centros de transformacion

Centro de Formación Schneider

Centros de Transformación MT/BT

Publicación Técnica Schneider: PT-004

Edición: octubre 2005

Publicación Técnica Schneider Electric PT-004 / p. 2

La Biblioteca Técnica constituye una colección de títulos que recogen las novedades en automatismosindustriales y electrotécnica. Tienen origen en el Centro de Formación para cubrir un amplio abanico denecesidades pedagogicas y están destinados a Ingenieros y Técnicos que precisen una informaciónespecífica, que complemente la de los catálogos, guías de producto o noticias técnicas.

Estos documentos ayudan a conocer mejor los fenómenos que se presentan en las instalaciones, lossistemas y equipos eléctricos. Cada Publicación Técnica recopila conocimientos sobre un tema concretodel campo de las redes eléctricas, protecciones, control y mando y de los automatismos industriales.

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La reproducción total o parcial de esta Publicación Técnica está autorizada haciendo la mención obligatoria:«Reproducción de la Publicación Técnica nº 004: Centros de Transformación MT/BT de Schneider Electric».

PT-004

Robert CapellaIngeniero Técnico Eléctrico con actividad simultánea en los ámbitosindustrial y docente. Profesor de máquinas eléctricas y de teoría de circuitospara Ingenieros Técnicos. Profesor de laboratorio para IngenierosIndustriales.

En el ámbito industrial, se ha ocupado en etapas sucesivas de: hornos dearco, motores y accionamientos, transformadores y estaciones detransformación, aparamenta de MT y AT y equipos blindados en SF-6,turboalternadores industriales, transformadores de medida y relés deprotección. Con especial dedicación al proyecto y construcción de cabinasprefabricadas de MT hasta 36 kV.

En la actualidad, colaborador en el laboratorio de Ingeniería Eléctrica de laEscuela Superior de Ingeniería Industrial de Barcelona y en el Centro deFormación de Schneider Electric.

Centros de Transformación MT/BT

Publicación Técnica Schneider Electric PT 004. Edición: noviembre 2 000

Centros de Transformación MT/BT / p. 5

Índice

Terminología p. 8Normativa p. 81 Ámbito y función de la MT. 1.1 Introducción p. 9

Tensiones de trabajo 1.2 Tensiones p. 92 Centros de transformación MT 2.1 Clasificación de los CT MT/BT p. 10

2.2 Alimentación de los CT de MT p. 112.3 CT «de red pública» y CT «de abonado» p. 13

3 Componentes básicos de un CT 3.1 Componentes básicos p. 143.2 Equipo MT p. 143.3 Características comunes p. 163.4 Valores normalizados p. 163.5 Condiciones de elección p. 183.6 Comportamiento frente a las corrientes de p. 19

cortocircuito3.7 Conjuntos prefabricados p. 19

4 Transformador de potencia MT/BT 4.1 Potencias p. 294.2 Tensión secundaria p. 294.3 Grupo de conexión p. 304.4 Tensión de cortocircuito p. 304.5 Cambiador de tensiones p. 324.6 Tipos constructivos p. 324.7 Comparación entre ambos tipos constructivos p. 334.8 Protección de los transformadores contra p. 35

sobretemperaturas4.9 Equipo de BT p. 384.10 El esquema eléctrico MT del CT p. 394.11 Protecciones p. 40

5 Instalaciones de puesta a tierra 5.1 La circulación de la corriente eléctrica p. 42por el suelo

5.2 Paso de la corriente por el terreno p. 445.3 Diseño de la instalación de puesta a tierra p. 49

de un CT MT/BT5.4 Corriente máxima de cortocircuito unipolar p. 53

fase-tierra, en la parte de MT del CT5.5 Sobretensiones admisibles en la parte p. 54

de BT de los CT5.6 Aspectos a tener en cuenta en el diseño de p. 54

los electrodos de puesta a tierra5.7 Parámetros característicos de las p. 55

configuraciones tipo5.8 Procedimiento de cálculo p. 565.9 Orden de los cálculos p. 565.10 Separación de los sistemas de puesta a tierra p. 65

de protección (masas) y de servicio (neutro)


6 Ventilación de los CT 6.1 Calentamiento p. 686.2 Objeto de la ventilación p. 686.3 Aberturas de ventilación p. 706.4 Observaciones complementarias p. 73

7 Protección contra sobretensiones 7.1 Sobretensiones. Aislamiento p. 757.2 Descripción de los pararrayos de protección p. 777.3 Instalación de pararrayos en los CT p. 79

8 Protección contra incendios 8.1 Sistema «pasivo» p. 80de los CT 8.2 Sistema «activo» p. 82

9 Disposición interior de los CT p. 8310 Determinación de la potencia 10.1 Determinación de la potencia de los CT p. 88

de los CT 10.2 Determinación de la carga p. 8910.3 Determinación de la potencia de un CT para p. 93

alimentación de un edificio de viviendas(con algunos locales u oficinas comerciales)

11 Proyecto de un CT de abonado 11.1 El proyecto p. 9711.2 Documentos que comprende el proyecto p. 97

de un CT11.3 Índice de apartados de un proyecto p. 98

12 Alumbrado, señalización 12.1 Alumbrado p. 101y material de seguridad 12.2 Señalización y material de seguridad p. 101

A1 Funciones y aplicaciones de los A1.1 Seccionador p. 102aparatos de maniobra MT A1.2 Interruptor-seccionador p. 103

A1.3 Fusibles MT p. 107A2 Interruptor automático ca MT A2.1 Definición p. 111

A2.2 Principales aplicaciones p. 111A2.3 Normativa p. 111A2.4 Tipos constructivos actuales p. 111A2.5 Tipos constructivos de fabricación actual, p. 114

y/o vigentes en servicioA2.6 Accesorios posibles p. 116A2.7 Asociación con transformadores de intensidad p. 116A2.8 Secuencias de maniobras p. 117A2.9 Características nominales de los interruptores p. 117

automáticos MTA2.10 Coordinación de los valores nominales de los p. 120

interruptoresA2.11 Placa de características p. 121

A3 Medida y control de la intensidad A3.1 Objeto p. 122y de la tensión. TC y TT A3.2 Normativa p. 122

A3.3 Tipos y modelos constructivos actuales p. 122A3.4 Conexión p. 123A3.5 Errores p. 126A3.6 Transformadores de tensión: características p. 126

nominales y valores normalizadosA3.7 Transformadores de intensidad: características p. 131

nominales y valores normalizadosA3.8 Marcado de la placa de características p. 136


A4 Aparamenta MT bajo envolvente A4.1 Aparamenta bajo envolvente metálica p. 138metálica A4.2 Normativa p. 138

A4.3 Tipos constructivos p. 138A4.4 Otros aspectos constructivos p. 139A4.5 Características nominales (asignadas) de la p. 144

aparamenta bajo envolvente metálica (cabinas)A5 Puesta a tierra del punto neutro A5.1 Preámbulo p. 144

en los sistemas MT A5.2 Punto neutro p. 150A5.3 Ejemplo de cálculo p. 151

A6 Regímenes de neutro en BT A6.1 Regímenes de neutro p. 152A6.2 Características comparativas p. 152A6.3 Resumen p. 155

A7 Ejemplo de equipo de BT para CT A7.1 Descripción p. 156de red pública, hasta 1000 kVA,según Recomendación UNESARU-6302 B

A7.2 Unidad funcional de seccionamiento p. 156A7.3 Unidad funcional de control p. 157A7.4 Unidad funcional de embarrado y salidas p. 157A7.5 Otros datos de interés p. 158


CT Centro de TransformaciónAT Alta TensiónMT Media TensiónBT Baja TensiónNTE Normas Tecnológicas de EdificaciónRAT Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales

Eléctricas y Centros de TransformaciónMIE-RAT nº... Instrucción Técnica Complementaria del RAT, número ...RBT Reglamento Electrotécnico para Baja TensiónMIE-BT nº... Instrucción Técnica Complementaria del RBT, número ...CEI Comisión Electrotécnica InternacionalUE Unión Europea

Terminología

Normativa

1.- Normativa básica para el proyecto y realización de un CTReglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas y

Centros de Transformación «RAT», y sus Instrucciones Técnicas Complementarias «MIE-RAT».Habitualmente se le denomina «Reglamento de Alta Tensión».

Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión «RBT», y sus Instrucciones TécnicasComplementarias «MIE-BT».

Normas Tecnológicas de Edificación «NTE», apartados «Instalaciones Eléctricas», «Centrosde Transformación» y «Puesta a Tierra».

Ordenanzas Municipales, correspondientes al lugar de ubicación del CT.Nota: En los citados reglamentos RAT y RBT figuran sendas listas de las normas UNEdeclaradas de obligado cumplimiento.

2.- Normativa optativaSon particularmente aconsejables de tener en cuenta, las Recomendaciones UNESA «RU»

que afectan a los CT, así como el Proyecto tipo UNESA de CT en edificios.UNESA (Unidad Eléctrica, S.A.) es la asociación de las principales empresas eléctricasespañolas, para las que publica unas recomendaciones técnicas «RU» a las que se atienendichas empresas.


1 Ámbito y función de la MT. Tensiones de trabajo

Los sistemas eléctricos de producción,transporte, distribución y alimentación a losreceptores (consumidores) de energíaeléctrica, funcionan prácticamente siempre encorriente alterna trifásica.En Europa y otros países a 50 Hz y enNorteamérica y otros países de su ámbitotecnológico, a 60 Hz.Estas son las que se denominan «frecuenciaindustrial». En lo sucesivo, en este texto, seconsiderará siempre corriente alterna trifásicade 50 Hz.De la fórmula de la potencia en corrientealterna trifásica S = 3 .U.I, se desprende

que para cualquier potencia que seconsidere, la intensidad y la tensión están enrelación inversa.En el aspecto técnico, existen límites en elvalor de la corriente a circular por losconductores, a conectar y desconectar conlos aparatos de maniobra a controlar por lostransformadores de medida, etc. Por tanto amedida que entran en consideraciónpotencias más elevadas, se hace necesarioutilizar también tensiones cada vez mayores,a fin de poder mantener la corriente dentro deunos límites técnica y económicamenteadmisibles.

1.1 Introducción

Las tensiones clasifican en:– Baja Tensión (BT): hasta 1000 V valoreficaz en corriente alterna, y 1500 V encorriente continua.– Alta Tensión (AT): a partir de 1001 V encorriente alterna.Ahora bien, según la norma CEI-71respectivamente el MIE RAT-12 las tensionesde AT, se clasifican a su vez en:

Gama A 1 kV < U < 52 kVGama B 52 kV ≤ U < 300 kVGama C U ≥ 300 kV

Por otra parte, en la práctica usual de lasempresas generadoras y distribuidoras deenergía eléctrica, se utilizan los términossiguientes:

Media Tensión (MT) 1 kV < U ≤ 50 kVAlta Tensión (AT) 50 kV < U ≤ 300 kVMuy Alta Tensión (MAT) 300 kV < U < 800 kV

1.2 Tensiones

Por tanto, la Media Tensión (MT) corres-ponde prácticamente a la Gama A de CEI-71y MIE RAT-12.La AT y MAT se utilizan para las grandeslíneas de transporte, desde las centralesgeneradoras, hasta las zonas de consumo(ciudades y áreas industriales).La Media Tensión (MT) se utiliza para laslíneas de distribución y la Baja Tensión (BT)se utiliza para la alimentación de los recep-tores, con alguna excepción, por ejemplomotores de potencia elevada que sealimentan directamente en MT en su gamabaja (1,5 kV a 11 kV, preferentemente 3 - 5 -6 kV), siempre con el mismo objetivo demantener el valor de la intensidad dentro deciertos límites.Por tanto, deben existir unos puntos donde setransforme la MT en BT.Éstos se llaman Centros de Transformación,en adelante CT en este texto, y son el objetode este estudio.


2 Centros de transformación MT

2.1 Clasificación de los CT MT/BT

La clasificación de los CT puede hacersedesde varios puntos de vista.

2.1.1.- Por su ubicaciónAtendiendo a su ubicación las NTE clasificanlos CT en:

interiores, cuando el recinto del CT estáubicado dentro de un edificio o nave, porejemplo en su planta baja, sótano, etc.,

exteriores, cuando el recinto que contieneel CT está fuera de un edificio, o sea noforma parte del mismo. En este caso, puedenser:

de superficie, por ejemplo una caseta deobra civil o prefabricada, dedicadaexclusivamente al CT, edificada sobre lasuperficie del terreno,

subterráneo, por ejemplo un recintoexcavado debajo de una calle (habitualmentela acera),

semienterrado, situación intermedia, unaparte que queda debajo de la cota cero delterreno y otra parte que queda por encima dedicha cota cero.

2.1.2.- Por la acometidaAtendiendo a la acometida de alimentaciónde la MT, pueden ser:

alimentados por línea aérea. En este caso,el edificio del CT debe tener una altura

mínima superior a 6 m, de acuerdo con elartículo 25 del Reglamento de líneaseléctricas de Alta Tensión (acostumbra estarpublicado formando parte del RAT),

alimentados por cable subterráneo.Habitualmente éste entra en el recinto del CTpor su parte inferior, por ejemplo por mediode una zanja, sótano o entreplanta.

2.1.3.- Por su emplazamientoSegún sea el emplazamiento de los aparatosque lo constituyen, los CT pueden clasificarsetambién en:

interiores, cuando los aparatos(transformadores y equipos de MT y BT)están dentro de un recinto cerrado,

intemperie cuando los aparatos quedan ala intemperie por ejemplo sobre postes o bienbajo envolventes prefabricadas, o seatransformadores y cabinas construidas paraservicio intemperie.Motivado por el creciente consumo deenergía eléctrica (por m2, por habitante, etc.),y por la creciente urbanización del territorio,el tipo de CT cada vez más frecuente, es elde recinto cerrado alimentado con cablessubterráneos MT.Se observa también una creciente utilizacióndel tipo de CT exterior, de superficie, a basede caseta prefabricada de obra civil tambiéncon alimentación por cable subterráneo MT.

En la Instrucción Técnica MIE RAT 01 sedefine el CT como «la instalación provista deuno a varios transformadores reductores deMedia a Baja Tensión, con sus aparatos yobra complementaria precisos».

Para el proyecto y realización de un CT,existe una normativa básica que se detalla alprincipio del libro, en el apartado«Normativa».Por tanto, los CT son los «puntos deencuentro» o «puntos de frontera» de la MTcon la BT. En ellos hay pues partes de MT ypartes de BT.


Fig.1: Los dos esquemas de base de una red de distribución de MT: radial (o en antena) y enbucle abierto (o en anillo).

subestaciónAT/MT

transformadores

esquemaradial

esquemaen bucle abierto

camino de alimentación detodos los centros salvo el nº 1

punto deaperturade bucle

transformadoresMT/BT

centro nº1transformadorMT/BT

camino dealimentacióndel centro nº 1

transformadorMT/BT

transformadorMT/BT

AT/MT

2.2 Alimentación de los CT de MT

La alimentación, vistas las cosas desde elpropio CT puede ser:

con un sola línea de llegada dealimentación,

con dos líneas de llegada de alimentación,procedentes de la misma estacióntransformadora AT/MT.Estas dos alternativas responden a ladiferente configuración que puede tener lared de distribución en MT a la que se conecteel CT.

2.2.1.- Esquema radial, tambiéndenominado en antenaSu principio de funcionamiento es de unasola vía de alimentación. Esto significa que,cualquier punto de consumo en tal estructura,sólo puede ser alimentado por un únicoposible camino eléctrico. Es de tipoarborescente (figura 1).Esta arborescencia se desarrolla a partir delos puntos de alimentación, que constituyenlas subestaciones de distribución públicaAT/MT o MT/MT.

Este esquema se utiliza en particular para ladistribución de la MT en el medio rural. Enefecto, permite fácilmente y con un costemenor acceder a puntos de consumo de bajadensidad de carga (= 10 kVA) y ampliamenterepartidos geográficamente (= 100 km2).Un esquema radial suele estar relacionadocon una distribución de tipo aéreo.

2.2.2.- Esquema de bucle abierto o enanilloEstá representado en la figura 1 y, másespecíficamente en la figura 2.La línea de distribución en MT que parte de lasubestación receptora AT/MT o MT/MT) formaun anillo que va recorriendo los CT de maneraque «entra y sale» de cada uno de ellos.Normalmente, este anillo está abierto en unpunto (de aquí su denominación de «bucleabierto»).Por ejemplo en la figura 2, es el interruptor «A»del CT-4. En este caso, los CT-1 a CT-4 estánalimentados «por la derecha» y los restantesCT-5 a CT-9 lo están «por la izquierda».


Si, por ejemplo, debe quedar fuera de servicioel tramo de línea entre CT-6 y CT-7, sea poravería en dicho tramo, o por necesidades deexplotación, se abren los interruptores enambos extremos de este tramo en CT-6 yCT-7, y se cierra el interruptor «A» en CT-4.Ahora pues los CT-5 y CT-6 pasan a quedaralimentados «por la derecha» junto con CT-1a CT-4, y los CT-7 a CT-9 continúanalimentados «por la izquierda».Con ello, a pesar de la interrupción en lalínea, todos los CT continúan alimentados yen servicio. Frente a la distribución radial(antena), la distribución en bucle o anillogarantiza una mayor continuidad en laalimentación, o sea, una mejor «calidad deservicio», si bien el coste de instalación esmayor.La interrupción en el servicio es, en principio,sólo la del tiempo para la apertura y cierre delos interruptores, si bien en la práctica hayque añadir el tiempo para que el personal deexplotación acuda a los correspondientes CT(en ciudades según congestión de tráfico).Esta distribución en bucle o anillo se utilizaen zonas de mayor densidad de consumo,

por ejemplo zonas urbanas, polígonosindustriales y/o sector terciario (servicio).Suele estar realizada mayoritariamente encable subterráneo, en zonas urbanas casiexclusivamente.

2.2.3.- Con doble procedenciaExiste también una tercera alternativa, muchomenos frecuente, consistente en dos líneasde llegada de alimentación procedentes dedos estaciones transformadoras AT/MTdiferentes. Se utiliza en aquellos casos en losque la continuidad de servicio esabsolutamente primordial.Para ser eficaz, esta alternativa precisa quelos dos interruptores correspondientes a lasdos líneas de llegada, estén equipados conun dispositivo de conmutación automática.Normalmente, el CT se alimenta por una delas dos líneas, por ejemplo la del circuito A dela figura 3. Caso de fallo de estaalimentación, al automatismo detecta laausencia de tensión en dicha línea, verificaque hay tensión en la línea del circuito B, yentonces ordena la apertura del interruptorlínea A, y el cierre del de línea B.

CT-8 CT-9

AT

MT

CT-1 CT-2

CT-7 CT-6 CT-4CT-5 CT-3

A

Fig. 2: Distribución en bucle abierto.


Fig. 3: Esquema de distribución en doble procedencia.

Cuando se trata de alimentar a diversosabonados en BT, la empresa distribuidora,instala un CT de potencia adecuada alconsumo previsto del conjunto de abonados.Por tanto, el CT es propiedad de la empresasuministradora de electricidad la cual efectúasu explotación y mantenimiento, y seresponsabiliza de su funcionamiento. Portanto, este CT forma parte de la red dedistribución también denominada «redpública».Ahora bien, a partir de determinada potenciay/o consumo, existe la opción de contratar elsuministro de energía directamente en MT.En este caso, el abonado debe instalar supropio CT y realizar su explotación ymantenimiento. Se habla pues de un CT «deabonado».Como sea que el precio de la energía en MTes más bajo que en BT, a partir de ciertaspotencias (kVA) y/o consumos (kWh) resultamás favorable contratar el suministro en MT,aún teniendo en cuenta el coste del CT y sumantenimiento (ambos a cargo del abonado).Esta opción de CT propio presenta otrasventajas adicionales:

2.3 CT «de red pública» y CT «de abonado»

independización respecto de otrosabonados de BT,

poder elegir el «régimen de neutro» de BT(anexo A6) más conveniente, aspectoimportante para ciertas industrias, porejemplo las de proceso continuo, en las quela continuidad de servicio puede serprioritaria,

poder construir el CT, ya previsto parafuturas ampliaciones.Puede hablarse pues de «CT de red pública»y de «CT de abonado».Existen diferencias entre ambos tipos, encuanto a su esquema eléctrico, tipo deaparatos, forma de explotación, protección, etc.Los CT de red pública son, en general, deconcepción más simple que los CT deabonado, los cuales, en muchos casos son depotencia más elevada y con un esquemaeléctrico más complejo, entre otros motivospor el hecho de tener el equipo de contaje enel propio CT y en el lado de MT.En los siguientes capítulos, se irán poniendode manifiesto las diferencias entre los «CT dered pública» y los «CT de abonado».

subestaciónAT/MT

subestaciónAT/MT

circuito «A»

circuito «B»


3 Componentes básicos de un CT

3.1 Componentes básicos

Cualquiera que sea el tipo de un CT encuanto a su alimentación, tarificación,disposición interior, etc., sus componentesbásicos son siempre:

equipo de MT,el, o los, transformadores de MT/BT,equipo de BT.

3.2 Equipo MT

El equipo MT está compuesto de:– seccionadores,– seccionadores de puesta a tierra (Spt),– interruptores automáticos,– interruptores-seccionadores,– interruptores-seccionadores con fusibles.Estos aparatos tienen funciones yprestaciones diferentes, pero todos ellosestán afectados por una problemática comúnque se explica a continuación.En funcionamiento normal, circulan por lainstalación las corrientes de servicio,incluidas eventuales sobrecargas, admisibleshasta cierto valor y/o duración.Cuando se produce un defecto deaislamiento, circula una corriente decortocircuito que puede llegar a ser muysuperior a la de servicio normal.El factor de potencia de las corrientes decortocircuito es generalmente muy inferior alde servicio normal, del orden de 0,1 a 0,15.El cortocircuito puede ser tripolar, bipolar ounipolar (fase-tierra). El cortocircuito tripolares siempre superior al bipolar.El más frecuente, del orden del 80% de loscasos, es el cortocircuito unipolar fase-tierra.Por este motivo, los sistemas MTgeneralmente se configuran de forma que lacorriente de cortocircuito fase-tierra quedelimitada a un valor muy inferior a la delcortocircuito tripolar. En las redes públicasespañolas y de otros países, se limitaaproximadamente al 5% de la de cortocircuitotripolar.

Por tanto, aunque estadísticamente sea elmenos frecuente, el cortocircuito tripolar es elde mayor intensidad. Su ámbito de valores enlas redes públicas españolas está aprox.entre 8 kA y 25 kA (sólo es un orden devalores).Sus efectos térmicos y mecánicos sobre lainstalación pueden ser pues muy superiores alos de la corriente de servicio puesto queambos efectos aumentan con el cuadrado dela intensidad. Esto exige que las corrientes decortocircuito deban interrumpirse en el tiempomás corto posible.Los efectos térmicos (efecto JouleW = I2ef.R.t) son función del valor eficaz Iefde la corriente. Normalmente los valoreseficaces de la corriente y la tensión, seescriben simplemente I y U sin subíndices.Los efectos mecánicos son función del valorde cresta Î de la corriente, que en ondassenoidales es Î = 2 .Ief. Ahora bien en casode cortocircuito asimétrico, la relación, en MT,pasa a ser Î ≈ 1,8. 2 .Ief. A los efectos decálculo de los esfuerzos mecánicos seconsidera siempre Î = 2,5.Ief por ser el casomás desfavorable.Todos los elementos de la instalación(transformadores, aparatos de maniobra,conductores, embarrados y conexiones, etc.)deben poder soportar, durante un ciertotiempo, las solicitaciones térmicas debidas ala mayor corriente de cortocircuito que puedaproducirse en aquel circuito del cual formanparte.


A estos efectos, en la mayoría de normas seconsidera el tiempo de un segundo. Paraotros valores de tiempo la intensidadtérmicamente equivalente se calcula según lafórmulaI It th 1/ t= ,

siendoIth intensidad durante 1 segundo, eIt su equivalente a efectos térmicos durante eltiempo t.Esta fórmula es válida solamente paratiempos t ≤ 5 segundos.Asimismo, todos los elementos de lainstalación, deben poder soportar los efectosmecánicos de la mayor corriente decortocircuito asimétrica que pueda producirseen dicha instalación.Por otra parte, en los sistemas MT puedenaparecer incrementos de tensión respecto ala normal de servicio. Estas sobretensionespueden ser:

de origen interno,de origen externo.

Las de origen interno las origina el propiosistema por variaciones de la carga,maniobras de conexión y desconexión y/o porcortocircuitos fase-tierra.Estas sobretensiones de origen interno, ΔU,son siempre porcentuales a la tensión deservicio o sea ΔU = K.U siendo en MTgeneralmente K ≤ 4. Concretamente:sobretensiones debidas a un defecto fase -tierra K ≤ 1,73, duración hasta 1 segundo;sobretensiones de maniobra K ≤ 4, duraciónhasta 1 ms. Las tensiones U y ΔU seexpresan siempre en valor simple(fase - neutro).Todos los elementos del sistema(conductores, transformadores, aisladores,aparatos de maniobra, etc.) deben podersoportar las máximas sobretensiones deorigen interno que puedan producirse en lainstalación de la que forman parte.Pueden aparecer también sobretensiones deorigen externo al sistema, debidas a causasatmosféricas (cargas electrostáticas, rayos).

Esto afecta más a las líneas aéreas einstalaciones de intemperie. Las redes decable subterráneo están menos expuestaspero las sobretensiones en las líneas aéreaspueden transmitirse en parte a los cablessubterráneos, y por tanto a los elementos aellos conectados. Por ejemplo en el punto deconexión de una línea aérea a un cablesubterráneo.A diferencia de los de origen interno, lassobretensiones de origen atmosférico noguardan relación de proporcionalidad conrespecto a la tensión de servicio. Por tanto,en este aspecto pueden considerarse devalor «ilimitado».Los aparatos, cables, aisladores y demáselementos eléctricos deben de poder soportarestas sobretensiones atmosféricas sólo hastaun determinado valor, función de su tensiónmáxima de servicio. Para sobretensiones máselevadas, deben quedar protegidos pordispositivos y/o aparatos limitadores de lasobretensión (explosores, pararrayos,descargadores de sobretensión).Para verificar la aptitud de los aparatos demaniobra para soportar las sobretensiones deorigen interno y externo, se someten a:

Ensayo de tensión soportada de frecuenciaindustrial (50 Hz ó 60 Hz) durante un minuto,onda senoidal.

Ensayo de tensión soportada a impulsosde tensión tipo rayo (onda 1,2/50 μs).Estos dos ensayos determinan el denominado«nivel de aislamiento» de aquel aparato.Lo anteriormente expuesto, determina lascondiciones básicas que deben de cumplirtodos los aparatos de maniobra en cuanto asus valores asignados (nominales) decorriente y tensión en relación con los deservicio normal, y los que puedan apareceren situaciones de cortocircuito y/osobretensión.A tal efecto, se especifican a continuaciónunas estipulaciones comunes para losdiversos aparatos de maniobra de MT,basadas en el contenido de la normaUNE.EN60 694 «Estipulaciones comunespara las normas de aparamenta AT».


3.3 Características comunes

Características comunes de los aparatos deconexión (aparatos de maniobra):a) Tensión asignada,b) Nivel de aislamiento asignado (tensionesde ensayo soportadas),c) Frecuencia asignada,d) Intensidad asignada en servicio continuo,e) Intensidad admisible de corta duraciónasignada,f) Valor de cresta de la intensidad admisibleasignada de corta duración,g) Duración admisible asignada de laintensidad de cortocircuito,h) Tensión asignada de alimentación de losdispositivos de cierre y de apertura y de loscircuitos auxiliares,

i) Frecuencia asignada de alimentación de losdispositivos de cierre y de apertura y de loscircuitos auxiliares,j) Presión asignada de alimentación de gascomprimido para la maniobra (accionamientosneumáticos).Además de estas características comunes atodos los aparatos de conexión, pueden sernecesarias otras características específicaspara alguno de ellos, las cuales se indican enel anexo A1 correspondiente a aquel aparato.Nota: El término «asignado» utilizadoactualmente en las normas UNE, viene a serequivalente al término «nominal» utilizadoanteriormente en dichas normas. Así, porejemplo, «tensión asignada» e «intensidadasignada» son equivalentes respectivamentea «tensión nominal» e «intensidad nominal».En lo sucesivo utilizaremos indistintamenteambos términos «asignado» y «nominal».

Valores normalizados de las característicascomunes antes indicadas.

3.4.1.- Tensión asignadaLa tensión asignada indica el límite superiorde la tensión más elevada de la red para lacual está prevista la aparamenta. Acontinuación se indican los valores normalesde la tensión asignada (en kV):

3,6 7,2 12 17,5 24 36 52 72,5.

3.4.2.- Nivel de aislamiento asignadoEl nivel de aislamiento asignado de unaparato de conexión se elegirá entre losvalores indicados en la tabla de la figura 4.Los valores de la tensión soportada indicadosen la tabla corresponden a las condicionesatmosféricas normales de referencia(temperatura, presión, humedad),especificadas en UNE 21-308.La elección entre las listas 1 y 2 de la tabladeberá hacerse considerando el grado deexposición a las sobretensiones del rayo y de

3.4 Valores normalizados

maniobra, el tipo de puesta a tierra del neutrode la red, y en su caso, el tipo de aparato deprotección contra sobretensiones (véase UNE21-062. Coordinación de aislamiento).Nota: Según se ha dicho antes, en las redespúblicas españolas de MT, se acostumbra alimitar la corriente de cortocircuito fase-tierraa aprox. el 5% de la del cortocircuito tripolar.En este caso, y según se explica en el anexoA5, cuando se produce un cortocircuito atierra en una de las fases, la tensión entrefase y tierra en las otras dos fases aumentahasta casi alcanzar el valor de la tensiónentre fases. En consecuencia, todos loselementos de MT del CT (transformadores,aparamenta, cables, etc.) deben de elegirsecon nivel de aislamiento según lista 2 de latabla (figura 4), o sea con el nivel máselevado.

3.4.3.- Frecuencia asignadaEl valor normal de la frecuencia asignada alos aparatos de conexión tripolares es 50 Hz.


3.4.4.- Intensidad asignada en serviciocontinuoLa corriente asignada en servicio continuo deun aparato de conexión es el valor eficaz dela corriente que es capaz de soportarindefinidamente en las condiciones prescritasde empleo y funcionamiento.Valores normales (en A):

200 400 630 800 1 250 1 6002 000 2 500 3 150 4 000 5 000 6 300

3.4.5.- Intensidad admisible asignada decorta duraciónEs el valor eficaz de la corriente que puedesoportar un aparato mecánico de conexión enposición de cierre, durante un corto periodoespecificado y en las condiciones prescritasde empleo y funcionamiento.Valores normales (en kA):

6.3 8 10 12.5 1620 25 31.5 40 5063 80 100

Nota: El valor elegido de entre los anteriores,debe ser compatible con cualquier otracaracterística de cortocircuito asignada alaparato mecánico de conexión.

Fig. 4: Tensiones asignadas.

Nota - Los valores de la tensión soportada a la distancia de seccionamiento de la tabla son válidos únicamente paralos aparatos de conexión cuya distancia de aislamiento entre contactos abiertos esté prevista para satisfacer lasprescripciones de seguridad especificadas para los seccionadores. Afecta pues a los seccionadores, a losseccionadores de puesta a tierra y a los interruptores-seccionadores.

Lista 1 Lista 2A tierra, entre polos y entre bornes del aparato de conexión

abierto (kV)

A la distancia

de secciona-miento

A tierra, entre polos y entre bornes del aparato de conexión

abierto (kV)

A la distancia

de secciona-miento

A tierra, entre polos y entre bornes del aparato de

conexión abierto (kV)

A la distancia

de secciona-miento

(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)3,6 20 23 40 46 10 127,2 40 46 60 70 20 2312 60 70 75 85 28 32

17,5 75 85 95 110 38 4524 95 110 125 145 50 6036 145 165 170 195 70 8052 - - 250 290 95 110

72,5 - - 325 375 140 160

Tensión asignada a frecuenciaindustrial durante un minuto

(valor eficaz)

Tensión asignada soportada a impulsos tipo rayo(valor eficaz)Tensión

asignadaU

(valor eficaz)(kV)

3.4.6.- Valor de cresta de la intensidadadmisible asignadaEs el valor de cresta de la intensidad de laprimera onda grande de la corriente de cortaduración admisible que un aparato mecánicode conexión puede soportar en lascondiciones prescritas de empleo yfuncionamiento.El valor normal de cresta de la intensidadadmisible es igual a 2,5 veces el valor de laintensidad de corta duración admisible.

3.4.7.- Duración de cortocircuito asignadaEs el intervalo de tiempo durante el cual unaparato mecánico de conexión puede, enposición de cierre, soportar la intensidadasignada de corta duración admisible.El valor normal de la duración de cortocircuitoasignada es de 1 s.Si es necesario un valor superior a 1 s, serecomienda el valor de 3 s.


3.4.8.- Tensión asignada de alimentaciónde los dispositivos de cierre y apertura yde los circuitos auxiliaresLos valores inferiores de la primera columnade la tabla 2 de la figura 5 son tensionesentre fase y neutro y los mayores sontensiones entre fases. El valor inferior de lasegunda columna es la tensión entre fase yneutro, y el valor mayor es la tensión entrelíneas.Notas:1.- El valor 230/400 V indicado en la tabla 2será en el futuro, la única tensión normal deCEI y se recomienda su adopción en losnuevos sistemas.2.- El dispositivo de maniobra debe ser capazde cerrar y abrir el aparato de conexión paratodo valor de la tensión de alimentacióncomprendida entre el 85 y 110% del valorasignado.

3.4.9.- Frecuencia asignada dealimentación de los dispositivos de cierrey apertura y de los circuitos auxiliaresEl valor normal de la frecuencia asignada dealimentación es de 50 Hz.

3.4.10.- Presión asignada de alimentaciónde gas comprimido para la maniobraLos valores normales de la presión asignadason (en N/cm2):

50 100 160 200 300 400

Tabla 1:Tensión en cc

(V)244860

110 ó 125220 ó 250

- 120/240 110 ó 120(220/380) - (220)230/400 - 230

(240/415) - (240)277/480 - 277

Tabla 2: Tensión en caRedes

trifásicas detres o cuatro

hilos(V)

Redesmonofásicasde tres hilos

(V)

Redesmonofásicasde dos hilos

(V)

Fig. 5: Tensión asignada de alimentación delos dispositivos de cierre y apertura y de loscircuitos auxiliares.

El dispositivo de maniobra neumática debeser capaz de abrir y de cerrar el aparato deconexión cuando la presión del gascomprimido esté comprendida entre el 85 y el110% de la presión asignada dealimentación, salvo especificación en contradel fabricante.

Las condiciones comunes para la correctaelección de las características de losaparatos de conexión (aparatos de maniobra)a conectar en un punto determinado de lainstalación son:

la tensión asignada debe ser igual osuperior a la máxima de servicio prevista enaquel punto de la instalación,

la intensidad asignada en serviciocontinuo, debe ser igual o superior a lamáxima prevista para circular en permanenciapor el aparato,

la intensidad admisible de corta duraciónasignada debe ser superior a la mayorcorriente de cortocircuito que puedapresentarse en aquel punto, y circular por elaparato,

asimismo, el valor cresta de la intensidadasignada de corta duración, debe ser superioral mayor valor de cresta de la intensidadinicial de cortocircuito.Nota: Esta corriente máxima de cortocircuito,y su mayor valor de cresta, pueden calcularse

3.5 Condiciones de elección


a partir de los valores de impedancia delcircuito (líneas, generadores,transformadores, etc.).

la duración admisible asignada de laintensidad de corta duración debe sersuperior al tiempo transcurrido desde el iniciodel cortocircuito hasta su interrupción (tiempode actuación de las protecciones, tiempo decorte de los interruptores, tiempos deselectividad de actuación, etc.).Los márgenes entre los valores asignados onominales y los de servicio (tensión,

intensidad, cortocircuito) es recomendableque sean como mínimo de un 20%. Así porejemplo:

tensión asignada Um ≥ 1,2 tensión deservicio Us,

intensidad asignada de corta duraciónIth ≥ 1,2 intensidad máxima de cortocircuito.Además de estas condiciones comunes, en elanexo correspondiente a cada tipo deaparato, se indican las condicionesespecíficas para su correcta elección yaplicación.

3.6 Comportamiento frente a las corrientes de cortocircuito

Todos los aparatos de conexión deben depoder soportar los efectos térmicos ymecánicos de las corrientes de cortocircuito,durante un tiempo «t». Además algunos de

ellos deben poder conectar la corriente decortocircuito, y otros conectarla einterrumpirla. En el cuadro de la figura 6 seresumen estas prestaciones.

Seccionador sí no no

Interruptor-seccionador sí s í noInterruptor automático sí s í síFusible de alta capac idad de ruptura no no síTransformador de intensidad sí no no

Seccionador de puesta a tierra conacc ionamiento de c ierre rápido sí s í no

soportarladurante untiempo «t»

conectarla interrumpirla

Corrie nte de cortocircuito

Apa ra to

Fig. 6: Prestaciones de la aparamenta frente a las corrientes de cortocircuito.

Nota: Se incluyen en este cuadro los fusibles y los transformadores de intensidad, que, si bien no sonaparatos de conexión, forman parte de la aparamenta de MT.

3.7 Conjuntos prefabricados

Para equipar los CT, se encuentran en elmercado conjuntos de aparamenta demaniobra MT, incluidos los transformadoresde medida, ya montados y conexionadosentre si, dentro de recintos metálicos, hastalos bornes de conexión al exterior. Sedenominan comúnmente «cabinasprefabricadas», o simplemente «cabinas» o«celdas» metálicas.

En las normas UNE se denominan «conjuntosde aparamenta MT bajo envolventemetálico».En el anexo A4 «Aparamenta MT bajoenvolvente metálica» se describen estosconjuntos, su clasificación, aspectosconstructivos, características básicas, etc.


Por tanto, más que aparatos de maniobrasueltos (individuales), lo que se utilizahabitualmente para los CT, son estosconjuntos de aparamenta bajo envolventemetálica, que se suministran de fábrica yamontados, conexionados y probados.En la actualidad, la confección de conjuntosde aparamenta MT bajo envolvente metálica,se realiza de forma modular a base deunidades individuales («cabinas» o «celdas»)ensambladas mecánicamente entre si, yconectadas asimismo eléctricamente, demanera que el conjunto constituya elesquema eléctrico proyectado.Por tanto, hay diversos tipos de cabinas oceldas en cuanto a su esquema eléctricoindividual, que corresponden a las distintasfunciones o partes del esquema eléctricogeneral del conjunto.Estos distintos módulos individuales, sonmecánicamente ensamblables entre sí, yasimismo conectables eléctricamente unoscon otros.Así, por ejemplo, hay cabinas individualespara las funciones: entrada de alimentación,línea de salida, acoplamiento de barras,contaje, etc., o bien, en cuanto al tipo de susaparatos de maniobra: celdas con interruptorautomático, celdas con interruptor-seccionador,

celdas con interruptor-seccionador confusibles, etc.Como ejemplo en las figuras 8 a 46 serepresentan hasta 39 módulos individualesdiferentes, correspondientes a otras tantasfunciones.Por tanto, una vez confeccionado el esquemaeléctrico del circuito de MT que se deseapara aquel CT, es relativamente fácil diseñarel conjunto de cabinas de MT que responda adicho esquema, a base del repertorio demódulos o funciones individuales de que sedispone. Es lo que se denomina comúnmente«juego de construcción» por analogía al juegoinfantil.Es más, se han desarrollado también,conjuntos modulares con envolvente únicaque agrupan varias funciones individuales,que forman conjuntos de esquemasestandarizados. Por ejemplo: dos líneas dealimentación, y una de salida atransformador, o sea 3 funciones, o bien doslíneas de alimentación y dos salidas atransformadores, o sea 4 funciones, etc.En la figura 47 se representa también estamodalidad de conjuntos estándar defunciones, la cual es ampliamente utilizadapara los CT de la red pública (distribuidores).

Fig. 7: Símbolos para esquemas, según norma EN-61 082.

Seccionador

Interruptor automático(disyuntor)

Interruptor

Interruptor-seccionador

Interruptor-seccinadorcon apertura automática

F1 2

Fusible

F1 2 Fusible

con percutor

Contactor

Ruptor


Fig. 8: Llegada o salida de línea (375 mm).Fig. 9: Llegada o salida de línea con 1 ó 3transformadores de intensidad (500 mm).

Fig. 10: Llegada o salida de línea conautoválvulas (750 mm).

Fig. 11: Celda de interruptor con salida lateralinferior por barras a derecha o izquierda(375 mm).

Fig. 12: Celda de interruptor con salida lateralsuperior derecha por barras (750 mm).

Fig. 13: Celda de interruptor con salida lateralsuperior izquierda por barras (750 mm).


Fig. 15: Conmutación automática de redprioritaria y socorro de un grupo electrógeno(750 mm).

Fig. 14: Conmutación automática de redprioritaria (N) y socorro de una red pública (S)(750 mm).

Fig. 19: Interruptor-fusibles combinadossalida por barras a derecha o izquierda(375 mm).

Fig. 18: Interruptor-fusibles combinados con3 transformadores de intensidad salida cable(625 mm).

Fig. 16: Interruptor-fusibles asociados salidapor barras a derecha o izquierda (375 mm).

Fig. 17: Interruptor-fusibles combinadossalida cable (375 mm).


Fig. 23: Interruptor-fusibles asociados salidacable (375 mm).

Fig. 20: Conmutación automática de dosllegadas de red pública (sin retorno aprioritaria) (750 mm).

Fig. 22: Interruptor automático proteccióntransformador o salida de línea (750 mm).

Fig. 21: Interruptor automático proteccióntransformador o salida de línea contransformadores de tensión e intensidad(750 mm).

Fig. 24: Interruptor automático proteccióngeneral salida cable o inferior derecha porbarras (750 mm).

Fig. 25: Interruptor automático proteccióngeneral salida inferior izquierda por barras(750 mm).


Fig. 27: Contactor-fusibles (750 mm).Fig. 26: Contactor (750 mm).

Fig. 29: Interruptor automático dobleseccionamiento salida superior por barras(750 mm).

Fig. 28: Interruptor automático extraíblesalida inferior por cable (750 mm).

Fig. 30: Medida de tensión e intensidad conentrada inferior y salida superior laterales porbarras (750 mm).

Fig. 31: Medida de tensión e intensidad conentrada y salida superior lateral por barras(750 mm).


Fig. 32: Medida de tensión e intensidad salidainferior cable, entrada interior lateral porbarras (750 mm).

Fig. 33: Medida de tensión e intensidad conentrada inferior por cable y salida lateralsuperior por barras (750 mm).

Fig. 34: Medida de tensión e intensidad saliday entrada inferiores por cable(750 mm).

Fig. 35: Medida de tensión en barras 12 kV(750 mm).

Fig. 37: Transformador MT/BT bipolar paraservicios auxiliares (750 mm).

Fig. 36: Medida de tensión en barras 24 kV(750 mm).


Fig. 38: Interruptor y medida de tensión e intensidad, salida izquierda (750 mm).

Fig. 41: Interruptor y remonte (625 mm).

Fig. 40: Seccionamiento y remonte (625 mm).

Fig. 42: Remonte de cables con conexiónsuperior a derecha o izquierda por barras(375 mm).

Fig. 39: Seccionamiento (375 mm).


Fig. 44: Remonte de cables con seccionadorde puesta a tierra (500 mm).

Fig. 45: Remonte de barras (375 mm). Fig. 46: Paso de barras (125 mm).

Fig. 43: Remonte de cables con conexiónsuperior a derecha e izquierda por barras(375 mm).


Fig. 47: Conjunto estándar de funciones individuales, con envolvente única, en atmósfera de SF6.A: conjunto de 3 líneas de entrada-salida,B: conjunto de 2 líneas de entrada-salida y una salida a transformador.

A

B

A B


4 Transformador de potencia MT/BT

Se supone conocido por el lector el principiode funcionamiento de los transformadores ysus características básicas. Por tanto, sólo setratarán aquí algunos aspectos que tienenespecial incidencia en el proyecto de un CT.

4.1 Potencias

Las potencias normalizadas por CEI y UNE,son (en kVA):

10 25 50 75 100125 160 200 250 315400 500 630 800 1 000

1 250 1 600 2 000 2 500

Ahora bien, a fin de racionalizar y simplificarla gestión de los transformadores instaladosen los miles de CT de las redes públicas,UNESA, en su recomendación RU-5201D, hanormalizado de entre la lista anterior lassiguientes potencias (en kVA):

50 100 160 250 400 630 1 000

Hoy por hoy, en los CT de la red pública, lapotencia máxima de los transformadores esde 1 000 kVA. En todo caso, si se necesitamás potencia se instala más de untransformador.

Las empresas eléctricas de distribuciónconstituyen, con mucho, la parte mayoritariadel mercado comprador de transformadoresde distribución. Por este motivo, muchosfabricantes se atienen a esta recomendacióny en sus catálogos sólo figuran estaspotencias normalizadas por UNESA hasta1 000 kVA. Desde luego figuran también la de800 kVA y las superiores hasta 2 500 kVA,puesto que también se utilizan para los CT deabonado (contrato de suministro en MT). Portanto, la lista de potencias que figura en loscatálogos de los fabricantes es normalmente(en kVA):

50 100 160 250 400 630800 1 000 1 250 1 600 2 000 2 500

4.2 Tensión secundaria

La normalizada por la Unión Europea (enadelante UE) es de 400 V entre fases y 230 Ventre fase y neutro. Sustituye pues a la hastaahora normalizada de 380/220 V.

Ahora bien, cuando se trata de alimentarreceptores de potencia elevada, por ejemplo

motores grandes, la tensión secundariasobrepasa los 1 000 V límite de la BT. Asípues, en ocasiones se construyen e instalanen CT de abonado transformadoresreductores MT/MT por ejemplo 20/3 kV, 25/6kV, etc.

Los transformadores MT/BT para los centro detransformación se denominan«transformadores de distribución».


El normalizado es ΔYn11 o sea, primario MTen triángulo y secundario BT en estrella, conborne de neutro accesible a fin de poderalimentar los diferentes receptores o atensión compuesta de 400 V o a tensiónsimple de 230 V; y también para poderconectar a tierra el punto neutro delsecundario.

Desfasaje entre tensiones primaria ysecundaria de 330o.

4.3 Grupo de conexión

Algunos constructores utilizan para lostransformadores hasta 100 kVA, la conexióntambién normalizada YZn11, o sea primarioMT en estrella y secundario BT en conexiónzig-zag, con borne neutro accesible por losmismos motivos anteriores.

4.4 Tensión de cortocircuito

Es un concepto importante para el diseño deun CT.

Puede enunciarse así: Es la tensión queaplicada a uno cualquiera de los dosarrollamientos estando los bornes del otroarrollamiento cerrados en cortocircuito, hacecircular por dichos arrollamientos sucorrespondiente intensidad nominal(figura 48).

La tensión de cortocircuito Ucc es, pues,Ucc = In Zcc, siendo In la intensidad nominal oasignada (son términos análogos) deltransformador correspondiente alarrollamiento alimentado por la tensión Ucc yZcc la impedancia interna del transformador,referida al arrollamiento alimentado por latensión Ucc.

Por tanto, la tensión de cortocircuito Uccdepende por una parte de la intensidadnominal que se ha asignado a aqueltransformador, y por otra parte, de laimpedancia interna del transformadorcompuesta de la resistencia óhmica Rcc desus arrollamientos y de la reactancia Xccdebida a los flujos magnéticos de dispersiónde los arrollamientos primario y secundario.Por tanto, 2 2

cc cc ccZ R X= + .

Ahora bien, en los transformadores depotencia, Xcc es sensiblemente mayor queRcc, de tal manera que a fin de simplificar loscálculos se acostumbra a prescindir de Rcc yconsiderar Zcc ≈ Xcc.

La reactancia Xcc depende básicamente de laseparación entre los arrollamientos primario y Fig. 48: Medida de la tensión de cortocircuito.

A

VU

secundario en el transformador. Aumenta alaumentar esta separación pues aumenta lacantidad de flujo de dispersión.

La impedancia Zcc es pues un parámetroconstructivo; para variarlo habría quemodificar el transformador. Es puesindependiente del valor de la intensidadnominal que se haya asignado a aqueltransformador. Si se varía su potencianominal, variará su tensión de cortocircuitoUcc en la misma proporción.

La tensión de cortocircuito es un dato quefigura preceptivamente en la placa decaracterísticas del transformador y seexpresa en tanto por ciento de la tensiónnominal Un del arrollamiento alimentado por

la Ucc, o sea: cccc

n

UU %U

= .

Este valor Ucc% es independiente de cual seael arrollamiento cerrado en cortocircuito, ycual el alimentado por Ucc. Los valores deUcc, In y Un serán diferentes pero el de Ucc%será el mismo.


En caso de producirse un cortocircuito en losbornes secundarios del transformadorestando su primario alimentado a su tensiónnominal Un, la corriente de cortocircuito quese producirá, estará solamente limitada por laimpedancia interna Zcc del transformador, portanto:Icc = Un / Zcc.

Ahora bien, según se ha definido antes,

Zcc = Ucc / In. Resulta pues I I ncc n

cc

UU

= .

La corriente de cortocircuito Icc será tantasveces mayor que la corriente nominal In comola relación entre Un y Ucc.

Expresando Ucc en tanto por ciento de Un, setiene Icc = In x 100/Ucc, fórmula que permitecalcular directamente la corriente decortocircuito Icc en función de Ucc%. Porejemplo, si Ucc% vale 4%, Icc = 25 In.

Se observa que cuanto mayor es Ucc% menorserá la corriente de cortocircuito Icc enrelación a la nominal In.

En este aspecto es pues deseable unatensión de cortocircuito elevada, a fin dereducir la corriente de cortocircuito y suspeligrosos efectos térmicos y dinámicos.Ahora bien, hay que tener en cuenta que laimpedancia Zcc es también causa de la caídade la tensión interna ΔU en el transformador.En efecto, ΔU, a la intensidad nominal In,vale:

ΔU = Rcc In cos ϕ + Xcc In sen ϕ.

Si, según lo antes indicado, se prescinde deRcc, la fórmula queda simplificada a:

ΔU = Xcc In sen ϕ.

Además, como ahora Xcc ≈ Zcc, resultaIn Xcc = Ucc, y, por tanto,ΔU% = Ucc% sen ϕ.

Se consideran aquí tensiones y corrientessenoidales por lo cual el cos ϕ es laexpresión del factor de potencia de losreceptores alimentados por el transformador.

La caída de tensión en el transformadordepende pues, por una parte de su tensiónde cortocircuito, y por la otra de la naturalezade la carga (receptores).

Para los sistemas de BT, la norma UNE-20 460recomienda no sobrepasar las siguientescaídas de tensión hasta bornes de losreceptores:

Alumbrado, 3%; otras utilizaciones, 5%.Incluye pues la caída de tensión en eltransformador, más las caídas de tensión enlas líneas entre éste y los receptores. Estolimita pues el valor admisible de la tensión decortocircuito del transformador.

En los transformadores de distribución MT/BTde los CT, las tensiones de cortocircuitorecomendadas por UNESA, son:

Transformadores:

– hasta 630 kVA y hasta 24 kV: .............. 4%,

– hasta 630 kVA y 36 kV: ....................... 4,5%,

– de 800 hasta 2 500 kVA yhasta 36 kV: ........................................ 6%.

Estos valores son el resultado de uncompromiso entre el interés en reducir entodo lo posible la corriente de cortocircuito y,por otra parte, la necesidad de limitar la caídade tensión en el transformador.

Los transformadores de distribución seconstruyen habitualmente con una tensiónsecundaria en vacío un 5% superior a latensión nominal de servicio, a fin de tener unmargen para la inevitable caída de tensión.Esta tensión de vacío es la que figura en laplaca de características del transformador.Así, por ejemplo, para tensión de servicio380 V, el transformador es de 400 V en vacío,y para tensión de servicio 400 V eltransformador es de 420 V en vacío.

Al proyectar un CT, aunque sea de abonado,es aconsejable atenerse a los valores deUcc% antes indicados, recomendados porUNESA. En efecto, son los valores queacostumbran a figurar en los catálogos de losfabricantes. Las normas de transformadoresadmiten una tolerancia constructiva para Uccde ± 10%.


4.5 Cambiador de tensiones

Los transformadores de distribuciónacostumbran estar equipados con unconmutador o cambiador de la tensiónprimaria (MT), para poder ajustarla a latensión real de alimentación en aquel puntode la red.

Estos conmutadores son para maniobrarlossin tensión, tanto en MT como en BT, yacostumbran a ser de 5 posiciones: lanominal más 4 posiciones con una variación

máxima del 10% entre la de mínima y la demáxima tensión. Resultan pues, escalonesdel 2,5%. Ejemplos ± 2,5%, ± 5%, o bien:±2,5%, +5%, +7,5, o también +2,5%, +5%,+7,5, +10%, etc.

En la realidad, estos conmutadores se actúanen muy pocas ocasiones a lo largo de la vidadel transformador. Pueden pasar bastantesaños sin ser actuados.

4.6 Tipos constructivos

En la actualidad, los tipos constructivos delos transformadores de distribución para CTson prácticamente los dos siguientes:

– Transformadores en baño de aceite mineral,

– Transformadores de aislamiento sólido abase de resinas, denominados«transformadores secos».

Un tercer tipo, mucho menos frecuente, es eltransformador en baño de silicona líquida enlugar de aceite mineral.

La construcción de transformadores en bañode líquidos denominados en España«Piraleno» o también «Askarel» estáprohibida desde principios de la década1 980-1 990, aunque siguen en servicio unacierta cantidad de ellos (cada vez menor).

La prohibición está motivada por los muygraves peligros de estos líquidos para elmedio ambiente y para las personas.

En este texto, nos referiremos pues a lostransformadores secos y a los en baño de aceite.

4.6.1.- Transformadores en baño de aceitemineral

Son los utilizados muy mayoritariamente porlas compañías distribuidoras para los CT delas redes públicas.

El tipo actual es el denominado «hermético»,o de «llenado integral», es decir, sin depósitoconservador. En ellos, la dilatación del aceitepor incremento de la temperatura, escompensada por la deformación elástica delas aletas de refrigeración de la cuba(figura 49). Respecto al tipo anterior condepósito conservador (denominado también

«depósito de expansión») presentan lassiguientes ventajas:

ausencia de contacto del aceite con el aireambiente, con lo cual se evita que el aceitese humedezca, y que se acidifique por eloxígeno del aire. En consecuenciamantenimiento más reducido del aceite,

la instalación y el conexionado a susbornes, de MT y BT, son más fáciles por laausencia del depósito,

la altura total del transformador es másreducida.

Esta supresión del depósito conservador, hasido posible gracias a haberse conseguidodiseñar transformadores con cantidades deaceite notablemente inferiores a las de lostipos anteriores que precisaban depósitoconservador.

Esta gran reducción en la cantidad de aceite,hace que en caso de incendio, lasconsecuencias y la peligrosidad del mismosean menores por la menor cantidad deaceite combustible. Se trata de una ventajamuy importante, según se explicará másadelante.

4.6.2.- Transformadores secos

En ellos, sus arrollamientos estánencapsulados dentro de resina del tipotermoendurecible (resina epoxy) mezcladacon una llamada «carga activa» pulverulentaformada básicamente de sílice y alúminahidratada y con aditivos endurecedor yflexibilizador (figura 50).

Este tipo es más utilizado en los CT deabonado que en los CT de red pública.


Fig. 49: Transformador en baño de aceite. Fig. 50: Transformador seco.

4.7 Comparación entre ambos tipos constructivos

4.7.1.- Transformadores en baño de aceite:ventajas y desventajas

Ventajas frente a los transformadoressecos:

– menor coste unitario. En la actualidad suprecio es del orden de la mitad que el de unoseco de la misma potencia y tensión,

– menor nivel de ruido,

– menores pérdidas de vacío,

– mejor control de funcionamiento,

– pueden instalarse a la intemperie,

– buen funcionamiento en atmósferascontaminadas,

– mayor resistencia a las sobretensiones, y alas sobrecargas prolongadas.

Los transformadores en baño de aceite seconstruyen para todas las potencias ytensiones, pero para potencias y/o tensionessuperiores a los de distribución MT/BT paraCT, siguen siendo con depósito conservador.

Desventajas frente a los transformadoressecos:

– La principal desventaja, es la relativamentebaja temperatura de inflamación del aceite, ypor tanto el riesgo de incendio condesprendimiento elevado de humos. Según lanorma UNE, el valor mínimo admisible de latemperatura de inflamación del aceite paratransformadores, es de 140 oC.

Por este motivo (también por razonesmedioambientales), debajo de cadatransformador, debe disponerse un pozo odepósito colector, de capacidad suficientepara la totalidad del aceite del transformador,a fin de que, en caso de fuga de aceite, porejemplo, por fisuras o rotura en la caja deltransformador, el aceite se colecte y se recojaen dicho depósito.

En la embocadura de este depósito colectoracostumbra a situarse un dispositivoapagallamas para el caso de aceiteinflamado, que consiste en unas rejillasmetálicas cortafuegos, las cuales producen la


autoextinción del aceite, al pasar por lasmismas, o, como mínimo, impiden que lallama llegue a la caja del transformador y leafecte (efecto cortafuegos).

En muchas ocasiones, estas rejillas metálicas«cortafuegos» o «apagallamas» se sustituyenpor una capa de piedras por entre las cualespasa el aceite hacia el depósito colector.Actúan pues como apagallamas o cortafuegosen forma similar a las mencionadas rejillasmetálicas.

Este depósito colector representa unincremento significativo en el coste de la obracivil del CT, y en ocasiones, cuando la haya,una cierta invalidación de la planta inferior ala del CT.

El riesgo de incendio obliga también a quelas paredes y techo de la obra civil del CTsean resistentes al fuego.

– Debe efectuarse un control del aceite, puesestá sujeto a un inevitable proceso deenvejecimiento que se acelera con elincremento de la temperatura.

Asimismo, aunque se trate detransformadores herméticos, sin contacto conel aire, puede producirse un incremento en sucontenido de humedad, debido alenvejecimiento del aislamiento de losarrollamientos, ya que la degeneración de lacelulosa, desprende agua que va al aceite.

En efecto, en los transformadores en baño deaceite, los aislantes de los arrollamientosacostumbran a ser de substancias orgánicastales como algodón, seda, papel y análogos,que en la clasificación de los aislantes paratransformadores figuran comprendidos en la«clase A».

Esto obliga a una labor de mantenimiento concontroles periódicos del aceite, como mínimode su rigidez dieléctrica, pues ésta disminuyemucho con el contenido de agua (humedad),y de su acidez (índice de neutralización), yaque los ácidos orgánicos, que por oxidaciónaparecen en el aceite, favorecen activamenteel deterioro de los aislantes sólidos de losarrollamientos.

4.7.2.- Transformadores secos: ventajas ydesventajas

Ventajas frente a los transformadores enbaño de aceite:

– menor coste de instalación al no necesitarel depósito colector en la obra civil, antesmencionado,

– mucho menor riesgo de incendio. Es suprincipal ventaja frente a los transformadoresen baño de aceite. Los materiales empleadosen su construcción (resina epoxy, polvo decuarzo y de alúmina) son autoextinguibles, yno producen gases tóxicos o venenosos. Sedescomponen a partir de 300 oC y los humosque producen son muy tenues y nocorrosivos.

En caso de fuego externo (en el entorno),cuando la resina alcanza los 350 oC arde conllama muy débil y al cesar el foco de calor seautoextingue aproximadamente a los 12segundos.

Puede decirse que este menor riesgo deincendio fue la principal razón y objetivo quemotivó su desarrollo.

Desventajas frente a los transformadoresen aceite:

– mayor coste, en la actualidad del orden deldoble,

– mayor nivel de ruido,

– menor resistencia a las sobretensiones,

– mayores pérdidas en vacío,

– no son adecuados para instalación enintemperie, ni para ambientes contaminados.

En la actualidad, disponibles sólo hasta36 kV y hasta 15 MVA.

Atención: Estando el transformador seco entensión, no deben tocarse sus superficiesexteriores de resina que encapsulan losarrollamientos de Media Tensión. En esteaspecto, presentan menos seguridad frente acontactos indirectos que los transformadoresen aceite dentro de caja metálica conectada atierra.

4.7.3.- Conclusión

De la comparación entre ambos tipos, sedesprende que cada uno presenta ventajas einconvenientes. No puede decirse pues, queuno sea en todo superior al otro.

En consecuencia, el proyectista del CT debeestablecer previamente unas prioridades, y apartir de ellas efectuar la elección del tipo detransformador.


En todo transformador en servicio, hay dosfocos principales de calor. Uno está en elnúcleo magnético debido a las pérdidas porhistéresis y por corrientes de Foucauld, enconjunto denominadas pérdidas magnéticas,y el otro, en los arrollamientos, debido a laspérdidas por efecto Joule (I2 R).

Para una frecuencia determinada, porejemplo 50 Hz, las pérdidas magnéticas sonproporcionales al cuadrado de la tensión dealimentación (PF = K U2) y sonindependientes del valor de la intensidad quecircula por los arrollamientos.

Estas pérdidas magnéticas junto con laspequeñas pérdidas por efecto Joule en elarrollamiento primario debido a la corrientede vacío, constituyen las llamadas pérdidasen vacío del transformador, que figuran en loscatálogos.

Por el contrario, las pérdidas en losarrollamientos por efecto Joule Pc = I2 R sonproporcionales al cuadrado de la intensidad,e independientemente del valor de la tensiónde alimentación.

La tensión MT de alimentación a los CT,suele tener poca variación, por tanto, laspérdidas magnéticas pueden considerarse

aproximadamente constantes. En cambio, laspérdidas en los arrollamientos varíanampliamente (cuadráticamente) con lasvariaciones en la carga (intensidad) de lostransformadores.

Las variaciones de carga se traducen pues envariaciones de temperatura en eltransformador. Por tanto las sobrecargas(sobreintensidades) originansobretemperaturas más o menos elevadassegún la magnitud y/o duración de lasobrecarga.

Por otra parte, aún con una carga constante,pueden producirse variaciones detemperatura en el transformador, si semodifican las condiciones de ventilación en el CT.

En definitiva, sea cual sea la causa(sobrecarga o mala ventilación), lo que debeevitarse, es que la temperatura en eltransformador sobrepase los límitesadmisibles. La protección contrasobretemperaturas es pues básica en todoslos transformadores de los CT.

En los transformadores en baño de aceite, laprotección se efectúa mediante un termómetrocon contactos eléctricos ajustables, o un

4.8 Protección de los transformadores contra sobretemperaturas

Fig. 51: Termómetro.


termostato, que vigilan la temperatura del aceiteen la capa superior del mismo (la más calientedebido a la convección) y actúan al sobrepasarel valor de ajuste.

Los termómetros (más usados que lostermostatos) suelen tener dos escalones deactuación, ambos regulables. Uno para darseñal de aviso (alarma) y otro, regulado a unatemperatura más elevada, para provocar laapertura del interruptor de alimentación.

La figura 51 corresponde a un tipo muyutilizado en la actualidad.

En los transformadores en baño de aceite deconstrucción actual, la diferencia o gradientede temperatura entre los arrollamientos y elaceite es del orden de 5 oC. Por tanto,controlando la temperatura del aceite, se estácontrolando también la de los arrollamientos,que habitualmente son de aislamiento clase A.

Aunque el termómetro mide la temperaturadel aceite en su zona más caliente (capasuperior) esta temperatura no deja de ser elvalor medio de aquella parte del transformador.Puede haber puntos concretos en cualquierparte del transformador cuya temperatura seasuperior debido a una incidencia defuncionamiento por ejemplo un cortocircuito

entre espiras, un mal contacto en elconmutador de tensiones, un calentamientoen alguna parte férrica motivado por uncampo magnético de dispersión, etc.

Esto no puede ser captado por el termómetroo termostato. No obstante, es importantepoder detectar la existencia de este «puntocaliente» puesto que su persistencia puedeser la causa de una avería más o menos grave.

La forma de detectarse se basa en lo siguiente:

Aún a temperaturas admisibles defuncionamiento se producen gases en elaceite debido a su envejecimiento normal, loscuales quedan disueltos en la masa delmismo. Ahora bien, esta formación de gasesse incrementa mucho con el aumento de latemperatura sobre todo, si por defecto deaislamiento se producen chispas o arcoeléctrico en el seno del aceite. Esta importanteformación anormal de gases puede serdetectada por un aparato (relé de gases).

En los transformadores con depósitoconservador este aparato queda intercaladoen el tubo de conducción entre el depósito yla cuba del transformador. Es el denominadorelé Buchholz (figura 52).

Fig. 52: Relé Buchholz y detalle de funcionamiento.

Conservador

Buchholz

Pendiente > 5%

Disparo

Alarma

AceitePurgador

DEPÓSITO DEEXPANSIÓN

RELÉ DEGASES

TANQUE DELTRANSFORMADOR


Se trata de un aparato de concepciónsencilla, pero no obstante de una gransensibilidad. Es una protección notablementeeficaz pues por su gran sensibilidad detectalas averías en estado naciente.

En los transformadores de distribución MT/BTde llenado integral, sin depósito conservador, elrelé de detección de gases está situado en latapa superior del transformador. Se denomina«Detector de Presión de Gas (DPG)».

Algunos modelos de DGP llevan incorporadoun termómetro con contactos eléctricos,formando así, un dispositivo de protecciónintegrada contra sobretemperaturas y gases.Se les denomina DGPT. (Figura 53).

Ambos aparatos, Buchholz y DGP, tienen encomún: dos niveles de actuación, según laintensidad de la formación de gas:

– nivel de alarma para formación lenta degases (avería pequeña) y

– nivel de disparo (apertura del interruptor dealimentación) para formación brusca degases (avería más importante).

Acoplándoles un elemento accesorio, existela posibilidad de recoger en el mismo losgases formados que se han acumulado en elBuchholz o en el DGP.

El análisis de estos gases proporciona unaimportante información sobre la causa y/onaturaleza de la avería en el transformador.

Por ejemplo, si en el gas hay CO y/o CO2,esto indica que la avería ha afectado a losaislantes sólidos (papel, cartón, madera).

Los defectos tipo térmico dan lugar a unaproporción mayor de hidrocarburos saturados(CH4, C2H6, C3H8) mientras que en los detipo eléctrico (arco o chispa eléctricos)predominan los insaturados (C2H4, C2H2,C3H4, C3H6).

En los transformadores secos, el control yvigilancia de la temperatura se efectúamediante sondas PTC (termistores) situadossobre la parte activa del transformador, dosen cada fase (columna), en alojamientos paraello, que permiten una posible sustitución.Están colocados en la parte superior de lascolumnas, que es la más caliente.

En cada fase están ajustados, una sonda a150 oC (primer nivel de alarma), y la otra a160 oC (segundo nivel de alarma, o nivel dedisparo del interruptor de alimentación). Estastemperaturas, son para arrollamientos conaislamiento clase F, que es la habitual en lostransformadores secos. Las sondas vienenajustadas de fábrica y no son regulables.

Estas sondas transmiten la señal a unconvertidor electrónico, situado exterior altransformador en su eventual envolventemetálica. Puede situase por ejemplo en elcuadro o armario de BT.

Este convertidor, necesita una alimentaciónauxiliar, por ejemplo del secundario del propiotransformador (normal 230 V), o bien de untransformador de tensión, si lo hay. Estáequipado con relés de salida que activan loscircuitos de alarma y/o de disparo.

Concerniente a los transformadores en bañode aceite, hay que hacer el siguiente distingoentre la protección contra sobretemperaturas,y la protección contra averías internas pordetección de formación anormal de gases.

Para la protección contra sobretemperaturas,en ambos tipos de transformadores (secos yen aceite), el elemento de interrupción de laalimentación puede ser un interruptor-seccionador, ya que la intensidad a cortar esla corriente de consumo de los receptores(corriente de carga o de sobrecarga),normalmente de cos ϕ ≥ 0,7 inductivo, que eslo que pueden cortar los interruptores-seccionadores (ver apéndice A1 sobreaparamenta de MT).Fig. 53: DGTP (Merlin Gerin).


En cambio, en caso de avería internadetectada por un relé de gases, ésta puedeser muy importante, y dar lugar a unacorriente de cortocircuito de valor ynaturaleza (desfasaje) superior al poder decorte de un interruptor-seccionador. Serequiere pues un interruptor automático.

Los CT de la red pública, están equipadoshabitualmente, tan sólo con interruptores-seccionadores. Por este motivo, lostransformadores en baño de aceite para estosCT no llevan relé de detección de gases, sóloprotección contra sobretemperaturas.

La protección contra averías internas en eltransformador y/o cortocircuitos en sus bornesde salida, la efectúan los fusibles MT con queestá equipado el interruptor-seccionador.

En cambio, en los CT de abonado, debehaber preceptivamente, por lo menos uninterruptor automático general de entrada,con poder de corte adecuado para lacorriente de cortocircuito máxima que puedaproducirse en aquel punto de la red. Portanto, los transformadores en baño de aceitepara estos CT, pueden estar equipadosademás con relé de detección de gases paraprotección contra averías internas, lo cual esespecialmente recomendable.

Respecto al equipo de BT, hay una diferenciaentre los CT de la red pública y los CT deabonado.

4.9.1.- CT de red pública

El equipo de BT es de una concepciónparticularmente sencilla. Consistebásicamente en un cuadro o armario con los4 terminales (3 fases y neutro) dondeconectan los conductores de enlaceprocedentes del transformador, y un ciertonúmero de salidas de BT hacia los abonados,o conjuntos de abonados, protegidas sólo confusibles seccionadores.

El control de la corriente se efectúa mediantetransformador de intensidad y amperímetro,muchas veces en una sola fase.

En muchas ocasiones este amperímetro noestá graduado en amperios, sino en tanto porciento de la intensidad nominal deltransformador: (10-20-30 ...100%). Esteamperímetro suele ser maxímetro(amperímetro térmico) que permite conocer elvalor máximo alcanzado por la carga deltransformador.

Este cuadro tiene además dos salidas deservicios auxiliares para el propio CT, unapara el circuito de protección contrasobretemperaturas del transformador(termómetro de contactos eléctricos otermostato) y la otra para el alumbrado del CT

4.9 Equipo de BT

y un punto de toma de corriente para usogeneral (lámpara portátil, herramientaeléctrica, etc.).

Como ejemplo, en el Anexo A7 se describe unequipo de BT de este tipo, segúnRecomendación UNESA RU 6 302B.

4.9.2.- CT de abonado

Normalmente, el equipo de BT consistebásicamente en:

– un interruptor automático a la salida decada uno de los transformadores,

– un juego de barras generales (3 fases yneutro) conjunto para los variostransformadores, o bien juegos de barrasseparados para cada transformador,

– cierto número de salidas, equipadas cadauna con los elementos de maniobra yprotección tales como interruptor automático,interruptor con fusibles, interruptormagnetotérmico, interruptor diferencial, etc.Estas salidas pueden ser trifásicas (con o sinneutro) o bipolares (2 fases o fase y neutro),

– elementos de medida: voltímetros yamperímetros (con sus transformadores deintensidad) en las entradas, y amperímetroscon sus transformadores de intensidad encada salida (habitualmente en una sola fase).En ocasiones, también contadores de activa oactiva y reactiva.


Este conjunto constituye pues el «CuadroGeneral de BT», del CT. Ahora bien,normalmente, este cuadro no está ubicadodentro del recinto del CT, sino que, aunquecercano, es exterior al mismo.

Por tanto, propiamente no forma parte del CT.De los bornes secundarios del o de lostransformadores, salen del CT los cables quevan a conectar a los interruptores de entradadel cuadro de BT.

Esto permite mantener el CT normalmentecerrado, sin que sea necesario acceder a suinterior para la maniobra y operación delcuadro general de BT, que tiene también lafunción de cuadro de distribución principal.

Ello es importante a efectos de la seguridaddel personal, que se mantiene así, alejado dela MT.

Hasta cierto punto, puede considerarse puesque este cuadro de BT no forma parte delproyecto del CT.

4.10 El esquema eléctrico MT del CT

Hay también diferencia entre los CT de redpública y los CT de abonado.


Son esquemas relativamente sencillos, abase de seccionadores y de interruptores-seccionadores, con o sin fusibles.

En estos CT casi nunca se utilizaninterruptores automáticos.

En las figuras 54 y 55 están representadosdos esquemas-tipo para CT con entrada ysalida de línea, o sea, correspondientes aredes de distribución en bucle abierto.

Fig. 54: Esquema-tipo CT de red pública, conentrada y salida de línea y un transformador.

Fig. 55: Esquema-tipo CT de red pública, condos transformadores, entrada y salida delínea y, una línea de salida en antena.

Son para uno o dos transformadores, y paracabinas con aislamiento de aire o conaislamiento de gas SF6.

En el esquema de la figura 55, además delas celdas para entrada y salida de líneacorrespondientes al bucle de alimentación,hay una tercera celda para salida a otro CT,que queda así alimentado en antena, con líneaúnica.

En ocasiones, se adopta este esquema, enprevisión de tener que alimentar un CT cuyaubicación queda alejada del trayecto delbucle de distribución, o bien se trata de unCT provisional, por ejemplo para unas obrasde construcción.



El esquema es más complejo, ya que tiene elequipo de transformadores de medida para elcontaje de energía en MT, y porque lamayoría de empresas distribuidorasprescriben que haya un interruptorautomático general de entrada.

En la figura 56 se presentan dos esquemas-tipo, con entrada y salida de línea, o sea,para redes de distribución en bucle abierto.

Pueden ser con uno o variostransformadores, protegidos o bien coninterruptor automático o bien con interruptor-seccionador equipado con fusibles.

En estos esquemas, la parte de entrada ysalida de línea, de contaje y de protección(interruptor automático general de entrada)quedan bajo control de la empresasuministradora de energía. El resto, enmanos del abonado, es decir, a partir delequipo de contaje.

Fig. 56: Dos esquemas-tipo de CT de abonado.

4.11 Protecciones


La protección contra sobrecargas(sobreintensidades) la efectúa la propiaprotección contra sobretemperaturas en eltransformador antes explicado.

La protección contra cortocircuitos la realizanlos fusibles MT asociados al interruptor-seccionador para maniobra del transformador.

Las líneas de salida en BT están protegidascada una por sus correspondientes fusiblesseccionadores.


Protección contra sobretemperaturas en cadatransformador.


Si los transformadores son en baño de aceite,protección con detector de gases (Buchholz oDPG) que actúan sobre el disparador delinterruptor automático propio (si lo hay), obien sobre el interruptor automático generalde entrada.

Asimismo, a cada interruptor automático estáasociado un relé de sobreintensidad (tiempoinverso), cortocircuito, y corrientes de defectoa tierra, conectado a tres transformadores deintensidad MT.

En la figura 57 está representado elesquema-tipo para el conexionado del relé alos transformadores de intensidad.

La protección contra sobreintensidades ycortocircuitos en y entre fases la efectúan loselementos «F» del relé. La protección contracorrientes de defecto a tierra la realiza elelemento «N» del relé.

De este esquema se desprende que aún en elcaso de corrientes desequilibradas, por elelemento «N» no circulará intensidad. Éstacirculará solamente cuando haya unacorriente fase y tierra. Es pues una protecciónde tipo diferencial.

Fig. 57: Esquema-tipo de conexionado del relé de sobreintensidad con sus transformadores.

P1 P2

S1 S2

P1 P2

S1 S2

P1 P2

S1 S2

F >>> F >

>> N 0

R

S

T


Fig. 58: Resistividad en Ω.m.

1 m

1 m

1 m

5 Instalaciones de puesta a tierra

5.1 La circulación de la corriente eléctrica por el suelo

Los terrenos tienen diferente resistividadeléctrica ρ según su naturaleza y contenidode humedad. Esta resistividad varia entreamplios márgenes y es mucho más elevadaque la de los metales y el carbono. En estesentido puede decirse que la tierra es, engeneral, un mal conductor eléctrico.

Ahora bien, cuando una corriente circula porel terreno, la sección de paso S puede ser tangrande, que a pesar de que su resistividad(resistencia específica) ρ sea elevada, laresistencia R = ρ /S puede llegar a serdespreciable.

La resistividad ρ de los terrenos, se expresaen Ohms por m2 de sección y metro delongitud, por tanto en Ω.m2/m = Ω.m («Ohmsmetro»). En efecto la sección de paso de lacorriente puede ser del orden de m2.

La resistividad así expresada corresponde ala resistencia entre dos caras opuestas de uncubo de un metro de arista (figura 58).

Si bien, cuando la corriente ha penetrado enel terreno éste presenta una resistencia Rdespreciable debido a la gran sección depaso, no sucede lo mismo en el punto depaso de la corriente del electrodo al terreno,pues aquí la superficie de contacto entreambos está limitada según la formaconfiguración y dimensiones del electrodo.

En la tabla figura 59 se indican lasresistencias R de los varios tipos deelectrodos más usuales, en función de susdimensiones y de la resistividad ρt del terreno.

Asimismo en la tabla figura 60 estánindicados los valores medios de laresistividad de diversos tipos de terreno.

Tipo de electrodo Resistencia(Ω)Ω)Ω)Ω)Ω)

Placa enterrada profunda tR 0,8Pρ

=

Placa enterrada vertical tR 1,6Pρ

=

Pica vertical tRLρ

=

Conductor enterrado t2RLρ

=

Malla de tierra t tR4r Lρ ρ

= +

en donde:

R: resistencia de tierra del electrodo (Ω),ρ t: resistividad del terreno (Ω.m),P: perímetro de la placa (m),L: longitud de la pica o del conductor y, en

la malla, la longitud total de losconductores enterrados (m),

r: radio de un círculo de la mismasuperficie que el área cubierta por lamalla (m).

horizontalmente

Naturaleza del Valor mediodel terreno resistividad

en ΩΩΩΩΩ.m

Terrenos cultivables y fértiles, 50terraplenes compactos y húmedos.

Terraplenes cultivables poco 500fértiles; terraplenes.

Suelos pedregosos desnudos, 3 000arenas secas permeables.

Fig. 59: Cálculo de la resistencia de loselectrodos.

Fig. 60: Valor medio de la resistividad.


En los reglamentos de AT (MIE-RAT) y de BT(MIE-RBT) figura una tabla de resistividadesde terrenos más pormenorizada que la anterior.

En la realidad práctica estas tablas son pocoútiles para el cálculo de los sistemas de tomade tierra de los CT puesto que:

para cada tipo de terreno de losespecificados, el margen de valores es muyamplio (1 a 2, 1 a 5, 1 a 10), de tal maneraque aún tomando un valor medio el margenposible de incertidumbre en más o en menoses excesivo,

en estas tablas no figuran los terrenosformados por materiales procedentes dederribos, tierras mezcladas y/o sobrepuestas,tierras de relleno, antiguos vertederosrecubiertos, tierras procedentes de obras deexcavación, etc. Estos casos son cada vezmás frecuentes.

Cuando se trata de CT MT/BT de hasta 30 kVy corriente de cortocircuito hasta 16 kA, elMIE-RAT 13 no exige determinación previa dela resistividad del terreno y admite que sehaga solamente por examen visual del mismoy aplicación de las citadas tablas.

No obstante siguiendo la razonablerecomendación de UNESA, cuando ha deproyectarse un CT es aconsejable efectuaruna medición previa de la resistividad delterreno. Es una medición relativamente fácil;(existen en el mercado aparatos para ello); yde coste pequeño en relación con el costetotal del CT.

Con esta determinación previa de laresistividad del terreno, se reduce mucho laeventualidad de tener que introducir aposteriori modificaciones siempre incómodasy de coste imprevisible.

Para esta medición de ρ el procedimientomás utilizado y recomendado es el método de

Wenner. Se dispondrán cuatro sondasalineadas a intervalos iguales, simétricasrespecto al punto en donde se desea medir laresistividad del terreno. La profundidad deestas sondas no es preciso que sobrepaselos 30 cm. La separación entre las sondas (a)permite conocer la resistividad media delterreno entre su superficie y una profundidad h,aproximadamente igual a la profundidadmáxima a la que se instalará el electrodo(figura 61).

Siendo:

4a h3

= ,

Ih2 a Vπ

ρ =, I

Vr =;

( )h 2 ar .mρ = π Ω .

En la tabla de la figura 62 se recogen losvalores del coeficiente K = 2πa, que juntocon la lectura del aparato (r) determina laresistividad media ρh del terreno en la franjacomprendida entre la superficie y la

profundidad 3h a4

= .

Fig. 61: Disposición de las sondas para lamedida de ρ.

G

V

A

0,30 m

a a a

h = a34

Fig. 62: Cálculo de la resistividad media delterreno.

Distancia Profundidad Coeficiente Lectura Resistividadentre h K = 2πa del del

sondas aparato terreno(m) (m) (r) (Ω.m)(a) (3/4 a) (A) (B) (A x B)

2 1,5 12,574 3,0 25,136 4,5 37,708 6,0 50,27

10 7,5 62,8312 9,0 75,4014 10,5 87,9616 12,0 100,5318 13,5 113,1020 15,0 125,6622 16,5 138,2324 18,0 150,8026 19,5 163,3628 21,0 175,9330 22,5 188,5032 24,0 201,0634 25,5 213,6336 27,0 226,2038 28,5 238,7640 30,0 251,3342 31,5 263,8944 33,0 276,4646 34,5 289,0348 36,0 301,5950 37,5 314,16


5.2 Paso de la corriente por el terreno

La corriente pasa al terreno repartiéndose portodos los puntos de la superficie del electrodoen contacto con la tierra, por tanto, en todaslas direcciones a partir del mismo.

En la figura 63 se representa este paso, en elcaso de una pica vertical. Una vez ya en elterreno, la corriente se va difundiendo por elmismo. Con terrenos de resistividad ρthomogénea puede idealizarse este pasosuponiendo el terreno formado por capasconcéntricas alrededor del electrodo, todasdel mismo espesor L.

La corriente va pasando sucesivamente deuna capa a la siguiente. Véase que cada vez

la superficie de paso es mayor, y por tanto laresistencia R de cada capa va siendo cadavez menor, hasta llegar a ser despreciable.

La resistencia de cada capa es R = ρ L/S.Estas resistencias se suman, pues están enserie:

ρt (L/S1 + L/S2 + L/S3...... L/Sn).

Si se multiplican estas resistencia por el valorI de la corriente se tendrá la caída de tensiónU = IR en cada una de las sucesivas capasconcéntricas. Al ser la resistencia R cada vezmenor, también lo será la caída de tensiónhasta hacerse despreciable.

Fig. 63: Paso de la corriente al terreno.

VV0V1V2V3V4


En consecuencia, el valor de la tensión U encada punto del terreno, en función de sudistancia del electrodo, será según la curvarepresentada en la figura 64.

Esta curva es válida para todas las direccionescon origen en el electrodo. Geométricamentese trata del corte de una figura de revolucióncuyo eje es el electrodo.

En los sistemas de MT esta tensión U suelehacerse prácticamente cero a una distanciadel electrodo de unos 20 a 30 m.

Entre dos puntos de la superficie del terreno,habrá pues una diferencia de tensión funciónde la distancia entre ellos y al electrodo.Véase que para una misma distancia entreestos dos puntos la diferencia de tensión serámáxima cuando ambos puntos estén en unmismo «radio» o sea semirrecta con origenen el electrodo. A efectos de seguridad, seconsidera siempre este caso que da el valormáximo.

Esta diferencia de tensión entre dos puntosde la superficie del terreno, se denomina

«tensión de paso» pues es la que puedequedar aplicada entre los dos pies separadosde una persona que en aquel momento seencuentre pisando el terreno. La tensión depaso se expresa para una separación de 1mentre los dos pies, y puede llegar a serpeligrosa, por lo cual, en el MIE-RAT 13, seindica el valor máximo admisible, en funcióndel tiempo de aplicación.

Este tiempo es el que transcurre entre laaparición de la corriente a tierra, y suinterrupción por un elemento de corte(interruptor, fusible, etc.). En las redespúblicas españolas de MT este tiempo eshabitualmente indicado por la compañíasuministradora. Éstas acostumbran a darvalores del orden de 1 segundo, incluyendoun cierto margen de seguridad.

Cuando hay una circulación de corriente delelectrodo al terreno circundante, además dela «tensión de paso» explicada, aparecetambién una denominada «tensión decontacto», Uc, que es la diferencia de tensiónque puede resultar aplicada entre los dos

Fig. 64: Tensión de contacto (Uc) y tensión de paso (Up).

1 m

Uc

Up


pies juntos sobre el terreno, y otro punto delcuerpo humano (en la práctica lo másprobable es que sea una mano). En lafigura 65 se representa esta posibilidad.

La peligrosidad de la tensión de contacto essuperior a la de la tensión de paso, pues sibien ambas pueden producir un paso decorriente por la persona, el debido a latensión de contacto tiene un recorrido por elorganismo que puede afectar órganos másvitales. Por ejemplo, un recorrido mano-piespuede afectar al corazón, pulmones, extensaparte del tejido nervioso, etc.

Por este motivo las tensiones de contactomáximas admisibles en función del tiempo,son según el MIE-RAT 13, diez vecesinferiores que las de paso (figura 66).

Tensiones máximas aplicables al cuerpohumano según MIE-RAT 13:

– Tensión de contacto: ca n

KVt

= ,

– Tensión de paso: pa n

KV 10t

= .

Siendo:

Vca y Vpa: tensión en V,t: tiempo en s,K y n: constantes función del tiempo:0,9 ≥ t > 0,1s ⇒ K = 72 n = 1

3 ≥ t > 0,9s ⇒ K = 78,5 n = 0,185 ≥ t > 3s ⇒ Vca = 64 V Vpa = 640 V

t > 5s ⇒ Vca = 50 V Vpa = 500 V

Hay que distinguir entre estos valoresmáximos aplicables al cuerpo humano Vca yVpa y las tensiones de contacto Vc de paso Vpque puede aparecer en el terreno.

Las tensiones Vca y Vpa, son la parte de Vc yVp que resultan aplicadas al cuerpo humano yque no deben sobrepasar los valoresmáximos antes indicados.

Estas tensiones Vc y Vp se calculan con lasfórmulas siguientes:

Tensión de paso: Sp n

10K 6V 1t 1000

⎛ ⎞ρ= +⎜ ⎟

⎝ ⎠ (1)

Tensión de contacto: Sc n

K 1,5V 1t 1000⎛ ⎞ρ

= +⎜ ⎟⎝ ⎠

(2)

Siendo ρs la resistividad superficial delterreno expresada en Ω.m, y Vp y Vc envoltios.

Fig. 66: Tensión aplicable entre mano y pies,Vca, en función de la duración del defecto.

Duración del defecto (s)

Tens

ión

aplic

able

ent

re m

ano

y pi

e (V

)

ca nKVt

=

Fig. 65: Tensión de contacto, debido al pasode la corriente.

R S T

IdUc

Rt

RH


Para la resistividad superficial ρs puedetomarse el valor ρH, obtenido en la mediciónefectuada por el método de Wenner antesexplicado.

En el caso de la tensión de paso, puedesuceder que la resistividad superficial seadiferente para cada pie.

Esto es habitual en el acceso a un CT cuandoun pie está en el pavimento del umbral y elotro en el terreno sin edificar. En este caso, lafórmula de la tensión de paso es:

S Sp n

10K 3 3V 1t 1000

′⎛ ⎞ρ + ρ= +⎜ ⎟

⎝ ⎠(3)

En la figura 67 están representados loscircuitos equivalentes, y la deducción de lasfórmulas anteriores a partir de los mismos.Ambos responden a las siguientessimplificaciones:

Resistencia del cuerpo humanoRH = 1000 Ω, se desprecia la resistencia delcalzado.

Cada pie humano se ha asimilado a unelectrodo en forma de placa metálica de200 cm2, que ejerce sobre el terreno unafuerza mínima de 250 N, lo que representauna resistencia de contacto con el sueloevaluada en 3ρs, o sea Rs = 3ρs (Rs en Ω).

I pa p

H S H S

V VR R R R

= =+ +

H S sp pa n

H

R 2R 610KV V 1R 1000t

⎛ ⎞+ ρ= = +⎜ ⎟

⎝ ⎠

I ca c

SHH

V VRR R2

= =+

SH

sc ca n

H

RR 1,5K2V V 1R 1000t

+ ⎛ ⎞ρ= = +⎜ ⎟

⎝ ⎠

Fig. 67: Tensión de paso y de contacto.

Tensión de paso Tensión de contacto

HR

SR SR

CV

HR

CV

SR

SRcaV

HR

pV

PaV

SR SR

HR

SRSR

pV


en la que ρs y ρ’s son las resistividadessuperficiales del terreno sobre el que seapoya cada pie.

Para el pavimento de cemento, hormigón osimilar puede tomarse una resistividadρs = 3 000 Ω.m.

A esta tensión se la denomina «tensión depaso de acceso».

Se denomina «tensión de defecto» Ud a latensión que parece entre el electrodo depuesta a tierra y un punto del terreno apotencial cero, cuando hay un paso decorriente de defecto Id por el electrodo a tierra.

Cuando en la parte de Media Tensión del CTse produce un cortocircuito unipolar fase-

tierra el circuito de la corriente de defecto Id,es el representado en la figura 68. Por tantola tensión de defecto es Ud = Id.Rt que semantiene en tanto circule la corriente Id.

Nota: Según se explica en el anexo «Lapuesta a tierra del neutro de MT», elsecundario MT de los transformadores AT/MTde las estaciones receptores que alimentanlos CT MT/BT, acostumbra a estar conectadoen triángulo, por lo cual, hay instalada unabobina para la formación del punto neutro.Ahora bien, para simplificar la representacióndel circuito de esta corriente de defecto yfacilitar al lector su entendimiento, en estafigura 68 se ha representado el secundarioMT conectado en estrella.

Fig. 68: Corriente de defecto en un cortocircuito fase-tierra.

AT MT

MT

BT

Trafo MT/BT

d

dUd = x Rt

Rt

CT

ZE


5.3.1.- Procedimiento UNESA

El procedimiento recomendado, es elpropuesto por UNESA en su publicación:

«Método de cálculo y proyecto deinstalaciones de puesta a tierra para centrode transformación de tercera categoría».

Este procedimiento, refrendado por elMinisterio de Industria y Energía, se basa enel método de Howe.

Consiste en elegir para el, o los, electrodosde puesta a tierra una de las«configuraciones tipo» que figuran en lamencionada publicación.

Para cada una de estas configuraciones tipo,se indican unos factores llamados «valoresunitarios», en base a los cuales, a laresistividad ρ del terreno y a la corriente dedefecto fase-tierra Id, se puede calcular laresistencia Rt del electrodo de puesta a tierray las tensiones de paso y contacto.

Para el proyecto de un CT de MT/BT, esaconsejable disponer de esta publicación. Porotra parte, existen programas de cálculo porordenador basados en este procedimiento,del cual, se hace a continuación unaexposición resumida.

5.3.2.- Sistemas de puesta a tierra

Según MIE-RAT 13, en principio, hay queconsiderar dos sistemas de puesta a tierradiferentes:

5.3.2.1.- Puesta a tierra de protección

Se conectan a esta toma de tierra las partesmetálicas interiores del CT que normalmenteestán sin tensión, pero que pueden estarlo aconsecuencia de averías, accidentes,descargas atmosféricas o sobretensiones.Por tanto:

– las carcasas de los transformadores,

– los chasis y bastidores de los aparatos demaniobra,

– las envolventes y armazones de losconjuntos de aparamenta MT (cabinas, celdas),

– los armarios y cofrets con aparatos yelementos de BT,

– las pantallas y/o blindajes de los cables MT.

En general pues, todos aquellos elementosmetálicos que contengan y/o soporten partesen tensión, las cuales, por un fallo ocontorneo de su aislamiento, a masa, puedantransmitirles tensión.

En este método UNESA, se exceptúan deconectar a esta toma de tierra de protección,los elementos metálicos del CT accesiblesdesde el exterior, y que no contienen nisoportan partes en tensión. Por tanto, laspuertas y sus marcos, las persianas con susrejillas, para la entrada y la salida del aire deventilación, etc.

5.3.2.2.- Puesta a tierra de servicio

Se conectan a esta puesta a tierra, puntos oelementos que forman parte de los circuitoseléctricos de MT y de BT. Concretamente:

– en los transformadores, el punto neutro delsecundario BT, cuando esto proceda, o sea,directamente cuando se trata de distribucionescon régimen de neutro TN o TT, o a través deuna impedancia cuando son con régimen IT.(Ver anexo A6 «Regímenes de neutro»),

– en los transformadores de intensidad y detensión, uno de los bornes de cada uno delos secundarios,

– en los seccionadores de puesta a tierra, elpunto de cierre en cortocircuito de las tresfases y desconexión a tierra.

Más adelante, se expondrán los criterios y/olas condiciones para disponer dos redes depuesta a tierra separadas; cada una con suelectrodo; una para las tomas de tierra deprotección, y otra para las de servicio, o bienpara reunirlas en un solo sistema y electrodocomunes, constituyendo una instalación detierra general.

5.3.3.- Configuración de los electrodos deconexión a tierra

En este procedimiento UNESA lasconfiguraciones consideradas son:

– cuadrados y rectángulos de cableenterrado horizontalmente, sin picas,

– cuadrados y rectángulos de cableenterrado como las anteriores pero con 4 u 8picas verticales,

5.3 Diseño de la instalación de puesta a tierra de un CT MT/BT


– configuraciones longitudinales, o sea, línearecta de cable enterrado horizontalmente, con2, 3, 4, 6 u 8 picas verticales alineadas.

Para cada una de estas configuraciones, seconsideran dos profundidades deenterramiento, de 0,5 y de 0,8 m, y, paralas picas, longitudes de las mismas de 2, 4, 6u 8 m.

En la figura 69 se relaciona el índice generalde estas configuraciones tipo.

Nota: Se entiende por electrodo de puesta atierra, el conjunto formado por losconductores horizontales y las picasverticales (si las hay), todo ello enterrado.

Los valores que se indican en las tablascorresponden a electrodos con picas de 14 mmde diámetro y conductor de cobre desnudo de50 mm2 de sección. Para otros diámetros depica y otras secciones de conductor, de losempleados en la práctica, pueden utilizarseigualmente estas tablas, ya que estasmagnitudes no afectan prácticamente alcomportamiento del electrodo.

Las dimensiones seleccionadas correspondena los tipos más usuales de locales para CT,considerando la posibilidad de aprovechar laexcavación necesaria para la cimentación dellocal, para instalar un conductor en el fondode la zanja de cimentación, siguiendo portanto el perímetro del CT. Este conductor alque, en caso necesario, se conectarán picas,constituye el electrodo. En casos en que seaproblemático realizar este tipo de electrodo(subsuelo ocupado) puede recurrirse a lacolocación de un electrodo longitudinal conpicas exteriores en hilera.

No resulta problemático el caso de que sequiera construir un electrodo cuya geometríano coincida exactamente con la de ningunode los electrodos tipo de las tablas. Basta conseleccionar el electrodo tipo de medidasinmediatamente inferiores, con la seguridadde que si la resistencia de puesta a tierra ylas tensiones de paso y contacto de esteúltimo cumplen las condiciones establecidasen la MIE-RAT 13, con mayor razón lascumplirá el electrodo real a construir, pues alser de mayores dimensiones, presentará unamenor resistencia de puesta a tierra y unamejor disipación de las corrientes de defecto.

Cuando se trata de CT exteriores, o sea enedificio (caseta) exclusivo para el CT, lasconfiguraciones cuadradas o rectangulareses decir perimetrales, son muy adecuadas.

Figura Lados en mm

Cuadrado de 2,0 x 2,0Rectángulo de 2,0 x 2,5Rectángulo de 2,0 x 3,0

Cuadrado de 2,5 x 2,5

Rectángulo de 3,0 x 2,5Cuadrado de 3,0 x 3,0Rectángulo de 3,0 x 3,5

Rectángulo de 4,0 x 2,5Rectángulo de 4,0 x 3,0Rectángulo de 4,0 x 3,5Cuadrado de 4,0 x 4,0

Rectángulo de 5,0 x 2,5Rectángulo de 5,0 x 3,0Rectángulo de 5,0 x 3,5Rectángulo de 5,0 x 4,0Cuadrado de 5,0 x 5,0

Rectángulo de 6,0 x 2,5Rectángulo de 6,0 x 3,0Rectángulo de 6,0 x 3,5Rectángulo de 6,0 x 4,0Cuadrado de 6,0 x 6,0

Rectángulo de 7,0 x 2,5Rectángulo de 7,0 x 3,0Rectángulo de 7,0 x 3,5Rectángulo de 7,0 x 4,0

Rectángulo de 8,0 x 2,5Rectángulo de 8,0 x 3,0Rectángulo de 8,0 x 3,5Rectángulo de 8,0 x 4,0

Electrodo longitudinal con picas de 2 mElectrodo longitudinal con picas de 4 mElectrodo longitudinal con picas de 6 mElectrodo longitudinal con picas de 8 m

Fig. 69: Configuraciones tipo.

Cuando se trata de un CT interior o seaformando parte de una edificación mayoralimentada por dicho CT, en muchasocasiones hay que recurrir a lasconfiguraciones longitudinales paralelas alfrente de acceso al CT.

5.3.4.- Mallado interior

En el suelo del CT, se instalará un malladoelectrosoldado, con redondos de diámetro noinferior a 4 mm formando una retícula nosuperior a 0,3 x 0,3 m, embebido en el suelode hormigón del Centro de Transformación auna profundidad de 0,10 m. Este mallado seconectará como mínimo en dos puntos,preferentemente opuestos, al electrodo depuesta a tierra de protección del Centro deTransformación (figura 70).


Todas las partes metálicas interiores del CTque deben conectarse a la puesta a tierra deprotección (cajas de los transformadores,cabinas, armarios, soportes, bastidores,carcasas, pantallas de los cables, etc.), seconectarán a este mallado.

Las puertas y rejillas metálicas que den alexterior del centro no tendrán contactoeléctrico con masas conductoras susceptiblesde quedar sometidas a tensión debido adefectos o averías. Por tanto, no seconectarán a este mallado interior.

Con esta disposición de mallado interior, seobtiene una equipotencialidad entre todas laspartes metálicas susceptibles de adquirir

tensión, por avería o defecto de aislamiento,entre sí y con el suelo.

Por tanto, no pueden aparecer tensiones depaso ni de contacto en el interior del CT.

Para los centros de transformación sobreposte, se aplica una solución análoga.

Para controlar la tensión de contacto secolocará una losa de hormigón de espesor noinferior a 20 cm que cubra, como mínimo,hasta 1,20 m de las aristas exteriores de lacimentación de los apoyos. Dentro de la losay hasta 1 m de las aristas exteriores de lacimentación del apoyo, se dispondrá unmallazo electrosoldado de construcción con

Fig. 70: Mallado de un centro de transformación en edificio.


redondos de diámetro no inferior a 4 mmformando una retícula no superior a0,30 x 0,30 m. Este mallazo se conectará a lapuesta a tierra de protección del centro almenos en 2 puntos preferentemente opuestos,y quedará recubierto por un espesor dehormigón no inferior a 10 cm (figura 71). Elposte, la caja del transformador, los soportes,etc., se conectarán a este mallazo.

Con esta medida se consigue que la personaque deba acceder a una parte que, de formaeventual, pueda ponerse en tensión, estésituada sobre una superficie equipotencial,con lo que desaparece el riesgo inherente ala tensión de contacto y de paso interior.

El proyectista podrá justificar otras medidasequivalentes.

Fig. 71: Mallado de un centro de transformación en poste.


En redes de MT con el neutro aislado, laintensidad de defecto a tierra es la corrientecapacitiva de la red respecto a tierra,directamente proporcional a la longitud de lared.

Para el cálculo de la corriente máxima atierra, en una red con neutro aislado, seaplicará la fórmula:

( )( ) ( )

I a a c c

2 2c a c c

3 U C L C Ld

1 C L C L 3Rt

ω + ω=

+ ω + ω(4)

siendo:

Id: corriente de defecto máxima (A),

U: tensión compuesta de la red (V),

Ca: capacidad homopolar de la línea aérea(F/km),

La: longitud total de las líneas aéreas de MTsubsidiarias de la misma transformaciónAT/MT (km),

Cc: capacidad homopolar de los cables MTsubterráneos (F/km),

Lc: longitud total de los cables subterráneosde MT subsidiarios de la mismatransformación AT/MT (km),

Rt: resistencia de la puesta a tierra deprotección del centro de transformación(Ω),

ω: pulsación de la corriente (2πf).

Salvo que el proyectista justifique otrosvalores, se considerará para las capacidadesde la red aérea y subterránea,respectivamente, los siguientes valores:

Ca: 0,006 μF/km,

Cc: 0,25 μF/km,

los cuales corresponden a los conductores delas secciones más utilizadas normalmente,con tensiones nominales de 20 kV.

En redes de MT con el neutro conectado atierra a través de una impedancia, laintensidad de defecto a tierra, es

inversamente proporcional a la impedanciadel circuito que debe recorrer. Como casomás desfavorable, y para simplificar loscálculos (salvo que el proyectista justifiqueotros aspectos) sólo se considerará laimpedancia de la puesta a tierra ZE (figura 68)del neutro MT, y la resistencia Rt delelectrodo de puesta a tierra en el CT.

Esto supone estimar nula la impedanciahomopolar de las líneas aéreas y los cablessubterráneos. Con ello, los valores de Idcalculados resultan algo superiores a losreales, lo cual es admisible por cuantorepresenta un cierto margen de seguridad.

Para el cálculo, se utilizará, salvojustificación, la siguiente expresión:

( )I

2 2n t n

Ud3 R R X

=+ + (5)

Siendo:

Id: Intensidad máxima de defecto a tierra,en el centro considerado, en A,

U: Tensión compuesta de servicio de la red,en V,

Rn: Resistencia de la puesta a tierra delneutro de la red MT, en Ω,

Rt: Resistencia de la puesta a tierra deprotección del CT, en Ω,

Xn: Reactancia de la puesta a tierra delneutro de red MT, en Ω.

Los valores de Rn y Xn son característicos decada red y son valores que debe dar laempresa suministradora de energía.

Nota: En algunas compañías distribuidoras,se sigue el criterio de hacer la resistencia Rnde valor despreciable frente a la reactanciaXn, o sea ZE ≈ Xn.

Puede suceder que la compañíasuministradora, en lugar de Xn y Rn indiquesolamente el valor máximo de la corriente decortocircuito unipolar fase-tierra en el origende la línea MT que alimenta el CT.

5.4 Corriente máxima de cortocircuito unipolar fase-tierra,en la parte de MT del CT


En este caso, cabe considerar que laimpedancia ZE es prácticamente sólo reactiva(ZE ≈ Xn y Rn ≈ 0) y calcular su valor mediantela fórmula:

In

ndm

U 3X = (6)

Siendo:

Un: la tensión de alimentación MT, valoreficaz entre fases, en V,

Idm: la intensidad de defecto máxima en elorigen de la línea MT, en A.

Una vez obtenido, el valor de Xn se incorporaen la fórmula (5) para el cálculo de Id,considerando Rn ≈ 0.

5.5 Sobretensiones admisibles en la parte de BT de los CT

Al producirse un defecto de aislamiento en laparte de MT del CT, la tensión de defectoUd = Id Rt que aparece, resulta aplicadatambién a las envolventes y soportes de loselementos de BT, puesto que también estánconectados a la puesta a tierra de protección.

Por tanto, durante el paso de la corriente dedefecto Id, aparece una sobretensión Ud entredichas envolventes y soportes y los elementosde BT que contienen o soportan.

Básicamente son:

– entre caja del transformador y elsecundario BT del mismo,

– entre armario de BT y los aparatos yconexiones que haya en su interior.

Por tanto los elementos de BT del CT debenpoder soportar esta tensión de defectoUd = Id Rt sin deteriorarse. Debe de cumplirsepues la condición:

UBT > Ud

siendo:

UBT:la tensión en V entre fases y masasoportada (tensión de ensayo) por loselementos de BT del CT. Se trata de untensión de frecuencia industrial (50 Hz)aplicada durante 1 minuto,

Ud: tensión de defecto, en V,

Rt: resistencia del electrodo, de puesta atierra, en Ω,

Id: intensidad de defecto, en A.

Para las partes de BT de los CT, lastensiones de ensayo UBT entre fases y masa,a 50 Hz, 1 minuto, normalizadas, son de4 000, 6 000, 8 000 y 10 000 V.

La recomendada por UNESA, es de 10 000 V.

Ver ejemplo numérico al final.

A.- Seguridad de las personas en loconcerniente a las tensiones de paso ycontacto

Según antes explicado, con la instalación delmallado equipotencial en el suelo del CT, nopueden aparecer tensiones de paso ycontacto en el interior del mismo.

Queda pues a considerar solamente lastensiones de paso y contacto exteriores. Paraellas, en este método UNESA se indica losiguiente:

– con el mencionado mallado equipotencialconectado al electrodo de tierra, la tensión de

5.6 Aspectos a tener en cuenta en el diseño de los electrodos de puesta a tierra

paso de acceso es equivalente al valor de latensión de contacto exterior máxima,

– para el caso de electrodos longitudinalescon picas exteriores, colocados frente a losaccesos al CT paralelos a su fachada, nodebe considerarse la tensión de paso deacceso y contacto exterior.

Por el contrario si el electrodo se ubica lejosde los accesos al CT, deberá considerarsecomo tensión de paso de acceso y contactoexterior, la tensión de defecto Ud = Id Rt.

La condición es que las tensiones máximascalculadas para el electrodo elegido, deben


ser iguales o inferiores a las máximasadmisibles en la instalación, tal como sedetalla en la tabla de la figura 72.

B.- Protección del material

La condición es que el nivel de aislamientodel equipo de BT del CT, sea igual o superiora la tensión de defecto, o sea:

UBT ≥ Id Rt.

C.- Valor de la intensidad de defecto Idsuficiente para hacer actuar los relés deprotección y asegurar la eliminación de lafalta

En la práctica, este aspecto es a definir por laCompañía Suministradora, pues concierne alajuste y sensibilidad de los relés deprotección instalados en la cabecera de laslíneas de distribución en MT que salen de susestaciones receptoras AT/MT.

Fig. 72: Condiciones de la tensión de paso.

En configuración cuadradas o rectangulares:

Tensión calculada de paso exterior ≤ Tensión de paso, según fórmula (1)

Tensión calculada de paso de acceso ≤ Tensión de paso de acceso, según fórmula (3)y contacto exterior

En configuración longitudinales colocadas frente a los accesos a CT:


En electrodos alejados del CT:


Tensión calculada de paso de acceso ≤ Tensión de defecto Ud = Id Rty contacto exterior

5.7 Parámetros característicos de las configuraciones tipo

Son los denominados «valores unitarios».

En las configuraciones cuadradas orectangulares son:

– Para el cálculo de la resistenciaRt del electrodo de tierra Kr

– Para el cálculo de la tensión depaso exterior máxima Kp

– Para el cálculo de tensión deacceso y contacto exteriormáximas Kc = Kp(acc)

En las configuraciones longitudinales son:

– Para el cálculo de la resistenciaRt del electrodo de tierra Kr

– Para el cálculo de la tensión depaso exterior máxima Kp


5.8 Procedimiento de cálculo

Regimenes de neutro usuales en MediaTensión:

Neutro aislado.

Neutro conectado a tierra a través de unaimpedancia ZE (Ver anexo A-5).Este régimendenominado también de «neutro impedante»puede tener las tres siguientes modalidades:

Cuando el secundario de MT del transformadorAT/MT de la subestación está conectado enestrella con borne neutro accesible, se conectauna resistencia óhmica Rn entre este borne ytierra. Se trata de pues de una impedanciaresistiva.

Cuando el secundario MT del transformadorAT/MT de la subestación está conectado entriangulo, debe instalarse una bobina trifásicade formación de punto neutro (Ver anexo A-5).

En España es usual una bobina en conexiónautozig-zag.

El punto neutro de esta bobina se conecta atierra, o bien directamente (figura 72-A), obien a través de una resistencia óhmica Rn(figura 72-B).

Si la conexión es directa, la impedancia es lade la bobina de formación de neutro,prácticamente reactancia. Se admite ZE ≈ Xnpues la resistencia de la bobina esdespreciable frente a su reactancia.

Si la conexión a tierra es a través de unaresistencia Rn, la impedancia esevidentemente

2 2E n nZ X R= + .

Fig. 72-A. Fig. 72-B.

5.9 Orden de cálculos

5.9.1.- Modalidad de neutro aislado

En este caso, la corriente de defecto a tierra (Id) de una fase, cierra circuito a través de lascapacidades C a tierra de las otras fases (fases "sanas"), pero no solo de la propia línea, sinotambién las de todas las demás líneas que salen del mismo secundario MT del transformador AT/MT de la subestación.

Así por ejemplo si se trata de ocho líneas y en la fase T de una de ellas se produce un defecto atierra, la corriente de defecto Id cerrará circuito a través de las capacidades a tierra de las fases"sanas" R y S de la propia línea y de las otras siete. (Figura 73-1).

Se trata pues de corrientes de naturaleza capacitiva.

La tensión fase-tierra de las fases «sanas», será prácticamente la tensión compuesta U deservicio, puesto que en el caso de defecto franco (es el caso que debe considerarse) la tierraadquiere el potencial de la fase en defecto (fase T en el ejemplo anterior) con respecto a las fasessanas.

Ver figura 73-2 con el esquema, diagrama vectorial y fórmulas de cálculo de la corriente de defecto Id.


Fig. 73-1.

Fig. 73-2.

( ) ( )d d2 2

2 tt

U 3 UCI 3 I1 C 3R1 3R

C

ω= → =

+ ω⎛ ⎞+⎜ ⎟ω⎝ ⎠

Intensidad de defecto: Id


Tensión de servicio U.

La compañía suministradora debe facilitar, o bien la máxima corriente de defecto fase-tierraque tiene calculada, o bien las longitudes de las líneas que salen del secundario MT deltransformador AT/MT de la subestación, a partir de las cuales se puede calcular lacapacidad total de las mismas.

Según UNESA (página 25), para los cables subterráneos puede tomarse una capacidadCc = 0,25 µF/km. Ahora bien, en los catálogos de los fabricantes, figura la capacidad de los cablespara cada sección y rango de tensión.

Duración de la corriente de defecto hasta su eliminación por acción de las protecciones.Habitualmente, las Compañías suministradoras indican tiempos del orden de 1 segundo.

Nivel de aislamiento (tensión de prueba) del secundario BT del transformador MT/BT y de loselementos de BT, si los hay, en el Centro de Transformación, por ejemplo, cuadro de salida enBT.

Según recomendaciones de UNESA, para el secundario BT de los transformadores de MT/BT eshabitual la tensión de ensayo de 10.000V, 50Hz, durante 1 minuto, entre fases y a masa. Es datoque figura en la placa de características del transformador.

Para los cuadros BT modelo normalizado UNESA, para los CT de red pública es también de10.000 V, 50Hz, 1 minuto.

Resistencia específica (resistividad) del terreno «ρ» en Ωm. Salvo que sea valor ya conocido,lo más recomendable, es efectuar la medición «in situ» en el emplazamiento donde estáinstalado o va a instalarse el C.T.

Datos de partida

Planteo de cálculo

U Tensión de alimentación (valor compuesto)

U0 Tensión simple fase-neutro ( )0U U/ 3=

UBT Tensión de ensayo del secundario BT del transformador MT/BT

Id Intensidad de defecto unipolar fase-tierra

ρ Resistencia especifica (resistividad) del terreno

Rt Resistencia del electrodo de puesta a tierra del C.T.

Es el valor a calcular

Ud Tensión de defecto: Ud = Id x Rt

Es el valor a elegir por el proyectista, con la condición de que sea inferior a UBT (Ud < UBT) afin de tener un margen de seguridad en el aislamiento.

C Capacidad total de las líneas (aéreas y cables subterráneos).

ω ω = 2.π.f. Para 50 Hz, ω = 314

Del sistema de ecuaciones:

( )Id 2

t

d d t

3 UC

1 C 3R

U I R

⎧ ω=⎪⎪

⎨ + ω⎪

=⎪⎩

(7)


Nuevo valor de Rt: Rt = Kr x ρValor Id según la formula (7), con el valor de Rt ahora obtenido.

Tensión de paso exterior:

– Valor máximo admisible, según fórmula (1)

– Valor obtenido: Kp x ρ x Id que debe ser inferior al anterior.

Tensión de paso de acceso y de contacto exterior:

– Valor máximo admisible, según formula (3)

– Para configuraciones cuadradas o rectangulares:

Valor obtenido Kp(acc) x ρ x Id que deberá ser inferior al anterior

– Para el caso de electrodos alejados del CT, la tensión de paso de acceso y contactoexterior es igual a la tensión de defecto Ud = Rt x Id que deberá ser en este caso tambiéninferior a la que resulte de la fórmula (3).

En el caso que no se cumplan alguna de estas condiciones deberá elegirse otra configuración másdimensionada (más picas, picas más largas, mayor profundidad de soterramiento) que tengavalores de Kr, Kp y Kp(acc) más bajos.

Si la Compañía suministradora facilita directamente la corriente de defecto, el cálculo se simplifica,pues se obtiene directamente el valor Rt, a partir de este valor Id y de la tensión de defecto Udelegida (Rt = Ud/Id).

Comprobación que Ud = Id x Rt es inferior a UBT.

Cálculo de comprobación

Ejemplo nº 1

Centro de transformación, en caseta prefabricada de 6 x 3,5 m.

Se elige electrodo de configuración rectangular de 7 x 4 m.

Datos Compañía suministradora:

Tensión 15 kV, 50 Hz con neutro aislado

Duración previsible de la corriente de defecto: 1 segundo

Salidas 15 kV en línea aérea, total 90 km

Salidas 15 kV en cable subterráneo, total 60 km

Medición de la resistividad del terreno: 400 Ωm

Capacidad líneas aéreas (UNESA): 0,006 µF/km

Condición: Elegir una configuración del electrodo de puesta a tierra que tenga una valor unitarioKr inferior al resultado de Rt/ρ.

se obtiene:

( )t 2

22d

1R3U 9 CU

=⎛ ⎞

− ω⎜ ⎟⎜ ⎟⎝ ⎠

Esta es la resistencia máxima admisible para el valor de Ud elegido: Rt = Kr x ρ.


Capacidad cables 12-20 kV, 240 mm2 Al (catálogo del fabricante): 0,294 µF/km

Capacidad total: 0,006 x 90 + 0,294 x 60 = 18,18 µF

C x ω: 18,18 x 10–6 x 314 = 5.708,52 x 10–6

Valor máximo de Ud elegido: 8.000 V (UBT: 10.000 V)

( )t 2 26

2

1R 141,163 x15 9 5708,52x10

8−

= = Ω⎛ ⎞

−⎜ ⎟⎜ ⎟⎝ ⎠

tr

R 141,16K 0,353400

= = =ρ

Configuración elegida: Código 70-40/5/00

Cinturón sin picas en zanja profundidad: 50 cm

Kr = 0,094 Kp = 0,0184 Kp(acc) = 0,0553

Tensiones máximas aplicables a las personas durante 1 segundo:

Contacto: 78,5/10,18 = 78,5 V Paso = 785 V

Resistencia Rt = 0,094 x 400 = 37,6 Ω

Intensidad de defecto

( )

3 6

d 2

3 x15 x10 x5708,52x10I 124,55 A1 5708,52x3 x37,6

−

= =+

Tensiones máximas admisibles en el terreno:

– Paso exterior = 785 x (1 + 6 x 400/1000) = 2.669 V

– Paso de acceso = 785 x [1+(3 x 400 + 3 x 3.000)/1000] = 8.792 V

– Tensión de paso exterior = Kp x ρ x Id = 0,0184 x 400 x 124,55 = 916,69 V < 2.669 V

– Tensión de paso de acceso = Kp(acc) x ρ x Id = 0,0553 x 400 x 124,55 = 2.755 V < 8.792 V

– Tensión de defecto = Ud = Id x Rt = 124,55 x 37,6 = 4.683,1 V < 8.000 V

5.9.2.- Modalidades de neutro impedante

En estos casos, la corriente de defecto cierra circuito en su mayor parte por la impedancia ZE entreel punto neutro y tierra, de tal manera que en los cálculos se desprecia la pequeña parte que secierra a través de las capacidades C a tierra de las fases sanas.

Tensión de servicio U

La Compañía suministradora debe facilitar el valor de la impedancia ZE entre neutro y tierra ysi es óhmica (Rn) reactiva (Xn) o compuesta (Xn y Rn).

Como dato alternativo al anterior, en ocasiones indica la intensidad máxima de cortocircuitounipolar fase-tierra en el origen (salida de la subestación AT/MT) de la línea de MT que alimenta elCT, pero entonces debe indicar también cuál de las tres modalidades.

A) Resistencia óhmica Rn entre punto neutro y tierra (usual en caso de secundario MT deltransformador AT/MT conectado en estrella)


B) Reactancia Xn en el caso de bobina de formación de neutro (caso de secundario MTconectado en triángulo)

C) Para el caso de bobina de formación de neutro (Xn) y resistencia óhmica entre bobina ytierra, basta indique también el valor de esta resistencia Rn.

Recordando U0: Tensión simple fase-neutro 0U U/ 3=

A) 0n

d

URI

=

B) 0n

d

UXI

=

C) 2 20E E n

d

UZ y X Z RI

= = −

Además, y al igual que para el caso de neutro aislado:

Duración de la corriente de defecto (dato Compañía suministradora)

Nivel de aislamiento (tensión de prueba UBT) del secundario BT del transformador yelementos BT del CT (datos de placa de características y/o de catálogo)

Resistividad ρ del terreno.

Recordando Ud: tensión máxima de defecto, valor elegido por el proyectista bajo condición

Modalidad A

De 0d d d t

n t

UI y U I RR R

= =+

, se obtiene:

d nt

0 d

U RRU U

=−

Modalidad B

De 0

d d t d 2 2n t

UU I R y IX R

= =+

, se obtiene:

2E

t d 2 20 d

XR UU U

=−

Modalidad C

De ( )

0d d t d 22

n n t

UU I R y IX R R

= =+ +

, se obtiene:

2E

t d n2 20 d

XR U RU U

⎡ ⎤⎢ ⎥= −⎢ ⎥−⎣ ⎦

Planteo del cálculo


Una vez obtenido el valor de Rt en función del valor elegido de Ud, se tiene Rt = Kr x ρ.

A partir de aquí, el proceso es igual al especificado para el caso de neutro aislado, o sea:

Elección de una configuración del electrodo de puesta a tierra que tenga un valor unitario Kr inferioral que resulta de Rr /ρ.

Cálculo de la corriente de defecto Id, según la fórmula (7) con el valor Rt = Kr x ρ ahora obtenido.

Cálculo y comprobación de las tensiones de paso exterior y de paso de acceso y contacto exteriorsegún antes explicado para el caso de neutro aislado.

Comprobación de Ud < UBT

Centro de transformación, caseta prefabricada de 5 x 3,2 m.

Se elige electrodo de configuración rectangular de 6 x 4 m.

Datos de la compañía suministradora:

Tensión U = 13.200 V, 50 Hz. U0 = 13.200 / 1,73 = 7.621 V

Valor máximo Ud elegido: 9.000 V (URT: 10.000 V)

Corriente máxima de defecto a tierra: 500 A

Duración previsible del defecto a tierra: 1 seg

Neutro impedante, bobina de formación de neutro conectada directamente a tierra, sinresistencia (figura 72-A).

Resistividad del terreno: ρ = 300 Ωm

Impedancia de la puesta a tierra del neutro en la estación receptora de la Compañíasuministradora

E7621Z 15,26500

= = Ω

Se considera ZE ≈ Xn

Intensidad de defecto a tierra en el centro de transformación a instalar

d 2 2t

7621I15,26 R

=+

Tensión de defecto

Ud = Id Rt

td 2 2

t

7621RU15,26 R

=+

t 2 215,26R 9000 28,69

7621 9000= = Ω

−

Condición Kr < 28,69/300 = 0,0956

Ejemplo nº 2


Configuración elegida: Código 60-40/5/42

Cinturón con 4 picas de 2 m en zanja profundidad 50 cm

Kr = 0,080 Kp = 0,0177 Kp(acc) = 0,0389

Tensiones máximas aplicables a las personas durante 1 segundo:

Contacto: Uca = 78,5/10,18 = 78,5 V Paso = 785 V

Tensiones máximas admisibles en el terreno:

– Paso exterior = 785 x (1 + 6 x 300/1000) = 2.198 V

– Paso de acceso = 785 x [1 +(3 x 300 + 3 x 3.000)/1000] = 8.556 V

(hormigón ρ = 3.000 Ωm)

– Resistencia Rt = 0,08 x 300 = 24 Ω

– Intensidad de defecto

2 2dI 7621/ 15,26 24 267,96A= + =

– Tensión de paso exterior = Kp x ρ x Id

0,0177 x 3400 x 267,96 = 1.423 V < 2.198 V

– Tensión de paso de acceso = Kp(acc) x ρ x Id0,0389 x 300 x 267,96 = 3.127 V < 8.556 V

– Tensión de defecto = Ud = Id x Rt

267,96 x 24 = 6.431 V < 9.000 V

Caso de Centro de transformación interior.

Como en el ejemplo nº 2, pero electrodo de picas en hilera paralela al frente de acceso.

Configuración elegida: Código 5/34

hilera de 3 picas de 4 m

Kr = 0,075 Kp = 0,0128

– Resistencia Rt = 0,075 x 300 = 22,5 Ω

– Intensidad de defecto

d 2 2

7621I 280,3 A15,28 22,5

= =+

– Tensión de paso exterior = Kp x ρ x Id0,0128 x 300 x 280,3 = 1.077 V < 2.198 V

– Tensión de defecto = Ud = Id x Rt

280,3 x 22,5 = 6.307 V < 9.000 V

Ejemplo nº 3


5.11 Separación de los sistemas de puesta a tierra de protección (masas)y de servicio (neutro)

Placas en hilera, unidas por un conductor horizontal

Separación entre picas = 6 m; Longitud de la pica = 4 m; Sección conductor = 50 mm2;diámetro picas = 14 mm; Kr: en Ω/Ω.m; Kp: en V/(Ω.m)(A)

Número Resistencia Tensión Código de lade picas Kr Kp configuración

2 0.113 0.0208 5/24 3 0.075 0.0128 5/34 4 0.0572 0.00919 5/44 6 0.0399 0.00588 5/64 8 0.0311 0.00432 5/84

2 0.110 0.0139 8/24 3 0.073 0.0087 8/34 4 0.0558 0.00633 8/44 6 0.0390 0.00408 8/64 8 0.0305 0.00301 8/84P

rofu

ndid

ad:

Pro

fund

idad

:0,

8 m

0,5

m

Fig. 75: Parámetros característicos de electrodos de puesta a tierra: picas en hilera.

Fig. 76: Tierras independientes y con tensión transferida.

En la figura 76 se representan dos electrodosA y B de puesta a tierra, esquematizados enuna sola pica cada uno.

Se representa la «zona de influencia» decada uno, entendiéndose como tal, la zonaalrededor del electrodo en la que, cuando hayuna circulación de corriente a tierra aparecenunas diferencias de potencial (tensiones depaso) que se van reduciendo con la distanciahasta llegar prácticamente a cero, todo ellosegún antes explicado.

Si los dos electrodos están suficientementeseparados, ambas zonas de influencia no sesuperponen. Se dice que son independientes(figura de la izquierda).

Ahora bien si los dos electrodos A y B estánmás cercanos, puede suceder que cuando enuno de ellos, por ejemplo el A hay unacirculación de corriente a tierra, un cierto valorde las tensiones de paso que aparecen en elterreno se transfiere al otro electrodo B y portanto a los elementos conectados al mismo.

En la parte de la derecha se representa estasituación.

5.11.1.- Sistema de tierras separadas

Si en el CT se opta por dos sistemas depuesta a tierra separados, uno de proteccióny otro de servicio, hay que tener presente losiguiente:


De los ejemplos numéricos anteriores, sedesprende que las tensiones de defecto queaparecen en el electrodo de puesta a tierrade protección pueden alcanzar valores muysuperiores a las tensiones de servicio de BT.

Por otra parte, en la puesta a tierra deservicio puede estar conectado (de hecho loestá en la mayoría de los casos) el neutro deBT de los transformadores.

Por tanto debe evitarse que la tensión dedefecto en el electrodo de proteccióntransmita al de puesta a tierra de servicio unatensión superior a 1 000 V.

Este valor se establece al tener presente loindicado en la MI-BT 017 del ReglamentoElectrotécnico de Baja Tensión, que fija comotensión de ensayo para las instalacionesinteriores, durante 1 minuto, 2 U + 1000 V,siendo U la tensión máxima de servicio, con unmínimo de 1500 V. Este mismo valor de 1500V aparece en la MI BT 031 como tensión deensayo a 50 Hz a mantener durante 1 minuto,

en los receptores. Al tratarse de unainstalación de BT que está en servicio y deacuerdo con el criterio que se suele aplicar enestos casos (tensión de ensayo no superior al80% del valor máximo).

U = 0,8 x 1 500 = 1 200 V.

El valor de 1 000 V adoptado incluye, pues,un margen de garantía suficiente.

Al producirse un defecto a tierra y disiparseuna corriente por el sistema de tierras deprotección, la tensión inducida sobre elelectrodo de puesta a tierra del neutro de BTno deberá superar, pues, los 1 000 V.

La distancia D mínima de separación entreambos electrodos de protección y de servicio,para no sobrepasar los 1 000 V de tensióntransferida puede calcularse mediante lafórmula:

IdD2000ρ

≥π

20 40 60 80 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 100020 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 340 0 0 0 1 1 1 1 2 2 2 3 3 3 4 4 4 4 5 5 5 6 6 660 0 0 1 1 1 1 2 2 3 3 4 4 5 5 6 6 7 7 8 8 9 9 1080 0 1 1 1 1 2 3 3 4 4 5 6 6 7 8 8 9 10 10 11 11 12 13

100 0 1 1 1 2 2 3 4 5 6 6 7 8 9 10 10 11 12 13 14 14 15 16150 0 1 1 2 2 4 5 6 7 8 10 11 12 13 14 16 17 18 19 20 21 23 24200 1 1 2 3 3 5 6 8 10 11 13 14 16 18 19 21 22 24 25 27 29 30 32250 1 2 2 3 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40300 1 2 3 4 5 7 10 12 14 17 19 21 24 26 29 31 33 36 38 41 43 45 48350 1 2 3 4 6 8 11 14 17 19 22 25 28 31 33 36 39 42 45 47 50 53 56

400 1 3 4 5 6 10 13 16 19 22 25 29 32 35 38 41 45 48 51 54 57 60 64450 1 3 4 6 7 11 14 18 21 25 29 32 36 39 43 47 50 54 57 61 64 68 72500 2 3 5 6 8 12 16 20 24 28 32 36 40 44 48 52 56 60 64 68 72 76 80550 2 4 5 7 9 13 18 22 26 31 35 39 44 48 53 57 61 66 70 74 79 83 88600 2 4 6 8 10 14 19 24 29 33 38 43 48 53 57 62 67 72 76 81 86 91 95650 2 4 6 2 10 16 21 26 31 36 41 47 52 57 62 67 72 78 83 88 93 98 103700 2 4 7 9 11 17 22 28 33 39 45 50 56 61 67 72 78 84 89 95 100 106 111750 2 5 7 10 12 18 24 30 36 42 48 54 60 66 72 78 84 90 95 101 107 113 119800 3 5 8 10 13 19 25 32 38 45 51 57 64 70 76 83 89 95 102 108 115 121 127850 3 5 8 11 14 20 27 34 41 47 54 61 68 74 81 88 95 101 108 115 122 129 135900 3 6 9 11 14 21 29 36 43 50 57 64 72 79 86 93 100 107 115 122 129 136 143950 3 6 9 12 15 23 30 38 45 53 60 68 76 83 91 98 106 113 121 129 136 144 151

1000 3 6 10 13 16 24 32 40 48 56 64 72 80 88 95 103 111 119 127 135 143 151 1591200 4 8 11 15 19 29 38 48 57 67 76 86 95 105 115 124 134 143 153 162 172 181 191

1400 4 9 13 18 22 33 45 56 67 78 89 100 111 123 134 145 156 167 178 189 201 212 2231600 5 10 15 20 25 38 51 64 76 89 102 115 127 140 153 166 178 191 204 216 229 242 2551800 6 11 17 23 29 43 57 72 86 100 115 129 143 158 172 186 201 215 229 244 258 272 2862000 6 13 19 25 32 48 64 80 95 111 127 143 159 175 191 207 223 239 255 271 286 302 3182200 7 14 21 28 35 53 70 88 105 123 140 158 175 193 210 228 245 263 280 298 315 333 3502400 8 15 23 31 38 57 76 95 115 134 153 172 191 210 229 248 267 286 306 325 344 363 3822600 8 17 25 33 41 62 83 103 124 145 166 186 207 228 248 269 290 310 331 352 372 393 4142800 9 18 27 36 45 67 89 111 134 156 178 201 223 245 267 290 312 334 357 379 401 423 4463000 10 19 29 38 48 72 95 119 143 167 191 215 239 263 286 310 334 358 382 406 430 454 477

Intensidad de defecto (amperios)

Fig. 77: Separación de los sistemas de puesta a tierra (en metros).

Res

istiv

idad

del

terr

eno

(Ω.m

)


Siendo:

ρ: la resistividad del terreno (en Ω.m)

Id: la corriente de defecto por el electrodo deprotección (en A)

D: distancia (en m)

π: 3,1415...

En la tabla de la figura 77 figuran calculadasestas distancias.

Para mantener los sistemas de puesta a tierrade protección y de servicio independientes, lapuesta a tierra del neutro se realizará concable aislado de 0.6/1 kV, protegido con tubode PVC, de grado de protección 7, comomínimo, contra daños mecánicos.

Una vez conectada la red de puesta a tierrade servicio al neutro de la red de BT, el valorde esta resistencia de puesta a tierra generaldeberá ser inferior a 37 Ω.

Con este criterio se consigue que un defectoa tierra en una instalación interior, protegidacontra contactos indirectos por un interruptordiferencial de sensibilidad 650 mA, noocasione en el electrodo de puesta a tierra deservicio una tensión superior a:37 x 0,650 = 24 V.

5.11.2.- Sistema de tierras reunidas

Si la opción es la de puestas a tierra reunidasen un sistema único de protección y deservicio, esto significa que el neutro de BTdel transformador o transformadores quedaconectado al electrodo de protección, lo cualexige que la tensión de defecto que puedaaparecer en el mismo no debe superar los1 000 V antes explicados. O sea:

Ud = Id Rt ≤ 1 000V

En la tabla de la figura 78 se recogen, enfunción de las intensidades de defecto, los

valores de la resistencia que permiten lainterconexión de los dos sistemas a una tierraúnica.

En principio, parece que los valores Rt tanbajos puedan ser difíciles de conseguir.

Ahora bien hay que tener en cuenta losiguiente: los cables de MT que conectan alCT tienen sus pantallas conectadas alsistema de puesta a tierra del mismo, peroestos mismos cables en su otro extremoconectan a otro CT y allí tienen también suspantallas conectadas a tierra.

Por tanto, a través de las pantallas de loscables, los electrodos de puesta a tierra deambos CT quedan conectados en paralelo.

En consecuencia, si el CT está alimentadopor cables subterráneos formando parte deuna red general, a través de las pantallas delos cables quedan conectados en paralelo loselectrodos de puesta a tierra de muchos CT,con lo cual no es difícil conseguir los valoresde la tabla, aunque, individualmente laresistencia del electrodo en un CT sea mayor.

Fig. 78: Resistencia máxima del electrodo,para puesta a tierra única.

Id (A) Rt (ΩΩΩΩΩ)

50 20

100 10

150 6,5

200 5

300 3

500 2

1000 1


6 Ventilación de los CT

6.1 Calentamiento

Se entiende por calentamiento, el incrementode temperatura, Δθ, sobre la temperaturaambiente θa. La temperatura total θ es pues lasuma de la temperatura ambiente más elcalentamiento θ = θa + Δθ.

Las normas UNE de transformadores, indicanlos siguientes valores:

Temperaturas ambiente:

Máxima 40 oCMedia diaria (24 h) no superior a 30 oCMedia anual no superior a 20 oC

Los transformadores de distribución MT/BTen baño de aceite son, salvo excepciones, decirculación natural del aceite por convección ybobinados con aislamientos clase A.

Los calentamientos admisibles, Δθ, son:

– Arrollamientos con aislamientosclase A y circulación natural delaceite: 65 oC

– Aceite en su capa superior, entransformadores con depósitoconservador o bien de llenadointegral (herméticos): 60 oC

Los transformadores MT/BT secos son casisiempre de arrollamientos con aislamientosclase F.

– Calentamiento, Δθ, máximoadmisible: 100 oC

6.2 Objeto de la ventilación

El objeto de la ventilación de los CT es evacuarel calor producido en el transformador otransformadores debido a las pérdidasmagnéticas (pérdidas en vacío) y las de losarrollamientos por efecto Joule (pérdidas encarga).

A título orientativo se especifican acontinuación las pérdidas en transformadoresde distribución MT/BT, en aceite (figura 79) ysecos (figura 80), tomados de un catálogoactual.

Potencia asignada (kVA) 25 50 100 160 250 400 630 800 1000 1250 1600 2000 2500Tensión primaria asignada de 6 kV hasta el límite máximo de 24 kV incluída regulaciónTensión secundaria B1 231 ó 242 V

B2 400 ó 420 VPérdidas (W) en vacío 115 190 320 460 650 930 1300 1550 1700 2130 2600 3100 3800

con carga 700 1100 1750 2350 3250 4600 6500 8100 10500 13500 17000 20200 26500a 75 oC

Tensión de cortocircuito (%) 4 4 4 4 4 4 4 6 6 6 6 6 6

Fig. 79: Pérdidas en los transformadores en baño de aceite de llenado integral, de hasta 24 kV y de hasta 36 kV.

Potencia asignada (kVA) 25 50 100 160 250 400 630 800 1000 1250 1600 2000 2500Tensión primaria asignada de 24 kV hasta el límite máximo de 36 kV incluída regulaciónTensión secundaria B1 231 ó 242 V

B2 400 ó 420 VPérdidas (W) en vacío 160 230 380 520 780 1120 1450 1700 2000 2360 2800 3300 4100

con carga 800 1250 1950 2550 3500 4900 6650 8500 10500 13500 17000 20200 26500a 75 oC

Tensión de cortocircuito (%) 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 6 6 6 6 6 6 6


Fig. 80: Pérdidas en los transformadores secos: de 6 a 11 kV, de 12 a 22 kV y de 25 kV.

Potencia asignada (kVA) 100 160 250 400 500 630 630 800 1000 1250 1600 2000 2500Tensión primaria asignada de 6 a 11 kVTensión secundariade vacío entre fases 400 V

entre fase y neutro 231 VPérdidas (W) en vacío 440 610 820 1150 1300 1500 1370 1620 2000 2400 2800 4800 5500

a 75 oC 17002300 3100 4300 5200 6400 6650 7700 8800 10600 12300 18330 21830a 120 oC 20002700 3500 4900 5900 7300 7600 8800 10000 12000 14000 21000 25000

Tensión de cortocircuito (%) 4 4 4 4 4 4 6 6 6 6 6 6,5 7

Potencia asignada (kVA) 100 160 250 400 500 630 800 1000 1250 1600 2000 2500Tensión primaria asignada de 12 a 22 kV y doble tensión 15/20 kVTensión secundariaen vacío entre fases 400 V

entre fase y neutro 231 VPérdidas (W) en vacío 430 650 880 1200 1400 1650 1970 2300 2650 3100 4800 5500

a 75 oC 1700 2300 3400 4800 5700 6800 8200 9600 11500 13900 18330 21830a 120 oC 1900 2700 3800 5500 6500 7800 9400 11000 13100 16000 21000 25000

Tensión de cortocircuito (%) 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6,5 7

Potencia asignada (kVA) 100 160 250 400 500 630 800 1000 1250 1600 2000 2500Tensión primaria asignada 25 kVNivel de aislamiento 36 kVTensión secundariaen vacío entre fases 420 V

entre fase y neutro 242 VPérdidas (W) en vacío 660 960 1280 1650 1900 2200 2650 3100 3600 4200 5000 5800

a 75 oC 1900 2500 3500 5000 6100 7000 8500 10000 12100 14900 18300 21800Tensión de cortocircuito (%) 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

6.2.1.- La renovación de aire

La renovación del aire puede hacerse por:

ventilación natural por convección, preferiblesiempre que sea posible, basada en lareducción del peso específico del aire alaumentar su temperatura.

Disponiendo unas aberturas para la entrada deaire en la parte inferior del local donde estáubicado el CT y otras aberturas en la partesuperior del mismo para la salida del aire, seobtiene, por convección, una renovaciónpermanente del aire.

Ventilación forzada, con extractor, cuando lanatural no sea posible por las característicasde ubicación del CT.

El volumen de aire a renovar es función de:

– las pérdidas totales del transformador otransformadores del CT,

– la diferencia de temperaturas del aire entrela entrada y la salida. La máxima admisible20 oC 15 oC según recomendación UNESA),

– diferencia de alturas entre el plano medio dela abertura inferior o bien del plano medio deltransformador y el plano medio de la aberturasuperior de salida.

6.2.2.- Características del aire

– Calor específico 0,24 kcal/kg/oC,

– Peso de 1 m3 de aire seco a 20 oC: 1,16 kg.


Recordando que 1 kcal = 4,187 kilojoule (kJ),se tiene que 1 m3 de aire absorbe por cadagrado centígrado de aumento de temperatura:

3 okJ0,24x1,16 x 4,187 1,16 .

m C=

Por lo tanto, el volumen de aire necesario porsegundo para absorber las pérdidas deltransformador, o los transformadores será:

3t

aa

p mV1,16. s

⎡ ⎤= ⎢ ⎥

θ ⎢ ⎥⎣ ⎦,

siendo: pt las pérdidas totales del, o de lostransformadores en kW, y θa el aumento detemperatura admitido en el aire (máximo20 oC: pero UNESA recomienda no sobrepasarlos 15 oC.

La determinación de la superficie de lasaberturas de entrada y salida del aire, enfunción de la diferencia de altura entre ambas ydel aumento de temperatura del aire, puederealizarse mediante el nomograma de lasfiguras 81a y 81b.

Este ábaco puede utilizarse de distintasññformas, ya que, conociendo tres de las cincomagnitudes, quedan determinadas las otrasdos.

6.3 Aberturas de ventilación

Habitualmente se tienen las pérdidas totales(columna W), la altura H disponible o posible yla elevación de temperatura admitida (t2 - t1), ydebe determinarse la superficie de la aberturade salida q2 y/o el caudal de aire Q para elcaso de ventilación forzada.

Se anexan (figuras 82 y 83) dos ejemplos deutilización de este nomograma.

q1 = 0,92 x q2

Fig. 81a: Plano apoyo para el uso del nomograma de la página siguiente.


Fig. 81b: Nomograma de cálculo (ver en la página anterior el plano de alzado para los cálculos).


Fig. 82: Ejemplo.

Se dan:

W = 10 kW,

H = 5 m,

t2 - t1 = 15 oC.

Solución:

Se enlaza W = 10 con t2 - t1 = 15:punto de intersección Q = 35;

H = 5 enlazando con el punto deintersección en la línea de toma (Z), daun valor q2 = 0,78 m2.

Fig. 83: Ejemplo.

En una instalación debe de sustituirse untransformador deS = 2,5 MVA, P = 37 kW por otro deS = 5 MVA y P = 60 kW, que cabetodavía en la cámara.

Se dan:

W = 60 kW; H = 7 m; q2 = 2,4 m2.

Se busca: t2 - t1.

Solución:

Se enlaza H = 7 con q2 = 2,4 y seprolonga hasta Z; el punto de intersecciónen la línea de toma, unido a W = 60,prolongado hacia atrás,da el valor de t2 - t1 = 21 oC.


Fig. 84: Persiana.

C'

C'

B

Sección CC'

6.4 Observaciones complementarias

1

La superficie q2 de la ventana de salida debeser mayor que la superficie q1 de la abertura deentrada, ya que con el aumento de latemperatura, el volumen del aire de salida esmayor. Se admite una relación q1 = 0,92 q2.

2

Según el Reglamento de Alta Tensión(instrucción MIE-RAT 14), las ventanasdestinadas a la ventilación deben de estarprotegidas de forma que impidan el paso depequeños animales y cuerpos sólidos de másde 12 mm de ∅ y estarán dispuestas de formaque, en caso de ser directamente accesiblesdesde el exterior, no puedan dar lugar acontactos inadvertidos con partes en tensión alintroducir por ellas objetos metálicos de másde 2,5 mm de diámetro. Además existirá unadisposición laberíntica, y dispondrán deprotecciones para impedir la entrada de agua.Debe pues disponerse en ellas unas persianascon láminas tipo Λ (figura 84).

Como sea que con el nomograma se obtienenlas superficies netas q2 y q1 de salida y deentrada, la sección bruta (total) de las ventanasdeberá aumentarse para mantener su valordado por el nomograma.

La superficie total (bruta) qt puede calcularse

con la fórmula 2nt

qq m1 k

⎡ ⎤= ⎣ ⎦−, siendo qn el

valor neto de q2 o q1 y k el coeficiente deocupación de la persiana (del orden de 0,2 a0,35). Para las persianas con láminas de formaΛ normales de mercado, puede tomarsek = 0,3.

3

La potencia de los transformadores MT/BT delos CT acostumbra a elegirse de forma queéstos funcionen por debajo de su plena carga(potencia nominal). Es habitual que su régimennormal sea del orden del 65% al 70% de suplena carga (véase el anexo «previsión decargas»). Cuando se trate de transformadoresque deberán funcionar permanentemente a suplena carga, los valores obtenidos delnomograma para Q (caudal) y para q2,

respectivamente q1, conviene aumentarlosprudentemente en un 25% para asegurarsecontra la posibilidad de calentamientosexcesivos.

4

En cuanto a la situación de las ventanas deentrada y salida, las normas dicen que estarána una altura mínima sobre el suelo de 0,3 y 2,3m respectivamente, con una separación verticalmínima de 1,3 m.

En los CT de tipo semienterrado y subterráneose dispondrá una entrada de aire frescoexterior, por medio de un patinillo adyacente ala zona donde se sitúa el transformador, otransformadores, de anchura mínima 60 cm,con rejilla horizontal, sistema de recogida deaguas y aberturas inferiores junto al foso o porpocetes y conductos de hormigón en forma deS de diámetro adecuado.

Los huecos para la salida del aire caliente serealizarán en la parte superior de la fachada enel caso de ser semienterrado o mediantehuecos horizontales en la cubierta, protegidoscon rejillas y con sistema de recogida de aguaconectada al saneamiento.


Las figuras 85 y 86 muestran ejemplosconstructivos de disposición de las tomas deaire y de accesos a CT subterráneos.

5

Siempre que sea posible, conviene colocar lasaberturas de entrada y salida del aire enparedes opuestas, pues así el aire frotarámejor las paredes del transformador, y, portanto, la superficie de sus arrollamientoscapsulados, si se trata de transformadoressecos (figura 87).

6

En el caso que la entrada de aire seahorizontal, conviene que esta entrada en elsuelo de debajo del transformador sea ajustadaen lo posible al perímetro inferior deltransformador, para que el aire frote máseficazmente sus superficies verticales (aletas yradiadores en los transformadores en aceite,superficies de los arrollamientos capsulados enlos secos).

Fig. 85: Espacios para accesos y ventilación en locales subterráneos o semienterrados.

Fig. 86: Toma de aire por patinillo y con pozo.

>220

>140 >440

4 13

2

>370

>140>440

4 1

2

3

>220

>440

>140 >440

>220

4 1

2

3 3

Fig. 87: Circuito de ventilación.

H = 2,20 m

7

Cuando se trata de CT con más de untransformador, conviene, en lo posible,disponer circuitos de aire de ventilación(entrada y salida) independientes y separadospara cada transformador.


7 Protección contra sobretensiones

7.1 Sobretensiones. Aislamiento

Tipo de Coeficiente de Duración Pendiente Amortiguamientosobretensión sobretensión del frente(causa) MT - AT «k» frecuencia

a frecuencia ≤ 3 larga frecuencia débilindustrial > 1 s industrial(defecto de aislamiento)

de maniobra 2 a 4 corta media medio(interrupción de 1 ms 1 a 200 kHzcortocircuito)

atmosférica > 4 muy corta muy elevada fuerte(caída directa de rayo) 1 a 10 μs 1000 kV/μs

1,2 50

0

0,5

1,0

t (µs)

U

Fig. 88: Características de los tipos de sobretensiones.

Fig. 89: Impulso de tensión tipo rayo.

7.1.1.- Tipos de sobretensiones

Las sobretensiones que pueden producirse enun sistema de AT o de MT pueden ser:

De origen interno en el propio sistema,debido a la maniobra de interruptores y/ocortocircuitos fase-tierra, éstos en redes con elneutro aislado o conectado a tierra a través deuna impedancia («neutro impedante»).

De origen externo al sistema, debidas acausas atmosféricas, sobretensioneselectrostáticas y rayos.

Por su naturaleza, las sobretensiones deorigen interno guardan una relación deproporcionalidad con la tensión de servicio dela línea o instalación donde se producen.Responden pues a la fórmula generalΔU = kUs, siendo ΔU la sobretensión, Us latensión de servicio y k el coeficiente desobretensión.

Por el contrario, el valor de las sobretensionesde origen externo (sobretensiones atmosféricas)no guarda ninguna relación con la tensión deservicio. Por su naturaleza, su valor es aleatorioy puede llegar a ser muy elevado respecto al dela tensión de servicio.

En el cuadro de la figura 88 se resumenlos tipos de sobretensiones, su valor, duración,etc.

Se denomina «Nivel de Aislamiento» (NA) deun elemento eléctrico, a su aptitud parasoportar una sobretensión, sin deteriorarse.

7.1.2.- Nivel de aislamiento

El nivel de aislamiento de un elemento, quedadefinido por las tensiones de prueba quepueden soportar sin averiarse. Para loselementos y aparatos de MT, estas tensionesde prueba son:

Tensión a frecuencia industrial (50 Hz)aplicada durante 60 segundos.

Impulsos de tensión tipo rayo, onda deforma según figura 89 (simplificada). Sedenomina onda 1,2/50 μs.


7.1.3.- Coordinación de aislamiento

Se denomina «Coordinación de aislamiento», ala evaluación de las sobretensiones quepueden presentarse en aquella instalación, y apartir de ello, elegir el nivel de aislamiento delos elementos de la misma, de forma quepuedan soportar dichas sobretensiones, sindeteriorarse.

En general, cualquier aislante puede soportartanta más tensión, cuanto menor sea el tiempode duración de la misma, y viceversa. Es puesuna relación tensión-duración de característicainversa.

La coordinación de aislamiento se basa en lassiguientes premisas:

La tensión de prueba a frecuencia industrial(50 Hz) durante 60 segundos, debe sersuperior a la máxima sobretensión de origeninterno que pueda producirse, y por tantopueda ser soportada por los elementos de lainstalación.

En cuanto a las sobretensiones de origenatmosférico, los aparatos y otros elementos,están probados con una tensión de impulso1,2/50 μs de un valor ampliamente superior alde la tensión de servicio. Ahora bien, lassobretensiones de origen atmosférico, por sucarácter aleatorio, pueden llegar a sersuperiores a la tensión de ensayo, o seasuperar el nivel de aislamiento de aquelaparato, por lo cual no podría soportarlas.

Por este motivo, los aparatos y elementos dela instalación deben de estar protegidos porunos aparatos denominados «pararrayos» o«descargadores de sobretensión» que seconectan entre la línea y tierra (en un sistematrifásico, uno para cada fase), los cuales, apartir de un cierto valor de sobretensión, inferiora la tensión de prueba a impulso1,2/50 μs, derivan a tierra la sobretensión. Acontinuación se expone, de forma gráfica, unejemplo de coordinación de aislamientocorrespondiente a una instalación de 20 kV(figura 90).

Fig. 90: Gráfica de coordinación de aislamiento correspondiente a una instalación de 20 kV.

125 kVcresta

125 1,4 = 89 kVcresta

50 kVeficaces, 60 seg.

4 x 11,54 = 46,16 Veficaces; 1ms

11,54 x 3 = 20 kVeficaces; 1 s

24 3 = 13,85 kVeficaces

12,7 kV permanente

20 3 = 11,54 kVeficaces

Tensión de ensayo a impulso 1,2/50 µs

Tensión residual (descarga) del pararrayos

Tensión de ensayo a 50 Hz 1 minuto

Sobretensiones de maniobra

Sobretensión de defecto fase-tierra

Tensión máxima de utilización

Tensión de utilización del pararrayos

Tensión de servicio

NA

NP

NA

Um = 4 Us

Ud = 3 Us

Um

Us


Las sobretensiones atmosféricas, las de origeninterno por defecto fase-tierra y muchas de lassobretensiones de maniobra, resultanaplicadas al aislamiento entre fase y masa(tierra).

También, las tensiones de ensayo a 50 Hz y aimpulso onda 1,2/50 μs se aplican entre fasesy masa (tierra). Por ello en esta gráfica lastensiones están expresadas en valor simplefase-neutro U0, o sea U0 = U/ 3 .

7.2 Descripción de los pararrayos de protección

El tipo actual es el de Óxido de Zinc (OZn)según la figura 91.

Se trata de una serie de discos de Óxido deZinc apilados en el interior de un cuerpocilíndrico de material aislante, por ejemplo unaislador de porcelana. Estos discos, cada unoen contacto con su superior y su inferior, estáneléctricamente conectados en serie. Elconjunto se conecta entre la línea y tierra,tiene pues un borne superior conectado a lalínea y un borne inferior conectado a tierra.

Estos elementos de OZn presentan unaresistencia variable con la tensión, de formaque a la tensión de servicio su resistencia esdel orden de millones de Ohm (MΩ) por lo cualla corriente a tierra que circula por ellos en unalínea de MT es del orden de miliamperio (mA) osea, despreciable.

Ahora bien, al llegar a un determinado valor desobretensión, su resistencia baja bruscamentea valores del orden de unos pocos ohmios (10a 20 Ω), con lo cual se produce una corrientede descarga a tierra, normalmente del orden dealgunos kA, que amortigua la sobretensión pordisipación de su energía. Se trata de unimpulso de corriente en forma de onda defrente brusco de breve duración (unos pocosmicrosegundos). Una vez desaparecida lasobretensión el pararrayos recupera suresistencia inicial del orden de MΩ.

En la figura 92 se representa (simplificada) laforma de la onda de corriente de descarga quese utiliza para el ensayo de pararrayos. Sedenomina onda 8/20 μs.

Durante el paso de la corriente de descarga porel pararrayos, se genera en su interior unaenergía calorífica por efecto Joule (W = I2Rt)que el pararrayos debe poder soportar sindeteriorarse. Esto determina su límite deutilización.

Estos pararrayos se fabrican para corrientes dedescarga de 5 kA, 10 kA y 20 kA. Para los CTde MT/BT normalmente se utilizan los de

A Conexión de líneaB Protección superiorC Bloques de resistencias variables

al óxido de zincD Porcelana electroquímicaE Base soporte y conexión a tierra

Fig. 92: Forma de onda de corriente dedescarga para pararrayos.

Fig. 91: Pararrayos tipo ZnO.

8 20

0

0,5

1,0

t (µs)


5 kA, salvo en zonas de gran intensidad detormentas y rayos, en donde se utilizan los de10 kA.

Asimismo, durante el paso de la corriente porel pararrayos, aparece entre sus bornes unadiferencia de tensión Ur = IdR, siendo R laresistencia que presenta el pararrayos en elmomento de la corriente de descarga Id. Estadiferencia de tensión Ur se denomina tensiónresidual y es del orden de kV, puesto que R esdel orden de ohmios e Id del orden de kA.

Como sea que el pararrayos, tiene sus bornesconectados a la línea y a tierra esta tensiónresidual aparece entre estos puntos y quedaaplicada al aislamiento entre fase y tierra(masa) de todos los aparatos conectados a lalínea donde está conectado este pararrayos.Ver figura 93, esquemática

Esta tensión residual constituye el denominado«Nivel de protección» (NP) que proporciona elpararrayos a los aparatos que protege, pues esla máxima tensión que puede quedar aplicadaal aislamiento a masa de los mismos.

Esta tensión residual o nivel de protección NP,debe ser inferior a la tensión de prueba aimpulso tipo rayo, 1,2/50 μs del aparatoprotegido, que define su nivel de aislamiento(NA).

La diferencia entre los dos niveles NA-NP espues el margen de seguridad del aparato o lainstalación.

En la tabla de la figura 94 se indica el valormínimo admisible para la relación NA/NP enfunción de la tensión nominal del aparato o lainstalación.

En el ejemplo anterior de coordinación deaislamiento:

Tensión nominal 24 kV, tensión de ensayo aimpulso 1,2/50 μs, 125 kV. El valor de la

tensión residual del pararrayos (NP) máximoadmisible sería 125/1,4 = 89 kV.

Las características básicas que definen unpararrayos de OZn son, pues:

– intensidad nominal de descarga,onda 8/20 μs (kA),

– tensión residual (kV),

– tensión de servicio de la instalación dondese conecta (kV).

Como ejemplo, se especifican, en la figura 95,las características de un pararrayos para redesde 20 kV.

Fig. 94: Valor mínimo admisible para larelación NA/NP.

Tensión nominal Relación NA/NPde la instalación mínima

12 1,7

17,5 1,4

24 1,4

36 1,3

Fig. 95: Ejemplo de las características de unpararrayos ZnO que responde a laespecificación EDF HN 65S20.

tensión máxima permanente 12,7 kV

tensión asignada 24 kV

tensión residual bajo < 75 kVla corriente nominalde descarga

corriente nominal de 5 kAdescarga (onda 8/20 μs)

poder de soportar una 65 kAcorriente de choque(onda 4/10 μs)

Fig. 93: Tensión residual, Ur.

d

R

Ur

Línea

Pararrayos

Ur = d . R

Aparatoprotegido


Las sobretensiones atmosféricas que llegan alcable por la línea aérea, penetran en el mismoen aproximadamente un 20% de su valor yllegan hasta el CT.

Por tanto, deben colocarse pararrayos en elpunto de conexión del cable subterráneo a lalínea aérea, físicamente en el poste donde seefectúa la conexión.

Estos pararrayos protegen en primer lugar eltramo de cable subterráneo pero protegentambién los elementos del CT (equipo de MT ytransformadores), cuando la distancia entre lospararrayos y el CT es inferior a 25 m aprox.Para distancias superiores debe instalarse otrojuego de pararrayos en el propio CT (figura96).

L

si L < 25 m: es suficiente un limitador de sobretensión situado sobre el postesi L > 25 m: es necesario un segundo limitador en bornes del transformador

Cabe distinguir tres casos:

CT alimentados por una red de cablessubterráneos, por ejemplo una red urbana.

En este caso no precisa instalar pararrayos,pues por su naturaleza en este tipo de red nopueden aparecer sobretensiones de tipoatmosférico.

CT alimentados directamente por líneaaérea.

Deben instalarse pararrayos en el punto deacometida de la línea aérea al CT.Habitualmente se colocan en la cara exteriorde la pared por donde entra la línea, para quela eventual explosión de un pararrayos, noafecte a los aparatos o elementos instaladosen el interior del CT.

CT alimentados por un corto tramo de cablesubterráneo conectado por su otro extremo auna línea aérea.

7.3 Instalación de pararrayos en los CT

Fig. 96: Distancias de protección.


8 Protección contra incendios de los CT

En los CT con uno o varios transformadores enbaño de aceite, dado que se trata de un líquidoinflamable, debe preverse una proteccióncontra incendios y su posible propagación alocales colindantes si los hay. Esta protecciónhuelga cuando los transformadores son del tiposeco aislados con resinas incombustibles.

8.1 Sistema «pasivo»

Entran en consideración dos sistemas oniveles de protección contra incendios:

Un primer nivel denominado «pasivo», deaplicación general en todos los casos.

Un segundo nivel denominado «activo», querefuerza y complementa el anterior, deaplicación obligatoria a partir de ciertascantidades de aceite.

El sistema o nivel de protección «pasivo»consiste en:

– Pozo colector para recogida de aceite, condispositivo apagallamas, uno por cadatransformador.

– Obra civil resistente al fuego (techo yparedes).

– Puertas y sus marcos, aberturas deventilación con sus marcos y persianas,ventanas, etc., todas de material metálico(normalmente acero). Esta precaución seadopta también habitualmente en los CT contransformadores secos.

– También es conveniente disponer tabiquesmetálicos o de obra civil resistente al fuegoentre el transformador y el resto del CT, queactúen como separadores cortafuegos.

Los pozos colectores de recogida de aceitedeben de tener capacidad para la totalidad delaceite del transformador. La entrada(embocadura) al pozo colector debe de quedardebajo del transformador, y estar equipada conun dispositivo cortafuegos (apagallamas), cuyasdos ejecuciones más frecuentes son:

Soporte horizontal metálico de chaparanurada o de reja, que cubre la superficie de laembocadura colectora. Encima del mismo unacapa de piedras de tamaño parecido al de lasutilizadas para las vías de ferrocarril.

Esta capa de piedras actúa como laberintoapagallamas al paso del aceite ardiendo,además de enfriarlo enérgicamente, al absorberlas piedras junto con su soporte metálico elcalor del aceite inflamado.

La otra ejecución consiste en dos rejillasmetálicas cortafuegos también horizontalesque cubren la superficie de la embocaduracolectora, situadas una encima de la otraseparadas aprox. 25 mm colocadas de maneraque los huecos de las rejillas no coincidan enlínea recta a fin de aumentar el recorrido delaceite.

Dichas rejillas metálicas construidas conpletina de acero formando un entramado conhuecos de 10 mm de luz y altura de 25 mm.

Estas rejillas actúan como eficacesapagallamas cortafuegos. En efecto, como essabido, al intercalar una rejilla metálica en unallama, ésta queda cortada no propagándose alotro lado, gracias a la elevada conductividadcalorífica del metal que constituye la rejilla(normalmente acero).

En las figuras 97 y 98 se representa unadisposición tipo del pozo colector de aceite,con las rejillas cortafuegos o bien la capa depiedras.


Fig. 97: Alzado del pozo de extinción.

Fig. 98: Planta del hueco de extinción.


El sistema o nivel de protección «activo», debede aplicarse como complemento del sistema onivel pasivo, cuando en el CT se sobrepasanlas siguientes cantidades de aceite:

– 600 litros por transformador individual del CT,

– 2400 litros, para el total de lostransformadores instalados en el CT.

– Si se trata de CT ubicados en locales depública concurrencia, los anteriores valores sereducen a 400 litros por transformadorindividual, y 1 500 litros para el total de lostransformadores del CT.

Este sistema de protección activa consiste en:

– Equipo de extinción de fuego defuncionamiento automático, activado por losadecuados sensores y/o detectores,

– Instalación de compuertas de cierreautomático de las aberturas de ventilación(entradas y salidas del aire) en caso deincendio,

8.2 Sistema «activo»

– Separación de la celda del transformador delresto de la instalación del CT.

Por tanto, al proyectar la instalación interior deun CT que tenga que estar dotado de sistemade protección activa contra incendios, deberántenerse en cuenta estas separacionesinteriores entre el o los transformadores y elresto del CT, y asimismo prever los espaciosnecesarios para el equipo de extinción, enespecial los recipientes del agente extintor.

El equipo automático de extinción deincendios, deberá responder a los tiposespecificados en las Normas Básicas deEdificios NBE-CPI-82.

En la tabla de la figura 99 se especifican lostipos de agente extintor que pueden entrar enconsideración para el caso de CT MT/BT.

Agente extintor Clase de fuego Fuego con riesgo eléctricoA B C

(sólidos) (líquidos) (gases)

Agua pulverizada +++ +

Agua a chorro ++

Polvo B, C (convencional) +++ ++ Sí

Polvo A, B, C (polivalente) ++ ++ ++ Sí (sólo hasta 1000 V)

Espuma física ++ ++

Anhídrido carbónico (CO2) + + Sí (con difusor no metálico)

Hidrocarburos + ++ + Síhalogenados (*)

Notas:

+++ : muy adecuado++ : adecuado+ : aceptable

(*): con reservas por consideraciones medioambientales, que deben de tenerse en cuenta.

Fig. 99: Agentes extintores.


Forma parte del proyecto, el diseño de ladisposición (situación física) en el interior delCT, de los componentes del mismo:transformador (uno o varios) equipos de MT yBT, equipo automático de extinción deincendios si lo hay, etc. En esta cuestión haydiversidad de soluciones y libertad de opcionespor parte del proyectista.

Tan sólo se indican a continuación unosaspectos, recomendaciones y/o prescripcionesgenerales a tener en cuenta para el diseño de ladisposición interior del CT.

– La disposición interior debe permitir extraero introducir un componente de CT(transformador, equipo de MT o de BT, etc.) sintener que mover los restantes elementos delmismo.

– Es aconsejable disponer tabiques deseparación entre los transformadores y entreéstos y el resto del CT. En el caso de CT consistema «activo» de protección contraincendios esto es obligatorio (ver capítuloProtección contra incendios de los CT).

– En los CT interiores (ubicados en unedificio), la puerta o puertas de acceso estaránsituadas preferentemente en la línea defachada a una vía pública, que permita eltransporte hasta el local del CT de los diversoselementos del mismo.

– En el caso de CT subterráneos, el nivelfreático más alto, deberá quedar como mínimoa 0,3 m por debajo del nivel inferior de la soleramás profunda del CT o bien ésta deberáimpermeabilizarse.

– Los cables de MT que alimentan el CT y losque efectúan el conexionado interioracostumbran a ser monofásicos. Para loscambios de dirección en su trazado (tendido),los fabricantes prescriben un radio de curvatura

mínimo admisible de entre 10 y 12 veces eldiámetro exterior total del cable.

Así, por ejemplo, un cable de diámetro exteriorde 40 mm permite un radio de curvaturamínimo de entre 400 y 480 mm.

La necesidad de respetar este radio decurvatura mínimo en los cables de MT influyeen la elección de su trazado por el interior delCT, en las distancias y posición relativa entreel equipo MT y el o los transformadores. Influyepues en el proyecto de disposición interior delCT.

Determina también, si la hay, la profundidad dela entreplanta debajo del suelo del CT para elpaso de los cables por el interior del mismo.En la práctica son habituales profundidades delorden de 600 mm. Cuando hay estaentreplanta, debe de haber en el suelo del CTuna trampilla para acceso de personas a lamisma.

Se anexan varias figuras de disposición interiorde CT prefabricados, con uno o dostransformadores, que pueden servir deorientación para el proyectista (figuras 100,101 y 102). Se trata de CT para red pública,con equipo de MT a base de interruptores-seccionadores, más simple que los CT deabonado, con uno o varios interruptoresautomáticos, equipo de contaje en MT, etc.

Cuando el número de cabinas MT y/o celdasde los transformadores forma una filarelativamente larga, es aconsejable prever dospuertas, una en cada extremo del pasillo frentea la fila de cabinas y/o celdas, a fin de que sise produce un incendio que interrumpa en unpunto la circulación por el pasillo, las personasque se puedan encontrar a ambos lados dedicho punto, puedan salir del CT. Se evita asíel efecto «ratonera» (figura 103).

9 Disposición interior de los CT


Fig. 100: CT de abonado, con 1 transformador (Merlin Gerin).


Fig. 101: CT con 1 transformador (Merlin Gerin).


Fig. 102: CT con 2 transformadores (Merlin Gerin).


Fig. 103: Doble acceso para seguridad.

Accesoprincipal

Salida deemergencia

Llamas y humo

Cabinas MT Transformadores

ooo

o

o

o

ooo

o

o

o


10 Determinación de la potencia de los CT

10.1 Determinación de la potencia de los CT

Fig. 104: Cuadro BT preparado para traspasode carga.

D1 D2 D3A A

TR-1 TR-2 TR-3

Equipo MT

CT

Cuadrogeneral

BT

La potencia de un CT es la de su transformador obien la suma de las potencias si tiene variostransformadores.

Se expresa pues en potencia aparente «S»(kVA o MVA).

Puede suceder que la potencia consumida porla instalación a alimentar por el CT, (expresadaen potencia aparente kVA) le venga ya dada alproyectista del CT. En este caso, lecorresponde elegir entre asignar toda lapotencia a un solo transformador o bienrepartirla entre varios y a continuacióndeterminar la potencia nominal «Sn» del o delos transformadores. Para ello se hacen acontinuación algunas recomendaciones.

Conviene elegir la potencia del o lostransformadores de forma que éstos funcionennormalmente a un régimen de carga del ordendel 65% al 75% de su potencia nominal Sn, esdecir, siendo Sc la potencia de la carga aalimentar, que seaSn = Sc/0,65 a Sn = Sc/0,75.

Con ello, por una parte, las pérdidas en cargadel transformador se reducen notablemente(entre un 58% y un 44%) con lo cual, surégimen de temperatura es más bajo,especialmente favorable para la vida deltransformador, y por otra representa un margende reserva ante eventuales aumentos de cargamás o menos duraderos.

Según sea la naturaleza, condiciones deexplotación y/o exigencias de continuidad deservicio de la instalación a alimentar, puede serconveniente repartir la carga total entre dos omás transformadores que no trabajenacoplados en paralelo, sino que cada unoalimente independientemente una parte de lainstalación.

Ventajas:

Corriente de cortocircuito en las salidas en BT,más reducidas y por tanto, menores efectostérmicos y dinámicos del cortocircuito, puesdisminuyen cuadráticamente con la corriente. Apartir de cierta potencia este aspecto puede serpor sí mismo, determinante para repartir lapotencia entre dos o más transformadores.

Mayor seguridad de servicio. En efecto, si hayun solo transformador, en caso deindisponibilidad del mismo (por ejemplo avería)el CT queda totalmente fuera de servicio.

Si por ejemplo la carga está repartida entre doso tres transformadores, en caso deindisponibilidad de uno de ellos, el CT, aunqueen régimen reducido, mantiene el servicio con elotro o los otros dos transformadores.

Si además se ha previsto que lostransformadores trabajen normalmente concarga inferior a su potencia nominal, segúnantes recomendado, este margen de potenciadisponible puede aprovecharse para alimentaruna parte de la carga correspondiente altransformador fuera de servicio, por ejemplo losreceptores más prioritarios.

Desde luego, el esquema del cuadro generalde BT debe estar diseñado para permitir estetraspaso de cargos. Véase el ejemplo de lafigura 104.


En régimen normal los interruptores «A» estánabiertos. En caso de indisponibilidad porejemplo del transformador TR-3, se abre suinterruptor de BT (D3) y se cierran los dosinterruptores A, con lo cual toda o parte de lacarga del TR-3 pasa a ser alimentada por lostransformadores TR-1 y TR-2 aprovechando elmargen de potencia disponible entre su carga ysu potencia nominal. Las barras generales delcuadro deben estar adecuadamentedimensionadas para las corrientes de traspasode carga.

Véase que en esta circunstancia, lostransformadores TR-1 y TR-2 quedanacoplados en paralelo.

Si bien no conviene que los transformadores delCT funcionen acoplados en paralelo por elincremento de la corriente de cortocircuito queesto representa, son inevitables situacionescomo la anterior y también otras circunstanciaspuntuales que requieren la marcha momentánea

10.2 Determinación de la carga

en paralelo, por ejemplo para el arranque directode un motor de potencia elevada. En este caso,una vez realizado el arranque, se abren losinterruptores de acoplamiento y se retorna alrégimen normal de transformadores separados.

En consecuencia los transformadores de un CTdeben poder acoplase en paralelo. Losrequisitos son:

Tener igual tensión secundaria.

Ser del mismo grupo de conexión.

Además para un correcto reparto de la cargaentre los transformadores, se requiere quetengan la misma tensión de cortocircuito.

Para asegurar más el correcto reparto de lacarga, es muy recomendable que lostransformadores del CT sean de la mismapotencia nominal.

En muchas ocasiones, la determinación de lacarga a alimentar forma parte del proyecto delCT, y por tanto debe ser evaluada previamente.

Dada la diversidad de casos y circunstancias,tipos de receptores, modalidades de servicio,ciclos de consumo, etc., no se pueden darreglas o métodos precisos de cálculoaplicables a todos los casos.

No obstante, se dan a continuación unosconceptos, pautas y tablas de valores, quepueden ayudar a estimar la potencia aalimentar, con una aproximaciónrazonablemente suficiente.

10.2.1.- Conceptos de partida

La potencia consumida por un receptor essiempre mayor que su potencia útil, ya quetodo receptor tiene unas pérdidas propias, porlo cual, su rendimiento es menor que uno.

Por tanto, a los efectos de la determinación dela carga, lo que interesa es la potenciaconsumida.

Además esta potencia consumida debe estarexpresada como potencia aparente «S» puestoque es ésta la que determina el dimensionadode los elementos de la instalación,conductores, transformadores, aparatos de

maniobra, etc. Por este motivo, la potencia delos transformadores se expresa en potenciaaparente (kVA).

La potencia aparente consumida por unreceptor se calcula:

Receptor monofásico S = UIReceptor trifásico S = I3 U

S: potencia aparente en VA

U: tensión de alimentación en voltios

I: corriente consumida por el receptor enamperios, cuando funciona a su potencianominal (plena carga).

El valor de la tensión U y de la corrienteconsumida I, figuran siempre en la placa decaracterísticas de los receptores, así como enlos correspondientes catálogos técnicos.

Potencia instalada, es la suma de laspotencias consumidas a plana carga por losreceptores de la instalación (en kVA o MVA).

Potencia de utilización, es la potencia querealmente consumirá el conjunto de losreceptores instalados, la cual será inferior a lapotencia instalada, por dos motivos:


– Porque los receptores (por ejemplo losmotores) no acostumbran a trabajar a su plenapotencia.

– Porque los receptores no funcionan casinunca todos a la vez.

Esto da lugar a definir dos factores de cálculode valor igual o inferior a uno:

– Factor de utilización (ku)

Tiene en cuenta el hecho de que el régimen defuncionamiento de un receptor por lo general esinferior a la potencia nominal del mismo.

– Factor de simultaneidad (ks)

Tiene en cuenta que el conjunto de losreceptores instalados no funcionan casi nuncasimultáneamente, (por ejemplo: alumbrado,calefacción, motores, etc.).

En principio, el procedimiento consiste enatribuir a cada receptor, grupo o tipo dereceptores, un cierto factor de utilización ku, ydespués, aplicar factores de simultaneidad kspor grupos de receptores, según suscaracterísticas y/o su función así como porniveles en la instalación de distribución.

La evaluación de estos factores requiere tenerun conocimiento lo más detallado posible de lanaturaleza y forma de funcionamiento de lainstalación y sus condiciones de explotación, apartir de lo cual deberán ser estimados por elproyectista, con ayuda de su experiencia yprofesionalidad.

10.2.2.- Tablas

A continuación algunas tablas útiles:

Tabla (figura 105) para la estimación depotencias instaladas en función de lasuperficie.

Tabla (figura 106) tomada de la normafrancesa UTE 63-140 con los factores desimultaneidad ks aplicables a los armarios dedistribución industrial.

Tipo de Potencia Alumbradoexplotación estimada medio

VA/m2 lux = Lm/m2

Vías de circulación 7 150Áreas de almacenamientosin trabajo continuo

Trabajos vastos: 14 300fabricación y montajede piezas grandes

Trabajos ordinarios: 24 500trabajos de despacho

Trabajos finos: 41 800delineaciónmontaje de precisión

Fuerza motriz PotenciaestimadaVA/m2

Compresores y bombas de 3 a 6

Ventilación locales 23

Despachos 25

Talleres de expedición 50

Talleres de montaje 70

Talleres de mecanizado 300

Talleres de pintura 350

Talleres de tratamiento térmico 700

Fig. 105: Estimación de potencias instaladasen función de la superficie.

Número de Factor decircuitos simultaneidad ks

2 a 3 0,94 a 5 0,85 a 9 0,7

10 ó más 0,6

Fig. 106: Factores de simultaneidad ksaplicables a los armarios de distribuciónindustrial.


Tabla (figura 107) factores de simultaneidadaplicables a usos industriales o de servicios.

Se reproduce también un ejemplo de aplicaciónde los factores de simultaneidad ks sucesivos,a los tres niveles de la distribución eléctrica enuna fábrica con tres talleres (figura 108). Esteejemplo es válido solamente en lo que conciernea la forma de aplicación de dichos factores desimultaneidad. El hecho de estar las potenciasexpresadas en kW (potencia activa) lo invalidapara determinar la potencia del transformador, sise desconocen los factores de potencia.

Nota: En lo concerniente a la evaluación delfactor de utilización ku hay que observar que enlos motores y también en otros receptores, noexiste una completa proporcionalidad entre lapotencia desarrollada y la corriente consumida.En general al disminuir la potencia, la corrientedisminuye en menor proporción. Por ejemplo, amedia carga la corriente es superior a la mitad dela nominal en plena carga.

Ahora bien si se considera la potenciaconsumida proporcional a la desarrollada elerror que representa es, en general, pocorelevante.

UTILIZACIÓN FACTOR DESIMULTANEIDAD ks

Alumbrado, refrigeración 1

Calefacción eléctrica, 1calentadores de agua

Tomas de corriente(N número de tomas decorriente alimentadaspor el mismo circuito)

Cocinas eléctricas 0,7

AscensoresMontacargas

- motor más potente 1- motor inmediado de inferior potencia 0,75- restantes motores 0,6

Fig. 107: Factores de simultaneidad aplicablesa usos industriales o de servicios.

0,90,1N


Fig. 108: Factores de simultaneidad sucesivos.

0,8nº 1

0,8nº 2

0,8nº 3

0,8nº 4

0,8nº 1

0,8nº 2

nº 1

nº 1

nº 1

nº 1

nº 1

nº 1

0,8

1

1

1

1nº 1

1nº 2

1nº 1

1nº 2

1

1

1

1

1

0,75

0,9

0,9

0,9

0,2

1

cofret

Armariotaller A

Armariotaller B

Armariotaller C

Tomas de corriente

Fuerza

Tomas5 kW

Taller «A»

Taladradoras2 kW

5 tomas de corriente2 x 10 A4,4, kW

30 fluorescente2 x 40 W100 W


Ventiladores2,5 kW

Tornos15 kW

5 tomas de corriente10 A2,2 kW


Compresor15 kW

Taller «B»

Taller «C»

3 tomas de corriente10 A2,2 kW

Alumbrado

Tomas de corriente

Fuerza

Alumbrado

1

1

0,4

1

0,28

1

cofret

1

1

Alumbrado

Tomas de corriente

Fuerza

1

KU

coeficiente deutilización

KS1

coeficiente desimultaneidad1er nivel (receptores)

KS2

coeficiente desimultaneidad2º nivel (talleres)

KS3

coeficiente desimultaneidad3º nivel

0,8

Cuadrogeneral

1

1

1

1

1

BT MT


10.3 Determinación de la potencia de un CT para la alimentación de un edificiodestinado preferentemente a viviendas

ITC-BT-10

1. CLASIFICACIÓN DE LOS LUGARES DECONSUMO

Se establece la siguiente clasificación de loslugares de consumo:

- Edificios destinados principalmente a viviendas- Edificios comerciales o de oficinas.- Edificios destinados a una industria específica- Edificios destinados a una concentración deindustrias.

2. GRADO DE ELECTRIFICACIÓN Y PREVISIÓN DELA POTENCIA EN LAS VIVIENDAS

La carga máxima por vivienda depende del gradode utilización que se desee alcanzar. Se establecenlos siguientes grados de electrificación.

2.1 Grado de electrificación

2.1.1 Electrificación básica

Es la necesaria para la cobertura de las posiblesnecesidades de utilización primarias sin necesidadde obras posteriores de adecuación.

Debe permitir la utilización de los aparatoseléctricos de uso común en una vivienda.

2.1.2 Electrificación elevada

Es la correspondiente a viviendas con unaprevisión de utilización de aparatoselectrodomésticos superior a la electrificaciónbásica o con previsión de utilización de sistemasde calefacción eléctrica o de acondicionamiento deaire o con superficies útiles de la viviendasuperiores a 160 m2, o con cualquier combinaciónde los casos anteriores.

2.2 Previsión de la potencia

El promotor, propietario o usuario del edificio fijaráde acuerdo con la Empresa Suministradora lapotencia a prever, la cual, para nuevasconstrucciones, no será inferior a 5 750 W a 230 V,en cada vivienda, independientemente de lapotencia a contratar por cada usuario, quedependerá de la utilización que éste haga de lainstalación eléctrica.

En las viviendas con grado de electrificaciónelevada, la potencia a prever no será inferior a9 200 W.

En todos los casos, la potencia a prever secorresponderá con la capacidad máxima de la

Se transcribe a continuación la instrucciónTécnica Complementaria ITC-BT 10 "Previsiónde cargas para suministros en baja tensión"

del actual Reglamento Electrotécnico de BajaTensión", y a continuación un ejemplo deaplicación.

instalación, definida ésta por la intensidadasignada del interruptor general automático, segúnse indica en la ITC-BT-25.

3. CARGA TOTAL CORRESPONDIENTE A UNEDIFICIO DESTINADO PREFERENTEMENTE AVIVIENDAS

La carga total correspondiente a un edificiodestinado principalmente a viviendas resulta de lasuma de la carga correspondiente al conjunto deviviendas, de los servicios generales del edificio, dela correspondiente a los locales comerciales y delos garajes que forman parte del mismo.

La carga total correspondiente a varias viviendas oservicios se calculará de acuerdo con lossiguientes apartados:

3.1 Carga correspondiente a un conjunto deviviendas

Se obtendrá multiplicando la media aritmética delas potencias máximas previstas en cada vivienda,por el coeficiente de simultaneidad indicado en latabla 1, según el número de viviendas.

Nº Viviendas (n) Coeficiente desimultaneidad

1 12 23 34 3,85 4,66 5,47 6,28 79 7,810 8,511 9,212 9,913 10,614 11,315 11,916 12,517 13,118 13,719 14,320 14,821 15,3

n > 21 15,3 + (n - 21).0,5

Tabla 1. Coeficiente de simultaneidad,según el número de viviendas


Para edificios cuya instalación esté prevista para laaplicación de la tarifa nocturna, la simultaneidadserá 1 (Coeficiente de simultaneidad = nº deviviendas)

3.2 Carga correspondiente a los serviciosgenerales

Será la suma de la potencia prevista enascensores, aparatos elevadores, centrales decalor y frío, grupos de presión, alumbrado de portal,caja de escalera y espacios comunes y en todo elservicio eléctrico general del edificio sin aplicarningún factor de reducción por simultaneidad(factor de simultaneidad = 1).

3.3 Carga correspondiente a los localescomerciales y oficinas

Se calculará considerando un mínimo de 100 Wpor metro cuadrado y planta, con un mínimo porlocal de 3450 W a 230 V y coeficiente desimultaneidad 1.

3.4 Carga correspondiente a los garajes

Se calculará considerando un mínimo de 10 W pormetro cuadrado y planta para garajes de ventilaciónnatural y de 20 W para los de ventilación forzada,con un mínimo de 3450W a 230 V y coeficiente desimultaneidad 1.

Cuando en aplicación de la NBE-CPI-96 seanecesario un sistema de ventilación forzada para laevacuación de humos de incendio, se estudiará deforma específica la previsión de cargas de losgarajes.

4. CARGA TOTAL CORRESPONDIENTE AEDIFICIOS COMERCIALES, DE OFICINAS ODESTINADOS A UNA O VARIAS INDUSTRIAS

En general, la demanda de potencia determinará lacarga a prever en estos casos que no podrá sernunca inferior a los siguientes valores.

4.1 Edificios comerciales o de oficinas

Se calculará considerando un mínimo de 100 Wpor metro cuadrado y planta, con un mínimo porlocal de 3 450 W a 230 V y coeficiente desimultaneidad 1.

4.2 Edificios destinados a concentración deindustrias

Se calculará considerando un mínimo de 125 Wpor metro cuadrado y planta, con un mínimo porlocal de 10 350 W a 230 V y coeficiente desimultaneidad 1.

5. PREVISIÓN DE CARGAS

La previsión de los consumos y cargas se hará deacuerdo con lo dispuesto en la presenteinstrucción. La carga total prevista en los capítulos2, 3 y 4, será la que hay que considerar en elcálculo de los conductores de las acometidas y enel cálculo de las instalaciones de enlace.

6. SUMINISTROS MONOFÁSICOS

Las empresas distribuidoras estarán obligadas,siempre que lo solicite el cliente, a efectuar elsuministro de forma que permita el funcionamientode cualquier receptor monofásico de potenciamenor o igual a 5 750 W a 230 V, hasta unsuministro de potencia máxima de 14 490 W a230V.


Cálculo de valores mínimos de previsión de consumos, según ITC-BT-10.

A) 36 viviendas electrificación básica.

Potencia mínima unitaria: 5,75 kW

Factor de simultaneidad: 15,3 + (36 - 21) x 0,5 = 22,8

Potencia: 5,75 x 22,8 = 131 kW

B) Locales comerciales: 440 m2 x 0,1 = 44 kW

C) Garage ventilación natural: 500 m2 x 0,01 = 5 kW

D) Dos ascensores 400 kg

Según tabla anexa para velocidad 1m/s, se prevé 2 x 7,5 = 15 kW

Carga en kg Nº personas Velocidad Potenciam/s kW

400 5 0,63 4,5

400 5 1,00 7,5

630 8 1,00 11,5

630 8 1,60 18,5

Ascensores

Alumbrado Incandescencia 15 W/m2

zonas comunes Fluorescencia 4 W/m2

(portal, etc.)

Usos generales

E) Espacios comunes (escalera, portal, rellanos): Se considera 80% con alumbradofluorescente y el otro 20% con alumbrado incandescente.

Por tanto, y según tabla anterior

Resumen

320 m2 x 0,8 x 4 W/m2 = 1024 W320 m2 x 0,2 x 15 W/m2 = 960 W

1984 W ≈ 2 kW

Ejemplo de aplicación

Edificio de:

36 viviendas de 120 m2 con grado de electrificación básico.

Tres locales comerciales con un total de 440 m2.

Dos ascensores de 400 kg de carga, velocidad media.

Espacios comunes (escalera, portal, rellanos, etc.) en total 320 m2.

Garage de 500 m2, con ventilación natural, destinado sólo a aparcamiento.

Tensión de alimentación 230 V 50 H fase-neutro (400 V entre fases).

A) Viviendas 131 kWB) Locales comerciales 44 kWC) Garaje 5 kWD) Ascensores 15 kWE) Espacios comunes (usos generales) 2 kW

197 kW


Factor de potencia y potencia aparente (kVA)

Dada la naturaleza de los receptores en un edificio preferentemente de viviendas (alumbrado,electrodomésticos) es habitual considerar un factor de potencia de 0,85.

Por tanto la potencia aparente resulta:

197/0,85 = 231,76 kVA.

Potencia del transformador

La potencia anterior resulta de un cálculo de valores mínimos. Por tanto en previsión deincrementos de consumo, es convenciente, según antes recomendado, considerar este valorsólo como el 65% aprox. de la potencia del transformador.

Se tiene pues 231,76/0,65 = 356,55 kVA.

Se elige pues un transformador de 400 kVA que es la potencia más próxima normalizada.

A primera vista, puede parecer que resulta un margen algo excesivo entre el consumoprevisto y la potencia del transformador, pero la experiencia indica que no es así. En efecto:

- La tendencia es, hoy por hoy, de incremento de consumo y no al contrario.

Las pérdidas por efecto Joule en los arrollamientos del transformador, varían con el cuadradode la potencia. Por tanto, en este caso se reducen a (231,76/400)2 = 0,335 son pues sólo untercio de las correspondientes a su potencia nominal, lo cual representa un ahorrosignificativo.

Además el régimen de temperatura del transformador es más bajo lo cual es beneficiosopara la vida y la seguridad del mismo.

A tener en cuenta que la operación de cambio del transformador en un CT por otro de mayorpotencia tiene un coste elevado en relación con el precio del transformador, sobre todo sihay que tomar disposiciones para mantener el servicio durante el cambio (grupo electrógenoprovisional).


11 Proyecto de un CT de abonado

1.- Datos de partida a facilitar por lacompañía suministradora:

– Tensión de alimentación (kV).

– Potencia o intensidad de cortocircuito en elpunto de la red de distribución donde seconectará el CT (MVA o kA).

– Intensidad máxima de cortocircuito unipolarfase-tierra, y duración máxima del mismo.

– Forma de acometida al CT: línea aérea, ocable subterráneo.

– Forma de alimentación de CT: línea única(distribución radial en antena) o dos líneas(distribución en anillo).

2.- Datos de proyecto

Potencia a suministrar por el CT (kW) y factorde potencia, o sea, «previsión de cargas».

Tensión de salida del CT en BT ( lo másfrecuente 400 V entre fases, 230 V entre fase yneutro).

3.- Pasos del proyecto

– Determinación del número y potencia (kVA)de los transformadores, a partir de la previsiónde cargas y naturaleza de las mismas.

– Elección del tipo constructivo del CT: Interioro exterior, de superficie o subterráneo etc.

– Elección del régimen de neutro (TN, TT, IT)de la salida en BT.

– Elaboración del esquema eléctrico del CT(circuito principal MT, circuitos auxiliares demando control y protección, salidas BT).

– Elección de las características y tipos de loscomponentes del CT (transformadores,aparamenta y equipos MT y BT, cables, etc.).

– Diseño de la disposición interior del CT:Distribución de aparatos y elementos dentrodel CT. Situación de puertas y accesos,entradas y salidas de ventilación, tabiqueríainterior, entrada de cables MT o línea aérea,salida de cables BT, etc.

– Complementos: Alumbrado, señalización,disposiciones seguridad, etc.

11.1 El proyecto

11.2 Documentos que comprende el proyecto de un CT

El proyecto de un CT como todos losproyectos de ejecución, contendrá todos losdatos necesarios para que la instalación quededefinida técnica y económicamente.

A este propósito constará de los documentossiguientes:

Memoria.

Pliego de condiciones técnicas.

Presupuesto.

Planos.

En la memoria se indicará el emplazamientode CT, la potencia del CT, se describirán loselementos componentes y sus características

incluyendo los cálculos justificativos, y que secumplan las normativas de los Centros deTransformación.

El «Pliego de Condiciones Técnicas»contendrá la información necesaria para definirlos materiales, aparatos y equipos y sucorrecto montaje, así como las instruccionesque puede dictar la Dirección Facultativa, en larealización del proyecto, ante cualquiereventualidad que pueda surgir en los trabajos,o en los elementos, como por ejemplo:

Ensayo de materiales.

Plazos de garantía.


Obligaciones y responsabilidad delcontratista.

Recepción provisional y definitiva del CT.

El «Presupuesto» deberá constar de:

a) Mediciones.

b) Presupuestos parciales de los diversoscomponentes de CT a ejecutar.

c) Presupuesto general del mismo y resumendel conjunto de presupuestos parciales.

Por último, el documento «Planos» deberáincluir:

a) Plano de situación, incluyendo los accesosal CT.

b) Esquema unifilar del CT indicando lascaracterísticas principales de los elementosfundamentales que lo integran.

c) Planos, en planta y alzado, suficientementeamplios a escalas convenientes y conindicación de las cotas esenciales, poniendode manifiesto el emplazamiento de loselementos fundamentales y conexionesprincipales.

d) En el caso de preverse futuras ampliacionesdeben dibujarse los esquemas y planoscorrespondientes encerrando esta parte del CTen un recuadro de trazos.

A título de ejemplo, se anexa a continuación elíndice de apartados del proyecto de un CT ensus cinco capítulos: Memoria, Cálculosjustificativos, Pliego de condiciones,Presupuesto, y Planos.

Se trata de un índice «in extenso». En algunoscasos pueden omitirse ciertos apartados delcapítulo Cálculos justificativos. Por ejemplo,con el mallazo equipotencial en el suelo del CTsegún el método UNESA antes explicado en elcapítulo 5 no ha lugar al apartado 2.8.5.Tampoco ha lugar en muchos casos alapartado 2.8.9.

En cuanto al apartado 2.4 puede omitirsecuando se trata de cabinas MT prefabricadaspara las cuales el fabricante en sudocumentación técnica (catálogos, protocolosde ensayo, etc.) indica y garantiza los valoresde corriente de servicio y de cortocircuito quelas cabinas pueden soportar a los efectostérmicos y dinámicos.

11.3 Índice de apartados de un proyecto

El presente proyecto está elaborado conforme al siguiente índice de apartados, en aquéllos que leafectan.

1 MEMORIA.1.1 OBJETO DEL PROYECTO.

1.1.1. Reglamentación y disposiciones oficiales.1.2 TITULAR.1.3 EMPLAZAMIENTO.1.4 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN.1.5 PROGRAMA DE NECESIDADES Y POTENCIA INSTALADA EN kVA.1.6 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN.

1.6.1 Obra Civil.1.6.1.1 Local.1.6.1.2 Características de la Red de Alimentación.1.6.2.2 Características de la aparamenta de Alta Tensión.1.6.2.3 Características material vario de Alta Tensión.1.6.2.4 Características de la aparamenta de Baja Tensión.

1.6.3 Medida de la Energía Eléctrica.


1.6.4 Puesta a Tierra.1.6.4.1 Tierra de Protección.1.6.4.2 Tierra de Servicio.1.6.4.3 Tierras interiores.

1.6.5. Instalaciones Secundarias.1.6.5.1 Alumbrado.1.6.5.2 Baterías de Condensadores.1.6.5.3 Protección contra Incendios.1.6.5.4 Ventilación.1.6.5.5 Medidas de Seguridad.

2 CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS.2.1 INTENSIDAD DE ALTA TENSIÓN.2.2 INTENSIDAD DE BAJA TENSIÓN.2.3 CORTOCIRCUITOS.

2.3.1 Observaciones.2.3.2 Cálculo de Corrientes de Cortocircuito.2.3.3 Cortocircuito en el lado de AT.2.3.4 Cortocircuito en el lado de BT.

2.4 DIMENSIONADO DEL EMBARRADO.2.4.1 Comprobación por densidad de corriente.2.4.2 Comprobación por solicitación electrodinámica.2.4.3 Comprobación por solicitación térmica.

2.5 SELECCIÓN DE LAS PROTECCIONES DE ALTA Y BAJA TENSIÓN.2.6 DIMENSIONADO DE LA VENTILACIÓN DEL CT.2.7 DIMENSIONES DEL POZO APAGAFUEGOS.2.8 CÁLCULO DE LAS INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA.

2.8.1 Investigación de las características del suelo.2.8.2 Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra, y del tiempo máximo

de eliminación del defecto.2.8.3 Diseño preliminar de la instalación de tierra.2.8.4 Cálculo de la resistencia del sistema de tierra.2.8.5 Cálculo de las tensiones de paso interior de la instalación.2.8.6 Cálculo de las tensiones en el exterior de la instalación.2.8.7 Cálculo de las tensiones aplicadas.2.8.8 Investigación de las tensiones transferibles al exterior.2.8.9 Corrección y ajuste del diseño inicial, estableciendo el definitivo.

3 PLIEGOS DE CONDICIONES.3.1 CALIDAD DE LOS MATERIALES.

3.1.1 Obra Civil.3.1.2 Aparamenta de Alta Tensión.3.1.3 Transformadores.3.1.4 Equipos de Medida.


3.2 NORMAS DE EJECUCIÓN DE LAS INSTALACIONES.3.3 PRUEBAS REGLAMENTARIAS.3.4 CONDICIONES DE USO, MANTENIMIENTO Y SEGURIDAD.3.5 CERTIFICADOS Y DOCUMENTACIÓN.3.6 LIBRO DE ÓRDENES.

4 PRESUPUESTO4.1 OBRA CIVIL.4.2 APARAMENTA DE ALTA TENSIÓN.4.3 TRANSFORMADORES.4.4 EQUIPOS DE BAJA TENSIÓN.4.5 SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA.4.6 VARIOS.4.7 PRESUPUESTO TOTAL.

5 PLANOS.5.1 SITUACIÓN.5.2 ESQUEMA UNIFILAR.5.3 PLANTA Y ALZADO.5.4 TOMAS DE TIERRA.


12 Alumbrado, señalización y material de seguridad

Los CT deberán cumplir las siguientesprescripciones:

Las puertas de acceso al CT y las puertas ypantallas de protección de las celdas, llevaránel cartel de riesgo eléctrico, segúndimensiones y colores que especifica laRecomendación AMYS 1.4.10, modelo AE-10.

En un lugar bien visible del interior del CT sesituará un cartel con las instrucciones deprimeros auxilios a prestar en caso deaccidente de una persona. Su contenido sereferirá a la forma de aplicar la respiración bocaa boca y el masaje cardíaco.

12.1 Alumbrado

En el interior del CT se instalarán las fuentes deluz necesarias para conseguir, cuanto menos,un nivel medio de iluminación de 150 luxexistiendo por lo menos dos puntosde luz.

Los focos luminosos estarán colocados sobresoportes rígidos y dispuestos de tal forma quese mantenga la máxima uniformidad posible enla iluminación. Se deberá poder efectuar lasustitución de las lámparas sin necesidad dedesconectar la alimentación.

Los interruptores de alumbrado estaránsituados en la proximidad de las puertas deacceso, pudiendo instalarse con conmutadoreso telerruptores.

Independientemente de este alumbrado, podráexistir un alumbrado de emergencia congeneración autónoma, el cual entrará enfuncionamiento automáticamente ante un cortedel servicio eléctrico. Tendrá una autonomíamínima de 2 horas, con nivel luminoso noinferior a 5 lux.

12.2 Señalización y material de seguridad

Aquellos CT en los que sea necesario realizarmaniobras con pértiga estarán equipados conun taburete de aislamiento sobre el que secolocará el operario al utilizar la pértiga.

La instalación eléctrica de BT para el serviciopropio del CT llevará en su origen un interruptordiferencial de alta sensibilidad(10 mA o 30 mA).

Es también recomendable que haya en el CT,un par de guantes aislantes de MT guardadosen un pequeño armario o cofret,acondicionados con polvo de talco.


A1 Funciones y aplicaciones de los aparatos de maniobra MT

A1.1 Seccionador

Fig. A1.1: Ejemplo de utilización de un seccionador MT.

Barras 1

Barras 2

S2 S1 SA

IAIL

SA

Acoplamiento de barras:– Cierre seccionadores SA– Cierre interruptor IA⇒ Ahora los seccionadores S1 y S2 están a

la misma tensión en su entrada y salida.Cambio de barras:– Cierre del seccionador S2: la corriente

se reparte entre S1 y S2– Apertura del seccionador S1: la corriente

pasa toda por S2⇒ Efectuado el cambio de barras.Desacoplamiento de barras (finalmente y si

procede):– Apertura del interruptor de acoplamiento IA– Apertura de los seccionadores SA.⇒ Barras separadas.

Secuencia de maniobras para el cambio de barras (de «1» a «2»)en la alimentación de una línea de salida, sin interrupción de servicio

A1.1.1.- El seccionador

En posición abierto asegura una distancia deseccionamiento (separación). Esta función esnecesaria para cumplir con la primera de lasllamadas «reglas de oro» de la seguridad,para realizar trabajos o intervenciones en lasinstalaciones de MT.

Puede abrir o cerrar un circuito interrumpiendoo estableciendo, según corresponda, el pasode una corriente siempre que ésta sea de valordespreciable (≤ 0,5 A).

Puede también abrir o cerrar un circuito,interrumpiendo respectivamente,estableciendo el paso de una corriente devalor determinado, no despreciable, siemprey cuando no se produzca por ello, ningúncambio notable de tensión en los bornes decada uno de sus polos.

En el esquema figura A1.1 se puede ver unejemplo de esta aplicación.

En los CT, su aplicación más habitual es lade establecer una distancia deseccionamiento.

Las características nominales de unseccionador, son las indicadas en el capítulo3, apartados 3.3 y siguientes, como comunesa los aparatos de maniobra MT, «a» a «g» y«h», «i», «j» si procede, según tipo deaccionamiento.

A1.1.2.- Seccionador de puesta a tierra(Spt)

Aparato mecánico de conexión utilizado paraponer a tierra una parte de un circuito, capazde soportar durante un tiempo especificadocorrientes en condiciones anormales comolas de cortocircuito, pero no previsto parasoportar la corriente en las condicionesnormales del circuito.


Funciones:

– Conexión a tierra de una parte de un circuito.

– Además, en los seccionadores de puesta atierra tripolares, cierre en cortocircuito de lastres fases de un sistema trifásico.

La 4ª de las reglas para la realización detrabajos sin tensión en instalaciones MT y ATprescribe la puesta a tierra y en cortocircuitoen los puntos que delimitan las llamadaszona protegida y zona de trabajo. Con estapuesta en cortocircuito se asegura laeliminación de las tensiones estáticasdebidas a las capacidades de los cablesaislados, condensadores, etc.

En muchos casos, los Spt están asociadoscon seccionadores, formando un solo aparatocombinado, que asume las funciones delseccionador y del Spt.

En este aparato combinado hay siempre unenclavamiento mecánico que impide que elseccionador y el Spt estén cerradossimultáneamente.

El poder de cierre en cortocircuito del Sptdebe ser igual o superior al mayor valor decresta de la corriente de cortocircuito quepueda presentarse en el punto del circuitodonde esté conectado el Spt.

Con este objeto los Spt actuales estánequipados con mecanismo de cierre rápido,independiente de la acción del operador, queasegura que pueda conectar (establecer) unacorriente de cortocircuito en caso de eventualfalsa maniobra.

Las características nominales de un Spt sonpues las indicadas en el capítulo 3, apartado3.3 y siguientes, como comunes para losaparatos de maniobra MT, excepto la «d»(corriente nominal en servicio continuo).

Además, tiene como característica especifica:Intensidad nominal de conexión (poder decierre en cortocircuito). Expresada en valorcresta, es igual a 2,5 veces el valor eficaz dela intensidad admisible de corta duraciónasignada, por tanto, igual al valor «f» de lascaracterísticas comunes.

A1.2 Interruptor-seccionador

A1.2.1.- Generalidades

Aparato mecánico de conexión capaz deestablecer, soportar e interrumpirintensidades en condiciones normales delcircuito, comprendiendo eventualmentecondiciones especificadas de sobrecarga enservicio, así como soportar durante un tiempoespecificado intensidades en condicionesanormales del circuito tales como decortocircuito. Pueden también establecer perono interrumpir intensidades de cortocircuito.

El interruptor-seccionador en la posición deabierto establece una distancia visible deseccionamiento que satisface las exigenciasde seguridad especificadas para unseccionador.

Principales aplicaciones:

– Maniobra de redes de distribución radialesy en anillo (líneas y cables),

– Maniobra de baterías únicas decondensadores.

– Asociados con fusibles, maniobra yprotección de transformadores de distribuciónMT/BT.

En el esquema de la figura A1.2 se pueden verejemplos de la aplicación en redes y en CT.

Los interruptores-seccionadores tipo G parauso general tienen también un poder de corteespecificado de transformadores en vacío y delíneas y cables en vacío. Por otra parte, losmodelos actuales del mercado, tipo G, parauso general, tienen también muchos de ellosun poder de corte especificado de bateríasúnicas de condensadores, generalmenteinferior a la intensidad nominal del aparatopero suficiente en muchos casos.

Prácticamente todos los tipos actuales demercado son tripolares, para líneas trifásicassin neutro.

Las características nominales de losinterruptores-seccionadores tipo G para usogeneral, son las indicadas en el capítulo 3,apartado 3.3 y siguientes, como comunes a laaparamenta de maniobra MT «a» a «g» y«h», «i», «j» si procede, según tipo deaccionamiento.

Además tienen las siguientes característicasnominales especificas:


Fig. A1.2: Ejemplo de aplicación de seccionadores en redes de distribución en anillo.

Distribuciónen anillo

Conjunto 2L-XTConjunto 2L-XT

Conjunto 2L-2TConjunto 2L-1T

MT/BT

MT/BT

MT/BT

Salida Salida

Entrada Entrada

Subestación MT

– Poder de cierre nominal en cortocircuito,Ima. Debe de ser igual o superior al valor decresta de la intensidad asignada de cortaduración, y por tanto igual o superior al mayorvalor de cresta de la intensidad inicial decortocircuito que pueda presentarse en aquelpunto del circuito y circular por el aparato.

– Poder de corte nominal de cargaprincipalmente activa (factor de potencia≥ 0,7 inductivo), I1. Debe de ser igual al valorde la intensidad nominal en servicio continuodel aparato.

– Poder de corte nominal de carga en bucle,I2. Es el poder de corte de una carga defactor de potencia 0,3 inductivo, en circuito debucle cerrado, es decir, un circuito en el cualambos lados del interruptor-seccionadorpermanecen bajo tensión después de laruptura y en el que la tensión que apareceentre los bornes es notablemente menor quela tensión de la red, concretamente inferior oigual a 0,25 veces la tensión nominal delaparato.


El poder de corte nominal de carga en bucle,debe ser también igual a la intensidadnominal en servicio continuo del aparato.

– Poder de corte asignado de transformadoresen vacío, I3.

– Poder de corte asignado de baterías únicasde condensadores, I4.

– Poder de corte asignado de líneas envacío, I5.

– Poder de corte asignado de cables envacío, I6.

Las intensidades I5 e I6 de líneas y cables envacío son capacitivas como I4.

En los interruptores-seccionadores para usogeneral (tipo G), los poderes de corte I3, I4, I5e I6 acostumbran a ser de valor muy inferioral de la corriente nominal en servicio continuodel aparato.

Prácticamente todos los interruptores-seccionadores del mercado, son de intensidadnominal en servicio continuo («d») 400 A, valorsuficiente para la aplicación de estos aparatosa la maniobra de líneas así como para lamaniobra y protección de transformadoresMT/BT en los CT.

A1.2.2.- Mecanismos de accionamiento

Para que un interruptor-seccionador puedatener un determinado poder de cierre encortocircuito, su maniobra de cierre deberealizarse a una velocidad determinada.

Asimismo, para tener unos determinadospoderes de corte I1 a I6, la maniobra deapertura debe realizarse también a unavelocidad determinada.

Para ello, el interruptor-seccionador debeestar equipado con un dispositivo queasegure la fuerza y las velocidades de cierrey de apertura, independientemente de laacción del operador.

Este dispositivo acostumbra a ser unmecanismo de acumulación de energía deresortes (muelles). Los tipos básicos de estemecanismo son:

A)Mecanismo sin elemento de retención.

El resorte acumula la energía aplicada almismo (manual, eléctrica, neumática, etc.)hasta llegar a un punto de tensado y/oposición en el que libera automáticamente

dicha energía produciéndose el cierre o laapertura con la fuerza y velocidad previstas.

Puede ser de resorte único o de dos resortes,uno para el cierre y otro para la apertura.

B) Mecanismo con elemento de retención.

El resorte acumula la energía aplicada almismo, hasta llegar a su posición final detensado, quedando retenido en esta posición.El cierre o la apertura se produce al liberarseel resorte por la acción de un mecanismo dedisparo («disparador»), que puede seractuado manualmente o bien eléctricamente(por ejemplo con un electroimán).

Este tipo permite:

– Una vez tensado el resorte y acumulada laenergía, diferir el cierre o la apertura en tantono se actúe sobre el mecanismo de disparo.

– Orden de cierre o apertura a distancia poractuación eléctrica del disparador.

– En los interruptores-seccionadoresequipados con fusibles, apertura automáticapor fusión de uno de ellos. Al fundirse, supercutor actúa mecánicamente sobre eldisparador.

– Apertura automática por actuación de relésde sobrecarga directos, montados en elinterruptor-seccionador.

– Apertura automática por actuación de relésde sobrecarga indirectos, mediante ordeneléctrica (electroimán) al disparador.

Puede ser también de resorte único o bien dedos resortes independientes uno para cierre yotro para apertura.

A1.2.3.- Asociación con seccionador depuesta a tierra (Spt)

Los interruptores-seccionadores pueden llevarasociado un seccionador de puesta a tierra(Spt) formando así un aparato combinado.

El Spt puede quedar situado indistintamentea uno u otro lado del interruptor-seccionador.

Además en los interruptores-seccionadorescon bastidor de fusibles, el Spt puedesituarse también en dicho bastidor en el ladoconexión de los cables o pletinas.

Debe haber un enclavamiento mecánico entreel Spt y el interruptor-seccionador que impidaque los dos puedan estar simultáneamentecerrados.


El Spt debe tener dispositivo de cierre rápidoindependientemente de la acción deloperador, que asegure un poder de cierre encortocircuito.

El poder de cierre en cortocircuito del Spt,debe ser igual al del interruptor-seccionador.

A1.2.4.- Asociación con fusibles

Los interruptores-seccionadores pueden estarequipados con un bastidor de fusibles de altacapacidad de ruptura con percutor.

Este bastidor puede situarse indistintamentea ambos lados del interruptor-seccionador.

Forman pues un aparato combinado.

Eléctricamente los fusibles y el interruptor-seccionador quedan conectados en serie.

Los interruptores-seccionadores con fusibles,tienen mecanismo de accionamiento del tipoB, o sea con elemento de retención delresorte de apertura y dispositivo de disparo elcual es actuando mecánicamente por elpercutor del fusible cuando éste fundeproduciéndose así la apertura automática delinterruptor-seccionador.

El interruptor-seccionador tiene poder decierre en cortocircuito, pero no tiene poder decorte de la corriente de cortocircuito. En esteaparato combinado la interrupción de lacorriente de cortocircuito la efectúan casiinstantáneamente los fusibles al fundirse.

Este aparato combinado cubre pues las dosprestaciones de cierre y corte de la corrientede cortocircuito.

Además, el fusible al actuar tan rápidamente,limita el valor de la corriente de cortocircuitode forma que no llega a alcanzar el valorpleno que tendría sin los fusibles. Efectúapues, un apreciable efecto limitador de lacorriente de cortocircuito, beneficioso para lainstalación.

A1.2.5.- Aplicaciones

Las aplicaciones más frecuentes de losinterruptores seccionadores son:

– Para maniobra de redes de distribuciónMT, radiales o en anillo (ver esquema de lafigura A1.2). Son interruptores-seccionadores tipo G para uso general, sinfusibles y con Spt. Mayoritariamente conmecanismo de accionamiento del tipo A (sinretención).

– Para maniobra y protección detransformadores de distribución MT/BT (ver elmismo esquema ya citado). Son interruptores-seccionadores tipo G para uso generalequipados con bastidor de fusibles y Spt.

Con mecanismo de accionamiento tipo B o sea,con retención del resorte de apertura. Con esteaparato combinado, el transformador quedaprotegido de la corriente de cortocircuito por losfusibles y la protección contra sobrecargas laefectúa el interruptor-seccionador.

La utilización de los interruptores-seccionadores con fusibles para la protecciónde transformadores, viene limitada en cuantoa la potencia de los mismos, por el calibremáximo de los fusibles MT que en el estadoactual de la técnica, se encuentran en elmercado. Ver en este aspecto el apartadosiguiente A1.3 «fusibles MT». Es previsibleque en el futuro, estos límites puedan variardebido al avance de la tecnología.

Un interruptor-seccionador, con o sin fusibles,y con Spt asume pues las funciones deinterruptor, en los términos y valores antesespecificados, de seccionador (función«seccionamiento»), y de conexión a tierra yen cortocircuito.

Según la primera de las llamadas «Reglas deoro de la seguridad», deben establecersedistancias de separación (seccionamiento)visibles.

Ahora bien, con el avance de la tecnología,se han desarrollado tipos de interruptores-seccionadores con Spt en los que las tresfunciones de conexión-desconexión,seccionamiento y puesta a tierra y encortocircuito, quedan constructivamenteintegradas en un único elemento móvil, contres posiciones: cerrado, abierto con distanciade seccionamiento, y conectado a tierra. Enla figura A1.3 se representan dos ejemplosde lo indicado, uno a base de movimientolineal, y el otro a base de movimiento giratorio(circular).

En ambos casos, por tratarse de aparatos conlos contactos dentro de gas dieléctrico SF6, ladistancia de seccionamiento no esdirectamente visible pero es no obstanteverificable por lo siguiente:

En el caso de movimiento lineal, la posiciónconectado a tierra es directamente visiblepues el contacto fijo de conexión a tierra estádentro de una campana de cristal.


Resulta evidente que para llegar a estaposición conectado a tierra, el contacto móvilha tenido que pasar primero a la posiciónabierto con distancia de seccionamiento.

Análogamente, en el caso de movimientogiratorio, el contacto móvil para llegar a laposición conectado a tierra ha tenido quepasar primero por la posición de interruptorabierto con distancia de seccionamiento.

Por este motivo se ha establecido el conceptode «corte efectivo» como alternativaequivalente a la de corte visible.

El corte efectivo puede definirse en lostérminos siguientes: apertura de un circuitoeléctrico que no permite comprobación visual

y su posición de ABIERTO es señalada porun medio seguro. Este tipo de interruptores-seccionadores presenta las características deaislamiento exigidas a los seccionadores.

Se considera pues el corte efectivoequivalente al corte visible a los efectos deseguridad de operación (trabajos,intervenciones, etc.).

Recuérdese por otra parte, que la «3ª terceraregla de oro de la seguridad» indica que hayque verificar la ausencia de tensión en todaslas posibles fuentes de tensión, o sea, entodos los puntos donde se haya efectuado uncorte visible o efectivo.

Cerrado

Abierto

Puesto a tierra

Fig. A1.3: Rotación o desplazamiento de la parte móvil en los interruptores-seccionadores MT.

A1.3 Fusibles MT

A1.3.1.- Generalidades

Los fusibles de MT son los únicos elementosde la aparamenta de MT, que además depoder cortar corrientes de cortocircuito, soncapaces de limitarlas en su valor, debido a quepueden interrumpir la corriente en tiemposinferiores a un cuarto de periodo (5 ms a 50Hz), y por tanto la corriente no llega a su valorcresta (valor «presunto» según denominaciónde las normas UNE).

A1.3.2.- Características

Características nominales o asignadas quedefinen las prestaciones de un fusible MT, y,por tanto, su elección y/o aplicación.

Tensión nominal Un.

Valores normalizados

3,6 - 7,2 - 12 - 17,5 - 25 - 36 kV


Criterio básico de elección:Tensión de servicio < Tensión nominal (Us < Un)

Intensidad nominal («calibre») In.

Valores normalizados:

6,3 - 10 - 16 - 20 - 25 - 31,5 - 40 - 50 - 6380 - 100 - 125 - 160 y 200 A

El valor de la intensidad nominal In, vienedeterminado por el constructor porconsideraciones térmicas, en el sentido deque, circulando en permanencia por elfusible, éste no sobrepase los calentamientosadmisibles indicados en las normas.

Hay que tener en cuenta que para undeterminado valor de intensidad, elcalentamiento puede variar según la forma deinstalación del fusible, y, por tanto, suscondiciones de refrigeración.

Esta intensidad asignada In es pues unacaracterística que por si misma no permiteprever con precisión el campo de utilizacióndel fusible, en nuestro caso para protecciónde transformadores de distribución.

Poder de corte máximo I1 (kA): es el valormás elevado de la corriente de cortocircuitopresunta, que el fusible es capaz de cortar.Este valor debe ser pues superior al de lamáxima corriente de cortocircuito que puedapresentarse en el punto donde está instaladoel fusible. El criterio de elección es puesI1 > Icc.

Corriente mínima de corte I3 (A): Paravalores inferiores a I3 el fusible funde pero nocorta totalmente la corriente, el arco semantiene en su interior hasta que unaactuación externa interrumpe la corriente,entretanto hay peligro de que el fusible estalle.

Por tanto, es totalmente imperativo evitar atoda costa la instalación de un fusible paraque actúe a una intensidad comprendidaentre In e I3. Los valores usuales de I3 estáncomprendidos entre 2 In y 6 In.

A1.3.3.- Elección de los fusibles paraprotección de transformadores dedistribución MT/BT

En los catálogos de los fabricantes figura latabla de elección de la intensidad nominal Indel fusible, en función de la potencia y latensión MT del transformador.

A título de ejemplo, se reproducen las tablascorrespondientes a los fusibles tipo FusarcCF (figuras A1.4 y A1.5).

Estas tablas están confeccionadas a partir delas tres condiciones siguientes:

A.- Soportar sin fundir intempestivamente lapunta de corriente de conexión que puedeproducirse en una fase del transformador.

B.- Soportar la corriente de serviciopermanente y las eventuales sobrecargas deservicio, sin calentarse en exceso.

Fig. A1.4: Tabla de elección de fusibles FUSARC de 6 a 24 kV(calibre en A; utilización sin sobrecarga: 25o < θ < 40oC).

Tipo de Tensión Potencia del transformador (kVA) Tensiónfusibles servicio asignada

kVA kV50 75 100 125 160 200 250 315 400 500 630 800 1000 1250 1600 2000

Fusarc CF6 16 20 25 25 31.5 40 50 50 63 80 100 125 1210 10 10 16 20 25 25 31.5 40 50 50 63 80 100 125 1211 10 10 16 20 20 25 25 40 40 50 50 63 80 100 125 1212 10 10 16 20 20 25 25 40 40 50 50 63 80 100 125 1213.2 10 10 10 16 16 20 25 31.5 40 40 50 50 63 100 2415 10 10 10 10 16 20 25 31.5 31.5 40 50 50 63 80 100 2416 10 10 10 10 16 20 25 31.5 31.5 40 50 50 63 80 100 2420 10 10 10 10 16 16 20 25 25 31.5 40 40 63 63 80 100 2422 10 10 10 10 10 16 16 20 25 31.5 40 40 50 63 80 100 24


Fig. A1.5: Tabla de elección de fusibles FUSARC-CF 36 kV para protección de transformador(calibre en A; utilización sin sobrecarga: 5 o < θ < 40 o C).

Tensión de Potencia del transformadorserviciokV kVA

75 100 125 160 200 250 315 400 500 630 800 1000 1250 1600 200025 6,3 10 10 16 20 20 25 31,5 40 50 50 63 63 6330 6,3 6,3 10 10 16 20 20 25 31,5 40 50 50 63 63 63

Fig. A1.6: Corriente de conexión de un transformador de 100 kVA.

C.- Cortar las corrientes de cortocircuito quepuedan producirse por un defecto en losbornes secundarios del transformador.

A1.3.3.1.- En relación con la condición A:

Puntas de conexión

La conexión de un transformador se debeconsiderar siempre como el paso por unrégimen transitorio que será más o menosimportante según sea el instante deaplicación de la tensión y el valor de lainducción remanente del circuito magnético.

La asimetría y el valor de cresta de lacorriente son máximos cuando la conexión seefectúa en el instante coincidente con un cerode tensión y cuando la inducción remanenteen la misma fase es también la máxima.

En la figura A1.6 se representa la curva devariación el en tiempo de una corriente deconexión:

– Ie es el valor máximo (valor inicial) de lacorriente de conexión. En la figura está

expresada en veces la corriente nominal deltransformador Ie/ In,

– Se denomina constante de tiempo deamortiguamiento «τe» al tiempo en segundosque la corriente de conexión ha tardado enreducirse al 37% de su valor inicial,

– t es el tiempo en segundos al final del cualse estima que la corriente de conexión haalcanzado su valor final. Generalmente seconsidera t = 3τe.

La tabla de la figura A1.7 da los valoresindicativos de Ie/In y de τe en función de lapotencia de los transformadores normalizados.

Una regla práctica simple y experimentadalargamente que tiene en cuenta lassobrecargas mencionadas y evita elenvejecimiento del fusible por repetición deestas sobrecargas es verificar que lacorriente de fusión del fusible en 0,1segundos sea siempre superior o igual a 14veces la corriente nominal In deltransformador.


A1.3.4.2.- En relación con la condición B:

Régimen permanente y de sobrecarga

Para no provocar un rápido envejecimiento delos elementos fusibles y para tener en cuentasu instalación en celdas cerradas(temperatura ambiente muy elevada) elcalibre mínimo nominal del cartucho fusibleha de ser superior o igual a 1,3 veces laintensidad nominal del transformador (In).

Esto es válido para las condiciones normalesde temperatura definidas por lasrecomendaciones CEI es decir: temperaturade aire ambiente sin rebasar los +40 oC conuna media, medida sobre un periodo de 24horas, de +35 oC como máximo.

Si se prevé que el transformador puedafuncionar con una sobrecarga permanente, seha de tener en cuenta para el cálculo delcalibre de protección. Tomaremos comocalibre:

1,3 Isobrecarga ≤ calibre cartucho.

A1.3.4.3.- En relación con la condición C:

Corriente de defecto sobre el secundario deltransformador

En el caso de que algún equipo de relés deprotección del lado MT no esté previsto paradetectar un cortocircuito sobre el secundario(lado BT) del transformador protegido,corresponderá al fusible la misión de eliminarlos efectos del defecto. Fig. A1.7: Valores indicativos de Ie/ In y de τe.

S Ie / In τττττe kVA s

50 15 0,10100 14 0,15160 12 0,20400 12 0,25630 11 0,30800 10 0,30

1000 10 0,351250 9 0,351600 9 0,402000 8 0,45

La regla a verificar en este caso será sobretodo el asegurar que la corriente a interrumpirsea superior o igual a I3, corriente mínima decorte del fusible.

Del concepto de corriente mínima de corte I3,que debe de ser de 2 a 6In y de la condiciónB, intensidad nominal («calibre») del fusibleIn ≥ 1,3 veces la intensidad nominal deltransformador, se desprende que la misión delfusible MT es la de proteger contra corrientesde cortocircuito, pero no de las sobrecargasmás o menos duraderas.

La protección contra estas sobrecargas debede ser efectuada o bien mediante el control detemperatura del transformador o bien medianterelés de sobreintensidad que actúen sobre uninterruptor.


A2 Interruptor automático de corriente alterna MT

A2.1 Definición

Aparato mecánico de conexión, capaz deestablecer soportar, e interrumpir corrientesen condiciones anormales especificadas delcircuito tales como las de cortocircuito.

Notas:

– Para denominar un interruptor automático,se utiliza también en algunos textos eltérmino «disyuntor». Se trata de un galicismo.En francés es «disjonteur».

En inglés se denomina «circuit-breaker» y enalemán «Strömungsschalter».

– Un interruptor automático está previstogeneralmente para actuar con pocafrecuencia, si bien ciertos tipos son capacesde maniobras frecuentes.

– Los tipos actuales de interruptoresautomáticos tienen mayoritariamente loscontactos dentro de cámaras cerradas, deforma que la posición abierto o cerrado de losmismos no es directamente visible.

Por tanto estos interruptores automáticos enposición abierto no establecen una distanciavisible de seccionamiento a efectos delcumplimiento de las condicionesreglamentarias de seguridad.

Por este motivo, en el punto del circuitodonde está instalado un interruptorautomático, hay siempre conectado en seriecon el mismo un seccionador a uno u otrolado del interruptor automático, o bien dosseccionadores, uno en cada lado.

– En adelante, en este texto, para abreviar,se empleará el término «interruptor» paradesignar los interruptores automáticos.

Maniobra y protección de líneas aéreas,cables transformadores de potencia,generadores, motores MT, y baterías únicasde condensadores.

A2.2 Principales aplicaciones

– Reglamento de Alta Tensión MIE.RAT -Instrucciones Técnicas Complementarias01 y 06.

– Norma UNE 21-081 (concordante conCEI 56) «Interruptores automáticos decorriente alterna para Alta Tensión».

A2.3 Normativa

También, bajo ciertas condiciones, maniobray protección de baterías de condensadoresde varios escalones.

– Norma UNE-EN 60 694 (concordante conCEI 694:1 996). «Estipulaciones comunespara las normas de aparamenta de altatensión».

A2.4 Tipos constructivos actuales

Mayoritariamente interruptores tripolares pararedes trifásicas (sin conductor neutro), conmecanismo de accionamiento común (único)para los tres polos.

En menor cuantía interruptores unipolarespara líneas o circuitos monofásicos.


A2.4.1.- Mecanismos de accionamiento

El mecanismo de accionamiento es paramaniobras de cierre o apertura conacumulación de energía, en la que ésta esliberada en una única operación continua, deforma que la velocidad y la fuerza de maniobrason independientes de la acción del operador.

Esto es necesario para poder garantizar unospoderes nominales de cierre y de corte de lascorrientes en condiciones normales deservicio y/o anormales tales como las decortocircuito.

En la mayoría de los tipos actuales deinterruptores, la acumulación de energía parael cierre y/o la apertura es en formamecánica, por ejemplo en resortes (muelles).

Según los tipos, la energía acumulada puedeser aportada:

– Sólo manualmente (palanca, manivela, etc.).

– Eléctricamente, por ejemplo motoreléctrico, y también manualmente, en caso defallo de la alimentación eléctrica.

– También, aunque menos frecuente en formaneumática (aire a presión) u oleohidráulica.

En estos tipos suele haber también posibilidadde aportación manual para caso de fallo de laalimentación neumática u oleohidráulica.

Se denominan «disparadores» a losdispositivos que liberan los órganos deretención de la energía acumulada,permitiendo así el cierre o la apertura delinterruptor.

Estos «disparadores» pueden ser mecánicosactuados manualmente, o bienelectromecánicos, por ejemplo electroimanesactuados eléctricamente por pulsadores,conmutadores, etc.

Habitualmente los interruptores estánequipados con ambos tipos de disparadores,o sea con mando mecánico en el propiointerruptor y mando eléctrico que puede seractuado a distancia por ejemplo desde elcuadro o punto de control y mando de lainstalación.

También, aunque menos frecuente, losdisparadores pueden ser neumáticos,electroneumáticos u oleohidráulicos.

Los mecanismos de maniobra conacumulación de la energía en forma mecánica

(los más frecuentes) suelen estar concebidoscomo sigue: a partir del interruptor enposición abierto, el mecanismo acumula laenergía aportada en forma manual oeléctrica.

Al actuar el disparador de cierre, elmecanismo emplea sólo una parte de laenergía acumulada en efectuar el cierre delinterruptor. La otra parte se mantieneacumulada en el mecanismo, para poderefectuar con ella la apertura cuando eldisparador de apertura la libere.

Esto es necesario para garantizar la aperturaautomática del interruptor por actuación delos disparadores de protección contrasobreintensidades y/o cortocircuitos, asícomo contra corrientes anormales por sunaturaleza, independientemente de su valor(por ejemplo corrientes de defecto a tierra,corrientes diferenciales, etc.).

El diseño más habitual del mecanismo, es abase de dos muelles (o juegos de muelles).Uno acumula la energía para el cierre(conexión). Cuando el disparador libera suenergía, emplea una parte de la misma paraacelerar y cerrar los contactos, y la otra partepara tensar el muelle o muelles de apertura(desconexión), o sea les «traspasa» parte desu energía. Por este motivo, los muelles deconexión son más dimensionados que los dedesconexión.

El objetivo es pues que por el mismo acto decerrar, el interruptor quede automáticamentepreparado con la energía necesaria para abrircon la fuerza y velocidad que garanticen supoder de corte asignado.

Con este mismo objetivo los interruptores conaccionamiento neumático están equipadoscon un calderín de aire a presión que asegurala energía suficiente para una maniobra deapertura aún en el caso de fallo en laalimentación de aire comprimido.

En lo demás, los mecanismos de losinterruptores son habitualmente del tipodenominado de disparo libre.

En este tipo de mecanismo, si una vez iniciadala maniobra de cierre se da orden de apertura,los contactos móviles vuelven a su posición deapertura y se mantienen en ella aunque semantenga la orden de cierre. Es decir, la ordende apertura predomina sobre la de cierre. Estoes por motivos de seguridad.


A2.4.2.- Contactos

Los contactos, fijos y móviles están dentro decámaras cerradas, una para cada polo o fase.

Los interruptores tripolares tienen pues trescámaras separadas. Dentro de estas cámarastienen lugar pues, los fenómenos eléctricos yfísicos (arco eléctrico, calentamientossobrepresiones, etc.) debidos a los procesosde conexión y desconexión de corrienteseléctricas bajo condiciones determinadas detensión, frecuencia, forma de onda, etc.

Se denomina polo al conjunto formado por loscontactos fijo y móvil con la cámara que loscontiene y los bornes de conexión (entrada ysalida) al circuito.

Se denomina «biela» a la palanca aislanteque enlaza el mecanismo de accionamientocon un polo, transmitiendo a los contactos elmovimiento del mecanismo.

A2.4.3.- Visión simplificada del proceso deinterrupción de una corriente

Al iniciarse la separación entre contactos fijoy móvil, se establece entre ellos un arcoeléctrico a través del cual continúa circulandola corriente.

La diferencia de tensión entre contactos fijo ymóvil es muy pequeña respecto a la tensiónde servicio, pues es sólo la caída de tensiónen el arco.

Por tratarse de una corriente alterna, suintensidad pasa por cero cada medio periodo.Por tanto, a cada paso por cero, el arco seapaga.

El objetivo del interruptor es impedir quevuelva a restablecerse («reencendido»).

Por otra parte, al apagarse el arco y por tantoquedar abierto el circuito, la tensión entrecontactos fijo y móvil crece rápidamente conintención de alcanzar el valor de la tensión deservicio.

Por otra parte, al extinguirse el arco, elespacio entre contactos fijo y móvil se enfría ypor tanto se desioniza por lo cual aumentatambién rápidamente la rigidez dieléctrica delmedio aislante entre contactos (aire, aceite,gas aislante, vacío, etc.).

Se produce pues como una «carrera» entre elaumento de la tensión entre contactos y elaumento de la rigidez dieléctrica entre losmismos.

Si la rigidez dieléctrica aumenta másrápidamente y alcanza un valor superior al dela tensión entre contactos, no se producereencendido el arco, y la corriente quedadefinitivamente interrumpida.

Si, por el contrario, la tensión entre contactoscrece más rápidamente y alcanza un valorsuperior al de la rigidez dieléctrica en elespacio entre contacto se produce unaperforación dieléctrica de dicho espacio conel consiguiente reencendido del arco entrecontactos, el cual se mantendrá hasta elnuevo paso por cero de la corriente (a 50 Hzal cabo de 10 ms), momento en que volverá arepetirse la «carrera» explicada.

En realidad, el proceso de interrupción es unfenómeno más complejo. Lo explicado es unavisión simplificada del mismo.

El objetivo del interruptor a cada paso porcero de la corriente con el consiguienteapagado del arco, es pues favorecer el másrápido crecimiento de la rigidez dieléctrica enel espacio entre contactos fijo y móvil. Losrecursos para conseguirlo son básicamente:

– Rápido aumento de la separación entrecontactos, o sea, velocidad de apertura lomás elevada posible.

– Rápida y enérgica desionización delespacio entre contactos. Esto se consigue:

Enfriando enérgicamente dicho espacio entrecontactos. En efecto, el grado de ionizaciónaumenta con la temperatura.

Desionizando directamente por captación deelectrones libres.

– Llenado de la cámara con un fluidoaislante, líquido o gaseoso, de elevadarigidez dieléctrica y buenas característicascomo refrigerante (calor específico,conductividad térmica, entalpía). Se lesdenomina comúnmente «fluido extintor».

– Diseño interior de la cámara que favorece eincrementa la acción refrigerante del fluidoextintor, a base de inyectar cantidades frescasdel mismo a la zona del arco entre contactos.

En los diseños actuales, la fuerza para estainyección la proporciona la sobrepresión queproduce el arco eléctrico dentro de la cámarade corte, haciéndola actuar sobre losdispositivos de inyección. Se aprovecha puesasí, la propia energía que desarrolla el arco.Esto tiene además la siguiente ventaja:


Si la intensidad a cortar es elevada, también loserá la energía del arco y por tanto lasobrepresión que produce será mayor, con locual la inyección del fluido extintor más fuerte.

En cambio, para intensidades pequeñas y portanto arcos de menor energía, la induccióndel fluido extintor es más suave evitándoseasí el peligro de cortar la corriente antes desu paso natural por cero, lo cual provocaríauna peligrosa sobretensión, según se explicamás adelante.

– Otro recurso, consiste en practicar en lascámaras un elevado vacío, con lo cual seobtiene una muy elevada rigidez dieléctricaen el espacio entre contactos. Es el sistemade los denominados «interruptores de vacío».

Nota: El interruptor debe interrumpir lacorriente solamente cuando ésta pasa por suvalor cero, y por tanto el arco eléctrico estáapagado, a base de impedir que vuelva aencenderse, según antes explicado.

No debe nunca apagar el arco antes de quese extinga por sí mismo pues esto seríainterrumpir bruscamente el paso de la

corriente, lo cual produciría una elevadasobretensión entre contactos, peligrosa parael propio interruptor y para los otros aparatosy elementos del circuito. Los interruptoresdeben estar debidamente diseñados paraevitar esta eventualidad.

Definición de algunos términos:

– Tensión de restablecimiento (TR): Es latensión que aparece entre los bornes de unpolo de un interruptor después de lainterrupción de la corriente. En su régimenfinal, después de un periodo transitorio, la TRes una tensión a la frecuencia de servicio dela red.

– Tensión transitoria de restablecimiento(TTR): Oscilación inicial de carácter transitoriode la tensión de restablecimiento, queacostumbra a presentar un valor crestasuperior al de la TR a la frecuencia deservicio. La TTR representa pues una ciertasobretensión pasajera. Los interruptoresdeben estar diseñados para poder soportaresta sobretensión, y a la vez para limitarla avalores no peligrosos indicados en las normas.

A2.5 Tipos constructivos de fabricación actual, y/o vigentes en servicio

No se consideran aquí los tipos muy antiguos,de los que si bien siguen algunas unidades enservicio, pueden considerarse tipos obsoletos,superados por los de posteriores tecnologías.

A2.5.1.- Interruptores de pequeño volumende aceite

El fluido extintor es aceite mineral del mismotipo que el de los transformadores de potencia.

En el proceso de desconexión el calor delarco eléctrico descompone el aceite que haya su alrededor en sus componentes carbonoe hidrógeno. Este último es un gas muy ligerode notables propiedades refrigerantes que sedisuelve bien en la restante masa de aceiteno descompuesto, evacuando asíeficazmente el calor generado por el arcoeléctrico.

El aceite mineral para transformadores einterruptores, tiene una elevada rigidezdieléctrica.

Cronológicamente el interruptor de pequeñovolumen de aceite es el más antiguo de lostipos actualmente en servicio. En los últimos

años su fabricación ha ido siendo sustituidapor la de los tipos más modernos de SF6 y devacío. No obstante hay aún en serviciomuchos miles de interruptores de pequeñovolumen de aceite con resultado satisfactorio.

A2.5.2.- Interruptores de gas hexafluorurode azufre (SF6)

En estos interruptores, el fluido extintor es elgas hexafluoruro de azufre (SF6).

Su estructura molecular es según la figuraA2.1.

Es unas 5 veces más denso que el aire.

A temperatura ambiente se le puede licuarpor compresión. Normalmente se transportaen estado líquido en botellas.

El SF6 en estado puro es incoloro, inodoro,no tóxico e ininflamable. Cualquiermodificación de estas propiedades se debe alas impurezas que existen en el SF6comercial. Las normas prescriben lascantidades máximas admisibles de estasimpurezas.


La rigidez dieléctrica y las propiedadesrefrigerantes del SF6 aumentan con la presión.

En relación con el aire o el nitrógeno (N2) surigidez dieléctrica es:

A una atmósfera 3 veces superior.

A 2,5 atmósferas 9 veces superior, yaproximadamente igual a la del aceite.

A 4 atmósferas 12 veces superior a la delaire o N2.

En los interruptores de MT, el SF6 estáhabitualmente a una presión moderadamentesuperior a la atmosférica.

En su utilización para interruptores destacanlos siguientes aspectos:

Alrededor de los 2 000 K el SF6 empieza adisociarse en sus componentes azufre y flúor.A los 2 000 K está ya disociado en un 50%aprox. y este porcentaje aumenta con latemperatura.

El flúor es muy electronegativo y capta pueslos electrones libres del espacio ionizado porel arco, con lo cual, junto con su acción deenfriamiento, contribuye eficazmente a ladisionización de dicho espacio, y por tanto alincremento de su rigidez dieléctrica.

Esta disociación de la molécula de SF6 esreversible, de forma que una vez apagadodefinitivamente el arco, al descender latemperatura por debajo de los 2000 K seproduce la recombinación casi total del gasSF6. No hay pues consumo apreciable delmismo debido a las maniobras de desconexión,aparte claro está de eventuales fugas.

La duración de la vida eléctrica de los polosde estos interruptores de SF6 es muy superiora la de los polos de los interruptores depequeño volumen de aceite, y sumantenimiento mucho menor.

A2.5.3.- Interruptores de vacío

Las cámaras del interruptor tienen un vacíoelevado, la presión es sólo del orden de10-4 Pa. La rigidez dieléctrica entre contactoses pues muy elevada, de entre 150 a 200 kVpara separaciones de 15 mm.

El arco eléctrico entre contactos se estableceen un plasma formado por la vaporizaciónsuperficial de los contactos metálicos. Setrata pues de electrones e iones metálicos.

En la técnica actual, los contactos son de unacombinación de cobre y cromo.

Al apagarse el arco en el paso por cero de lacorriente, los vapores metálicos se enfrían yse condensan sobre la superficie de loscontactos y en las paredes circundantes de lacámara, impidiendo así un nuevo encendidodel arco. La presión ejercida por los vaporesmetálicos durante el arco, desaparece y lacámara vuelve al estado de alto vacío.

Se trata de cámaras cerradas absolutamenteestancas («sellado por vida»), con unaduración de vida eléctrica sumamenteelevada superior a las de las otras técnicasde corte. El mantenimiento es también muchomenor que el de los interruptores de pequeñovolumen de aceite.

La molécula de SF6 es perfectamente simétrica.Está formada por un átomo de azufre cuyos 6enlaces libres están utilizados por 6 átomos deflúor que completan su cubierta electrónicaperiférica, quedando dispuestos de forma queocupan los vértices de un octaedro regular.

Esta estructura, en la que todos los enlacesquímicos están saturados, se preseta comoquímicamente estable.

Fig. A2.1: La molécula de SF6.


A2.6 Accesorios posibles

– Dispositivos de contactos auxiliaresmontado en el recinto del mecanismo deaccionamiento y enlazado mecánicamente almismo. Con disparadores eléctricos de cierrey/o de apertura, el dispositivo de contactosauxiliares es necesario.

– Bastidor de soporte del interruptor, conruedas («carro móvil»).

– Brazos enchufables (figuras A2.2 y A2.3:conjuntos de aparamenta MT dentro deenvolvente). Fig. A2.2: Interruptor extraíble MT. FLUAIR

(Merlin Gerin).

Fig. A2.3: Compartimientos del interruptor extraíble MT. FLUAIR (Merlin Gerin).

A2.7 Asociación con transformadores de intensidad

Los interruptores pueden llevar montadostransformadores de intensidad toroidalescolocados en uno de los bornes de conexiónde los polos, formando así un aparatocombinado. (Figura A2.4). Ver el anexo:Transformadores de Intensidad.

Fig. A2.4a: Interruptor con transformadorestoroidales asociados.

Fig. A2.4b: Detalle de interruptor con TCasociado.


A2.8 Secuencias de maniobras

O representa una maniobra de apertura(«open»).

C representa una maniobra de cierre(«closing»).

CO representa una maniobra de cierreseguida inmediatamente (es decir sin retrasointencional) de una maniobra de apertura.

t, t', t" intervalos de tiempo entre dosmaniobras sucesivas.

Reenganche rápido: secuencia de maniobraspor la que, a continuación de una apertura secierra automáticamente el interruptor,después de un tiempo prefijado, quenormalmente es de 0,3 segundos.

Nota: Estadísticamente, en las líneas aéreas,aprox. el 80% de los cortocircuitos queprovocan la apertura del interruptor, sonpasajeros (no permanentes), por ejemplo, elcontacto de una rama de árbol o entreconductores de dos fases por efecto delviento, descarga superficial («contorneo») enun aislador etc.

El reenganche rápido es pues necesario paraevitar las interrupciones prolongadas deservicio de la línea, por una causa que en el80% de los casos es de muy corta duración(casi instantánea). Sólo si el cortocircuito semantiene el interruptor vuelve a abrir.

Secuencias de maniobra normalizadas(nominales).

A2.8.1.- Interruptores previstos parareenganche automático rápido

O - 0.3 s - CO - 3 min - CO.

Nota: Muchos tipos actuales de interruptores,permiten para el segundo intervalo de tiempovalores menores de 3 minutos por ejemplo40 ó 50 segundos.

A2.8.2.- Interruptores no previstos parareenganche rápido

O - 3 min - CO - 3 min - CO

y también

O - 15 s - CO.

Nota: Los interruptores previstos parareenganche rápido deben cumplir lascondiciones siguientes:

– Sus polos deben estar dimensionados parapoder cortar dos veces seguidas (intervalo de0,4 s aprox.) su corriente nominal dedesconexión (poder de corte nominal encortocircuito).

– Su mecanismo de accionamiento debeestar motorizado y diseñado para lasecuencia de operación siguiente a partir dela posición abierto del interruptor:

- Acumulación de energía (tensado de losmuelles de conexión).

- A la orden del disparador: cierre decontactos y tensado de los muelles de apertura.

- Después de la operación de cierre, y deforma automática (sin intervención deloperador), nuevo tensado de los muelles deconexión.

Por tanto, el interruptor en posición cerradotiene los muelles de apertura y los de cierreambos tensados, o sea con energíaacumulada para la apertura y para un nuevocierre a los 0,3 seg. aproximadamente.

A2.9 Características nominales de los interruptores automáticos MT

A2.9.1.- Características comunes «a» a «j»

Detalladas en el apartado 3.3 «AparamentaMT hasta 72,5 kV».

A2.9.2.- Características específicas

«k») Poder de corte nominal en cortocircuito.Es la mayor intensidad de cortocircuito que elinterruptor debe ser capaz de interrumpir enun circuito en el que la tensión de

restablecimiento a frecuencia industrialcorresponde a la tensión nominal delinterruptor, y en el que la tensión transitoriade restablecimiento (TTR) es igual al valorespecificado en la tabla de la figura A2.5.

El poder de corte nominal en cortocircuito, secaracteriza por los dos valorescorrespondientes a las dos componentes quepuede tener la corriente de cortocircuito:


– Valor eficaz de la componente periódica

– Porcentaje de la corriente aperiódica.

Ambas componentes se determinan según lafigura A2.6.

Los valores normalizados de la componenteperiódica son los mismos que los indicadospara la intensidad admisible de cortaduración, en el apartado «Aparamenta MThasta 72,5 kV».

En un interruptor, la intensidad admisible decorta duración asignada, en valor eficaz,debe ser igual al valor eficaz de lacomponente periódica de su poder de cortenominal en cortocircuito.

Asimismo, el valor cresta de la intensidad decorta duración asignada debe ser igual al valorde cresta inicial de su poder de corte nominalen cortocircuito (IMC de la figura A2.6).

Tensión nominal Valor de crestade la TTR

U UckV kV

3,6 6,2

7,2 12,4

12 20,6

17,5 30

24 41

36 62

52 89

72,5 124

Fig. A2.5: Tensión transitoria derestablecimiento (TTR).

X = TiempoAA’, BB’ = Envolvente de la onda de corrienteBX’ = Línea de ceroCC’ = Desplazamiento de la línea de cero de la onda de corriente en cada instanteDD’ = Valor eficaz de la componente periódica de la corriente en cada instante,

medida a partir de CC’EE’ = Instante de la separación de los contactos (cebado del arco)IMC = Intensidad establecidaIAC = Valor de cresta de la componente periódica de la corriente en el instante EE’

IAC

2 = Valor eficaz de la componente periódica de la corriente en el instante EE’

IDC = Componente aperiódica de la corriente en el instante EE’

II

DC

AC

x100= Porcentaje de la compoente aperiódica

Fig. A2.6: Determinación de la intensidad establecida y cortada y del procentaje de lacomponente aperiódica.


Salvo casos de aplicaciones especiales delinterruptor, el porcentaje de la componenteaperiódica, puede evaluarse según lafigura A2.7.

L) Tensión transitoria de restablecimientonominal (TTR) para cortocircuitos en bornesde salida del interruptor. Los valoresnominales son los de la figura A2.5.

M) Poder de cierre nominal en cortocircuito.Es igual a 2,5 veces el valor eficaz de lacomponente periódica de su poder de cortenominal en cortocircuito.

N) Secuencia de maniobras nominal (apartadoA2.8).

A2.9.3.- Características nominales aprecisar en algunos casos específicos

– Duración admisible de la intensidad decortocircuito. Valor nominal 1 segundo. Si seprecisa un valor superior, se tomará el de 3segundos.

– Poder de corte nominal de cable en vacío.

Los valores normalizados son los indicadosen la tabla de la figura A2-8.

Tensión nominal Poder de cortenominal de

cables en vacíokV kA

3,6 10

7,2 10

12 25

17,5 31,5

24 31,5

36 50

52 80

72,5 125

Fig. A2.8: Poder de corte nominal de cablesen vacío.

100

80

60

40

20

00 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Tiempo a partir de la iniciación de la intensidad de cortocircuito (ms)

Por

cent

aje

de la

com

pone

nte

aper

iódi

ca

Fig. A2.7: Porcentaje de la componente aperiódica en función del tiempo τ.

– Poder de corte nominal de baterías decondensadores (batería única).

– Poder de corte nominal de pequeñascorrientes inductivas.


A2.10 Coordinación de los valores nominales de los interruptores

Se especifican en la siguiente tabla. Estatabla de coordinación no es obligatoria, sinosólo una guía de elección. Pueden por tanto,combinarse en un interruptor valoresnominales diferentes. (Figura A2.9).

Fig. A2.9: Tabla de coordinación de los valores nominales de los interruptores.

Tensión Poder de corte Intensidad nominal en servicio continuonominal nominal en

cortocircuitokV kA A3,6 10 40016 630 125025 1250 1600 250040 1250 1600 2500 40007,2 8 400

12,5 400 630 125016 630 1250 160025 630 1250 1600 250040 1250 1600 2500 4000

12 8 40012,5 400 630 125016 630 1250 160025 630 1250 1600 250040 1250 1600 2500 400050 1250 1600 2500 4000

17,5 8 400 630 125012,5 630 125016 630 125025 125040 1250 1600 2500

24 8 400 630 125012,5 630 125016 630 125025 1250 1600 250040 1600 2500 4000

36 8 63012,5 630 125016 630 1250 160025 1250 1600 250040 1600 2500 4000

52 8 80012,5 125020 1250 1600 2000

72,5 12,5 800 125016 800 125020 1250 1600 2000

31,5 1250 1600 2000


A2.11 Placa de características

A2.11.1.- Datos que se han de dar paratodos los interruptores

a) Nombre del fabricante o marca registradapor la cual pueda fácilmente ser identificado.

b) Número de serie o designación del tipoque haga posible conseguir toda lainformación correspondiente del fabricante.

c) Tensión nominal.

d) Nivel de aislamiento nominal (tensión deensayo).

e) Frecuencia nominal.

f) Intensidad nominal en servicio continuo.

g) Poder de corte nominal en cortocircuito.

h) La masa (incluyendo el aceite en los quetengan).

A2.11.2.- Datos a proporcionar para ciertosinterruptores

Duración nominal admisible de la intensidadde cortocircuito, si fuese distinta de unsegundo.

Tensión nominal de alimentación de losdispositivos de apertura y cierre.

Frecuencia nominal de alimentación de losdispositivos de apertura y cierre.

Presión nominal de alimentación del airecomprimido para maniobras e interrupción.

Poder de corte nominal en discordancia defases, si hay un valor asignado.

Tensión nominal de alimentación de loscircuitos auxiliares.


A3 Medida y control de la intensidad y de la tensión. TC y TT

A3.1 Objeto

En los sistemas eléctricos es necesario podermedir el valor de la corriente y de la tensión,bien sea para tener control de las mismas(aparatos de medida), bien para vigilar quedichos valores están dentro de los límitesadmisibles (relés de protección).

Hasta ciertos niveles de corriente y/o detensión, es posible la conexión de los aparatosde medida, contaje o protección directamentea la línea. Ahora bien, a partir de ciertosvalores, esto no es posible, tanto por razonesconstructivas de los aparatos y de lasinstalaciones, como por razones de seguridad.

Por tanto, deben conectarse por medio detransformadores de tensión o de corriente,según corresponda, que se denominangenéricamente «transformadores de medida yprotección».

A3.2 Normativa

En MT y AT, para medida y control detensiones, es siempre necesario instalartransformadores de tensión. Asimismo, porrazones de aislamiento, se necesitan siempretransformadores de corriente, sea cual sea elvalor de la intensidad.

En lo que sigue, para abreviar, a lostransformadores de tensión se lesdenominará «TT», y a los de corriente «TC».

El objeto de los transformadores de medida(de tensión o de intensidad), es pues el poderalimentar los aparatos de medida, contaje yprotección a unas tensiones respectivamentecorrientes suficientemente pequeñas parapoder ser aplicadas a dichos aparatos y conun potencial a masa o entre fases de valor nopeligroso para el aislamiento de los aparatos,y para las personas.

Norma UNE 21 088 Transformadores demedida y protección.

Es norma de obligado cumplimiento desdeJunio 1 994 según el Reglamento de AltaTensión (MIE-RAT).

Parte 1: Transformadores de intensidad(concordante con CEI-185 y con elDocumento de Armonización HD 553S2).

Parte 2: Transformadores de tensión(concordante con CEI-186 y con elDocumento de Armonización HD-554S1).

A3.3 Tipos y modelos constructivos actuales

En su gran mayoría, estos transformadoresson del tipo electromagnético, o sea,constituidos en su versión más simple, por unnúcleo magnético con un arrollamientoprimario conectado a la línea, y unarrollamiento secundario al que se conectanlos aparatos (figuras A3.1, A3.2 y A3.3).Análogos pues a los transformadores depotencia.

Aunque se utilicen en líneas o circuitostrifásicos, los modelos actuales de TT y TCson casi todos monofásicos.

Los modelos actuales de MT para instalacióninterior, son de aislamiento sólido de resinaepoxy, termoendurecible. Forman un cuerpomoldeado de dicha resina que contiene en suinterior el núcleo magnético y losarrollamientos primario y secundario.

Los modelos para instalación intemperiepueden ser de aislamiento en baño de aceitey aisladores de porcelana, o bien deaislamiento sólido de resina epoxy como losde interior, pero con envolvente (caja)metálica para intemperie y los aisladores conenvolvente exterior de porcelana.


Fig. A3.1: TC.

Fig. A3.3: TT (dos conexiones diferentes).

Fig. A3.2: TC.

P1 P2

N1

S1

Z22

S2

N2

P1 P2

P1

N1 N2

U2U1

P2

S1

S2S1

N1 U1

N2 U2 S2

A3.4 Conexión

A3.4.1.- Transformadores de tensión

Los transformadores de tensión se conectana la línea en derivación (como untransformador de potencia). Su primario estásometido pues a la plena tensión de la línea.

Los TT para conexión entre fases tienen dosbornes (polos) primarios aislados. Losprevistos para conexión entre fase y masa(tierra), tienen un solo borne primario aislado.El otro borne no precisa estar aislado ya quees el que se conecta a tierra.


Por razones de seguridad se conecta a tierrauno de los bornes de cada secundario, porejemplo el S1 o bien el 1S1 y el 2S1 si sondos secundarios.

Esquemas posibles y denominación(marcado) de los bornes:

Las marcas P1 y P2 designan los bornes delarrollamiento primario. Las marcas «S» (S1,S2, S3, 2S1, 2S2, etc.) designan los bornesde los arrollamientos secundarios.

Los bornes con las marcas P1 y S1 son de lamisma polaridad (figuras A3.4 a la A3.9).

A3.4.2.- Transformadores de intensidad

Los transformadores de intensidad seconectan con su primario intercalado en lalínea, o sea, «en serie» con la misma. Dichoprimario queda recorrido pues por la plenaintensidad de la línea.

P1 P2

S1 S2

P1 P2

S1 S2

P1

S1 S2

Fig. A3.6: Transformador monofásico con unextremo del arrollamiento conectadodirectamente a masa.

Fig. A3.5: Transformador monofásico con unborne primario de bajo aislamiento y un soloarrollamiento secundario.

Fig. A3.4: Transformador monofásico conbornes primarios totalmente aislados y unsolo arrolamiento secundario.

P1 P2

1S1 1S2

2S1 2S2

Fig. A3.7: Transformador monofásico condos arrollamientos secundarios.

Fig. A3.8: Transformador monofásico con unarrollamiento secundario de tomas múltiples.

Fig. A3.9: Transformador monofásico condos arrollamientos secundarios de tomasmúltiples.

P1 P2

S1 S2 S3 S4

P1 P2

1S1 1S2 1S3

2S1 2S2 2S3


Las marcas de los bornes identifican:

los arrollamientos primario y secundario;

las secciones de cada arrollamiento,cuando estén divididos en secciones;

las polaridades relativas de losarrollamientos y de las secciones de losarrollamientos;

las tomas intermedias, si existen.

Por razones de seguridad, se conectasiempre a tierra uno de los bornes de cadauno de los secundarios, por ejemplo: S1 sihay un solo secundario o bien el 1S1 y el 2S1si hay dos secundarios.

Las marcas de los bornes de lostransformadores de intensidad estánindicadas en la figura A3.10.

Los bornes marcados P1, S1, C1 tienen entodo momento la misma polaridad.

A3.4.3.- Las diferentes formas de conexióna la línea

Las diferentes formas de conexión a la líneadel primario del TT (en derivación) y del TC(en serie), determinan una forma de

P2P1

S1 S2 S1 S2 S3

P2P1

1S1 1S2 2S1 2S2

S1

1S

1

2S

2

1S

2

2

P2P1

Transformador con unasola relación de transformación

Transformador con una salidaintermedia en el secundario

Transformador con dos seccionesen el arrollamiento primariopara conexión serie-paralelo

Transformador con dos arrollamientos secundarios,cada uno sobre núcleo magnético propio

(dos variantes para los bornes secundarios)

C1

P1P2

C2

S1 S2

Fig. A3.10: Marcado de bornes de los TC.

funcionamiento básicamente diferente entrelos TT y los TC. No obstante, ambos tienenunos ciertos aspectos y requerimientoscomunes.

En los TT, el valor de la tensión secundariatiene que ser prácticamente proporcional a latensión aplicada al primario, y desfasada conrelación a ésta un ángulo lo más próximoposible a cero (para un adecuado sentido delas conexiones).

Análogamente, en los TC, el valor de lacorriente secundaria debe ser prácticamenteproporcional a la corriente que circula por elprimario, y desfasada con relación a ésta unángulo lo más próximo posible a cero (paraun sentido apropiado de las conexiones).

A esta proporcionalidad del valor secundariorespecto del primario, se le denomina«relación de transformación» deltransformador.

El grado de exactitud de estaproporcionalidad de valores, respectivamentede la proximidad a cero del ángulo dedesfase entre ambos, da la medida de laprecisión del transformador.


En la realidad constructiva y asimismo por elpropio principio de funcionamiento de lostransformadores de medidaelectromagnéticos, esta proporcionalidad noes matemáticamente exacta, ni tampoco el

ángulo de defasaje es exactamente cero.Existe pues siempre un cierto grado de erroren el valor real que aparece en el secundario,tanto en su magnitud como en su fase.

A3.5 Errores

A3.5.1.- Error de intensidad y error detensión

Se denomina «error de intensidad» en los TC,y respectivamente «error de tensión» en losTT, al error de magnitud debido a que larelación de transformación real no es igual ala relación de transformación teórica(nominal). Este error se denomina también,genéricamente «error de relación».

Expresado en porcentaje es:

para los TC:

I II

n s px

p

KError de int ensidad (%) 100

−=

para los TT:

n s px

p

K U UError de tensión (%) 100

U−

=

en las que:

Kn = Relación de transformación nominal oteórica,

UP = Tensión primaria real en el TT,

Ip = Intensidad primaria real en el TC,

Us = Tensión secundaria real en el TTcorrespondiente a la UP,

Is = Intensidad secundaria real en el TCcorrespondiente a la IP.

A3.5.2.- Error de fase

Se denomina «error de fase» al defasaje enel tiempo entre los valores primario ysecundario de las tensiones (UP y Us) en losTT, y respectivamente de las intensidades (Ipe Is) en los TC.

Esta definición es rigurosa solamente en elcaso de tensiones o intensidades senoidales,

en que los valores pueden ser representadospor vectores giratorios. La diferencia de fase,o sea, el ángulo entre los vectores primario ysecundario, es el «error de fase».

El error de relación (de tensión o de intensidad)afecta a todos los aparatos conectados alsecundario del TT o del TC. En cambio el errorde fase afecta sólo a una parte de ellos.

Así por ejemplo, a un voltímetro o a unamperímetro les puede afectar el error derelación del transformador pero no el de fase,puesto que su misión es sólo medir unatensión o una intensidad, sin tener en cuentasu fase en el tiempo.

En cambio, el error de fase puede afectar porejemplo a un vatímetro o a un contador deenergía, ya que estos aparatos miden elproducto de una tensión por una intensidadpor el coseno del ángulo de defasaje entreambos.

Así pues, el error de fase puede afectarsolamente a aquellos aparatos de medida ode protección (por ejemplo: relés), que mideno controlan no sólo la magnitud de la tensióny/o la intensidad sino también su fase en eltiempo. Otros ejemplos pueden ser losaparatos o equipos para sincronización dealternadores, los relés direccionales deenergía, etc.

A3.5.3.- Clases de precisión

Las normas definen unas llamadas «clasesde precisión» cada una de las cuales tieneasignadas unos límites admisibles en loserrores de relación y de fase. Así, a cadatransformador se le atribuye una determinadaclase de precisión, a tenor de los errores derelación y de ángulo (fase) que presenta, loscuales deben quedar dentro de los límitescorrespondientes a aquella clase de precisión.


Los errores de relación (de tensión o deintensidad) se expresan en tanto por ciento, ylos de fase en el valor del ángulo, en minutoso en centirradianes.

A3.5.4.- Condicionantes de los errores

Los errores de relación y de fase quepresenta un transformador no son constantes,dependen básicamente de las dos siguientescondiciones de empleo:

Por una parte, en los TT, de la tensiónaplicada al primario, y en los TC del valor dela corriente que circula por el primario. Estosvalores determinan los correspondientesvalores secundarios de tensión en los TT, yde intensidad en los TC.

Las tensiones e intensidades en las líneas,varían en el tiempo, según el consumo de losreceptores y en general según diversascircunstancias del servicio, por lo cualtambién varían las tensiones o intensidadessecundarias de los TT y TC.

Por otra parte, de la cantidad y laimpedancia de los aparatos conectados alsecundario, las cuales pueden ser diferentesen cada caso.

A3.5.5.- «Carga» de un TT o un TC

Con el término «carga», las normasdenominan:

En los TT a la admitancia o impedancia delcircuito secundario. Este circuito estáconstituido por el conjunto de aparatosconectados en paralelo a dicho secundario,cada uno de los cuales absorbe una ciertacorriente según sea su impedancia.

Obsérvese que los distintos aparatos seconectan en paralelo para que a cada uno leresulte aplicada la plena tensión secundaria.

La «carga» se expresa habitualmente como elproducto de la tensión secundaria nominal,por la intensidad secundaria absorbida, osea, como una potencia aparente en voltio-amperios (VA).

Por tanto, para una impedancia secundariaZ2 determinada, la carga expresada comopotencia aparente es

I2

22 2

2

US U .

Z= = ,

siendo U2 la tensión secundaria.

Para una determinada impedancia secundariaZ2, la carga del transformador en VA varíapues cuadráticamente con la tensiónsecundaria y por tanto con la tensiónprimaria, en virtud de la relación entre ambas.

En los TC, se denomina «carga» a laimpedancia del circuito secundario. Estecircuito está constituido por el conjunto deaparatos conectados unos con otros en serie,a los bornes de dicho secundario.

Obsérvese que los distintos aparatos seconectan en serie a fin de que todos ellosestén recorridos por la totalidad de lacorriente secundaria.

La «carga» se expresa habitualmente envoltio-amperios como una potencia aparente

I 222S .Z= ,

siendo I2 la intensidad secundaria y Z2 laimpedancia total del circuito secundario,incluida la del propio arrollamiento secundario.

La tensión en bornes secundarios es puesU2 = I2 . Z2. Véase que, para unadeterminada impedancia secundaria Z2 lacarga del transformador expresada comopotencia aparente (VA) varía cuadráticamentecon la intensidad secundaria, y por tanto conla corriente primaria. Asimismo, para un valordeterminado de Z2 la tensión en los bornessecundarios es proporcional a la intensidadsecundaria.

A3.5.6.- Conclusión

Los errores de relación y de fase varían puescon la carga del transformador, la cual a suvez, según explicado, es función, por unaparte de la impedancia del circuito secundario(número y tipo de aparatos conectados) y porotra parte, en los TT de la tensión primaria yen los TC, de la corriente primaria, o sea delos valores de la línea, los cuales puedenvariar en más o en menos durante el servicio.

También puede influir en los errores deprecisión y/o fase, el factor de potencia de lacarga.

En consecuencia, la clase de precisiónatribuida a un TC o TT, debe estar referida aun determinado valor de la carga del mismo.Por ello, se define con el término «carga deprecisión» al valor de la carga (en ohm o ensiemens), a la que está referida la clase deprecisión asignada.


Es más habitual utilizar el término «potenciade precisión» que es el valor de la carga,expresada como potencia aparente (VA)según antes explicado, a la que está referidala clase de precisión que le corresponde.

Según la teoría general de los transformado-res, las fuerzas contralectromotriz primaria yelectromotriz secundaria, responden a lasfórmulas:

1 1 1U E 4,44 N f≈ − = β

2 2 2E 4,44 SN f U= β ≈

En las que:

U1 = tensión aplicada al primario,

E1 = fuerza contraelectromotriz primaria,opuesta a U1 y aproximadamente deigual valor (prescindiendo de lascaídas de tensión en el arrollamiento).Valor eficaz en V,

E2 = fuerza electromotriz secundaria,aproximadamente igual a la tensiónsecundaria (prescindiendo de las

caídas de tensión en el arrollamiento).Valor eficaz en V,

ß = valor cresta de la inducción magnéticaen el núcleo del transformador. EnTesla,

S = sección del núcleo, perpendicular a ladirección del flujo magnético. En m2,

f = frecuencia de la tensión de la línea,aplicada al primario. En Hz,

N1 = número de espiras de arrollamientoprimario,

N2 = número de espiras de arrollamientosecundario.

La inducción magnética, magnitud quedetermina el comportamiento del circuitomagnético resulta inversamente proporcionala la frecuencia impuesta por la línea altransformador, y por tanto es función de lamisma.

La frecuencia es pues una de las magnitudesque determinan las condiciones defuncionamiento del transformador.

A3.6 Transformadores de tensión:características nominales y valores normalizados

Según sea su aplicación, los TT se clasificanen:

transformadores de tensión para medida.Son los destinados a alimentar instrumentosde medida (voltímetros, vatímetros, etc.),contadores de energía activa y reactiva yaparatos análogos,

transformadores de tensión paraprotección. Son los destinados a alimentarrelés de protección.

Además de las características comunes,ambos tienen también unas característicasespecíficas.

A3.6.1.- Características comunes

– Tensión primaria nominal asignada altransformador, de acuerdo con la cual sedeterminan sus condiciones defuncionamiento.

Valores normalizados para conexión entrefases (kV): 2,2 - 3,3 - 5,5 - 6,6 - 11 - 13,2 -16,5 - 22 - 27,5 - 33 - 44 - 55 y 66.

Para conexión entre fase y tierra: los mismosvalores anteriores pero divididos por 3 .

– Tensión secundaria nominal.

Valores normalizados: TT para conexiónentre fases 100 V y 110 V

TT para conexión entre fase y tierra: 100/ 3 y110/ 3 .

– Relación de transformación nominal, deacuerdo con los dos valores anteriores.

– Frecuencia nominal.

– Factor de tensión nominal.

En redes con el neutro aislado o puesto atierra a través de una impedancia elevada, enlos casos de cortocircuito de una fase atierra, se producen sobretensiones en lasotras dos fases que pueden llegar a ser 1,73veces la tensión simple fase-tierra. Estoafecta a los TT conectados entre fase y tierra.Cuando el punto neutro está conectadodirectamente a tierra o a través de unaimpedancia de reducido valor, en caso de


cortocircuito a masa, no se produce estasobretensión.

Por otra parte, en el servicio normal de laslíneas y redes, pueden producirseelevaciones de tensión por encima de lanominal, permanentes o de larga duración,motivadas por los avatares del propioservicio, por ejemplo, desconexión de unacarga importante, efecto de cargascapacitativas, actuación del regulador en untransformador de potencia, etc.

Los TT deben poder soportar en permanenciauna tensión aplicada a su primario de hasta1,2 veces la tensión nominal y sin sobrepasarel calentamiento admisible, ni los límites deerror correspondientes a su clase de precisión.

Además, los TT conectados entre fase y tierraen redes con el neutro aislado o puesto atierra a través de una elevada impedancia,deben poder soportar una sobretensión dehasta 1,9 veces la tensión nominal primariasin sobrepasar el calentamiento admisible nilos límites de error correspondientes a suclase de precisión.

Se denomina «factor de tensión nominal», elfactor por el que hay que multiplicar la tensiónprimaria nominal para determinar la tensiónmáxima que el TT puede soportar durante untiempo determinado sin sobrepasar elcalentamiento admisible ni los límites de errorcorrespondientes a su clase de precisión.

Valores normalizados del factor de tensiónnominal:

1,2 en permanencia,

1,5 durante 30 segundos,

1,9 durante 30 segundos,

1,9 durante 8 horas.

– Nivel de aislamiento nominal

Valores de la tensión de ensayo («tensiónsoportada») normalizados (tabla de la figuraA3.11).

Nota: La tensión nominal primaria de un TTdebe ser igual o superior a la tensión máselevada de la red asignada a dichotransformador.

– Potencia de precisión

Valores normalizados, expresados en voltio-amperios (VA) para un factor de potencia de0,8 inductivo: 10, 15, 25, 30, 50, 75, 100, 150,200, 300, 400, 500.

A3.6.2.- Características específicas de lostransformadores de tensión para medida

Clase de precisión (también denominada«Índice de clase»).

Valores normalizados: 0,1 - 0,2 - 0,5 - 1,0 - 3,0.

Nota: En la tabla de la figura A3.12 seindican los límites del error de tensión y delerror de fase para tensión entre el 80% y el120% de la tensión nominal, y para cargaentre el 25% y el 100% de la potencia (carga)de precisión, con un factor de potencia 0,8inductivo.

Tensión Tensión Tensiónmás elevada soportada durante soportada al

de la red 1 min a frecuencia choqueindustrial onda 1,2/50μs

kV kV kV(valor eficaz) (valor eficaz) (valor cresta)

0,72 31,2 63,6 10 407,2 20 6012 28 75

17,5 38 9524 50 12536 70 17052 95 250

72,5 140 325

Fig. A3.11: Nivel de aislamiento nominal.

Clase de Error de Error de fase ±precisión tensión

en % (±) minutos centirradines0,1 0,1 5 0,150,2 0,2 10 0,30,5 0,5 20 0,61,0 1,0 40 1,23,0 3,0 - -

Fig. A3.12.


A3.6.3.- Características específicas de lostransformadores de tensión paraprotección

Clase de precisión (Índice de clase).

Los TT para protección tienen las mismasclases de precisión que los TT para medida ycon los mismos límites de error segúnespecificado en el apartado anterior, peroademás, para los márgenes de tensión entreel 5% y el 80% de la tensión nominal Un, yentre 1,2 Un y el valor de la tensión nominalmultiplicado por el factor de tensión nominal(por ejemplo 1,9 Un), tienen asignada otraclase de precisión, cuyos valoresnormalizados son: 3P y 6P.

Así por ejemplo, un TT con factor de tensiónnominal 1,9 y clase de precisión 0,5 más 3P:Entre 0,8 y 1,2 Un es de precisión clase 0,5 yentre 0,05 y 0,8 Un y de 1,2 a 1,9 Un tieneprecisión clase 3P.

En la tabla de la figura A3.13 se indican loslímites de error de tensión y de fase de lasclases 3P y 6P para cargas comprendidasentre el 25% y el 100% de la potencia (carga)de precisión, y con factor de potencia 0,8inductivo.

Para tensión 0,02 Un los límites de erroradmisibles, son el doble que los de la tabla.

Muchos TT para protección tienen dossecundarios, el segundo de los cuales sedenomina «arrollamiento de tensión residual».

Cuando se trata de tres TT monofásicos paraun circuito trifásico, estos segundossecundarios de los tres TT, se conectan entresí, formando un triángulo abierto. En el casode una falta a tierra, entre los bornes deltriángulo abierto, puede medirse la tensiónresidual entre neutro y tierra que aparecedebido a la falta.

Tensiones nominales normalizadas paraestos segundos secundarios destinados a serconectados formando un triángulo abierto:110 V, 110/ 3 V y 110/3 V.

Las clases de precisión de estos segundossecundarios son sólo 3P ó 6P para todo elmargen de tensiones entre 0,05 Un y 1,2 Un,1,5 Un o 1,9 Un, según sea el factor detensión nominal.

A3.6.4.- Principio de funcionamiento de lostransformadores de tensión

El funcionamiento del TT es análogo al de untransformador de potencia, por tanto, sudiagrama vectorial de tensiones y caídas detensión, intensidades y flujo, es como el delos transformadores de potencia.

Los errores de relación y de fase, son puesdebidos a las caídas de tensión óhmica einductiva en los arrollamientos primario ysecundario. Por tanto, varían con el valor y eldesfase de la intensidad secundaria que a suvez es función de la carga conectada alsecundario.

Se denomina «potencia límite decalentamiento», a la potencia que puedesuministrar el transformador sin sobrepasar elcalentamiento admisible, prescindiendo delaspecto precisión, o sea, como si se tratarade un transformador de potencia.

Al estar conectados en derivación en la línea(entre fases o entre fase y tierra), los TT noquedan recorridos por las eventualescorrientes de cortocircuito y por tanto, noquedan afectados por las mismas. En cambio,quedan afectados por las sobretensiones quepuedan aparecer en el circuito.

A3.6.5.- Ferrorresonancia

En los circuitos de MT con el neutro aislado oconectado a tierra por medio de unaimpedancia de valor elevado, si se produceun cortocircuito a tierra en una de las fases,la tensión respecto a tierra de las otras dosfases, aumenta pudiendo llegar a ser de valorpróximo al de la tensión entre fases, es decir,1,73 U0 (U0 = tensión simple fase-neutro).

Si en el circuito hay transformadores de tensiónconectados entre fase y tierra, puedenproducirse por esta causa (cortocircuito a tierra)unas importantes sobretensiones en dichos TT,debidas a un fenómeno de resonancia entre lainductancia L del TT y la capacidad C de losconductores (cables y/o líneas aéreas) respectoa tierra. Dicha inductancia L y capacidad Cestán en paralelo. Este fenómeno se denomina«ferrorresonancia» y puede provocar una muygrave avería en los TT.

Clase de Error de Error de fase ±precisión tensión

en % (±) minutos centirradines3P 3,0 120 3,56P 6,0 240 7,0

Fig. A3.13.


Para evitarlo es usual la siguiente solución,posible cuando hay tres TT con los segundossecundarios («arrollamientos de tensiónresidual») conectados entre sí formando untriángulo abierto (ver apartado anterior A3.6.3).

Se conecta una resistencia óhmica entre losbornes de dicho triángulo abierto. En situaciónnormal (sin defecto a tierra) no hay tensiónentre los bornes del triángulo abierto y por

tanto no circula corriente por la resistencia.Ahora bien, en caso de defecto a tierra de unade las fases, aparece una tensión entre losbornes del triángulo abierto y la consiguientecorriente por la resistencia. Esta corrienteproduce un efecto amortiguador de laferrorresonancia. El valor de esta resistenciaacostumbra a ser de 20 a 50 Ohm.

A3.7 Transformadores de intensidad:características nominales y valores normalizados

Según sea su aplicación los TC seclasifican en:

Transformadores de corriente para medida.Son los destinados a alimentar aparatos demedida, contadores de energía activa yreactiva, y aparatos análogos.

Transformadores de corriente paraprotección. Son los destinados a alimentarrelés de protección.

Además de las características comunes,ambos tienen también unas característicasespecíficas.

A3.7.1.- Características comunes

– Intensidad primaria nominal asignada InValores normalizados (A): 10 - 12,5 - 15 - 20 -- 25 - 30 - 40 - 50 - 60 - 75 y sus múltiplos osubmúltiplos decimales.

– Intensidad secundaria nominal asignada

Valores normalizados: 1A, 2A y 5A siendoeste último valor el preferente y, con mucho,el más frecuente.

– Relación de transformación nominal, deacuerdo con los dos valores anteriores.

– Frecuencia nominal

– Potencia de precisión

Valores normalizados: 2,5 - 5 - 10 - 15 - 30 VA

– Intensidades de cortocircuito asignadas

Los transformadores de intensidad seconectan intercalados («en serie») en lalínea. Por tanto, en caso de fuertesobreintensidad, por ejemplo cortocircuito, suarrollamiento primario es recorrido por unacorriente muy superior a la nominal.

El TC debe estar previsto para poder soportarsin deteriorarse los efectos térmicos ymecánicos de la corriente más elevada quepueda presentarse en la línea o circuitodonde está conectado. Esta corriente es, engeneral, la de cortocircuito.

Esto afecta básicamente al arrollamientoprimario, pero en los TC destinados aalimentar relés de protección, afecta tambiénal núcleo magnético y al circuito secundario.

Se define como «Intensidad térmica nominalde cortocircuito» (Ith) el valor eficaz de lacorriente primaria que el transformador puedesoportar durante 1s, con el arrollamientosecundario en cortocircuito, (o sea, sincarga), sin sufrir efectos perjudiciales.

Se considera que el tiempo de 1s (1000 ms) essuficiente para que las protecciones del circuitoactúen y los interruptores desconecten. Estaintensidad térmica admisible se acostumbra aexpresar como un múltiplo de la intensidadnominal primaria In, por ejemplo 150 In.

Se define como «Intensidad dinámicanominal» (Idin), el valor de cresta de laintensidad primaria que el transformadorpuede soportar, con el arrollamientosecundario en cortocircuito (o sea sin carga),sin ser dañado eléctrica o mecánicamente porlas fuerzas electromagnéticas resultantes.

Como sea que la corriente de cortocircuitopuede tener una componente de corrientecontinua (cortocircuito asimétrico), esta«Intensidad dinámica nominal» debe sercomo mínimo Idin = 1,8 x 2 Ith, o sea,aproximadamente 2,5 veces la «Intensidadtérmica nominal» para que ambos valoresestén mutuamente coordinados. Las normasindican como valor normal Idin = 2,5 Ith.


Hay que prever también la posibilidad de quepor circunstancias de servicio, la corrienteque circula por el primario sea, en tiemposlargos, o permanentemente, superior a lanominal. para ello, se define como«Intensidad térmica permanente nominal» alvalor de la corriente que puede circular enpermanencia por el arrollamiento primario conel arrollamiento secundario conectado a lacarga nominal de precisión, sin que elcalentamiento del transformador exceda delos límites admisibles según las normas.

Esta «Intensidad térmica permanente»,acostumbra a ser de 1,2 veces la corrientenominal In. Según las normas, con estacorriente 1,2 In el transformador debemantenerse aún dentro de su clase deprecisión.

– Nivel de aislamiento

Los transformadores de corriente comoelementos que son de un circuito eléctrico,están sometidos a una tensión y por tantodeben cumplir con unos requisitos deaislamiento análogamente a los demásaparatos y elementos que componen elsistema.

Se define como «nivel de aislamientonominal» de un TC, a la combinación devalores de las tensiones que puede soportarel transformador, a frecuencia industrial y cononda de choque, las cuales caracterizan suaptitud para soportar las solicitacionesdieléctricas normales o anormales quepuedan presentarse durante el servicio. Estastensiones son las denominadas «tensionesde ensayo».

El nivel de aislamiento determina la tensiónmáxima de la red a la que puede conectarseel transformador, o, a la inversa, para cadatensión máxima de servicio de un TC lecorresponde unas determinadas tensiones deensayo a frecuencia industrial y con onda dechoque, establecidas por las normas (tablade la figura A3.14).

Para las tensiones Um 3,6 a 36 kV hay dosvalores alternativos de la tensión de ensayo aimpulso tipo rayo, según sea el régimen deconexión a tierra del neutro de la red. El valormás elevado es, para los TC, instalados encircuitos con el neutro aislado o bienconectado a tierra a través de unaimpedancia («neutro impedante»).

Tensión más elevada Tensión soportada asignada Tensión soportada asignadapara el material Um al impulso tipo rayo 1,2/50μs de corta duración a

frecuencia industrial(valor eficaz) (valor eficaz) (valor cresta)

kV kV kV

0,72 31,2 63,6 20 10

40 107,2 40 20

60 2012 60 28

75 2817,5 75 38

95 3824 95 50

125 5036 145 70

170 7052 250 95

72,5 325 140

Fig. A3.14: Valores de la tensión de ensayo «tensión soportada» normalizada.


Dado que el TC está conectado «en serie» enla línea, la tensión aplicada no influye en elvalor de la inducción magnética en el núcleo,y por tanto las sobretensiones no producenefectos tales como incremento de lainducción y/o saturación del núcleomagnético.

A3.7.2.- Principio de funcionamiento de lostransformadores de intensidad

Supongamos el TC intercalado en la línea ycon el secundario cerrado en cortocircuito, osea, sin carga.

Al circular una corriente alterna por elprimario, la fuerza magnetomotriz I1N1 creaen el núcleo magnético un flujo tambiénalterno θ = β.S que induce una fuerzaelectromotriz E2 en el secundario cerrado encortocircuito. Ésta hace circular pues unacorriente I2 por dicho arrollamiento y portanto hay ahora una fuerza magnetomotrizsecundaria I2N2, contraria (ley de Lenz) a laprimaria.

En el caso ideal de que el arrollamienosecundario tuviera una impedancia nula, lafuerza electromotriz E2 necesaria para hacercircular la intensidad secundaria I2 sería cero,por lo cual el flujo θ en el núcleo debería sertambién nulo. Esto significa que la fuerzamagnetomotriz secundaria sería de igualvalor que la primaria, o sea:

I2 . N1 = I2 . N2

II2 1

1 2

N kN

= =

y por tanto:

I I I12 1 1

2

N .kN

= =

La proporcionalidad (relación detransformación nominal) se cumpliríaexactamente, el error sería cero.

En la realidad no es así, pues el arrollamientosecundario, aunque pequeña, tiene siempreuna cierta impedancia ZS, por lo cual, parahacer circular la corriente I2 se requiere unafuerza electromotriz E2 = I2 . ZS.

La inducción magnética β en el núcleo, ya nopuede ser cero, sino que debe tener el valornecesario para inducir dicha fuerzaelectromotriz, según la fórmula antes indicada

2 2E 4,44 SN f= β

En consecuencia, la fuerza magnetomotrizsecundaria no puede ser ya igual a laprimaria, sino algo menor. La diferencia N1I1– N2I2 es la fuerza magnetomotriz resultanterequerida. La corriente I2 es pues algo menorque en el caso ideal anterior.

Las cosas suceden como si por elarrollamiento secundario circulara unacorriente igual a la diferencia entre el valor dela corriente secundaria en dicho caso ideal deimpedancia cero, y el valor en el caso real.

Aunque esta intensidad denominada«corriente de excitación secundaria» es unente solamente conceptual, a los efectos decálculo y de comprensión del fenómeno escomo si fuera real.

Se tiene pues:

N1I1 – N2I2 = Ie N2,

y por tanto:

I I I12 1 e

2

NN

= −

Esta corriente Ie es pues la que motiva elerror de relación, pues impide que se cumplaexactamente la proporción

I I 12 1

2

NN

= .

Si ahora se conectan aparatos al secundario,su impedancia se sumará a la propia delarrollamiento constituyendo en conjunto lacarga de impedancia Z2. La fuerzaelectromotriz E2 = I2 . Z2 deberá ser mayor ypor tanto también la fuerza magnetomotrizN2.Ie o sea, la corriente Ie.

Se deduce pues que aún con corrienteprimaria constante, el error aumenta alincrementarse la carga en el secundario, porejemplo por conexión de más aparatos.

Por otra parte, si varía la intensidad primaria(es la intensidad en la línea donde estáconectado el TC), variarán también en lamisma proporción, la intensidad secundaria yla fuerza electromotriz E2 = I2 . Z2. Variarátambién la fuerza magnetomotrizN2 . Ie necesaria, o sea, la corriente deexcitación Ie. Se desprende pues, que aúncon una carga Z2 constante, el error varíasegún sea la corriente primaria.


Esta «corriente de excitación» Ie es tambiénla causa del error de fase pues forma uncierto ángulo con la corriente I2, dado que laposición de Ie en el diagrama vectorial decorrientes está determinado por el vector deflujo Θ = β . S y por las pérdidas magnéticas.Este ángulo con la corriente I2 varía según elvalor de Ie. De todas formas es muy pequeño(valores límite 30, 60, 90 minutos según clasede precisión).

Obsérvese que si el secundario queda encircuito abierto, esto equivale a haberconectado una impedancia Z2 muy elevada,casi infinita. Por tanto la tensión E2aumentará al máximo, para intentar llegar aE2 = I2 . Z2. La inducción β en el circuitomagnético crecerá hasta llegar a lasaturación del mismo. Todo ello pone enpeligro el aislamiento del arrollamientosecundario, produce un fuerte calentamientoen el núcleo, debido a las pérdidasmagnéticas y hace que aparezca unasobretensión peligrosa en los bornes delsecundario.

Por tanto, cuando no se conecte ningúnaparato, el secundario tiene que cerrarse encortocircuito mediante un puente de conexiónentre los dos bornes S1 y S2.

A3.7.3.- Características específicas

Exposición previa

Los diversos tipos de aparatos que usualmentese conectan a los transformadores de corriente,aunque puedan representar unas cargas enohm y factor de potencia del mismo orden demagnitud pueden requerir del transformador uncomportamiento diferente, incluso opuesto,cuando aparecen en el primario intensidadesvarias veces superiores a la nominal.

Desde este punto de vista, los aparatos aconectar a los TC, son:

En transformadores de corriente paramedida: aparatos de medida, de contaje yaparatos análogos, por ejemplo,amperímetros, elementos amperimétricos devatímetros, varímetros, contadores de energíaactiva y reactiva, etc.

Estos aparatos se limitan a «medir» el valorde la corriente en magnitud y ángulo, sin queante valores anormales de la misma den ellosninguna reacción o respuesta correctora.

En transformadores de corriente paraprotección: relés de vigilancia y proteccióndel valor de la corriente y de su ángulo, porejemplo, relés de protección contrasobreintensidades. Estos aparatos, antevalores anormales de la intensidad sea porexceso o por sentido (ángulo), etc. dan unarespuesta de aviso o de corrección (porejemplo, provocando una interrupción en elcircuito primario).

Por su naturaleza los aparatos de medida ycontaje no pueden soportarsobreintensidades elevadas, por ejemplo, lasque aparecen en caso de cortocircuito, quepueden llegar a ser varios centenares deveces mayores que la nominal. Por otra parte,no tienen necesidad de medir estos valoresanormales.

Para evitar que circulen estas elevadasintensidades por los aparatos de medida,interesa que a partir de un cierto valor de lasobreintensidad, el secundario del TC, dejede reflejar la sobreintensidad primaria, o sea«se desacople» del primario. Esto seconsigue diseñando el TC, de forma que elerror de relación aumente rápidamente alaumentar la intensidad primaria. Recuérdeseque dicho error es siempre por defecto o sea,la intensidad real secundaria es menor que lateórica según la relación de transformación Kpor el valor de la corriente de excitaciónsecundaria Ie.

Siendo la intensidad de excitación ( )IeˆF= β ,

según la característica magnética del núcleodel transformador, es evidente que, con unacarga Z2 determinada (la nominal u otracualquiera) al aumentar la intensidad primariaI1 aumenta la secundaria I2 y, por tanto, E2 eIe. Aumenta pues el error de intensidad pordefecto.

Si se diseña el circuito magnético de formaque rápidamente llegue a la saturación, apartir de un cierto valor de sobreintensidadprimaria, la corriente de excitación Ie crecerámucho en detrimento de la I2 que pasa por

los aparatos I I I12 1 e

2

NN

⎛ ⎞= −⎜ ⎟

⎝ ⎠ hasta llegar a

un punto a partir del cual la intensidad I2 nocrece más, aunque siga aumentando I1. Estoes lo que se trataba de conseguir.


Por el contrario, en el caso de TC destinadosa alimentar relés de protección, lo queinteresa es que, al aparecer elevadassobreintensidades como son las decortocircuito, el secundario siga reflejando loque sucede en el primario, aunque sea conerrores mayores, pues en definitiva los relésno necesitan tanta precisión (no son aparatosde medida).

En efecto, por la misión que tienenencomendada, los relés de protección, debenseguir «viendo» las sobreintensidades aún ensus valores más elevados, a fin de dar larespuesta adecuada.

Por tanto, contrariamente al caso anterior,interesa diseñar el TC de forma que noalcance la saturación hasta valores elevadosde sobreintensidad primaria, o sea, que elcrecimiento de Ie sea lento.

Esta diferente problemática en la alimentaciónde aparatos de medida y de relés deprotección hace aconsejable no mezclar en unmismo circuito secundario de un TC, aparatosde medida y relés. Lo correcto es destinar unTC (o bien un núcleo de un TC de doblenúcleo) a alimentar aparatos de medida, y otroTC (o el otro núcleo de un TC de doblenúcleo), para los relés de protección. Desdeluego, cada núcleo con las característicasadecuadas, a los aparatos que debe alimentar.

Obsérvese que se indica doble núcleo, nosimplemente doble arrollamiento secundario,pues las condiciones de saturación que sonlas determinantes del distinto comportamientofrente a las sobreintensidades, residenbásicamente en la característica del circuitomagnético.

A3.7.3.1 Características específicas de losTC para medida

Concepto simplificado del error compuesto:

Cuando se trata de intensidades senoidalesque admiten una representación vectorial, elerror compuesto puede definirse como lasuma geométrica a 90º del error deintensidad y del error de fase, formando untriángulo rectángulo, en el cual, la hipotenusaes el error compuesto y los catetos sonrespectivamente el error de intensidad y elerror de fase. El error compuesto es puesigual a la raíz cuadrada de la suma de loscuadrados del error de intensidad y del error

de fase, expresado éste en centirradianes. Deello resulta que el error compuesto essiempre el límite superior tanto del error deintensidad como del de fase.

– Intensidad primaria límite asignada (IPL)

Es la intensidad primaria mínima para la queel error compuesto es igual o superior del10% con la carga secundaria igual a la cargade precisión del TC.

– Factor de seguridad (FS) es la relaciónentre la intensidad primaria límite asignada(IPL) y la intensidad nominal primaria.

Nota: En caso de cortocircuito en la línea enla que está intercalado el arrollamientoprimario del TC, la seguridad de los aparatosalimentados por el secundario del TC es tantomayor cuanto menor es el factor deseguridad FS.

En los TC para alimentación de contadores,el factor de seguridad acostumbra a ser igualo inferior a 5 (FS ≤ 5).

– Clase de precisión (también denominada«Índice de clase»).

Valores normalizados: 0,1 - 0,2 - 0,5 - 1 - 3 - 5.

Los valores de la tabla de la figura A3.15 sonpara:

TC para aplicaciones normales (no especiales)

Carga entre el 25% y el 100% de la carga deprecisión

Factor de potencia de la carga:

1 para carga inferior a 5 VA

0,8 inductivo para carga igual o superior a5 VA.

Frecuencia nominal del TC.

Para las clases 3 y 5 no se especifica límitealguno en el desfase (error de fase).

Los valores de la tabla de la figura A3.16 sonpara:

Carga entre el 50% y el 100% de la carga deprecisión,

Frecuencia nominal.


1 para carga inferior a 5 VA

0,8 inductivo para carga igual o superior a5 VA.


A3.7.3.2.- Características específicas de losTC para protección

– Intensidad límite de precisión asignada.

Es el valor más elevado de la intensidadprimaria para la cual el TC no sobrepasa ellímite del error compuesto que le ha sidoasignado.

– Factor límite de precisión

Clase de Error de intendidad en % ±,precisión para valores de intensidad

expresados en % de laintensidad asignada50 120

3 3 35 5 5

Fig. A3.16: Límite de error de intensidad.

Es la relación entre la intensidad límite deprecisión asignada, y la intensidad nominalprimaria.

Valores normales del factor límite deprecisión:

5 - 10 - 15 - 20 - 30.

– Clase de precisión (índice de clase)

Clases de precisión normales: 5P y 10P.

Los límites de error están indicados en latabla de la figura A3.17.

Los valores de esta tabla son para:

Frecuencia nominal

Carga de precisión


1 para carga inferior a 5 VA,

0,8 para carga igual o superior a 5 VA.

Clase de Error de intensidad ± (%) Desfasaje (error de fase) ± para valores de intensidadprecisión para los valores de I expresados en % de la intendidad asignada

expresados en % de la I asignada minutos centirradianes

5 20 100 120 5 20 100 120 5 20 100 120

0,1 0.4 0.2 0.1 0,1 15 8 5 5 0,45 0,24 0,15 0,150,2 0,75 0,35 0,2 0,2 30 15 10 10 0,9 0.45 0.3 0.30,5 1,5 0,75 0,5 0,5 90 45 30 30 2,7 1,35 0,9 0,91,0 3,0 1,5 1,0 1,0 180 90 60 60 5,4 2,7 1,8 1,8

Fig. A3.15: Límite de error de intensidad y de fase.

Clase de Error de intensidad para Desfasaje para la intensidad Error compuestoprecisión intensidad primaria primaria asignada para la intensidad

asignada en % primaria límite deprecisión en %

minutos centirradianes

5P ± 1 ± 60 ± 1,8 5

10P ± 3 - - 10

Fig. A3.17: Límite de los errores.

A3.8 Marcado de la placa de características

A3.8.1.- Transformadores de intensidad

Todos los transformadores de intensidaddeben llevar, como mínimo, las indicacionessiguientes:

a) el nombre del fabricante o una indicaciónque permita identificarlo fácilmente;

b) el número de serie y la designación deltipo;


c) la relación de transformación asignada dela siguiente manera:

KN = IPN / IsN A (Ejemplo KN = 100/5 A);

d) la frecuencia asignada (Ejemplo: 50 Hz);

e) la potencia de precisión y la clase deprecisión correspondiente, eventualmentecombinadas con informacionescomplementarias.

Nota: si se presenta el caso, se indicarán lasreferencias de los circuitos secundarios(Ejemplo: 1S, 15 VA, clase 0,5; 2S, 30 VA,clase 1);

f) la tensión más elevada para el material(Ejemplo: 24KV).

g) el nivel de aislamiento asignado(Ejemplo: 50/125 kV).

Notas:

1 Las indicaciones de los puntos f) y g)pueden combinarse en una sola(Ejemplo: 24/50/125 kV).

2 Un guión indica la ausencia de nivel detensión de impulso.

Además, cuando se disponga de espaciosuficiente:

h) la intensidad térmica de cortocircuitoasignada (Ith).

Notas: en los TC para medida debe figurartambién el factor de seguridad, FS, acontinuación de los datos de la potencia y laclase de precisión(por ejemplo, 15VA clase 0,5 FS 5).

En los TC para protección debe figurar elfactor límite de precisión asignado, acontinuación de la potencia y la clase deprecisión(por ejemplo, 30 VA clase 5P 10).

A3.8.2.- Transformadores de tensión

Los transformadores de tensión deben llevarcomo mínimo las indicaciones siguientes:

a) El nombre del constructor o cualquier otramarca que permita su fácil identificación.

b) El número de serie y la designación deltipo.

c) Las tensiones nominales primaria ysecundaria (por ejemplo, 22 000/110 V).

d) La frecuencia nominal (por ejemplo,50 Hz).

e) La potencia de precisión y la clase deprecisión correspondiente.

Ejemplo:

50 VA clase 1,0100 VA clase 1 y 3P.

Nota: Cuando existan dos arrollamientossecundarios separados, las indicacionesdeben incluir la gama de potencias deprecisión de cada arrollamiento secundarioen voltioamperios, asÍ como la clase deprecisión correspondiente y la tensiónnominal de cada arrollamiento.

f) La tensión más elevada de la red (porejemplo, 24 kV).

g) El nivel de aislamiento nominal (porejemplo, 50/125 kV).

Nota: los dos párrafos f) y g) puedencombinarse en una indicación única (porejemplo 24/50/125 kV).

Además, cuando se disponga de espaciosuficiente:

h) El factor de tensión nominal y duraciónnominal correspondiente.


A4 Aparamenta MT bajo envolvente metálica

A4.1 Aparamenta bajo envolvente metálica

Conjunto de aparamenta de maniobraubicado dentro de una envolvente metálica,destinada a ser conectada a tierra,completamente ensamblada, con excepciónde las conexiones exteriores.

El conjunto puede estar formado por variosaparatos, conectados entre si y hasta losbornes de conexión al exterior de laenvolvente. Se incluyen los transformadoresde medida (tensión y corriente).

A estos conjuntos de aparamenta con dichaenvolvente metálica se les denomina

comúnmente «celdas» o «cabinas» o tambiénceldas, o cabinas prefabricadas.

En lo sucesivo, para abreviar, en este textose utilizará el término «conjunto de cabinasmetálicas» o simplemente «conjunto decabinas» para denominar estos conjuntos deaparamenta bajo envolvente metálica.

También se utilizará el término «cabina» o«celda» para denominar las diferentesunidades individuales del conjunto en cuantoa su función.

A4.2 Normativa

– Norma UNE-EN 60 298 «Aparamenta bajoenvolvente metálica para corriente alterna detensiones asignadas superiores a 1 kV einferiores o iguales a 52 kV».

Esta norma es la versión en español de laNorma Europea EN 60 298.

– Norma UNE-EN 60 694 «Estipulacionescomunes para las normas de aparamenta dealta tensión».

– Recomendación UNESA 6 404A «Celdasprefabricadas monobloque para centros detransformación, maniobra y protección hasta36 kV».

– Recomendación UNESA 6 407A«Aparamenta de alta tensión bajo envolventemetálica hasta 36 kV, prefabricada, condieléctrico de hexafluoruro de azufre (SF6),para centros de transformación».

A4.3 Tipos constructivos

A4.3.1.- Cabinas con aislamiento de aire

A4.3.1.1.- Aparamenta compartimentada

La cabina está compartimentadainteriormente mediante tabiques y/oparticiones. Los varios elementos (aparatos,conexiones) que forman el conjunto deaparamenta, están ubicados dentro de losdistintos compartimentos así formados.

Estos tabiques pueden ser metálicos o nometálicos (por ejemplo de material aislante).

En el caso de que sean todos metálicos yprevistos para ser conectados a tierra,entonces esta modalidad constructiva sedenomina «aparamenta blindada». En losotros casos se le denomina con el términogeneral de «aparamenta compartimentada».

Existen otras modalidades constructivas.

A4.3.1.2.- Aparamenta bloque

Las cabinas de este tipo, o no tienen ningunacompartimentación interior o tienen un


número de compartimentos inferior al quetendría una cabina compartimentada oblindada para ubicar el mismo conjunto deaparamenta.

A4.3.1.3.- Aparamenta capsulada

En las cabinas de este tipo, todos loselementos del conjunto de aparamenta queforman el circuito principal de MT, o seaaparatos, barras generales y/o conexiones,están individualmente recubiertos de materialaislante sólido («capsulados»). Este tipopuede considerarse una variante del tipocompartimentado, con tal que cumpla tambiéncon las condiciones de la norma CEI 466«Aparamenta de alta tensión bajo envolventeaislante».

Se entiende por circuito principal, el conjuntode partes conductoras de la cabina metálicaque forman parte del circuito destinado altransporte de la energía eléctrica.

Se entiende por circuito auxiliar todasaquellas partes conductoras de la cabina,comprendidas en un circuito (distinto delprincipal) para el mando, medida, control yseñalización.

A4.3.2.- Las cabinas de tipocompartimentado tienen comúnmentecuatro compartimentos básicos

– Compartimento de barras generales. En lascabinas con doble juego de barras generales,cada uno está ubicado en un compartimentoseparado.

– Compartimento del aparato de conexión,que mayoritariamente es un interruptorautomático, pero que también puede ser uninterruptor-seccionador o un contactor.

– Compartimento con los terminales paraconexión de los cables procedentes delexterior, seccionador de puesta a tierra (si lohay) y transformadores de medida (si los hay).

– Compartimento denominado de «bajatensión» con los elementos y aparatos de loscircuitos auxiliares de mando, control, mediday protección.

A4.3.3.- Cabinas con aislamiento de gasdiferente del aire

En estas cabinas se ha sustituido el aire porun gas dieléctrico a una presión algo superiora la atmosférica (1,1 a 1,5 bar absolutossegún tipos y marcas).

Esta sustitución puede ser en la totalidad dela cabina o bien en parte de ella, por ejemplo,en el compartimento del interruptor y delseccionador, en el de barras generales (si lashay), etc.

Por tanto, la cabina en la parte con el gasdieléctrico es de construcción estanca.

En la actualidad, el gas dieléctricomayormente utilizado para estos fines, es elhexafluoruro de azufre (SF6).

Las cabinas con aislamiento de gas dieléctricoa presión, en especial SF6 tienen la ventajade ser de dimensiones notablemente másreducidas que las de aislamiento de aire, yaque la mayor rigidez dieléctrica de este gasrespecto al aire, permite reducir distanciasentre partes en tensión dentro de la cabina.

Por otra parte, son especialmente adecuadaspara casos de atmósferas contaminadas,salinas o corrosivas, de ambientes explosivos,etc., ya que sus partes activas principales alestar dentro del gas dieléctrico en recintoestanco no están en contacto con dichasatmósferas adversas.

A4.4 Otros aspectos constructivos

A4.4.1.- Interruptor automático enchufable

Se trata de un interruptor equipado con unosbrazos conductores de longitud adecuadasegún el tipo de cabina, montados yconectados a los bornes de los polos, yterminados con unos contactos enchufables.

El interruptor está montado en un bastidor derodaje («carro móvil») que rueda sobre unasguías o carriles que hay en la cabina.

En la cabina están los contactos fijos(«contracontactos») a los que se enchufanlos citados brazos del interruptor. Para uninterruptor tripolar hay pues 6 parejas decontacto fijo y brazo enchufable (contactomóvil).

Esto permite poder desenchufar el interruptory establecer una distancia de separaciónentre los contactos fijos en la cabina y loscontactos enchufables del interruptor.


Por tanto, en las cabinas con interruptorenchufable no hay seccionadores en ningunode los dos lados del mismo (salvo cabinascon doble juego de barras generales) puestoque la función de dichos seccionadores larealiza el propio interruptor al enchufarse odesenchufarse. Esto permite una notablereducción en el tamaño de la cabina y unasimplificación en el conexionado del circuitoprincipal.

La maniobra de enchufar o desenchufar elinterruptor, equivale pues a la de cerrar oabrir dos seccionadores (uno a cada lado delinterruptor). El interruptor en posicióndesenchufado corresponde a los dosseccionadores en posición abierto.

En los tipos de construcción actual, estosmovimientos de enchufar y desenchufar serealizan mediante un mecanismo maniobradopor palanca, manivela o similar situado en laparte fija (cabina) o en la móvil (carroenchufable). Este mecanismo, de tipoirreversible, asegura que el interruptor semantenga en sus posiciones finaldesenchufado («seccionadores abiertos») yfinal enchufado («seccionadores cerrados»),y que en esta última posición no puedadesenchufarse intempestivamente por laacción de las fuerzas mecánicas que puedenproducirse en caso de cortocircuito.

Este mecanismo puede estar motorizado paraser actuado a distancia (es relativamentepoco frecuente).

Además, es posible extraer totalmente elinterruptor de la cabina, para su revisión osustitución. Esto facilita la labor demantenimiento. Si todos o una parte de losinterruptores del conjunto tienen las mismascaracterísticas e igual ejecución enchufable,se obtiene con ello una intercambiabilidad muyventajosa para el servicio de la instalación.

Las cabinas con interruptor enchufable estánconstituidas pues por una parte fija, la cabinaen sí, y una parte móvil, el interruptorechufable.

En algunos modelos, los transformadores decorriente y/o los de tensión están también enla parte móvil con el interruptor.

Las cabinas con interruptor enchufable sólopueden ser con aislamiento de aire. En las degas dieléctrico esta ejecución no es posiblepor razones obvias de mantenimiento de laestanqueidad.

Los interruptores-seccionadores pueden sertambién en ejecución enchufable pero ello esmenos frecuente, pues al ser seccionadorestambién la ventaja que les reporta al serenchufables es mucho menor. Además, en eltipo y destino de las cabinas con interruptor-seccionador, esta ejecución enchufablerepresentaría un sobrecoste difícilmenteadmisible en la mayoría de casos.

A4.4.2.- El arco eléctrico

Tanto en las cabinas con aislamiento de airecomo en las de aislamiento con gas dieléctricopuede producirse un arco eléctrico en uninterior, debido a un defecto de aislamiento, auna falsa maniobra, o a una circunstancia deservicio excepcional. La posibilidad de un arcointerno es pequeña, especialmente en lascabinas de aislamiento con gas SF6, pero nopuede ser totalmente descartada.

El arco eléctrico provoca en el interior de lacabina una peligrosa sobrepresión del aire odel gas. Por ello las cabinas cerradas conaislamiento de aire acostumbran a tener unastrampillas de escape de gases, cerradas enservicio normal, pero que se abren en casode sobrepresión por el propio efecto de lamisma, limitando así su valor.

Estas trampillas están dispuestas de formaque los gases o vapores bajo presión quesalgan por las mismas, no incidan sobre laspersonas que se encuentren cerca de lascabinas, por ejemplo en el frente de lasmismas.

En las cabinas con aislamiento de gas SF6, apresión superior a la atmosférica, losrequerimientos de estanqueidad no permitenla existencia de tales trampillas.

Tienen en cambio en una de sus paredesexteriores una placa más débil que el restode la envolvente de modo que en caso desobrepresión, se rompe dando salida a losgases interiores. Esta «placa de rotura» estásituada en un lugar adecuado de laenvolvente, de manera que los gases desalida no puedan incidir sobre las personas.

A4.4.3.- Disposiciones de seguridad contraactuaciones o situaciones peligrosas parael personal

– En principio, para las cabinas de ejecucióncompartimentada o blindada, las cubiertas ypuertas no podrán ser abiertas a menos que


la parte del circuito principal contenido en elcompartimento que se ha hecho accesiblecon esta apertura, esté sin tensión.

– Cualquier maniobra normal de apertura ocierre de los aparatos incluidos en la cabinaen montaje fijo, deberá poderse realizardesde el exterior de la misma y con la puertay/o otros accesos, cerrados.

En las cabinas con interruptor enchufableesta prescripción se matizará en el siguienteapartado A4.4.4.

– En las mirillas de material transparentepara poder observar el interior de la cabina,pueden formarse cargas electrostáticapeligrosas. Las disposiciones para evitarlopueden ser:

Adecuada distancia de aislamiento entre lamirilla y las partes en tensión.

Blindaje electrostático, por ejemplo una rejillametálica conectada a tierra, aplicada sobre lacara inferior de la mirilla.

– Los aparatos de los circuitos principalescuya maniobra incorrecta pueda causardaños, o que sirven para asegurar unadistancia de aislamiento (seccionamiento)durante los trabajos de mantenimiento,estarán provistos de dispositivos quepermitan su inmovilización (por ejemplo,posibilidad de colocar candados). Afecta puesa seccionadores, seccionadores de puesta atierra e interruptores-seccionadores.

A4.4.4.- Enclavamientos contra falsasmaniobras

Enclavamientos básicos, de aplicacióngeneral.

– Entre seccionador e interruptor automáticoconectados en serie: Con el interruptorcerrado (conectado) no puede cerrarse oabrirse el seccionador.

Nota: Caso particular de cabinas con doblejuego de barras generales.

Si los dos juegos de barras están conectadosel uno con el otro (acoplados) y uno de losdos seccionadores está cerrado, el otroseccionador podrá abrirse o cerrarse aunqueel interruptor en serie con ellos esté cerrado.

Ver en anexo A1, la figura A1.1correspondiente a un esquema de maniobrade transferencia de barras sin interrupción deservicio.

– Entre el seccionador de puesta a tierra (enadelante Spt) si lo hay y cualesquiera de losaparatos de corte: seccionador, interruptorautomático, interruptor-seccionador, ocontactor: no pueden estar cerradossimultáneamente el Spt y el aparato de corte.Por tanto, si el Spt está cerrado, no puedecerrarse el aparato de corte, y, viceversa, siel aparato de corte está cerrado, no puedecerrarse el Spt.

– Cabinas con interruptor automático enejecución enchufable.

Si el interruptor está cerrado, no puedeenchufarse ni desenchufarse, puesequivaldría a una maniobra de seccionadorescon interruptor cerrado.

Recíprocamente, no puede cerrarse elinterruptor cuando no está correctamente ensus posiciones final enchufado o finaldesenchufado pues una posición intermediaequivale a la de un seccionador coninsuficiente distancia de seccionamiento.

El Spt, si lo hay, sólo puede cerrarse si elinterruptor está en posición desenchufado (oextraído) pues equivale a seccionadorabierto. Recíprocamente el interruptor no sepuede enchufar si el Spt está cerrado.

El interruptor no puede cerrarse si no estáconectado al circuito auxiliar de mando ycontrol. Recíprocamente, con el interruptor enposición cerrado, no es posible desconectarlode dicho circuito auxiliar de mando y control.

Habitualmente, la conexión del interruptor alcircuito de mando y control, es mediante unconector múltiple, base y clavija (los hay dehasta 48 contactos). En la práctica, lacondición anterior se concreta en: elinterruptor no puede enchufarse si esteconector no está enchufado, y recíprocamente,con el interruptor en posición enchufado, dichoconector no puede desenchufarse.

Existen dos tipos constructivos de cabinascon interruptor enchufable:

A)Cabinas en la que el interruptor enposición desenchufado queda aún contenidodentro de la cabina y por tanto la puertapuede estar cerrada.

B)Cabinas en las que el interruptor enposición desenchufado sobresale del frentede la misma. Este tipo de cabinas no tienepuerta delantera. El cierre lo efectúa el propiofrente del interruptor cuando está en posiciónenchufado.


En el tipo A, para las maniobras de enchufar-desenchufar el interruptor y abrirlo-cerrarlocon el mando manual directo (en el propiointerruptor) hay que abrir la puerta. Ahorabien, la disposición interior de la cabina debeser tal, que el frente del interruptor impidapoder acceder a cualquier parte en tensióntanto si está enchufado como si estádesenchufado.

Análogamente, en las del tipo B, el diseñodebe ser tal que el frente y los laterales del

interruptor impidan el acceso a las partes entensión, tanto si está en posición enchufadocomo desenchufado.

A4.4.5.- Cabinas con interruptor-seccionador (con o sin fusibles) y Spt

Son ampliamente utilizadas para los centrosde transformación de media a baja tensión(MT/BT) en las redes públicas de distribución(figura A4.1).

Fig. A4.1: Utilización de interruptores-seccionadores en los CT de la red pública (distribución enbucle o anillo).

Distribuciónen anillo

Conjunto 2L-XTConjunto 2L-XT

Conjunto 2L-2TConjunto 2L-1T

MT/BT

MT/BT

MT/BT

Salida Salida

Entrada Entrada

Subestación AT/MT


Para el buche de entrada-salida de la líneade alimentación, los interruptores-seccionadores son sin fusibles, y para lamaniobra y protección de los transformadoresson con fusibles.

Las cabinas de este modelo funcional, conaislamiento de aire acostumbran a ser nocompartimentadas o poco compartimentadas(tipo «bloque»). Ahora bien según larecomendación UNESA 6404A estas cabinasdeben estar previstas para colocar o llevarincorporada una pantalla que proporcioneuna separación entre las partes que, despuésde la apertura del interruptor-seccionador,queden aún en tensión, (por ejemplo loscontactos lado barras) y el resto de la cabina,cuando se tenga que entrar en su interiorpara efectuar trabajos.

Esta pantalla puede ser metálica o aislante.Si es aislante puede ser:

– Incorporada como parte constructiva de lacabina, y de posición fija dentro de la misma.

– Incorporada como parte constructiva peromóvil dentro de la cabina. Por ejemplo con elinterruptor-seccionador abierto queda situadaentre los contactos fijos y móviles del mismo ycon el interruptor-seccionador cerrado quedaretirada a una posición que no impida elcierre del aparato. El paso de una posición aotra se efectúa desde el exterior de la cabinamediante una adecuada transmisión.

– Pantalla móvil que se introduce desde elexterior de la cabina, para lo cual ésta tienelas adecuadas guías. Es pues una pantallaextraíble.

La aplicación de los enclavamientos ydisposiciones de seguridad reseñados en 4.4y 4.3 establece en este tipo de cabinas lasiguiente secuencia obligada de maniobraspara poder acceder a su interior:

– Abrir el interruptor-seccionador.

– Cerrar el Spt.

– Colocar la pantalla separadora entre loscontactos del interruptor-seccionador, si setrata de pantalla móvil o extraíble.

– Abrir la puerta de la cabina.

Viceversa, para reponer el servicio:

– Cerrar la puerta,

– Abrir el Spt.

– Retirar la pantalla separadora de suposición entre contactos del interruptor-

seccionador, respectivamente, extraerla de lacabina, según proceda.

– Cerrar el interruptor-seccionador.

Por tanto, en los casos de pantalla móvil o depantalla extraíble, debe haber unenclavamiento que impida abrir la puerta si lapantalla no está en su posición separadoraentre partes con y sin tensión, y asimismoque impida cerrar el interruptor-seccionador,cuando la pantalla está en dicha posiciónentre contactos del aparato.

A4.4.6.- Cabinas con interruptor-seccionador, con y sin fusibles y Spt comolas anteriores y para la misma aplicaciónen las redes de distribución, pero conaislamiento de gas SF6

Los fusibles están situados fuera del recintocon SF6, a fin de poderlos recambiar sinproblemas de pérdida de estanqueidaddel SF6.

Debe haber un enclavamiento que impide elacceso al compartimento de fusibles y/o delos terminales de los cables, mientras noestén cerrados los Spt, y viceversa, nopueden abrirse estos Spt si no está cerrado elcompartimento de los fusibles y/o terminalesde los cables.

A4.4.7.- Criterios generales paraenclavamientos contra falsas maniobras y/o actuaciones incorrectas

– El enclavamiento debe impedir la falsamaniobra, pero sin provocar por ello laapertura del aparato de corte (interruptorautomático, interruptor-seccionador, contactor)y con ello un paro intempestivo del servicio.

– En lo posible, se dará preferencia a losenclavamientos de tipo mecánico.

– Dentro de los enclavamientos mecánicosse preferirán los denominados «pasivos» o«de obstrucción». Son aquéllos que nopermiten ni iniciar la falsa maniobra, de formaque el enclavamiento no tiene ni que actuar ypor tanto no queda sometido a ningúnesfuerzo mecánico.

Ejemplos:

Manivela o palanca extraíbles para accionarun Spt. Si el interruptor automático ointerruptor-seccionador está cerrado, elorificio o la ranura para la introducción de lamanivela está obturado, de forma que dichamanivela o palanca no se puede ni introducir.


Manivela o palanca extraíbles para accionar elSpt en una cabina con interruptor enchufable.

El frente del interruptor, cuando éste está enposición enchufado, tapa (cubre) el orificio oranura para la introducción de la manivela opalanca, de forma que no es accesible.

A4.4.8.- Puesta a tierra

Debe de preverse un conductor de puesta atierra dispuesto a todo lo largo de la fila decabinas y conectado a la estructura de lasmismas. Este conductor tendrá la secciónnecesaria para soportar la corriente nominalde cortocircuito asignada a aquellas cabinas,sin sobrepasar la densidad de 200 A/mm2, sies de cobre, durante el tiempo de duraciónasignado (valor normal 1 segundo).

No obstante, la sección de este conductorserá como mínimo de 30 mm2 cobre, o suequivalente en aluminio o acero.

La conexión de los aparatos y otros elementosde la cabina, a dicho conductor general depuesta a tierra se hará directamente o a travésde la propia estructura metálica de la cabina.

La conexión a tierra de los interruptoresenchufables, debe mantenerse aunque esténen posición desenchufado o en posiciónintermedia. Sólo puede quedar interrumpidacuando se extrae el interruptor de la cabina.

La conexión a tierra de las puertas u otroselementos giratorios se hace con conexionesflexibles de sección adecuada, entre la puertao elemento giratorio (lado bisagras) y laestructura de la cabina.

A4.5 Características nominales (asignadas) de la aparamentabajo envolvente metálica (cabinas)

a) Tensión asignada y número de fases.

b) Nivel de aislamiento (tensiones de ensayo).

c) Frecuencia.

d) Intensidad en servicio continuo (para elcircuito principal).

e) Intensidad de corta duración admisible paralos circuitos principal y de puesta a tierra).

f) Valor de cresta de la corriente de cortaduración admisible (circuitos principal y depuesta a tierra).

g) Duración asignada del cortocircuito.

h) Valores nominales (asignados) de losaparatos que forman parte de la cabina(interruptor, seccionador, Spt,transformadores de medida, etc.) incluyendosu equipo auxiliar y dispositivos de maniobra.

Estos valores deben ser congruentes ycoordinados con los de las características a)a g) de la cabina como conjunto.

Fig. A4.2: Ejemplo de cabina con interruptorenchufable.

Fig. A4.3: Ejemplo de cabinas coninterruptor-seccionador.


A5 Puesta a tierra del punto neutro en los sistemas MT

A5.1 Preámbulo

Fig. A5.1: Diversos tipos de cortocircuitos y trayectorias de las corrientes de cortocircuito.

En la figura A5.1 se representan los diversostipos de cortocircuito y las trayectorias de lascorrientes de cortocircuito.

Todos los elementos de una instalación(transformadores, conductores, aparatos demaniobra, aisladores, etc.) deben de poder

R

S

T

k 3pol

A) CORTOCIRCUITO TRIPOLAR

R

S

T

k 2pol

B) CORTOCIRCUITO BIPOLAR

R

S

T

k 2pol E

k E 2pol E

C) CORTOCIRCUITO BIPOLARCON CONTACTO A TIERRA

R

S

T

k 1pol

D) CORTOCIRCUITO UNIPOLAR

R

S

T

k EEk EE

E) DOBLE CONTACTO A TIERRA

Corriente parcialde cortocircuito

Corriente de cortocircuito


soportar la máxima corriente de cortocircuitoque pueda producirse en el punto del circuitodonde están conectados o situados.

Para cualquier tipo de cortocircuito, (tripolar,bipolar o unipolar) el valor máximocorresponde al caso de defecto franco, o sea,cuando no hay impedancia apreciable en elpunto de defecto (punto del cortocircuito).

El valor máximo del cortocircuito bipolar esmenor que el del cortocircuito tripolar,concretamente es el 86,6%.

El valor máximo del cortocircuito unipolarfase-tierra, es en la mayoría de los casostambién inferior al del cortocircuito trifásicopero en algunas ocasiones puede llegar a sermayor, por ejemplo, cuando se trata dealternadores con el punto neutro conectadodirectamente a tierra.

En los circuitos AT y MT la reactanciainductiva es mucho mayor que la resistenciaóhmica. En orden de valores XL / R ≥ 10. Portanto, en el cálculo de las corrientes decortocircuito en MT, se suele despreciar elvalor de R e igualar la impedancia a lareactancia, haciendo Z ≈ XL.

En todo elemento eléctrico con varias vías decorriente (línea aérea o subterránea,transformador, etc.) cada una de las víastiene una cierta autoinductancia L (L1, L2, ...Ln) y hay además unas ciertas inductanciasmutuas M entre las diversas vías (M1-2,M1-3, M2-3, etc.). Ambas, L y M, soncaracterísticas constructivas de cadaelemento.

Al circular unas corrientes alternas por estasvías, aparece en cada vía una reactancia Xdebida a su autoinductancia L y a lasinductancias mutuas M con las otras vías.

Aplicando esto al caso de un elemento de 3vías destinadas a ser recorridas por unsistema trifásico de corrientes, cada víapresentará una reactancia X debida a supropia autoinductancia L, y a las dosinductancias mutuas con las otras dos vías(M1-2 y M1-3).

Si las tres vías son constructivamenteiguales, su autoinductancia L será igual y silas distancias entre ellas es casi igual,también lo serán las inductancias mutuas M.En este caso la reactancia X será igual en lastres vías. En las líneas trifásicas valdráX = (L-M) 2π f .

Esta reactancia será pues la que presentaráaquel elemento (línea, transformador, etc.) encaso de cortocircuito tripolar. Se la denominareactancia directa X1.

Para determinar su valor puede hacerse elensayo representado en la figura A5.2, osea, cerrar en cortocircuito las tres vías yaplicarle una tensión trifásica. La intensidadpor cada vía será

I k3p1

U 3''X

= ,

siendo U la tensión entre fases (tensióncompuesta).

En este caso de X1 igual en las tres vías, lacorriente IE a tierra y por la reactancia XEentre el punto neutro y tierra, será nula.

Ahora bien, si se aplica una tensiónmonofásica U0 a las tres vías de esteelemento, conectadas en paralelo según elesquema figura A5.3, éstas presentarán unareactancia X0 denominada reactanciahomopolar, en general de valor diferente alde la reactancia X1. En las líneasX0 = (L + 2M) 2πf.

El motivo de esta diferencia reside en eldistinto efecto de las inductancias mutuas M.

En el caso de alimentación trifásica, lascorrientes en las tres vías están desfasadasentre sí uno o dos tercios de período (120º ó240º en la representación vectorial) y elefecto de las inductancias mutuas essustractivo respecto a la autoinductancia L.

Fig. A5.2: Medición reactancia decortocircuito.

XE

X

X1

X1

VA

GeneradorElemento


En cambio, en el caso de alimentaciónmonofásica, las corrientes I0 que circulan porlas tres vías en paralelo; denominadascorriente homopolar; están en fase (0º en larepresentación vectorial) y el efecto de lasinductancias mutuas M es aditivo respecto ala autoinductancia L (figura A5.4).

La corriente que circula por tierra y por lareactancia XE es pues la suma de las quecirculan por las vías en paralelo o sea, 3 I0.En consecuencia, la reactancia homopolar

conjunta X0C del circuito, esX0C = (X0/3) + XE.

En los sistemas de MT, la reactancia XE entrepunto neutro y tierra es habitualmente muchomayor que X0/3, de tal manera que en loscálculos se suele considerar solamente elvalor de XE.

En un circuito trifásico, cuando se produce undefecto unipolar fase-tierra, la corriente decortocircuito I’’K1p vale:

I k1p1 0

U 3''2X X

=+ ,

siendo U la tensión entre fases (tensióncompuesta).

Relacionando esta fórmula con la de lacorriente de cortocircuito tripolar I’’K3p antesexpresada, se tiene

I Ik1p k3p0

1

3'' ''X2X

=+

.

Por tanto, según sea X0/X1, mayor o menorque 1 la corriente de cortocircuito unipolarfase-tierra, será respectivamente menor omayor que la de cortocircuito tripolar.

Estadísticamente, el cortocircuito unipolarfase-tierra, es con mucho el más frecuente,del orden del 80% de los casos. Por tanto enlos sistemas de Media Tensión interesa

Fig. A5.3: Sistema homopolar.

ZE

U0

Z0

Z0

Z0

0

0

0

3 0

L1

1

2 3

M 2-

1

M 3-1

L1

1 2 3

M 2-

1

M 3-1

Fig. A5.4: Inductancia directa y homopolar.


reducir su valor a fin de minimizar sus efectostérmicos y dinámicos y el eventual arcoeléctrico en el punto de defecto.

Esta reducción puede conseguirseaumentando el valor de la reactancia XE entreel punto neutro y tierra.

En las redes de MT españolas y de otrospaíses, esta reactancia se dimensiona deforma que la corriente de cortocircuito unipolarfase-tierra sea como máximo del orden del 5%de la corriente de cortocircuito tripolar. En estecaso, la relación X0/X1 resulta, según lafórmula anterior, del orden de 58.

Recordando que los efectos térmicos ymecánicos así como los del eventual arcoeléctrico en el punto de defecto, varían segúnel cuadrado de la intensidad, al reducir lacorriente a un valor 20 veces menor que ladel cortocircuito tripolar, estos efectosdañinos se reducen a (1/20)2 = 1/400 o sea,son 400 veces menores que los delcortocircuito tripolar.

Esta solución ventajosa en lo que concierne ala corriente y sus efectos, presenta unacontrapartida en el aspecto sobretensión. Enefecto, consideremos el caso de neutrototalmente aislado de tierra, o sea, XE quasiinfinito (figura A5.5). En caso de defecto deuna fase a tierra, la corriente de cortocircuitoserá solamente la debida a la capacidad delos aislamientos a tierra de las otras dosfases (cables, arrollamientos detransformadores, líneas aéreas, etc.). Se tratade corrientes muy pequeñas que en primeraaproximación pueden despreciarse.

Véase pues que la fase con defecto a tierra,(en la figura es la fase T), comunica a la tierrasu potencial respecto a las otras dos fases.

Por tanto, ahora el aislamiento a tierra deestas fases sanas queda sometido a latensión compuesta (tensión entre fases) enlugar de la tensión simple fase-neutro, o sea,a un valor 1,73 veces mayor.

Esta sobretensión se mantendrá hasta que lasprotecciones actúen y se corte la alimentación.

En los sistemas de MT, el tiempo puedellegar a ser del orden de 0,1 segundo. Aefectos de margen de seguridad, seconsideran tiempos de 0,9 ó 1 segundo.

Se tiene pues la máxima reducción de lacorriente de cortocircuito, pero a costa de unasobretensión.

La otra situación extrema es la del puntoneutro conectado directamente a tierra sinreactancia intercalada, o sea, XE ≈ 0.

En este caso, la corriente de cortocircuitounipolar fase-tierra alcanzará su valor máximoque puede llegar a ser cercano al de lacorriente de cortocircuito tripolar, inclusomayor si se trata de alternadores con el neutroconectado directamente a tierra (en realidadcaso este muy poco frecuente). Ahora bien, nose produce ninguna sobretensión significativaentre las fases sanas y tierra.

En los sistemas de AT (U > 52 kV), preocupamás la sobretensión que la corriente decortocircuito fase-tierra, por lo cual, en lascentrales generadores se suele conectardirectamente a tierra el punto neutro de lostransformadores de salida a la red.

''k1P ''k1P

''k1P <<

''k1P

R

S

T

Fig. A5.5: Sistema de neutro aislado.


Por el contrario, en MT preocupan más losefectos de la corriente de cortocircuito, por locual, en las estaciones transformadorasAT/MT el punto neutro de MT acostumbra aconectarse a tierra a través de una reactanciaXE para reducir la intensidad (figura A5.6).

La reducción antes indicada al 5% aprox. delcortocircuito tripolar, es el resultado de uncompromiso entre reducir al máximo losefectos dañinos de la corriente decortocircuito y/o el eventual arco eléctrico,pero dejando circular una corriente de valordetectable por los relés y demás elementosde protección.

En efecto, con el neutro totalmente aislado detierra, la corriente de defecto fase-tierra seríamuy pequeña (sólo la capacitiva antesexplicada) más difícilmente detectable. Eldefecto podría quedar latente el tiemposuficiente para que se produjera un segundodefecto en otra fase, lo cual daría lugar a un

cortocircuito bipolar a través del dobledefecto a tierra según «e» de la figura A5.1.

A esta solución de puesta a tierra a través deuna reactancia se le denomina también de«neutro impedante».

Según la figura A5.7 se tiene: Um tensiónentre fases, Um/ 3 tensión entre fase ytierra, y UF tensión entre fase y tierra enrégimen de falta.

En esta situación el valor de UF es

F 1pUmU

3= δ ,

δ1p se denomina «coeficiente de defecto atierra» y su valor para defecto unipolar fase-tierra es para las fases sanas

20 0

1 11p

0

1

X X1X X

3X2X

⎛ ⎞+ + ⎜ ⎟

⎝ ⎠δ =+

.

Según lo antes calculado, para corriente decortocircuito unipolar fase-tierra reducida al5% de la del cortocircuito tripolar, la relaciónX0/X1, vale del orden de 58.

Poniendo este valor en la fórmula anterior, elcoeficiente δ1p es 1,69, valor cercano a 1,73.

En consecuencia la reducción de la corrientede cortocircuito unipolar fase-tierrarepresenta sobretensiones prácticamenteiguales a las de neutro totalmente aislado, locual debe tenerse en cuenta al elegir el nivelde aislamiento de los conductores, aparatos ydemás elementos de la instalación.

Fig. A5.7: Regímenes.Normal De falta

''k1P ''k1P

XE

R

S

T

Fig. A5.6: Sistema con neutro conectado atierra a través de impedancia.

R

S

T

UF U'F

R

S

TUm


A5.2 Punto neutro

Prácticamente, todos los alternadorestrifásicos tienen sus arrollamientosconectados en estrella, y con el punto neutro(centro de estrella) accesible, de forma quepuede conectarse a tierra bien seadirectamente o a través de una impedancia(resistencia, o reactancia) que es lo másusual.

En cambio los transformadores de alta amedia tensión (AT/MT) por ejemplo132/24 kV, 110/27 kV, etc. acostumbran atener el secundario MT conectado entriángulo. Habitualmente, su grupo deconexión es Yd11. El secundario MT no tienepues punto neutro.

Para que el sistema de MT alimentado porestos transformadores tenga punto neutropara poder ser conectado a tierra, es precisoinstalar una denominada «bobina deformación de neutro» o también«compensador de neutro».

Constructivamente, estas bobinas deformación de neutro, acostumbran a seranálogas a un transformador trifásico (figuraA5.8). Su parte activa está constituida por unnúcleo magnético y unos arrollamientosanálogos a los de un transformador. Dichaparte activa se pone dentro de aceite en cajacon aletas de refrigeración, etc. Su aspectoexterior es pues como el de un transformadoren aceite. Por este motivo se las denominatambién «transformadores de puesta a tierra».

El punto neutro que así se obtiene se puedeconectar directamente a tierra, o bien sepuede intercalar una resistencia, R, entredicho punto neutro y tierra.

La función de estos «transformadores depuesta a tierra» es sólo la de llevar corrientesa tierra durante una falta (defecto) a tierra delsistema. En régimen normal (sin falta) por suarrollamiento primario circula solamente lapequeña corriente de excitación, como lacorriente de vacío de un transformador.

Fig. A5.8: Neutro puesto a tierra mediante bobina de formación de neutro y resistencia.

AT MT

MT

BT

Trafo MT/BT

Rt

CT


El tipo más usual de transformador de puestaa tierra es un transformador con un soloarrollamiento en conexión zig-zag, con borneneutro para ser conectado a tierra,directamente o a través de una resistencia.Se le denomina también transformador obobina «auto zig-zag».

Este tipo de autozig-zag es, con mucho, elmás utilizado por su menor tamaño y coste.

En efecto, en las redes públicas españolas seutiliza casi exclusivamente este tipo auto zig-zag.

Como un transformador de puesta a tierraverdaderamente no trabaja más que duranteuna falta de línea a tierra, su régimen es decorto tiempo, normalmente de 10 a 60segundos.

Los valores que le definen básicamente son:

1º.-Tensión entre fases.

2º.- Intensidad de corriente en el neutro(defecto a tierra).

3º.-El tiempo que dura esta intensidad.

4º.- Impedancia por fase (prácticamentereactancia.

5º.-Corriente permanente admisible.

Cálculo de la reactancia homopolar yresistencia óhmica de un compensandor deneutro, respectivamente de la resistenciaadicional entre neutro y tierra (figura A5.9).

Datos de partida.

tensión compuesta (entre fases): 20 kV,

intensidad de defecto a tierra, limitadaa 500 A,

representa, pues, intensidad por fase delcompensador: 500/3 = 166,6 A,

impedancia homopolar total compensador(3 fases en paralelo) más resistenciaadicional (Ra):

x

20.000 23,13 500

= Ω .

Esta impedancia debe de repartirse entre elcompensador y la resistencia adicional Ra.

Por motivos de optimización constructiva delcompensador (precio) se ha previsto para elmismo una impedancia homopolar por fasede 30 Ω.

Como la componente de resistencia es muypequeña frente a la reactancia, se consideraque la impedancia homopolar esprácticamente igual a la reactanciahomopolar. Por tanto, la resistencia adicionalRa deberá ser de:

A5.3 Ejemplo de cálculo

22 30Ra 23,1 20,8

3⎛ ⎞= − = Ω⎜ ⎟⎝ ⎠

.

Al lector interesado en las cuestionesexpuestas en este anexo, se le propone lalectura de la Publicación Técnica 059, Cursode Media Tensión - Conceptos introductorios,capítulos 1 a 7.

Fig. A5.9: Reactancia homopolar yresistencia adicional.

Ra


A6 Regímenes de neutro en BT

A6.1 Regímenes de neutro

Las diferentes combinaciones de conexión atierra del neutro y de las masas (armarios,aparatos, carcasas, bastidores, etc.) sedesignan con dos letras:

Primera letra:

Neutro conectado a tierra T

Neutro aislado de tierra I

Segunda letra:

Masas conectadas a lamisma toma de tierra delneutro en el CT N

Masas conectadas a tierracon una toma independientede la del neutro T

Se tienen pues tres combinaciones(«regímenes de neutro») básicos: TN, TT e IT.

En el régimen TN se puede añadir unatercera letra:

Si para la conexión de las masasa la toma de tierra del neutro seutiliza el conductor de neutro, sedenomina TN-C

El conductor cumple la doble función deneutro y de conductor de puesta a tierra (PE).Se denomina pues PEN.

Si para la conexión de las masas a la toma detierra del neutro se utiliza un conductorespecíficamente para ello, diferente delconductor de neutro, se denomina TN-S, y adicho conductor se le denomina PE (cubiertade color amarillo-verde).

En general es más recomendable el sistemaTN-S. Hay casos en que el sistema TN-C noes posible, incluso en algunos casos estáprohibido.

En España el régimen establecido para lasredes públicas es, en principio, el TT.

Si el centro de transformación es del abonado(contrato de suministro en Media Tensión), elrégimen de neutro en BT puede ser el queelija el abonado (TN, TT o IT).

En una misma instalación pueden haberpartes con régimen TT, otras con régimen ITy otras con régimen TN-C y/o TN-S.

Además de estos tres regímenes de neutrobásicos (TN, TT, IT) pueden haber regímenesmixtos por ejemplo mezcla de TN y de TT. Setrata de una cuestión que ha idoevolucionando con el tiempo y sigue aún enevolución.

A6.2 Características comparativas

A6.2.1.- Régimen TN

(Figuras A6.1 y A6.2)

La corriente de defecto es elevada, puedellegar a ser de miles de amper, ya que sóloestá limitada por la impedancia de losconductores que generalmente es sólo delorden de miliohm.

La corriente de defecto no pasa por la tomade tierra del neutro (ver esquemas anexos),por tanto, su valor no está sujeto a la mayor omenor resistencia de dicha toma de tierra.

La corriente de defecto ha de ser detectada ycortada por los interruptores automáticos, losinterruptores magnetotérmicos o los fusibles.

A6.2.1.1.- Régimen TN-C

Distribución a 4 conductores (3 fases yneutro). No hay conductor amarillo-verde.

Las masas de la instalación (armarios,cofrets, cuadros, carcasas de motores,envolventes de aparatos, etc.) estánconectados al conductor neutro.


Fig. A6.1: Esquema de conexión a tierra (régimen) TN-C. Id: corriente de defecto.

Fig. A6.2: Esquema de conexión a tierra (régimen) TN-S. Id: corriente de defecto.

R

S

T

PEN

d

d

R

S

T

N

PE

d

d


A6.2.1.2.- Régimen TN-S

Hay conductor amarillo-verde. Las masasestán conectadas a este conductor (no alneutro). El conductor amarillo-verde (PE) estáconectado al borne de neutro deltransformador (centro de transformación).

Distribución a 3 fases más conductor PEamarillo-verde, o bien a 3 fases y neutro másconductor PE.

A6.2.2.- Régimen TT

(Figura A6.3)

La corriente de defecto pasa por la toma detierra de las masas, y la toma de tierra delneutro (ver esquemas). Por tanto, quedalimitada por el valor de la resistencia dedichas tomas de tierra. Como éstaacostumbra a ser del orden de Ohm, lacorriente es en general del orden de amper.

La corriente de defecto ha de ser detectadapor las protecciones diferenciales, quepueden ser interruptores diferenciales,interruptores automáticos diferenciales,combinación de protección diferencial e

interruptor magnetotérmico, «toroidales» queactúan dando orden de desconexión a uninterruptor o a un contactor, etc.

Es el más habitual en España. El reglamentode Baja Tensión lo establece para las redespúblicas (Compañías suministradoras).

Las masas están conectadas al conductor PEamarillo-verde. Este conductor no estáconectado al borne neutro del transformador.

La instalación tiene un sistema propio depuesta a tierra, con sus electrodos de tomade tierra, etc., al cual está conectado elconductor PE amarillo-verde.

Se observa que hay instaladas proteccionesdiferenciales (interruptores diferenciales, anillostoroidales en las líneas, combinadosmagnetotérmico con elemento diferencial, etc.).

Nota.- Ésta es una condición necesaria en elrégimen TT pero no exclusiva, ya que enocasiones también hay proteccionesdiferenciales en el régimen TN-S comoprotección contra incendios, o cuando se tratade líneas de mucha longitud. También puedehaberlos en regímenes de neutro «mixtos».

Fig. A6.3: Esquema de conexión a tierra (régimen) TT. Id: corriente de defecto.

R

S

T

N

PE

d

d


A6.2.5.- Régimen IT

(Figura A6.4)

En el caso de un primer defecto, la corrientede defecto acostumbra a ser muy pequeña, yla tensión de defecto a que da lugar esgeneralmente inferior a 24 V por tanto nopeligrosa para las personas. No es necesariopues interrumpir el circuito. Debe perolocalizarse el defecto y repararlo, antes quese produzca un segundo defecto porqueentonces la corriente podría ser elevadacomo en el régimen TN, o bien de valor comoel caso de régimen TT. En ambos casos latensión de defecto podría ser peligrosa paralas personas.

Es poco frecuente. No existe en las redespúblicas. Sólo puede haberlo en instalacionesalimentadas por un Centro de Transformaciónde abonado (suministro y contaje en MT).

El neutro del lado de baja tensión deltransformador no está conectado a tierra, o silo está, es a través de una resistencia de valorelevado (1500 - 2000 Ohm), y/o un aparato«Controlador permanente de aislamiento»(CPA), que tiene una impedancia tambiénelevada.

Cuando se produce un defecto de aislamientoa masa (tierra) este aparato CPA lo detecta,avisa de su existencia, y ayuda a sulocalización. Es pues un «vigilante» delprimer defecto. Es aparato preceptivo en lasinstalaciones en régimen IT.

El conductor PE amarillo-verde de lainstalación no está conectado al borne neutrodel transformador, sino que está conectado aun sistema de puesta a tierra propio de lainstalación, al igual que en el régimen TT.

Fig. A6.4: Esquema de conexión a tierra (régimen) IT. Id: corriente de defecto.

R

S

T

N

PE

d

d

A6.3 Resumen

Obsérvese que en el CT debe preversesiempre una toma de tierra para el neutro BTdel transformador, no solo en el caso deregímenes de neutro TT y TN, sino tambiénpara régimen IT, puesto que entre neutro y

tierra debe conectarse preceptivamente elaparato controlador de aislamiento CPA valorasí como un descargador de sobretensión deBT. (También preceptivamente en ciertoscasos).


A7 Ejemplo de equipo de BT para CT de red pública,hasta 1000 kVA, según Recomendación UNESA RU-6302 B

A7.1 Descripción

Armazón o chasis metálico con envolvente dechapa metálica de espesor 2 mm, o bien dematerial aislante categoría deininflamabilidad, FVI (UNE-53 315). Grado de

protección IP-217. Con rejillas de ventilaciónen las paredes laterales. Disposición interior(figuras A7.2 y 3).

Elementos Posición

3 Amperímetros-maxímetros (dos de ellos a instalar según necesidades, en 2ª etapa) 1

1 Relé auxiliar 2

1 Toma de corriente bipolar 10 A para clavija redonda 3

2 Bases portafusibles con un fusible de 40 A, a conectar en la fase y puente de neutro 4seccionables

1 Interruptor magnetotérmico curva «C» de 10A, para protección del circuito de disparo 5del interruptor-seccionador MT que alimenta el transformador, por actuación de laprotección contra sobretemperatura (termómetro de contacto o termostado)

Este interruptor magnetotérmico instalado en el interior de la puerta de forma quecon la puerta cerrada, no sea accesible desde el exterior. Con un contacto auxiliarpara alimentar la lámpara neón posición 9 que señaliza el disparo del interruptor magnetotérmico

1 Interruptor magnetotérmico curva «C» de 10 A para protección del circuito de 6alumbrado y de la toma de corriente posición 3. Montado de forma que con la puertacerrada, sea accesible desde el exterior

Regleta con 14 bornes de conexión 7

Perfil de sujeción de aparatos («carril DIN») 35 x 7,5 mm 8

Lámpara neón color rojo para señalización del disparo del interruptor 9magnetotérmico de la posición 5. Señalización «Protección desconectada»

Canal practicable para los cables 10

Tubo flexible 11

Fig. A7.1: Aparatos y elementos de la unidad funcional de control (posición en figura A7-3).

Constituida por 4 puentes de pletina de cobre(3 fases y neutro) que pueden sermaniobradas fácil e independientemente conuna única herramienta aislada.

Con espacio suficiente para colocartransformadores de corriente en la partesuperior entre los citados puentes deconexión y las palas (bornes) de conexiónpara los cables de alimentación. (Figura A7.2parte izquierda).

A7.2 Unidad funcional de seccionamiento

La longitud de estos puentes de conexión,será suficiente para que, al desmontarlos,dejen un espacio que permita extraer por allílos transformadores de intensidad.

Puede instalarse un solo trasformador deintensidad por ejemplo en la fase central, obien, según necesidades, tres, uno en cadafase.


Fig. A7.2: Esquema unifilar de cuadro BT y dimensiones exteriores.

En la puerta delantera que cierra esta partecorrespondiente a la unidad funcional deseccionamiento, hay montado el equipo deaparatos y elementos que constituyen launidad funcional de control. En la figura A7.3está representada esta puerta en posiciónabierta. Es vista pues por su cara interior.

A7.3 Unidad funcional de control

Esta puerta es de material aislante quegarantiza a los aparatos montados en lamisma, un nivel de aislamiento respecto a laspartes metálicas (armazón, envolventes) de10 kV 50 Hz 1 minuto, y 20 kV a impulso1,2/50 μs.

El equipo de aparatos y elementos queconstituyen esta unidad funcional de controlson los indicados en la tabla de la figura A7.1.

Constituida por 4 pletinas horizontales, decobre, (3 fases y neutro), de las que partenlas líneas de salida hacia los abonados, ogrupos de abonados alimentados por el CT.En la figura A7.2 están representadas 4salidas pero pueden ser bastantes más.

A7.4 Unidad funcional de embarrado y salidas

Cada salida está protegida con fusibles-seccionadores o sea, con bases portafusiblesdeconectables (abribles). Se trata pues deuna protección de los cables de salidaexclusivamente.

Unidad funcional de control

Unidadfuncional de

seccionamiento

Unidadfuncional deembarrado

Unidadfuncional deprotección


El nivel de aislamiento a masa (tierra), delcircuito principal y del circuito auxiliar deprotección y control, de este equipo de BT, esde 10 kV 50 Hz 1 minuto.

En el embarrado, la pletina de neutro estáaislada del bastidor (masa) igual que laspletinas de las fases, pero dispone de unatrenza flexible de cobre de 50 mm2 desección a fin de poder conectar, si precisa,esta pletina de neutro a la masa metálica delbastidor o armazón.

A7.5 Otros datos de interés

En muchos casos, la escala de losamperímetros-maxímetros (posición 1) noestá graduada en amperios, sino en tantospor ciento (%) de la intensidad nominal deltransformador, por ejemplo: 10% - 20% - ... -70% - 80% - ... - 100% - ... - 120%. Resultamás práctico y directo para el control delestado de carga del transformador.

Fig. A7.3: Vista lateral y elementos de la unidad funcional de control.

11

7

8

109

F2

F1-F3

3

5 4

8

6

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1

centros de transformacion

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