, en su caída, tropieza con un sistema de rejillas colocadas de tal manera que la pulverizan hasta convertirla en una fina lluvia. Cuando las gotas de agua que caen contactan con la corriente de aire frío ascendente, pierden su calor. El agua enfriada de esta manera retorna a los condensadores por medio de un circuito cerrado; el proceso de producción continúa eliminando los daños medioambientales.



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En diversos países se han puesto en marcha proyectos encaminados a aprovechar estos residuos nocivos producidos por la combustión en las centrales termoeléctricas; asímismo, el exceso térmico de estas plantas puede servir para criar ciertas especies marinas, cuyo desarrollo se beneficia del aumento de la temperatura de las aguas en las que se desarrollan.

La aplicación de las nuevas tecnologías

La gasificación del carbón in situ o el empleo de maquinaria hidráulica de arranque de mineral y de avance continuo son dos de los procedimientos utilizados para optimizar el aprovechamiento del carbón. Con estos sistemas es posible explotar yacimientos de poco espesor o bien aquellos en los que el mineral se encuentra disperso o mezclado en exceso. La gasificación consiste en inyectar oxígeno en el yacimiento para provocar la combustión del carbón. Así se produce un gas aprovechable para generar energía eléctrica gracias a la instalación de centrales eléctricas en la bocamina. El segundo de los procedimientos mencionados se lleva a cabo lanzando potentes chorros de agua contra las vetas de mineral, para provocar los denominados barros de carbón, que, a través de tuberías, son evacuados fuera de la mina. Por otra parte, puede mencionarse también el sistema de combustión de carbón en lecho fluidificado. Según este método, el carbón se quema en un lecho de partículas inertes (por ejemplo, caliza), a través del cual se hace pasar una corriente de aire que soporta el peso de las partículas, manteniéndolas en suspensión.

Finalmente, cabe citar diversas líneas de investigación con nuevas tecnologías, encaminadas a sustituir el fuel-oil, en un intento de reducir la dependencia respecto del petróleo.

Según el medio empleado para realizar la transformación a energía eléctrica, se pueden clasificar en:

Centrales de vapor.

Centrales de gas.

Centrales con motor Diesel.

Centrales de vapor

El principio de funcionamiento es la transformación del agua en vapor a grandes presiones en una caldera: mediante una serie de conductos, el vapor es conducido hasta el grupo turboalternador, produciendo al chocar con los álabes de un rotor, un movimiento rotacional, y como consecuencia, una energía eléctrica en bornes de un alternador.

Centrales de gas

Son de aplicación más reducida, ya que sólo se instalan en lugares donde hay grandes cantidades de gas.

Formación Abierta


Su funcionamiento está basado en el aprovechamiento del gas como combustible de un motor de explosión, normalmente de cuatro tiempos y de doble efecto, mediante el que se mueve el alternador. Su principal inconveniente es que el número de rpm es muy pequeño, por lo que los alternadores tienen que ser multipolares, con el consiguiente aumento de tamaño. Por ese hecho, se tiende a utilizar el gas como combustible de caldera y aprovechar el calor producido al quemarse dicho gas, para evaporar agua.

Centrales con motor Diesel

Su principal aplicación es para grupos o centrales de emergencia como industrias y hospitales. El movimiento del alternador es producido por medio del eje del motor. Su combustible suele ser el gasoil. Como ventajas, su instalación es muy simple, su puesta en funcionamiento instantánea y la tensión de salida de fácil regulación. El principal inconveniente es que son más caras en cuanto a consumo.

1.3.4. Centrales Nucleares

Las centrales nucleares constituyen un tipo específico de instalaciones termoeléctricas, las cuales aprovechan una fuente de calor para convertir en vapor a alta temperatura un líquido que circula por una red de conductos. El vapor acciona el grupo turbina-alternador, generando energía eléctrica. La principal diferencia entre centrales nucleares y centrales clásicas es que, en las primeras, la fuente de calor se obtiene a partir de la fisión o fusión de núcleos de uranio.

La energía nuclear procede de reacciones de fisión o fusión de átomos en las que se liberan gigantescas cantidades de energía que se usan para producir electricidad.

En 1956 se puso en marcha, en Inglaterra, la primera planta nuclear generadora de electricidad para uso comercial. En 1990 había 420 reactores nucleares comerciales en 25 países que producían el 17% de la electricidad del mundo.



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En los años cincuenta y sesenta esta forma de generar energía fue acogida con entusiasmo, dado el poco combustible que consumía (con un solo kilo de uranio se podía producir tanta energía como con 1000 toneladas de carbón). Pero ya en la década de los 70 y especialmente en la de los 80 cada vez hubo más voces que alertaron sobre los peligros de la radiación, sobre todo en caso de accidentes.

El riesgo de accidente grave en una central nuclear bien construida y manejada es muy bajo, pero algunos de estos accidentes, especialmente el de Chernobil (1986) que sucedió en una central de la antigua URSS (actual Ucrania) construida con muy deficientes medidas de seguridad y sometida a unos riesgos de funcionamiento alocados, han hecho que en muchos países la opinión pública mayoritariamente se haya opuesto a la continuación o ampliación de los programas nucleares. Además ha surgido otro problema de difícil solución: el del almacenamiento de los residuos nucleares de alta actividad.

Obtención de energía por fisión nuclear convencional

El sistema más usado para generar energía nuclear utiliza el uranio como combustible. En concreto se usa el isótopo 235 del uranio que es sometido a fisión nuclear en los reactores. En este proceso el núcleo del átomo de uranio (U-235) es bombardeado por neutrones y se rompe originándose dos átomos de un tamaño aproximadamente mitad del de uranio y liberándose dos o tres neutrones que inciden sobre los átomos de U-235 vecinos, que vuelven a romperse, originándose una reacción en cadena.

La fisión controlada del U-235 libera una gran cantidad de energía que se usa en la planta nuclear para convertir agua en vapor. Con este vapor se mueve una turbina que genera electricidad.

El mineral de uranio se encuentra en la naturaleza en cantidades limitadas. Es por tanto un recurso no renovable. Suele hallarse casi siempre junto a rocas sedimentarias. Hay depósitos importantes de este mineral en Norteamérica (27,4% de las reservas mundiales), África (33%) y Australia (22,5%).

El mineral del uranio contiene tres isótopos: U-238 (99,28%), U-235 (0,71%) y U-234 (menos que el 0,01%). Dado que el U-235 se encuentra en una pequeña proporción, el mineral debe ser enriquecido (purificado y refinado), hasta aumentar la concentración de U-235 a un 3%, haciéndolo así útil para la reacción.

El uranio que se va a usar en el reactor se prepara en pequeñas pastillas de dióxido de uranio de unos milímetros, cada una de las cuales contiene la energía equivalente a una tonelada de carbón. Estas pastillas se ponen en varillas, de unos 4 metros de largo, que se reúnen en grupos de unas 50 a 200 varillas. Un reactor nuclear típico puede contener unas 250 de estas agrupaciones de varillas.

Formación Abierta


Producción de electricidad en la central nuclear

Una central nuclear tiene cuatro partes:

El reactor en el que se produce la fisión.

El generador de vapor en el que el calor producido por la fisión se usa para hacer hervir agua.

La turbina que produce electricidad con la energía contenida en el vapor.

El condensador en el cual se enfría el vapor, convirtiéndolo en agua líquida.

La reacción nuclear tiene lugar en el reactor, en el están las agrupaciones de varillas de combustible intercaladas con unas decenas de barras de control que están hechas de un material que absorbe los neutrones. Introduciendo estas barras de control más o menos se controla el ritmo de la fisión nuclear ajustándolo a las necesidades de generación de electricidad.

En las centrales nucleares habituales hay un circuito primario de agua en el que está se calienta por la fisión del uranio. Este circuito forma un sistema cerrado en el que el agua circula bajo presión, para que permanezca líquida a pesar de que la temperatura que alcanza es de unos 293ºC.

Con el agua del circuito primario se calienta otro circuito de agua, llamado secundario. El agua de este circuito secundario se transforma en vapor a presión que es conducido a una turbina. El giro de la turbina mueve a un generador que es el que produce la corriente eléctrica.

Finalmente, el agua es enfriada en torres de enfriamiento, o por otros procedimientos.

Medidas de seguridad

En las centrales nucleares habituales el núcleo del reactor está colocado dentro de una vasija gigantesca de acero diseñada para que si ocurre un accidente no salga radiación al ambiente. Esta vasija junto con el generador de vapor están colocados en un edificio construido con grandes medidas de seguridad con paredes de hormigón armado de uno a dos metros de espesor diseñadas para soportar terremotos, huracanes y hasta colisiones de aviones que chocaran contra dicho reactor.

Repercusiones ambientales de la energía nuclear

Una de las ventajas que los defensores de la energía nuclear le encuentran es que es mucho menos contaminante que los combustibles fósiles. Comparativamente las centrales nucleares emiten muy pocos contaminantes a la atmósfera.



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Los que se oponen a la energía nuclear argumentan que el hecho de que el carbón y, en menor medida el petróleo y el gas sean sucios, no es un dato a favor de las centrales nucleares. Lo que hay que lograr es que se disminuyan las emisiones procedentes de las centrales que usan carbón y otros combustibles fósiles, lo que tecnológicamente es posible, aunque encarece la producción de electricidad.

Problemas de contaminación radiactiva

En una central nuclear que funciona correctamente la liberación de radiactividad es mínima y perfectamente tolerable ya que entra en los márgenes de radiación natural que habitualmente hay en la biosfera.

El problema ha surgido cuando han ocurrido accidentes en algunas de las más de 400 centrales nucleares que hay en funcionamiento. Una planta nuclear típica no puede explotar como si fuera una bomba atómica, pero cuando por un accidente se producen grandes temperaturas en el reactor, el metal que envuelve al uranio se funde y se escapan radiaciones. También puede escapar, a la atmósfera por accidente, el agua del circuito primario, que está contenida en el reactor y es radiactiva.

La probabilidad de que ocurran estos accidentes es muy baja, pero cuando suceden sus consecuencias son muy graves, porque la radiactividad produce graves daños. Y, de hecho ha habido accidentes graves. Dos han sido más recientes y conocidos. El de Three Mile Island, en Estados Unidos, y el de Chernobil, en la antigua URSS.

Almacenamiento de los residuos radiactivos

Con los adelantos tecnológicos y la experiencia en el uso de las centrales nucleares, la seguridad es cada vez mayor, pero un problema de muy difícil solución permanece: el almacenamiento a largo plazo de los residuos radiactivos que se generan en las centrales, bien sea en el funcionamiento habitual o en el desmantelamiento, cuando la central ya ha cumplido su ciclo de vida y debe ser cerrada.

Fusión nuclear

Cuando dos núcleos atómicos (por ejemplo de hidrógeno) se unen para formar uno mayor (por ejemplo helio) se produce una reacción nuclear de fusión. Este tipo de reacciones son las que se están produciendo en el Sol y en el resto de las estrellas, emitiendo gigantescas cantidades de energía.

Muchas personas que apoyan la energía nuclear ven en este proceso la solución al problema de la energía, pues el combustible que requiere es el hidrógeno, que es muy abundante. Además es un proceso que, en principio, produce muy escasa contaminación radiactiva.

Formación Abierta


La principal dificultad es que estas reacciones son muy difíciles de controlar porque se necesitan temperaturas de decenas de millones de grados centígrados para inducir la fusión y todavía, a pesar de que se está investigando con mucho interés, no hay reactores de fusión trabajando en ningún sitio.

Fisión nuclear del plutonio

El Uranio 238, que es el principal componente del mineral uranio y además es un subproducto de la fisión del U-235, puede ser convertido en Plutonio, Pu-239, un isótopo artificial que es fisionable y se puede usar como combustible. De esta forma se multiplica por mucho la capacidad de obtener energía del uranio. Por ejemplo, si el U-238 almacenado en los cementerios nucleares de los Estados Unidos se convirtiera en plutonio, podría suministrar toda la electricidad que ese país va a necesitar en los próximos 100 años.

Pero la tecnología necesaria para este proceso tiene muchos riesgos y problemas, lo que hace que en este momento esté muy poco extendido su uso. Además, el Plutonio no se usa solo para la obtención de energía por fisión nuclear, sino que también es el material con el que se fabrican las armas nucleares, y muchos países instalarían plantas de obtención de plutonio, no para usarlo como combustible, sino, sobre todo, para fabricar dichas armas, con el riesgo que supone la multiplicación de este tipo de armas.



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1.3.5. Centrales Eólicas

Las centrales eólicas son instalaciones en donde la energía cinética del aire al moverse se puede transformar en energía mecánica de rotación. Para ello se instala una torre en cuya parte superior existe un rotor con múltiples palas, orientadas en la dirección del viento. Las palas o hélices giran alrededor de un eje horizontal que actúa sobre un generador de electricidad.

A pesar de que aproximadamente un 1 % de la energía solar que recibe la Tierra se transforma en movimiento atmosférico, esta energía no se distribuye uniformemente, lo que limita su aprovechamiento.

Existen además limitaciones tecnológicas para alcanzar potencias superiores a 1MW, lo cual hace que su utilidad esté muy restringida, en primer lugar, por razón de la zona de vientos fuertes, y en segundo lugar por razón de su potencia unitaria. Además, el número de horas que una central eólica está disponible para producir energía eléctrica es muy bajo si se compara con los de las centrales térmicas y nucleares.

La primera utilización de la capacidad energética del viento la constituye la navegación a vela. En ella, la fuerza del viento se utiliza para impulsar un barco. Barcos con velas aparecían ya en los grabados egipcios más antiguos (3000 a.C.). Los egipcios, los fenicios y más tarde los romanos tenían que utilizar también los remos para contrarrestar una característica esencial de la energía eólica, su discontinuidad. Efectivamente, el viento cambia de intensidad y de dirección de manera impredecible, por lo que había que utilizar los remos en los periodos de calma o cuando no soplaba en la dirección deseada. Hoy, en los parques eólicos, se utilizan los acumuladores para producir electricidad durante un tiempo, cuando el viento no sopla.

Otra característica de la energía producida por el viento es su infinita disponibilidad en función lineal a la superficie expuesta a su incidencia. En los barcos, a mayor superficie vélica mayor velocidad. En los parques eólicos, cuantos más molinos haya, más potencia en bornes de la central. En los veleros, el aumento de superficie vélica tiene limitaciones mecánicas (se rompe el mástil o vuelca el barco). En los parques eólicos las únicas limitaciones al aumento del número de molinos son las urbanísticas.



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Molinos de viento

Molino es una máquina que transforma el viento en energía aprovechable. Esta energía proviene de la acción de la fuerza del viento sobre unas aspas oblicuas unidas a un eje común. El eje giratorio puede conectarse a varios tipos de maquinaria para moler grano, bombear agua o generar electricidad. Cuando el eje se conecta a una carga, como una bomba, recibe el nombre de molino de viento. Si se usa para producir electricidad se le denomina generador de turbina de viento.

Los molinos movidos por el viento tienen un origen remoto. En el siglo VII d.C. ya se utilizaban molinos elementales en Persia (hoy, Irán) para el riego y moler el grano. En estos primeros molinos la rueda que sujetaba las aspas era horizontal y estaba soportada sobre un eje vertical. Estas máquinas no resultaban demasiado eficaces, pero aún así se extendieron por China y el Oriente Próximo.

En Europa los primeros molinos aparecieron en el siglo XII en Francia e Inglaterra y se distribuyeron por el continente. Eran unas estructuras de madera, conocidas como torres de molino, que se hacían girar a mano alrededor de un poste central para levantar sus aspas al viento.

El molino de torre se desarrolló en Francia a lo largo del siglo XIV. Consistía en una torre de piedra coronada por una estructura rotativa de madera que soportaba el eje del molino y la maquinaria superior del mismo.

Estos primeros ejemplares tenían una serie de características comunes. De la parte superior del molino sobresalía un eje horizontal. De este eje partían de cuatro a ocho aspas, con una longitud entre 3 y 9 metros. Las vigas de madera se cubrían con telas o planchas de madera. La energía generada por el giro del eje se transmitía, a través de un sistema de engranajes, a la maquinaria del molino emplazada en la base de la estructura.

Además de emplearse para el riego y moler el grano, los molinos construidos entre los siglos XV y XIX tenían otras aplicaciones, como el bombeo de agua en tierras bajo el nivel del mar, aserradores de madera, fábricas de papel, prensado de semillas para producir aceite, así como para triturar todo tipo de materiales. En el siglo XIX se llegaron a construir unos 9.000 molinos en Holanda.

El avance más importante fue la introducción del abanico de aspas, inventado en 1745, que giraba impulsado por el viento. En 1772 se introdujo el aspa con resortes. Este tipo de aspa consiste en unas cerraduras de madera que se controlan de forma manual o automática, a fin de mantener una velocidad de giro constante en caso de vientos variables. Otros avances importantes han sido los frenos hidráulicos para detener el movimiento de las aspas y la utilización de aspas aerodinámicas en forma de hélice, que incrementan el rendimiento de los molinos con vientos débiles.

Formación Abierta


El uso de las turbinas de viento para generar electricidad comenzó en Dinamarca a finales del siglo pasado y se ha extendido por todo el mundo. Los molinos para el bombeo de agua se emplearon a gran escala durante el asentamiento en las regiones áridas del oeste de Estados Unidos. Pequeñas turbinas de viento generadoras de electricidad abastecían a numerosas comunidades rurales hasta la década de los años treinta, cuando en Estados Unidos se extendieron las redes eléctricas. También se construyeron grandes turbinas de viento en esta época.

Turbinas de viento modernas

Las modernas turbinas de viento se mueven por dos procedimientos: el arrastre, en el que el viento empuja las aspas, y la elevación, en el que las aspas se mueven de un modo parecido a las alas de un avión a través de una corriente de aire. Las turbinas que funcionan por elevación giran a más velocidad y son, por su diseño, más eficaces. Las turbinas de viento pueden clasificarse en turbinas de eje horizontal, en las que los ejes principales están paralelos al suelo y turbinas de eje vertical, con los ejes perpendiculares al suelo. Las turbinas de ejes horizontales utilizadas para generar electricidad tienen de una a tres aspas, mientras que las empleadas para bombeo pueden tener muchas más. Entre las máquinas de eje vertical más usuales destacan las Savonius, cuyo nombre proviene de sus diseñadores, y que se emplean sobre todo para bombeo; y las Darrieus, una máquina de alta velocidad que se asemeja a una batidora de huevos.

Generadores eléctricos

Los científicos calculan que hasta un 10% de la electricidad mundial se podría obtener de generadores de energía eólica a mediados del siglo XXI. Los generadores de turbina de viento tienen varios componentes. El rotor convierte la fuerza del viento en energía rotatoria del eje, una caja de engranajes aumenta la velocidad y un generador transforma la energía del eje en energía eléctrica. En algunas máquinas de eje horizontal la velocidad de las aspas puede ajustarse y regularse durante su funcionamiento normal, así como cerrarse en caso de viento excesivo. Otras emplean un freno aerodinámico que con vientos fuertes reduce automáticamente la energía producida. Las máquinas modernas comienzan a funcionar cuando el viento alcanza una velocidad de unos 19 Km/h, logran su máximo rendimiento con vientos entre 40 y 48 Km/h y dejan de funcionar cuando los vientos alcanzan los 100 Km/h. Los lugares ideales para la instalación de los generadores de turbinas son aquellos en los que el promedio anual de la velocidad del viento es de cuando menos 21 Km/h.

La energía eólica, que no contamina el medio ambiente con gases ni agrava el efecto invernadero, es una valiosa alternativa frente a los combustibles no renovables como el petróleo. Los generadores de turbinas de viento para producción de energía a gran escala y de rendimiento satisfactorio tienen un tamaño mediano (de 15 a 30 metros de diámetro, con una potencia entre 100 y 400 KW).



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Algunas veces se instalan en filas y se conocen entonces como granjas de viento. En California se encuentran algunas de las mayores granjas de viento del mundo y sus turbinas pueden generar unos 1.120 MW de potencia (una central nuclear puede generar unos 1.100 MW).

El precio de la energía eléctrica producida por ese medio resulta competitivo con otras muchas formas de generación de energía. En la actualidad Dinamarca obtiene más del 2% de su electricidad de las turbinas de viento, también empleadas para aumentar el suministro de electricidad a comunidades insulares y en lugares remotos. En Gran Bretaña, uno de los países más ventosos del mundo, los proyectos de turbinas de viento, especialmente en Gales y en el noroeste de Inglaterra, generan una pequeña parte de la electricidad procedente de fuentes de energía renovable. En España se inauguró en el año 1986 un parque eólico de gran potencia en Tenerife, Canarias. Más tarde se hicieron otras instalaciones en La Muela (Zaragoza), el Ampurdán (Gerona), Estaca de Bares (La Coruña) y Tarifa (Cádiz), ésta dedicada fundamentalmente a la investigación. La energía eólica en 2006, supone un 6% de la producción de energía primaria en los países de la Unión Europea.

1.3.6. Centrales Solares

Las centrales solares son instalaciones de paneles solares que transforman la energía solar en electricidad, conectándose a la red eléctrica general. Las centrales solares son instalaciones destinadas a aprovechar la radiación del Sol para generar energía eléctrica. De manera general, puede decirse que las principales aplicaciones de los sistemas de aprovechamiento solar de baja y media temperatura se dan en el ámbito doméstico o industrial; son los sistemas basados en alta temperatura los que de manera específica, se utilizan para la producción de electricidad.

Formación Abierta


El Sol, un gigantesco reactor nuclear

Tras la crisis de los años setenta, diversos países pusieron en marcha una política de diversificación energética, encaminada a la explotación de fuentes de energía alternativas. Entre ellas, la solar ocupa un lugar destacado. Los distintos sistemas de aprovechamiento solar se basan en la utilización de la enorme cantidad de energía que emite el Sol y que llega a la Tierra en forma de radiación. En este sentido, el Sol, una enorme masa gaseosa formada, sobre todo, por helio, hidrógeno y carbono, actuaría como una especie de reactor de gigantescas dimensiones. Efectivamente, en el interior del Sol se producen continuamente reacciones nucleares de fusión, en las cuales dos átomos de hidrógeno se fusionan para formar uno de helio y liberar en el proceso gran cantidad de energía. Únicamente una parte de ésta llega de forma efectiva a la superficie de la Tierra; la restante retorna al espacio por efecto de la reflexión y refracción provocadas por la presencia de la atmósfera terrestre, o bien es absorbida por las sucesivas capas atmosféricas.

La energía solar alcanza la Tierra por radiación directa o bien como reflejo de la radiación solar absorbida por el aire y el polvo (radiación difusa). La primera se aprovecha de forma masiva gracias a la tecnología actual; para poder utilizar la segunda existen sistemas específicos, como los colectores planos y las células fotovoltaicas.

Las ventajas de la energía solar se encuentran en su carácter inagotable. Utilizando la tecnología adecuada, es posible concentrar la enorme temperatura generada para poner en funcionamiento ciclos termodinámicos de elevado rendimiento. El principal problema es la forma en que esta energía llega a la superficie terrestre: de manera semialeatoria y dispersa, con fuertes oscilaciones en función de las horas del día, las peculiaridades climatológicas, las regiones del planeta o el ciclo estacional. Por otra parte, la energía solar no puede almacenarse; ha de ser transformada inmediatamente en otra forma de energía, como calor o electricidad. Finalmente, su captación requiere de instalaciones que, en buena medida, resultan todavía muy costosas.

El aprovechamiento de la energía solar

Actualmente existen dos formas principales de aprovechamiento de la energía solar: la térmica, que convierte la energía procedente del Sol en calor, y la fotovoltaica, que la transforma en energía eléctrica.

En los sistemas solares basados en la vía térmica se distinguen tres modalidades de baja, media y alta temperatura. Los primeros funcionan a partir de colectores que transmiten la radiación en forma de calor hasta un fluido que circula por conducto y alimenta sistemas de calefacción, climatización, para temperaturas de entre 35 y 100°C.



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Centrales solares de torre central

El tipo de planta más común es la denominada central termoeléctrica de receptor central, integrada por una vasta superficie cubierta de grandes espejos que reflejan la radiación del Sol, concentrándola en un pequeño punto. Son los denominados heliostatos. Provistos de mecanismos específicos conectados a un ordenador central estos espejos direccionales se van moviendo según dos ejes de giro, de manera que en todo momento, se encuentran en la posición idónea para recibir la máxima intensidad de la radiación solar y para concentrarla de modo eficaz en el receptor central. Generalmente, el punto receptor se dispone sobre una caldera situada en una torre de gran altura. En la caldera, la energía calorífica de la radiación solar reflejada es absorbida por un fluido térmico, que va a parar a un generador de vapor. Allí transfiere hasta un segundo fluido, que se encarga de poner en movimiento los álabes grupo turbina-alternador, para generar energía eléctrica. En una fase posterior, el fluido se condensa en un aerocondensador, para la repetición del proceso.

Intercalados en el circuito de calentamiento existen sistemas de almacenamiento térmico, destinados a aumentar y estabilizar la producción de la central sola, que como se ha indicado, depende estrechamente de las horas de insolación. El fluido secundario transmite hasta el dispositivo de almacenamiento la energía calorífica que ha de llegar al grupo turbina-alternador.

Centrales solares con discos parabólicos

En este tipo de instalaciones, las superficies reflectantes adoptan la forma geométrica de un paraboloide de revolución. En el foco del paraboloide, donde se localiza el receptor, se concentra la energía solar captada. El receptor opera como un intercambiador de calor, a través del cual circula el fluido portador de calor. El máximo aprovechamiento de la energía solar se logra gracias a que los discos poseen un sistema de seguimiento de la trayectoria solar según dos ejes. Cada uno de los discos parabólicos puede actuar como unidad independiente o bien integrar un conjunto, originando, al operar de forma interconectada, un sistema de mayor potencia.

Formación Abierta


Sistemas solares fotovoltaicos

La transformación directa de energía solar en energía eléctrica se verifica a través de la instalación de paneles provistos de células fotovoltaicas. Como cualquier onda electromagnética la luz del Sol transporta energía en forma de un flujo de fotones. Cuando los fotones inciden sobre un determinado tipo de materiales, y siempre que existan las condiciones adecuadas, provocan una corriente eléctrica. Es el denominado efecto fotovoltaico.

Las células fotovoltaicas (también llamadas simplemente células solares) son, por tanto, pequeños elementos fabricados con materiales semiconductores cristalinos (normalmente silicio), que, cuando son golpeadas por la radiación solar, transforman la energía luminosa en energía eléctrica, en virtud del mencionado efecto fotovoltaico.

Las instalaciones que aprovechan la energía solar a partir de células fotovoltaicas han alcanzado menor difusión que las plantas basadas en sistemas de aprovechamiento por vía térmica. Razones económicas explican, al menos en parte, este diferente nivel de desarrollo entre una y otra modalidad.

1.3.7. Energía Maremotriz

Puede que alguna vez haya pensado, al encontrarse en la playa o en un barco y sentir el fuerte empuje de las olas o de las mareas, si se podría aprovechar toda esa fuerza para producir electricidad, de la misma manera que lo hacemos con otros elementos de la naturaleza. Lo cierto es que la idea no es nueva: la primera patente de energía de las olas se realizó en Francia en 1799, si bien no fue hasta principios de los años 70 del pasado siglo cuando surgieron proyectos financiados por empresas y gobiernos como los de Japón y Reino Unido. Sin embargo, el lento desarrollo de la tecnología y los enormes costes fueron paralizando unos proyectos que han resurgido en los últimos años. Cada vez más gobiernos y empresas invierten en este tipo de energía, concienciados de que las energías renovables pueden ser de gran ayuda para evitar los problemas de contaminación y escasez de recursos energéticos, y apoyados por los avances tecnológicos.



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El lugar ideal para instalar una central maremotriz es un estuario, una bahía o una ría donde el agua de mar penetre. La construcción de una central mareomotriz es sólo posible en lugares con una diferencia de al menos 5 metros entre la marea alta y la baja. El agua, al pasar por el canal de carga hacia el mar, acciona la hélice de la turbina y ésta, al girar, mueve un generador que produce electricidad. Cuando la marea sube, las compuertas del dique se abren y el agua ingresa en el embalse. Al llegar el nivel del agua del embalse a su punto máximo se cierran las compuertas. Durante la bajamar el nivel del mar desciende por debajo del nivel del embalse. Cuando la diferencia entre el nivel del embalse y del mar alcanza su máxima amplitud, se abren las compuertas dejando pasar el agua por las turbinas.

Métodos diversos

Países como India, China, Japón o Estados Unidos están desarrollando diversos sistemas y plantas de producción energética. La Unión Europea, donde el océano Atlántico, el mar del Norte y las aguas que bañan los países escandinavos poseen unas condiciones idóneas, está también liderando este tipo de proyectos. De hecho, la isla escocesa de Islay cuenta con la primera turbina europea que trabaja con el movimiento de las olas, que genera energía para unas 400 casas.

Respecto a la energía de las mareas, ésta se transforma en electricidad en las denominadas centrales maremotrices, que funcionan como un embalse tradicional de río. El depósito se llena con la marea y el agua se retiene hasta la bajamar para ser liberada después a través de una red de conductos estrechos, que aumentan la presión hasta las turbinas que generan la electricidad. Sin embargo, su alto costo de mantenimiento frena su proliferación.

En cuanto a España, se están desarrollando en Cantabria y el País Vasco proyectos de centrales piloto que utilizarán la fuerza de las olas.

Obstáculos para su expansión

A pesar de estos esperanzadores proyectos, la energía proveniente del mar está lejos de ser una realidad generalizada. La red WaveNet, creada por la Comisión Europea en el año 2000 y compuesta por académicos, industrias y centros de investigación de varios países europeos, publicaba un estudio en el que explicaba que el desconocimiento de los ciudadanos es una de las trabas que impide su desarrollo.

Asimismo, el informe detallaba algunas consecuencias negativas que podrían originarse en la producción energética de este tipo, como el ruido, el riesgo de colisión con barcos, el impacto visual y posibles cambios en la estructura de los sedimentos del agua. Por ello, destacaba la necesidad de continuar las investigaciones en este ámbito para lograr que estas tecnologías resulten más competitivas.

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El mar, fuente inagotable de energía

A pesar de llamarse "Tierra", nuestro planeta está cubierto por un 75 por ciento de agua. Las mareas están causadas por el juego de atracciones gravitacionales entre la Tierra, la Luna y el Sol, mientras que las olas se originan por la fuerza del viento. Para extraer energía del mar existen diferentes procedimientos. Además de la energía de las olas y de las mareas, que son las principales, también se puede aprovechar la energía térmica oceánica y la energía de las corrientes, que cuentan con desarrollos tecnológicos para su aprovechamiento en diferentes grados de madurez.

1.3.8. Biomasa

La biomasa incluye la madera, plantas de crecimiento rápido, algas cultivadas, restos de animales, etc. Es una fuente de energía procedente, en último lugar, del Sol, y es renovable siempre que se use adecuadamente.

La biomasa puede ser usada directamente como combustible. Alrededor de la mitad de la población mundial sigue dependiendo de la biomasa como fuente principal de energía. El problema es que en muchos lugares se está quemando la madera y destruyendo los bosques a un ritmo mayor que el que se reponen, por lo que se están causando graves daños ambientales: deforestación, pérdida de biodiversidad, desertificación, degradación de las fuentes de agua, etc.

También se puede usar la biomasa para preparar combustibles líquidos, como el metanol o el etanol, que luego se usan en los motores. El principal problema de este proceso es que su rendimiento es bajo: de un 30 a un 40% de la energía contenida en el material de origen se pierde en la preparación del alcohol.

El uso de biomasa como combustible presenta la ventaja de que los gases producidos en la combustión tienen mucho menor proporción de compuestos de azufre, causantes de la lluvia ácida, que los procedentes de la combustión del carbono. Al ser quemados añaden CO2 al ambiente, pero este efecto se puede contrarrestar con la siembra de nuevos bosques o plantas que retiren este gas de la atmósfera.



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En la actualidad se están haciendo numerosos experimentos con distintos tipos de plantas para aprovechar de la mejor forma posible esta prometedora fuente de energía, principalmente para energía eléctrica.



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• Resumen

• El sistema eléctrico desde el punto de generación al de consumo, se compone de distintas instalaciones intermedias: generación, subestación elevadora, red de transporte, subestación de transformación, redes de reparto, estaciones transformadoras de distribución, redes de distribución en media tensión, centros de transformación y redes de distribución en baja tensión. Ya visto en la signatura de Transporte, ampliado aquí con la descripción de las instalaciones del sistema eléctrico de potencia.

• Hay distintas fuentes de energía, las cuales son capaces de generar electricidad en las centrales eléctricas con una transformación de dichas energías. Como noción general se ha descrito el funcionamiento de cada una de ellas.

• Como complemento a los reglamentos vistos en la asignatura de transporte (REBT y RAT) se plantean las nociones de seguridad y reglamentación en las centrales e instalaciones auxiliares, acudiendo también al siguiente Reglamento:

Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación.


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• Índice


2.1. Ámbito de aplicación. Generalidades ....................................................... 5 2.1.1. Objetivos de una instalación a tierra ..................................................... 5 2.1.2. Ejemplo ................................................................................................. 6

2.2. Corriente de fuga ........................................................................................ 9 2.2.1. Consideraciones generales sobre el cálculo....................................... 10 2.2.2. Magnitudes que influyen en el cálculo ................................................ 11 2.2.3. Casos de cálculo de intensidades de defecto a tierra......................... 11 2.2.4. Límites de corriente eléctrica tolerables por el cuerpo humano.......... 16

2.3. Tensión de paso y tensión de contacto.................................................. 18 2.3.1. Valores límites permitidos por el cuerpo humano ............................... 18 2.3.2. Valores según el Reglamento ............................................................. 20 2.3.3. Valores tolerables por el cuerpo humano ........................................... 21 2.3.4. Corrección de los valores de tensiones de paso y contacto ............... 22

2.4. Estudio de la resistencia de tierra........................................................... 23 2.4.1. Factores que influyen en la resistencia de tierra................................. 24

2.5. Configuraciones de electrodos para puestas a tierra ........................... 27 2.5.1. Picas ................................................................................................... 27 2.5.2. Picas en profundidad .......................................................................... 28 2.5.3. Picas en hilera..................................................................................... 28 2.5.4. Picas en polígono regular ................................................................... 29 2.5.5. Mallas.................................................................................................. 30 2.5.6. Ejemplo de tablas UNESA para obtener los valores de resistencia

y tensión según electrodos................................................................. 32 2.6. Electrodos tipo y sistema de tierras más adecuado ............................. 33

2.6.1. Cálculo de la sección del conductor de tierra...................................... 34 2.7. Ejemplo ...................................................................................................... 36

• RESUMEN .......................................................................................................... 41


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• Objetivos

• Tener conciencia de la importancia que supone la seguridad en las instalaciones de energía eléctrica, debido a las altas tensiones e intensidades que se utilizan.

• Entender cómo funciona un sistema de protección de puesta a tierra, de cara a un posible fallo en las instalaciones eléctricas.

• Conocer y entender los conceptos de resistencia de tierra, corriente de fuga y tensiones de paso y contacto.

• Conocer los factores influyentes en los conceptos del punto anterior.

• Conocer las distintas variedades de electrodos de puesta a tierra y sus distintas aplicaciones, según sea la instalación.

• Saber cuál es el comportamiento del cuerpo humano, cuál es el límite tolerable en caso de fallos y descargas eléctricas.

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• Introducción

Un punto muy importante en cualquier instalación eléctrica, y sobre todo en instalaciones de cierta consideración, es la necesidad de proteger dichas instalaciones y principalmente a las personas encargadas de gestionarlas.

Las tomas de tierra son el elemento de protección, y para comprender su funcionamiento, se definen ciertos conceptos tales como intensidad de defecto, tensión de paso y tensión de contacto.

Es muy importante conocer también los valores de corriente y tensión admisibles por el cuerpo humano en caso de fallo eléctrico en las instalaciones.

Es importante conocer qué factores influyen en el cálculo de la resistencia de puesta a tierra, y tensiones de paso y de contacto para poder actuar sobre ellos en caso de necesitar una variación de los mismos, bien por la protección de la persona principalmente, o bien por la protección de la instalación.

Una vez definidos los conceptos introductorios al tema, se presentan distintos tipos de configuraciones de electrodos, que evidentemente son más aconsejables unos u otros en función de la instalación a proyectar.

Es importante la comprensión de este tema para el posterior desarrollo de la asignatura, así como de cara a la seguridad en un futuro laboral en este campo.


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2.1. Ámbito de aplicación. Generalidades El objetivo de una instalación de puesta a tierra es disminuir al máximo el riesgo de accidentes para las personas así como el deterioro de la propia instalación. La instrucción técnica complementaria MIE-RAT 13 es la que contempla este concepto, estableciendo:

• Las tensiones máximas aplicables al cuerpo humano en función de la duración del defecto.

• El estudio de las características del suelo y de los electrodos.

• La determinación de los valores de tierra, tensión de paso y de contacto.

• La medición de los valores de dicha tensión de paso y de contacto

Como concepto general, el objetivo es unir la carcasa con la tierra terrestre; y como norma general se aplica a todas las instalaciones del sistema eléctrico y a todos los aparatos. Consisten en un electrodo metálico inoxidable en contacto con la tierra terrestre, y en un conductor de unión entre el electrodo y los receptores. Por dicho cable de protección sólo circula corriente cuando ocurre una anomalía.

Fundamentalmente protegen a las personas, ya que se unen equipotencialmente las distintas carcasas de los receptores con la tierra terrestre.

Puesta a tierra

Unión a masa terrestre de todos los puntos de una instalación eléctrica a través de una conexión eléctrica de baja resistencia sin fusible ni protección alguna.

2.1.1. Objetivos de una instalación a tierra

Tras la breve introducción de este punto, además cabe destacar:

Proteger al personal y al equipo instalado, limitando las tensiones que, respecto a tierra, pueden presentar en un momento dado las masas metálicas o que pueden aparecer entre dos puntos de la superficie del terreno.

Limitar el valor de las sobretensiones que pueden aparecer en el sistema eléctrico en las diferentes condiciones de explotación.

Hacer posible la localización, así como facilitar la desconexión de los elementos afectados por una falta a tierra.

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2.1.2. Ejemplo

R

S

T

TRAFO

N

)35( 2mmTT

ELECTRODO

235mm

Ω≈ 25

Rcontacto

Figura 2.1. Instalación con un trafo.

En el esquema se describe una instalación con un trafo, en la cual se va a suponer para comprender mejor el funcionamiento de una toma de tierra, que tenemos el aparato sin conectar a tierra.

En ese caso; el hombre al tocar la carcasa que está sometida a tensión por la fase R, cierra el circuito con tierra, llevándose la descarga, por lo que pasa la corriente por él.

Por lo tanto, como circuito queda el siguiente:


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R

N

V220

I

Rtierra

Rcontacto

Ω≈1000hombreR

Rcable

T H C Tierra C

V 220VI= =R R +R +R +R

Donde:

RH Resistencia del hombre

RC Resistencia de contacto

RTierra Resistencia de la tierra

RCable Resistencia del cable

La I ha de ser lo más pequeña posible, para ser menos peligrosa. Uniendo la carcasa a tierra terrestre a través de picas (cable en discontinuo que sale de la carcasa en el primer esquema), queda protegida la persona, y al tocar el aparato no le pasaría nada. En ese caso, es como si se puenteara la resistencia del hombre (en discontinuo en el segundo esquema).

Para T

V 220VI 73 mAR 3000

= =Ω

; un diferencial de 300 mA no

serviría sin las tierras, ya que no saltaría hasta ese valor de 300 mA, (a veces se puede considerar que un diferencial de 300 mA sin tierras no es nada, siendo a veces mejor que no esté para no ir mentalizados de que está y llevarnos sorpresas). El de 30 mA, sí que saltaría sin toma de tierra para esos 73 mA, ya que 73>30 mA.

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Interruptor diferencial

Dispositivo electromecánico que se coloca en las instalaciones eléctricas con el fin de proteger a las personas de las derivaciones causadas por faltas de aislamiento entre los conductores activos y tierra o masa de los aparatos.

No es suficiente con los valores de tierra terrestre, sino que hay que ver qué valores de tensiones de paso y contacto no son peligrosos.

En una derivación a tierra, la corriente de fuga hacia tierra terrestre, circula por ésta en todas las direcciones, ya que hay una resistencia del suelo. Por ese hecho aparecen las tensiones de paso y de contacto, las cuales se definirán en apartados posteriores.


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2.2. Corriente de fuga

Corriente de fuga

La corriente de fuga o corriente de puesta a tierra es la corriente máxima que puede circular por una malla de puesta a tierra y desde ésta a la tierra circundante.

La fórmula general teórica es la siguiente:

( ) ( )F ''F 1 2 0 1 2 0

3EI =3R+3R + R +R +R +j X +X +X

Donde:

IF Corriente de defecto o falta

E Tensión simple del sistema

R Resistencia de tierra

RF Resistencia del defecto

R1 Resistencia de secuencia directa del sistema

R2 Resistencia de secuencia inversa del sistema

R0 Resistencia de secuencia cero u homopolar del sistema

X”1 Reactancia subtransitoria de secuencia directa en el sistema

X2 Reactancia de secuencia inversa del sistema

X0 Reactancia de secuencia cero u homopolar del sistema

Normalmente el efecto de los términos resistivos es despreciable salvo que se utilicen resistencias para limitar la intensidad de falta, por lo que puede utilizarse la fórmula simplificada:

F ''1 2 0

3EI =X +X +X

De esta corriente, sólo una parte constituye la de puesta a tierra que a través de la malla se transmite a tierra por cada subestación o red.

En las subestaciones, el neutro está unido a tierra para cerrar el circuito. En casos en que no se cierre así el circuito, hay un efecto capacitivo entre la línea y tierra, circulando corriente considerable para líneas de 20 a 400 Km. Los circuitos se tienden a cerrar por donde menos resistencia vayan a encontrar, es decir donde menos tierra terrestre haya, para recorrer menor espacio.

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La intensidad de defecto será mayor cuanto menor sea el término R - X.

Para calcular la corriente de fuga, hay que determinar las situaciones más desfavorables, situando defectos dentro y fuera de la subestación, para conocer los valores más elevados de la intensidad de puesta a tierra, por una parte, y de la corriente que térmicamente solicitará la malla a fin de definir el conductor necesario y las características de los accesorios a emplear en la red de tierras.

2.2.1. Consideraciones generales sobre el cálculo

Para limitar los valores de las intensidades de defecto, la puesta a tierra de los neutros de los transformadores de las subestaciones suele establecerse intercalando en la misma, resistencias o reactancias de valores adecuados en cada caso. Con ello se actúa sobre la impedancia total del circuito que ha de recorrer la intensidad de defecto, y como consecuencia de ello se limitan los valores máximos de esa intensidad.

Cada conductor de una línea tiene una capacidad a tierra, que es mucho mayor en el caso de líneas subterráneas que aéreas. Su consecuencia es que al producirse un defecto a tierra en una fase de una de las líneas que salen de la subestación, se producen unas corrientes capacitivas que se cierran a través de las fases sanas de la propia línea donde se produce la avería, y de las restantes que tienen su origen en la subestación.

Si el valor de la resistencia o de la reactancia de la puesta a tierra del neutro del transformador es elevado, las intensidades de defecto que circulan a través de las mismas serán pequeñas.

Si la puesta a tierra del neutro del transformador se hace a través de una reactancia, la corriente que circula por los relés de protección de la línea averiada queda reducida, pudiendo en tal caso impedir o retrasar el disparo de las protecciones correspondientes a dicha línea averiada.

Para evitar las posibles influencias de las corrientes capacitivas, lo que se hace es disminuir la magnitud de la resistencia o reactancia de puesta a tierra del neutro, de tal forma que los valores de las corrientes capacitivas sean pequeños en relación con las intensidades de defecto totales.


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2.2.2. Magnitudes que influyen en el cálculo

El valor que adquiere una intensidad de defecto a tierra depende de la impedancia total del circuito que recorre, que a su vez será función de:

La impedancia de los transformadores de la subestación de la empresa suministradora, que es pequeña en relación con los valores de la resistencia o impedancia de la puesta a tierra del neutro. Por lo tanto, no se suele considerar, salvo en caso de distribuciones con neutro rígidamente conectado a tierra.

La impedancia de la línea de unión de la subestación con el punto de conexión de la instalación que se proyecta.

Del valor de la resistencia o de la reactancia de la puesta a tierra del neutro del transformador de la subestación de la empresa.

Del valor de la resistencia a tierra de la instalación que se proyecta.

De la magnitud de la capacidad de las líneas, y por consiguiente de las corrientes capacitivas que puedan producirse, que sólo se consideran cuando el neutro del transformador se encuentra aislado de tierra.

En el apartado siguiente se presentan los distintos casos que se dan en el cálculo de intensidades de defecto a tierra.

2.2.3. Casos de cálculo de intensidades de defecto a tierra

Neutro conectado a tierra a través de una resistencia de valor Rn

Despreciando las impedancias de las líneas y de los transformadores, se tiene que:

dn t

U3I =

R +R

Donde:

Id Intensidad de defecto

U Tensión entre las fases (V)

Rn Resistencia de la puesta a tierra del neutro de la subestación

Rt Resistencia prevista para la puesta a tierra de la instalación que se proyecta

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FASEN

tR

1nR

2nR

21 nnnTOTAL RRR +=

Si trabajan varios transformadores en paralelo, las resistencias de puesta a tierra quedan conectadas en paralelo.

Neutro conectado a tierra a través de una reactancia de valor Xn

Al ser la resistencia de la toma de tierra de la instalación que proyectamos óhmica pura, y estar conectado el neutro a una reactancia, las intensidades están desfasadas 90º, por lo que la impedancia total del circuito queda como el denominador de la siguiente fórmula de la intensidad para este caso:

d 2 2n t

U3I =

X +R

Donde:





Xn Reactancia de la puesta a tierra del neutro


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FASEN

tR

nX

2nR

Neutro del transformador de distribución conectado rígidamente a tierra

En este caso su valor es inversamente proporcional a la impedancia del circuito que debe recorrer:

dn2 t

U3I

R R=

+

Donde:





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FASEN

tR2nR

Neutro del transformador aislado a tierra

En este caso la intensidad de defecto a tierra es la capacitiva de la red respecto a tierra, directamente proporcional a la longitud de la red, la cual se va ampliando con el transcurso del tiempo.

( )( ) ( )

a a c cd 2 2

a a c c t

3U ωC L +ωC LI =

1+ ωC L +ωC L 3R

Donde:

Id Intensidad de defecto (A)


Ca Capacidad homopolar de la línea aérea (F / Km)

La Longitud total de las líneas aéreas de AT subsidiarias de la misma transformación AT / AT (Km)

Cc Capacidad homopolar de los cables subterráneos (F / Km)


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FASEN

tR2nR

scapacitivaIa tierra

Salvo que el proyectista determine otros valores, se considerará para las capacidades de la red aérea y subterránea, respectivamente los siguientes valores:

Ca = 0.006 μF / Km

Cc = 0.25 μF / Km

Estos valores corresponden a conductores de las secciones más utilizadas normalmente en instalaciones de tercera categoría y tensiones nominales de la red de 20 KV.

Para La y Lc hay que tener en cuenta la suma de todas las longitudes incluidas las ramificaciones, según el siguiente esquema:

NSUBESTACIÓ

km20

km3

km8km10

km2

km4

Lc = 4 km (subterránea en discontinuo).

La = 43 Km

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2.2.4. Límites de corriente eléctrica tolerables por el cuerpo humano

Es importante tener en cuenta este concepto, de cara al trabajo con elementos eléctricos y su riesgo asociado.

La conducción de altas corrientes a tierra en instalaciones eléctricas, debidas a fenómenos atmosféricos o a fallos de equipos, obliga a tomar medidas de precaución para que los gradientes eléctricos o las tensiones resultantes no supongan peligro para los operarios. Intensidades del orden de miles de amperios producen gradientes de potencial elevados cerca del punto o puntos de contacto a tierra, y si además se da la circunstancia de que un ser vivo se apoye en dos puntos entre los que hay una diferencia de potencial debida al gradiente mencionado, puede sufrir una descarga de tal magnitud que sobrepase el límite de su conductibilidad muscular y provoque su caída. En este caso, la corriente que circula por su cuerpo aumenta y si por desgracia ésta pasa por algún órgano vital, principalmente por el corazón, puede originar fibrilación ventricular y sobrevenir la muerte.

Para una corriente alterna de 50 Hz, el umbral de percepción de la corriente se sitúa en torno a 1.1 mA. El umbral de contracción muscular y tetanización es de 9 mA. La fibrilación ventricular comienza a partir de los 80 mA hasta los 3 A. Y finalmente la inhibición de los sistemas nerviosos comienza con 2 A de corriente. Evidentemente estos valores son referencias muya aproximadas, ya que varían con cada persona: estado físico, estado de la piel, etc.…

Factores que afectan en la mayor o menor influencia de la corriente

Intensidad de la corriente

Tensión eléctrica

Tiempo de contacto: Se considera el umbral de percepción como 1 mA. Sin embargo, se pueden tolerar intensidades de corriente superiores sin originar fibrilación si la duración es muy corta. La fórmula que relaciona la intensidad tolerable y el tiempo que puede tolerarla el organismo, es 0135.0xtI2 ==

ad0,116I =

t

Y la tensión máxima a aplicar a una persona será:

a0,116E = 1000

t


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Donde:

I Valor efectivo de la corriente que circula por el cuerpo (A)

t Tiempo de duración del choque eléctrico (sg.)

0.0135 Constante de energía

Frecuencia y forma de la corriente: En CC bastarían con intensidades 4 veces inferiores para alcanzar los efectos descritos para una CA de 50 Hz. Para frecuencias mayores de 1000 Hz, los efectos disminuyen considerablemente.

Trayecto realizado por la corriente en el cuerpo humano y % de ésta que atraviesa el corazón: Según los puntos de entrada y de salida de la corriente, se tiene que la cantidad que atraviesa el corazón es:

Entre la cabeza y el miembro superior derecho (MSD): 9.7%

Entre el MSD y el MII: 7.9%

Entre el MSD y el MSI: 2.9%

Entre la cabeza y el MSI: 1.8%

Entre los pies: 0%

Resistencia eléctrica de la persona: Depende de diversos factores como los de origen biológico; físico (superficie y presión de contacto); la naturaleza del contacto del cuerpo con la tierra, siendo en este caso muy variable, oscilando entre 1000 y 150000 Ω.

RTOTAL PERSONA = RMEDIO INTERNO + RPIEL DE ENTRADA + RPIEL DE SALIDA

La resistencia del medio interno viene a ser del orden entre 500 y 1000 Ω; la resistencia de la piel, entre 1000 y 3000 Ω.

En general, se considera que la resistencia del cuerpo humano es del orden de 1000 Ω.

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2.3. Tensión de paso y tensión de contacto

Si una persona situada en un punto del terreno que se encuentra a una distancia A de un electrodo, toca con la mano una masa conectada a dicho electrodo en el momento de circular una intensidad de defecto, dicha mano estará sometida a un potencial que será el potencial absoluto del electrodo, mientras que sus pies estarán sometidos al potencial creado en el punto A por el paso de la intensidad de defecto. Es decir, que dicha persona puenteará entre sus manos y sus pies una parte del potencial absoluto del electrodo. Esta diferencia de potenciales a la que queda sometida la persona que establece el contacto, se denomina tensión de contacto.

Si una persona pisa al andar puntos del terreno que, como consecuencia del paso de una intensidad de defecto, se encuentran a distinto potencial, quedará sometida entre sus dos pies a una diferencia de potenciales que, para puntos situados a un metro de distancia entre sí, constituyen la denominada tensión de paso.

Al aumentar la profundidad de enterramiento de la cabeza de un electrodo, aumentan los valores de las tensiones de contacto y disminuyen las de paso. En la práctica son normalmente estos valores los que hacen adoptar una determinada profundidad mínima de las cabezas de los electrodos, y de los conductores de unión de las mismas. La conexión del electrodo con las masas debe efectuarse con conductores aislados, ya que de otra forma se podrían alterar los cálculos.

2.3.1. Valores límites permitidos por el cuerpo humano

Cuando una persona establece un contacto, en el momento de circular una intensidad de defecto, queda sometida entre su mano y sus pies a la diferencia de potenciales denominada tensión de contacto.

La intensidad que se deriva a través suyo en las condiciones consideradas, depende del valor de la tensión de contacto, y de la resistencia al paso de la corriente, que a su vez será función de:

La resistencia del cuerpo humano, fijada por el reglamento en 1000 Ω.

La resistencia que se presenta en la pisada de los pies sobre el terreno, que el reglamento establece para cada pie en 3ρS, siendo ρS la resistividad del terreno, que puede aumentarse artificialmente con aplicación de capa de hormigón o grava, cuya resistividad es del orden de 3000 Ω / m. La resistencia así definida está basada en asimilar cada pie a un electrodo en forma de placa de 200 cm2 de superficie, ejerciendo sobre el suelo una fuerza mínima de 250 N.


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La intensidad que se deriva a través de la persona produce una caída de tensión igual a la de contacto, y se divide en dos partes:

Tensión que aparece entre la mano y la planta de los pies del individuo, o tensión de contacto aplicada.

ca n

KV =t

Caída de tensión producida como consecuencia de la resistencia de la pisada al paso de la corriente.

Partiendo del valor de la intensidad admisible expuesta anteriormente, se tiene que:

ad0,116I =

t

Vpaso máxima = Rtotal xImáx = (RH + Rcontacto) 0,116

t⋅

HR5.0 HR5.0

contactoR contactoRpies

piernas

HR5.0

contactoR contactoR

HR5.0

Siendo la resistencia de contacto = 3ρ, la resistencia del cuerpo humano de 1000 Ω, se tiene que:

( )paso máxima H0,116V = R +6ρ

t⋅

( )paso máxima0,116V = 1000+6ρ

t⋅

( )contacto0,116V = 1000 +1,5ρ

t⋅

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Donde:

1,5ρ 3ρ está en paralelo para la tensión de contacto

6ρ 3ρ está en serie para la tensión de paso =

t Tiempo de duración de la falta (sg.). Facilitado por las compañías suministradoras.

2.3.2. Valores según el Reglamento

Partiendo del siguiente esquema y razonamiento:

HR

I

'V

''V

''' VVVC +=

HRVI

'

=

Ω=1000HR

ρ3 ρ3

( )H HH H

V' V'V=V'+V''=R I+(1,5ρ) I= R + 1,5ρR R

⎛ ⎞⋅ ⋅ ⋅ ⋅⎜ ⎟

⎝ ⎠

El valor de la tensión de contacto es:

1,5ρV=V' 1+1000

⎛ ⎞⎜ ⎟⎝ ⎠

Según el Reglamento:

n

KV'=t

Donde:

K = 72 y n = 1 si t < 0,9 sg.

K = 78,5 y n = 0,18 si 0.9 < t < 3,8 sg.


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Y recordando que es 1.5ρ para pies en paralelo y 6ρ para pies en serie, se tiene que:

contacto n

K 1,5ρV = 1+t 1000⎛ ⎞⎜ ⎟⎝ ⎠

paso n

10K 6ρV = 1+t 1000

⎛ ⎞⎜ ⎟⎝ ⎠

Evidentemente, los valores medidos han de ser menores que los marcados por el Reglamento.

2.3.3. Valores tolerables por el cuerpo humano

Según MIE-RAT-13:

Toda instalación eléctrica deberá disponer de una protección o instalación a tierra diseñada de tal forma que, en ningún punto accesible del interior o exterior de la instalación eléctrica donde las personas puedan estar, estén sometidas a una tensión peligrosa durante cualquier defecto en la instalación eléctrica o en la red unida a ella.

La misma norma aclara qué se entiende por tensión peligrosa y así establece que la “tensión máxima de contacto aplicada” será función del tiempo de exposición.

Se supondrá que la distancia de contacto entre los pies será de 1 metro para las personas y de 1.5 metros para los animales.

Como norma, se toma que el valor máximo de tensión que puede soportar el cuerpo humano durante un tiempo de 3 a 5 sg. es de 64 V y durante 0.9 sg., de 80 V.

Spaso

116+0,7ρE =t

Scontacto

116+0,17ρE =t

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2.3.4. Corrección de los valores de tensiones de paso y contacto

En el caso de que los valores medidos de la tensión de paso y de la tensión de contacto sean demasiado elevados, para reducirlos existen estos procedimientos:

Mejora de las resistencia de tierra: un valor más bajo de la resistencia de tierra origina una menor tensión de paso.

Electrodo de tierra más profundo: una mayor profundidad del electrodo de tierra hace que la dispersión de corriente se efectúe por las capas más profundas del terreno, creándose menos tensión superficial. En este caso es necesario que la conexión desde el nivel de tierra hasta el electrodo se efectúe con cable aislado.

Aislado del suelo en las proximidades del electrodo: una capa de grava de 10 cm. o bien un asfaltado de 2-3 cm. pueden ser un aislante adecuado si la tensión de paso excede del límite permitido. Un pavimento de hormigón puede ser igualmente una buena solución, en este caso hay que tener en cuenta que la resistencia del hormigón es bastante baja hasta que no ha fraguado completamente.

Puesta a tierra de las partes metálicas en diferentes puntos del circuito equipotencial de tierras: el poner electrodos de tierra cerca de las partes metálicas objeto de contacto puede disminuir igualmente la tensión de contacto, ya que se iguala a la tensión en la proximidad de la masa metálica.

Corregir el tiempo de disparo de los relés, disminuyéndolo.


Tomas de tierra 23

02

2.4. Estudio de la resistencia de tierra Entre los elementos que constituyen una instalación de puesta a tierra cabe destacar como de mayor responsabilidad al formado por el electrodo y la masa del terreno circundante, denominado Toma de Tierra.

Existe una gran variedad de tipos de electrodos, siendo el más empleado el denominado pica de tierra.

Tras desarrollar con cálculo integral el comportamiento de un electrodo vertical, se obtiene la siguiente fórmula:

tr lR = ln 1+

2ρl a⎛ ⎞⎜ ⎟⎝ ⎠

Donde:

Rt Resistencia total de la toma de tierra (Ω)

r Radio de la superficie formada por todos los puntos equidistantes del electrodo (m)

ρ Resistencia de un cubo de terreno de 1 m de arista (Ω)

a Radio de la pica (m)

l Longitud de la pica (m)

Esta resistencia es la que aparece entre el electrodo y una superficie equipotencial de radio infinito.

La diferencia de potencial que aparece entre el electrodo y una cualquiera de las superficies de radio rp en el supuesto de que la puesta a tierra entre en funcionamiento, es:

pE

1

rU = U

R

Que desarrollando queda como:

pE

lln 1+r

U=U 1-lln 1+a

⎡ ⎤⎛ ⎞⎢ ⎥⎜ ⎟⎜ ⎟⎢ ⎥⎝ ⎠⎢ ⎥⎛ ⎞⎢ ⎥⎜ ⎟⎢ ⎥⎝ ⎠⎣ ⎦

Formación Abierta

Tomas de tierra 24

1 2 3 4 5 ( )mrp

EUU =

Ugrad

Figura 2.2. Curva correspondiente al gradiente de potencial.

A partir de la fórmula y de la gráfica, se pueden obtener las siguientes conclusiones:

La máxima tensión de paso se obtiene cuando uno de los puntos considerados coincide con el electrodo.

La tensión de paso disminuye al aumentar la longitud del electrodo. Para valores de r superiores a 2l, el valor de U es prácticamente igual a UE,

lo que implica que la resistencia de tierra se obtiene en los primeros metros. Para los mismos valores de r, el gradiente de potencial tiende a cero, por lo

que se está fuera de la zona de influencia de la puesta a tierra. En este caso, las superficies equipotenciales estarán a potencial cero.

Figura 2.3. Puntos equipotenciales alrededor de la pica.

2.4.1. Factores que influyen en la resistencia de tierra

Resistividad

La resistividad “ρ” de un suelo viene determinada por la clase del terreno, el tamaño de las partículas y el contenido en sales y humedad. El principal efecto de la humedad es disolver las sales solubles, disminuyendo consecuentemente la resistividad. También se reduce al aumentar la temperatura. Por lo tanto, la resistividad varía con la época del año; y se expresa en Ω / m.


Tomas de tierra 25

02

A medida que aumenta el tamaño de las partículas, aumenta el valor de la resistividad. Al aumentar el grado de compactación de un terreno, disminuye también la resistividad.

Para el estudio de una instalación de puesta a tierra, hay que analizar la resistividad del terreno donde vaya a ir emplazada. Sin embargo, para instalaciones de 3ª categoría y de intensidad de cortocircuito a tierra menor o igual a 16 KA, basta con un examen orientativo según la naturaleza del terreno de acuerdo a las siguientes tablas:

NATURALEZA DEL TERRENO RESISTIVIDAD EN Ωm

Terrenos pantanosos De algunas unidades a 30

Limo 20 a 100

Humus 10 a 150

Turba húmeda 5 a 100

Arcilla plástica 50

Margas y arcillas compactas 100 a 200

Margas y jurásico 30 a 40

Arena arcillosa 50 a 500

Arena silícica 200 a 3000

Suelo pedregoso o cubierto de césped 300 a 500

Suelo pedregoso desnudo 1500 a 3000

Calizas blandas 100 a 300

Calizas compactas 1000 a 5000

Calizas agrietadas 500 a 1000

Pizarras 50 a 300

Rocas de mica y cuarzo 800

Granitos y gres por alteración 1500 a 10000

Granitos y gres muy alterados 100 a 600

Hormigón 2000 a 3000

Basalto o grava 3000 a 5000

Formación Abierta

Tomas de tierra 26

NATURALEZA DEL TERRENO RESISTIVIDAD MEDIA EN Ωm

Terrenos cultivables y fértiles, terraplenes compactos y húmedos 50

Terrenos cultivables poco fértiles, grava y terraplenes agrestes 500

Suelos pedregosos desnudos, arena seca y rocas impermeables 3000

Constitución de un terreno

Además de la naturaleza del terreno, influyen los siguientes factores:

Variaciones estacionales: influyen cuando la colocación del electrodo es superficial, sin estar a una determinada profundidad.

Composición del terreno: a medida de que la roca es más compacta y antigua, la resistividad es mayor. Los suelos de grano grueso se prestan mal para establecer tomas de tierra. Ver punto anterior sobre este tema más detallado.

Humedad: el estado higrométrico del terreno (cantidad de agua), influye de forma apreciable en la resistividad; al aumentar la humedad, disminuye la resistividad.

Temperatura: al aumentar la temperatura disminuye la resistividad. En el punto crítico próximo a 0º C, al producirse la congelación del agua se impide el movimiento de los electrolitos, que son los que influyen en la resistividad del terreno. A 50 cm de profundidad, la Tª baja muy lentamente.

Estratigrafía del terreno: la resistencia total es la resultante de las acciones parciales de las distintas capas. A veces una sola capa presenta una resistividad tan baja, que la influencia de las restantes es imperceptible. Por ejemplo, cuando se alcanzan zonas de agua o un nivel freático.

Salinidad del terreno: al aumentar la salinidad, disminuye la resistividad. Está absolutamente prohibido echar sal en un terreno para mejorar su resistividad.


Tomas de tierra 27

02

2.5. Configuraciones de electrodos para puestas a tierra

El cálculo exacto de la resistencia de puesta a tierra y de las tensiones de paso y de contacto, es complicado cuando la configuración de los electrodos se aparta de las formas geométricas lineales elementales.

Se van a presentar fórmulas para el cálculo de estos tres parámetros para lo casos más frecuentes que se van a presentar en la práctica.

2.5.1. Picas

La resistencia de puesta a tierra es directamente proporcional a una longitud, añadiendo un factor de corrección que depende de la geometría del electrodo y de la profundidad de enterramiento de éste.

ρ 3LR=0,366 logL d

La tensión de la pica es:

03LU = 0,366ρilogd

La tensión en un punto “X” es:

2

X 2

L LU =0,366ρilog + 1+X X

⎛ ⎞⎜ ⎟⎜ ⎟⎝ ⎠

La tensión de paso es U0-UX para X=1 metro:

0 X2U - U = 0,366ρilog = 0,78ρi

0,014

Formación Abierta

Tomas de tierra 28

Donde:

d Diámetro de la pica (m)

i Intensidad por metro de longitud: IiL

=

L Longitud de la pica (m)

2.5.2. Picas en profundidad

Normalmente se tiene que las picas son de diámetro 14 mm y longitud de 2 m, y de acero cobreado. Para los múltiplos de 2 m. (acoplamiento en profundidad para n: número de picas), se tiene que:

n

0,366ρ 6nR= logL 0,014

2.5.3. Picas en hilera

Picas separadas entre sí una distancia D, presentan una resistencia de:

( )1 ρ ρ 1 1R= 0,96 +0,316 +...+n L D 2 2 n-1

⎡ ⎤⎛ ⎞⎢ ⎥⎜ ⎟⎜ ⎟⎢ ⎥⎝ ⎠⎣ ⎦

Que se cumple para cualquier número de picas excepto para 2, cuya fórmula varía a:

( )1 ρ ρ 1 1R= 0,96 +0,316 +...+n L D 2 2 n-1

⎡ ⎤⎢ ⎥⎢ ⎥⎣ ⎦

Conforme aumenta la distancia D entre picas, disminuye la resistencia de la puesta a tierra.

D


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02

2.5.4. Picas en polígono regular

Para picas de diámetro 14 mm y longitud de 2 m.

En triángulo

0,106R=ρ 0,16+D

⎡ ⎤⎢ ⎥⎣ ⎦

D

En cuadrado

0,107R=ρ 0,12+D

⎡ ⎤⎢ ⎥⎣ ⎦

D

En rectángulo (principalmente para centros de transformación)

' 2 '2

1 1 1R=ρ 0,12+0,159 + +D D D +D

⎡ ⎤⎛ ⎞⎢ ⎥⎜ ⎟⎢ ⎥⎝ ⎠⎣ ⎦

D

'D

Formación Abierta

Tomas de tierra 30

En hexágono regular

0096R=ρ ,008+D

⎡ ⎤⎢ ⎥⎣ ⎦

D

2.5.5. Mallas

Se estudian principalmente las mallas de superficie iguales o superiores a 25 cm2, constituidas por retículas cuadradas de 0.5, 0.75, 1.5 y 2 m de lado.

Se tiende a ponerlas en las subestaciones y en las centrales. Los cables enterrados están unidos entre sí. Con la malla enterrada es suficiente, pero se pueden poner picas.

Las ventajas principales son que hay más puntos al mismo potencial y que disminuyen las tensiones de paso.

La resistencia de puesta a tierra, es:

ρ ρR= + =Kρ4r L


Tomas de tierra 31

02

Donde:

K 1 14r L

+

r Radio equivalente, abr =π

L Longitud total del conductor enterrado (m)

a y b Lados de los cuadros de la malla

La tensión de contacto en el interior de la malla, sólo se tiene en cuenta para retículas de lado igual o mayor a 2 m. Para 2 m:

0C 0

UU =U - =0,701ρi2

Y la tensión de paso:

PU =0,149ρi

D

a

b

Formación Abierta

Tomas de tierra 32

2.5.6. Ejemplo de tablas UNESA para obtener los valores de resistencia y tensión según electrodos

Aunque hay muchas más tablas consultables en catálogos UNESA, a continuación se muestra un ejemplo de tabla:

Cuadrado de 4,0 x 4,0 m

Sección conductor = 50mm2; diámetro picas = 14mm; lP=longitud de la pica en m; Kr: en m./ΩΩ ; Kp1 Kc = Kp(acc) : en ( )( )Am/V ⋅Ω

Configuración LP(m)

ResistenciaKr

Tensión de paso

Kp

Tensión de contacto ext. Kc = Kp(acc)

Código de la configuración

Sin picas

8 picas

4 picas

8 picas

4 picas

Sin picas

-

2468

2468

-

2468

2468

0,123

0,0920,0750,0640,056

0,0820,0630,0530,045

0,117

0,0890,0730,0620,054

0,0790,0610,0510,044

0,0252

0,02100,01640,01340,0113

0,01810,01320,01030,0084

0,0176

0,01440,01140,00940,0079

0,01300,00960,00750,0062

0,0753

0,04610,03300,02540,0205

0,03710,02370,01700,0131

0,0717

0,04470,03230,02500,0203

0,03590,02330,01690,0131

40-40/5/00

40-40/5/4240-40/5/4440-40/5/4640-40/5/48

40-40/5/8240-40/5/8440-40/5/8640-40/5/88

40-40/8/00

40-40/8/4240-40/8/4440-40/8/4640-40/8/48

40-40/8/8240-40/8/8440-40/8/8640-40/8/88

Pro

fund

idad

0 0

,5 m

Pro

fund

idad

0 0

,8 m

Figura 2.4. Parámetros característicos de electrodos de puesta a tierra: cuadrado 4 x 4 m


Tomas de tierra 33

02

2.6. Electrodos tipo y sistema de tierras más adecuado

Existen tablas en las que se da la longitud total del conductor enterrado o el valor de K en función del lado del cuadrado y de la superficie total de la malla. También existen tablas de configuraciones tipo de electrodos de tierra en función de sus parámetros característicos, y configuraciones de mallas.

En las tablas mencionadas se obtienen unos valores unitarios de la resistencia de puesta a tierra y de las tensiones de paso y contacto. Estos valores unitarios permiten, para cualquier red de AT y cualquier resistividad del terreno, pasar mediante cálculos elementales a los valores de la resistencia de tierra y de las tensiones de paso y contacto.

Los valores unitarios son:

• Resistencia de puesta a tierra: Kr, en Ω / (Ωm)

• Tensión de paso máxima: Kp, en V / (Ωm)(A)

• Tensión de contacto exterior máxima: Kc, en V / (Ωm)(A)

Multiplicando Kr por ρ (resistividad) se obtiene la resistencia de puesta a tierra en Ω. Después se calcula la Id, y multiplicando Kp y Kc por ρ y por Id, se obtienen los valores de la tensión de paso máxima y de contacto exterior máxima en V, para configuración tipo de electrodo.

Las configuraciones de electrodos consideradas son:

• Cuadrados o rectángulos sin picas.

• Cuadrados o rectángulos con 4 u 8 picas.

• Electrodo longitudinal con 2, 3, 4, 6 u 8 picas alineadas.

• Para cada configuración se consideran las profundidades de enterramiento de 0.5 y 0.8 m., y en el caso de picas, las longitudes de 2, 4, 6 y 8 m.

Hay que tener en cuenta las siguientes circunstancias para la elección del sistema de tierras más adecuado:

• Toda la instalación proyectada, incluido el edificio de los centros de transformación (CT) debe estar situada en el perímetro definido por el sistema de tierras, si éste tiene forma de bucle.

• La utilización de los sistemas de tipo lineal viene determinada por las circunstancias concurrentes. Este es el caso de CT que se instalen en un edificio destinado a otros usos, en una calle de un núcleo urbano. En este caso se puede recurrir a la instalación de una hilera de picas en la propia calle.

Formación Abierta

Tomas de tierra 34

• Se procurará elegir un sistema en el cual la resistividad superficial mínima del terreno ρs para que se cumplan las condiciones reglamentarias, sea inferior a la resistividad ρ del cálculo.

• Según el Reglamento, instrucción RAT-013, establece como necesarias dos instalaciones de puesta a tierra: la de protección y la de servicio. A la tierra de protección se conectarán las masas metálicas que normalmente no están sometidas a tensión, pero que pueden estarlo en caso de avería en la instalación, tales como los herrajes. A la tierra de servicio, se conectarán los neutros de los transformadores de los CT. Es recomendable que estén separadas, por lo que para ello, tiene que haber una separación mínima, que será:

dρID >2π1000

Donde:

D Distancia mínima entre electrodos (m)

ρ Resistividad del terreno


El conductor de unión del electrodo de puesta a tierra con la borna del neutro del transformador, o con la barra correspondiente del cuadro de BT, debe de ser aislado (0.6 / 1 KV), y embutido en el interior de un tubo aislante con grado de protección 7.

La puesta a tierra del neutro tiene como misión fundamental establecer el cierre de las corrientes de defecto que se produzcan en las instalaciones de BT. No sé prevé la utilización de la toma de tierra del neutro para despejar los defectos a tierra, cuya misión se encomienda a la toma de herrajes (AT).

Por lo tanto, es suficiente con instalar un electrodo formado por varias picas en paralelo (separadas unos 3 m., con sus cabezas unidas por cable de cobre desnudo de 50mm2. El electrodo de tierra del neutro debe instalarse de forma que su parte superior quede a una distancia de la superficie del terreno no inferior a 0.5 m.

2.6.1. Cálculo de la sección del conductor de tierra

dI tS =α ΔB


Tomas de tierra 35

02

Donde:

S Sección (mm2)

α Coeficiente de dilatación lineal (ºC-1)


t Tiempo de desconexión de los relés o fusibles (sg)

∆B Calentamiento admisible

Normalmente S < 50 mm2. Suele ser 50 mm2 en MT y AT, y 35 mm2 en BT.

Formación Abierta

Tomas de tierra 36

2.7. Ejemplo

Calcular los valores de la resistencia de tierra, tensión de paso, tensión de contacto, intensidad de defecto y separación entre tomas de tierra (herrajes y neutro) y compararlos con los valores según el Reglamento, para una instalación de las siguientes características:

Tensión de servicio: 15 KV; Longitud línea aérea: 200 Km

Capacidad línea aérea: 0.006 μF / Km

Longitud línea subterránea: 5 Km

Capacidad línea subterránea: 0.25 μF / Km

Desconexión de las protecciones en 6 segundos

Nivel de aislamiento del cuadro de BT: 8 KV

El CT es en caseta, con dimensiones 3.8 x 4 m

Y la resistividad del terreno es de 3000 Ωm

Se considera un electrodo UNESA 30-30/8/42 con los siguientes valores según tablas:

Kr = 0.105 Kp = 0,0178 Kc = 0,0545

La sección del conductor de tierra es de 50 mm2, el número de picas son 4 con profundidad 0.8 m y longitud 2 m.

Como medida de seguridad adicional se tiene que las puertas y rejillas están sin conectar a tierra.

El valor de la resistencia a tierra según ρrt KR = , es:

t rR K 0,105 3000 315= ρ = ⋅ = Ω

Para este caso, con el neutro aislado de MT (el de BT va puesto a tierra), la intensidad de defecto es:

a a c cd 2 2

a a c c t

3U( C L C L )I1 ( C L C L ) (3R )

ω + ω=

+ ω + ω

2 f 2 50 314,16ω = π = π =

6 6

d 6 6 2 2

3 15000 (314,16 0,006 10 200 314,16 0,25 10 5)I1 (314,16 0,006 10 200 314,16 0,25 10 5) (3 315)

− −

− −

⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅ ⋅

+ ⋅ ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅


Tomas de tierra 37

02

dI =16,13 A

La tensión de paso en el exterior es:

P c dV K p l 0,0178 3000 16,13= ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅

p-exteriorV =861,34V

La tensión de paso en el acceso es:

P c dV K p l 5,0545 3000 16,13= ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅

p accesoV = 2637,25 V

La tensión que debe soportar el cuadro es:

d t dV = R l = 315 16,13⋅ ⋅

dV =5080,95V

Como esta tensión es menor que la del cuadro elegido de 8 KV, el cuadro la soportará sin problemas.

Para la separación entre tomas de tierra (herrajes y neutro), se tiene la configuración siguiente, y sus cálculos:

dρ l 3000 16,13d= =2000 π 6283

⋅ ⋅⋅

D = 7,7m

Formación Abierta

Tomas de tierra 38

m7.7

TIERRA HERRAJES

Seguidamente, se comparan los datos con los valores del Reglamento. Para los datos del problema, las constantes son: K = 78.5 y n = 0.18 si 0.9 < t < 3.8 sg:

Para la tensión de paso en el exterior:

paso n

10K 6ρV = 1+t 1000

⎛ ⎞⎜ ⎟⎝ ⎠

paso 0,18

10 78,5 6 3000V = 1+ = 10808 V6 1000⋅ ⋅⎛ ⎞

⎜ ⎟⎝ ⎠

paso_exterior_reglV = 10808 V

Para la tensión de paso en el acceso según Reglamento se tiene:

paso n n

10K 6ρ 10K 3ρ' + 3ρ''V = 1+ = 1+t 1000 t 1000

⎛ ⎞ ⎛ ⎞⎜ ⎟ ⎜ ⎟⎝ ⎠ ⎝ ⎠

'ρ mΩ= 3000''ρ

mHORMIGÓN Ω== 3000' ρρ


Tomas de tierra 39

02

paso_acceso 0,18

10 78,5 3 3000 + 3 3000V = 1+ = 10808 V6 1000⋅ ⋅ ⋅⎛ ⎞

⎜ ⎟⎝ ⎠

paso_acceso_reglV = 10808 V

Estos valores obtenidos según reglamento, son las máximas tensiones que se permitiría para que actuaran las medidas de seguridad.

En caso de líneas de AT, subestaciones y centrales hay que medir los valores reales y compararlos con el Reglamento. Para MT se permite calcularlos con fórmulas, sin ser necesario medirlos.

Pero al medir Vp y Vc, los valores corresponden a la Id que da el aparato. Hay que trasformarla a una Id real.

d_ realp _ real p _medido

d_medida

IV V x

I=


Tomas de tierra 41

02

• Resumen

• En esta Unidad, la principal idea que se ha transmitido, aparte de los conceptos y factores influyentes; es que las personas e instalaciones eléctricas deben ser protegidas de cara a fallos en la instalación o de descargas eléctricas atmosféricas.

• Se ha descrito el funcionamiento de una instalación de puesta a tierra con todo lo que conlleva.

• Se han definido los valores tolerables de corriente por el cuerpo humano en caso de fallos en la instalación, o descargas eléctricas.

• Se han descrito los factores que influyen en la variación de los parámetros tratados.

• Se han descrito las principales configuraciones de electrodos de puesta a tierra que se pueden presentar; así como cuándo se recomienda utilizar unas u otras.

• Se ha mostrado una tabla tipo de electrodos con sus valores característicos.


Corriente de cortocircuito

03

Centrales y subestaciones

Corriente de cortocircuito 1

03

• Índice


3.1. Consideraciones generales ....................................................................... 5 3.1.1. Causas de los cortocircuitos ................................................................. 5 3.1.2. Consecuencias de los cortocircuitos..................................................... 5 3.1.3. Clasificación de los cortocircuitos ......................................................... 7 3.1.4. Fuentes de corriente de cortocircuito.................................................... 8

3.2. Reactancia de máquinas rotativas .......................................................... 10 3.3. Periodos y asimetría de la corriente de cortocircuito ........................... 11

3.3.1. Periodo subtransitorio ......................................................................... 11 3.3.2. Periodo transitorio ............................................................................... 11 3.3.3. Periodo permanente............................................................................ 11 3.3.4. Onda de la corriente de cortocircuito .................................................. 12 3.3.5. Componente continua de la corriente de cortocircuito........................ 14 3.3.6. Decremento de la corriente de cortocircuito ....................................... 14 3.3.7. Valor eficaz de la corriente de cortocircuito ........................................ 15 3.3.8. Importancia de la Icc al elegir un interruptor ........................................ 15

3.4. Estudio de un cortocircuito ..................................................................... 17 3.4.1. Etapas del cálculo ............................................................................... 17

3.5. Ejemplo ...................................................................................................... 21 3.5.1. Valores en tanto por ciento y tanto por uno ........................................ 23 3.5.2. Cortocircuito en el punto 1 .................................................................. 24 3.5.3. Cortocircuito en el punto 2 .................................................................. 29 3.5.4. Cortocircuito en el punto 3 .................................................................. 30 3.5.5. Cortocircuito en el punto 4 .................................................................. 31

• RESUMEN .......................................................................................................... 35



03

• Objetivos

• Saber qué es la corriente de cortocircuito, y conocer las distintas causas y consecuencias.

• Conocer los distintos tipos de cortocircuito, y diferenciar los distintos tipos de ondas que puede presentar la corriente de cortocircuito.

• Diferenciar los distintos periodos que presenta una onda de corriente de cortocircuito desde su inicio hasta el nivel permanente.

• Calcular las reactancias y transformar los valores en función de una potencia de referencia para simplificar el cálculo del sistema.

• Estudiar las ondas de cortocircuito y saber obtener los valores de potencia e intensidad en los distintos puntos de ocurrencia de un cortocircuito en un sistema eléctrico.

• Interpretar el esquema unifilar de un sistema, y sobre él, aplicar las fórmulas de cálculo.

Formación Abierta


• Introducción

La determinación de las corrientes de cortocircuito en los sistemas de distribución es muy importante para las instalaciones, al igual que lo es el cálculo de intensidades de carga para dimensionar los interruptores.

De vital importancia para las instalaciones y personal es tener claro qué potencia tiene el sistema de energía, para determinar la corriente de cortocircuito en caso de fallos en el sistema u otras causas.

Esta corriente es en cierto modo independiente de la carga, pero sí que está directamente relacionada con la potencia de la fuente de energía. Los cortocircuitos tienen distintas causas y consecuencias; pueden venir por distintos agentes, incluso atmosféricos, y las consecuencias en general suponen grandes esfuerzos térmicos y electrodinámicos.

Es necesario determinar los distintos periodos de una corriente de cortocircuito para poder actuar en función de ellos. Se describen las ondas que definen los distintos periodos mencionados, pudiendo ser las corrientes tanto simétricas como asimétricas.

Se describe el comportamiento de las reactancias, la influencia de la corriente continua en la corriente de cortocircuito y el valor eficaz de la misma.

Con la descripción detallada de un ejemplo completo, se pretende conocer mejor su cálculo: cálculo de intensidad, de potencia de cortocircuito y de interruptores.



03

3.1. Consideraciones generales

Cortocircuito

Defecto provocado por un contacto, bien entre un conductor y tierra o cualquier pieza metálica unida a ella, o bien entre conductores. Normalmente en AT este contacto tiene lugar por un arco.

A continuación se enumeran las posibles causas y consecuencias que pueden originar cortocircuitos.

3.1.1. Causas de los cortocircuitos

Se puede considerar que hay gran variedad de causas, entre las que destacan en función de su origen:

Origen eléctrico: alteración de un aislante que no puede soportar la tensión.

Origen mecánico: son debidos a una rotura de conductores o aisladores, a la caída de cuerpos extraños como por ejemplo ramas de árboles sobre líneas aéreas, golpes con picos y palas en cables subterráneos.

Origen atmosférico: son originados en este caso, bien por el rayo que alcanza a los conductores de una línea, bien por la tempestad, la niebla, el hielo, que producen efectos mecánicos tales como la aproximación de conductores, o eléctricos como la alteración de las superficies de los aisladores.

Falsas maniobras: por ejemplo, por la apertura en carga de un seccionador.

3.1.2. Consecuencias de los cortocircuitos

La presencia de un cortocircuito (CC) sobre una red, provoca sobreintensidades, caídas de tensión y desequilibrios entre tensiones y corrientes entre fases. Estos fenómenos, cuya importancia depende de la constitución de la red, originan las siguientes consecuencias:

Calentamientos debidos a las corrientes de CC y averías originadas por los arcos: estos calentamientos son de temer, sobre todo en los cables subterráneos de MT que no poseen una tolerancia calorífica considerable.

Formación Abierta


Los arcos producen desperfectos importantes. Los que contornean las cadenas de aisladores pueden causar su destrucción, por eso se prevén estas cadenas frecuentemente con cuernos y anillos de protección que separan el arco de los aisladores. Los arcos originados como consecuencia de la perforación de un cable subterráneo, pueden producir la fusión del cobre y del plomo del cable en ciertas longitudes si el defecto no se soluciona rápidamente.

Accidentes de disyuntores: Los disyuntores y fusibles deben tener una capacidad de ruptura adecuada para que durante un CC puedan funcionar sin sufrir avería ni representar peligro para el personal y el equipamiento. Además de la suficiente capacidad de ruptura, para eliminar la avería con rapidez y seguridad, el disyuntor o fusible debe tener una capacidad instantánea suficiente para resistir los valores máximos de las corrientes de CC.

Por lo tanto, para elegir correctamente un disyuntor es necesario calcular tanto el valor de la corriente de CC en el momento en que se produce la interrupción del circuito, así como el valor máximo de dicha corriente en los momentos iniciales.

Son de temer los accidentes en los aparatos ya antiguos instalados sobre redes de MT unidas a redes de gran potencia, a causa del aumento que de ello resulta para las corrientes de CC. La alimentación de las redes de MT por las grandes redes modernas ha necesitado precauciones especiales para evitar los accidentes de disyuntores, siendo una de las mayores dificultades encontradas en la interconexión de redes.

Esfuerzos electrodinámicos anormales. El paso de corrientes de CC va acompañado de esfuerzos electrodinámicos muy fuertes que pueden producir deformaciones de barras y conexiones, roturas de aisladores soportes, e incluso a veces, averías considerables sobre los arrollamientos de las bobinas de reactancia y de los transformadores si éstos no tienen la rigidez mecánica suficiente.

Caídas de tensión elevadas. Las corrientes de CC al atravesar los diferentes elementos de las redes, provocan caídas de tensión que pueden provocar el desenganche de las máquinas síncronas o asíncronas y poner en peligro la estabilidad de las redes.



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3.1.3. Clasificación de los cortocircuitos

Hay distintos tipos de cortocircuitos, clasificados tal y como se presenta a continuación:

Cortocircuitos tripolares: Las tres tensiones correspondientes al punto de cortocircuito son nulas y las tres fases presentan cargas simétricas de cortocircuito desfasadas 120º. El cálculo de las corrientes de cortocircuito se realiza para una sola fase como si se tratara de una carga simétrica.

R

S

T

Este es el caso más desfavorable ya que la intensidad de CC es muya lata. Es un caso poco frecuente.

Con esta intensidad tripolar es con la que se eligen los interruptores, aunque quede la línea sobredimensionada para otros tipos de CC.

Cortocircuitos bipolares sin contacto a tierra: Aparecen inicialmente corrientes de CC menores que en el caso anterior. Si aparece próximo a máquinas síncronas o asíncronas de una cierta potencia, la corriente de CC puede llegar a ser mayor que en el caso tripolar.

Cortocircuitos bipolares con contacto a tierra: Ídem al punto anterior, pero es un caso menos frecuente.

Cortocircuitos unipolares a tierra: Son los más frecuentes. En redes con puesta a tierra a través de una impedancia de bajo valor óhmico, la corriente de CC a tierra puede superar la mayor corriente de CC que aparece en un CC bipolar.

R

S

T

Formación Abierta


Doble contacto a tierra: Se presenta en las redes con neutro aislado o en aquellas con puesta a tierra compensante. Esta corriente no puede ser mayor que la correspondiente a un CC bipolar con o sin contacto a tierra.

R

S

T

3.1.4. Fuentes de corriente de cortocircuito

Existen 3 fuentes fundamentales, siendo debidos a las máquinas rotativas por inercia mecánica y magnética, aunque se puede considerar una cuarta (transformadores).

Generadores: cuando se produce un CC en un circuito alimentado por un generador, éste continúa produciendo tensión, porque la excitación de campo se mantiene, y el motor primario hace girar al generador a una velocidad similar a la normal. La tensión generada produce una corriente de CC de gran magnitud, que circula del generador hasta el punto de fallo.

Motores síncronos: están constituidos fundamentalmente como los generadores, es decir, que tienen un campo excitado por corriente continua y un arrollamiento en el estator por donde circula corriente alterna.

Tan pronto como hay un CC, la tensión del sistema cae, reduciéndose a un valor muy bajo. El motor síncrono conectado a él, deja de entregar energía a la carga mecánica y comienza a reducir su velocidad.

Sin embargo, la inercia de la carga y del rotor mismo del motor, tiende a evitar un cambio brusco de la velocidad, es decir, la energía de inercia de rotación de la carga y del motor mueven al motor síncrono de igual manera a lo que podía hacerlo un motor primario que acciona a un generador. El motor síncrono se transforma entonces en un generador y suministra la corriente de CC durante muchos ciclos después de producido el fallo en el sistema.



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Motores de inducción (asíncronos): la inercia de la carga y del rotor de un motor de inducción tiene exactamente el mismo efecto que sobre un motor síncrono. Sin embargo, el motor de inducción carece de arrollamiento inductor alimentado por corriente continua, pero existe un flujo magnético de inducción durante el funcionamiento normal. El campo del motor asíncrono se produce por inducción desde el estator y el flujo del rotor permanece normal mientras se aplique tensión al estator desde una fuente exterior. Si ésta es eliminada de una forma brusca, como en el caso de que se produzca un CC en el sistema, el flujo en el rotor no puede variar instantáneamente, por lo que todo ello lleva a que en los arrollamientos del estator se genere una tensión que haga circular una corriente de CC por el fallo. En este caso de motores asíncronos, las consecuencias de la corriente de CC son menores.

Transformadores: los transformadores también pueden ser considerados como fuentes de corriente de CC. Rigurosamente no es correcto, ya que el transformador no hace más que entregar la corriente de CC producida por los generadores o motores que están antes de dicho transformador. Sólo varían la tensión del sistema y el valor de la intensidad, pero no la producen. Es un caso similar a las líneas porque tampoco generan intensidad de CC, pero sí la modifican, comportándose como reactancias en serie.

Formación Abierta


3.2. Reactancia de máquinas rotativas

La reactancia de una máquina rotativa no es un valor simple como en el caso de un transformador o un tramo de cable, ya que se trata de un valor complejo que varía con el tiempo.

Para obtener en cada instante el valor de esa reactancia variable, se requiere el desarrollo de una fórmula compleja en la que el tiempo es una de sus variables. Para simplificar esos cálculos se asignan tres valores característicos para los motores y generadores.

• Reactancia subtransitoria: es la reactancia aparente del arrollamiento del estator en el instante en que se produce el cortocircuito. Determina la corriente que circula en los primeros ciclos, aproximadamente de 0 a 10 ciclos.

• Reactancia transitoria: es la reactancia inicial aparente del bobinado del estator si se desprecian los efectos de todos los arrollamientos amortiguadores y sólo se consideran los del arrollamiento del campo inductor. Esta reactancia determina la intensidad que circula durante el intervalo posterior a la subtransitoria. Aproximadamente de 50 a 100 ciclos.

• Reactancia síncrona: determina la intensidad que circula cuando se ha llegado a un estado estacionario. Sólo hace sentir sus efectos después de transcurridos algunos segundos desde el instante en que se ha producido el cortocircuito, por lo que carece de valor en los cortocircuitos relacionados con la aplicación de interruptores, fusibles y contactores.

En las máquinas asíncronas, sólo se tiene en cuenta el período subtransitorio; mientras que en las síncronas, se tienen en cuenta los dos períodos: subtransitorio y transitorio.



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3.3. Periodos y asimetría de la corriente de cortocircuito

Al igual que lo visto en el punto anterior para las reactancias, la corriente de cortocircuito puede también dividirse en tres períodos:

3.3.1. Periodo subtransitorio

Durante este periodo inicial, la corriente de cortocircuito de choque baja rápidamente de valor, dura aproximadamente de 1 a 10 periodos, o lo que es lo mismo, del orden de 0.2 segundos. Si la tensión pasa por su valor máximo, la corriente de CC durante este periodo es simétrica, siendo iguales las semiondas positiva y negativa. En ese caso se trata de una corriente simétrica de cortocircuito, que por establecerse en ese periodo, recibe el nombre de corriente subtransitoria de cortocircuito. Si la tensión pasa por su valor nulo, y la corriente subtransitoria de cortocircuito esta caracterizada por el hecho de que las semiondas positivas no coinciden con las semiondas negativas, siendo por lo tanto una corriente asimétrica de cortocircuito.

Los interruptores no pueden actuar en este período ya que no es posible actuar mecánicamente en 0.2 segundos, pero sí han de estar dimensionados para resistirlo. Con los valores de este periodo, los fabricantes los dimensionan en función de las fuerzas electrodinámicas generadas.

3.3.2. Periodo transitorio

Durante este periodo inicial, la corriente de cortocircuito va disminuyendo lentamente de valor hasta alcanzar el valor de la corriente permanente de cortocircuito. Este periodo dura aproximadamente de 50 a 100 ciclos, es decir, de 1 a 2 segundos para una corriente de frecuencia 50 Hz. Si la iniciación del cortocircuito se ha producido cuando la tensión pasa por su valor máximo o por su valor nulo, la corriente transitoria de cortocircuito es simétrica.

Los interruptores están pensados para abrir en este periodo.

3.3.3. Periodo permanente

Durante este periodo, la corriente de cortocircuito alcanza su valor permanente PI y continúa sin apenas variación en este valor mientras dura la causa que ha provocado el cortocircuito.

Formación Abierta


Determina el aguante y esfuerzos térmicos en las máquinas y aparatos.

CCP NOMI >>> I

Resumiendo, para el cálculo de las corrientes de cortocircuito, hay que tener en cuenta:

1. Periodo subtransitorio: esfuerzos electrodinámicos en máquinas y aparatos.

2. Periodo transitorio: funcionamiento de los disyuntores automáticos. Esfuerzos térmicos en máquinas y aparatos.

3. Periodo permanente: esfuerzos térmicos en máquinas y aparatos.

3.3.4. Onda de la corriente de cortocircuito

Las corrientes de cortocircuito son casi siempre simétricas durante los primeros ciclos después de la perturbación (periodo subtransitorio), y se hace simétrica tras unos ciclos de producida dicha perturbación (periodos transitorio y permanente).

Esto se debe a que en los circuitos normales, la resistencia es despreciable comparada con la reactancia. El factor potencia de la corriente de cortocircuito está determinado por la relación entre la resistencia y la reactancia del circuito solamente (y no la de la carga); en consecuencia, la corriente de CC en la mayor parte de los casos, se retrasa aproximadamente unos 90º con la tensión generada.

Si se produce un fallo en el instante en que la tensión pasa por el máximo, la corriente de CC arrancará de cero, y seguirá una onda sinusoidal simétrica con respecto al origen. Será ésta una corriente de CC simétrica.

Figura 3.1. Gráfico de la corriente de cortocircuito simétrica respecto al origen.



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Si en el mismo circuito de reactancia predominante la perturbación se produce en el punto en que la onda de tensión pasa por cero, la corriente arrancará de cero, pero no podrá seguir una onda senoidal simétrica con respecto al eje del origen, porque en ese caso, la intensidad quedaría en fase con respecto a la tensión. En realidad, dicha onda, deberá ser la misma que la de tensión, pero retrasada 90º, si la intensidad se desplaza con respecto al eje del origen. La onda de corriente queda retrasada 90º con respecto a la de tensión y además desplazada hacia arriba con respecto al eje del origen.

Figura 3.2. Gráfico de la corriente de cortocircuito asimétrica respecto al origen.

Ambos casos expuestos son extremos, corriente simétrica y corriente completamente asimétrica.

El punto de la onda de tensión que corresponde al instante en que se produce el cortocircuito para que la onda de corriente sea máxima, depende de la relación reactancia - resistencia del circuito.

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3.3.5. Componente continua de la corriente de cortocircuito

Cuando se considera a las corrientes alternas asimétricas como una corriente única, se requiere de difíciles fórmulas para su cálculo. Pero estas corrientes asimétricas se pueden dividir en dos componentes simples para simplificar el cálculo: una componente de corriente alterna simétrica y otra componente de corriente continua.

El valor de la componente continua depende del instante en que se produce el cortocircuito y puede variar desde cero hasta un valor máximo igual al pico de la componente alterna simétrica.

Cuando la perturbación se produce en cualquier otro punto, la magnitud de la componente continua es igual al valor de la componente alterna simétrica en el instante en que se produce el cortocircuito.

3.3.6. Decremento de la corriente de cortocircuito

Si el circuito tuviera resistencia cero, la corriente continua seguiría circulando con valor constante. En la práctica todos los circuitos tienen resistencia, por lo que la componente continua va disminuyendo. Esto supone una corriente alterna asimétrica cuya asimetría va disminuyendo hasta anularse cuando desaparece la componente continua. Este hecho se denomina decremento.

El decremento o régimen de variación de la componente continua es proporcional a la relación entre la reactancia y la resistencia del circuito completo entre el generador y el punto de perturbación.

Si X =R

∞ , la componente continua no disminuye nunca.

Si X =0R

, cae instantáneamente.

Para valores intermedios entre los dos anteriores, la componente continua disminuye prácticamente hasta cero en un tiempo definido.

En los circuitos alejados de generadores, disminuye la relación reactancia - resistencia y la componente de continua cae más rápido.



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3.3.7. Valor eficaz de la corriente de cortocircuito

Los valores eficaces de las ondas de corriente alterna, tienen su importancia ya que los interruptores, fusibles y contactores están caracterizados de acuerdo a la intensidad eficaz o con la potencia aparente o equivalente en KVA.

Si la componente continua no disminuyera, los valores eficaces correspondientes al primer ciclo serían 1.732 veces el valor eficaz de la componente alterna, pero los circuitos que se presentan en la práctica presentan una cierta caída de la componente continua en el primer ciclo, por lo que ese factor de multiplicación pasa a 1.6; utilizándose éste.

El valor eficaz correspondiente a un ciclo de una onda desplazada puede expresarse como:

2 2C = a + b

Donde:

a a = Valor eficaz de la componente alterna

b b = Intensidad de la componente continua en el instante correspondiente a la mitad del ciclo

3.3.8. Importancia de la Icc al elegir un interruptor

La posibilidad de cortocircuitos en las redes de transmisión y distribución de energía eléctrica, impone que los interruptores tengan una capacidad de ruptura adecuada para que durante el cortocircuito puedan funcionar y cumplir su cometido sin sufrir averías ni peligro para los equipos eléctricos y operarios.

Debe de tener también una capacidad instantánea suficiente para resistir los esfuerzos electrodinámicos de los valores máximos de las corrientes de cortocircuito.

Capacidad de ruptura

Intensidad máxima que puede cortar un interruptor o fusible con seguridad. Se expresa en KVA.

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CCSI =3V

Donde:

S Potencia aparente (KVA)

V Tensión

La posibilidad de cortocircuitos en las redes de transmisión y distribución de energía eléctrica, hace que los interruptores deban de tener una capacidad de ruptura adecuada para funcionar en dicho cortocircuito sin sufrir avería ni deterioro. Esto es lo que se denomina régimen de interrupción, para el cual deberán determinarse las corrientes de cortocircuito en el instante en que se abran los contactos del interruptor.

En la industria el aporte a la corriente de cortocircuito se debe a la reactancia subtransitoria de los generadores, a la reactancia transitoria de los motores síncronos, y los motores de inducción no se consideran.

Además de la suficiente capacidad de ruptura, se debe de tener en cuenta una capacidad instantánea suficiente para resistir los efectos de los valores máximos de las corrientes de cortocircuito, el llamado régimen de trabajo instantáneo de fusibles e interruptores.

En este régimen, los generadores, motores de inducción y motores síncronos emplean las reactancias subtransitorias, y como en este periodo se halla la componente continua, habrá que tener en cuenta un factor de multiplicación tabulado: 1.5 ó 1.6.

Para elegir adecuadamente un interruptor o fusible, es necesario calcular tanto el valor de la corriente de cortocircuito en el momento que se produce la interrupción del circuito como el valor máximo de dicha corriente en los momentos iniciales. Para ello es necesario conocer las potencias y reactancias de las máquinas que forman parte del sistema, que serán dados por el fabricante o en otros casos, según tablas.

eficaz eficazI (asimétrica)=K I (simétrica)⋅

XK=R



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3.4. Estudio de un cortocircuito

En la industria, en la mayoría de los sistemas la máxima corriente de CC se obtiene para fallos trifásicos. Por ese motivo y porque los cálculos son más fáciles, en los casos reales prácticamente basta con hacer cálculos para cortocircuitos trifásicos, obviando entre fase y neutro y entre fases.

Hay casos, como por ejemplo en grandes sistemas de AT, en los que con neutro directamente a tierra, la ICC máx. circula para fallos entre fase y tierra. También en casos así, como se menciona anteriormente, el cálculo será para cortocircuitos trifásicos.

3.4.1. Etapas del cálculo

Hay que preparar un esquema unifilar en el que se muestren todas las fuentes de corriente de cortocircuito para luego realizar los cálculos según la secuencia que se muestra en este punto:

Cálculo de la reactancia y resistencia

La impedancia está compuesta de reactancia y resistencia, y como recordatorio, limita el valor de la corriente de cortocircuito por el circuito.

Cuando una de estas componentes es 3 veces mayor que la otra, la menor puede ser despreciada; aunque se toma como premisa que en los circuitos de corriente alterna de tensión > 660 V, se desprecia la resistencia, utilizándose sólo para el cálculo la reactancia. Para generadores, transformadores, reactores y motores; para cualquier tensión la resistencia es muy baja comparada con la reactancia, por lo que se desprecia.

Se debe incluir la resistencia para circuitos de cable de longitudes apreciables, en sistemas con tensiones iguales o inferiores a 600 V.

Valores en tanto por ciento y tanto por uno

Es corriente utilizar el valor de la reactancia en % al especificar las características de una máquina de corriente alterna. Una reactancia del 15% referida a la corriente nominal, quiere decir que al circular dicha corriente, se produce una caída de tensión en la máquina igual al 15% de la tensión nominal. En los cálculos se expresa en tanto por uno, en este caso 0.15 en tanto por uno.

Conversión a otra potencia de referencia

Antes de operar con los valores de las reactancias, es necesario referirlos a una base común, potencia base aparente en KVA.

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Se puede elegir un valor cualquiera, pero es corriente elegir como base el de una de las máquinas (transformador o generador por ejemplo), o bien la potencia base del sistema.

Hay que convertir el valor de la reactancia por unidad de la máquina, al valor de reactancia por unidad referido a la potencia base.

Por ejemplo, para una máquina de 4000 KVA con una reactancia en tanto por uno de 0.15, se tiene una reactancia de

0,15 10000 =0,3754000⋅ , para una base de 10000 KVA

Conversión de un valor en ohmio al valor por unidad correspondiente

Cuando se trata de líneas, la reactancia viene expresada en ohmios, según:

( )2

KVA ΩReactancia p.u.=KV 1000

⋅

⋅

Y para máquinas, en %:

X KVAbaseReac tancia p.u.100 KVAMáquina

⋅=

⋅

Se calculan todas las reactancias a una base común: subtransitoria, para corriente de choque; transitoria, para la capacidad de ruptura; y sin utilizar la síncrona. Después se sustituyen los distintos elementos por sus reactancias y se representa el diagrama de reactancias.

Reactancia total hasta el punto de cortocircuito

Tras completar el diagrama de impedancias e insertar los valores de reactancias en su parte correspondiente, se reduce esta red a un valor único equivalente, en serie o en paralelo.

r 1 2 nX =X +X +...+X

r 1 2 n

1 1 1 1= + +...+X X X X



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Componente alterna de la ICC y potencia aparente

Para valores de las reactancias en ohmios:

CCCC

VI =Z

Para valores por unidad de las reactancias:

BASEKVA

TOTAL por unidad

PP =X

En todos los casos, la componente alterna de la corriente de cortocircuito en sistemas trifásicos es:

KVA de cortocircuitoI=3 KV⋅

KV: Kilovoltios nominales.

Influencia de los motores en la ICC

Cuando ocurre un cortocircuito, los motores, tanto síncronos como de inducción conectados a la red, suministran corriente al CC. También los generadores. El valor aportado es igual a la corriente nominal dividida por la reactancia por unidad propia del motor, con las siguientes consideraciones:

La influencia dura un tiempo muy corto.

Con la ICC de choque, se pueden determinar los esfuerzos electrodinámicos de cortocircuito. Para esa corriente tienen influencia las reactancias subtransitorias de motores síncronos y de inducción.

Con la ICC transitoria, se pueden determinar las características de funcionamiento de la aparamenta. Para esa corriente sólo tienen influencia las reactancias subtransitorias de los motores síncronos, y no los asíncronos, porque su influencia es nula transcurridos algunos segundos.

Con la ICC permanente, se pueden determinar los esfuerzos térmicos en máquinas.

Cálculo de la corriente total asimétrica de cortocircuito

Cuando se inicia un cortocircuito, hay una componente unidireccional que se suma a la componente alterna y que también debe considerarse para elegir los aparatos de interrupción, aunque esta componente decrezca muy rápido.

Formación Abierta


Los valores de la ICC TOTAL se calculan multiplicando la componente alterna por estos coeficientes:

Para fusibles para tensión hasta 15 K: si están alejados de la central se multiplica la componente alterna por 1.2. Se consideran alejados si la relación entre reactancia y resistencia no es >4. Si no están alejados, se multiplica por 1.6. En ambos casos, antes de aplicar el coeficiente se debe tener en cuenta la aportación de los motores.

Para interruptores con ruptura al aire, tensiones hasta 600 V: se multiplicará por 1.25. El interruptor deberá tener una capacidad de ruptura igual o mayor a la calculada.

Para interruptores en baño de aceite, tensiones > 600 V: el factor en este caso es 1. Además de la capacidad de ruptura, han de soportar el valor inicial total de la ICC.



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3.5. Ejemplo

A continuación se muestra la siguiente instalación: esquema de alimentación de una fábrica con generadores, transformadores elevadores, líneas de transmisión, transformadores reductores, motores síncronos y de inducción, soldadura, hornos y alumbrado. Se da el valor de la reactancia de cada elemento en % y en tanto por uno con base 10000 KVA. Calcular los valores de ICC para cortocircuitos considerados por separado en los puntos 1, 2, 3 y 4.

En la página siguiente se muestra el esquema unifilar el ejemplo.

Los cálculos para los 4 puntos pedidos se presentan por separado en este apartado 3.5.

Tabla aplicable al ejemplo, obtenida desde el punto 3.4.1.

Coeficientes (1) Reactancias Aparato de

interrupción Capacidad de ruptura

Corriente instantánea

Generadores sicronos

Motores sincronos

Motores de inducción

Fusibles (instalados en sistemas de

tensión de 15 KV ó menos, lejos de la centra o barras de

la subestación

1.2 (ver nota 2)

1.2 (ver nota 2)

Subtransitoria Subtransitoria Subtransitoria

Interruptores en aire de BT

1.26 1.25 Subtransitoria Subtransitoria Subtransitoria

Interruptores ay (ruptura en 8

periodos) 1

1.6 (ver nota 3)

Subtransitoria Nota 4 Nota 4

(1) La componente alterna de la corriente de CC calculada se debe multiplicar por los coeficientes de la tabla para determinar las características del aparato.

(2) “Lejos”, significa que hay una distancia suficiente del generador o barras, de manera que la relación entre reactancia total y resistencia total <4

(3) En circuitos de 5 KV o menores, el coeficiente a utilizar es 1.4, a no ser que la corriente se suministre por máquinas asíncronas conectadas directamente o a través de reactancias limitadores de corriente.

(4) Cuando se trata de motores o convertidores síncronos, la componente alterna de la corriente de CC se calcula utilizando la reactancia transitoria para la capacidad de ruptura; y la subtransitoria para la corriente instantánea.

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(5): Cuando se trata de máquinas de inducción, éstas no se tendrán en cuenta para el cálculo de la capacidad de ruptura, pero sí para la corriente instantánea, debiendo utilizar en este caso la reactancia subtransitoria.

Coeficientes y reactancias a utilizar para seleccionar aparatos de interrupción:



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3.5.1. Valores en tanto por ciento y tanto por uno

Se calcula el valor de las reactancias en tanto por uno referidas a la potencia base común de 10000 KVA:

X KVA basereactancia p.u.=100 KVA Máquina

⋅⋅

Generador 1: 5000 KVA con X = 8%, (por unidad = 0,08) a Pbase =10000 KVA.

pu8 10000X = =0,16

100 5000⋅⋅


pu10 10000X = =0,1100 10000

⋅⋅


pu11 10000X = =0,0073

100 15000⋅⋅

Transformadores 1, 2, 4, 5 y 6: 15000 KVA con X = 6%, (por unidad = 0,06) a Pbase =10000 KVA.

pu6 10000X = =0,04

100 15000⋅⋅

Transformador 3: 500 KVA con X = 5%, (por unidad = 0,05) a Pbase =10000 KVA.

pu5 10000X = =1100 500⋅⋅

Transformador 7: 2000 KVA con X = 5.5%, (por unidad = 0,055) a Pbase =10000 KVA.

pu5,5 10000X = =0,275100 2000

⋅⋅

Transformador 8: 400 KVA con X = 5%, (por unidad = 0,05) a Pbase =10000 KVA.

pu5 10000X = =1,25100 400⋅⋅

Líneas de transmisión: Con una longitud de 32 Km., conductor de acero LA-180, separación entre conductores de 2.44 m, tiene una X por Km de 0,444Ω (total 14.2Ω). Tensión de 69000 V.

( )2

KVA Ωreactancia p.u.=KV 1000

⋅

⋅

Formación Abierta


pu 2

10000 14.2X = =0,0369 400

⋅⋅

Grupo de motores síncronos de 10000 KVA: Xtransit = 30% y Xsubtrans = 20%

Al ser su potencia igual a la base, los valores en p.u., son 0.3 y 0.2 respectivamente para las reactancias transitoria y subtransitoria. Es el valor referido al conjunto de los 4, pero individualmente sale igual.

Grupo de motores de inducción de 4000 KVA a 4160 V: 4000 KVA con X = 20%, (por unidad = 0,2) a Pbase =10000 KVA.

pu20 10000X = =0,5100 4000

⋅⋅

Grupo de motores de inducción de 1650 KVA a 480 V: 1650 KVA con X = 20%, (por unidad = 0,2) a Pbase =10000 KVA.

pu22 10000X = =1,33100 1650

⋅⋅

Para los motores de inducción, se ha tomado el valor de la reactancia subtransitoria. A veces, los fabricantes de motores dan la corriente de arranque a plena tensión expresada en tantas veces la corriente nominal, la cual tiene un valor igual a la inversa de la reactancia subtransitoria en tanto por uno. Para los motores de 4000 KVA del ejemplo, la corriente de arranque a plena tensión es igual a 5 veces la nominal, la cual es la inversa del valor de la Xsubtrans = 0.20.

Tras estos cálculos, el esquema con sus reactancias queda:

3.5.2. Cortocircuito en el punto 1

Da lugar a la mayor corriente de cortocircuito de este sistema, al estar alimentado por los generadores y motores de la fábrica a través de las líneas en paralelo. Representadas las máquinas por sus reactancias.



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Reactancia en p.u de los 3 generadores en paralelo:

r 1 2 n

1 1 1 1= + +...+X X X X

G

1 1 1 1= + +X 0,16 0,1 0,073

GX =0,0334

Reactancia en p.u de las líneas con sus trafos en serie:

r 1 2 nX =X +X +...+X

L+TX =0,04+0,03+0,04=0,11

Y combinando las 2 líneas en paralelo:

L+T

1 1 1= +X 0,11 0,11

L+TTOTALX =0,055

A este valor hay que sumarle el valor en p.u de la reactancia transitoria de los motores síncronos (para calcular la capacidad de ruptura), por lo que el valor total entre las líneas y los motores síncronos (0.3 en este caso) es:

X=0,355

Formación Abierta


La reactancia total equivalente del sistema es:

TSISTEMA

1 1 1= +X 0,335 0,0334

TSISTEMAX =0,0305

La potencia de cortocircuito en el interruptor colocado en B, según el unifilar general es:

BASEKVA

TOTAL por unidad

PP =

X

KVA10000P = =328000KVA0,0305

Y la componente alterna (simétrica) del sistema:

KVA de cortocircuitoI=3xKV

328000I= =13700A3 13,8⋅

La corriente de ruptura es el resultado de multiplicar el valor anterior por el factor correspondiente, en este caso 1 según tablas reglamentadas.

Es necesario conocer el valor de la corriente inicial de cortocircuito en el interruptor. Requiere el cálculo de la corriente adicional suministrada por los motores de inducción y síncronos, que en este caso está limitada por la reactancia subtransitoria en vez de la transitoria anterior.



03

La aportación de los generadores en este caso es la misma que la antes calculada. Se presentan en los siguientes esquemas las reactancias a considerar en el subtransitorio:

0.0334

0.055

n2n1

1

0.2 0.5 1.605

0.0334

0.055

n2n1

1

0.131

0.0334

n2n1

1

0.186

0.028

n2n1

1

n2

1.028

La reactancia subtransitoria de los motores de inducción a 480 V (1.33 en p.u y base 10000 KVA), más la del trafo 7, es:

605.1275.033.1 =+=X

Formación Abierta


Combinada con los motores a 4160 V, se obtiene:

1 1 1 1= + +X 0,2 0,5 1,605

X=0,131

Añadiendo la de las líneas,

0,131+0,55=0,186

Y combinando ésta con la de los generadores, se tiene:

1 1 1= +X 0,0334 0,186

X 0,028=

El valor de la potencia de cortocircuito en el punto 1 es:

BASEKVA

TOTAL por unidad

PP =X

KVA10000P = =357000KVA0,028

Y la componente simétrica de la corriente de cortocircuito:

KVA de cortocircuitoI=3 KV⋅

357000I= =14950A3 13,8⋅

La corriente inicial de cortocircuito es el resultado de multiplicar el valor anterior por el factor correspondiente, en este caso 1.6 según las tablas reglamentadas.

I=14590 1,6=23900A⋅

Cálculo de otros interruptores conectados a las barras de 13.8 KV:

Para un cortocircuito entre el trafo 2 y su interruptor B (o entre el trafo 1 y B), estando su interruptor D en la fábrica abierto; la corriente que debe cortar el interruptor B es menor que la del cortocircuito en el punto 1.

La corriente suministrada por los generadores es la misma que antes, siendo la reactancia en p.u 0.0334, mientras que la debida a los motores de la fábrica se da a través de una sola línea en lugar de las 2.



03

La reactancia correspondiente es 0.3 + 0.11 = 0.41.

La reactancia en tanto por uno es:

1 1 1= +X 0,0334 0,41

X=0,0309

KVA10000P = =323600KVA0,0309

La capacidad de ruptura de los interruptores A, debe de ser más pequeña ya que éstos no cortan la corriente procedente de su generador en caso de cortocircuito entre éste y el interruptor.

Para cada uno de estos interruptores A, la potencia suministrada por la fábrica al cortocircuito correspondiente es la misma que cuando el cortocircuito ocurre en el punto, y la reactancia en tanto por uno, 0,355.

Para el interruptor A situado en el circuito del generador 1, la reactancia combinada del resto de los generadores es:

1 1 1= +X 0,1 0,073

X 0,0422=

Y la total:

1 1 1= +X 0,0422 0,355

X 0,0377=

La capacidad de ruptura es:

KVA10000P = =256200KVA0,0377

Para los interruptores de los generadores 2 y 3, repitiendo los cálculos anteriores se obtiene respectivamente, 227700 KVA y 190700 KVA.


Las corrientes de ruptura e instantánea de los interruptores al aire de BT, deberán de ser calculadas teniendo en cuenta los valores de las reactancias subtransitorias de las máquinas del sistema.

Formación Abierta


Puesto que la reactancia total en tanto por uno hasta el punto 2, es igual a la del punto 1, más la correspondiente al trafo 3, su valor es:

0.028 + 1 = 1.028

La potencia de cortocircuito es:

KVA10000P = =9727KVA1,028

Y la corriente simétrica:

9727I= =27000A3 0,208⋅

La corriente momentánea total teniendo en cuenta el factor tabulado, es:

27000 x 1,25 = 33800 A

Se elegirá un aparato que tenga como valor para la corriente de ruptura 50000 A.


La corriente llega a este punto a través del interruptor D, desde la central por la línea 2. Su valor máximo corresponde cuando el interruptor de la línea 1 está abierto.

La aportación de los motores al cortocircuito en el punto 3, no pasa a través del interruptor D.

Para la corriente de CC, da igual que éste se produzca en el punto 3 que en otro cualquiera de las barras de 4.16 KV en la fábrica. La contribución de la central a través del interruptor D, es máxima cuando el otro interruptor D está abierto, ya que si éste esta cerrado la corriente se reparte entre ambos.

El valor de la reactancia total es la suma de la reactancia de los generadores y la de una línea.

0,0334 + 0,11 = 0,1434



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El esquema con sus reactancias calculadas, es:

El valor de la potencia de cortocircuito es:

KVA10000P = =69700KVA0,1434

Este valor se debe de comparar con el del punto 4.


El suministro de potencia se hace por la central a través de D, por la línea 1, en paralelo con la contribución de los motores de la fábrica.

La reactancia desde la central es:

0,334+ 0,11 = 0,1434

Este es el esquema de este punto con las reactancias calculadas:

Formación Abierta


Y el total para la capacidad de ruptura:

1 1 1= +X 0,1434 0,3

X 0,097=

KVA10000P = =103000KVA0,097



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Normalmente, las instalaciones eléctricas tienen sus máquinas alimentadas a través de un transformador conectado a una red con reactancia total desconocida.

Para obtenerla hay 2 posibilidades:

Si la potencia de la red es grande con relación a la del transformador, se puede suponer que la tensión de alimentación en el lado primario se mantiene constante cuando se produce el CC en el lado secundario. En este caso, la corriente viene limitada sólo por la X del transformador en cuestión.

Suponer que el interruptor del primario del trafo está bien elegido y dimensionado, con capacidad de ruptura suficiente. En este caso, se supone 1 la reactancia total de la referida a los KVA de ruptura nominal del interruptor. Como base se toma la potencia aparente del trafo.



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• Resumen

• Se ha definido el concepto de cortocircuito, con sus posibles causas, consecuencias y distintos tipos.

• Se ha definido la corriente de cortocircuito con sus periodos y tipos de ondas.

• Se ha mostrado el concepto de reactancias transitorias y subtransitorias, aplicables a los periodos transitorio y subtransitorio respectivamente, con su influencia en el cálculo.

• Se ha descrito el modo operatorio a seguir para el análisis de cortocircuitos.

• Se ha presentado un ejemplo detallado de cálculo de intensidad y potencia de cortocircuito, partiendo de un esquema unifilar de un sistema eléctrico desde la generación hasta el consumo.

• Se presentan las tablas con los factores de multiplicación para calcular los picos de intensidades.


Aparamenta eléctrica

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Aparamenta eléctrica 1

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• Índice


4.1. Generalidades ............................................................................................. 5 4.1.1. Clasificación de la aparamenta ............................................................. 5 4.1.2. Normativa en aparamenta..................................................................... 6

4.2. Valores característicos de la aparementa. Problemática........................ 7 4.2.1. Tensión nominal o asignada ................................................................. 8 4.2.2. Nivel de aislamiento (NdA).................................................................... 8 4.2.3. Corriente nominal o asignada ............................................................... 9 4.2.4. Capacidad de ruptura............................................................................ 9 4.2.5. Poder de conexión sobre cortocircuito................................................ 10 4.2.6. Problemática asociada........................................................................ 10

4.3. Ondas de sobretensión ............................................................................ 12 4.3.1. Onda de sobretensión de origen atmosférico ..................................... 12 4.3.2. Onda de sobretensión de maniobra.................................................... 13

4.4. Fenómenos de descarga eléctrica en un gas......................................... 14 4.4.1. Arco eléctrico ...................................................................................... 14 4.4.2. Características del arco eléctrico ........................................................ 15

4.5. Interrupción de la corriente alterna......................................................... 17 4.5.1. Ruptura dieléctrica .............................................................................. 17 4.5.2. Ruptura en los sistemas de alta tensión ............................................. 17

4.6. Aparamenta de maniobra ......................................................................... 19 4.6.1. Seccionadores .................................................................................... 19 4.6.2. Interruptores........................................................................................ 20 4.6.3. Disyuntores ......................................................................................... 20

• RESUMEN .......................................................................................................... 23



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• Objetivos

• Conocer la importancia de la aparamenta eléctrica en la explotación de los sistemas eléctricos, así como su clasificación.

• Conocer y comprender cuáles son los conceptos o valores que caracterizan a la aparamenta.

• Identificar los principales problemas que puede sufrir la aparamenta durante su explotación, y que son de vital importancia en el desarrollo y evolución de la misma.

• Identificar los distintos tipos de ondas de sobretensión que pueden darse.

• Identificar los fenómenos eléctricos de descarga en un gas, incidiendo principalmente en el concepto de arco eléctrico, por ser sobre este fenómeno donde se ha de realizar la interrupción de la corriente en los sistemas eléctricos.

• Conocer el fenómeno de la interrupción de la corriente alterna en sus distintos tipos de circuitos.

• Conocer los distintos tipos de aparatos en cuanto a aparamenta de maniobra para la interrupción de la corriente.

Formación Abierta


• Introducción

En la explotación de los sistemas eléctricos, no sólo es necesario conocer e incidir en los sistemas de generación y transporte, es necesario también conocer el concepto de aparamenta, de cara a la realización de maniobras necesarias para la seguridad, control, regulación y mantenimiento de los sistemas, y evidentemente para la seguridad en el personal de explotación.

Para ello, se introduce el concepto de aparamenta, con su clasificación, fenómenos asociados y con los valores que la caracterizan. Evidentemente, también es necesario conocer la problemática asociada.

Se introduce el concepto de ondas de sobretensión y fenómenos de ruptura e interrupción de la corriente. Un concepto muy importante es el fenómeno del arco eléctrico, ya que en gran parte, la interrupción de la corriente se centra en la ruptura del arco.

Finalmente se presentan los tipos de aparatos de aparamenta de maniobra, con las características funcionales para cada uno de ellos: seccionadores, interruptores y disyuntores.



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4.1. Generalidades

Aparamenta eléctrica

Conjunto de aparatos de maniobra, regulación y control, y de medida utilizados en las instalaciones eléctricas, cualquiera que sea su tensión. Se incluyen los accesorios de las canalizaciones eléctricas.

La aparamenta no interviene en las funciones de generación, transformación, transporte y utilización de la energía eléctrica, pero es necesaria para la explotación de los sistemas eléctricos.

La seguridad, calidad y continuidad en los sistemas eléctricos hace necesario el empleo de aparamenta de alto nivel de fiabilidad y con características constructivas lo más ajustado posible a las necesidades.

4.1.1. Clasificación de la aparamenta

A continuación se presentan las clasificaciones establecidas de la aparamenta:

Según su función

Aparamenta de maniobra.

Aparamenta de protección.

Aparamenta de medida.

Aparamenta de regulación.

Aparamenta de control.

Bobinas de reactancia y condensadores.

Según su tensión

De Baja Tensión (BT): 1000 V en corriente alterna y 1500 V en continua.

De Media Tensión (MT): de 3 a 36 KV.

De Alta Tensión (AT): de 45 a 220 KV.

De Muy Alta Tensión (MAT): de 250 a 800 KV.

Formación Abierta


Según su emplazamiento

Aparamenta para montaje interior.

Aparamenta para montaje en intemperie o en el exterior.

Según el tipo de protección

Aparamenta no protegida o abierta.

Aparamenta protegida: es cuando una envolvente metálica unida a tierra impide todo contacto accidental con partes en tensión y limita a valores no peligrosos la tensión de contacto.

Según el tipo de utilización

Aparamenta para instalaciones domésticas y similares.

Aparamenta para instalaciones industriales.

Aparamenta para redes eléctricas de empresas de producción y distribución.

4.1.2. Normativa en aparamenta

Para garantizar y certificar los resultados de la utilización de la aparamenta, se han ido creando organismos de normalización y certificación.

Así nacieron las normas ISO (Internacional Standard Organization) y la IEC (Internacional Electrotechnical Comision).

Las normas UNE correspondientes a la aparamenta de maniobra será preciso consultar y estudiar en todo proyecto de instalación eléctrica de BT y AT.



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4.2. Valores característicos de la aparementa. Problemática

Toda la aparamenta debe ajustarse a determinados valores de las magnitudes fundamentales de tensión, corriente, potencia, temperatura, etc…, a los cuales se refieren las demás características y garantías técnicas funcionales.

Valor característico nominal

Valor que define al aparato con relación a una cualidad determinada. También llamado valor asignado.

El valor característico puede venir definido por varias magnitudes: tensión, corriente, potencia de ruptura de los interruptores. Los valores característicos dependen unos de otros, por lo que se da el valor relativo al empleo más frecuente.

Las características nominales principales en la aparamenta, que deberán constar siempre en su placa de características son:

Tensión nominal. Nivel de aislamiento. Corriente nominal.

Añadiendo en la aparamenta de maniobra las siguientes:

Poder de corte. Poder de cierre. Corriente de corta duración admisible. Secuencia de maniobra (apertura o cierre según el tiempo). Intensidad límite térmica (temperatura, calentamiento). Intensidad límite dinámica (fuerzas electromagnéticas y electrodinámicas).

Y añadiendo para la aparamenta de protección y medida:

Clase de precisión.

En general, los valores asignados de un aparato deben elegirse de conformidad con la tensión de la red, y de las posibles peculiaridades del montaje y del servicio al que se van a destinar. También hay que tener en cuenta y distinguir entre los valores en régimen normal y los que se presentan en circunstancias especiales o causas fortuitas en el sistema, tales como fallos de aislamiento, factores externos, ambientales, cortocircuitos, etc…

Formación Abierta


4.2.1. Tensión nominal o asignada

Tensión Nominal (Un)

Valor convencional de la tensión eficaz entre fases con que se designa una línea y para la cual ha sido previsto su funcionamiento.

Los valores extremos de la tensión de una red (excepto las condiciones transitorias o anormales), son los valores más elevados y más bajos de la tensión que en un instante y en un punto cualquiera de la red pueden tener en condiciones normales de explotación. No suelen diferir del ±10% de la tensión nominal de la red.

Se entiende por tensión más elevada Um de la línea, a la mayor tensión eficaz entre fases que puede presentar un punto cualquiera de la línea, en condiciones normales de explotación, sin considerar las variaciones de corta duración debidas a efectos o a desconexiones bruscas de cargas importantes.

Tanto las tensiones nominales normalizadas y su valor de tensión más elevada están normalizadas y en el RAT.

4.2.2. Nivel de aislamiento (NdA)

Viene definido por los valores de:

Tensión soportada nominal de corta duración a frecuencia nominal.

Tensión soportada nominal a los impulsos tipo rayo.

Los ensayos a impulso se especifican con el fin de verificar la capacidad del aislamiento para soportar las sobretensiones de origen atmosférico y las sobretensiones de maniobra de frente escarpado, especialmente debidas a recebados entre contactos de los aparatos de maniobra.

La MIE-RAT-012 señala los valores normalizados de los niveles de aislamiento nominales para aparatos de AT, según tres grupos en función de los valores de tensión más elevada para el material:

Grupo A: Tensión mayor de 1 KV y menor de 52 KV.

Grupo B: Tensión mayor o igual de 52 KV y menor de 300 KV.

Grupo C: Tensión mayor o igual de 300 KV.



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4.2.3. Corriente nominal o asignada

Corriente nominal (In)

Corriente que asigna el constructor al aparato que en condiciones normales de empleo puede mantenerse indefinidamente, o por un tiempo determinado, en los circuitos principales del mismo, sin que ninguna de sus partes alcance un calentamiento superior a los valores prefijados por las normas y sin que se modifiquen sus cualidades operativas.

Las normas UNE de interruptores automáticos diferenciales y de seccionadores e interruptores automáticos fijan los siguientes valores normales (en amperios):

6 - 10 - 16 - 25 - 32 - 40 - 63 - 80 - 100 - 125 - 160 - 200 - 250 - 315 - 400 - 630 - 800 - 1250 - 1600 - 2000 - 2500 - 3150 - 4000 - 5000 - 6300 A.

Normalmente, a partir de 400 A se utiliza la aparamenta.

Como norma general, la corriente nominal de un aparato debe de ser superior a la corriente susceptible de recorrerlo en régimen normal de servicio.

4.2.4. Capacidad de ruptura

Capacidad de ruptura o poder de desconexión

Valor eficaz de la corriente que, como máximo, puede cortar un interruptor automático con toda seguridad y con solo un ligero deterioro de sus contactos; cuando se le emplea en un circuito cuya tensión de servicio es igual o muy próxima a la tensión nominal de servicio asignada al disyuntor.

Se puede expresar en kiloamperios (KA), pero muchas veces también en kilovoltamperios (KVA), siendo su expresión para sistemas trifásicos la siguiente:

R dP = 3 U I⋅ ⋅

Formación Abierta


Donde:

PR Potencia de ruptura en KVA.

U Tensión de servicio en V.

Id Corriente de ruptura o desconexión en KA.

4.2.5. Poder de conexión sobre cortocircuito

Poder de conexión sobre cortocircuito

Valor instantáneo que, como máximo, puede alcanzar la corriente de choque, de forma que el aparato cierre con seguridad. A veces se le denomina también capacidad de conexión.

Cuando se cierra un interruptor sobre un circuito que tiene un defecto franco, la corriente de cortocircuito de choque se establece ya un momento antes de cerrarse los contactos, produciéndose arco entre éstos. Aparecen entonces unas fuerzas electrodinámicas de repulsión que pueden ser tan elevadas que impidan el cierre del aparato.

Por lo general, el valor de la capacidad de conexión, es igual o muy próximo a la corriente máxima de cortocircuito de choque prevista. Se puede entender como la capacidad de un aparato para poder cerrar en cortocircuito.

4.2.6. Problemática asociada

Los fabricantes han de solucionar los problemas sobre esfuerzos mecánicos, aislamiento y calentamiento de la aparamenta, de acuerdo a la experiencia y a diversos ensayos de laboratorio.

Esfuerzos mecánicos

Su origen se debe a las fuerzas electrodinámicas que se manifiestan entre conductores próximos al ser recorridos por corrientes eléctricas que pueden alcanzar altos valores, y a las dilataciones que los mismos experimentan al calentarse.

Los problemas en aparamenta de maniobra son debidos a los contactos y a los fenómenos derivados del arco eléctrico.



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Hay que tener en cuenta la siguiente fórmula:

2chI xlF 2,04xd

=

Donde:

F Fuerza electrodinámica o electromagnética.

Ich Intensidad de cortocircuito de choque máxima (KA).

d Distancia entre conductores (cm)

l Longitud de los conductores (m).

Aislamiento

Es un problema muy importante, sobre todo para AT y MAT.

Su estudio comprende el estudio del campo eléctrico, influencia del medio ambiente y la alteración con el tiempo de las propiedades dieléctricas de los aislantes.

Calentamiento

Conlleva el estudio de los fenómenos que suponen producción de calor en la aparamenta: efecto Joule, imantación alternativa (fenómeno de la histéresis), corrientes de Foucault, pérdidas dieléctricas, etc. así como los medios de evacuación de dicho calor.

Formación Abierta


4.3. Ondas de sobretensión Las sobretensiones se desplazan por las líneas y aparatos en forma de ondas de choque. Estas ondas suelen tener forma periódica, con crecimiento rápido hasta el valor de cresta, que después decrece lentamente.

La aparamenta ha de estar preparada para soportarlas, sin llegar a estropearse y sin alcanzar situaciones de peligro, tanto para las personas como para las instalaciones.

Para caracterizar una onda de choque o errante, hay que indicar su valor máximo y su transcurso en el tiempo, distinguiéndose dos tipos:

4.3.1. Onda de sobretensión de origen atmosférico

Son debidas al impacto del rayo, y de forma muy variable. La experiencia basada en registros obtenidos en tormentas, lleva a tipificarlas como una onda unidireccional aperiódica de frente abrupto o escarpado amortiguado.

A efectos de caracterizar el aislamiento de un aparato en relación a la solicitud del rayo, pueden ser normalizadas como ondas 1.2 / 50, es decir, por una onda cuya duración convencional de frente T1 es de 1.2 μs, y la duración convencional hasta el semivalor de su amplitud en la cola es de 50 μs, según normativa UNE.

Se caracterizan por las enormes tensiones puestas en acción, así como por unas elevadas intensidades y una duración muy pequeña. Se producen en caso de descarga entre nubes, entre nube y tierra, o entre nube y línea. En MT son más peligrosas.



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4.3.2. Onda de sobretensión de maniobra

Son debidas a cambios bruscos en el estado de una red, a maniobras como la conexión y desconexión de interruptores, variaciones de carga, descargas a tierra.

En líneas de AT y MAT, las maniobras de ruptura del circuito, son fuente de sobretensiones unidireccionales de frente abrupto amortiguadas que pueden y son modelizadas a efectos de ensayos por una onda de choque 250 / 2500, es decir por una onda de T1 = 250 μs y T2 = 2500 μs.

En MAT son muy peligrosas.

Formación Abierta


4.4. Fenómenos de descarga eléctrica en un gas

Los fenómenos de descarga en un gas presentarán una evolución diferente según la temperatura de los electrodos o el gradiente del campo eléctrico necesario para la emisión de electrones.

Se puede clasificar este fenómeno en tres tipos:

• Efluvios: ocurren cuando la luminosidad y los fenómenos de ionización quedan limitados a la zona que rodea a uno de los electrodos. Cabe destacar el efecto corona de las líneas eléctricas. La tensión entre electrodos aumenta con la intensidad de corriente. La liberación de electrones se produce únicamente por el bombardeo de los iones positivos.

• Chispas: ocurren cuando la luminosidad y los fenómenos de ionización se extienden a todo el espacio entre electrodos. El paso de corriente tiene lugar por intermitencias y la diferencia de potencial disminuye con la corriente, mientras ésta no exceda de un valor determinado.

• Arcos: ocurren cuando una parte del cátodo llega a la incandescencia.

4.4.1. Arco eléctrico

Arco eléctrico

Descarga independiente capaz de generar por sí misma la cantidad de iones y electrones necesarios para la circulación de la corriente en el seno de la masa gaseosa.

La liberación de electrones se produce en su mayor parte por la fuerte emisión termoeléctrica del cátodo. La temperatura necesaria para alcanzar este estado de actividad la provoca el mismo arco, a través del intenso campo eléctrico que se tiene delante del cátodo, en cuya zona los iones positivos que van llegando, experimentan una enorme aceleración, calentando intensamente con sus impactos el metal del electrodo catódico, llegando a una temperatura de 2200ºC. En el centro del arco la temperatura puede llegar a 5000ºC ó hasta 10.000ºC.

La elevada intensidad del campo eléctrico (unos 103 KV / cm), aporta además, el trabajo necesario para el arranque de electrones del cátodo, equilibrando las fuerza que tienden a mantenerlos unidos al cátodo. Debido al fenómeno de autoemisión eléctrica, la emisión térmica se incrementa de manera considerable.



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Cuando un interruptor en servicio está cerrado existe una presión entre las piezas de contacto, que hace que su superficie común sea máxima, y si circula una corriente, la densidad en ella será mínima. En la apertura, conforme se despegan los contactos, hay una disminución de presión entre ellos, aumentando la densidad de corriente. En ese instante de separación de contactos, la ligera capa de aire entre ellos es atravesada por la corriente, suponiendo una elevación muy rápida de su temperatura que da lugar a un resplandor azulado.

Si la corriente es débil, la elevación de temperatura de la chispa no alcanza para producir la fusión y volatilización del metal en los puntos de contacto con éstos, pero a partir de cierto límite, la temperatura llegará a rebasar a su vez la de fusión y volatilización del metal, determinando que la chispa se haga conductora y se produzca el arco.

La diferencia entre la chispa y el arco depende de la intensidad de la corriente en el momento en que los contactos se separan. Los problemas de ruptura eléctrica, son problemas de arcos.

Los arcos eléctricos son conductores extremadamente móviles que se desplazan fácilmente bajo corrientes de aire y campos magnéticos. Si en su camino encuentran piezas metálicas a distinta tensión pueden provocar arcos permanentes de cortocircuito, y si alcanzan a una persona, su electrocución.

La naturaleza del medio donde se produce el arco influye en la caída de tensión en el mismo.

4.4.2. Características del arco eléctrico

La relación entre tensión y corriente en un arco es distinta de la que se tiene en conductores metálicos. En estos últimos, la tensión es proporcional a la corriente, según una recta. En un arco, la tensión entre los electrodos disminuye al aumentar la corriente hasta un valor límite, y vuelve a crecer al disminuir la corriente.

El aumento de corriente incrementa la temperatura y la ionización del medio que rodea el arco, aumentando la conductividad de la columna del arco, lo que hace que se reduzca la tensión del mismo.

La interrupción de la corriente alterna, se hace a través de un arco eléctrico.

Formación Abierta


Si se registraran la tensión y corriente de un arco, se obtendrían distintos valores en función del tipo de gas, de los electrodos, de la longitud del arco y de la frecuencia de la corriente. Hay que tener en cuenta tres tensiones características de un arco:

Tensión de reencendido (Ur)

Tensión entre electrodos necesaria para reencender el arco al extinguirse por el paso natural de la corriente por cero.

Tensión permanente de arco (Ua)

Tensión entre electrodos durante el tiempo de permanencia estable del arco. Condiciona la energía que se desarrolla en el arco.

Tensión de extinción (Ue)

Pico de la tensión de arco que se tiene al aproximarse la intensidad a su valor nulo. Ue <Ur



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4.5. Interrupción de la corriente alterna Hay dos formas de obtener la extinción de los arcos eléctricos:

• Aumentando la tensión entre los bornes, separándolos. Se realiza con sistemas que alargan artificialmente el arco en el momento de producirse la descarga. Muy importante en corriente continua y en BT con corriente elevadas. Lo aplican los interruptores con soplado magnético principalmente.

• Obteniendo una rápida desionización del medio: La caída de tensión en el arco aporta, por efecto Joule, la potencia necesaria para mantener altas temperaturas. Al ir reduciéndose la corriente aproximadamente a cero, la potencia térmica del efecto Joule resulta inferior a la potencia térmica cedida al medio ambiente, por lo que el arco se enfría y se produce una recombinación de iones y electrones, disminuyendo la conductividad del camino del arco. Debido a la inercia del arco, se mantiene una cierta conductividad del medio después de la supresión de la corriente.

4.5.1. Ruptura dieléctrica

La trayectoria del arco debe adquirir en un tiempo muy breve una rigidez dieléctrica suficiente para resistir la tensión de restablecimiento entre los electrodos.

El problema se reduce a una comparación entre tensiones. Si la tensión de restablecimiento no alcanza a la de rigidez dieléctrica, la ruptura es definitiva. Si la alcanza, se produce el fenómeno de reencendido dieléctrico del arco, y hay que esperar al próximo paso por cero de la corriente.

4.5.2. Ruptura en los sistemas de alta tensión

El caso más frecuente en las maniobras de instalaciones de MT y AT, es para circuitos óhmico – inductivos, con intensidades que no sobrepasan los valores nominales de la aparamenta. En este caso, la ruptura no plantea exigencias al aparato de corte, y no existen riesgos de tensiones peligrosas.

Formación Abierta


Evidentemente, hay más casos:

Corte en circuitos inductivos

La ruptura de corrientes de carga inductivas puede producir sobretensiones en la red. Éstas están provocadas por el corte de la corriente antes de su paso natural por cero, por tener la corriente retrasada con respecto a la tensión. Esa sobretensión en la red, produce una elevación de tensión en bornes del interruptor, aumentando los reencendidos; es decir, el tiempo de duración del arco y su energía calorífica.

En casos críticos, el corte de estas corrientes puede provocar sobretensiones inadmisibles para el aislamiento de las instalaciones. Para reducirlas, se incorporan resistencias óhmicas muy elevadas, en paralelo con la descarga del interruptor. Este fenómeno resulta importante en interruptores automáticos para tensiones nominales de 72 a 170 KV, con un solo punto de corte.

En la protección de los transformadores contra las sobretensiones de origen atmosférico, es necesario el empleo de pararrayos conectados lo más cerca posible de los bornes del trafo, debido a la enorme inductancia de dichos trafos.

Corte en circuitos capacitivos

Proceso de ruptura importante, ya que corresponde a la desconexión de las líneas de vacío, o baterías de condensadores eléctricos.

Es una maniobra difícil, independientemente del reducido valor de las corrientes capacitivas a cortar; debido a las altas sobretensiones que se pueden producir entre sus bornes después de la interrupción de la corriente, si hay reencendido. Estas sobretensiones pueden alcanzar valores superiores a los valores que se manejan en la ruptura de circuitos inductivos.

El valor de la corriente capacitiva es muy bajo, siendo problemático en algunos interruptores y pudiendo ser la causa de un insuficiente autosoplado del arco.



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4.6. Aparamenta de maniobra La aparamenta de maniobra tiene como objetivo, el establecer o interrumpir la corriente eléctrica en función de las condiciones de servicio, y sin suponer daños en la explotación, aparatos y evidentemente para el personal.

Todos estos aparatos de maniobra suponen una parte fundamental en la explotación eléctrica, ya que es necesario en toda instalación realizar distintas tareas y revisiones que suponen conexión y desconexión de líneas.

La propia aparamenta de maniobra puede ser objeto de averías, por lo que en sí misma exige también ciertas revisiones.

Se distinguen tres tipos de aparatos según su función.

4.6.1. Seccionadores

Se utilizan para unir o separar de forma bien visible (corte visible), diferentes elementos de una instalación, de forma que no se interrumpa el funcionamiento del resto de la red eléctrica.

En posición de abierto, aseguran una cierta distancia de seccionamiento, que satisface unas condiciones en cuanto a la capacidad de soportar valores de tensiones dieléctricas a los impulsos tipo rayo y a la frecuencia industrial.

La diferencia con los interruptores y disyuntores es que sus maniobras de conexión y desconexión a la red han de hacerse en vacío: sólo pueden abrir o cerrar un circuito cuando la corriente es despreciable, o cuando no se produce cambio alguno en los bornes de los polos del seccionador.

No pueden abrir en carga, y deben de ser capaces de soportar las corrientes que se presentan en condiciones normales de circuito, y soportar durante un tiempo especificado las condiciones anormales como en cortocircuito.

Formación Abierta


4.6.2. Interruptores

Son unos aparatos mecánicos de conexión, capaces de establecer, soportar e interrumpir la corriente en las condiciones normales de circuito y circunstancialmente las condiciones específicas de sobrecarga en servicio. También han de soportar durante un tiempo determinado (fracciones de sg.), intensidades anormales como en cortocircuito.

Funcionan por corte invisible, al contrario que los seccionadores.

Permiten efectuar maniobras voluntarias de apertura y cierre de circuitos en carga. Además pueden ser capaces de establecer, que no interrumpir, intensidades de cortocircuito.

4.6.3. Disyuntores

Un disyuntor o interruptor automático permite interrumpir corrientes anormales como las de cortocircuito.

Están diseñados para cerrar y abrir un circuito por funcionamiento manual, y para abrir el circuito por funcionamiento automático cuando la intensidad exceda un valor determinado. Sus contactos están diseñados para grandes capacidades de ruptura, y como norma general, está previsto que funcionen con poca frecuencia.



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• Resumen

• Se ha presentado el concepto de aparamenta eléctrica, como concepto de gran importancia en la explotación de los sistemas eléctricos, para obtener un servicio continuo y seguro.

• Se ha clasificado la aparamenta según varias clasificaciones aplicables, y se ha incidido principalmente en la clasificación de la aparamenta de maniobra, con las características de los aparatos a tal efecto.

• Se ha caracterizado la aparamenta por unos valores de las magnitudes fundamentales de tensión, corriente, potencia, temperatura, etc, de cara a la elección de la misma en las instalaciones. También se han descrito los problemas que afectan a la aparamenta por la propia explotación, y para los cuales ha de estar dimensionada.

• Para la comprensión del fenómeno de interrupción de la corriente alterna, se han descrito los fenómenos de descarga eléctrica en un gas, incidiendo sobre todo en el concepto de arco eléctrico.

• Se han presentado los distintos tipos de ondas de sobretensiones: ondas de origen atmosférico y de maniobra, caracterizándolas.

• Se ha descrito el fenómeno de la interrupción de la corriente eléctrica en los distintos tipos de circuitos.


Ruptura en los sistemas de alta tensión

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Ruptura de los sistemas de alta tensión 1

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• Índice


5.1. Técnicas de ruptura .................................................................................... 5 5.2. Ruptura en aire............................................................................................ 6

5.2.1. Ruptura brusca...................................................................................... 7 5.2.2. Ruptura por soplado magnético ............................................................ 8 5.2.3. Ruptura con autoformación de gases extintores................................... 9 5.2.4. Ruptura por soplado autoneumático ................................................... 10 5.2.5. Ruptura por aire comprimido............................................................... 10

5.3. Ruptura en aceite ...................................................................................... 12 5.3.1. Ruptura libre en aceite ........................................................................ 12 5.3.2. Ruptura controlada en aceite .............................................................. 14

5.4. Ruptura en hexafluoruro de azufre ......................................................... 15 5.5. Ruptura en vacío ....................................................................................... 17 5.6. Ruptura estática ........................................................................................ 19 5.7. Elección del aparato de ruptura .............................................................. 20

• RESUMEN .......................................................................................................... 21


Ruptura en los sistemas de alta tensión 3

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• Objetivos

• Conocer los distintos sistemas de interrupción de la corriente, o lo que es lo mismo, de ruptura del arco eléctrico.

• Conocer las características físicas, riesgos, ventajas y desventajas de cada uno de ellas.

• Saber elegir entre las distintas técnicas de ruptura aplicadas a la aparamenta, en función de las características de la instalación a proyectar.

• Saber elegir el aparato adecuado en catálogo en función de las características de la instalación.

Formación Abierta


• Introducción

La interrupción de la corriente se hace a través del arco eléctrico, por lo que es muy importante la correcta elección del interruptor adecuado para suponer un mínimo consumo de energía y en el menor tiempo posible.

Por lo tanto, las técnicas de ruptura se basan en el agente extintor del arco, en función de la clasificación que se detalla en esta Unidad.

Evidentemente, se deberá conocer cada técnica para la posterior aplicación, en función de las ventajas y desventajas de cada una de ellas. A lo largo de los años, se ha visto la evolución en este campo, en continuo progreso; partiendo desde las primeras rupturas en aire y aceite, hasta la más utilizada ahora, el hexafluoruro de azufre, y las que están en desarrollo, como el vacío y la ruptura estática.



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5.1. Técnicas de ruptura La interrupción de la corriente se hace a través del arco eléctrico, por lo que es muy importante la correcta elección del interruptor adecuado para suponer un mínimo consumo de energía y en el menor tiempo posible.

Por lo tanto, las técnicas de ruptura se basan en el agente extintor del arco, en función de la siguiente clasificación:

• Ruptura en aire.

Ruptura brusca.

Soplado magnético.

Autoformación de gases extintores.

Soplado autoneumático.

Aire comprimido.

• Ruptura en aceite.

• Ruptura en hexafluoruro de azufre.

• Ruptura en vacío.

• Ruptura estática.

Formación Abierta


5.2. Ruptura en aire El aire, a presión atmosférica es el agente extintor más utilizado. Las principales características del aire son:

• Mantiene sus propiedades dieléctricas.

• Se renueva constantemente.

• Su constante de ionización es alta.

• Es el medio extintor más barato.

• Aplicable principalmente para BT y MT.

La rigidez dieléctrica del aire a la presión normal de 760mm Hg, es de 30 KV/cm, aunque su valor eficaz es de 21 KV/cm. Esta rigidez se mantiene entre ciertos límites, ya que cuando un interruptor de ruptura en aire deba ser instalado a elevadas alturas, se deberá tener en cuenta la reducción de dicha rigidez dieléctrica del aire.

Monopolio del corte al aire sobre todo en Baja Tensión, hasta 24 KV, y con un tiempo de 13 milisegundos.

Hay varios tipos de ruptura en aire:

• Ruptura brusca.

• Ruptura por soplado magnético.

• Ruptura con autoformación de gases extintores.

• Ruptura por soplado autoneumático.

• Ruptura por aire comprimido.



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5.2.1. Ruptura brusca

Ruptura brusca

Interruptores dotados de un dispositivo que da a los contactos móviles una alta velocidad, independientemente de la maniobra del operario que los acciona.

Fue la primera técnica utilizada, y la mayoría de los interruptores la llevan.

Si se da a los contactos móviles del interruptor una muy elevada velocidad, se reduce la ionización del aire, por lo que se incrementa la regeneración dieléctrica del aire y el poder de corte del aparato.

Se utilizan las siguientes técnicas para favorecer el arco e incrementar su resistencia:

Alargar el arco: ra es proporcional a la. Así es más difícil que salte el arco, ya que aumenta la tensión de perforación en el dieléctrico.

Subdividir el arco en varios arcos en serie: incremento de Ua y Uc.

Comprimir el arco, ya que a mayor presión, mayor tensión de arco Ua.

Formación Abierta


5.2.2. Ruptura por soplado magnético

El soplado magnético consiste en producir un más rápido alargamiento del arco por la acción de un campo magnético excitado por la propia corriente a cortar. El arco es canalizado hacia el interior de una cámara de extinción de material aislante y refractario de gran capacidad calorífica.

En serie con los contactos del interruptor, se conecta una bobina de soplado, constituida por un núcleo de hierro y varias vueltas de hilo o pletina de cobre. La corriente que circula por esta bobina produce un flujo magnético que circula por el núcleo, y cuando se forma un arco eléctrico, éste produce un campo magnético a su alrededor. Ambos campos magnéticos se repelen, y debido a ello, el arco sufre un empuje hacia arriba, haciéndose cada vez más largo hasta su definitivo corte.

La principal condición, es que el arco se extinga dentro de la cámara de extinción sin salirse de ella.

El arco se extingue bajo la acción de refrigeración por placas de altas propiedades refractarias, más un laminado por la pequeña separación entre esas placas, y un alargamiento por el campo magnético que lo dirige al fondo de una serie de tabiques. Al evacuar el calor del arco, dificulta la ionización.

En la figura se puede ver el alargamiento del arco dentro de la cámara de corte.



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Este tipo de interruptores son más caros, y su campo de fabricación limitado. El metal más utilizado es el cobre, por su reducida resistividad y su elevada conductividad térmica.

En cuanto a sus aplicaciones, principalmente en los siguientes casos:

Instalaciones de transformación y de distribución de pequeña y mediana potencia, para tensiones entre 3.6 KV y 36 KV.

En averías de transformadores, debido a la ruptura visible. Conjuntamente con fusibles y apertura automática, suponen una protección total.

En redes de distribución en forma de bucle, para el corte o establecimiento de la corriente.

Ventajas

Robustez, facilidad de mantenimiento, ausencia de fluido, elevado número de maniobras, seguridad, y limitadas sobretensiones de corte.

Inconvenientes

No aptos para altas tensiones, ya que supondrían un tamaño desproporcionado; y que el soplado en corriente alterna es nulo al paso por cero de la corriente.

5.2.3. Ruptura con autoformación de gases extintores

También se puede desionizar el aire e incrementar su regeneración dieléctrica al extinguirse el arco, laminándolo entre dos placas aislantes gasógenas. Éstas, al ser barridas por el arco, y debido a la temperatura de éste, se descomponen dando origen a una gran cantidad de gases que a la vez que absorben el calor del arco, incrementan la presión del medio circundante, motivando un aumento de la tensión del arco y un fuerte soplado de la zona del plasma post - arco. La superficie del material gasógeno de las placas no debe de ser conductora, por lo que se utilizan resinas a base de urea. Tienen forma de pistón, desplazan el aire ionizado por el arco. Este interruptor no precisa de sistemas auxiliares y además requiere un mantenimiento mínimo. En cuanto a sus aplicaciones, principalmente en los siguientes casos:

Montajes individuales. Instalaciones de mediana potencia, maniobra y distribución. Interruptores de MT hasta 24 KV con potencias de ruptura no superiores a

200 MVA.

Formación Abierta


5.2.4. Ruptura por soplado autoneumático

Técnica basada en soplar la zona del arco con un volumen de aire contenido en un cilindro, impulsándolo con un pistón. La energía necesaria para empujar el pistón se obtiene del propio interruptor durante la maniobra de apertura, no necesitando una instalación auxiliar. El aire comprimido se escapa y provoca un soplado longitudinal del arco.

5.2.5. Ruptura por aire comprimido

La tensión disruptiva del aire comprimido, al ser un gas, crece con la presión. A 10 bar, la tensión disruptiva es de unos 90 KV / cm, y a 20 bar, de 135 KV / cm. Esta elevada rigidez unida a la velocidad de desplazamiento, son factores muy favorables para la rápida extinción del arco.

Es suficiente que la presión del aire a la entrada de la cámara de extinción sea superior a 1.8 veces la presión a la salida, para que así el aire alcance en la zona del arco la velocidad del sonido. Por lo tanto, un aumento de la presión del aire, mejora las condiciones de ruptura de los interruptores neumáticos, pudiéndose aplicar de 12 a 765 KV.

Estos interruptores producen mayores sobretensiones, por lo que es común insertar resistencias en paralelo para amortiguar y capacitancias que producen altas impedancias y reparten las tensiones de las cámaras.

En los interruptores por aire comprimido, el apagado del arco se efectúa por la acción violenta de un chorro de aire que barre el aire ionizado por efecto del arco. El poder de ruptura aumenta proporcionalmente a la presión del aire inyectado. Para estos interruptores hace falta una instalación adicional, mediante un compresor.

La presión del aire comprimido varía según la capacidad del interruptor entre 8 y 13 Kg / cm.

Las cámaras de extinción de estos interruptores son de forma modular, pudiendo utilizarse las siguientes disposiciones en función de la capacidad y tensión de la instalación: 2 cámaras hasta 80 KV, 4 cámaras hasta 150 KV y 6 cámaras hasta 220 KV.



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Ventajas

Sirven para todas las tensiones y en todas las potencias de ruptura, bajo coste y disponibilidad del aire, rapidez de operación, aumenta la capacidad de ruptura en proporción a la presión del aire, pocas probabilidades de incendio, ruptura definitiva a menudo en el primer paso de la corriente por cero con arcos muy cortos, y no son axfisiantes nin tóxicos.

Inconvenientes

Menor rigidez dieléctrica que el SF6, mayor presión, en fallas próximas al interruptor aparecen sobretensiones muy altas por lo que hay que instalar resistencias de apertura, después de la apertura el gas debe de ser ventilado.

Formación Abierta


5.3. Ruptura en aceite En un principio, sobre 1890, se vio que el tipo de interruptor que daba mejor resultado era el que sumergía los contactos de ruptura en aceite mineral. Esto es debido a que para la misma separación entre contactos, la tensión necesaria para que se establezca el arco es mucho mayor en dicho aceite.

El aceite mineral posee muy buenas cualidades dieléctricas, pero la existencia de humedad y polución reducen la rigidez, cuyo valor depende del grado de utilización del dicho aceite. Esta reducción es debida a que cuando la separación es poca, las partículas sólidas y las gotitas de agua, bajo la acción de un campo eléctrico, forman cadenas conductoras, lo que es causa de un más pronto cebado del arco. Cuando la distancia es grande, estas mismas partículas son atraídas hacia los electrodos metálicos, sin dar lugar a la formación de cadenas, limpiándose progresivamente el aceite entre los electrodos.

Las características del aceite son las siguientes:

• Rigidez dieléctrica nuevo: 125 KV / cm.

• Rigidez dieléctrica usado: 90 KV / cm.

• Peso específico: 0,8 – 0,9 gr / cm3 a 20ºC.

• Punto de inflamación en transformador: 140ºC.

• Punto de inflamación en interruptor: 180ºC.

• Coeficiente de dilatación: 0,0007.

Ruptura de 3 a 765 KV, con un tiempo de 8 milisegundos.

5.3.1. Ruptura libre en aceite

La inmersión de los contactos de ruptura en aceite, no evita la formación del arco durante la separación de aquellos, pero por la energía absorbida consigue enfriar la columna del arco y los propios contactos.

Al separarse los contactos y producirse el arco, la muy alta temperatura de éste (hasta 8000º C), disocia el aceite que lo rodea liberando una gran cantidad de gases, a partir de una pequeña cantidad de aceite, formándose hidrógeno en un 70%, metano en un 10%, etileno en un 20% y carbón libre. Estos gases forman una bolsa en el seno del aceite, en cuyo interior se encuentra el arco. El núcleo del arco, cuya temperatura es de 8000º C, queda rodeado por una zona de hidrógeno a unos 600ºC. El hidrógeno es 7.5 veces más desionizante que el aire, lo que condiciona su uso.



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Interruptor de gran volumen de aceite

Para grandes tensiones y capacidades de ruptura, cada polo del interruptor va dentro de un tanque separado, aunque el accionamiento de los tres polos es simultáneo por medio de un mando común.

Cada polo tiene doble cámara interruptiva, conectadas en serie, lo cual facilita la ruptura del arco al repartirse la caída de tensión según las cámaras. Para conseguir que la velocidad de los contactos sea elevada, de acuerdo con la capacidad interruptiva de la cámara, se utilizan poderosos resortes, y para limitar el golpe que se produciría al final de la carrera, se utilizan amortiguadores. Si no se extingue el arco rápidamente, la cantidad de hidrógeno podría aumentar considerablemente y llegar a explotar el interruptor.

Interruptor de pequeño volumen de aceite

Tienen forma de columna, y suponen un bajo consumo de aceite. Se utilizan en tensiones hasta 230 KV, y 2500 MVA de capacidad interruptiva.

Las cámaras de extinción tienen la propiedad de que el efecto de extinción aumenta a medida que la corriente que va a interrumpir aumenta. Por lo tanto, al extinguir las corrientes de baja intensidad, las sobretensiones generadas son pequeñas. El aceite lleva una cierta dirección dentro del interruptor, y se va sustituyendo el aceite viejo por un aceite nuevo.

Los contactos de estos interruptores pueden soportar unas 4000 maniobras a corriente nominal, unas 8 maniobras a la mitad de la potencia máxima de cortocircuito, y unas 3 veces a plena potencia de cortocircuito. Su tiempo de extinción del arco es de unos 6 ciclos.

Ventajas

Menor longitud del arco, y un mejor aislamiento entre piezas en tensión y entre ellas y masa.

Inconvenientes

Inflamabilidad del aceite, riesgo de explosión, reducción de propiedades dieléctricas por la polución producida por el carbón del arco, y necesidad de limpiezas periódicas con cierta frecuencia. No son adecuados para corriente continua, ya que la corriente no pasa por cero, por lo que la zona del arco no se enfría ni desioniza.

Formación Abierta


5.3.2. Ruptura controlada en aceite

Para poder aumentar el poder de corte, y de una forma controlada se procede de las siguientes formas:

Aumentando el volumen del colchón de aire.

Aumentando la rigidez mecánica de las paredes de la cuba y de la tapa del interruptor.

Aumentando la velocidad de separación de los contactos.

Aumentando el número de rupturas en serie.

Utilizando dispositivos de ruptura que favorezcan la más rápida desionización del medio del arco en el momento del paso de la corriente por cero.

Pero el sistema más utilizado es el llamado pote o cámara de explosión. Se basa en que el arco, formado en al cámara de explosión, crea una bolsa de gases a elevadas presiones, que en el momento en que el contacto móvil abandona la cámara, salen por la abertura que deja éste a velocidad considerable, arrastrando consigo partículas de aire fresco que se proyectan sobre el arco, provocando su más rápida desionización e incrementando la velocidad de regeneración dieléctrica.

Este proceso ha permitido aumentar la potencia de ruptura y reducir el volumen de la cuba de aceite. Existen cámaras de ruptura de soplado longitudinal y cámaras de ruptura de soplado transversal.



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5.4. Ruptura en hexafluoruro de azufre

Ruptura en hexafluoruro de azufre

Interruptores cuyas cámaras de extinción operan en un gas llamado SF6, con una capacidad dieléctrica superior a otros fluidos.

Este gas no existe en estado natural, por lo que es necesario obtenerlo por síntesis de sus elementos. Es un gas inodoro, incoloro, ininflamable y no tóxico. Además es un gas muy estable, que se descompone por el calor a partir de 500ºC.

Su rigidez dieléctrica a la presión atmosférica es el triple de la del aire, y normalmente se usa a la misma presión en los tanques y en las cámaras de extinción. La propia presión del gas sirve de punto de partida; y la cámara, al abrir los contactos, tiene un émbolo unido al contacto móvil que al operar comprime el gas y lo inyecta sobre el gas ionizado del arco. Éste es alargado, enfriado y apagado al pasar la corriente por cero.

Bajo el efecto del arco eléctrico, el SF6 sufre una disociación parcial en átomos de S y F. Los electrones liberados son captados por los átomos electronegativos del F, formándose iones negativos. Al reducirse la corriente y descender la temperatura por debajo de 600 K, todos los electrones libres que restan son absorbidos por el F para pasar la conductancia del arco al cesar la corriente a anularse.

Los interruptores pueden ser de polos separados, cada fase en su tanque, o trifásicos en que las tres fases utilizan una misma envolvente. Su funcionamiento está basado en que al separarse los contactos fijo y móvil se genera un arco. Mientras el contacto móvil principal sigue su rápido descenso y el arco se estira, el gas SF6 del interior de la cámara cilíndrica, pasando por la boquilla de soplado, es empujado con una presión considerable sobre el arco por la acción combinada del pistón y del propio arco. El chorro de gas SF6 enfría en interrumpe el arco y reestablece rápidamente el aislamiento entre los contactos evitando un nuevo cebamiento del mismo.

Formación Abierta


En la figura se puede ver la cámara de un interruptor de SF6:

Dominio de la ruptura en SF6 en Media y Alta tensión, desde 3 hasta 800 KV, con monopolio prácticamente desde los 400 KV; y con tiempo de ruptura de 6 milisegundos.

En cuanto a sus aplicaciones, principalmente en los siguientes casos:

Estaciones primarias y secundarias de distribución para ciclos de cierre rápidos en condiciones de defecto y maniobrar líneas con corrientes inducidas.

Instalaciones con riesgo elevado para las personas, e instalaciones que requieran subestaciones libres de efectos exteriores.

Instalaciones que requieren interruptores fiables y de larga duración.

Centros de transformación y distribución sin asistencia personal.

Ventajas

Gran capacidad de evacuación del calor producido por el arco, disociación reversible sin pérdida de gas, enfriamiento por conducción radial, es un excepcional gas como agente extintor y aislante, reducido desgaste de los contactos, no necesita prácticamente reposición ya que se recompone al cesar el arco con la misma facilidad con la que se descompone.

Inconvenientes

Nada a destacar.



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5.5. Ruptura en vacío El aire, a un grado de vacío del orden de 10-4 a 10-5 Pa alcanza una rigidez de 199 KV / cm. El arco en vacío tiene una tensión muy baja, y la rigidez del medio es prácticamente instantánea.

Cada uno de los tres polos del interruptor está constituido por una ampolla de vacío soportada por dos elementos aislantes que se fijan a la estructura soporte.

En la figura puede verse una cámara de corte de vacío.

Pantalla secundaria

Envolvente aislante

Contacto fijo

Pantalla principal

Contacto móvil

Fuelle

Pantallas secundarias

En el momento de separación de los contactos, la elevada densidad de corriente a través del último punto de contacto, da lugar por efecto Joule, a la formación del arco. Los vapores metálicos liberados constituyen el soporte del arco, y la geometría de los contactos provoca la creación de un campo magnético que hace girar rápidamente al arco alrededor del borde exterior del contacto. Esto evita el calentamiento excesivo y la erosión local de la raíz del arco, produciendo un desgaste uniforme del contacto en toda la superficie. Cuando la corriente del arco se aproxima a su cero natural, disminuye la energía y el plasma de vapores metálicos; esto hace que el arco se extinga, no puede mantenerse.

Las partículas ionizadas se recombinan rápidamente y los vapores metálicos residuales se condensan sobre la pantalla metálica. Las condiciones iniciales de vacío y de rigidez dieléctricas se recobran en pocos milisegundos.

Ruptura hasta 36 KV, con un tiempo de 9 milisegundos.

Formación Abierta


Ventajas

Aislamiento e interrupción garantizadas por la ampolla de vacío, duración muy corta del arco, idóneos para reconexiones rápidas y repetitivas, muy elevada rigidez dieléctrica, rápida desionización, reducido recorrido de los contactos móviles y muy pequeña energía de maniobra.

Inconvenientes

Sólo hasta 36 KV; debido a su rapidez producen grandes sobretensiones entre sus contactos y éstos emiten ligeras radiaciones de rayos X; y si se perdiera el vacío de la cámara por cualquier motivo, entraría aire y al producirse el arco se reventaría la cámara.



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5.6. Ruptura estática Técnica basada en las propiedades de los diodos semiconductores. No muy desarrollada.

Ventajas

Rupturas ideales sin sobretensión de maniobra, ausencia de desgaste y mantenimiento, consumo muy bajo de energía en la ruptura.

Inconvenientes

Baja inercia térmica de los semiconductores, por lo que hace que sean incapaces de soportar fuertes sobrecargas, incluso en un tiempo muy limitado.

Formación Abierta


5.7. Elección del aparato de ruptura Los interruptores para las distintas instalaciones se elegirán sobre catálogo en función de las características de las mismas.

Partiendo de dicha instalación, los parámetros a elegir normalmente son la tensión nominal y la intensidad nominal, viniendo en el catálogo el resto de las características del interruptor asociadas a los dos valores nominales anteriormente citados.

Elección de un seccionador para una tensión de 45 KV, en un catálogo por ejemplo del fabricante MESA.

Para el aparato pedido para 45 KV, el proyectista o diseñador elige:

• Tensión nominal: 52 KV.

• Intensidad nominal: 800 A, en función de las necesidades del receptor.

Y en función de estos valores elegidos por el proyectista, en catálogo se obtienen el resto de las características del aparato:

• Tensión de ensayo a frecuencia industrial: 95 KV.

• Tensión de ensayo tipo onda (1.2 / 50 μs): 250 KV.

• Intensidad eficaz admisible de corta duración: 31.5 KA.

• Casa - Fabricante - Tipo: MESA - SG3C - Interruptor exterior giratorio de tres columnas.

• Intensidad admisible tipo onda: 80 KA.

Dos características más que pueden aparecer en la descripción de los interruptores, son:

• Intensidad de corte, o poder de corte.

• Poder de cierre nominal.



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• Resumen

• Se han descrito las distintas técnicas de ruptura, basadas en las propiedades y características del agente extintor.

• Se ha enfocado el tratamiento de la aparamenta desde el punto de vista de las técnicas de ruptura, describiendo cómo funciona ésta de acuerdo a ellas.

• Como resumen general, se plantea el recordatorio de la siguiente tabla comparativa entre técnicas de ruptura.

Aceite Aire SF6/vacío

Seguridad

Riesgo de explosión y de incendio, si el

aumento de presión (maniobras múltiples)

produce un fallo

Manifestaciones exteriores importantes (emisiones de gases ionizados y calientes

después de los cortes)

No hay riesgo de explosión ni de manifestaciones

exteriores

Ocupación del espacio Volumen del aparato

relativamente importante

Instalación que necesita de amplias

separaciones (corte no confinado)

Pequeña

Matenimiento

Sustitución periódica del aceite

(descomposición irreversible del aceite

en cada corte).

Si es posible, periódica sustitución de arco.

Mantenimiento periódico del actuador

Nulo sobre los elementos de corte.

Lubricación mínima de los mecanismos del

actuador

Sensibilidad al entorno El medio de corte puede ser alterado por el

entorno (humedad, polvo,…) No sensibles: cámara

sellada de por vida

Corte en ciclo rápido

El tiempo de disminución de precisión, largo,

necesita desclasificar el PdC si hay riesgo de

cortes sucesivos

La evacuación muy lenta de aire caliente

necesita una desclasificación del

PdC

SF6/vacío recobran muy rápidamente sus

propiedades dieléctricas; no hay desclasificaciones

Durabilidad mecánica Mediocre Media Excelente


Transformadores de medida y protección. Relés de protección

06


Transformadores de medida y protección. Relés de protección 1

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• Índice


6.1. Transformadores de medida. Generalidades ........................................... 5 6.2. Transformadores de intensidad ................................................................ 8

6.2.1. Transformadores de intensidad para medida........................................ 8 6.3. Transformadores de tensión.................................................................... 15 6.4. Ejemplo de conexión ................................................................................ 20 6.5. Relés de protección. Generalidades ....................................................... 21 6.6. Tipos de relés de protección ................................................................... 22

6.6.1. Según las características constructivas .............................................. 22 6.6.2. Según la magnitud eléctrica a controlar .............................................. 23 6.6.3. Según el tiempo de funcionamiento.................................................... 24 6.6.4. Según la forma de funcionamiento ..................................................... 24 6.6.5. Según la forma de desconexión.......................................................... 26 6.6.6. Según la forma de conexión ............................................................... 26

6.7. Clases de protección ................................................................................ 27 6.7.1. Protección contra sobrecargas. Relé térmico ..................................... 27 6.7.2. Protección contra cotocircuitos. Relé de máxima intensidad.............. 27 6.7.3. Protección de mínima impedancia ...................................................... 29 6.7.4. Protección direccional. Relés de potencia .......................................... 29 6.7.5. Protección diferencial longitudinal....................................................... 30 6.7.6. Protección diferencial compensada .................................................... 30 6.7.7. Protección diferencial direccional........................................................ 31 6.7.8. Protección diferencial transversal ....................................................... 31 6.7.9. Protección a distancia ......................................................................... 31 6.7.10. Protección direccional de tierra........................................................... 31 6.7.11. Protección Buchholz ........................................................................... 32

6.8. Ejemplo de conexión ................................................................................ 33 • RESUMEN .......................................................................................................... 35



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• Objetivos

• Conocer los tipos de transformadores de medida y protección existentes, así como su utilización.

• Conocer las características de los transformadores de intensidad y de tensión, sus errores, funcionamiento, y los puntos a tener en cuenta para su elección.

• Conocer los distintos tipos de relés de protección en función de sus características constructivas, forma de funcionamiento, magnitud a controlar, así como de la forma de conexión y desconexión de los mismos y tiempo de funcionamiento.

• Conocer los distintos tipos de protecciones en instalaciones eléctricas, así como la asignación del tipo de relé para cada tipo de protección.

• Conocer la secuencia de conexión de los transformadores de medida, protección y relés de protección.

Interruptor de potencia

Transformador de medida

Relé

Circuito de control

Formación Abierta


• Introducción

La calidad y servicio en el suministro se mide en términos del número y duración de las interrupciones en el servicio, así como en el mantenimiento de la tensión, intensidad y demás valores característicos dentro de unos límites requeridos.

Por lo tanto, es necesario utilizar unos sistemas adecuados de medida y de protección, de cara a asegurar el servicio en el sistema, así como la seguridad en el mismo.

De cara al control de los parámetros de un sistema eléctrico, muchas veces es necesario reducir los valores de intensidad y de tensión a unos valores más bajos, seguros, fáciles y más baratos de gestionar por los propios dispositivos del sistema y por la instalación en general. Para ello se utilizan los transformadores de tensión y de intensidad.

De cara a determinar las protecciones, hay que disponer de una información lo más completa posible de una instalación, de sus condiciones de carga, zonas de protección, selectividad de las mismas, etc..; de cara a utilizar los relés de protección más adecuados.



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6.1. Transformadores de medida. Generalidades

Transformadores de medida

Transformadores destinados a alimentar instrumentos de medida, contadores, relés y demás aparatos eléctricos.

El objetivo de estos instrumentos es el reducir a valores no peligrosos y normalizados las características de tensión e intensidad de una red eléctrica, evitando la conexión directa de los aparatos y los circuitos de AT. Pueden ser de intensidad y de tensión.

Transformadores de intensidad

La intensidad secundaria es prácticamente proporcional a la intensidad primaria y desfasada en torno a 0º, para un sentido apropiado de las conexiones.

El primario consta de una o varias espiras, conectadas en serie con el circuito cuya intensidad se desea medir. El secundario alimenta a los circuitos de intensidad de uno o varios aparatos de medida, conectados también en serie.

El arrollamiento primario puede tener una, dos o cuatro secciones, permitiendo una, dos o tres intensidades primarias nominales, mediante el adecuado acoplamiento de las mismas.

El núcleo de los TI es de forma toroidal.

Transformadores de tensión

La tensión secundaria es prácticamente proporcional a la tensión primaria y desfasada en torno a 0º, para un sentido apropiado de las conexiones.

El primario se conecta a los bornes entre los cuales se desea medir la tensión y el secundario, a los circuitos de tensión de uno o varios aparatos de medida conectados en paralelo.

El núcleo de los TT es de forma rectangular. Los secundarios se bobinan sobre el mismo núcleo, por lo que no hay independencia entre ellos, a diferencia de los TI.

En la figura se puede ver la conexión de TI en serie, y de TT en paralelo, el primero de ellos entre fases y el segundo entre fase y neutro.

Formación Abierta


Circuito equivalente

Un transformador de medida se compone de dos arrollamientos bobinados sobre un núcleo magnético. El primario es alimentado por la tensión Up, absorbiendo la intensidad Ip.

El secundario suministra a la carga exterior la intensidad Is con una tensión Us.

Si los bornes secundarios están libres, el primario actúa como una autoinducción sobre núcleo de hierro, absorbiendo la corriente de excitación ipo, que consta de una componente magnetizante ipμ y de una componente de pérdidas de la chapa ipw.

Se considera lo siguiente, para esquematizar:

p

s

NK =

N

( )o o pμ pwI = Ki = K i + i ;

p'p

UU =

K; '

P PI =KI ; ' PP 2

RR =K

; ' PP 2

XX =K

Donde:

K K = Relación de Transformación

Np Número de espiras del primario

Ns Número de espiras del secundario.



06

Para el estudio de los transformadores de medida, resulta interesante referirse al secundario, cuyos valores varían poco en general.

Vectorialmente, se obtiene el siguiente esquema equivalente del transformador, al que se le conectaría una carga de impedancia ZL.

'pR

´'pX

'pU

'pI

sR sX

sU

sIμIwIoI

fR μX sE LZ

Normativa asociada

Respecto al tema, evidentemente hay una serie de normas asociadas. Hay normas UNE, UTE, BS, VDE, ASA, ANSI y CEI.

Para los transformadores de intensidad, la normativa tiene en cuenta las condiciones ambientales, así como el nivel de aislamiento, intensidades nominales primarias, secundarias, de calentamiento, de cortocircuito, potencia de precisión y los tipos de ensayo y el marcado de bornes.

Para los transformadores de tensión, la normativa también tiene en cuenta las condiciones ambientales y el nivel de aislamiento; y además, las tensiones nominales primarias, secundarias, relación de transformación, potencia de precisión, límite de calentamiento y los tipos de ensayo y el marcado de bornes.

Formación Abierta


6.2. Transformadores de intensidad Errores de intensidad y de fase

Error de intensidad Єi

Error que el propio transformador introduce en la medida de la intensidad, proveniente de que su relación de transformación no es igual a la relación nominal.

El error de intensidad viene expresado por:

( ) ( )n s pi

p

K I -Iε % = 100

I⋅

Donde:

Kn Relación de Transformación Nominal.

Ip Intensidad primaria real

Is Intensidad secundaria real

Error de fase o desfase δi

Es la diferencia de la fase entre los vectores de las intensidades primaria y secundaria, elegidos los sentidos de los vectores, de forma que el ángulo sea nulo para un transformador perfecto.

6.2.1. Transformadores de intensidad para medida

Sirven para alimentar a aparatos de medida, tales como contadores u otros aparatos analógicos.



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Para proteger los aparatos alimentados por el trafo, en caso de cortocircuito en la red en la cual está intercalado el primario, se tiene en cuenta el Factor nominal de seguridad:

PSS

PN

IF =I

Donde:

IPS IPS = Intensidad nominal de seguridad

IPN IPN = Intensidad primaria nominal

La intensidad nominal de seguridad, es la intensidad primaria para la que el transformador ha comenzado a saturarse. En ese momento, la intensidad secundaria multiplicada por la relación de transformación nominal, debe ser menor o igual a 0.9 veces la intensidad primaria:

n SS PSK I <0,9xI

Para que un transformador de intensidad pueda realizar una clase de precisión elevada con un factor nominal de seguridad bajo, es necesario utilizar en la construcción del núcleo, chapa magnética de gran permeabilidad y de saturación rápida.

Clase de precisión

Caracterizada por un número (índice de clase), que es el límite del error de relación en %, para la intensidad nominal primaria estando alimentando el transformador la carga de precisión.

Las clases de precisión para los transformadores de intensidad para medida son:

Clase 0,1: aplicación en laboratorios.

Clase 0,2: aplicación en laboratorios, patrones portátiles, contadores de gran precisión.

Clase 0,5: contadores normales y aparatos de medida.

Clase 1: aparatos de cuadro.

Clase 3: para usos en los que no se requiere mayor precisión.

Formación Abierta


En los transformadores de intensidad para medida, la verificación consiste en medir su relación de transformación con una precisión que debe de ser del orden del 0,01%.

Hay que tener en cuenta un factor de seguridad, que dependerá de la carga secundaria, aumentando su valor en la misma proporción en que la carga total disminuye.

Estos datos aparecen en el Reglamento de Centrales, Subestaciones y Centros de Transformación, así como en sus ITC.

En un transformador de medida para medida, el factor nominal de seguridad es 10, y la intensidad primaria nominal 20 A. Determinar la intensidad primaria de seguridad.

Se trata de determinar la intensidad a partir de la cual, el primario del trafo empieza a saturarse.

PSS

PN

IF =I

PS S NI =F I =10 20=200A⋅

PSI =200A

Transformadores de intensidad para protección

Son aquellos destinados a alimentar a relés de protección. Han de asegurar una precisión suficiente para intensidades de valor igual a varias veces la intensidad nominal.

Hay que tener en cuenta el siguiente concepto:

Factor límite de precisión nominal

Relación entre la intensidad límite de precisión nominal y la intensidad nominal primaria.

Este factor depende de la carga, y si ésta es superior a la carga de precisión, el factor límite de precisión es inferior al nominal.



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Por lo tanto, el factor de seguridad y el factor límite de precisión, son similares, ya que indican para qué múltiplo de Ipn comienza la saturación del TI con la carga nominal.

Respecto a la clase de precisión, ésta viene caracterizada por un número (índice de clase) y por una letra P (inicial de protección). El índice de clase indica el límite superior del error compuesto para la intensidad límite de precisión nominal y la carga de precisión.

Las clases de precisión normales son 5P y 10P. Se pueden mostrar de la siguiente forma, con un dígito tras la letra, ejemplo 5P5 y 10P8; significando el último dígito las veces que se multiplica la In.

Estos datos, también aparecen en el Reglamento de Centrales, Subestaciones y Centros de Transformación, así como en sus ITC.

Carga y resistencia a los cortocircuitos

Carga

Es la impedancia del circuito alimentado por el arrollamiento secundario, expresada en ohmios con indicación de su factor de potencia.

La carga puede ser indicada por su factor de potencia y la potencia aparente en VA que absorbe para la intensidad secundaria: Por ejemplo; potencia de precisión 30VA para ISN = 5 A.

2

30Z= =1,2Ω5

Al calcular la carga secundaria, hay que añadir a la carga de los aparatos de medida la carga de los cables de conexión.

Existen también tablas de consumo en VA de aparatos alimentados por TI en función de la In.

Por estar conectados en serie a las líneas de alimentación, los trafos de intensidad están sometidos a las mismas sobretensiones y sobreintensidades que éstas. Generalmente, estas sobreintensidades son muy superiores a las nominales de los TI, originando efectos térmicos y dinámicos que pueden dañar al trafo. Por lo tanto, hay que dimensionar adecuadamente los primarios de los TI, de acuerdo a los valores máximos de la intensidad de cortocircuito.

Formación Abierta


térmPI =3V

dinám térm termI =1,8 2I =2,5I

cresta din dinI = 2 2I = 2,83I⋅

Donde:

Itérm Intensidad de cortocircuito (KA ef.)

P Potencia de cortocircuito (MVA)

V Tensión compuesta (KV)

Idinám Intensidad dinámica de cortocircuito ( KA cr.)

Idin Intensidad dinámica nominal ( KA ef.)

Salvo indicación contraria, los TI se construyen con Iterm = 80 In, pero pueden llegar incluso hasta 1000 In.

Como dato adicional, para el funcionamiento del trafo en circuito abierto, los TI no están garantizados para su funcionamiento con el secundario abierto si la tensión es superior a 3.5 KV cresta, ya que se llegaría a una elevación de temperatura.

Otros transformadores de intensidad

Además de los propios TI para medida y protección, existen otros tipos, tales como:

Transformadores con varios núcleos: tienen núcleos para medida y núcleos para protección.

Transformadores en cascada: para tensiones elevadas, dividiendo en varios escalones la tensión total. Como contra, el núcleo superior suministra la potencia a todos los secundarios.

Transformadores de gran intensidad primaria: aparecen fenómenos de saturación local. Se realizan bobinados de compensación, que aseguran la constancia del flujo a lo largo de todo el núcleo.

Transformadores de gama extendida: son TI para medida cuyas características de precisión y calentamiento se extienden a valores de la intensidad primaria, superiores al 120%. Es normal considerar como límite de la gama el 150% y el 200% de la intensidad primaria nominal.



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Elección de un transformador de intensidad

Es necesario elegirlos de manera adecuada, para el correcto funcionamiento de la instalación, para lo cual hay que tener en cuenta los siguientes puntos:

Tipo de instalación: interior o intemperie. Se debe tener en cuenta la altitud.

Nivel de aislamiento: Según valores normalizados.

Relación de transformación nominal: pudiendo recurrir a la doble y triple relación, así como a la gama extendida.

Clase de precisión: Según valores normalizados.

Potencia nominal: También normalizada, se recomienda no elegir una potencia excesiva.

Factor nominal de seguridad, en caso necesario.

Factor límite de precisión nominal, en TI para protección.

Intensidades límites térmica y dinámica.

Frecuencia nominal.

Número de secundarios (núcleos).

Detalles constructivos.

Placa de características de un TI

Según la normativa UNE mencionada en el apartado 6.1.4, en la placa de características han de aparecer los siguientes datos:

Fabricante.

Número de serie, cuyas dos primeras cifras corresponden a las dos últimas del año de fabricación.

Tipo de aparato.

Relación de transformación nominal de la forma: SN

PNN

IK =I

. Ejemplo: N100K =

5

Frecuencia nominal.

Potencias de precisión, clases de precisión, y designación de bornes correspondiente a cada arrollamiento.

Tensiones nominal de aislamiento, de ensayo a frecuencia de choque e industrial, separadas éstas por trazos oblicuos.

Intensidades límites, térmica y dinámica en KA.

Formación Abierta


En los trafos de BT, no son necesarias las dos últimas indicaciones. Para los TI para medida, se deberá indicar si procede, el límite del factor de seguridad (en la forma SF x≤ ), correspondiente a la carga de precisión indicada.

En los TI para protección, se añadirá el factor límite de precisión (ejemplo: 30 VA clase 5P10).



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6.3. Transformadores de tensión Errores de tensión y de fase

Error de tensión ЄU

Error que el propio transformador introduce en la medida de la intensidad, proveniente de que su relación de transformación no es igual a la relación nominal.

El error de tensión viene expresado por:

( ) ( )n s pu

p

K U -Uε % = 100

U⋅

Donde:

Kn Relación de Transformación Nominal.

Up Tensión primaria real

Us Tensión secundaria correspondiente a Up en las condiciones de la medida

Error de fase o desfase δu

Es la diferencia de la fase entre los vectores de las tensiones primaria y secundaria, elegidos los sentidos de los vectores, de forma que el ángulo sea nulo para un transformador perfecto.

Ambos errores se componen de un error en vacío y de un error en carga.

Formación Abierta


Transformadores de tensión para medida

Al igual que los transformadores de intensidad a tal efecto, los transformadores de tensión para medida sirven para alimentar a aparatos de medida, tales como contadores u otros aparatos analógicos.

La clase de precisión se caracteriza como para los transformadores de intensidad para medida, y con la misma clasificación según número de clase.

La precisión ha de mantenerse para una tensión comprendida entre el 80% y el 120% de la tensión nominal con una carga comprendida entre el 25% y el 100% de la carga de precisión.

Transformadores de tensión para protección

Son aquellos destinados a alimentar a relés de protección.

Si un TT va a ser utilizado para medida y protección, normalmente no es necesario que existan dos arrollamientos separados como en los TI, salvo que se desee una separación galvánica.

Se debe conocer el siguiente concepto:

Arrollamiento de tensión residual

Es el destinado a formar un triángulo abierto (junto con los correspondientes arrollamientos para otros dos transformadores monofásicos), para suministrar una tensión residual en el caso de falta a tierra.

Los TT para protección, salvo los arrollamientos de tensión residual, deben especificarse también como TT para medida. La clase de precisión para protección está caracterizada por un número que indica el error, expresado en % de la tensión nominal y a la tensión correspondiente al factor de tensión nominal, seguido de la letra P; siendo normalmente 3P y 6P.

Carga

Se define igual que para el transformador de intensidad, visto en el punto 6.2.4.



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Otros transformadores de tensión

Además de los propios TT para medida y protección, existen otros tipos, tales como:

Transformadores con varias tensiones primarias nominales: se pueden realizar de cuatro maneras: acoplamiento serie - paralelo en el primario, bobinado primario con tomas, acoplamiento serie - paralelo en el secundario, y bobinado secundario con tomas. En los dos primeros, existen problemas de aislamiento y de aprovechamiento del núcleo, limitando su campo a la BT.

Transformadores con varias tensiones secundarias nominales: se pueden realizar de dos maneras: acoplamiento serie - paralelo en el secundario, para relación 2 a 1; bobinado secundario con toma, para relación distinta a 2 a 1.

Transformadores en cascada: cuando la tensión nominal de aislamiento del transformador de tensión es elevada, resulta difícil su realización con una sola bobina. Se reparte el arrollamiento primario en varias bobinas, estando los secundarios sobre la última bobina.

Transformadores con varios arrollamientos secundarios.

Transformadores de tensión para descarga de líneas: cuando una línea de AT quede aislada por la apertura de interruptores, la energía capacitiva almacenada en ella puede ser la causa de sobretensiones al producirse el enganche. Los TT dan buen resultado para descargar las líneas.

Transformadores combinados de medida: son los aparatos que dentro de una misma envolvente contienen un TT y un TI.

Transformadores de tensión capacitivos: están formados por un divisor capacitivo y un elemento electromagnético. Se pretende obtener un borne de tensión intermedia. Aparte de para medida y protección, se utilizan en AT para comunicación mediante corriente portadora de alta frecuencia.

Transformadores de medida electrónicos: el lado de AT sólo recibe información y no potencia como ocurre en un transformador de medida convencional. La potencia suministrada al secundario, proviene de una fuente de alimentación externa de BT.

Transformadores de medida para subestaciones blindadas: es un trafo toroidal de BT que se sitúa directamente en los cables aislados de AT o en la carcasa metálica.

Formación Abierta


Sobretensiones y funcionamiento del TT con el secundario en cortocircuito

El transformador de tensión está sometido al igual que todos los aparatos instalados en el lado de AT, a ciertas sobretensiones a soportar sin alterar su aislamiento. Hay que tener en cuenta que todo TT y TI se ensaya durante un minuto a la tensión de ensayo a frecuencia industrial, y está capacitado para soportar la tensión de ensayo con onda de choque correspondiente a su nivel de aislamiento.

Sin embargo, en los TT, aparece el fenómeno de ferrorresonancia serie o paralelo, en función de las características de la red - transformador.

En cuanto al funcionamiento del TT con el secundario en CC hay que tener en cuenta la máxima potencia que puede suministrar en régimen permanente sin que se excedan los límites de calentamiento, cuando la tensión secundaria es la nominal. También llamada potencia de calentamiento.

Cuando el secundario está en CC, la intensidad secundaria está limitada sólo por la impedancia interna del TT, por lo que el tiempo que puede funcionar así es muy breve, a veces del orden de 1 segundo.

Elección de un transformador de tensión

Hay que tener en cuenta los siguientes puntos:

Tipo de instalación: interior o intemperie. Se debe tener en cuenta la altitud.

Nivel de aislamiento: Según valores normalizados.

Relación de transformación nominal: pudiendo recurrir a la doble y triple relación, así como a la gama extendida.

Clase de precisión: Según valores normalizados.

Potencia de precisión.

Factor de tensión: margen de tensión de aislamiento.

Frecuencia nominal.

Número de secundarios.

Detalles constructivos.



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Placa de características de un TT

Según la normativa UNE mencionada en el apartado 6.1.4, en la placa de características han de aparecer los siguientes datos:

Fabricante.

Número de serie, cuyas dos primeras cifras corresponden a las dos últimas del año de fabricación.

Tipo de aparato.

Las tensiones nominales primarias y secundarias.

Frecuencia nominal.

Potencias de precisión, clases de precisión, y designación de bornes correspondiente a cada arrollamiento.

Tensiones nominal de aislamiento, de ensayo a frecuencia de choque e industrial, separadas éstas por trazos oblicuos.

El símbolo del factor de tensión, si es necesario, grabado a continuación de la tensión primaria o secundaria nominal. Ejemplo:

44000/ 3 /110/ 3

Formación Abierta



Diseñar y elegir las características de los transformadores de intensidad necesarios para alimentar a tres amperímetros y a un relé trifásico de sobreintensidad para una línea de 45 KV.

Se sacan dos secundarios, al haber elementos de medida y de protección.

Según características y normas, en este caso se elige una PP de 20 VA, con 10 VA para medida y 10 VA para protección. Los amperímetros son de 9 VA y el relé de 10 VA. Como clase de precisión 0.5, 5P.



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6.5. Relés de protección. Generalidades De cara a la gestión de los sistemas eléctricos, es necesario determinar las protecciones adecuadas. La protección ideal sería la que actuara sólo para lo que ha sido definida, en el menor tiempo posible y lo más barata posible. Para obtener la mejor protección posible, es necesario valorar los siguientes aspectos:

• Seguridad y flexibilidad: sólo deberá actuar en los casos necesarios.

• Selectividad: máxima continuidad en el servicio, aislando solamente la parte del sistema que se ve afectada por la falta.

• Precisión: respuesta a los valores de entrada.

• Rapidez: tiempo invertido desde la aparición del defecto hasta que el relé cierra sus contactos.

• Flexibilidad para adaptarse a cambios funcionales.

• Mantenimiento: reducción al mínimo de las piezas sujetas a desgaste, evitando el mantenimiento periódico.

• Autodiagnóstico: se valora el que los relés tengan incorporados dispositivos que permitan su verificación sin que sea necesaria su desconexión de la red.

• Precio.

Formación Abierta


6.6. Tipos de relés de protección En función de la forma, características y funcionalidad, los relés se pueden clasificar según los siguientes puntos:

6.6.1. Según las características constructivas

Relés electromagnéticos

Basados en la fuerza de atracción entre piezas de material magnético. Tienen una parte fija y una móvil que se mantienen en equilibrio por el esfuerzo de un resorte. Sobre la pieza fija hay arrollamientos alimentados por la tensión o corriente a medir. Cuando ésta alcanza un determinado valor, para el que está regulado el relé, se produce una fuerza magnética superior a la del resorte. En ese momento se mueve la parte móvil, cambiando la posición de los contactos. Sus ventajas son la simplicidad, robustez y economía; mientras que los inconvenientes un difícil ajuste y regulación.

Relés electrónicos

Basados en circuitos electrónicos a base de válvulas, diodos, etc…Con este tipo de relés se consigue una mayor exactitud en los parámetros de ajuste y un rapidísimo tiempo de reposición. Como ventajas, no necesitan mantenimiento, y son más baratos; como inconveniente, necesitan una fuente de alimentación auxiliar.

Relés de inducción

Presentan un disco móvil al que van unidos unos contactos entre el núcleo magnético y de la culata. El disco está en reposo por la acción de un par antagonista aplicado por un resorte. Al circular corriente por la bobina o al superar la tensión para la cual el relé está regulado, se produce un par mayor al antagonista, girando el disco y cambiando la posición de los contactos. Son muy utilizados.

Relés electrodinámicos

Basados en la acción de una bobina fija sobre otra móvil. Se llaman también ferromagnéticos, y tienen una sensibilidad muy grande. Como desventajas, no permiten obtener una temporización larga debido al débil desplazamiento de la bobina móvil, y son más caros.



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Relés térmicos

Cuando los devanados de una máquina se ven sometidos a una sobrecarga, se produce un aumento de la temperatura que el relé detecta, procediendo a desconectar la máquina. Tienen en su interior un bloque bimetálico cuya forma de calentamiento es análoga a la de la máquina y provoca la actuación del relé por el calor. No actúan instantáneamente, y se utilizan para la protección frente a sobrecargas.

6.6.2. Según la magnitud eléctrica a controlar

Relés de intensidad

Actúan dependiendo de la intensidad de la corriente que circula por la bobina del relé. Hay relés de máxima intensidad, que actúan cuando la intensidad que circula por la bobina supera un valor determinado; y de mínima intensidad, que actúan cuando dicha intensidad disminuye por debajo de otro valor prefijado.

Relés de tensión

Actúan dependiendo de las variaciones de tensión a las que se ven sometidas las bobinas del relé, siendo del tipo electromagnético. Hay relés de máxima tensión o sobretensión, que actúan cuando la tensión supera un valor prefijado; relés de mínima tensión o subtensión, que actúan cuando la tensión baja de un valor prefijado; y relés de tensión nula, que actúan cuando la tensión se anula.

Relés de producto

Actúan según el producto de dos magnitudes eléctricas. Los más utilizados son los de potencia, que actúan según el producto de la intensidad que atraviesa el relé y de la tensión en bornes. Suelen ser ferrodinámicos.

Relés de cociente

Actúan cuando el cociente de dos magnitudes eléctricas llega a un valor fijado. Los más utilizados son los de mínima impedancia ( Z=U I ), que entran en funcionamiento cuando la impedancia baja de un valor prefijado.

Relés diferenciales

Actúan cuando la diferencia de dos magnitudes electromagnéticas del mismo tipo supera el valor prefijado. Se utilizan para detección de fugas o derivaciones, comparando intensidades entre dos puntos. Suelen ser de inducción.

Relés de frecuencia

Actúan cuando la frecuencia en un sistema de corriente alterna, se aparta del valor fijado. Suelen ser de inducción.

Formación Abierta


6.6.3. Según el tiempo de funcionamiento

Relés de acción instantánea

Actúan en el mismo momento en que la magnitud que controlan sobrepasa el valor prefijado, transcurriendo solamente el tiempo propio de funcionamiento del relé.

Relés de acción diferida o temporizados

Actúan tras un cierto tiempo de alcanzar la magnitud prefijada. Hay relés de retardo independiente, en los cuales el tiempo de funcionamiento siempre es el mismo independientemente del valor alcanzado por la magnitud eléctrica que controlan; y relés de retardo dependiente, en la que la temporización sí que depende de la magnitud controlada. Éstos últimos suelen ser inversamente proporcionales a la magnitud, pudiendo ser inversos, muy inversos, o extremadamente inversos.

6.6.4. Según la forma de funcionamiento

Relés directos primarios

Actúan directamente sobre el dispositivo de disparo del disyuntor, y por ellos circula toda la corriente que miden. Suelen actuar mecánicamente, y principalmente para potencias y tensiones pequeñas.



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Relés directos secundarios

Actúan directamente sobre el dispositivo de disparo del disyuntor, pero no se alimentan directamente de la corriente que controlan, sino que a través de transformadores de intensidad, circulando por sus bobinas la corriente secundaria de éstos.

Relés indirectos o secundarios

Actúan sobre el dispositivo de desenganche del disyuntor a través de unos contactos de cierre o apertura. Las bobinas del relé se alimentan con la corriente secundaria obtenida a través de los TI. Son los más comunes, los más pequeños y sensibles. Se utilizan en centrales y estaciones ya importantes, por poder agruparse sobre cuadros de mando.

DISYUNTOR

BOBINA DEL RELÉ

TRANSFORMADOR DE INTENSIDAD

FUENTE DE ALIMENTACIÓN

AUXILIAR

DISPOSITIVO DE ACCIONAMIENTO DEL DISYUNTOR

Formación Abierta


6.6.5. Según la forma de desconexión

Relés de desconexión mecánica

Desconectan al disyuntor utilizando medios mecánicos, como resortes, levas, etc…Son siempre de actuación directa.

Relés de desconexión eléctrica

Accionan un circuito auxiliar en el que se encuentra la bobina de desenganche del disyuntor.

6.6.6. Según la forma de conexión

Relés de enganche automático

Al cesar la perturbación que ha provocado su actuación, vuelven automáticamente a las condiciones iniciales de funcionamiento.

Relés de bloqueo

Al cesar la perturbación que ha provocado su actuación, es necesario rearmarlos manualmente, disponiendo los contactos para que puedan funcionar de nuevo. Si no se rearman, el circuito protegido queda bloqueado. Se combinan con dispositivos de protección sonora o visual.



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6.7. Clases de protección

6.7.1. Protección contra sobrecargas. Relé térmico

Para obtener la máxima utilización y continuidad de la explotación, los transformadores y demás máquinas han de soportar sobrecargas durante periodos cortos de tiempo. Es preciso controlar estas sobrecargas para evitar el deterioro de la instalación.

La protección frente a sobrecargas, protege a las máquinas, transformadores, y líneas contra cualquier sobreelevación peligrosa de la temperatura. La medición de esta temperatura se realiza por medio de un relé térmico que reproduce las condiciones de carga y calentamiento que se ha de proteger. El calentamiento es función del tiempo y de la intensidad, por lo que estos relés serán de retardo dependiente de la intensidad.

Hay que distinguir esta protección frente a la de cortocircuitos, ya que para éstos los relés han de actuar en tiempos muy cortos; mientras que para las sobrecargas pueden ser tiempos muy largos.

6.7.2. Protección contra cotocircuitos. Relé de máxima intensidad

En este caso, actúan cuando la corriente sobrepasa un valor prefijado. Están temporizados, de manera que el tiempo de actuación disminuye conforme nos alejamos del generador.

En la siguiente figura se muestra una red con relés de máxima intensidad temporizados con retardos crecientes desde los receptores al generador. Los números indican el escalonamiento:

Formación Abierta


Los cortocircuitos que pueden darse en un sistema trifásico con neutro aislado, son los siguientes:

Bifásicos R-S, S-T y R-T.

Trifásico R-S-T.

Derivaciones a tierra, pero al estar el N aislado, son intensidades reducidas.

Por lo tanto, en estas redes sólo se instalan dos relés de fase, ya que de esta manera el CC que se produzca será detectado por al menos un relé. En casos de gran seguridad, se instalarían tres relés.

Para cortocircuitos que pueden darse en un sistema trifásico con neutro a tierra, son los siguientes:

Trifásico R-S-T.

Bifásicos R-S, S-T y R-T.

Monofásicos R-N, S-N y T-N.

Por lo tanto, en estas redes se instalan dos relés de fase y uno en el neutro para controlar las faltas a tierra.



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6.7.3. Protección de mínima impedancia

Un CC no está siempre caracterizado por una sobreintensidad. Por ejemplo, la corriente de CC de una central que funcione a débil carga puede ser inferior a la de servicio a plena carga. En estos casos, el funcionamiento de la protección no ha de depender de una sobreintensidad, sino de una subtensión o de una disminución de impedancia, IntensidadTensiónZ = .

Cuando se produce un CC, se produce un aumento de la intensidad y una disminución de tensión. En el caso en que el cociente entre ambas magnitudes sea inferior al valor de la impedancia para el cual ha sido regulado el relé, un par motor superará al antagonista y el relé cerrará sus contactos.

G

Z Relé de máxima intensidad

Relé de mínima impedancia

6.7.4. Protección direccional. Relés de potencia

El objetivo de este tipo de relés es reconocer en qué dirección se encuentra el defecto. Para ello, los relés de potencia miden potencia monofásica o trifásica; activa, reactiva o compuesta. El relé funciona desconectando la línea averiada sólo cuando la energía circula en un sentido que no le corresponde. Los relés van provistos de un circuito de intensidad y de uno de tensión y trabajan con débil potencia.

Se utilizan principalmente combinados con otros relés, constituyendo una protección compuesta, con relés de máxima intensidad. Se aplican a los relés tensiones compuestas.

Formación Abierta


6.7.5. Protección diferencial longitudinal

Los relés diferenciales comparan las corrientes entre los dos extremos del elemento a proteger, considerando a dicho elemento como un nudo. Si se instalan transformadores de intensidad en la entrada y salida del elemento a proteger, cuando las corrientes sean iguales, circulará la misma intensidad por los secundarios de los dos TI, y no pasará corriente por el relé. En el caso en que exista un defecto, parte de la intensidad se derivará, y la diferencia entre las intensidades de los dos transformadores de intensidad circulará por el relé, haciéndolo funcionar.

Es una protección altamente selectiva, ya que sólo funciona si el defecto está en la zona protegida, rápida y puede ser temporizada.

6.7.6. Protección diferencial compensada

Al conectar los relés a través de TI pueden aparecer errores de transformación entre ellos, en módulo y argumento, no siempre despreciables. Estas diferencias entre trafos pueden dar lugar a la circulación de una corriente de compensación que haga actuar a la protección indebidamente.

Se utilizan también cuando las cargas no son las mismas o la precisión de los transformadores no es suficiente.

Con este relé, se evita este inconveniente, ya que es prácticamente insensible a los errores y diferencias entre las relaciones de transformación de los transformadores de intensidad.



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6.7.7. Protección diferencial direccional

En lugar de comparar las intensidades en los extremos de la línea, comparan las lecturas de los relés direccionales situados en los extremos de la línea.

6.7.8. Protección diferencial transversal

Este tipo de protección detecta el desequilibrio en las corrientes de dos circuitos conectados en paralelo. Al comparar circuitos en paralelo de iguales características, debe circular por todos ellos la misma intensidad, de forma que no pasará corriente por el relé mientras no exista desequilibrio.

El relé compara fase a fase la corriente de ambos circuitos. Cuando se produce alguna avería en alguno de los circuitos, ∆I>0, por lo que actuará el relé.

Se utilizan relés de máxima intensidad o relés diferenciales compensados. Es una protección tan selectiva como se quiera, y rápida.

6.7.9. Protección a distancia

El tiempo de funcionamiento de los relés de distancia es proporcional a la distancia que ha recorrido el defecto. De esta forma, al producirse una avería en un punto cualquiera de la red, los relés más próximos a este punto disparan antes que los que están más alejados. Esta protección se utiliza generalmente para líneas.

Como norma general, se montan combinados con órganos de desbloqueo de máxima intensidad o mínima impedancia, y con módulos direccionales si ellos mismos no son capaces de detectar la dirección del defecto.

6.7.10. Protección direccional de tierra

Este tipo de protección tiene como objetivo el señalar y desconectar selectivamente el ramal de un circuito puesto a tierra.

Se puede utilizar para la detección de defectos entre fase y tierra en todos los sistemas de distribución de energía eléctrica, incluso en redes con neutro aislados, en donde la intensidad sólo se puede cerrar a través de la capacidad de las líneas sin defecto.

Formación Abierta


6.7.11. Protección Buchholz

Este tipo de protección tiene su aplicación en la detección de averías internas en los transformadores con baño de aceite y depósito de expansión. Además de los defectos de aislamiento, esta protección detecta la rotura de conductores, los contactos defectuosos, el calentamiento del núcleo, y las sobrecargas en la parte interna de los bornes del transformador. Además de las averías eléctricas, detecta también las variaciones del nivel de aceite, resultado de una fuga.

Su funcionamiento está basado en que el arco que se produce en caso de avería descompone térmicamente el aceite aislante del transformador, provocando un desprendimiento de gas que sube a la superficie en forma de burbujas, que se acumulan en un cubículo del compartimento del relé. El gas hace funcionar una de las boyas que internamente tiene el relé, dando una señal de alarma. En caso de una violenta presencia de gas, la otra boya provoca el disparo, dando una señal de desconexión.

Figura 6.1. Protección Buchholz.



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Realizar el esquema de conexiones de una instalación con un relé Buchholz con alarma, un termómetro también con alarma, un limitador de presión, un relé de sobreintensidad y un relé diferencial; para el esquema de la figura. Se debe de desconectar 52 - 1 en adelanto de 5 seg. respecto a 52 -2. La alimentación será a 110 V, y utilizando transformadores de intensidad como transformadores de medida.

Es conveniente recordar conceptos de conexiones en BT para circuitos de mando.

El esquema es el siguiente:

Formación Abierta


A los interruptores se les puede colocar un pulsador de conexión independiente para cada uno de ellos. Y siguiendo con el ejercicio, como esquema para el retardo de desconexión de 52 - 2, se tiene el siguiente:

Buc

chol

z

Term

ómét

ro

Niv

el

Sobr

eint

ensi

dad

Dife

renc

ial



06

• Resumen

• En esta Unidad se ha tratado a nivel general sobre las protecciones en un sistema eléctrico, tanto para la protección de las personas e instalaciones, como para la protección de los instrumentos de control y medida.

• En la primera parte, se ha estudiado el transformador de medida y protección, diferenciando entre transformadores de intensidad y transformadores de tensión. Para cada uno de ellos se ha descrito el principio de funcionamiento y las características, así como las premisas para su elección.

• En cuanto al concepto de relés de protección, se ha incidido en la clasificación de los mismos, basada en las características, funcionamiento, y forma y tiempo de actuación.

• También se ha hecho una clasificación de las protecciones que pueden darse en la explotación de los sistemas eléctricos, así como de los relés que pueden utilizarse para cada clase de protección.

• Se han presentado ejemplos de conexión tanto de transformadores de intensidad, como de relés de protección en una instalación.


Centros de transformación

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Centros de trasnformación 1

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• Índice


7.1. Generalidades. Clasificación ..................................................................... 5 7.1.1. Partes de un centro de transformación ................................................. 6 7.1.2. Reglamentación .................................................................................... 9

7.2. El transformador ....................................................................................... 11 7.2.1. Clasificación ........................................................................................ 11 7.2.2. Representación y placa de características ......................................... 12 7.2.3. Índices de conexión ............................................................................ 15

7.3. Simbología................................................................................................. 16 7.4. Interpretación de un esquema unifilar .................................................... 17 7.5. Centros de transformación interiores..................................................... 18

7.5.1. Acometida aérea ................................................................................. 18 7.5.2. Acometida subterránea ....................................................................... 20 7.5.3. CT de interior subterráneos ................................................................ 21 7.5.4. CT de interior en caseta..................................................................... 22

7.6. Centros de transformación a la intemperie ............................................ 26 7.6.1. Sobre poste......................................................................................... 26 7.6.2. Compactos bajo poste ........................................................................ 28

7.7. Ejemplos de diseño de centros de transformación............................... 29 • RESUMEN .......................................................................................................... 45


Centros de transformación 3

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• Objetivos

• Conocer la función que realizan los transformadores en el sistema eléctrico, concretamente en los Centros de Transformación.

• Conocer los distintos tipos de CT que pueden darse en las instalaciones eléctricas.

• Diferenciar los distintos componentes de los que consta un CT.

• Conocer la simbología que representa a los distintos componentes de un CT.

• Interpretar los esquemas unifilares que representan a los CT, tanto de interior, como de exterior y subterráneos.

• Diseñar instalaciones reales de CT a partir de unas condiciones dadas.

• Saber buscar en los reglamentos aplicables sobre la materia, para aplicar sus fórmulas y condiciones a casos reales: RAT, y también el Reglamento de Centros de Transformación.

Formación Abierta


• Introducción

Debido a la necesidad de transportar la energía eléctrica desde el punto de generación al de consumo, es necesario realizar la distribución de energía eléctrica en media tensión para reducir la potencia perdida en dicho transporte.

A su vez es necesario también reducir la energía de media a baja tensión para los propios centros de consumo.

Para ello, los Centros de Transformación (CT) son de vital importancia en la secuencia del sistema eléctrico.

En esta Unidad se pretende realizar distintos diseños de CT, ya que es en gran parte práctica, de cara a la interpretación y diseño de los CT y de sus esquemas correspondientes.

El estudio de los CT es de gran importancia de cara a la posterior comprensión de las subestaciones, yendo un paso aguas arriba en el ya citado sistema eléctrico.



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Centro de transformación

Conjunto de instalaciones y obra civil necesarias para transformar la energía eléctrica de media tensión (de 10 a 25 KV) a baja tensión (220 a 1000V).

Clasificación según su emplazamiento

CT de interior de superficie con acometida aérea.

CT de interior de superficie con acometida subterránea.

CT de interior subterráneos.

CT de intemperie sobre postes.

CT de intemperie sobre el suelo, de tipo subestaciones.

A su vez los CT de interior pueden ser de obra civil o prefabricados, y con celdas de obra o con cabinas metálicas.

Clasificación según la propiedad del CT

Centros de transformación de empresa: son propiedad de la empresa suministradora, y de ellos parten las redes de distribución en baja tensión. Tiene dos o varias celdas de línea y una celda de protección por cada transformador montado o por cada salida a CT alimentado en punta.

Centros de transformación de cliente: son propiedad del cliente y según la potencia contratada puede haber dos variantes: con equipos de medida en BT, que son de poca potencia y normalmente intemperie; y con equipos de medida en MT, que son centros de mayor potencia, con una parte de la empresa suministradora (las celdas de línea) y el resto del cliente, teniendo acceso directo desde la vía pública la parte de empresa.

Formación Abierta


Clasificación según la alimentación del CT

Centros de transformación alimentados en punta: son los que tienen únicamente una línea de alimentación y están conectados en derivación a la red principal o constituyen el punto final de dicha red.

Centros de transformación alimentados en paso: son los que tienen una línea de entrada y una línea de salida hacia otro CT, estando todos los CT conectados en anillo.

7.1.1. Partes de un centro de transformación

Desde la propia parte de la obra civil hasta las protecciones, las partes que componen un CT, son las siguientes:

Acometida

Puede ser aérea o subterránea. Comprende la alimentación en media tensión al CT.

Edificio CT

Acometida

Edificio

Puede ser de obra civil o prefabricado.

En el dibujo anterior, se ve dónde queda el edificio.

Celdas

Pueden ser de obra civil o cabinas metálicas.



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Valla

Celdas 1 a la 4

Pared

Celdas de línea: habrá una celda por cada línea de red en anillo que entre en el CT. Una celda remonte es aquella que alimenta una línea aérea desde una subterránea o viceversa.

Celdas de protección: habrá una por transformador y estará montada lo más inmediatamente anterior al transformador posible. También podrá haber una celda de protección por cada salida hacia un CT alimentado en punta.

Embarrado de media tensión: en las instalaciones más modernas, hechas con celdas, este embarrado esta dentro de las celdas. En instalaciones más antiguas, el embarrado esta hecho con varillas montadas en las paredes del local a unas distancias de seguridad, mediante los aisladores adecuados. En este caso, pueden existir celdas que consisten en muros que separan cada elemento del CT (transformadores de potencia, transformadores de medida, etc.), alimentadas desde el embarrado. Los seccionadores y protecciones también suelen estar a la vista, montados sobre las paredes.

Celda de salidas de BT: se instala una o dos por transformador. Las actuales disponen de cuatro salidas, aparte de otra para el servicio del CT. También pueden incorporar equipos de medida de voltaje e intensidad en BT.

Red de tierras

Suele haber dos tierras independientes, dos tomas a aproximadamente 20 m. Una toma es para conectar los herrajes y autoválvulas, mientras que la otra es para el neutro del transformador. Si sólo se pusiera una, podría cerrarse el circuito por el neutro del transformador al haber una derivación en tierra de herrajes. Incluso en algunos casos se puede colocar una tercera toma para las autoválvulas. Y aparte de las tomas de AT, está la toma de tierra de BT.

Formación Abierta


Aparamenta

Puede ser de interior o de exterior; siendo: seccionadores, interruptores, autoválvulas, aisladores, TI, TT y relés.

Transformador

Puede ser de una tensión o de dos. Se caracteriza por la potencia en KVA, siendo principalmente estos valores: 50, 100, 125, 160, 250, 315, 400, 630, 800 KVA.

Puede ocurrir que sea necesaria una regulación en el primario ya que en vez de llegar la tensión nominal de primario, pueda llegar un valor por encima o por debajo. La regulación se hace quitando o poniendo espiras con tomas intermedias, y esta regulación en el primario implica la correspondiente regulación en el secundario.

Equipo de medida

Para centros en caseta para un abonado se suele colocar 2 TI y 2 TT, 1 contador de activa y otro de reactiva. Para P > 50 KW, se coloca un contador de activa de doble tarifa. Para varios abonados, urbanizaciones o polígonos, no es necesario colocar equipo de medida, aunque se podría.

Para centros sobre poste, para un abonado se colocan equipos de medida en BT, 3TI y contador de energía activa y reactiva.

Protección de BT

Magnetotérmicos o cortacircuitos fusibles.

Para centros en caseta, para un abonado se coloca un interruptor automático, y para varios abonados, cortacircuitos fusibles.

Para centros sobre poste, para un abonado se coloca un interruptor manual con fusibles.



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Y para varios abonados, cortacircuitos fusibles.

Se pueden colocar autoválvulas entre fase y tierra:

7.1.2. Reglamentación

De cara a la gestión, diseño y cálculo de centros de transformación, habrá que tener en cuenta evidentemente el RAT, sobre todo para el cálculo de los apoyos, nivel de aislamiento y distancias de seguridad; y también el Reglamento de Centros de Transformación.

En cuanto al Reglamento de Centros de Transformación, hay que tener en cuenta los siguientes puntos:

Campo de aplicación. Proyectos.

Centros de Transformación situados en edificios no destinados a ese fin (viviendas, fábricas): planos CT, situación de la ventilación, destinos de los locales contiguos, protección contra el fuego.

Instalaciones tipo intemperie: clima, altura de cierre metálico (mínimo 2.20 m), distancia mínima al cierre de los aparatos en tensión (1.5 m + 1.2 cm / KV), altura de embarrados (5.5 m + 1.2 cm / KV), altura terminales como por ejemplo bornes del transformador ( 3≥ m, siendo 2.8 m + 1.2 cm / KV), distancias mínimas (según tensión), pasos y accesos (mínimo 1.5 m).

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Instalaciones tipo interior: altura de tabiques (2.2 m), distancias entre conductores (10 cm + 1 cm / KV), distancia entre conductores y masa (8 cm + 0.6 cm / KV), cierre metálico (1.7 m), pasillos entre celdas AT (1.1 m), anchura de celdas (según dimensiones de la aparamenta y de los trafos), banquetas (madera + aisladores o de plástico), extintores, placa primeros auxilios, pértigas y guantes (aislados aprox. 24 KV).

Las fórmulas para estos conceptos aparecen en el citado Reglamento para la realización de ejemplos prácticos y problemas.



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7.2. El transformador

Transformador

Sistema estático destinado a transmitir la energía eléctrica de un circuito eléctrico a otro, usando como enlace un campo magnético variable.

7.2.1. Clasificación

Transformadores de potencia: son los destinados a transmitir potencia eléctrica entre dos circuitos eléctricos. Normalmente, se alimentan a tensión y frecuencia constantes. Su funcionalidad esencial es adaptar los valores de la tensión y de la corriente entre los dos circuitos.

Transformadores de comunicación: previstos para trabajar con tensiones y frecuencias variables. Se emplean fundamentalmente en aplicaciones electrónicas.

Transformadores de medida y protección: previstos para facilitar la adecuada conexión de aparatos de medida y/o de protección. Ya visto en la unidad anterior.

Según los sistemas de tensiones: monofásicos, trifásicos

Según aumenten o disminuyan la tensión: transformadores elevadores y reductores.

Según el medio ambiente que los rodea: transformadores para interior o para exterior.

Según el elemento refrigerante: transformadores en seco, en baño de aceite, etc.

Según el sistema de refrigeración: transformadores con refrigeración forzada, refrigeración natural.

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7.2.2. Representación y placa de características

Se puede representar de las siguientes formas:

Mostrando en la placa de características los siguientes datos:

Potencia nominal.

Tensiones nominales.

Frecuencia.

εcc: Valor expresado en tanto por ciento que recibe varios nombres: impedancia equivalente, impedancia de cortocircuito o tensión de cortocircuito.

Tensiones de las diferentes tomas, si es el caso.

Esquemas de las conexiones internas.

Tipo de transformador, clase de refrigeración, nombre del fabricante, serie, código.

Valores nominales: tensiones nominales, potencia nominal, etc.



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Y siendo un ejemplo de transformador con sus elementos característicos:

1: Núcleo 2: Devanados

3: Cuba o tanque 4: Aletas de refrigeración

5: Aceite 6: Depósito de expansión

7: Aisladores pasantes 8: Junta

9: Conexiones 10: Nivel de aceite

11: Termómetro 12: Termómetro

13: Grifo de vaciado 14: Grifo de vaciado y tomas

15: Conmutador de tomas 16: Relé Buchholz

17: Anillas de elevación 18: Desecador de aire

19: Tapón de llenado 20: Puesta a tierra

Formación Abierta


A continuación se muestran ejemplos de transformadores en Subestaciones y CT:



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7.2.3. Índices de conexión

De cara a la conexión de transformadores, hay que familiarizarse con esta tabla sobre índices de conexión.

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7.3. Simbología Para la interpretación de esquemas unifilares y representación de centros de transformación, se muestra la siguiente tabla con los distintos componentes:



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7.4. Interpretación de un esquema unifilar De acuerdo a la simbología previamente vista, a continuación se muestra un ejemplo detallado de un CT:

Formación Abierta


7.5. Centros de transformación interiores

7.5.1. Acometida aérea

Los edificios son de construcción normal, pudiendo ser de piedra, ladrillo, hormigón, etc… La entrada de las líneas aéreas de AT en el CT se efectúa a través de placas pasamuros colocadas de forma que se impida la entrada de lluvia en el interior.

Los elementos van montados en celdas independientes, separados con tabiques de ladrillo, con el fin de aislar cada parte de la instalación en caso de avería, accidente, fuego, etc, y para realizar mejor los trabajos de mantenimiento o reparación.

Estas celdas pueden ser totalmente cerradas, semicerradas (con dos tabiques y cierre frontal).

Las celdas de los transformadores de potencia llevan en el suelo un sumidero de grava y piedras para filtrado.

El edificio destinado de transformación ha de tener un alumbrado suficiente para la vigilancia del correcto funcionamiento de todos los elementos del interior, evitando el posible deslumbramiento, con valor de iluminación media reglamentado.

A continuación se muestran dos ejemplos de CT en caseta, con sus correspondientes esquemas unifilares. El segundo de ellos, es un CT en anillo, en el cual la alimentación es en forma de anillo o paso; y no de alimentación en punta o por una sola línea.



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Ejemplo 1

Formación Abierta


Ejemplo 2

7.5.2. Acometida subterránea

Centros similares a los anteriores, pero alimentados por acometida subterránea.



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7.5.3. CT de interior subterráneos

Los instalados bajo la vía pública o en el sótano de los edificios.

A continuación se muestra un ejemplo de un CT subterráneo con su esquema unifilar correspondiente

Formación Abierta


7.5.4. CT de interior en caseta

En el caso de instalarse el centro de transformación en un local, puede ser en edificio de obra civil o en edificio prefabricado.

Generalmente se situarán a un nivel superior al del alcantarillado y se dimensionarán de modo que se puedan realizar todas las maniobras correspondientes a su explotación y mantenimiento, no pudiendo haber en su interior elementos ajenos a su explotación.

Los edificios de obra civil deben estar construidos según la norma Unesa correspondiente y las normas de edificación vigentes.

Los edificios prefabricados de hormigón armado se construyen en fábrica según la recomendación Unesa 1303A, pudiendo ser de tipo modular o monobloque.

La construcción monobloque es solicitada por las compañías distribuidoras únicamente para los centros de distribución con esquemas definidos y normalizados hasta 2 transformadores con sus protecciones y triple acometida. El transporte se realiza en camión tipo góndola y es necesaria una gran potencia de grúa, por lo que el acceso debe ser muy bueno.

Los edificios tipo monobloque se construyen en fábrica según lo establecido en la Recomendación UNESA 1303A, estando destinados a alojar en su interior todos los elementos que constituyen un Centro de Transformación.



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Otro ejemplo de un centro monobloque tipo caseta:

Los edificios tipo modular se construyen en fabrica según lo establecido en la recomendación UNESA 1303A, transportándose en elementos que se ensamblan en el lugar de la instalación. Su versatilidad y facilidad de instalación permite la mejor adaptación a las necesidades que se puedan presentar, así como la realización de edificios destinados a alojar otros elementos, tales como grupos electrógenos, cuadros de baja tensión, etc.

Formación Abierta


Otro ejemplo de un centro modular tipo caseta:



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Centro de Transformación prefabricado de superficie para dos transformadores:

Formación Abierta


7.6. Centros de transformación a la intemperie

7.6.1. Sobre poste

Constan de uno o dos apoyos de hormigón o metálicos, entre los que se coloca una plataforma que sustenta al transformador. La instalación está formada por tres autoválvulas, tres seccionadores, tres bases portafusibles, el transformador de potencia y el disyuntor general de BT, cuyo funcionamiento se hará mediante pértiga desde el suelo, de forma que se pueda ver en todo momento claramente la posición abierta o cerrada de dicho disyuntor. Suelen ser para potencias hasta 100 KVA.



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A continuación se muestra un ejemplo de unifilar de CT sobre poste, con otra representación de los elementos distinta al punto 7.3:

Formación Abierta


7.6.2. Compactos bajo poste

Con el mismo concepto que el centro sobre poste, consta de un pequeño edificio en el que se aloja el transformador, en este caso hasta 250 KVA de potencia, con espacio independiente para la instalación del cuadro de salidas y protecciones, o el equipo de medida.

Las principales ventajas de este tipo de centro son la potencia permitida en la instalación, hasta 250 KVA, la protección mecánica del conjunto, y la facilidad de mantenimiento que supone el poder realizarlo a nivel del terreno.

Un ejemplo es el mostrado en la figura:



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7.7. Ejemplos de diseño de centros de transformación

Ejemplo 1

Diseñar un CT sobre poste para alimentar a una electrobomba de 60 CV, con η = 0.86 y cos φ = 0.87, según el siguiente esquema. La distancia entre la línea principal y el primer apoyo ha de ser como máximo de 30 m.

Potencia necesaria en el transformador

útil ejeútil absorbida

P 60 736P = = =51,348KWη 0,86

⋅

útil absorbidaP 51,348S= = =59,021KVAcosj 0,87

S=59,021KVA

Como el trafo comercial inmediatamente superior es el de 100 KVA, se elige éste.

Formación Abierta


Unifilar

Elección de componentes

Primer apoyo: se coloca en este caso una cadena de aisladores de amarre:

“XS”

“XS”

Cadena de aisladores de amarre (3)

15 KV

Si se elige un seccionador de 17.5 KV, soportará 55 KV a frecuencia industrial y 125 KV a onda de choque. La tensión de aislamiento que han de dar los aisladores ha de ser de 125 KV.



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Elección del apoyo de transformación:

Cuadro BT

Contadores BT

Trafo

15 KV

MTAutoválvulas

Cu 50 mm2 aislado0.6 / 1KV RV

Tierra de neutro 0.2 m de hormigón

Mallazo: tierra de herrajes y autoválvulasCu 50 mm2

20 m

1.1 m

≥

Formación Abierta


Aislamiento:

Se eligen para interiores cables de PVC, para 750 V (0.6 / 1 KV).

Se eligen para exteriores cables de RV, 0.6 / 1 KV; para zanjas.

Se puede elegir cable DV (etileno propileno 0.6 / 1 KV), por ser más flexible.

Características de los materiales

Primer apoyo:

Teniendo en cuenta las fórmulas de los Reglamentos:

Altura: mh 11263 =++≥ h = 12 m

Esfuerzo en punta (o máxima tensión que se puede aplicar en la parte superior del poste): EP, Tmáx según cálculos = 310 Kg

Tconductores = 3 x 310 = 930 Kg T = 1000 Kg.

Puede ser el poste de madera, hormigón o metálico, eligiendo:

Metálico: UNESA C 1000 / 12

Protección y seccionador:

“XS”: Capacidad de ruptura: CCI =8KA

nV =17.5KV , que según catálogo se puede elegir nV =24KV

nI ³200A

cartuchoS 100000I ³ = =3,85A3V 3 15000⋅



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cartuchoI =3,85x1,6=6,17A

CCI =8KA nV =24KV nI 200A≥ cartuchoI 6A=

Apoyo de transformación:

Se elige una torre de h = 12 m, Tmáx = 930 Kg, Ep = 2000 Kg (ha de soportar también el peso del trafo). Se elige también un poste metálico.

Autoválvulas:

De acuerdo a la fórmula más elevadan

V CoefV =

3⋅

Como coeficiente se utiliza 1.73 si el neutro está aislado y 1.4 si está a tierra. Y se

divide para 3 por ser tensión simple entre fase y TT.

n17,5x1,73V = =17,5KV

1,73, que según catálogo nV =18KV .

nV =18KV descargaI =10KA

Transformador:

Potencia = 100 KVA

VP = 15 KV VS = 380 V

Se elige 16 KV y 400 V respectivamente, con 40400

16000==rt

Regulación: ± 2.5%; ± 5%

Aislamiento: aceite

Tipo: sobre poste

Conexión: DYN = 11 (desfase horario).

Como recordatorio de los índices de conexión de transformadores se ha adjuntado una tabla en el punto 7.2.3

Interruptor en BT:

S 100000I= = =152,11A3 380 3 380⋅ ⋅

Formación Abierta


n interruptor manual SI =I x1,3=197,75 , que según catálogo:

n intI =250A n fusiblesI =250A n cartuchoI =200A

Conductor desde el trafo hasta el cuadro de BT:

Se podría elegir un cable trenzado de la siguiente lista:

4 x 25 mm2 Al

4 x 35 mm2 Al

4 x 50 mm2 Al

4 x 70 mm2 Al

4 x 90 mm2 Al

En este caso se elige uno de los dos últimos.

Conductor desde el cuadro de BT hasta el equipo de medida:

Cu 0.6 / 1 KV RV

S = 4 x 1 x 70 mm2

Diámetro del tubo = 4.8 mm

Equipo de medida:

AIn 152=

Aunque en el unifilar aparece que en este caso no lleva transformadores de intensidad, se podría colocar alguno de los siguientes (normalmente se ponen para P > 53 KW):

TIC - 20 100 / 5 A . Con este primero habría suficiente. P

S

II⎛ ⎞⎜ ⎟⎝ ⎠

TIC - 40 200 / 5 A

TIC - 100 500 / 5 A.

Contador de energía activa: 3 x 220 / 380 V y 100 / 5 A.

Contador de energía reactiva: 3 x 220 / 380 V y 100 / 5 A



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Ejemplo 2

Diseñar un CT sobre caseta para alimentar una industria de inyección de plásticos de 830 KW y que consta de las siguientes máquinas: 4 de inyección de 40 KW, 8 de inyección de 60 KW, 1 compresor de 80 KW, 1 máquina auxiliar de 100 KW, y 10 KW para alumbrado y oficinas. Se considera un factor de simultaneidad del 70% y un cos φ = 0,8.

Como dato, a partir de 800 KVA aproximadamente, normalmente se ponen dos transformadores.

Para el cálculo de interruptores hay que tener en cuenta los conceptos de la Unidad 3.

Pasos a seguir:

Potencia necesaria en el transformador

trafo instalabaBT SP =P F =830 0,7=581KW⋅ ⋅

Para un cos φ = 0,8, se tiene que:

trafotrafo

P 581S = = =726,25KVA0,8 0,8

Para este caso, se podría poner 1 transformador de 800 KVA, 2 de 400 KVA ó 2 de 630 KVA. Este último caso es conveniente cuando se puede prever una ampliación. En cualquier caso, la elección depende también del tipo de empresa.

Para este ejemplo, la elección es la combinación de 2 transformadores de 400 KVA.

Se coloca un cortacircuitos seccionador, siendo unipolar para facilitar la apertura y el cierre.

La línea se puede considerar aérea con conductor LA - 30 ó LA - 56, teniendo en cuenta el cálculo eléctrico y mecánico (éste es condicionante para pequeños cálculos). En caso de considerarla subterránea, suele ser con una sección mínima de 95 mm2. El precio del cable subterráneo lo determina el aislante.

Se puede poner un seccionador para la autoválvula, para poderla anular en caso de estar estropeada. Si la distancia entre un seccionador y el CT es mayor de 1 Km, se coloca otro a la entrada del CT.

Formación Abierta


Elección de la aparamenta y componentes según el RAT:

Para la línea, hasta la obra civil, se elige un poste de una altura de 12 m según fórmulas del reglamento y según catálogo; mientras que como conductor, se elige un LA - 30 sobre poste metálico, para una tensión según catálogo de 2000 Kg. (3 cables para resistir 1008 Kg, para un valor de coeficiente de seguridad 3 y Tmáx = 336 Kg).

Poste UNESA Metálico C - 2000 / 12

Como aparamenta, se eligen cortacircuitos seccionables “XS”:

nV =17,5KV CCI =8KA

La intensidad nominal ha de ser mayor de 200 A, porque no se suelen fabricar más pequeños. En cuanto al cálculo del fusible, hay que tener en cuenta la intensidad con la tensión de suministro de 15 KV.

S 2 400KVAI= = =30,79A3V 3 15KV

⋅⋅

Para un valor de seguridad, según un coeficiente de 1.2, la intensidad es de Ax 95.362.179.30 = , por lo que se elige un cortacircuitos de 40 A, según catálogo

de fabricante.

En cuanto a los aisladores, se eligen tres elementos que deben de cumplir los siguientes requisitos: la tensión de aislamiento a frecuencia industrial, la tensión de aislamiento a onda de choque, la separación a herrajes y la resistencia a la tracción.

Hay que tener en cuenta también los valores reglamentados para elegir los herrajes y el brazo de la cruceta en el poste.

Aparamenta en el interior de la caseta

Seccionador trifásico:

KVV 24≥

AIn 400≥ A630

Para la elección de aparamenta de interior, hay que especificar la marca, especialmente para la rapidez frente a las averías.



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Ejemplo 3

Diseñar un CT con acometida subterránea para una urbanización según las siguientes características: media tensión a 15 KV, BT a 380 V, potencia de los trafos 630 KVA, número de trafos: 2, celdas de obra civil y potencia de cortocircuito de la red de 500 MVA.

Realizar el esquema unifilar, y la elección del material.

Esquema de conexión al CT y cálculo del cable aislado

Primeramente se muestra el esquema del CT con acometida subterránea:

A continuación se calculan los parámetros del cable aislado:

PS 2 630KVAI = = =48,55A

1,73 15KV3xV⋅

⋅

Para esa intensidad, según la compañía se coloca una S = 95 mm2.

Se ha calculado con tensión nominal, calculándola con la tensión más elevada, daría una PI menor.

Formación Abierta


Se pone un cable aislado de Aluminio de sección 95 mm2, con aislamiento seco RV, y KVV elevadamás 5.17_ = . Para esa tensión las características del conductor son 12 /

20 KV, siendo el valor de 12 la tensión simple a tierra y el valor de 20 KV, la tensión más elevada entre fases.

295mmS = Al RV 12 / 20 KV

Unifilar

Consideraciones:

Al ser para la compañía, no se pone en este caso equipo de medida.

Se podría quitar el interruptor automático.

La autoválvula se coloca para evitar sobretensiones en la línea subterránea.

Se podrían añadir más bloques de otras cuatro salidas libres.

Para un único abonado se podrían unir los dos trafos en paralelo o en malla.

Si la línea subterránea fuera mayor de 150 m. se colocaría otra autoválvula entre el seccionador y el interruptor automático.

Sección uniforme

S S

Abonado 1 Abonado 2

I circuito 1

IS

CUADRO BT



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SS 630000I = = =957A

1,73 3803 V ⋅⋅

La sección aproximada sería de unos 800 mm2, aunque en catálogo se ve que los de 240 mm2 pueden aguantar 280 A. Por lo tanto, se pueden colocar 3 conductores. El neutro se coloca aproximadamente de la mitad de sección (salvo en alumbrado que se coloca de la misma sección que las fases), por lo que se pondrían dos de 240 mm2 en paralelo.

F: 3 x 240 mm2 x 1 N: 2 x 240 mm2 x 1

F: 3 circuitos de 3 fases de un cable unipolar de 240 mm2.

Cuadro de BT

Se coloca una base de 400 A, mientras que el cartucho es en función del cable que se saca a los abonados.

Suponiendo que los 4 circuitos son de igual potencia:

circuito630P = =157,5KVA

4

circuito1157,5I = =239,3A3 380⋅

Por lo tanto, el cartucho se elige de 250 A.

Ejemplo 4

Diseñar un CT para un polígono industrial con las siguientes características:

Centro de obra civil subterránea.

Acometida subterránea con cable 12 / 20 KV 1x150 mm2.

Distancia al entronque: 600 m.

Superficie por nave: 900 m2.

Número de naves: 28.

Formación Abierta


Lo primero que hay que hacer es calcular la potencia:

Potencia prevista en BT

Según el reglamento, son 125 W / m2

Potencia de una nave: 125 x 900 = 112.5 KW

Potencia total en BT: 112.5 x 28 = 3150 KW

Potencia prevista en los transformadores

Aproximadamente la potencia en AT (CT), viene a ser:

AT instalada BTP =P xFactor simultaneidad=3150 0,47=1480KVA⋅



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Se pueden adoptar varias soluciones para esta configuración, con trafos de 400, 500, 630 y 800 KVA.

Adoptamos por ejemplo la solución de 4 trafos de 400 KVA, en dos casetas.

Se podrían poner tres en una caseta y uno en otra, pero no se suele adoptar la configuración de cuatro trafos en un solo CT. Si se prevé una ampliación de potencia se puede adoptar otra configuración: 2 de 800 KVA ó 3 de 630 KVA por ejemplo.

Los trafos se intentan poner lo más cerca posible de los centros de gravedad de los consumos. En el dibujo se pueden ver dos de las posibles soluciones de colocación de los CT, siendo CT1 y CT2, o bien CT1b y CT2b.

Diseño del CT

Se colocan subterráneos, como se ha dicho anteriormente, con dos casetas con dos trafos de 400 KVA en cada una de ellas.

Hay que tener en cuenta la ventilación suficiente y adecuada. Y con dos cabinas de protección por trafo: una de interruptores y otra de seccionadores.

La parte de debajo de las canalizaciones es hueca.

Los cables de AT y BT se pueden cruzar en este caso.

Siempre ha de haber espacio para entrar y sacar los aparatos con facilidad si hiciera falta (puertas).

Ha de haber una ventilación adecuada.

Formación Abierta


Línea de alimentación

Se colocan subterráneos, como se ha dicho anteriormente, con dos casetas con dos trafos de 400 KVA en cada una de ellas.

Se podrían colocar 4 salidas más junto a las que se han colocado, por si se necesitará alguna ampliación.

Los fusibles son trifásicos, con bases de 400 ó 630 A, y el cartucho en función de la Imáx del conductor.

Línea de BT (transformadores a cuadro)

S 400KVAI= = =607,7A3V 3 380V⋅

Cable: aislamiento 0.6 / 1 KV, pudiéndose DV o RV.

Sección: se podría colocar una sección de 150 mm2 Cu (varios en paralelo), 300 mm2, 240 mm2, 400 mm2; pero elegimos tres cables de 95 mm2, aguantando 264 A cada uno de ellos. Otra solución posible es poner dos cables de 150 mm2, aguantando 380 A cada uno.

Estos valores vienen de las tablas de los fabricantes y hay que ver si cumplen el reglamento.

Para la distribución de BT al polígono, se tiene para nave que:



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S 112,5KVAI= = =170,9A3V 3 380V⋅

Por lo que también se podrían colocar las secciones de 95 ó 150 mm2, también con aislamiento 0.6 / 1 KV, pudiéndose DV o RV.

Se eligen los ICPM con un cos φ = 1.

Para distribución, los cuadros de alimentación se colocan para dos naves, con cajas de seccionamiento y protección.

Y la caja de seccionamiento y protección (sustituye a la C.G.P)

Las canalizaciones pueden ir hormigonadas para no dañar los aislantes.

Interior de una nave

Aquí ya depende de la distribución de cada nave. Dependerá de la actividad, requisitos y simultaneidad.



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• Resumen

• En esta Unidad se ha tratado sobre la interpretación y diseño de los centros de transformación, desde la representación en plano, hasta la comprensión de su esquema unifilar correspondiente. Para ello, se ha presentado una tabla con la simbología sobre esta materia.

• Se ha hecho una introducción al tema mediante una clasificación de los tipos de CT de acuerdo a varios criterios, así como la descripción de los componentes de un CT. Especial hincapié se ha hecho con la descripción del elemento principal de un CT: el transformador.

• En cuanto a los tipos de CT, se ha presentado uno de cada tipo en función de su ubicación, con fotos, esquemas unifilares y descripción de los mismos.

• Se han presentado ejemplos de diseño de distintos tipos de CT, desde su esquema unifilar hasta la elección de los componentes; debido al carácter práctico también de esta unidad.

• Como complemento a los reglamentos ya vistos (REBT y RAT) se plantean las nociones de seguridad y reglamentación en los CT, acudiendo también al Reglamento sobre Centros de Transformación.


Subestaciones

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Subestaciones 1

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• Índice


8.1. Generalidades. Clasificación ..................................................................... 5 8.1.1. Reglamentación .................................................................................... 8

8.2. Esquemas eléctricos de subestaciones ................................................... 9 8.2.1. Representación esquemática de una salida ......................................... 9 8.2.2. Esquema de un juego de barras ......................................................... 10 8.2.3. Esquema de un juego de barras seccionadas .................................... 11 8.2.4. Esquema de un juego de barras en derivación................................... 12 8.2.5. Esquema de doble juego de barras .................................................... 13 8.2.6. Esquema de doble juego de barras con doble interruptor por

salida............................................................................................... 14 8.2.7. Esquema de barras principal y de transferencia................................. 15 8.2.8. Esquema de tres juegos de barras ..................................................... 17 8.2.9. Esquema tipo poligonal....................................................................... 17

8.3. Sobretensiones ......................................................................................... 19 8.3.1. Hilos de guardia en la subestación ..................................................... 20 8.3.2. Explosores o cuernos de arco............................................................. 20 8.3.3. Pararrayos........................................................................................... 21 8.3.4. Selección del nivel de aislamiento en las subestaciones................... 22

8.4. Ejemplos de diseño de subestaciones ................................................... 24 8.5. Maniobras en alta tensión ........................................................................ 41

8.5.1. Las cinco reglas de oro para trabajar sin tensión................................ 41 8.5.2. Elementos a utilizar............................................................................. 42 8.5.3. Simbología .......................................................................................... 43 8.5.4. Ejemplo ............................................................................................... 44

• RESUMEN .......................................................................................................... 47


Subestaciones 3

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• Objetivos

• Conocer la función que realizan los distintos componentes en una subestación, parte de ellos ya vistos en unidades anteriores.

• Conocer la influencia de las sobretensiones y los elementos de seguridad y protección frente a ellas.

• Diferenciar los distintos componentes de los que consta una subestación y conocer los distintos tipos de esquemas de conexión entre barras que pueden darse en las subestaciones.

• Conocer la simbología que representa a los distintos componentes de una subestación.

• Interpretar los esquemas unifilares que representan a las subestaciones.

• Diseñar instalaciones reales de subestaciones a partir de unas condiciones dadas.

• Al igual que en la unidad anterior, saber buscar en los reglamentos aplicables sobre la materia, para aplicar sus fórmulas y condiciones a casos reales: RAT, y también el Reglamento de Subestaciones y CT.

• Interpretar los esquemas de proceso y simbología sobre maniobras en AT, y conocer las reglas a cumplir para realizar dichas maniobras con seguridad.

Formación Abierta

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• Introducción

Debido a la necesidad de transportar la energía eléctrica desde el punto de generación al de consumo, es necesario realizar el transporte de energía en AT y luego reducirlo a MT y BT para su distribución.

Para ello, las subestaciones son el elemento que realiza la elevación de tensión en un primer momento, en las propias centrales; y posteriormente la reducción, en zonas próximas a los núcleos de utilización.

Importante también es conocer la importancia de las sobretensiones en las subestaciones, así como los elementos de seguridad para que no dañen a las instalaciones y al personal.

En esta Unidad se pretenden realizar distintos diseños de subestaciones, ya que es en gran parte práctica, de cara a la interpretación y diseño de las mismas y de sus esquemas correspondientes.

De cara a las maniobras en AT, es necesario saber unas reglas para trabajar con seguridad, así como la interpretación de los esquemas operativos al respecto.


Subestaciones 5

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Subestación

Conjunto de aparamenta eléctrica y edificios necesarios para realizar alguna de las funciones siguientes: transformación de la tensión, de la frecuencia, del nº de fases, rectificación, compensación del factor de potencia, y / o conexión de dos o más circuitos.

Como ya es sabido, la energía se genera a relativas tensiones por razones técnicas de los aparatos, y es necesario transportarla a muy altas tensiones para reducir las pérdidas. La distribución en las regiones de consumo debe hacerse en media tensión, y es necesario interconectar las líneas de transporte para asegurar la continuidad del servicio.

Para ello se utilizan las subestaciones, las cuales se puede clasificar en:

• Subestación elevadora: interconecta la central eléctrica con las líneas de transmisión, y tienen una parte que opera a MT (conecta los generadores a los primarios de los transformadores de potencia, con la circulación de grandes intensidades), y otra a AT o MAT (conecta los secundarios de los transformadores con las líneas de transmisión).

• Subestación de interconexión: asegura la unión entre las diferentes líneas de transmisión en AT, directamente si funcionan a la misma tensión de servicio o por medio de transformadores de potencia si operan a distintas tensiones.

• Subestación reductora: enlaza el sistema eléctrico de AT con los de distribución o con los servicios de consumidores especiales a MT. Pueden ser:

Subestación reductora primaria. Recibe las líneas de transporte provenientes de las centrales, por lo que una de sus misiones es la interconexión. Reduce la tensión a valores de 132 ó 66 KV. Otra misión es la de reparto.

Subestación reductora secundaria. Alimentadas por una o varias líneas de 132 ó 66 KV reducen la tensión a aproximadamente 20 KV. Las líneas de salida alimentan directamente a los abonados o a los CT, por tanto, también tienen como misión la interconexión y el reparto.

A continuación se muestran dos ejemplos de conexión del sistema eléctrico, con el papel de las subestaciones y de los CT, desde el punto de generación de la energía hasta los puntos de consumo:

Formación Abierta

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Formación Abierta

Subestaciones 8

8.1.1. Reglamentación

De cara a la gestión, diseño y cálculo de las subestaciones, habrá que tener en cuenta evidentemente el RAT, sobre todo para el cálculo de los apoyos, nivel de aislamiento y distancias de seguridad; y también la parte del Reglamento sobre Centros de Transformación vista en la unidad anterior, así como la parte sobre Subestaciones.

En cuanto a dicho reglamento principalmente hay que tener en cuenta los siguientes puntos sobre instalaciones tipo intemperie.

• Instalaciones tipo intemperie: clima, altura de cierre metálico (mínimo 2.20 m), distancia mínima al cierre de los aparatos en tensión (1.5 m + 1.2 cm / KV), altura de embarrados (5.5 m + 1.2 cm / KV), altura terminales como por ejemplo bornes del transformador ( 3≥ m, siendo 2.8 m + 1.2 cm / KV), distancias mínimas (según tensión), pasos y accesos (mínimo 1.5 m).

Las fórmulas para estos conceptos aparecen en el citado Reglamento para la realización de ejemplos prácticos y problemas.


Subestaciones 9

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8.2. Esquemas eléctricos de subestaciones

El esquema eléctrico y la solución constructiva más convenientes para una subestación, en principio quedan determinados por todos o alguno de los siguientes factores:

• Importancia de la instalación (tensión y potencia de suministro).

• Coste de la inversión.

• Características y ubicación del terreno.

• Importancia y continuidad en el servicio.

• Facilidades de mantenimiento de los aparatos.

• Grado de seguridad para el personal.

• Posibilidades de ampliación de la instalación.

• Tipo de operación: permanentemente atendida, control remoto.

De acuerdo a estos principios, la instalación puede constar de un simple, doble o triple juego de barras; de un esquema consistente en un interruptor o doble interruptor por salida; de transformadores trifásicos con una reserva trifásica, o de bancos trifásicos de transformadores monofásicos con una unidad de reserva, etc…

8.2.1. Representación esquemática de una salida

Los elementos básicos para una celda de salida son:

Seccionadores tripolares de barras: se abren intencionadamente cuando no circula corriente por el circuito. Su misión es separar los aparatos para la inspección o aislarlos de las barras en caso de averías.

Interruptores automáticos de potencia: permiten conectar y desconectar manualmente al circuito o desconectarlo automáticamente en caso de fallas, una vez que el sistema de protección ha dado la señal de disparo.

Seccionadores de línea: permiten poner a la línea al potencial de tierra cuando el seccionador principal está abierto y la línea fuera de servicio.

Transformadores de medición: para alimentar con tensiones y corrientes reducidas los instrumentos indicadores, de medición y registro, y los relés de protección.

Pararrayos: para limitar los efectos de sobretensiones de origen interno y atmosférico que pueden aparecer durante la operación.

Formación Abierta

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8.2.2. Esquema de un juego de barras

Es el sistema más sencillo y económico. Se utiliza preferentemente en instalaciones de pequeña potencia y en casos en los que se admiten cortes de corriente con alguna frecuencia.

Ventajas: instalación simple y maniobra sencilla, sin complicación en el conexionado y coste reducido.

Inconvenientes: una avería en barras interrumpe el suministro de energía, la revisión de un interruptor elimina del servicio a la salida correspondiente, no es posible la alimentación separada de una o varias salidas y resulta imposible la ampliación de la estación sin ponerla fuera de servicio.


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8.2.3. Esquema de un juego de barras seccionadas

Si las barras se dividen en secciones mediante interruptores y seccionadores, se consigue que en caso de avería en barras, quede limitada al sector afectado. Abriendo el interruptor de seccionamiento, queda en servicio el resto de la instalación. Es más flexible el funcionamiento que el anterior caso.

Ventajas: se asegura una mayor continuidad en el servicio, se facilita el mantenimiento, el sistema puede funcionar con dos fuentes de alimentación diferentes, y en caso de avería sólo quedan fuera de servicio las salidas de l sección averiada.

Inconvenientes: no se puede transferir una salida de una a otra sección de barras, la revisión de un interruptor deja fuera de servicio a la salida correspondiente, la avería de una sección de barras puede obligar a una reducción en el suministro de energía eléctrica, el sistema de protecciones resulta algo más complejo.

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8.2.4. Esquema de un juego de barras en derivación

Muchas veces se instalan seccionadores en derivación con los interruptores, de manera que abriendo los seccionadores del interruptor y cerrando el seccionador en derivación, la línea de salida puede permanecer en servicio mientras se realizan los trabajos de revisión o de reparación del interruptor.

Ventajas: evita poner fuera de servicio las líneas de salida por trabajos de mantenimiento e inspección de interruptores.

Inconvenientes: si durante el período de tiempo en que está el interruptor abierto hay una avería en la línea, se provoca la desconexión simultánea de los disyuntores de las líneas restantes.


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8.2.5. Esquema de doble juego de barras

En instalaciones de mayor importancia, se utiliza el juego de barras doble. Cada línea puede alimentarse indistintamente desde cada uno de los juegos de barras.

Ventajas: mayor continuidad, posibilidad de dividir las salidas en dos grupos independientes y conectar todas las líneas de alimentación sobre un juego de barras mientras se realizan reparaciones y revisiones sobre el otro juego de barras.

Inconvenientes: es necesario añadir un interruptor de acoplamiento de barras, aunque en sí no es un gran incoveniente, ya que se puede utilizar también en caso de revisión de los interruptores de línea.

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ACOPLAMIENTO

B01

B02

8.2.6. Esquema de doble juego de barras con doble interruptor por salida

Se aplica a las estaciones de centrales eléctricas de gran potencia, o en instalaciones muy importantes, donde es imprescindible la continuidad en el servicio. El sistema funciona con dos interruptores conectados a cada una de las barras y asociados a cada línea de salida.

Los seccionadores de barras deben permanecer siempre cerrados.

Ventajas: más completo, se produce conmutación automática entre juegos de barras en caso de avería sin llegar a producir la interrupción del servicio.

Inconvenientes: más costoso; se duplican los elmentos como interruptores, TT, TI, al no precisar de interruptor de acoplamiento de barras.


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B01

B02

B01

B02

Puede realizarse también la conexión de doble juego de barras con interruptor y medio por salida. Mucho más barato que el doble, por lo que se utiliza bastante en instalaciones de gran potencia. El sistema de protecciones es más complicado en este caso, para coordinar el interruptor central con el interruptor de la línea de alimentación.

8.2.7. Esquema de barras principal y de transferencia

Un juego de barras principal y un juego de barras de transferencia

Con esta disposición se pueden realizar trabajos de reparación y revisión sobre cualquiera de los interruptores sin dejar fuera de servicio las líneas o los transformadores. Además, se puede proteger la salida utilizando el interruptor de acoplamiento de barras, transfiriendo a éste la protección de la línea. Este sistema resulta muy práctico cuando en la estación hay numerosos interruptores que requieren frecuentes trabajos, aunque dichos trabajos obligan a dejar fuera de servicio a la barra correspondiente. Se utiliza en instalaciones con tensiones de servicio medianamente altas.

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Doble juego de barras, una transferencia

Para altas tensiones se utiliza este sistema, en el que un juego de barras actúa como juego de transferencia. En este caso, cualquiera de los juegos puede utilizarse como juego principal. Se requieren seccionadores adicionales. Durante el tiempo que dura la revisión del interruptor, se transfieren las protecciones de la salida al interruptor de acoplamiento, utilizándose éste para la salida cuyo interruptor está desconectado. La revisión de las barras o de los seccionadores de barras puede realizarse sin dejar el sistema fuera de servicio: basta con transferir las líneas de un juego al otro juego de barras.


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8.2.8. Esquema de tres juegos de barras

Se utiliza frecuentemente en instalaciones para muy altas tensiones, 380 KV. Comprende dos juegos principales y un auxiliar simple en forma de U. La disposición sobre el terreno requiere un espacio considerable ya que no pueden instalarse celdas de salida sobre un mismo eje.

La forma de U permite gran flexibilidad para los trabajos de revisión, reparación y comprobación.

8.2.9. Esquema tipo poligonal

Se utiliza frecuentemente, con la denominación de “barras en anillo”. Presenta desventajas desde el punto de vista de la operación y continuidad en el servicio.

Ventajas: la apertura de un interruptor no afecta a la continuidad del servicio, no se requiere protección de la zona de barras.

Inconvenientes: se limita a un máximo de cuatro a seis celdas de salida, la apertura simultánea de dos interruptores puede dejar fuera de servicio a más de una salida, se complican los esquemas de medición y protección, y es imposible ampliar las instalaciones sin serias interrupciones en el servicio.

Formación Abierta

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8.3. Sobretensiones

Sobretensión

Aumento de la tensión capaz de poner en peligro el material o buen servicio de la instalación eléctrica.

S S

mm

U 3UK= =1 UU3

Donde:

K Referencia a 1 Factor de sobretensión.

US Referencia a 2 Sobretensión de fase a tierra.

Um Referencia a 3 Tensión máxima de operación.

El aislamiento de la aparamenta en las subestaciones queda sometido permanentemente a los esfuerzos producidos por la tensión de operación en las condiciones normales del servicio, y esporádicamente a las solicitaciones anormales elevadas originadas por las sobretensiones.

Cuando en la instalación se producen sobretensiones, debe procurarse que descarguen a tierra lo más rápidamente posible, por medio de los descargadores de sobretensión.

Como ya es sabido, las sobretensiones pueden ser de origen interno y externo, siendo las de origen atmosférico las determinantes para fijar el nivel de aislamiento en MT y AT y las de origen interno para MAT.

Las de tipo atmosférico son más probables en las líneas de transmisión que en la propia subestación.

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8.3.1. Hilos de guardia en la subestación

Para proteger la subestación contra las descargas directas de los rayos se utilizan hilos de guardia de la misma sección que los que se usan en las líneas de transmisión cuando el nivel isoceraúnico (nivel de emisión de rayos según las zonas de la Tierra) es alto, o simples astas sobre los soportes cuando la probabilidad de rayos es reducida.

Los hilos de guardia deben instalarse a una altura adecuada para proteger eficazmente a los conductores y equipos bajo tensión en las subestaciones. Como práctica normal, se establece como condición de separación vertical de los hilos de guardia a conductores o equipos portadores de corriente un valor igual al doble de la distancia mínima de partes bajo tensión respecto a masa.

La primera defensa contra el efecto de los rayos en líneas de transmisión sin hilos de guardia, consiste en instalar hilos a tierra a éstas, cubriendo una distancia de alrededor de 1 Km desde la subestación. Para instalaciones importantes emplazadas en lugares con alto nivel isoceraúnico, es conveniente proteger el último tramo con hilos de guardia de mejor conductividad, e instalar conductores enterrados paralelos a la línea conectando las torres o soportes entre sí.

Por otra parte, queda demostrado experimentalmente que las subestaciones a las cuales llegan 3 ó 4 líneas, quedan autoprotegidas contra las sobretensiones de origen atmosférico, pero no es recomendable utilizar este recurso como único medio de protección.

8.3.2. Explosores o cuernos de arco

Son dispositivos sencillos y baratos, con campo de aplicación en regiones con moderados niveles isoceraúnicos o en instalaciones en las que no se justifica económicamente adoptar otros medios de protección más completos y costosos. Se utilizan muchas veces como complemento a otras medidas de seguridad.


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El explosor o estallador de arcos está constituido por dos varillas o electrodos metálicos, uno de ellos bajo tensión y el otro conectado a tierra, manteniendo en el aire una distancia de separación adecuada para evitar reencendidos o recebados demasiado frecuentes por sobretensiones internas.

Inconvenientes

La tensión de descarga es errática; cuando el explosor entra en arco, lal corriente de fuga no se extingue, desarrollándose un cortocircuito de fase a tierra debiendo operar los interruptores; para ondas de frente escarpado hay que ajustar el dispositivo con una abertura más reducida; a veces al desarrollarse el arco entre electrodos, la tensión de impulso decae bruscamente sometiendo a los trafos a solicitaciones severas.

8.3.3. Pararrayos

La protección más completa y segura para limitar las sobretensiones de origen atmosférico a valores no peligrosos para el aislamiento del equipo, se obtiene mediante los pararrayos. Son de uso general en las instalaciones de AT y MAT. Se colocan lo más cerca posible del elemento a proteger.

Se elige el pararrayos o autoválvula según el nivel de protección del material, y las características a tener en cuenta son:

Tensión nominal: n más elevadaαV ³V3

⋅ , siendo α = 1.4 para redes a tierra y

1.73 para redes con neutro aislado.

Intensidad de descarga.

Tensión de cebado a frecuencia industrial.

Tensión de cebado a onda de choque.

Resistencia del material.

Nivel de protección del material.

Hay que tener en cuenta un coeficiente C para asegurar un nivel de protección. Es conveniente que la tensión de cebado sea lo menor posible, para lo cual C no debe superar 2.4, aunque tampoco menor de cara a las resistencias variables que puede admitir el paso de varios miles de amperios durante un tiempo reducido. Es decir, para contar con un margen de seguridad, se puede considerar el valor citado de 2.4.

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8.1.1. OTRAS SOBRETENSIONES

Ya visto en unidades anteriores:

Sobretensiones dinámicas

Elevaciones anormales de la tensión en las que la componente de dicha tensión a la frecuencia de servicio puede ser importante con la aparición de un defecto monofásico, por la brusca desconexión o pérdida de la carga.

En cuanto a la desconexión de la carga, está influida por la potencia reactiva capacitiva de la línea. La máxima sobretensión se produce en un extremo, pudiendo ser del orden de 3.5 veces. Si simultáneamente ocurre una falla de fase a tierra en ese extremo, se originan aumentos adicionales de la tensión en las fases sanas, siendo mayor cuanto mayor es la longitud de la línea.

Sobretensiones de maniobra

De muy corta duración, asociadas con cambios bruscos de los parámetros del sistema, y producidas por la operación de los interruptores, reconexión rápida de las líneas de transmisión y desconexión de corrientes débiles inductivas y capacitivas.

Cuando se desconecta un cortocircuito por medio de un interruptor, las sobretensiones no son peligrosas. Pero si se desconectan en vacío, se comportan como condensadores, y nacen sobretensiones de un valor 3 veces superior a la de servicio.

Las sobretensiones producidas por la desconexión de transformadores en vacío puede llegar a valores de 4.5 a 7 veces la nominal.

8.3.4. Selección del nivel de aislamiento en las subestaciones

Un dispositivo contra sobretensiones ha de cumplir las siguientes condiciones:

Una tensión de respuesta inferior a la menor tensión de prueba de los elementos que ha de proteger.

Una característica de choque situada por debajo de todas las características de choque de los elementos que ha de proteger.

Una buena derivación a tierra y una resistencia de paso a tierra lo más pequeña posible.

De producirse una sobretensión, las descargas superficiales se producirán primeramente en los sitios destinados, es decir, en los pararrayos. Si éstos no funcionan, se producirán descargas en cualquier parte de la instalación cuyo aislamiento sea de nivel medio.


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En las instalaciones hasta 100 KV, se fija normalmente un nivel de aislamiento para toda la instalación, incluyendo los transformadores de potencia. En MAT con líneas extralargas se provee a veces un nivel intermedio para la aparamenta del lado de barras de la estación, y se prefiere instalar todos los aparatos excepto al trafo, con un mismo nivel de tensión, inmediato superior. La única excepción la constituyen los aisladores que normalmente se estiman para mayores longitudes del camino de fugas, en parte por razones de lluvia y suciedad, y en parte por razones de roturas y su dificultad para el cambio de dichos aisladores.

Se denomina SP al nivel de protección, y para determinarlo se considera a la mayor de estas tres tensiones: residual a corriente nominal, de cebado al 100% de onda de choque y de cebado sobre frente de onda de choque / 1.5

S

BILSPK

≤

Donde:

BIL Referencia a 1 BIL = nivel de aislamiento de la instalación, y viene dado por el reglamento según la tensión U

KS Referencia a 2 KS 1,4≥ para U < 52 KV y KS

1,2≥ para U≥ 52 KV

Formación Abierta

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8.4. Ejemplos de diseño de subestaciones

De cara al carácter práctico de esta unidad, y al igual que en la anterior sobre CT, se presentan varios casos prácticos de cara a una mejor comprensión de los conceptos.

Ejemplo 1

A partir del siguiente unifilar de una subestación, realizar el esquema de planta y alzado, así como las distancias.

En la página siguiente se muestra el plano de la planta desde el punto A, hasta el transformador. Los desde el pórtico, los seccionadores S3 y S4 y el interruptor I2, se representan con un rectángulo, siendo idénticos a los anteriores. La elección de los componentes se hará de acuerdo a catálogo al igual que en los problemas de la unidad anterior; en función de las tensiones dadas. La elección de las alturas de los componentes y puntos en tensión, se hará en función de las tensiones y las fórmulas de los reglamentos a tal efecto, según el punto 8.1.1.

S5, S6, S7, S8, I3 e I4 en el dibujo serían iguales, pero más pequeños en tamaño por ser para menor tensión. Igual ocurre con los embarrados de 15 KV, distintos al de 45 KV representado.


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Formación Abierta

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La aparamenta va sobre soportes, para mantener la distancia que dice el reglamento con respecto al suelo.

Para unos seccionadores que miden 70 cm., y la distancia al suelo ha de ser 3 m., se ponen unos soportes de 2.3 m:

Punto D: embarrado de 15 KV.

Para la aparamenta, se tiene que:

S1 = S2 = S3 = S4

S8 = S7 = S6 = S5

I1 = I2 I3 = I4


Subestaciones 27

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A continuación se muestra el alzado de la subestación en cuestión:

Formación Abierta

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Ejemplo 2

Diseñar una subestación con las siguientes condiciones:

Dos líneas de 220 KV con doble embarrado, un interruptor por línea, un interruptor de unión de barras, un seccionador by - pass para cada línea para anular al interruptor, dos trafos 220 / 45 KV y 20 MVA.

Dos líneas de 45 KV entrada - salida, dos posiciones de trafo (dos líneas de alimentación por trafo), doble embarrado, dos trafos de 45 / 10 KV y 10 MVA.

Diez líneas de salida de 10 KV con doble embarrado.

Colocar un solo interruptor por línea.

Como consideraciones a tener en cuenta para realizar el esquema, se tiene que:

En L1 y L2 en 220 KV harían falta autoválvulas y TI y TT para coger señal en los relés. En este caso no se han colocado, pero es lo habitual.

Se suelen poner autoválvulas en el trafo a la entrada y salida para instalaciones de esta envergadura.

En 10 KV es muy normal ver sólo un embarrado, en vez de dos como en este caso.

En la siguiente página se muestra el unifilar realizado:


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Formación Abierta

Subestaciones 30

Ejemplo 3

Los planos adjuntos corresponden a una subestación de distribución. Hay dos niveles de tensión, de 66 KV y de 22 KV; y dos bancos de transformación.

Interpretar dichos planos por niveles de tensión y bancos de transformación; realizar el plano de planta para el nivel de 66 KV; el cálculo de las distancias de seguridad; y la elección de la aparamenta, tierras e hilos de guardia.

Se distribuye el esquema general en tres partes: la parte de 66 KV, la parte de los bancos de transformación y la parte de 22 KV.


Subestaciones 31

08

300/5

89-2-1

52-2

100-200/5-5

1BR 200/5

T210

Y d 1166 ±10%23,6-22-11,8-11

1BM

3BR

3BM

300-600/5

300-600/5

300-600/5

300/5

13

TZ-2500A

89-TZ-2

300-600/5-5

52-2 3

3 3

3

52-3

300/5

89-1-1

52-1

100-200/5-5

1BR 200/5

T110

Y d 1166 ±10%23,6-22/11,8-11

1BM

3BR

3BM

300-600/5

300-600/5

300-600/5

300/5

13

TZ-1500A

89-TZ-1

300-600/5-5

52-1

22 kV

66 kV

Formación Abierta

Subestaciones 32

200-400/5-5

52-13

89-13-133

3600 kVA

r

100-200/5-5

52-11

89-11-1

100-200/5-5

52-12

89-12-1

L-8L-7

52-3

22 kV

52-2

300-600/5-5

33

T-SA

-20,100

89-SA-2

22 ±5%3

Batería de

condensadores

100-200/5-5

52-10

89-10-1

L-6

100-200/5-5

52-9

89-9-1

L-5

100-200/5-5

52-8

89-8-1

L-4

100-200/5-5

52-7

89-7-1

L-3

100-200/5-5

52-6

89-6-1

L-2

100-200/5-5

52-5

89-5-1

L-1

33

33

33

3

300-600/5-5

352-1

200-400/5-5

52-4

89-4-133

3

3600 kVA

r

Transformadores de

servicios auxiliares

Transformadores

de tensión

0,220/0,127T-SA

-10,100

89-SA-1

22 ±5%3 0,220/0,127

Transformadores de

servicios auxiliares


Subestaciones 33

08

Nivel de 66 KV

1. Existen dos líneas denominadas L1 y L2, y cada una de ellas dispone de los aparatos de corte siguientes:

Interruptor de línea (52 - 4 para L1 y 52 - 3 para L2).

Seccionador de línea (89 - 4 - 2 para L1 y 89 - 3 - 2 para L2).

Seccionador de barras (89 - 4 - 1 para L1 y 89 - 3 - 1 para L2).

Seccionador de tierra (89 - 4 - 3 para L1 y 89 - 3 - 3 para L2).

2. Es sabido que se denomina posición o módulo al conjunto de aparatos de corte de una misma tensión que intervienen en las maniobras de un circuito de AT. En este caso, la L1 dispone de la posición de línea formada por los aparatos de corte 52 - 4; 89 - 4 - 2; 89 - 4 -1.

3. Ambas líneas están conectadas a un embarrado del tipo barras simples.

4. En cada línea existen los siguientes transformadores de medida:

Un transformador de tensión capacitivo instalado en la fase B.

Transformadores de intensidad de doble secundario de relación 200 - 400 / 5 - 5 y conectados en la relación subrayada 200 / 5.

5. En ambas líneas existen bobinas de bloqueo con condensador de acoplo.

6. En el embarrado está conectado un juego de tres pararrayos autoválvulas y un juego de tres transformadores de tensión de doble secundario. A estos transformadores se les denomina transformadores de tensión de barras.

Bancos de transformación

Esta parte de la instalación contiene unos elementos conectados en el nivel de 66 KV y otros en el nivel de 22 KV.

Su interpretación es:

1. Existen dos transformadores de potencia, denominados T1 y T2, cuyas características indicadas en el esquema son las siguientes:

Primario: conexión en estrella con neutro puesto a tierra, tensión nominal de 66 KV y regulación de tensión en carga ±10%.

Secundario: conexión en triángulo, tensiones nominales 23.6 - 22 - 11.8 - 11 KV, siendo 22 KV la tensión empleada en esta instalación (subrayada en el esquema).

2. Potencia nominal de 10 MVA.

3. Grupo de conexión Yd11.

Formación Abierta

Subestaciones 34

4. Cada transformador está conectado a las barras de 66 KV y 22 KV a través de los aparatos de corte siguientes:

Lado de 66 KV:

Interruptor de transformador (52 - 1 para T1 y 52 - 2 para T2).

Seccionador de barras (89 - 1 - 1 para T1 y 89 - 2 -1 para T2).

Lado de 22 KV:

Interruptor enchufable (permite corte visible y no se necesita seccionador) denominado Interruptor general de 22 KV (52 - 1 para T1 y 52 - 2 para T2).

5. La unión entre los bornes del transformador, en el lado de 22 KV y el interruptor general de 22 KV, se realiza mediante cable subterráneo.

6. En cada banco de transformación existen los transformadores de intensidad siguientes:

Lado de 66 KV:

Transformadores de intensidad de doble secundario de relación 100 - 200 / 5 - 5, y conexionados en la relación 100 / 5 (subrayada).

Un transformador de intensidad (tipo Bushing: incorporado en el trafo de potencia) en el neutro del primario del transformador, de relación 200 / 5.

Lado de 22 KV:

Siete transformadores de intensidad (tipo Bushing) de relación 300 - 600 / 5 - 5, y conexionados en la relación 300 / 5.

Tres transformadores de intensidad en la celda del interruptor general de 22 KV, de relación 300 - 600 / 5 - 5, y conexionados en la relación 300 / 5.

7. A la salida de los transformadores hay instaladas reactancias de puesta a tierra, denominadas TZ1 y TZ2, conectadas a 22 KV a través de los seccionadores 89 - TZ - 1 y 89 - TZ - 2.

Nivel de 22 KV

1. Existen ocho líneas de 22 KV, seis de ellas alimentadas de barras 1 (L1 a L6), y las otras dos de barras 2 (L7 y L8).

2. Las líneas salen del CT mediante cable subterráneo y disponen de interruptor tipo enchufable y de seccionador de puesta a tierra.

3. El tipo de embarrado es de barras simples partidas con interruptor de acoplamiento (52 - 3), y la denominación de las mismas es Barras 1 y Barras 2.


Subestaciones 35

08

4. La alimentación a las Barras 1 procede del transformador T1 a través del interruptor 52 - 1, y la de Barras 2 procede del transformador T2 a través del interruptor 52 - 2.

5. Cada línea dispone de tres transformadores de intensidad de relación 100 - 200 / 5 - 5, conectados en la relación 100 / 5.

6. Conectados a cada barra existen además los siguientes elementos:

Tres transformadores de tensión protegidos mediante fusibles.

Un transformador de servicios auxiliares de 0.1 MVA de potencia nominal y de relación de transformación 22 ± 5% / 0.22 / 0.127 KV. La conexión es triángulo - estrella. En el lado de 22 KV dispone de un seccionador de maniobra y tres fusibles de protección. La salida de BT es mediante cable subterráneo.

Una batería de condensadores de 3600 KVAr de potencia, conectada a las barras mediante interruptor enchufable. La unión entre la batería y el interruptor se realiza mediante cable subterráneo. Cada batería dispone de tres transformadores de tensión y tres de intensidad. Dispone además de seccionador de puesta a tierra y de un juego de tres autoválvulas.

Formación Abierta

Subestaciones 36

Plano de planta nivel 66 KV

Distancias de seguridad

Distancia del suelo a cables: 5.5 + 1.2 KV / cm = 5.5 + 1.2 x 66 KV = 6.29 m.

Hemos puesto 66 KV, pero se debería hacer con la tensión más elevada, que para 66 KV, según reglamento son 72.5 KV. En este caso, el valor sería de 5.5 + 1.2 x 72.5 KV = 6.37 m.

Distancias a bornes de conexión: 2.8 + 1.2 cm / KV = 2.8 + 1.2 x 66 = 3.59 m.


Subestaciones 37

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Distancia entre conductores:

UD=K F+L+ =94cm150

, siendo L=0 por ser cadena de amarre.

Según tabla reglamento, en este caso mínimo 90 cm.

Distancias entre conductores y herrajes: U0,1+ =54cm150

Según reglamento, en este caso mínimo 60 cm.

Distancia a la valla: 1.5 + 1.2 KV / cm = 5.5 + 1.2 x 66 KV = 2.29 m.

Pasillos: 1.5 m.

Altura valla: 2.2 m.

Elección de la aparamenta

Seccionador:

Casa: Mesa.

Tensión: 72.5 KV.

Intensidad: 1250 A.

Tensión de ensayo a frecuencia industrial entre herrajes y fase: 140 KV.

Tensión de ensayo a onda de choque entre herrajes y fase: 325 KV.

Tensión de ensayo a frecuencia industrial entre fases: 160 KV.

Tensión de ensayo a onda de choque entre fases: 375 KV.

Dimensiones: (valor en m., pero lo correcto es acotar en mm.).

Formación Abierta

Subestaciones 38

Trafo de tensión:

Tensión nominal: 72 KV.

Tensión de ensayo a frecuencia industrial: 140 KV.

Tensión de ensayo a onda de choque: 325 KV.

Potencia: en este caso 150 VA.

Número de secundarios: 2.

Dimensiones:

h

1.35 m

0.3 m

0.3 m

Cálculo de tierras

Supongamos un terreno con resistividad ρ = 150 Ωm, conductor de cobre y la configuración siguiente para las dimensiones de la subestación, de 80 x 50 m.


Subestaciones 39

08

abr= =35,69mπ

ρ ρR= + =1,08Ω4r L

Ese es el valor de la resistencia de tierra.

Para el neutro, de 66 KV se coloca una tierra aparte, a 20 m.

Según fórmula de la unidad 2, como superficie del conductor de tierra, para una intensidad de defecto dada de 40 KA, α del Cobre: 13 , t = 500 msg. y ∆Q = 150ºC.

-32I t 40000 500 10S= = =56,17mm

α ΔQ 13 150⋅

Eligiéndose un conductor de 70 mm2

Hilos de guardia 3 m 3 m

8 m

8.5 m

Formación Abierta

Subestaciones 40

Autoválvulas

Para una tensión de 66 KV, se tiene una tensión más elevada de 72.5 KV.

n más elevadoaV V =3

≥ , siendo α = 1.4 para redes a tierra y 1.73 para redes con neutro

aislado. En este caso, 1.4.

Tensión nominal: n72,5x1,4V =58,67KV

3≥ . Según catálogo, 60 KV.

Intensidad de descarga: 10 KA.

Nivel de protección: S

BILSPK

≤

En este caso, para 66 KV, el BIL es de 325 KV, la tensión residual a 10 KA es de 234 KV, la tensión de cebado a 100% de onda de choque es de 207 KV y sobre frente de onda de choque es de 247 / 1.5 = 164.6 KV. Teniendo en cuenta la mayor de ellas para el SP, queda que:

S

BILSPK

≤ 3252341,2

≤

Por lo tanto es correcto.

Aisladores

Distancia a herrajes: 0,6 m.

Nivel de aislamiento: 325 KV.

D 0,6Nº= = =4Paso 0,146

Se elige un paso de 146 mm. y una carga de rotura de 12000 Kg. Para ese paso elegido, se eligen 4 aisladores con nivel de aislamiento a onda de choque de 340 KV, y 195 KV a frecuencia industrial.

Para una tensión del conductor de 2500 Kg., el coeficiente de seguridad es:

12000C= =4,82500

, que según reglamento ha de ser mayor que 3.


Subestaciones 41

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8.5. Maniobras en alta tensión De cara a la seguridad en las instalaciones, es necesario adoptar una serie de medidas de seguridad, basadas principalmente en el trabajo sin tensión; las cuales vienen determinadas por las llamadas reglas de oro en las maniobras en instalaciones:

8.5.1. Las cinco reglas de oro para trabajar sin tensión

1. Abrir con corte visible: seccionadores.

Comprobar posibles fuentes de tensión.

Utilización de aparatos que aseguren el corte visible.

Utilización de pértigas de maniobra.

2. Bloqueo y señalización:

Enclavamiento.

Bloqueo, que puede ser mecánico, físico y eléctrico.

Señalización.

3. Comprobar la ausencia de tensión:

Verificadores de tensión, que pueden ser ópticos y acústicos.

Comprobar SIEMPRE. Aunque el dispositivo de corte esté abierto, hay que comprobar si hay tensión en los elementos desconectados (trafos, equipos), ya que el aislamiento puede estar perforado. A veces puede quedar energía en bornes de un trafo, estando la línea abierta.

4. Colocación de tierras:

Puesta a tierra y en cortocircuito.

Comprobar posibles fuentes de realimentación.

Desenrollar y comprobar los elementos.

Formación Abierta

Subestaciones 42

5. Señalización de la zona de trabajo:

Delimitar la zona de trabajo.

Asegurar zonas de seguridad en el campo: ETS y CT.

8.5.2. Elementos a utilizar

Es necesario utilizar elementos y protecciones para conseguir la seguridad necesaria, homologados por Normas Técnicas Reglamentarias.

Pértigas, guantes, casco y botas: las pértigas se utilizan para las maniobras, para la separación de personas pegadas si se da el caso, para la detección de tensión en función del nivel de tensión (pértigas luminosas).

Banquetas aislantes, pantallas faciales y chaquetas ignífugas.

Puesta a tierra portátil, con los seccionadores abiertos: cortocircuitan las tres fases, uniéndolas a una pica.


Subestaciones 43

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8.5.3. Simbología

Dirigirse, emplazamiento

Orden

Comprobar ausencia de tensión

Enclavar y prohibición

Formación Abierta

Subestaciones 44

8.5.4. Ejemplo

Realizar la secuencia de maniobra para el siguiente esquema: maniobras de descarga para comprobar el circuito de intensidad de la línea de 10 KV en la subestación.


Subestaciones 45

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El diagrama de proceso operativo es el siguiente:

Abre 1 y señaliza 11

2 3

2 3

2 3

4

4

4

5

5

5

5

Se dirige a 2 y a 3

Abre 2 y 3

Enclavamiento y prohibición 2 y 3

Se dirige a 4

Abre 4

Enclavamiento y prohibición 4

Se dirige a 5

Comprueba ausencia de tensión en 5

Cierra 5

Enclavamiento y prohibición 5

Para la reposición del servicio se hace a la inversa, hasta acabar cerrando el interruptor.

En cuanto a las herramientas y elementos de seguridad a utilizar, se ha de utilizar ropa de trabajo ignífuga en toda la maniobra; casco de seguridad con pantalla anti - arco en toda la maniobra y guantes de goma AT, excepto en los pasos 1, 5; pértiga de detección en el paso 5; y en la reposición se utiliza banquillo aislante, sobre todo para el interruptor.

Como norma general, hay que tener en cuenta que en el caso de haber fusibles, se cierra antes el seccionador que los fusibles; y también que en el caso de haber varios niveles de tensión, se desconecta primero el nivel de mayor tensión. También hay que saber que en AT y MAT, se abren primero estas AT; mientras que en BT y MT, por el contrario se abre primero la BT.


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• Resumen

• En esta Unidad se ha tratado sobre la interpretación y diseño de las subestaciones, desde la representación en plano, hasta la comprensión de su esquema unifilar correspondiente.

• Se ha hecho una introducción al tema mediante una clasificación de los tipos de subestaciones, y un recordatorio de la reglamentación sobre instalaciones a la intemperie.

• En cuanto a los tipos de conexiones de barras en las subestaciones, se han presentado los esquemas unifilares de cada uno de ellos, así como sus ventajas e inconvenientes.

• Se ha tratado un punto sobre el concepto de sobretensiones, así como la protección frente a ellas.

• Se han presentado ejemplos de diseño de subestaciones, desde su esquema unifilar hasta la elección de los componentes; debido al carácter práctico también de esta unidad.

• También se ha tratado un apartado sobre las maniobras en AT, con sus reglas de seguridad y con la interpretación de un esquema de proceso operativo según su simbología asociada.

centrales y subcentrales

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