ESTACIONES TRANSFORMADORAS y PAT Rev 002.pdf

ESTACIONES TRANSFORMADORAS ESQUEMAS UNIFILARES EQUIPAMIENTO ELÉCT ELÉCTRI RICO CO Y PUE PUEST STA AA TIERRA

AUTOR: Ing Elec. FERNANDO MARULL Colaboración: Jorge A. Soto Muñoz CONCORDIA 2005

INDICE 1.

ESQUEMAS UNIFILARES ......................................................................... ............................................................................................................ ................................................................... .................................................1 .................1 1.2. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6.

2.

REPRESENTACIÓN GRÁFICA Y SIMBOLOGIA ...................................................................... .......................................................................................................... .................................................1 .............1 ESQUEMAS UNIFILARES USADOS EN DISTRIBUCIÓN ........................................................................ ........................................................................................................2 ................................2 ESQUEMAS UNIFILARES USADOS EN TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN .......................................................................... ............................................................................ 3 ESQUEMAS UNIFILARES USADOS EN TRANSMISIÓN DE EXTRA ALTA EXTRA ALTA TENSIÓN............................................................6 ESQUEMA DE BARRA DE 13.2 O 33KV CON SERVICIOS AUXILIARES................................................................... SERVICIOS AUXILIARES................................................................................. .............. 7

INTERRUPTORES ......................................................................... ............................................................................................................... .................................................................. ...............................................................9 ...................................9 2.1. INTERRUPTORES DE GRAN VOLUMEN DE ACEITE DE ACEITE ...................................................................... ........................................................................................................... ....................................... 9 2.2. INTERRUPTORES DE PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE DE ACEITE (DE SOPLO TRANSVERSAL)..................................................10 2.3. INTERRUPTORES A INTERRUPTORES A AIRE AIRE COMPRIMIDO ........................................................................... ................................................................................................................ ...................................................10 ..............10 2.4. INTERRUPTORES DE EXAFLUORURO DE AZUFRE DE AZUFRE SF6.....................................................................................................11 2.5. INTERRUPTOR TIPO PUFFER O IMPULSO DE PRESIÓN ÚNICA........................................................................................13 2.6. INTERRUPTORES DE VACIO .......................................................................... ............................................................................................................... .................................................................. .................................. ..... 14 2.7. DISPOSITIVOS PARA LA ECUALIZACIÓN DE TENSIONES..................................................................................................16 2.8. CARACTERISTICAS TECNICAS DE LOS INTERRUPTORES................................................................................................17 2.8.1. CONSIDERACIONES CON RESPECTO A LA TENSIÓN ....................................................................... ..............................................................................................17 .......................17 2.8.1.1. REFERENCIAS LOS VALORES DE TENSIÓN FRECUENCIA INDUSTRIAL 50/60 HZ.................................... HZ ........................................... ....... 17 2.8.1.2. CON VALORES DE CRESTA................................ CRESTA ..................................................................... .................................................................. ................................................................17 ...................................17 2.8.2. CONSIDERACIONES CON RESPECTO A LAS CORRIENTES ........................................................................... ....................................................................................17 .........17 2.8.2.1. CORRIENTE NOMINAL DEL INTERRUPTOR................................................................. INTERRUPTOR................................................................................................ .......................................... ........... 17 2.8.2.2. CONSIDERACIONES GENERALES DE LAS CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO .............................................. .............................................. 17 2.8.2.3. CORRIENTE NOMINAL DE APRETURA EN CORTOCIRCUITO............................................................ CORTOCIRCUITO..............................................................................21 ..................21 2.8.2.4. TENSIÓN TRANSITORIA DE RESTITUCIÓN (T.R.V.) .................................................................... ..............................................................................................22 ..........................22 2.8.2.5. CORRIENTE RESISTIDA CORTA DURACIÓN NOMINAL ......................................................................... ........................................................................................23 ...............23 2.8.2.6. CORRIENTE RESISTIDA DE CRESTA NOMINAL ...................................................................... ....................................................................................................23 ..............................23 2.8.2.7. DURACIÓN NOMINAL DEL CORTO CIRCUITO ................................................................. .................................................................................................. ...................................... ..... 24 2.8.2.8. CAPACIDAD NOMINAL CIERRE Y APERTURA SOBRE CORTO CIRCUITO ........................................................24 ........................................................24 2.8.2.9. RESUMEN DE PARÁMETROS ...................................................................... ..................................................................................................... ............................................................25 .............................25 2.8.3. TIEMPOS DE OPERACIÓN ............................................................................. ........................................................................................................... ...............................................................25 .................................25 2.8.3.1. TIEMPOS DE APERTURA....................................................... APERTURA............................................................................................. ................................................................... ............................................. ................ 26 2.8.3.2. CICLO DE OPERACIÓN................................. OPERACIÓN ........................................................................ ................................................................... .................................................................. ......................................... ... 26 2.9. CARACTERÍSTICAS DEL COMANDO.....................................................................................................................................26 2.9.1. ESPECIFICACIONES......................................................................................................................................................26

3.

SECCIONADORES ...................................................................... ............................................................................................................ .................................................................... ...............................................................28 .................................28 3.1. INTRODUCCIÓN......................................................................................................................................................................28 3.2. LOS SECCIONADORES DE ALTA DE ALTA Y EXTRA-ALTA TENSIÓN................................................................................................31 3.3. PARÁMETROS DE ESPECIFICACIONES TÉCNICAS............................................................................................................34 3.3.1. CONSIDERACIONES CON RESPECTO A LA TENSIÓN ....................................................................... ..............................................................................................34 .......................34 3.3.2. CONSIDERACIONES CON RESPECTO A LAS CORRIENTES ........................................................................... ....................................................................................34 .........34

4.

TRANSFORMADORES DE MEDICIÓN.......................... MEDICIÓN................................................................. .......................................................................... ........................................................................ ........................................ ... 35 4.1. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN ...................................................................... ........................................................................................................... ...............................................................35 ..........................35 4.1.1. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN INDUCTIVOS (TT).............................................................................................35 4.1.2. CONEXIONADO-CIRCUITO EQUIVALENTE ....................................................................... ...................................................................................................... .......................................... ........... 38 4.1.3. DIAGRAMA FASORIAL ........................................................................ .............................................................................................................. ....................................................................... ..................................... .... 40 4.1.4. ERRORES ........................................................................... ................................................................................................................ ................................................................ .......................................................40 ............................40 4.1.5. FACTOR DE TENSIÓN. ....................................................................... ........................................................................................................... ................................................................ ....................................... ........... 42 4.1.6. NORMAS ....................................................................... ............................................................................................................ ................................................................ .............................................................42 ..................................42 4.1.7. COMPORTAMIENTO TRANSITORIO ........................................................................ ..................................................................................................... ....................................................45 .......................45 4.2. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN CAPACITIVOS. (TTC) ......................................................................... .................................................................................................46 ........................46 4.2.1. CIRCUITO BÁSICO DE UN TTC.................................................... TTC......................................................................................... ................................................................ ............................................47 .................47 4.2.2. TEORÍA DEL TTC EN RÉGIMEN ESTACIONARIO ............................................................................. .......................................................................................................50 ..........................50 4.3. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TI)..........................................................................................................................51 4.3.1. TIPOS CONSTRUCTIVOS .................................................................... ........................................................................................................ ............................................................... ...................................... ........... 51 4.3.2. CIRCUITO EQUIVALENTE DEL TI ..................................................................... .................................................................................................... ............................................................55 .............................55 4.3.3. MODELO CIRCUITAL .......................................................................... ............................................................................................................... ........................................................................ ...................................... ... 56 4.3.4. DIAGRAMA FASORIAL ........................................................................ .............................................................................................................. ....................................................................... ..................................... .... 57 4.3.5. CARACTERÍSTICA DE MAGNETIZACIÓN ................................................................................................ ....................................................................................................................58 ....................58 4.3.6. CARGA DE EXACTITUD, ERRORES Y NORMAS...................................................................... NORMAS................................................................................................... .................................. ..... 59 4.3.7. EL COMPORTAMIENTO TRANSITORIO DE LOS TI......................................................................................... TI..................................................................................................... ............ 64 4.3.8. RESPUESTA DE LOS T.I. CON CORRIENTES DE CORTOCIRCUITOS ASIMETRICAS............................................64

5.

SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA.................................... TIERRA .......................................................................... ..................................................................... .................................................................... ........................................ ... 67 5.1. GENERALIDADES SISTEMAS DE PUESTAS A PUESTAS A TIERRA........................................................................................................67 5.1.1. OBJETIVOS BUSCADOS ......................................................................... ............................................................................................................. ......................................................................67 ..................................67 5.1.2. APTITUD DE SISTEMA DE PUESTA A TIERRA ........................................................................... ....................................................................................................... ................................. ..... 67 5.2. DISEÑO DE LOS SISTEMAS DE PUESTA A PUESTA A TIERRA.............................................................................................................67 5.2.1. MAGNITUDES A EMPLEAR ............................................................................ ........................................................................................................... ...............................................................67 ................................67 5.2.2. CIRCUITO EQUIVALENTE ...................................................................... .......................................................................................................... .................................................................. ................................... ..... 68 5.2.3. RESISTENCIA DE ELECTRODO ........................................................................ ....................................................................................................... ...........................................................68 ............................68 5.2.4. RESISTIVIDAD VALORES INDICATIVOS DE PARA DISTINTOS SUELOS .................................................................69 .................................................................69 5.2.5. CURVA DE RESISTENCIA DE ELECTRODO................................................................................................................69

5.2.6. POTENCIALES EN LA CERCANÍA DEL ELECTRODO. ................................................................................................70 5.2.7. VALORES DE LAS TENSIONES ADMISIBLES SEGÚN SEA LA SITUACIÓN..............................................................70 5.2.8. TIPOS DE ELECTRODOS Y VALOR DE RESISTENCIA DE DISPERSIÓN FORMULAS ............................................ 71 5.2.9. MATERIALES UTILIZADOS USUALMENTE ..................................................................................................................73 5.2.10. TIERRAS NORMALIZADAS TÍPICAS .............................................................................................................................74 5.2.11. ALGUNOS USOS TÍPICOS Y VALORES ADMISIBLES .................................................................................................74 5.3. DISEÑO DE MALLAS DE PUESTA A TIERRA ........................................................................................................................ 75 5.3.1. VALORES EMPLEADOS EN EL DISEÑO ......................................................................................................................75 5.3.2. LAS RESISTENCIAS DEL CUERPO ENTRE DE LOS PIES Y LAS MANOS, ..............................................................75 5.3.3. EL LÍMITE PARA CORRIENTES Y TENSIONES ........................................................................................................... 75 5.4. DIMENSIONAMIENTO DE LA RED DE PUESTA A TIERRA ...................................................................................................76 5.4.1. RED DE PUESTA A TIERRA ..........................................................................................................................................76 5.4.2. CONTRIBUCIÓN DE LAS JA BALINAS ...........................................................................................................................77 5.4.3. MÁXIMAS TENSIONES DE PASO Y DE MALLA DENTRO DE LA ESTACIÓN ............................................................78 5.4.4. TENSIÓN DE CONTACTO DEL LADO EXTERNO DEL CERCO PERIMETRAL ..........................................................79 5.4.5. MATERIALES PARA LA RED DE TIERRA .....................................................................................................................80 5.4.6. SECCIÓN MÍNIMA DEL CONDUCTOR DE TIERRA ......................................................................................................80 5.5. CONSIDERACIONES CONSTRUCTIVAS Y DE MONTAJE ....................................................................................................89 5.5.1. FUNDACIONES...............................................................................................................................................................89 5.5.2. MALLA DE PUESTA A TIERRA Y CONEXIONES .......................................................................................................... 89 5.5.3. DETALLES EN CANALES PARA CABLES .....................................................................................................................89 5.5.4. EN INTERIOR DE LOS EDIFICIOS ................................................................................................................................89 5.5.5. EN LAS ESTRUCTURAS DE LA ESTACIÓN ................................................................................................................. 90 5.5.6. CONEXIÓN DE LOS CABLEADOS AUXILIARES .......................................................................................................... 90 5.5.7. CONEXIÓN DEL CERCO PERIMETRAL........................................................................................................................90 5.6. MEDICIÓN DE RESISTENCIAS Y RESISTIVIDADES .............................................................................................................91 5.6.1. RELACIÓN ENTRE LA RESISTIVIDAD DEL SUELO Y LA RESISTENCIA DE DISPERSIÓN DE UN ELECTRODO..91 5.6.2. MÉTODO DE TRES ELECTRODOS PARA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE DISPERSIÓN....................................91 5.6.3. MÉTODO DE WENNER PARA MEDICIÓN DE LA RESISTIVIDAD DE SUELOS .........................................................92 5.7. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE PUESTA A TIERRA....................................................................................................93 5.7.1. PUESTA EN SERVICIO .................................................................................................................................................. 93 5.7.2. EL MANTENIMIENTO DE LA P.A.T. ...............................................................................................................................93 5.7.3. OPERACIÓN DEL SISTEMA DE TIERRA ......................................................................................................................94 5.7.4. MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE UNA MALLA PUESTA DE TIERRA DE ESTACIÓN TRANSFORMADORA...........95 5.7.5. OPERACIONES TÍPICAS DE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA ...............................................................................96 5.7.6. PUESTAS A TIERRA EN REDES DE DISTRIBUCIÓN ..................................................................................................96 5.7.7. PUESTAS A TIERRA DE SISTEMAS DE ALIMENTACIÓN ...........................................................................................96 5.7.8. DISTINTAS REDES DISTRIBUCIÓN RURAL.................................................................................................................97

UNIVERSIDAD TECNOLOGICA NACIONAL UNIDAD ACADEMICA CONCORDIA

AÑO 2005 ING. ELECTRICA

1. ESQUEMAS DE ESTACIONES TRANSFORMADORAS

1.1. ESQUEMAS UNIFILARES Los esquemas eléctricos unifilares, son el modo de representar el esquema eléctrico del conexionado electrico de una Estación Transformadora o un Centro de Distribución o una Subestación Transformadora o de Centrales Electricas . Se utilizan para representar los circuitos eléctricos de Media, Alta y Extra Alta Tensión incluyendo los circuitos de Baja Tensión de los Sistemas Electricos Auxiliares . Por lo general son cableados trifásicos pero se los representan en forma unifilar.

1.2. REPRESENTACIÓN GRÁFICA Y SIMBOLOGIA Para la representación gráfica de los Esquemas Unifilares se ha normalizado un sistema de símbolos que con algunas diferencias son reconocidos internacionalmente adoptándose en nuestro pais las Normas IRAM y CEI como las más usuales.

Interruptor

Interruptor extraíble

Seccionador

Transformador

Seccionador bajo carga

Fusible

ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 1


1.3.

ESQUEMAS UNIFILARES USADOS EN DISTRIBUCIÓN

Estación transformadora rural

Barra principal o línea de 13,2 kV o 33 kV Descargador Seccionador

Fusible

Transformador de 5kVA a 315 kVA

Tableros de Baja Tensión

VENTAJAS

• • •

Puede ser aérea o a nivel por lo general exterior. Es muy Simple y a su vez es confiable. De muy bajo costo por lo que es unos de los esquemas más difundidos.

DEBILIDADES Entre las debilidades más notables podemos puntualizar: • Baja selectividad. • Poca flexibilidad de operativa. • Poca capacidad de maniobra.





Estación transformadora urbana Barra de 13,2 kV o 33 kV

Salida 1

Salida 2


VENTAJAS

• • • • •

Aumenta la capacidad de maniobra. Mayor versatilidad. Con fusibles de apertura rápida puede operar con elevada potencia de C.C. Puede automatizar la desconexión del Transformador con Protecciones de Sobrecorriente y/o Temperatura. Si son construidas con celdas modulares cerradas otorgan seguridad personal, especialmente si las celdas están especificadas contra explosión por cortocircuito interno

1.4.

ESQUEMAS UNIFILARES USADOS EN TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN

Estación con esquema de barra simple

Seccionador de barra

Seccionador de línea

Seccionador de Tierra

Enclavamiento mecánico

Transformador

Alimentación

Salida 1

Salida 2




VENTAJAS

• •

Se puede operar con potencia elevadas. Se usa desde 13,2 kV hasta 220 kV.

DEBILIDADES

• • • •

Es necesario un estudio de confiabilidad integral de Red a la cual está conectada para asegurar la intervención en el mantenimiento de todos sus elementos. Dificultad para mantenimiento de interruptor. Dificultad para mantenimiento de las barras. Operativa para reducir Potencia de C.C.

Estación con esquema de barras doble Barra 1 Barra 2

Seccionador de Tierra

Enclavamiento mecánico

Acoplamiento Transformador

Alimentación

Salida 1

Salida 2 Tableros de Baja Tensión

VENTAJAS

• • • •

Opera con potencia más elevadas. Permite operar a barras separadas. Permite el Mantenimiento de las barras. En caso de falla de Interruptor se puede hacer puente o si se puede cerrar y bloquear y luego transferir las funciones del mismo al Interruptor de Acoplamiento, tambien pueden transferirse los disparos de las protecciones o equipar este con protecciones dedicadas.

DEBILIDADES

• •

Dificultad para el mantenimiento del interruptor. Dificultad para mantenimiento de las protecciones y el equipo del Campo correspondiente.




Estación con esquema de barra doble con barra de transferencia Barra 1 Barra 2

Seccionador de Transferencia

Salida 1

Salida 2

CARACTERISTICAS

• • • •

•

Es más completa y versátil de las de simple interruptor. Usado en servicios de alto nivel de compromiso (330 kV). Es casi un sistema de triple barra. Elevado costo relativo de implante según el caso. En caso de falla del Interruptor se puede cerrar y bloquear y luego transferir las funciones del mismo al Interruptor de Transferencia o también pueden transferirse los disparos de las protecciones o equipar éste con protecciones dedicadas.



1.5.


ESQUEMAS UNIFILARES USADOS EN TRANSMISIÓN DE EXTRA ALTA TENSIÓN

Estación con esquema de interruptor y medio Salida 4

Salida 3

Barra 1

Campo de transformador

Barra 2 Salida 1

Salida 2

CARACTERISTICAS

• • • • •

Son los más usados en servicios de Transporte en E.A.T. (500 kV). La ventaja de tener muchos circuitos redundantes otorga más confiabilidad. Permite el mantenimiento del Interruptor y su campo asociado. Se deben elegir los circuitos de las Salidas, teniendo en cuenta la configuración de la Red. Hace necesario el uso de Protección de Falla de Interruptor y de Relé Supervisor de Polo Abierto para poder desconectar la falla si el interruptor no opera, o tiene una apertura incompleta.

Estación con esquema de doble interruptor Barra 1 Acoplamiento longitudinal

Salida 1

Salida 2 Transformador

Barra 2




Estación con esquema de doble interruptor simplificado Barra 1 Acoplamiento longitudinal

Transformador

Barra 2

1.6. ESQUEMA DE BARRA DE 13.2 O 33kV CON SERVICIOS AUXILIARES Acoplamiento longitudinal Enclavamiento mecánico Seccionador de Tierra

Alimentación

Salida 1

Transformador de servicios auxiliares





TABLEROS DE SERVICIOS AUXILIARES DE B:T y de CC

Barra 380/220 V

=

Servicios Servicios Generales F.M. Esenciales Alimentación Baterías alternativa con generador

Tablero de CC




2. INTERRUPTORES Son aparatos con capacidad de maniobra suficiente para soportar la apertura o el cierre sobre circuitos en condiciones de máxima exigencias (cortocircuitos). La función de los interruptores es la de interrumpir las corrientes de falla tan rápidamente como sea posible, de forma tal que se pueda limitar al mínimo los posibles daños causados a los equipamientos debido a los cortocircuitos, o los defectos derivados de las propias fallas. Antes de elegir los equipos de maniobra, protección y medición se deben calcular todas las corrientes de cortocircuito ( I CC ) máximas y mínimas y las corrientes nominales ( I n) a 50Hz en trifásico, bifásico y monofásico. Estos valores se calculan despreciando las impedancias de barra. Los interruptores deben ser capaces de interrumpir las siguientes corrientes:

• De cortocircuito por falla, en cualquier lugar e instante en que ocurra. • Nominales de operación en carga. • De magnetización de los transformadores y reactores. • De las líneas en vacío al ser energizadas. • Las capacitivas de los bancos de capacitores. Estos equipos deben ser capaces de operar en tiempos tan cortos, como por ejemplo: 40 ms y permaneciendo luego por varios meses en la posición de cerrado. Esta exigencia impone cuidados especiales en el proyecto del equipamiento en el sentido de reducir al mínimo el tamaño de las partes móviles y de garantizar los movimientos de las válvulas, conexiones eléctricas y mecanismos propios. El componente principal de un interruptor es la cámara que contiene a los contactos principales dentro de un recinto aislado y vinculado a las dos partes del circuito a operar. En general, a los interruptores se los identifica de acuerdo al medio de extinción que utilizan para el apagado del arco, y que es el elemento refrigerante y de aislación de la cámara.

• • • • • •

Interruptores en aceite de gran volumen Interruptores en aceite de pequeño volumen Interruptores a aire comprimido Interruptores de hexafluoruro de azufre (SF6) Interruptor tipo “Puffer” (soplado) o Impuso de presión única. Interruptor de alto vacío.

2.1. INTERRUPTORES DE GRAN VOLUMEN DE ACEITE Los contactos principales de las tres fases están sumergidos en el centro de un gran recipiente de aceite que es usado para interrumpir el arco y para efectuar el aislamiento a tierra. El aceite sirve principalmente para extinguir el arco y no necesitan elementos adicionales para proveer el aislamiento a tierra. El principio de extinción del arco se basa en la refrigeración del mismo con el aceite produciéndose la descomposición molecular del mismo por efecto del arco. En esta operación se liberan gases, principalmente hidrógeno y acetileno que dependen de la intensidad y duración del arco, estos gases tienen por un lado, un efecto refrigerante importante, y por otro elevan la presión en torno al arco, aumentando así el gradiente de tensión por lo que se hace indispensable su mantenimiento, lo que con lleva al cambio del aceite, involucrando grandes volúmenes con elevado costo. Durante el proceso de apagado del arco se forman también productos residuales de la descomposición del aceite principalmente carbones semiconductores que se depositan en las cámaras de extinción, lo cual es muy peligroso. Este es otro motivo por lo que se hace indispensable los frecuentes cambios de aceite para asegurar su aislamiento.

Representación esquemática de un interruptor con cuba de aceite




2.2. INTERRUPTORES DE PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE (DE SOPLO TRANSVERSAL) El principio de funcionamiento de este interruptor también llamado “cross blast” o “cross jet” es ilustrado en la figura. A medida que el contacto móvil se aparta del contacto fijo va descubriendo un número de aberturas para que los gases liberados en el interior sean obligados a pasar por ellas y sean sometidos a altas presiones formadas en dirección de un conducto de alivio de presión, situado en uno de los lados de cámara, y que termina en la parte superior del equipo. De esta manera el arco es forzado a pegar contra las paredes más frías de la cámara y se pone en contacto con aceite más frío sufriendo así el alargamiento de la columna de plasma aumentando la resistencia y enfriando los gases. Cuando la corriente cesa no se libera más energía produciéndose una rápida disminución de la temperatura, provocando la desionización de los gases, esto permite una mayor protección dieléctrica entre los contactos evitando así un reencendido del arco. Esta característica torna a los equipos insensibles a elevadas tasas de crecimiento del gradiente de tensión como las que se Verifican en fallas kilométricas (líneas largas). Las limitaciones de estos equipos de pequeño volumen de aceite son las siguientes:

•

•

Existe una zona de actuación crítica, cuando abren corrientes de valor reducido y las cantidades de gases descompuestos del aceite son pequeñas, ya que el arco se extiende su duración causando en algunos casos la explosión del equipo. Son propensos a reencender el arco cuando abren corrientes inductivas y/o capacitivas (banco de capacitores, reactores y generadores, etc.). En estos casos en que la tensión de restablecimiento presenta valores de pico elevados, el reencendido se produce porque entre los contactos permanecen bolsas de gas que pueden extenderse y ocupar todo el espacio existente entre los mismos.

Para evitar estos inconvenientes aprovechando el movimiento del contacto móvil y ayudando a su frenado, se acciona una bomba inyectora de aceite que obliga al mismo a dirigirse a la región comprendida entre los contactos durante el arco, Cámara “Cross Blast” aumentando así la refrigeración y elevando la capacidad dieléctrica, luego de extinguido el arco, así como una eliminación más rápida de las bolsas de gas formadas en la región de los contactos. Otro de los métodos es presurizar la cámara del interruptor (entre 6 a 8 bar) lo que reduce la cantidad de gas liberado durante la interrupción de corrientes reducidas. De esta manera se obtiene un interruptor inmune a reencendidos por aperturas de corrientes capacitivas y corrientes de valor reducido, o de elevados valores de tensión de restablecimiento. Estos equipos tienen una válvula de alivio de presión en su cámara, esta actuará luego de un cierto número de operaciones con corrientes de carga o con cada operación de apertura de un cortocircuito cuando la presión de seguridad es excedida.

2.3. INTERRUPTORES A AIRE COMPRIMIDO En estos equipos la extinción del arco se obtiene en cámaras de presurización con aire comprimido que actúa entre los contactos y enfrían el arco. El reencendido se evita expulsando o barriendo los gases ionizados del arco con aire comprimido cuya intensidad de soplado da el nivel y calidad del interruptor; cuando más rápido mejor. Los modernos interruptores tienen cámaras permanentes presurizadas con aire a 25 o 30 bar aproximadamente y los tanques de aire comprimido utilizados para la extinción del arco están instalados en la base del interruptor y pueden tener igual o mayor presión (150 – 200 bar). Para la interrupción del arco se abren al mismo tiempo las válvulas de

Monoblast




soplado y de expulsión en cada cámara para ventilar la región entre los contactos. Luego de extinguido el arco las válvulas se fijan dejando el interruptor abierto con las cámaras de aire a presión de servicio y libres de productos ionizados. Los interruptores de aire comprimido hacen un gran ruido al expulsar los gases hacia la atmósfera por los que se los equipa con silenciadores. Para extinguir el arco utilizan el principio de soplado longitudinal en que el arco es forzado a extinguirse a lo largo de una o dos pasadas por cero. Los primeros interruptores de aire comprimido (Monoblast) soplaban en única dirección y contaban con contacto sólido (fijo) y otro tubular (móvil); las dificultades de este sistema eran la coordinación de los valores óptimos de diámetro de pasaje, extensión del arco y flujo de aire comprimido. Por ello se tienen que usar resistores de apertura para reducir el gradiente de tensión en torno al arco y no exceder la capacidad dieléctrica del equipo. Estas dificultades se salvaron introduciendo el sistema de soplo en dos direcciones (Duoblast) en que los dos contactos (fijo y móvil), permiten el paso del flujo de aire comprimido por o que el arco es soplado “en dos direcciones opuestas fuera de la región de los Contactos; este sistema aumenta considerablemente la eficiencia del interruptor y puede evitar el uso de resistores de aperturas para la interrupción de fallas kilométricas (larga distancia).

Duo-Blast

En estos equipos el aire comprimido proviene de compresores individuales o bien de una central de aire comprimido, además necesitan un nivel mínimo de presión de aire por lo que poseen dispositivos que impiden su funcionamiento si no se dan las condiciones. En la práctica se los pide con depósitos individuales con capacidad de realizar el ciclo completo (O–CO–CO [Apertura-Ciere Apertura-Cierre Apertura]) sin necesidad de recibir refuerzos de aire comprimido de la instalación central o del compresor sin que la presión caiga a niveles peligrosos.

2.4. INTERRUPTORES DE EXAFLUORURO DE AZUFRE SF6 Este gas posee excelentes cualidades aislantes con una rigidez dieléctrica de 2,5 veces la del aire, que aumentará rápidamente con la presión; en la figura se observa una curva comparativa de SF6 y aire versus la presión absoluta. Esta propiedad es debida a la naturaleza electronegativa de la molécula de SF6, poseyendo gran facilidad para capturar electrones libres dando lugar a la formación de iones de reducida movilidad, propiedad que lo determina como poderoso medio interruptor de arcos eléctricos. Otra de las ventajas es que es un gas inerte muy estable, prácticamente no sufre descomposiciones luego de producido el arco y en caso de descomponerse se recombina rápidamente. El SF6 es suministrado presurizado en forma líquida a temperatura ambiente, en recipientes de acero (botellones, containers cilíndricos), probados a una presión de 70 bar y con un volumen que puede ser entre 3 a 500 dm3. Bajo condiciones normales de presión y temperatura (1013 mbar y 20 ºC), es un gas incoloro, inodoro, en estado puro no es tóxico, aunque algunas impurezas que se generan en el proceso de producción si lo son, con las siguientes propiedades:

• • • • •

Masa molecular: ----------------146.07 gr Densidad: ----------------------- 6.147 kg/m 3 Temperatura Crítica: -----------45.55 ºC Presión absoluta Crítica--------37.59 bar Punto triple: --------------------- 50.8 ºC y 2.26 bar (a la presión absoluta)




Curva de la variación de la densidad del SF6 versus presión absoluta a 20 ºC




Curva de la variación de la presión absoluta versus temperatura, manteniendo la densidad constante

Los interruptores de doble presión de SF6 actúan de la siguiente manera:

•

El SF6 es almacenado en un gran recipiente de alta presión (16 bar) y liberado sobre la región entre los dos contactos del interruptor durante el arco para luego ser almacenado o descargado en un tanque de baja presión (3 bar) que contiene SF6. • Así el gas a alta presión es utilizado para interrumpir el arco y el de baja presión para mantener el aislamiento entre partes energizadas y tierra. Luego finalizado el arco, el gas descargado en el tanque de baja presión es bombeado hacia el depósito de alta presión pasando por filtros de alúmina activa que absorben los productos de la descomposición del SF6. • Como principales problemas de este equipamiento podemos mencionar: la baja confiabilidad de los tanques de SF6 y la tendencia a licuarse a temperatura ambiente luego de comprimirse.

2.5. INTERRUPTOR TIPO PUFFER O IMPULSO DE PRESIÓN ÚNICA. En estos interruptores el SF6 permanece a una presión entre 3 y 6 bar la mayor parte del tiempo sirviendo de aislamiento entre las partes de distintos potencial. La presión necesaria para extinguir el arco es producida en cada cámara por un pistón y un cilindro en que uno de los dos al moverse lleva consigo el contacto móvil y comprime el gas existente en el interior del cilindro. La compresión del gas por este proceso origina presiones de 2 a 6 veces mayores que la original y obliga al gas fluir entre los dos contactos extinguiendo el arco de modo semejante al interruptor de doble presión. Al igual que los contactos de aire comprimidos estos interruptores presentan dos versiones en función del flujo del gas: a. b.

De dirección única (Monoblast) De doble dirección (Duoblast) que es utilizado actualmente.

Como precaución debe controlarse la presión de los mismos, para que no descienda de un nivel mínimo. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 13


Compresión


Extinción del arco

Cámara de interruptor tipo Puffer Duoblast (Siemens)

2.6. INTERRUPTORES DE VACIO Se aplican en media y baja tensión (no exceden los 145 kV). El arco que se forma entre los contactos es mantenido por los iones del material metálico vaporizado proveniente de los contactos (cátodo). La vaporización es proporcional a la intensidad de corriente por lo que disminuye cuando esta se aproxima a cero, y al desaparecer ésta, la zona de los contactos es desioniza rápidamente para evitar el reencendido; esta desionización se produce por la condensación de los vapores metálicos sobre los electrodos. La ausencia de iones después de la interrupción da a éstos interruptores características casi ideales de soportabilidad dieléctrica. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 14



Corte de una cámara de interrupción de vacío Corte de una cámara de vacío moderna




2.7. DISPOSITIVOS PARA LA ECUALIZACIÓN DE TENSIONES Siendo los interruptores de alta tensión y extra alta tensión constituidos por la asociación de dos o más cámaras de interrupción, se hace necesario garantizar una distribución uniforme de la tensión total entre l as distintas cámaras. En un interruptor compuesto de cuatro cámaras, sin dispositivos para ecualización de tensiones, hasta el 60 % de tensión a través de un determinado polo podría aparecer a través de una sola cámara. Una mejor distribución de tensiones es obtenida por la colocación de capacitores de ecualización (“voltage grading capacitors”) en paralelo con los contactos, de forma de minimizar el efecto de las capacitancias a tierra, como se puede observar en la siguiente.

(a) (b) (c) C1 C2 C3 E V1 V2 V

Sin capacitores de ecualización. Con capacitores de ecualización. Distribución ideal : Capacitancias parásitas a tierra. : Capacitancias entre contactos de los interruptores abiertos. : Capacitancias para la ecualización de tensiones. : Tensión total a tierra. : Tensión a través de la cámara más solicitada, sin ecualización: : Tensión a través de la cámara más solicitada, con ecualización. : Tensión a través de la primera cámara con distribución ideal de la tensión total aplicada.




2.8. CARACTERISTICAS TECNICAS DE LOS INTERRUPTORES 2.8.1. Consideraciones con respecto a la tensión 2.8.1.1.

Referencias los valores de tensión frecuencia industrial 50/60 Hz

•

TENSIÓN NOMINAL -------------------- Un

•

TENSIÓN MÁXIMA

Umáx = 1.1 ×Un

--------------------

Referido a la tensión aplicada a frecuencia industrial .

•

TENSION DE PRUEBA CON LLUVIA: es la tensión que debe soportar a frecuencia industrial, durante un minuto bajo lluvia. Se realizan con el interruptor abierto y luego con el interruptor cerrado.

•

TENSIÓN DE PRUEBA EN SECO: es la tensión que debe soportar a frecuencia industrial, durante un minuto en seco. Se realiza con el interruptor abierto y luego con el interruptor cerrado.

2.8.1.2.

Con valores de cresta

Sobretensiones atmosféricas --------------------- BIL El BIL se determina por un ensayo de onda de corta duración (1.2/50 µ seg). Se puede realizar de tres maneras:

•

Con interruptor cerrado.

•

Con interruptor abierto (fase-opuesta a tierra).

•

Con interruptor abierto (fase opuesta a frecuencia industrial Un).

Sobretensiones de maniobras--------------------- SIL Para el SIL la onda empleada es de (200/2400 µ seg), y el las secuencia de maniobras es similar a la utilizada que para el BIL.

2.8.2. Consideraciones con respecto a las corrientes 2.8.2.1.

Corriente nominal del interruptor

Es la corriente que atraviesa el equipo o aparato cuando tenemos las condiciones normales de operación (o sea tensión y carga nominal). I n

=

S n

3 ⋅ U n

Sn

= potencia nominal del por el equipo.

Es la corriente que deberá conducir el interruptor sin exceder los valores de temperatura especificados para sus componentes Se toma como temperatura ambiente máxima de referencia para todo el equipo 40°C. Valores normalizados de In 200 A; 630 A; 800 A; 1250 A; 1600 A; 2000 A; 2500 A; 3150 A; 4000 A.

2.8.2.2.

Consideraciones Generales de las Corrientes de Cortocircuito

Estas corrientes pueden ser consideradas como formadas por una componente de corriente continua y otra componente periódica de alterna. Durante el proceso de interrupción de cortocircuito por un interruptor trifásico las corrientes en dos o las tres fases tienen un cierto grado de asimetría, que dependerá del tipo de la falla y el instante en que ocurra. En la figura 2.8.2 se pueden observar los parámetros que deben ser definidos en una especificación para garantizar la operación correcta del interruptor. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 17



Evolución de la corriente asimétrica de cortocircuito (If ) a lo largo del tiempo, con indicación de los parámetros característicos

• •

t1: instante de ocurrencia de la falla

• •

t3: instante de separación de los contactos del interruptor.

•

t p: tiempo de actuación de la protección.

• • •

tab: tiempo de apertura del interruptor.

• •

te: tiempo para la eliminación de la falla.

•

Ica (pico): valor de cresta de la componente de alterna de la corriente de falla

t2: instante de energización de la bobina de apertura del interruptor. t4: instante de interrupción de la corriente.

tarc: tiempo de duración del arco eléctrico. ti: tiempo de interrupción de la falla por el interruptor. I0: corriente inicial. I ca (Pico )

= 2 ⋅ I ca (eficaz )

•

Icco: valor inicial de la componente de continua de la corriente de falla. (notar que para la condición de máxima asimetría, Icco = Ica)

•

Icc: valor de la componente de continua de la corriente de falla en el instante de separación de los contactos del interruptor.

Estudiemos la corriente que se establece durante el transitorio del corto circuito y vemos que esta compuesta por varias corrientes que en general son cuatro las componentes y se inician simultáneamente pero su duración es distinta. Además preponderancia de cada una dependerá del tipo de instalación y si predominan los generadores transformadores o líneas. Las cuatro componentes son: a) Subtransitoria con duración 10 a 20 ms b) Transitoria con duración 300 a 500 ms c) Permanente de larga duración sincrónica d) Componente aperiódica o Continua ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 18


Factor de relación corriente subtransitoria / permanente para generadores

Factor para turbogeneradores

Factor para máquinas de polos salientes ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 19



•


λ: Es el factor que permite calcular la corriente, que depende del tipo de cortocircuito y de la relación I k / I n. I k 3 = I d = I n

× λ

• I k : corriente permanente de cortocircuito r.m.s. La corriente máxima inicial del cortocircuito que es la suma de las cuatro componentes que en el instante inicial será iguala: I cr max

= 2 × χ × I ´´K

• I k ’’ : corriente inicial simétrica de cortocircuito r.m.s.

•

Si R << X R/X→ 0 ⇒ χ= 1.8 o 2

•

′: I k

valor eficaz de la corriente de cortocircuito subtransitoria en el instante que se produce la falla.



2.8.2.3.


Corriente Nominal de Apretura en Cortocircuito

La corriente nominal de apertura en corto circuito la máxima corriente de corto circuito que el interruptor debe ser capaz de interrumpir bajo condiciones de uso y el comportamiento prescripto por la norma, en un circuito que tendrá potencia –frecuencia y voltaje de restitución correspondiente al voltaje nominal del interruptor y teniendo un Transitorio de Tensión de Restitución (T.R.V .) igual al especificado. El poder de ruptura nominal incluye la componente de continua y el valor nominal asociado con su porcentaje DC definido bajo las condiciones especificadas. Deben considerarse corto circuitos trifásicos, bifásicos y monofásicos. Veamos la interpretación de los valores según IEC 56 /.83 para la misma figura presentada en la figura 2.8.2

La determinación de la corrientes AC Y DC de cortocircuito establecidas, corriente de apertura I AC y porcentaje de la componente aperiódica I DC.

•

AA’ y BB’--------------------------------------- envolvente de la onda de corriente

•

BX ------------------------------------------------ línea de cero

•

CC’ ----------------------------------------------- desplazamiento de la onda en cualquier instante

•

DD’ ----------------------------------------------- valor eficaz de la componente periódica cualquier instante a partir de CC’

•

EE’------------------------------------------------ instante de separación de los contactos

• I MC----------------------------------------------------------------------------- corriente valor instantáneo • I AC -----------------------------------------------------------------------------corriente de cresta en el instante EE’ de separación de los contactos • I AC/ 2 ----------------------------------------- valor r.m.s. eficaz de la corriente de cresta • I DC------------------------------------------------- componente aperiódica en el instante EE’ • I DC×100/ I AC -------------------------------------- porcentaje de componente aperiódica




Grafico del intervalo de tiempo de la apertura versus porcentaje de componente de continua

La corriente nominal de apertura estará caracterizada a través de dos valores:

•

El valor en r.m.s. de la componente alterna llamado “corriente de corto circuito nominal” con restricción.

• I k’’: corriente inicial simétrica de cortocircuito. •

el porcentage de la componente de corriente continua al tiempo de apertura (el menor operable mas 0,5 ciclo ).

•

I DC×100/IAC por ciento de componente aperiódica t /Г I DC= e × 100 y la constante de tiempo es Г = 1000

•

/ 628 × X / R

El valor de la componente ce continua se calcula en función de la Constante de Tiempo Г del circuito, (cuando haya varios circuitos a una instalación se tomará el menor de estos) y el tiempo mínimo de apretura de contacto del interruptor especificado por el diseñador de la instalación o por el fabricante del interruptor. Lo siguientes determinaciones aplican a las normalizar el interruptor. a. Al voltaje nominal el interruptor debe ser capaz de interrumpir la corriente de apertura. b. A voltajes superiores si de especifican las corrientes nominales de apertura.

2.8.2.4.

Tensión Transitoria de Restitución (T.R.V.)

El poder de ruptura nominal bajo condiciones de reales de corto circuito será con potencia frecuencia y voltajes tales como falla Kilométrica, cortocircuito en los bornes de salida o cierres sobre fallas y la apertura el interruptor presentará un Transitorio de Tensión de Restitución (T.R.V.) que no deberá exceder los valores especificados por la norma.




Las tablas de la norma indica los valores nominales elevación de la sobretensión tomando valores uc / t1 que en general si tiene 2 kV / µs y las tensiones de RTV son las siguientes Tensión Nominal

2.8.2.5.

R.T.V.

145

249

245

369

362

579

525

680

Corriente Resistida Corta Duración Nominal

Es el valor eficaz de la corriente que el interruptor puede conducir sin deteriorarse sus materiales y queda establecido para la norma También llamada capacidad Corriente Térmica I th. La corriente de cortocircuito somete a los aparatos a esfuerzos térmicos, es un proceso de corta duración o sea que toda la energía calorífica producida durante la falla, se utiliza para llevar la temperatura del equipo o del conductor considerado, se deberá verificar que los aparatos o conductores se mantengan dentro de los limites admisibles, es decir que no se sobrepase la intensidad de corriente de corta duración. Ésta representa el valor efectivo de la corriente que el aparato de servicio soporta La corriente de esta solicitación se calcula integrando la componente periódica y aperiódica en el intervalo de tiempo mas comprometido de la solicitación estudiada luego se deberán corregir a los tiempos normalizados 1 seg. o 3 seg. Corriente eficaz total I TOTrms = ( I DC ) 2 + ( I AC ) 2 simplificación formula ANSI Los valores normalizados son 8-10-12,5-16-20-25-31,5-40-50-63-80-100 kA eficaz Teniendo en cuenta todas las componentes de la corriente de cortocircuito, tanto alterna como continua, para el cálculo de la corriente térmica media se utiliza la siguiente expresión: I th

= I k ′′ m + n ×

1 t

Donde:

•

m = influencia de la componente de corriente continua.

•

n = influencia de la componente de corriente alterna.

•

1 t = representa las veces que la unidad de referencia (1 seg.) está contenida en el tiempo total de la falla t.

Considerando la condición más severa del sistema, la corriente térmica media, se calcula en todos los casos para un tiempo de 1 seg. Haciendo intervenir la constante de tiempo de la corriente de corto circuito subtransitoria, transitoria, la componente de aperiódica de corriente continua y la permanente.

2.8.2.6.

Corriente Resistida de Cresta Nominal

Es el valor máximo de la corriente que el interruptor puede soportar sin deteriorarse es en el instante inicial del corto circuito es la responsable de los esfuerzos electrodinámicos Para calcular la máxima solicitación I cresta se suman simultáneamente la componente inicial alterna de corriente subtransitoria y la componente inicial de corriente continua.




• I k’’: corriente inicial simétrica de cortocircuito. • I dc: corriente máxima asimétrica de cortocircuito. • I cresta = 2 × 2 × I k ' ' Los valores normalizados son 2,5 veces la corriente nominal de corta duración eficaz

2.8.2.7.

Duración Nominal del Corto Circuito

En función de la corriente máxima de corto circuito de máxima duración se puede especificar el tiempo que corresponde a esta solicitación y obtener en valores de tiempo en segundos. La duración del corto circuito nominal no es necesario asignar al interruptor ajustado a un dado valor de sobrecorriente operable prevista, Cuando conectado en un circuito se prevee interrumpir corrientes que son iguales a las de apertura nominal de corto circuito, el interruptor deberá ser capaz de llevar esa corriente hasta el momento de apertura requerido con la sobrecorriente operada en el ciclo de máximo tiempo. Cuando se opera en la secuencia normalizada.

2.8.2.8.

Capacidad Nominal Cierre y Apertura sobre Corto Circuito

Para calcular estos parámetros, debemos considerar que un interruptor deberá poder ser cerrado sobre una falla con la corriente máxima de corto circuito operable y luego abrir sin deteriorarse, suponiendo que las corrientes de cortocircuito calculadas anteriormente en las condiciones más desfavorables es por ello que en algunos cados se le asignará el nombre de poder de cierre. Evidentemente también aparece como variable importante la naturaleza de circuito que se opera es decir si se trata de una Linea (altamente capacitiva en vacío) Reactores (altamente inductivos) Bancos de capacitores etc. Esto conlleva a hacer estudios para ver si sin necesarios dispositivos especiales que mejoren la operatividad de el interruptor los dispositivos son resistencia pre-insersión para el caso de las líneas resistencias de post-apertura para el caso de los reactores estos elementos ayudan al interruptor y además limitan los transitorios de sobretensiones y sobrecorrientes. Detalle de una operación de cierre sobre falla y apertura en tres ciclos



2.8.2.9.


RESUMEN DE PARÁMETROS S n

I n

=

I c

= 2 × χ × I k ′′

I th

= I k ′′ m + n ×

S n

= 3 × U n × I n

Potencia nominal operada

S c

= 3 × U n × I c

Capacidad de cierre

U máx

Corriente nominal

3 × U n

= 1,1 × U n

1 t

Corriente de cresta Corriente de corto circuito larga duración

Tensión máxima

B.I.L

Nivel básico de aislación

S.I.L

Nivel de aislación de maniobra

2.8.3. Tiempos de Operación Diversos son los tiempos de operación que deben tenerse en cuenta cuando se especifica un interruptor un o es el tiempo de apertura y el otro es el ciclo de operación.



2.8.3.1.


Tiempos de Apertura

Es el menor tiempo en que el interruptor puede despejar la falla sin los retardos de las protecciones es un valor que varia de 2 a 5 ciclos. Este valor que debe ser elegido en función de las necesidades del sistema, ya que cuando menor es el tiempo de duración de la falla mejoran las condiciones de estabilidad de la transmisión ante contingencias, además también se mejora la seguridad de las personas y se reducen los daños a los equipos. Valores usuales según la tensión: 132 kV 220 kV 330 kV 525 kV

2.8.3.2.

6 ciclos 5 ciclos 3 ciclos 2 ciclos

Ciclo de Operación

Con el objetivo de lograr la mayor continuidad del servicio se puede automatizar la reconexión rápida en el sentido de que las aislaciones que son reconstitutivas puedan volver al servicio para ello los interruptores deben ser solicitados con la aptitud de poder ejecutar Recierres. Luego de ejecutar un recierre los interruptores no pueden quedar habilitados para repetir la maniobra, por lo tanto el automatismo debe ser bloqueado hasta que el aparato recupere la condición para tal operación. En función del ciclo operativo previsto en la norma IEC 56, se prevee los siguientes tipos ciclos de operación :

•

O- t -CO-t’-CO (aptos para recierres rápidos) Siendo: t = 0,3 segundos; t’ = 3 minutos

•

CO-t’’-CO ( interruptores no previstos para recierres) Siendo: t’’= 15 segundos

2.9. CARACTERÍSTICAS DEL COMANDO •

Mecánico

•

Aire comprimido

•

Eléctrico

•

Electrohidráulico

Tipos de mecanismos

2.9.1. ESPECIFICACIONES •

Tensión del accionamiento

•

Tensión del comando

•

Contactos auxiliares

•

Bobinas de cero tensión







3. SECCIONADORES

3.1. Introducción Para aislar las diversas partes de una instalación se utilizan seccionadores, llamados también separadores. La figura D1 muestra un seccionador unipolar de tipo corriente para tensiones medias y servicio interior. Consta de una base metálica de fundición o de perfil laminado en U con dos aisladores soportes que llevan sendos bornes de conexión; en uno de éstos va el contacto va el contacto articulado de un extremo de la cuchilla que cierra o interrumpe el circuito, mientras que el otro borne está provisto de un contacto de resortes en el cual enchufa el extremo de la cuchilla. Los bornes de resortes están fabricados de forma que no puedan perder su elasticidad, pues de otro modo el paso de la corriente por los mismos produciría calentamiento y perdería eficacia el contacto. Las cuchillas son de latón o de cobre.

Fig D1: seccionador unipolar de 15 kV.

Los seccionadores se emplean pues, para separar de los sistemas los diversos aparatos de alta tensión, para dividir las barras colectoras y para poner a tierra las líneas cuando debe procederse a la inspección o revisión de las instalaciones El seccionador puede operar bajo tensión pero sin carga, pues el arco producido a la apertura del circuito puede dar lugar flambeos que no se apagan, además de producir el desgaste de los contactos. Sin embargo, cuando se trata de pequeñas instalaciones o de tensiones medianas pueden utilizarse dotándolos con pequeña capacidad de apertura en lugar de los interruptores, con miras a la economía de la instalación. Para el accionamiento de seccionador, se utiliza el sistema de barra, que suele ser un tubo de hierro al que por convenientes piezas roscadas en el interior del mismo y con roscas inversas puede dárseles la longitud requerida. Un extremo de la barra se articula al eje del árbol de mando del seccionador, y el otro extremo a una palanca con puño en forma de estribo (fig D2). Este sistema permite: colocar los seccionadores en el fondo de la celda, que la barra pase junto al tabique para alejarlo de los conductores e instalar el estribo en el canto exterior del tabique, con lo cual se facilita la montura de los elementos en la celda.




Fig D2: mando de seccionadores por estribo y barra.

Conviene en muchos casos poner a tierra las instalaciones cuando se ha de trabajar en ellas, y para ello en tales casos los seccionadores van provisto de tres cuchillas movidas por un árbol cuyo movimiento puede hacerse depender a su vez del árbol de mando del seccionador. Al abrirse las cuchillas principales giran las previstas para la puesta a tierra que se hallan en conexión con ésta, y entran en contacto con las respectivas fases de la instalación. La figura D3 muestra un seccionador de este tipo construcción A.E.G, en la cual las cuchillas están constituidas por doble pletina conductora que, por medio de los muelles cilíndricos dispuestos en ella, ejercen una presión lateral contra los dos contactos, fijo el superior y giratorio el inferior. El tipo de la figura D3 es para un accionamiento por aire comprimido (2), pero a la izquierda de la misma aparece el mecanismo empleado para su movimiento a mano. Lleva dos dispositivos de contacto (1), señalizadores para indicar por medio de lámparas la posición del seccionador. Va provisto asimismo de un enclavamiento mecánico (4) entre las cuchillas principales, y las de puesta a tierra (5) para impedir la conexión de uno de estos sistemas mientras el otro no este totalmente abierto.

Figura D3: seccionador tripolar A.E.G

Las cuchillas de puesta a tierra pueden también accionarse con independencia del movimiento del árbol, de las cuchillas del seccionador pero en este caso deberá también proveerse de su correspondiente mecanismo de movimiento, por medio de estribo, el árbol de las cuchillas de puesta a tierra. La figura D4 corresponde al esquema de conexiones para un accionamiento por aire comprimido, de un seccionador, según el sistema adoptado por la casa A.E.G. En dicho esquema son: D, desconectador; A, accionamiento neumático; E, entrada de aire; c, válvula para la conexión; d, válvula para la desconexión; PM, pulsadores de mando en el cuadro de maniobra, por los que se excitan los electroimanes que accionan respectivamente las válvulas c y d; p, pulsadores de acción directa. Figura D4

El esquema lleva, asimismo, un dispositivo de enclavamiento formado por el electroimán EI, y el mecanismo DE que impide la pulsación directa de las válvulas. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 29



Para que no puedan abrirse las cuchillas por acción de su peso o de esfuerzos electrodinámicos, el contacto de enchufe va provisto de un gatillo. Los seccionadores con aisladores giratorios van provisto de un enclavamiento para mantenerlos cerrados e insensibles a alas acciones electrodinámicas de la corriente en caso de cortocircuito. En las instalaciones aéreas de reducida potencia y para media tensión, se emplean seccionadores tripolares de intemperie como el de la figura D5. El armazón que reúne los tres seccionadores va montado sobre un poste o una columna metálica. Los contactos llevan antenas con el fin de facilitar la extinción del arco.

Figura D5: seccionador tripolar de intemperie hasta 35 kilovoltios.

El árbol de mando del seccionador se acciona desde la parte baja del poste por medio de cables que se arrollan en un tambor movido por medio de una manilla o también por dispositivo de varilla y estribo, o varilla, cremallera y piñón. Ocurre algunas veces que el circuito de carga debe conectarse a uno u otro sistema de barras. Para esto pueden emplearse dos juegos de seccionadores o un conmutador tripolar como aparece indicado en la figura D6, que permita mayor rapidez en las maniobra. La capacidad de un seccionador se califica por la corriente nominal para la que ha sido construido, esto es, para la corriente que pueda atravesarlo sin elevación anormal de su temperatura. Pero hay que tener en cuenta, además, la corriente límite térmica, que es la que el seccionador puede resistir durante un segundo sin calentarse en exceso, y la corriente dinámica límite, que es la máxima amplitud (valor de cresta), de la corriente de cortocircuito para la cual esta construido el seccionador.

Figura D6: conmutador tipo hasta 35 kV




3.2. Los seccionadores de Alta y Extra-Alta tensión

Figura D7: seccionador TESLA 3030, de simple corte, de dos columnas –2 giratorias – por polo para intemperie, opcional cuchilla de puesta a tierra.

Figura D8: seccionador TESLA 2210, de simple corte, de dos columnas –1 giratoria – por polo, para intemperie, con cuchillas articuladas, deslizantes




Figura D9: seccionador TESLA 2560, 3065 y 4065; de doble corte, tres columnas –1 giratoria por polo para intemperie, con cuchillas articuladas, deslizantes, opción cuchilla de puesta a tierra.

Veamos una fase de seccionador con cuchilla de Puesta a Tierra para EAT 420 kV y 2000Amp.



Seccionador Pantógrafo


Seccionador Brazo Vertical con PAT

1.

Base

2.

Mecanismo de operación

3.

Columna de porcelana

4.

Porcelana rotativa

5.

Terminal de conexión

6.

Articulación del comando

7.

Brazo articulado principal

8.

Brazo articulado supr.

9.

Terminal articulado

10. Terminal de espera 11. Mecanismo comando manual 12. Caja de comando 13. Brazo de accionamiento principal 14. Brazo de accionamiento Tierra 15. Cuchilla principal 16. Cuchilla tierra




3.3. Parámetros de Especificaciones Técnicas 3.3.1. Consideraciones con respecto a la tensión Referencias los valores de tensión frecuencia industrial 50/60 Hz

•

TENSIÓN NOMINAL -------------------- Un

•

TENSIÓN MÁXIMA

--------------------

Umáx = 1.1 Un

Referido a la tensión aplicada a frecuencia industrial

•

TENSION DE PRUEBA CON LLUVIA: es la tensión que debe soportar a frecuencia industrial, durante un minuto bajo lluvia. Se realizan con el seccionador abierto y luego con cerrado.

•

TENSIÓN DE PRUEBA EN SECO: es la tensión que debe soportar a frecuencia industrial, durante un minuto en seco. Se realiza con el interruptor abierto y luego con cerrado. Con valores de cresta Sobretensiones atmosféricas ----------------- BIL El BIL se determina por un ensayo de onda de corta duración (1.2/50 µ seg). Se puede realizar de tres maneras:

•

Con interruptor cerrado.

•

Con interruptor abierto (fase-opuesta a tierra).

•

Con interruptor abierto (fase opuesta a frecuencia industrial Un). Sobretensiones de maniobras ---------------- SIL Para el SIL la onda empleada es de (200/2400 µ seg), y el las secuencia de maniobras es similar a la utilizada que para el BIL.

3.3.2. Consideraciones con respecto a las corrientes Para los valores de las corrientes se utilizarán los mismos parámetros que los presentados para los Interruptores a excepción de las corrientes de cierre y las corrientes de apertura. Por lo tanto se repetirá el criterio para los valores de:

•

Corriente Nominal

•

Corriente Resistida Corta Duración Nominal o térmica 1 –3 seg vista en 2.8.2.3.-

•

Corriente Resistida de Cresta Nominal o dinámica vista en 2.8.2.4

Se pueden especificar pequeñas corrientes de apertura o de cierre.




4. TRANSFORMADORES DE MEDICIÓN Los transformadores de medición tensión son componentes impresindibles para el funcionamiento de las estaciones de alta tensión tienen como objetivo transformar las magnitudes eléctricas Tensión y Corriente de los valores primarios del orden del varios kV o kA a magnitudes secundarias del orden del algunos Volts o Amperes compatibles con los instrumentos de medida o de protección. Por lo general debido a su uso como separador de sistemas circuitales se hace muy importante las características dieléctricas de la aislamiento además de los atributos que son lógicos en su uso como lo son la precisión y su prestación Los terminales del arrollamiento primario se conectan a las partes de potencia de la redes y los terminales del arrollamiento secundario se conectan a los aparatos de medición y/o protección Requerimientos de la Aislamiento Debido a que son elementos que deben funcionar con la mayor confiabilidad ya sea por el compromiso de que están instalados en las Estaciones Transformadoras de Alta y Extra Alta Tensión o por gran cantidad de consecuencias de falla que arrastará el colapso de un transformador de medida es de alli la importancia de las consideraciones con respecto a la Tensión de servicio primaria, En general este grupo de tensiones viene especificado dentro de la clase de la aislamiento que se especifica kV y que generalmente es un valor igual o ligeramente superior a Umáx. Referente a las tensiónes de frecuencia industrial de 50 Hz.

•

TENSIÓN NOMINAL-------Un valor en r.m.s

•

TENSIÓN MÁXIMA --------Umáx = 1.1 Un en r.m.s

•

TENSION DE PRUEBA CON LLUVIA: es la tensión que debe soportar a frecuencia industrial, durante un minuto bajo lluvia.

•

TENSIÓN DE PRUEBA EN SECO: es la tensión que debe soportar a frecuencia industrial, durante un minuto en seco con valores de cresta

Referente a las sobretensiones de impulso vemos Sobretensiones atmosféricas ----------------- o nivel de BIL

•

El BIL se determina por un ensayo en que el elemento deberá soportar el impacto de una onda de corta duración (1.2/50 µ seg).

Tienen un alto grado de parecido con la real y dependerá del tipo de descarga. Sobretensiones de maniobras ---------------- o nivel de SIL

•

Para el SIL la onda empleada es de (200/2400 µ seg), y el procedimiento es el mismo que para el BIL. siendo una solicitación aplicada a la aislamiento sólida del aparato

4.1. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN 4.1.1. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN INDUCTIVOS (TT) Básicamente un transformador de tensión inductivo (TT) consiste en un arrollamiento primario y un arrollamiento secundario dispuestos sobre un núcleo magnético común. Los terminales del arrollamiento primario se conectan a un par de fases de la red, o a una fase y a tierra o neutro. Los terminales del arrollamiento secundario se conectan a los aparatos de medición y/o protección que constituyen la carga (“burden”). En la realidad la simple idea expuesta corresponde a un TT monofásico, que es el modelo más usado en todas las tensiones y casi indefectiblemente para tensiones superiores a 33 kV. En los TT trifásicos los arrollamientos primarios y secundarios están dispuestos sobre un núcleo magnético de tres o cinco columnas. En este último caso dos columnas quedan libres de bobinados y constituyen el camino de retorno para el flujo de secuencia cero. Desde ese punto de vista las columnas pueden ser también cuatro, pero es más común una disposición simétrica. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 35



Bajo la forma elemental hemos hablado de un arrollamiento secundario. En realidad, tanto los TT monofásicos como los trifásicos pueden tener más de un arrollamiento secundario (se entiende, para los trifásicos, más de uno por fase). La tensión primaria de un TT obviamente es elegida de acuerdo a la tensión de la red a la cual está destinado. Si se trata de medir la tensión entre fases, la tensión nominal primaria estará en correspondencia con la tensión compuesta, pero si se trata de medir tensión entre fase y tierra la tensión nominal primaria será 1 3 veces la tensión compuesta. La tensión nominal secundaria de un TT depende del país en el cual se utilice, pero en la República Argentina se ha normalizado en 100 o 110 y/o en 200 o 220 V, para transformadores usados entre fases. Para transformadores usados entre fase y tierra, las tensiones secundarias nominales son aquellas divididas por 3 . El tamaño de los TT está fundamentalmente determinado por la tensión del sistema y la aislación del arrollamiento primario, a menudo excede en volumen al arrollamiento mismo. Un TT debe estar aislado para soportar sobretensiones, incluyendo tensiones de impulso. Si se debe lograr eso con un diseño compacto, la tensión debe estar distribuida uniformemente a través del arrollamiento, lo cual requiere una distribución uniforme de la capacidad del arrollamiento o la aplicación de apantallado electrostático. Los TT para redes de media tensión son construidos en general con aislación seca. Hasta 33 kV se han popularizado los transformadores encapsulados con resina epoxi. En el caso de alta y muy alta tensión, la aislación se realiza mediante el sistema de inmersión en aceite o con gas, por ejemplo SF6. Como se verá más adelante los Transformadores de Tensión Capacitivos (TTC) fueron desarrollados debido al alto costo de los transformadores de tensión inductivos, principalmente para tensiones por encima de los 100 kV. Sin embargo la respuesta transitoria de aquellos es menos satisfactoria que estos últimos. Otra solución para el problema de costos de los TT en cascada. Un TT convencional tiene un solo arrollamiento primario, cuya aislación presenta grandes problemas para tensiones superiores a 132 kV. Esos problemas son solucionados con los TT en cascada repartiendo la tensión primaria en varias etapas separadas. En las figuras siguientes se pueden observar algunos modelos de TT para distintas tensiones. Corte de un transformador de voltaje de dos bushing para trabajar con tensiones mayores a 1 kV.

1)

Arrollamiento primario.

2)

Arrollamiento secundario.

3)

Bloque de resina aislante.

4)

Conexiones primarias.

5)

Base metálica.

6)

Núcleo magnético.

7)

Conexiones secundarias.




TT con aislación en aceite para 132 Kv

TT con aislación en resina epoxi para 33 kV

1.

Tapa de aluminio anodizado.

2.

Membrana de expansión (goma sintética).

3.

Terminal primario.

4.

Arrollamiento primario en cascada con arrollamiento de compensación.

5.

Núcleo magnético.

6.


7.

Soportes aislantes del núcleo.

8.

Aislador de porcelana.

9.

Fijación de la porcelana a la base.

10. Caja de terminales secundarios. 11. Base de fijación y orificios para la suspensión.

En la figura A1 se muestra esquemáticamente la disposición de un TT en cascada, que en realidad está constituido por varios transformadores individuales cuyos arrollamientos primarios están conectados en serie. Cada núcleo magnético tiene el arrollamiento primario (P) repartido en dos lados opuestos, mientras que el arrollamiento secundario (S) consiste en un solo bobinado colocado únicamente en la última etapa.



Figura A1


Figura A2

En la figura A2 se puede observar un corte esquemático de un modelo de TT en cascada Los arrollamientos de acoplamiento (C), conectados entre etapas proveen los circuitos para la transferencia de AmperVueltas entre ellas y aseguran que la tensión se distribuya igualmente en los distintos arrollamientos primarios. El potencial de los núcleos y de los lo s arrollamientos de acoplamiento es fijado a valores predeterminados conectándolos a puntos seleccionados del primario. De ese modo, la aislación de cada arrollamiento sólo debe ser suficiente para la tensión desarrollada en aquel arrollamiento. La aislación entre etapas se consigue mediante el soporte del conjunto de los transformadores individuales, el cual debe también ser capaz de soportar la plena tensión primaria.

4.1.2. CONEXIONADO-CIRCUITO EQUIVALENTE En la figura A3 se puede ver esquemáticamente la conexión de un TT a la red y a su carga (“burden”). Si bien es cierto que esa forma de conexión es similar similar a la de un transformador transformador de potencia, difiriendo sustancialmente respecto a la de un Transformador Transformador de corriente (TI), (TI), los requerimientos son son totalmente distintos. En efecto, efecto, en un TT se plantea la necesidad que la tensión de salida, aplicada a la carga, sea una réplica de la tensión de entrada dentro de un rango especificado. Con esa finalidad las caídas de tensión en los arrollamientos deben ser pequeñas y la densidad de flujo magnético en el núcleo debe ser debe ser pequeñas y la densidad de flujo magnético en el núcleo debe ser establecida muy por debajo de la densidad de saturación, de modo que la corriente de excitación sea baja y la impedancia de excitación sea sustancialmente constante dentro del rango de variación de la tensión primaria que corresponda a la variación esperada, incluyendo algún grado de sobretensión. Eso implica que la relación tamaño-carga de un TT es mucho mayor que en un transformador de potencia. Por otra parte, la relación corriente de excitación- corriente de carga también resulta mayor que en un transformador de potencia.




RED

CARGA (BURDEN)

Figura A3

Circuito Equivalente En la figura A4 se muestra el circuito equivalente de un TT cuya justificación es idéntica al de un transformador de potencia. Z’ p = R’ p + j L’ p I p

V p

I’ p

N p

N s V’ p

I m

Z s = R s + j Ls I s

I e

j Le

R e

I f

E’ p= E’s V s

Z b = R b + j Lb



Ip: Corriente primaria.



I’p: Corriente primaria referida al secundario.



Ie : Corriente de excitación.



Im: Corriente magnetizante.



If : Corrientes de pérdidas en el hierro.



Is : Corriente secundaria.







Vp: Tensión primaria.



TI: Transformador ideal de relación Np / Ns.



V’p: Tensión primaria referida al secundario.



E’p: fem primaria referida al secundario.

L’p: Inductancia de dispersión primaria referida al secundario.



R s : Resistencia del secundario.



Ls: Inductancia de dispersión secundaria.



R b: Resistencia de la carga.



Lb: Inductancia de la cara.



Es: fem secundaria. a.

TI

Figura A4

R’p: Resistencia del primario referida al secundario.




4.1.3. Diagrama Fasorial El diagrama fasorial de la figura A5 surge directamente del modelo circuí tal de la figura A4.

V’ p

jI’ p · L’ p

I’ p·R’ p E’ p = E s

jI s · Ls I s ·R s

V s

I e I s = I ’pb

I e

I’ p

I f

I m I´pb: componente de carga de la corriente primaria referida al secundario. Figura A5

4.1.4. Errores Bajo este título haremos un análisis conceptual de los errores errores de un TT, dejando para más adelante el estudio de las normas aplicadas en la República Argentina. Es claro que lo ideal sería que la tensión primaria referida al secundario y la tensión secundaria fuesen iguales, pero eso significaría impedancias primarias primarias y secundarias nulas, lo cual es irrealizable en la práctica. En la figura A5 se muestran, exageradas para una mejor apreciación, las caídas de tensión en los arrollamientos primario y secundario. Puesto que la tensión secundaria Vs se diferencia de la tensión primaria referida al secundario Vp′ en módulo y fase, se puede hablar de dos tipos de error: error:

•

Error de módulo, módulo, que como veremos más adelante las normas lo denominan d enominan “error de relación”.

fase, también denominado “error de ángulo”. • Error de fase, El error de modulo se puede expresar en valor porcentual referido a la tensión primaria: V s

Error de modulo [%] =

−

N 2 N 1

N 2 N 1

V p

× 100

V p




O lo que es lo mismo: N 1

Error de modulo [%]

N 2

V s

− V p

V p

× 100

Donde:

• N1/N2 es la relación de espiras y es por lo tanto la relación nominal que se denomina K n. •

Vp Vs es la relación real y se denomina K r. Por lo tanto el error de módulo se puede expresar también como: E.d.M. =

K n

− K r

K r

× 100

A veces se utiliza una pequeña compensación de espiras, de tal modo que la relación de espiras entre los arrollamientos primarios y secundarios deja de ser igual a la relación nominal. El error de módulo será entonces positivo para cargas bajas y negativo para cargas altas. El error de fase es la diferencia angular entre los fasores V p y Vs, considerándose positivo si Vs adelanta respecto a V p Los errores de un TT dependen de la carga conectada al mismo y también de sus propios parámetros. La corriente de excitación hace que, aunque hipotéticamente la impedancia de la carga fuese infinita, los errores no sean nulos. T. T. Conectados en Forma Residual. La tensión residual que se produce en una red cuando la misma está sujeta a una falla monofásica a tierra tiene una gran importancia para el sistema de protecciones como medio de detección o discriminación. Esa tensión residual puede medirse conectando los arrollamientos primarios de un TT trifásico o de tres monofásicos como una estrella con su punto medio puesto a tierra y sus respectivos secundarios como un triángulo abierto. (Figura A6)

T r

Figura A6

La salida de los arrollamientos secundarios conectados en triángulo abierto es cero cuando a los primarios se les aplica tensiones sinusoidales balanceadas, pero se desarrollará una tensión para toda condición de existencia de componente homopolar de la tensión en ese punto de la red. La tensión desarrollada será tres veces la tensión homopolar, reducida por supuesto a través de la relación de transformación. Es indispensable para la detección de la tensión residual que el centro de la estrella primaria se encuentre conectada a tierra, puesto que de otro modo no puede fluir la componente homopolar de la corriente de excitación. Si esa puesta a tierra no se encontrase, puede desarrollarse una tensión en el triángulo abierto, pero ella será enteramente una tercera armónica.




4.1.5. Factor de Tensión. Las fallas a tierra producen un desplazamiento del neutro de la red, que depende de la forma de puesta a tierra de la misma y que se manifiesta como una elevación de la tensión de las fases no falladas respecto a tierra. Los TT que se usen deben tener en cuenta esa elevación de tensión estacionaria y para ello se establece un factor de tensión normalizado, que indica en [p.u] de la tensión nominal la tensión estacionaria máxima para la cual están diseñados.

4.1.6. Normas Existen en el mundo diversas normas referidas a los TT y que son aplicadas en sus países de origen o en países adheridos a cada una de ellas. En la República Argentina el IRAM ha establecido la Norma 2271 - partes I, II y III basadas respectivamente en la Recomendación IEC 186 (1969) Capítulo I, en la recomendación IEC 186 (1969) Capitulo II, y en la Recomendación IEC 186 (1970) Capítulo III. Haremos aquí una recopilación de las principales definiciones de la mencionada norma IRAM 2271, poniendo especial énfasis en recalcar que para la compra, ensayo o fabricación de TT debe realizarse una lectura y aplicación detallada de la norma. La norma indica que los TT “serán utilizados para medición y/o protección. Los transformadores con doble finalidad de medición y protección cumplirán con la normas 2271 - parte I, 2271 - parte II y 2271 - parte III”. En la parte I se establece la definición de “Transformadores de medición“como “Transformadores destinados a alimentar instrumentos, medidores de energía, relevadores y otros aparatos similares”. Se dice además que un Transformador de Tensión es un “Transformador de medición en el cual la tensión secundaria, en condiciones normales de funcionamiento, es prácticamente proporcional a la tensión primaria, y cuyo ángulo de desfasaje relativo a la tensión primaria es prácticamente cero para un sentido apropiado de las conexiones“.

•

Se dice del Arrollamiento primario: “Arrollamiento al cual se aplica la tensión que debe medirse”.

•

Arrollamiento secundario: “Arrollamiento que alimenta los circuitos de tensión de instrumentos de medición, medidores de energía, relevadores o aparatos similares”.

•

Se denomina Circuito Secundario al “Circuito externo, alimentado por el arrollamiento secundario de un transformador”.

•

Tensión primaria nominal: “Valor de la tensión primaria de acuerdo con el cual se determinan las condiciones de su funcionamiento”.

•

Relación de transformación: “Relación de la tensión primaria a la tensión secundaria, para una determinada condición de funcionamiento”.

•

Relación de transformación nominal: “Relación de la tensión primaria nominal a la tensión secundaria nominal”.

•

Error de relación (también llamado error de tensión): La norma IRAM indica que es el “Error introducido por un transformador en la medición de una tensión. Aparece cuando la relación de transformación real no es igual a la relación de transformación nominal” y lo expresa en por ciento como: Error de relación [%] =

K n ⋅ U s U p

− U p

× 100 =

K n − K r K r

× 100

Donde:

•

K n: relación de transformación nominal.

•

K r : Relación de transformación real

•

U p: Tensión primaria real

•

Us: Tensión secundaria real, que corresponde a la tensión Upaplicada en condiciones de medición

Puede observarse que nuestra nomenclatura no coincide con la de la norma, fundamentalmente porque nosotros usamos barras para indicar módulos. No obstante no existe diferencia de conceptos La norma además indica ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 42


•


Error de ángulo de un transformador de tensión: “Diferencia de fase entre los vectores de tensión primaria y secundaria. El sentido de los vectores se elige de manera que el ángulo sea igual a cero en un transformador perfecto. El error de ángulo se considera positivo cuando el vector de tensión secundaria se adelanta al vector de la tensión primaria. Se expresa en minutos o centirradianes”.

Se indica además que “esta definición es correcta, con todo rigor, únicamente para tensiones sinusoidales”.

•

Clase de exactitud: “Designación aplicada a un transformador de tensión cuyos errores quedan dentro de los limites especificados para las condiciones de funcionamiento prescriptas”.

•

Carga: “Admitancia del circuito secundario, expresada en Siemens, y con indicación del factor de potencia (atrasado o adelantado)”.

NOTA : La carga se expresa generalmente por la potencia aparente expresada en voltampere, absorbida a un factor de potencia especificado y a la tensión secundaria nominal.

•

Carga de exactitud: “Valor de la carga (admitancia) en el cual se basan los requisitos de exactitud de la norma”.

•

Potencia de exactitud: “Valor de la potencia aparente, expresada en voltampere a un factor de potencia especificado, que el transformador puede suministrar al circuito secundario a la tensión secundaria nominal y con la carga nominal conectada”.

•

Factor de tensión nominal: “Factor por el cual debe multiplicarse la tensión nominal para determinar la tensión máxima para la cual el transformador debe cumplir con los requisitos de calentamiento correspondientes durante un tiempo especificado y también con los requisitos correspondientes de exactitud, si así se acuerda por convenio previo”.

•

Valores Nominales de la Potencia de Exactitud: “Los valores normales de la potencia de exactitud a un factor de potencia de 0,8 (circuito inductivo) expresado en voltampere son: 10 , 15, 25 , 30, 50 , 60, 75, 100, 120, 200, 300, 400, 500 “Los valores subrayados son valores preferidos por IEC. La potencia de exactitud de un transformador trifásico será la de una fase“.

•

Valores Normales del Factor de Tensión Nominal: El factor de tensión está determinado por la tensión máxima de operación, la cual, a su vez, depende de la red y de las condiciones de puesta a tierra del arrollamiento primario del transformado; los factores de tensión normales apropiados para las distintas condiciones de puesta a tierra, se especifican en la Tabla Ι parte 1 conjuntamente con la duración admisible de la tensión máxima de operación, es decir la duración nominal. TABLA 1 de la norma IRAM 2271 - parte 1 Valores normales del factor de tensión nominal

Factor de tensión Nominal

Duración Nominal

1,2

Permanente

1,2

Permanente

1,5

30 seg

1.2

Permanente

1,9

30 seg

1.2

1.9

Permanente

8 horas

Conexión del arrollamiento primario y conexiones de puesta a tierra de la red. Entre fases de cualquier red Entre el neutro de transformadores en estrella y tierra, en cualquier red. Entre fase y tierra de una red con neutro puesto efectivamente a ti erra. Entre fase y tierra de una red con neutro no puesto efectiv amente a tierra con eliminación automática de la falla a tierra. Entre fase y tierra en una red con neutro aisl ado sin eliminación automática de la falla a tierra, o en una red con neutro puesto a tierra a través de una bobina de extinción sin eliminación automática de la falla a tierra.

La parte II de la norma IRAM 2271 se refiere a los Transformadores de tensión para medición y da la siguiente definición:

•

“Transformadores de tensión para medición”: “Transformador de tensión destinado a alimentar aparatos de medición y otros aparatos análogos”.




•

Se designa la Clase de Exactitud: “Para transformadores de tensión para medición, la clase de exactitud se designa por un número (índice de clase igual al máximo error porcentual de relación admisible para la tensión primaria nominal y la carga de exactitud)”.

•

Clase de exactitud normal: Las clases de exactitud normales para los transformadores de tensión monofásicos para medición son: 0,1 - 0,2 - 0,5 - 1,0 - 3,0

•

Límites de Error de Relación y de Ángulo: “El error de relación y el de ángulo a la frecuencia no serán mayores a los valores de la Tabla 1 – parte 2, para cualquier tensión comprendida entre el 80 % y el 120 de la tensión nominal y para cualquier carga comprendida entre el 25 % y el 100 % de la carga de exactitud, con un factor de potencia 0,8 inductivo. Los errores deberán determinarse en los terminales del transformador y comprenderán los efectos de cualquier fusible o resistor que sea parte integrante del transformador. TABLA 1 de la parte 2 de la Norma IRAM 2271 Límites de error de relación y de ángulo

Clases de Exactitud. 0,1 0,2 0,5 1,0 3,0

Error de ángulo

Error de relación

± 0,1 ± 0,2 ± 0,5 ± 1,0 ± 3,0

Minutos 5 10 20 40 ----

Centirradianes (aproximadamente) 0,15 0.30 0,60 1,20 -----

NOTA: “Cuando se trate de transformadores que tengan dos arrollamientos secundarios separados, debido a su interdependencia, el comprador deberá especificar dos gamas de potencias, una para cada arrollamiento. El límite superior de cada arrollamiento deberá satisfacer a sus propios requerimientos de exactitud dentro de toda su gama de potencias, mientras que en el mismo instante el otro arrollamiento desarrolla una potencia de cualquier valor, comprendida entre cero y el límite superior de la gama de potencias especificadas para este último. Para verificar el cumplimiento de esta prescripción es suficiente realizar los ensayos a los valores extremos solamente. Si no se da ninguna especificación sobre la potencia, ésta se estimará entre un 25% y 100% de la potencia nominal para cada arrollamiento. Si uno de los arrollamientos está cargado solo ocasionalmente su efecto puede despreciarse”,

La parte 3 de la norma IRAM 2271 define:

•

“Transformador de Tensión para protección: transformador de tensión destinado a alimentar relevadores eléctricos de protección”.

Define además al:

•

“Arrollamiento de Tensión Residual: arrollamiento de un transformador de tensión monofásico que, en un grupo de tres transformadores monofásicos conectados en triángulo abierto, está destinado a producir una tensión residual en caso de falla tierra”.

•

Se designa Clase de Exactitud: “la clase de exactitud de un transformador para protección se designa por un número seguido por la letra P”.

Este número es el máximo error expresado en por ciento, admisible, entre el 5% de la tensión nominal y el valor de la tensión correspondiente al factor de tensión nominal.

•

“Clases de Exactitud Normales: Las clases para los transformadores de protección son “3P” y “6P” y los límites de error de relación y de ángulo son normalmente aplicables entre el 5% de la tensión nominal y la tensión que corresponde al factor de tensión nominal: 1,2; 1,5 ó 1,9”.

•

“Límites del Error de Tensión y de Ángulo”: dichos errores a la frecuencia nominal no deberán ser mayores que los indicados en la tabla 1, para las tensiones comprendidas entre la tensión nominal y el producto entre la tensión nominal y su factor (1,2; 1,5; 1,9) con carga entre el 25 % y 100% de carga nominal y un factor de potencia 0,8 inductivo.



AÑO 2005 ING. ELECTRICA Tabla 1 de la parte 3 de la NORMA IRAM 2271 Límites de error de tensión y de á ngulo

Clase

Error de relación (relación porcentual %)

Error de Ángulo Minutos

Centirradianes

3 P

± 3,0

± 120

± 3,5

6 P

± 6,0

± 240

± 7,0

NOTA: “Cuando se trate de transformadores que tengan dos arrollamientos secundarios separados, debido a su interdependencia, el comprador deberá especificar dos gamas de potencias, una para cada arrollamiento. El límite superior de cada arrollamiento deberá satisfacer a sus propios requerimientos de exactitud dentro de toda su gama de potencias, mientras que en el mismo instante el otro arrollamiento desarrolla una potencia de cualquier valor, comprendida entre cero y el límite superior de la gama de potencias especificadas para este último. Para verificar el cumplimiento de esta prescripción es suficiente realizar los ensayos a los valores extremos solamente. Si no se da ninguna especificación sobre la potencia, ésta se estimará entre un 25% y 100% de la potencia nominal para cada arrollamiento. Si uno de los arrollamientos está cargado solo ocasionalmente su efecto puede despreciarse”,

La misma parte 3 de la norma indica los requisitos de los arrollamientos de tensión residual, especificando las Tensiones Secundarias Nominales en la tabla 2. TABLA 2

Tensiones Secundarias Nominales [V] 100

•

110

100/√3

110/ √3

100/3

110/3

“Potencia de Exactitud: la potencia de exactitud de los arrollamientos de tensión residual se indica en VA; su valor debe elegirse de los valores especificados en la Norma IRAM 2271 parte 1”.

Nota: para una admitancia dada del circuito secundario, la potencia suministrada por este arrollamiento, bajo las condiciones especificadas en este párrafo, difiere normalmente de la potencia que pueda suministrar en caso de una falla en el grupo formado con otros dos arrollamientos similares en un sistema trifásico.

•

“Clase de Exactitud”: la clase de exactitud de un arrollamiento de tensión residual debe estar especificada de acuerdo con lo indicado en la parte 3.

4.1.7. COMPORTAMIENTO TRANSITORIO La respuesta transitoria de los transformadores de tensión inductivos es generalmente buena, ya que la reproducción secundaria de la onda transitoria de tensión primaria es sustancialmente correcta. Eso se debe a que el diseño necesario para lograr la exactitud requerida en estado estacionario, caracterizado por una baja densidad del flujo y por bajos valores de resistencia de bobinado y reactancia de dispersión, tiende a minimizar los problemas de reproducción. No obstante realizaremos algunas consideraciones, sin entrar en un análisis detallado. Los transitorios más comunes en las ondas de tensión impresas en el primario de un TT son causados por: I. Energización o desenergización del TT bajo condiciones de tensión normal. II. Colapso de la tensión desde la tensión normal hasta el valor correspondiente a una falla. III. Recuperación de la tensión desde el valor de falla hasta su valor normal, luego que la falla es eliminada. IV. Súbito incremento de la tensión hasta un valor por encima del normal. El caso I ocurre cuando se pone bajo tensión o se saca de tensión el sector de la red al cual está conectado el TT. El caso II es el caso típico de una falla en la red, dependiendo el valor final de la tensión de las constantes del sistema, del tipo de falla, de la posición de la falla y de la resistencia de falla. Cuando las impedancias del sistema no son homogéneas, la tensión primaria puede contener una componente exponencial. El caso III tiene que ver con el accionamiento de las protecciones sacando de servicio el sector de la red en que se produjo la falla. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 45



El caso IV se produce en sistemas con neutro aislado o conectados a tierra a través de una impedancia, y en TT conectado entre fase y tierra en caso de falla fase – tierra. En esta situación la tensión estacionaria en el primario del TT puede llegar a √3 veces la tensión normal.

4.2. Transformadores de Tensión Capacitivos. (TTC) Razones económicas han determinado, desde hace varios años la adopción de los denominados “Transformadores de Tensión Capacitivos” para la alimentación de tensiones a los relés de protección e instrumentos de medida, a partir de niveles de voltajes de 132 kV en ciertos casos y de 220 kV en otros. Estudios realizados en ese sentido muestran claras ventajas de costos para tensiones mayores de 100 kV, ventajas que se incrementan si los dispositivos se utilizan también para el acoplamiento de los equipos de comunicación por onda portadora. La figura B1 reproduce un gráfico de costos en función de la tensión del sistema, para transformadores de tensión inductivos (curva a) y para transformadores de tensión capacitivos (curva b). En la curva “a” se incluye el costo de los capacitores de acoplamiento necesario para los equipos de onda portadora. Este gráfico puede variar algo respecto a los resultados de otros autores o fabricantes. Precisamente en el último sentido apuntado, es decir a la respuesta transitoria de los TTC, es que está principalmente dirigido este estudio. Sin embargo, dado que este dispositivo no está muy difundido ni es acabadamente conocido en nuestro país, creemos que es necesario comenzar por una descripción básica general, incluyendo configuración física, respuesta estacionaria, errores admisibles, etc. Debemos aclarar, por otra parte, que la adopción de la denominación transformador de tensión capacitivo no está normalizada y se ha realizado más bien con un criterio de síntesis práctica. a) Transformadores de tensión inductivos, más capacitores de acoplamiento para onda portadora. b) Transformadores de tensión capacitivos con accesorios para onda portadora.




Figura B1: Variación del costo con la tensión del sistema.

4.2.1. CIRCUITO BÁSICO DE UN TTC En la figura B2 se muestra el circuito básico de un TTC, aparecen en ella los elementos constitutivos principales.

C 1

C 2

V c

Vp: tensión primaria.



Vc: tensión en bornes del capacitor C 2.



L

V p



V s

V T

Z B

C1 y C2: capacitores “stack” y “tap” respectivamente del divisor capacitivo.



L: inductancia de sintonía.



T: transformador de tensión intermedio.



zB: impedancia de carga (burden) del TT C.



VT: tensión en el primario del transformador intermedio.



Vs: tensión secundaria en bornes de la carga.

T Figura B2. Circuito basico del TCT

El circuito básico puede adoptar distintas formas en la realidad, dependiendo del fabricante, algunas de las cuales pueden observarse en las figuras B3, B4 y B5. Figura B3: circuito de un TTC que incluye la inductancia de sintonía L en el secundario del transformador intermedio. D: descargador de sobrentensiones. CB: capacitor para compensación de la carga




C 1

C 2

L

D

C B

Z B

T

Figura B4: circuito de un TTC que incluye la inductancia de sintonía en el secundario “AT” autotransformador para ajuste de relación.

C 1

L

C 2

AT

D

Z B

T

Figura B5: circuito de un TTC que incluye un sistema supresor de ferroresonancia. Lf; Cf; Rf: inductancia, capacitor y resistencia del circuito supresor de ferroresonancia.

C 1

L

C 2

Lf

D

C f

Z B

R f T

Los esquemas representados no agotan las posibilidades y pueden encontrarse variantes que combinan los distintos elementos constitutivos de todos ellos. Sin embargo, el estudio puede encararse a partir del circuito básico de la figura B2, con la simple alternativa de ubicar la inductancia L en el lado primario o en el lado secundario del transformador intermedio T.


UNIVERSIDAD TECNOLOGICA NACIONAL UNIDAD ACADEMICA CONCORDIA Vista interior de un TTC

Referencias 1.- Visor de presión de aceite 2.- Unidades capacitivas 3.- Aceite aislante 4.- Aislador de porcelana 5- Sello 6.- Diafragma 7.- Tanque 8.- Amortiguador de ferroresonancias 9.- Tansformador de media tensión. 10.- Inductancia serie





4.2.2. TEORÍA DEL TTC EN RÉGIMEN ESTACIONARIO Consideremos el simple divisor capacitivo de la figura B6

C 1

V p

C 2

I B V’ c

Z B

V s

Figura B6: divisor capacitivo simple

En condiciones de no carga, es decir los terminales a y b abiertos, resulta:

′ V C

= V p ×

X C 2

= V p ×

X C 1 + X C 2

C 1 C 1

+ C 2

Donde: X C 1

=

1 ω ⋅ C 1

Consideremos el equivalente Thévenin del circuito de la figura B6. Resulta aquel de la figura B7. C E = C 1 + C 2

I B

C 1 V C ′ = V p C 1 + C 2

Z B

V s

Figura B7: equivalente Thévenin del circuito de la figura B6.

La tensión en la carga, Vs es entonces: V s

= V c′ − ( I B ⋅ z E )

Si llamamos Kc a la relación teórica del divisor capacitivo, es decir en condición de no carga: K C =

V p V c′

Observemos que la relación efectiva, Ke: K e

=

V p V s

se aparta de aquella más o menos, dependiendo del valor de la corriente IB y de la impedancia zE. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 50



Si se pensase en aplicar a ZB tensiones normales, por ejemplo 110 V, para tensiones primarias de 132 kV y valores de zB típicos, se deberían adoptar valores de C1 y C2 tan elevados que en la práctica resultarían imposibles, si se quisiesen errores dentro de los valores normalizados. Si con un valor dado de la capacidad total tratamos de disminuir el error, podemos recurrir a un aumento de la tensión V´c, lo cual implicaría un aumento de la tensión aplicada a la carga, manteniendo su consumo. Como en la práctica esto es posible solo dentro de límites muy reducidos, se puede hacer uso de un transformador tal cual se muestra en la figura B8.

C 1 V p V c

C 2

Z B

V s

T; relación: n Figura B8: incorporación de un transformador al divisor capacitivo.

El circuito equivalente, si consideramos ideal al transformador es el de la figura B9. C E = C 1 + C 2

I B

C 1 V C ′ = V p C 1 + C 2

n2 Z B

nV s

Figura B9

Es posible comprobar que un aumento de V´c por cambio de la relación entre C1 y C2 trae aparejado una disminución del error relativo: ξ r =

4.3.

(V s ⋅ n ) − V c′ V c′

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TI)

4.3.1. TIPOS CONSTRUCTIVOS Los transformadores de corriente, también llamados transformadores de intensidad, tienen como función por una parte, adaptar corrientes elevadas a valores compatibles con los cuales trabajan los relés de protección y los instrumentos de medida, y por otra, aislar a esos relés e instrumentos de la tensión del circuito primario al que están conectados. Básicamente constan de un devanado primario y uno secundario arrollados sobre un núcleo magnético. Este núcleo puede ser cerrado, como la mayor parte de los casos, o puede tener un cierto entrehierro. El arrollamiento primario se conecta en serie con el circuito de potencia y el arrollamiento secundario se conectan los relés y/o instrumentos de medida.




El devanado primario puede estar constituido por una sola espira, la que en algunos casos se reduce a una “barra pasante”, o por espiras múltiples, las cuales a su vez se pueden dividir en dos partes iguales y conectarse en serie o en paralelo para cambiar la relación. El devanado secundario, que siempre consta de un gran número de espiras, puede tener derivaciones para conseguir distintas relaciones de transformación.

a) Estampado tipo L

b)Estampado tipo I y E c) Toroidal espiralado

Figura C1: algunas formas de conformación de núcleos magnéticos de TI

Figura C2: esquemáticamente algunas disposiciones de núcleo magnético, arrollamiento primario y secundario de un TI de Alta Tensión.

Aspecto exterior de un TI para 15 kV con aislación en resina epoxi, con simple o doble primario que pueden conectarse en serie o paralelo y de dos núcleos, uno de medición y otro de protección.




Corte esquemático de un TI de Alta Tensión, de 123 kV a 245 kV.

Referencias: 1. Tapa de aluminio. 2. Diafragma. 3. Aceite aislante. 4. Conexión para sobretensión. 5. Abrazadera para las conexiones primarias. 6. Terminales primarios. 7. Arrollamiento primario. 8. Arrollamientos secundarios. 9. Papel aislante. 10. Cabeza de resina sintética. 11. Soporte superior de fijación del aislador. 12. Aislador de porcelana. 13. Bushing interno. 14. Conexiones secundarias. 15. Soporte inferior de fijación del aislador. 16. Caja de terminales secundarios. 17. Base.

Figura C3: corte de un núcleo toroidal, mostrando arrollamientos y aislaciones.




Fig: C4 Corte de un TI aislado en resina epoxi. 1)

Conexiones primarias.

2)

Arrollamiento primario.

3)


4)

Conexiones secundarias.

5)

Resina epoxi.

6)

Núcleo magnético

Figura C5: corte de la parte inferior de un TI de alta tensión en el que aparecen los núcleos de protección y medición.

El núcleo magnético, laminado, se realiza de distintas formas, pero la tendencia moderna, fundamentalmente en TI para alta tensión, está constituida por núcleos toroidales espiralados con el arrollamiento secundario uniformemente distribuido. Es común encontrar, dentro de un mismo cuerpo de aislación y con un único arrollamiento primario rodeándolos, dos núcleos, cada uno de los cuales tiene su propio arrollamiento secundario. Se trata en realidad de dos TI, uno destinado a protección y otro a medición. Es menos frecuente encontrar, de modo similar, tres y más núcleos, con distintos requerimientos de protección y medición.




4.3.2. Circuito equivalente del TI Con el objeto de analizar el comportamiento de los TI y de definir sus características principales, es útil establecer un modelo circuital. Si consideramos el esquema de la figura C6, podemos escribir las ecuaciones electromagnéticas que rigen el funcionamiento del TI, por él representado: Ψ

i p N 1

Ψdp

i s N 2

R b; Lb Carga (Burden)

Ψds

Figura C6

Con el sentido de corrientes adoptado: i P ⋅ N i

− iS ⋅ N 2 = Ψ ⋅ ℜ (1)

•

Ψdp y Ψds son, respectivamente, los flujos de dispersión equivalentes primarios y secundarios, que suponemos abarcando la totalidad de las espiras en cada caso. En la realidad, los flujos dispersos adoptan distintos caminos, de modo que algunos de ellos abarcan parte de las espiras.

•

ℜes la reluctancia del camino en el hierro.

•

ℜdp es la reluctancia del camino equivalente de dispersión primario.

•

ℜds es la reluctancia del camino equivalente de dispersión secundario.

Si suponemos constante la permeabilidad del núcleo, ℜ s erá constante. ℜdp y ℜds, por involucrar un camino en el aire, son prácticamente constantes. Llamando:

•

i´ p = (N1 / N2). i p: corriente del primario referida al secundario.

•

Lds = (N2) 2 / ℜds: inductancia de dispersión secundaria.

•

R s = resistencia del bobinado secundario.

• Lo = (N2)2 / ℜ : inductancia de magnetización. Se puede escribir: L0

⋅

′ − iS ) d (i P dt

= iS ( RS + Rb ) +

diS dt

( Lds + Lb ) (2)

La ecuación correspondiente al primario no es necesario plantearla, ya que la corriente iP está prácticamente definida por la red de potencia, a la cual está conectada en serie el bobinado primario. Es decir en la ecuación (2) i´P es el dato e iS es la incógnita a resolver, en función de los parámetros del transformador y de la carga a él conectada. Puede verificarse fácilmente que la ecuación (2) es idéntica a la de un circuito como el de la figura C7.




i’ p

R s, Ls i s LO

i’ p −i s

Bajo el supuesto de una absoluta linealidad del circuito magnético, el modelo circuital de la figura C7 sirve para estudiar los estados transitorios y estacionarios. En la realidad, el lazo de histéresis del material del núcleo provoca pérdidas de energía y su efecto, como en el caso de los transformadores de potencia, suele representarse en el modelo circuital con las pérdidas por efecto Joule en una resistencia R o en paralelo con Lo. Rigurosamente, la no linealidad del circuito magnético significa que ℜ no es constante, la ecuación adquiere una forma más compleja y la solución es enormemente dificultosa.

4.3.3. Modelo circuital Es claro que si el modelo circuital de la figura C7 tiene dentro de las restricciones apuntadas validez general, puede aplicarse al TI en régimen estacionario con la corriente primaria sinusoidal. En la figura C8 se muestra el modelo, al cual se ha incorporado un transformador ideal de relación igual a la relación de espiras del TI en cuestión, con el objeto de distinguir entre la corriente primaria Ip y la corriente primaria referida al secundaria Ip. I’ p

Z s

I s

I e

I p

Z e

E s

V s

N 1 N 2

•

Ip: corriente primaria.

•

Is: corriente secundaria.

•

Ie: corriente de excitación (magnetizante)

•

Zs: impedancia del arrollamiento secundario.

•

Ze: impedancia de magnetización.

•

Zb: impedancia de la carga.

•

Ip´: Ip . (N1 / N2) corriente primaria referida al secundario


Z b



En la práctica, por lo menos en TI con núcleo ferromagnético, el mismo tiene un comportamiento no lineal y, si consideramos valores instantáneos, el flujo es función de la corriente de excitación ie = ip´- is , describiendo en régimen estacionario un ciclo de histéresis como en la figura C9. En caso de que se produzcan saturación, el lazo podrá ser como el de la figura C10.

Fig C9

Fig C10

En los TI con núcleo toroidal con arrollamiento secundarios uniformemente distribuido, la reactancia de dispersión secundaria es despreciable debido a que el flujo disperso es muy pequeño, de modo que la impedancia correspondiente solo está constituida por la resistencia del devanado.

4.3.4. DIAGRAMA FASORIAL Si se plantea las ecuaciones en base al modelo de la figura C8 para el estado estacionario resulta: E S = I S ( Z S + Z b ) = I S [ RS + Rb

+ j( X S + X b )] (3)

E S = I e ⋅ Z e (4) V S = I S ⋅ Z b (5) E S − V S = I S ⋅ Z S = I S ( RS + jX S ) (6)

Estas ecuaciones se pueden representar fasorialmente según lo mostrado en la figura C11.



E s


jI s X s

I sR s V s

I e I s

I’ p I e Φ

Figura C11

4.3.5. Característica de magnetización Presta gran utilidad en la determinación de los errores de un TI una curva obtenida mediante ensayos, denominados “característica de magnetización” y que representan el valor eficaz de la fem generada, Es, en función del valor eficaz de la corriente de excitación, Ie. En la figura C12, puede verse un ejemplo de tal curva.

Figura C12.

La característica de magnetización puede obtenerse excitando con una fuente de corriente alterna al secundario del TI, manteniendo el primario abierto. Con un voltímetro se mide el valor eficaz de la tensión aplicada Vs, que a los fines prácticos es igual a Es, ya que la caída en Zs es despreciable dentro de la gama de la corriente de excitación con la que puede trabajar el TI. El valor eficaz de la corriente de excitación se mide con un amperímetro conectado como se muestra en la figura C13.




A

V

Figura: C13

Se debe tener especial cuidado en que el amperímetro no sea un instrumento de valor medio o de valor máximo calibrado en valor eficaz, ya que tal instrumento solo sería apto para corrientes sinusoidales pura. Debido a la característica no lineal del núcleo, la corriente de excitación está compuesta por una onda de la frecuencia fundamental y diversas armónicas superiores. Es bastante usual establecer en la curva que nos ocupa un punto particular: el “punto de rodillo” (knee point), que se define como el punto en el cual un aumento del 10% en Es produce un aumento del 50% en Ie. En el gráfico C12, las coordenadas de ese punto las denominamos Esk y Iek.

4.3.6. Carga de exactitud, Errores y Normas A los bornes secundarios de los TI se conectan una serie de bobinas de corriente de instrumentos de medición y/o relés de protección, por intermedio de un cableado de conexión. La impedancia de este conjunto, incluido el cableado, constituye la “carga” del TI. En la literatura de habla inglesa, a la carga de los TI se la denomina “burden”. La forma lógica de expresar la carga sería en términos de módulo de impedancia y ángulo de fase, o diferenciando la resistencia y la reactancia; sin embargo es usual indicarla en “volt-amperios”. Los volt-amperios de carga son el producto del cuadrado de la corriente nominal secundaria del TI por el módulo de la impedancia de carga. Con esta forma de expresarla, la información no sería completa si no se indicase t ambién el factor de potencia. Es evidente que la carga que se puede aplicar a un determinado TI no es ilimitada. Efectivamente, al aumentar la impedancia de carga, la caída de tensión total que producirá un corriente secundaria dada en el conjunto constituido por aquella y por la impedancia del arrollamiento secundario se acrecentará, el flujo magnético en el núcleo entrará en la zona de saturación y la corriente de excitación crecerá, aumentando el error. Es común hablar de “prestación” de un TI, denominando así a la carga en la cual se basan los requisitos de exactitud especificados. De acuerdo a la NORMA IRAM 2275 Parte I, a esa carga la denominaremos de ahora en adelante “Carga de Exactitud”. Hasta aquí se ha hablado de los errores de los TI desde un punto de vista conceptual. Seremos ahora más explícitos y definiremos los errores de acuerdo a las Normas IRAM 2275 Partes I, II y II, que a su vez se basan en la Recomendación 185 del año 1969, de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC). Haremos uso de las nomenclaturas dadas en dichas normas, aunque debamos redefinirlas porque no coincidan con las dadas hasta aquí por nosotros. Comenzaremos por el “Error de Relación”. Es el error introducido por un transformador en la medición de una corriente. Aparece cuando la relación de transformación real no es igual a la relación de transformación nominal. El error de relación, expresado en % es: Error de relación [%] =

K n ⋅ I s − I p I p

× 100 =

K n − K r K r

×100

Siendo:

•

Kn: relación de transformación nominal.

•

Kr: relación de transformación real.

•

Ip: corriente primaria real.

•

Is: corriente secundaria real que corresponde a la corriente Ip aplicada en condiciones de medición. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 59



ACLARACIÓN: de acuerdo a las normas mencionadas, Ip e Is son realmente los módulos de las corrientes y recordemos que en nuestra propia nomenclatura los módulos se expresan con los mismos símbolos pero encerrados entre barras.

La misma norma al “error de relación” lo denomina también “error de corriente” y puede observarse que se trata de un error de módulo bajo el supuesto que las corrientes primarias y secundarias sean perfectamente sinusoidales.

•

“Error de Ángulo de un TI”. Es la diferencia de fase entre los vectores de corriente primaria y secundaria. El sentido de los vectores se elige de manera que dicho ángulo sea igual a cero, en un transformador perfecto. El error de ángulo se considera positivo cuando el vector de corriente secundaria se adelanta al vector de corriente primaria. Se expresa en minutos o en centirradianes. La norma también lo llama “defasaje” y hace notar que la definición es correcta con todo rigor para corrientes sinusoidales.

•

“Clase de Exactitud”. Designación aplicada a un TI cuyos errores quedan dentro de los límites especificados para las condiciones de funcionamiento prescriptas.

•

“Carga”. Impedancia del circuito secundario, expresada en ohm y con la indicación del factor de potencia.

NOTA: la carga se expresa generalmente, por la potencia aparente en volt–ampere absorbida a un factor de potencia especificada y a la corriente secundaria nominal.

•

“Carga de Exactitud”. Valor de la carga en la cual se basa los requisitos de exactitud de esta norma.

•

“Potencia de Exactitud”. Valor de la potencia aparente, en volt – ampere a un factor de potencia especificado, que el transformador puede suministrar al circuito secundario, a la corriente secundaria nominal, y con la carga de exactitud conectada. La referida norma IRAM 2275 en su parte II define:

•

“Transformador de Corriente para Medición”. TI destinado a alimentar instrumentos de medición, medidores de energía y otros aparatos similares.

•

“Corriente Nominal de Seguridad (Ips)”. Intensidad de la corriente primaria indicada por el fabricante como menor corriente primaria para la cual el error de relación es igual o mayor del 10%. Que expresado por la siguiente fórmula: K n ⋅ I S − I PS I PS

≥ 0,10

Siendo:

•

Kn: relación de transformación nominal.

•

Is: corriente secundaria.

•

Ips: corriente nominal de seguridad.

•

“Factor de Seguridad (Fs)”. Relación entre la corriente nominal de seguridad y la corriente primaria nominal (Ipn) expresado por la fórmula: F S =

I PS I Pn

Esta definición implica que, para corrientes primarias mayores que la nominal de seguridad, el error será también mayor, trabajando el TI en la zona saturada y obteniéndose, por lo tanto, valores proporcionalmente menores de la corriente secundaria, con el fin proteger los instrumentos conectados al secundario.

•

“Designación de la Clase de Exactitud”. En TI para medición, la clase de exactitud se designa por un número igual al máximo error de relación porcentual admisible, a corriente primaria nominal y para una carga de exactitud especificada.

•

“Clase de Exactitud Normales”. Las clases de exactitud normales de TI para medición son las siguientes: 0,1 – 0,2 – 0,5 – 1,0 – 3,0 – 5,0

•

“Límites de Error de Relación y de Ángulo”. Para las clases 0,1 hasta 1,0 , los errores de relación y de ángulo a frecuencia nominal, no deben exceder los valores indicados en la tabla I, cuando la carga secundaria tiene un valor comprendido entre 25% y 100% de la carga de exactitud. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 60



Para las clases 0,2 S y 0,5 S, los errores de relación y de ángulo de los TI para aplicaciones especiales, (en particular en conexión con medidores de energía eléctrica especiales que deben medir correctamente corrientes entre 50 mA y 6 A, correspondientes al 1% y al 120% de la corriente nominal secundaria a frecuencia nominal), no deben exceder los valores indicados en la tabla II, cuando la carga secundaria tiene un valor comprendido entre el 25% y el 100% de la carga de exactitud. Esas clases, principalmente, deben utilizarse para relaciones 25/5 A, 50/5 A y 100/5 A y sus múltiplos decimales, y solamente para una corriente secundaria nominal de 5 A. Para las clases 3 y 5, el error de relación a la frecuencia nominal, no debe exceder los valores indicados en la tabla III, cuando la carga secundaria tiene un valor comprendido entre el 50% y 100% de la carga de exactitud. La carga empleada deba ser inductiva, con factor de potencia 0,8, salvo en el caso de una carga menor de 5 VA con factor de potencia 1. En ningún caso la carga debe ser menor de 1 VA. TABLA I Límites de error

Clase De Exactitud

Error porcentual de la relación +/- para las siguientes corrientes, expresada en porcentaje de la corriente nominal. 5 0,40 0,75 1,50 3,00

0,1 0,2 0,5 1,0

20 0,20 0,35 0,75 1,50

100 0,10 0,20 0,50 1,00

120 0,10 0,20 0,50 1,00

Error de ángulo +/- para las siguientes corrientes, expresadas en % de la corriente nominal

5 15 30 75 150

Minutos 20 100 8 5 15 10 37 25 75 50

120 5 10 25 50

Centirradianes 20 100 0,24 0,15 0,45 0,30 1,10 0,72 2,20 1,44

5 0,45 0,90 2,20 4,40

200 0,15 0,30 0,72 1,44 TABLA II

Límites de error de TI para aplicaciones especiales (para Is = 5 A)

Clase de Exactitud

0,2 S 0,5 S

Error porcentual de la relación +/para las siguientes corrientes, expresadas en porcentaje de la corriente nominal

Error de ángulo +/- para las siguientes corrientes, expresadas en % de la corriente nominal Minutos

1 0,75 1,50

5 0,35 0,75

20 0,20 0,50

100 0,20 0,50

120 0,20 0,50

1 30 90

5 15 45

20 10 30

Centirradianes 100 10 30

120 10 30

1 0,90 2,70

5 0,45 1,35

20 0,30 0,90

100 0,30 0,90

120 0,30 0,90 TABLA III

Límites de error

Clase de Exactitud

Error de ángulo +/- para las siguientes corrientes expresadas en % de la corriente nominal

3,00 5,00

50 3,00 5,00

120 3,00 5,00

La Norma IRAM 2275 en su Parte III define: “Transformador de Corriente para Protección”. TI destinado a alimentar relevadores de protección. Para dicho tipo de transformadores establece:

•

“Error Total”. El error total es, régimen permanente, el valor eficaz de la diferencia entre:

a)

los valores instantáneos de la corriente primaria

b)

los valores instantáneos de la corriente secundaria, multiplicado por la relación de transformación nominal.

Los sentidos positivos de las corrientes primarias y secundarias corresponden a terminales homólogos. El error total se expresa generalmente en % del valor eficaz de la corriente primaria, según la fórmula: ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 61


ξ c

=


100 1

T

I P

0

T ∫

( K n ⋅ iS − i P )2 ⋅ dt

Siendo:

•

ξc: error total, en %

•

Kn: relación de transformación nominal

•

Ip: valor eficaz de la corriente primaria

•

ip: valor instantáneo de la corriente primaria

•

is: valor instantáneo de la corriente secundaria

•

T: tiempo de duración de un período de corriente.

•

“Corriente Límite de Exactitud Nominal”. Valor máximo de la corriente primaria hasta el cual el transformador debe satisfacer los requisitos para el error total.

•

“Coeficiente de Sobreintensidad (n)”. Relación entre la corriente límite de exactitud nominal y la corriente nominal primaria. NOTA: también llamado << factor de error límite >>.

•

“Fuerza Electromotriz Límite Secundaria”. Producto del coeficiente de sobreintensidad, la corriente secundaria y el módulo de la suma vectorial de la carga nominal e impedancia del arrollamiento secundario. Se expresa así: E st = n ⋅ I Sn

⋅ ( RS + RC )2 + ( X C )2

Siendo:

•

Est: fem secundaria

•

n: coeficiente de sobreintensidad

•

Isn: corriente secundaria nominal

•

Rs: resistencia del arrollamiento secundario

•

Rc: resistencia de la carga de exactitud

•

Xc: reactancia de la carga de exactitud

•

“Corriente de Exactitud”. En general, valor eficaz de la corriente que fluye a través del arrollamiento de un TI, estando conectado los terminales secundarios a una tensión sinusoidal con frecuencia nominal y con el arrollamiento primario y otros posibles arrollamientos abiertos.

•

“Valores Normales del Coeficiente de Sobreintensidad”. Los valores normales del coeficiente de sobreintensidad son: 5 – 10 – 20 – 30

•

“Designación de la clase de exactitud”. La clase de exactitud de un TI para protección se designa por un número igual al valor máximo admisible del error total, con corriente límite de exactitud. Este número lleva a continuación la letra P de protección.

•

“Clases de Exactitud Normales”. Las clases de exactitud normales son: 5 P y 10 P.

•

La indicación de la clase de exactitud en la placa de características va seguida por un número que expresa el coeficiente de sobreintensidad, por ejemplo 5P20 a carga nominal.

•

“Límites de Error”. Con frecuencia nominal y carga de exactitud, el error de relación, el de ángulo y el error total, no deberán exceder los valores indicados en la Tabla I – parte III. En los ensayos para determinar los errores de relación y de ángulo, la carga deberá ser inductiva con un factor de potencia de 0,8. En caso de ser la carga menor de 5 VA, se admite un factor de potencia de 1,0.

Para determinar el error total, la carga deberá tener un factor de potencia comprendido entre 0,8 inductivo y 1,0, según el criterio del fabricante. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 62


AÑO 2005 ING. ELECTRICA TABLA I – Parte III Límites de error

Clase de exactitud

Error de ángulo con corriente primaria nominal

Error de relación con corriente primaria nominal en %

Minutos

Centirradianes

Error total ( ) con corriente límite de exactitud nominal en (%)

5P

+/- 1

+/- 60

+/- 1,8

5

10 P

+/- 3

---

---

10

Si observamos la definición del coeficiente de sobreintensidad (n) podemos establecer que se ha dado sin hacer referencia a la carga del transformador y es evidente que la corriente límite de exactitud nominal si depende de la carga. Efectivamente, el error depende de la corriente de excitación y la corriente de excitación depende de la Fem. secundaria. Como la fem secundaria es igual al producto de la corriente secundaria por la suma de impedancias del secundario, en la que se incluye la impedancia de carga, para un error dado, cuanto menor sea la impedancia de carga, mayor será la corriente que lo produce. Se puede redefinir “Coeficiente de sobreintensidad nominal (nN)” como: la relación entre la corriente límite de exactitud nominal y la corriente nominal primaria, cuando la carga del transformador es la nominal. El resultado práctico de lo expuesto es que el coeficiente de sobreintensidad de un transformador puede elevarse si se disminuye la impedancia de carga conectada. Veamos como se relaciona el mencionado coeficiente con la carga. S n E sN

= E sN ×

I sN

= I sN × Z s + Z b

El subíndice N se refiere a “nominal” Si consideramos una impedancia de carga distinta a la nominal: Zb ≠ ZbN resulta, cuando circula la corriente nominal: E s

= I sN × Z s + Z b

Si el error máximo del transformador está dado, queda establecida también (Figura C14) la fem que corresponde a ese error, a la que llamamos EsE.

Figura C14

La fem E sE puede ser: E sE

= I sE × Z s + Z bN




o bien: E sE

′ × Z s + Z b = I sE

Es decir que el mismo error lo puede producir una corriente IsE con la carga nominal o una corriente I´sE con una carga Z b distinta de la nominal. Ahora bien: E sE E s

pero:

=

× Z s + Z bn I sN × Z s + Z b

I sE

I sE I sN

= n N y

′ I sE I sN

=n

luego: n = n N ×

Z S + Z bN Z S + Z b

o multiplicando por

′ I sE I sN

=n

S: potencia en VA entregada al circuito primario con la carga Zb. Es necesario recalcar que el análisis realizado corresponde al estado estacionario y que no tiene en cuenta la posible saturación del circuito magnético durante un transitorio en el cual la corriente primaria contenga una componente unidireccional. Existe un coeficiente de sobreintensidad para los estados transitorios el cual estudiaremos mas adelante.

4.3.7. El comportamiento transitorio de los TI En los últimos años se han incrementado notablemente los requerimientos en cuanto a la respuesta de los TI, particularmente en lo que se refiere a su comportamiento transitorio. Esos requerimientos están en directa relación con el desarrollo de los dispositivos de protección. Las mayores exigencias están fundamentadas en tres razones principales:

•

El desarrollo de las interconexiones y el aumento de potencia de las unidades generadoras han hecho aumentar la relación entre la corriente de cortocircuito y la corriente nominal.

•

Se ha incrementado la constante de tiempo de la componente unidireccional de la corriente de cortocircuito, debido al mencionado desarrollo de las interconexiones y al aumento de la potencia de los generadores. En grandes máquinas esa constante de tiempo puede ser del orden de 300 ms o más, en las líneas de muy alta tensión puede estar comprendida entre 12 y 32 ms, y en la red en conjunto entre 70 y 100 ms.

•

Para que el efecto de las fallas sobre la estabilidad de los sistemas y el deterioro que dichas fallas producen se minimicen, se estipulan cada vez tiempos más cortos para el accionamiento de las protecciones. Se han logrando relés que operan en unos pocos milisegundos, cuando los transitorios, especialmente la componente unidireccional de la corriente de cortocircuito tiene aún valores considerables.

Evidentemente, las razones apuntadas hacen que los TI que alimentan a esos modernos dispositivos de protección deban ser diseñados de modo que dichos dispositivos sean capaces de medir desde los primeros instantes posteriores a la ocurrencia de la falla.

4.3.8. Respuesta de los T.I. con corrientes de Cortocircuitos Asimetricas Se partirá con bases en las siguientes simplificaciones:

•

La característica de magnetización del núcleo está formada por líneas rectas.

•

La inductancia de dispersión y la resistencia primaria del transformador se adicionan a los valores correspondientes de la red.

•

La inductancia de dispersión y la resistencia secundaria se consideran adicionadas a la inductancia y a la resistencia de carga respectivamente.

De acuerdo a las simplificaciones expuestas representamos al TI con el circuito equivalente de la figura C15. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 64



i 1

i 2 L2

V L

R 2

V R

i 0

L0

Figura C15

Donde:

•

Lo: inductancia de magnetización.

•

L2: inductancia del circuito secundario.

•

R2: resistencia del circuito secundario.

•

VL: caída de tensión inductiva.

•

VR: caída de tensión resistiva.

• Io: corriente de magnetización Valores instantáneos •

i1: corriente primaria reducida al secundario.

•

I2: corriente secundaria.

A partir de la figura C15 podemos escribir la siguiente ecuación diferencial: di0 dt

+

1 T 2

i0

=q⋅

di1 dt

1

+

T 2

i1

Siendo: T 2

=

L0

+ L2

R2

≅

L0 R2

y q =

L2 L0

+ L2

≅

L2 L0

•

T2: constante de tiempo del transformador o también llamada constante de tiempo secundaria.

•

q: relación de inductancias.

Resolviendo la ecuación diferencial, se obtiene la solución general para el caso de una falla con corriente de cortocircuito completamente simétrica que adquiere su expresión más simple de la siguiente manera: i0

=

 −t T 2   e × cos ω t  T 2 ⋅ ω   I 1

La corriente de magnetización tiene por lo tanto dos componentes: una aperiódica, que decae exponencialmente, y una periódica alterna. Esta última es la corriente de magnetización en su estado estacionario final. La corriente de magnetización en función del tiempo se muestra en la figura C16. Si se excede el punto de saturación, la inductancia Lo cae súbitamente, de modo que la corriente de magnetización crece rápidamente hasta alcanzar prácticamente el valor de la corriente primaria. Sin embargo la corriente secundaria no cae instantáneamente (y por lo tanto i0 tampoco aumente instantáneamente) debido a que la inductancia de carga previene tales cambios abruptos. El núcleo permanece saturado hasta que la corriente primaria, toda la cual fluye ahora como corriente de magnetización, prácticamente pasa por cero. Por lo expuesto, el siguiente máximo de la corriente de magnetización en el mismo sentido quedará por debajo del punto de saturación, debido al decaimiento de la componente aperiódica. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 65



A partir de la solución de la ecuación diferencial es posible ver que, aunque la corriente de cortocircuito sea totalmente asimétrica, la corriente de magnetización del TI tendrá una componente aperiódica, cuyo valor máximo es igual al pico de la componente periódica. De acuerdo a eso, el primer pico de la corriente de magnetización resultante es aproximadamente el doble del pico del estado estacionario. De ese modo no se puede evitar que el transformador se sature si la corriente de falla es: I 1

> I n ×

n N

2

Figura C16: curvas de la corriente de magnetización y de densidad de flujo cuando se produce un cortocircuito con corriente de componente asimétrica.




5. SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA

5.1. GENERALIDADES SISTEMAS DE PUESTAS A TIERRA Con el concepto de Sistema de Puesta a Tierra conexión a tierra se engloba a todos los dispositivos que se utilizan para establecer una vinculación eléctrica con el potencial de tierra y que tenga la capacidad eléctrica para derivar a tierra las corrientes que la instalación requiera con un nivel de confiabilidad aceptable para las personas, el medio ambiente y el resto de las instalaciones del sistema de transmisión asociadas

5.1.1. Objetivos buscados Los sistemas de Puesta a Tierra los que podemos clasificar según su objetivo y misión funcional en el sistema eléctrico y estos son muy variados entre los ejemplos podemos citar: Seguridad de las personas Seguridad de la instalación Seguridad del servicio

UTILIDAD DEL SISTEMA DE P.A.T

Necesidades operativas Reducir las corrientes y tensiones de accidentes sobre las personas Blindar interferencia electromagnética

5.1.2. Aptitud de Sistema de Puesta a Tierra La Resistencia Eléctrica: La eficiencia de una Puesta a Tierra depende fundamentalmente de su valor de la resistencia ohmica, el cual deberá estar acorde con el uso que se le asigna, pero en la generalidad en todos los casos es conveniente un valor bajo, lo cual es reconocido como un buen atributo. La resistencia RT

= (K)Ω

La Capacidad Térmica: Es la aptitud para soportar las solicitaciones sin tener deterioros que reduzcan su prestación. Las solicitaciones son provocadas por las corrientes de corto circuito, y son función de éstas, y del tiempo máximo de actuación de las protecciones que desconectarán la falla. La capacidad térmica necesaria será W th

= RT

∫ i dt 2

5.2. DISEÑO DE LOS SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA. La seguridad de un área de trabajo dependerá en gran parte de la excelencia en el diseño del sistema de puesta a tierra.

5.2.1. Magnitudes a emplear Para proyectar un sistema de P.A.T. el técnico define un circuito equivalente al accidente cuyas consecuencia se quiere limitar, para ello se deberán establecer los siguientes parámetros:

• •

IA = Corriente de accidente RA = Resistencia de accidente ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 67



• • • • •

I = Corriente Máxima admisible según el tiempo de t = Tiempo de actuación de las protecciones Se = Ia/Ib Nivel de seguridad Va = Ia×Ra Tensión de accidente Vb = Ib*Rb Tensión de seguridad

5.2.2. Circuito equivalente Para el diseño se estudiaran dos situaciones típicas que representan el correspondiente accidente asociado. definimos como: Rf = Resistencia de contacto del Pié. -Está en función de la Resistividad de la capa en contacto. Rb = Resistencia del Cuerpo Humano. - La Norma toma 1000 Ω como valor medio.

Rb

Rf

Rf

ICC Ra=Rb + 2Rf

Circuito corriente de PASO

Rb

Ia Rf

ICC

Rf

Ra=Rb +1/ 2Rf

Circuito corriente de TOQUE

5.2.3. Resistencia de Electrodo La resistencia de electrodo, depende de dos factores fundamentales, los cuales son usados para el cálculo y diseño veamos:

• •

Uno es la forma geométrica de los electrodos que van en la tierra, incluyendo el número de estos y su longitud y su forma. El otro es el valor que tiene la resistencia específica del suelo y está asociado a la calidad del mismo como conductor. La Resistividad específica del suelo es la resistencia de tierra entre las dos caras enfrentadas de un cubo de suelo de un metro de arista y se mide con un óhmmetro. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 68



5.2.4. Resistividad valores indicativos de para distintos suelos La resistividad o resistencia especifica es la resistencia ideal de un cubo contenido entre dos placas ideales de un metro de lado el valor de resistencia en ohm así obtenido es el valor de la resisitividad (ρ) del suelo ensayado. La práctica corriente para obtener este valor se obtiene realizando una medición con un telurímetro en la modalidad de cuatro electrodos. Terreno Pantanoso Orgánico Mojado Limo Común Mojado Arcilla Plástica Suelo Seco Calizas compactas Roca Base

ρ = 5 a 30 ρ = 10 a 50 ρ = 20 a100 ρ = 102 ρ = 100 a 200 ρ = 103 ρ = 103 a 5.103 ρ = 104

Ω.m Ω.m Ω.m Ω.m Ω.m Ω.m Ω.m Ω.m

1 metro

1 metro

5.2.5. Curva de Resistencia de Electrodo Para conocer cuales son los valores en las cercanías del un electrodo, se realizará el ensayo de campo que presentamos, se considerara en base a un electrodo en estudio (A) y otro negativo (B) entre los cuales hacemos circular una corriente Ia aplicando una fuente externa. Con la corriente circulando y mediante un tercer electrodo y un voltímetro, exploramos los potenciales entre los dos electrodos principales y especialmente en las cercanías de estos. De esta manera aparece un potencial de referencia en la zona intermedia alejada de ambos electrodos y cerca de cada electrodo se obtiene las serie de valores que permiten construir la curva característica de la resistencia de electrodo. Ia

V +UB

-U A

Sondeo con electrodo de referencia

Ra

=

V a I a




Rb

=

V b I a

5.2.6. Potenciales en la Cercanía del Electrodo. Como se ha visto, en las cercanías de los electrodos de tierra, cuando circula una corriente derivada a tierra, aparece una importante variación de la diferencia de potencial, y esta diferencia de potencial se va atenuando a medida que nos alejamos del electrodo cuestión llegando al potencial de referencia La distribución de estos potenciales es la que se ve en el grafico siguiente: Jabalina

1 Tensión de Toque

2

3

4

5 mts. Tensión de paso

5.2.7. Valores de las tensiones admisibles según sea la situación Vemos en la figura anterior como aparecen las tensiones de PASO y de TOQUE las que serán máximas en el momento que la corriente de cortocircuito pasa también por su valor máximo. Estos son los valores que se deberán tener en cuenta para el diseño de un SISTEMA DE PUESTA A TIERRA. Se adopta para el cálculo de los sistemas de P.A.T. como valor normalizado un valor de resistencia de accidente- R A - para el Cuerpo Humano Igual a 1000 ohm También si existiera una malla de tierra o elementos conductores distantes, como caños o cables pueden aparecer tensiones de Cuadricula o de Transferencia. En el proyecto de una P.A.T. también deberán definirse las corrientes de falla y la corriente de accidente cuyo valor estará en función del tiempo de actuación de las protecciones, definiéndose de esta manera un valor esperado de: a. Tensión de Paso Vp Representa la diferencia de potencial en la superficie que experimenta una persona teniendo sus pies la distancia de 1 metro sin tocar ninguna otra estructura conectada a tierra. b. Tensión de Toque o Contacto Vt Es la diferencia de potencial entre un punto de la superficie sobre la que se encuentra parada una persona y el de una estructura puesta a tierra que la persona este tocando con las manos parado frente al mismo. c.

Tensión de Malla o Cuadricula Vc

La tensión de malla es la máxima tensión de contacto que se pueda encontrar dentro de una malla de una Red de Tierra. Se trata de valor importante es el de la tensión máxima de la malla en general y el del centro de un cuadro mas comprometido. d. Tensión Transferida Vtrf




Aquí se contempla el caso especial en el cual, la diferencia de potencial se establece, por un lado una la puesta a tierra alejada del punto de toque y por el otro el contacto es a distancia a través de otros elementos conductores. Es el caso especial de la tensión de contacto, cuando el Potencial de Referencia es transferido hacia o desde la subestación.

5.2.8. Tipos de electrodos y valor de Resistencia de Dispersión Formulas a. Conductores enterrados o contrapesos

< 0,5 mts L

R g

= 0,6

ρ L

b. Jabalinas L

R g

=

 2 L  ln  2π L  r  ρ




c.

Discos o Paltos

b

R g

=

ρ

8×b

d. Radiales y de varias ramas

3 Ramas

4 Ramas

e.

Bucles

f.

Placa

a b Vertical

Horizontal

R g

=

ρ

4,5 a × b




g. Mallas de tierra Son utilizadas para obtener superficies equipotenciales en Edificios, Hospitales, lugares de Acceso al Publico y Plantas de Energía. En el caso de Plantas de Energía, Estaciones Transformadoras se usa para el diseño la Norma IEEE 80 que introduce en el cálculo la acción simultánea de tramas de conductores enterrados y jabalinas

A Formula Simple de la Red de tierra R g

=

ρ

4,5 A

5.2.9. Materiales utilizados usualmente Para la construcción de las Puestas a Tierra se deben utilizar, materiales tales que no se volatilicen ni se fundan durante las solicitaciones extremas que pueda ocurrir. Los materiales más comunes son:

•

Cobre Puro

•

Bronce

•

Hierro-cobre aleación Tipo Coperweld

•

Hierro galvanizado

Referente a sus su aptitudes para soportar la exigencia son las siguientes, lo hacemos tomando como referencia unitaria al cobre, con una densidad de corriente de 300 A/mm2 durante 1 seg. y una elevación de temperatura de 100° C, la máxima soportada por el material que la constituye. Material

Cobre Puro

Hierro-cobre

Relación

1

½

Bronce 1/1,5

Hierro galvanizado 1/5

Durante la construcción, se deberá prestar mayor atención a los puntos singulares, como ser conectores uniones y morsetos, para esto se usará Soldadura de Plata, Aluminotérmica o Morsetos de alta calidad Morseto de compresión debidamente protegidos de la corrosión. También se deberán evitar pares electroquímicos, que puedan corroer a los materiales y degradar la prestación de la P.A.T. a lo largo del tiempo.




5.2.10.

Tierras Normalizadas Típicas

La construcción normal se realiza con los siguientes materiales:

• • • • • • •

Cable de cobre electrolito desnudo de 35 mm de sección mínima (I.R.A.M. 2022) y el diámetro mínimo de los alambres que lo forman, será de 1,8 mm. Alambres de Cobre- acero de 5mm de diámetro con 40% de conductibilidad referida al cobre. Planchuelas de cobre electrolítico de 20 x 3 mm como mínimo. Jabalina de perfil L de 1500 x 50 x 5 mm de Hierro galvanizado hincado a < 50 cm de profundidad. Jabalina de caño de Hierro galvanizado de 1”1/2 y 2 mts de largo con punta de bronce para hincar. Jabalina de perfil redondo de 1/2” de Cobre, Bronce o Hierro galvanizado con longitud de acuerdo a el cálculo con la formula ya vista. En el caso de Mallas de Puesta a Tierra en EE TT se usará cobre de sección adecuada a dimensionar en función de las corrientes, pero será siempre superior a 90 mm.

5.2.11.

Algunos Usos Típicos y Valores Admisibles

P.A.T. de Torre de Líneas PAT de cercos con interferencia de LAT

Estos valores deberán ser alcanzados por uno o varios elementos conectados en paralelo y enterrados a suficiente distancia entre ellos, como para no influenciarse mucho entre si En general pueden acanzarse con jabalinas de 1 o 2mts de largo, y en el caso de usar contrapesos o bucles lo conveniente es tomar el rumbo opuesto a lo existente: Líneas de 13,2 / 7,6 kV (con conex. neutro a tierra cada 1000 m)

7

Ω

P.A.T de Estaciones Transformadoras Rurales (retorno por tierra)

2

Ω

P.A.T de Líneas de Baja Tensión sistemas TN yTT

8

Ω

P.A.T de Líneas de Alta Tensión

5

Ω

P.A.T de Instalaciones Eléctricas Domiciliarias sistemas TN yTT

5

Ω

P.A.T Antena para descargas atmosférica

5

Ω

Mallas de tierra de E.T.

0,1 a 0,5

Ω




5.3. DISEÑO DE MALLAS DE PUESTA A TIERRA En función de la guía para diseño de PAT de la empresa de Transporte es para las Estaciones del Sistema de Alta Tensión, que sigue la Norma IEEE Sdr.80 vemos.

5.3.1. Valores Empleados en el diseño Las normas técnicas nacionales e internacionales asumen una gran cantidad de hipótesis que son utilizadas para simular eléctricamente la situación que experimenta el cuerpo humano durante el accidente. Esto es lo establecido por la Norma IEC 479 que estandariza todas las situaciones que se dan en el cuerpo humano, cuando circula una corriente a través de el mismo, incluyendo todos los valores límites que pueden usarse en el diseño de un sistema de Puesta a Tierra.

5.3.2. Las resistencias del cuerpo entre de los pies y las manos, La Norma presenta los valores de la resistencia eléctrica del cuerpo humano, en función de varios parámetros que modifican su valor como lo son por ejemplo: Humedad de la piel a más humedad menor resistencia. Tensión Aplicada con bajas tensiones la resistencia aumenta. Factor de Corazón, influencia sobre la corriente de fibrilación según sea la circulación. Para el diseño las se considera que no se usan elementos de protección lo que equivale a que las resistencias de contactos son iguales a cero son iguales, decir se supone que las personas no tienen guantes ni zapatos. Con las consideraciones de que la tensión es mayor a 200V, humedad normal y tanto para los circuitos manos-pies y pie-pie, La resistencia del cuerpo humano (Rb) de un valor de 1000 Ω. Rb = 1000 . Considerando piel húmeda y trayectoria Mano -Mano o Mano-Pies.

5.3.3. El límite para corrientes y tensiones Tensión de paso, está establecida de modo similar a lo planteado por IEC para el umbral de fribrilación teniendo en cuenta la corriente y el tiempo en que la falla es despejada por las protecciones es decir es función de la cantidad de energía aplicada al cuerpo humano. La corriente soportada por el cuerpo es IB = 0,116 / ts1/2 Para una persona de 50 Kg IB = 0,157 / ts1/2 Para una persona de 70 Kg

También se define la resistencia de los dos pies en serie

R 2Fs = 6 ρ

La resistencia de los dos pies en paralelo

R 2Fp = 1,5 ρ

Tensión de paso límite ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 75



= ( Rb + R2 F S ) ⋅ I B

E step

Resulta E step

=

(1000 + 6 ⋅ ρ ) ⋅ I B ⋅ 0,157 t S

El límite para la tensión de Contacto del mismo modo es Tensión de contacto límite E touch

= ( Rb + R2 F p ) ⋅ I B

Resulta E touch

=

(1000 + 1,5 ⋅ ρ ) ⋅ I B ⋅ 0,157 t S

tS es la duración del shock Tiempo máximo de actuación de de las protecciones incluye respaldos y recierres resistividad del suelo. Si se trata de capas especiales como piedra partida aplicar resistividad superficial

5.4. DIMENSIONAMIENTO DE LA RED DE PUESTA A TIERRA 5.4.1. Red de puesta a Tierra Para el cálculo de una red de tierra, podremos utilizar distintas fórmulas desde las muy simples que permiten tener una buena aproximación, a las más complejas que tienen en cuenta todo los elementos que intervienen Formulas simplificadas R g =

ρ

    1   4   π   A 

Si consideramos la longitud de cable enterrado. R g =

ρ

+

ρ

  L   1   4   π   A 

Para determinar la resistencia de dispersión a tierra de la red de conductores horizontales enterrados a una profundidad mínima de 80 cm el valor es:

      1 1 1   1+ R = ρ  +   L 20 ⋅ A  20    1 + h ⋅ A     Donde h profundidad L longitud de conductor enterrado A área cubierta por la malla en m2




Una puesta a tierra ideal la resistencia será cercana a cero. La elevación del potencial de la red se incrementa proporcionalmente con la corriente de falla, por tanto a mayor corriente de falla menor resistencia de tierra debemos disponer. Para grandes Estaciones o Playas de Maniobra la resistencia debe ser menor a 1 ohm

5.4.2. Contribución de las jabalinas Las jabalinas de neutros y descargadores se vinculan a la malla de tierra y deben ser tenidas en cuenta al determinar el valor total de la puesta a tierra. Del mismo modo cuando es difícil alcanzar los pretendidos valores con la malla solamente es recurso apropiado el agregado de jabalinas. Por la influencia mutua el valor alcanzado por la resistencia del conjunto de los conductores verticales es menor que cualquiera de los componentes por separado, pero mayor que la resistencia de su conexión en paralelo. 2

R R − ( R12 ) R g = 1 2 R1 R2 − 2 R12

Utilizamos la formula de Schwartz Donde: R 1 resistencia de la red de horizontal R 2 resistencia combinada de todas la jabalinas R 12 resistencia mutua entre el grupo de conductores horizontales y el grupo de jabalinas Cuando se colocan jabalinas profundamente en el terreno a fin de alcanzar suelos de mayor conductibilidad entonces valen las expresiones siguientes. R1

R2

  ρ   l 1     ln 2 i  + K 1  l 1  − K 2  =   A   π ⋅ l 1   h  

2  ρ   l 2    ln 8  − 1 + 2 K 1  l 2 ( n − 1)  =   A   2nπ ⋅ l 2   d 2     ρ   l   l  R12 =  a  ln 2 1  + K 1  1  − K 2 + 1   A   π ⋅ l 1   l 2 

Donde

•

ρ1 resistividad del suelo encontrada por los conductores de red enterrados

•

a la profundidad h

•

ρa resistividad aparente del suelo para una jabalina (ohm⋅m)

•

ρ2 resistividad de la capa inferior del suelo (ohm⋅m)

•

H espesor de la capa superior del suelo (m)

•

l1 longitud total de los conductores de la red (m)

•

l2 longitud promedio de las jabalinas (m)

•

h Profundidad de alojamiento de la red (m)

•

hi ( d1 h)1/2 Para conductores enterrados a profundidad h,

•

A área cubierta por la red de dimensiones a× b (m2)

•

n numero de jabalinas dentro del área A,

•

K 1 y K 2 constantes relacionadas con la geometría del sistema Fig 18a y 18b de IEEE St 80 ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 77



•

d1 diámetro de conductor de la red (m)

•

d2 diámetro de las jabalinas (m)

•

a lado mayor del rectángulo de le red (m)

• b lado menor del rectángulo de le red (m)

• Curva A para profundidad h = 0 • Curva B para profundidad h = 1/10 √Area • Curva C para profundidad h = 1/6 √Area La ecuaciones son válidas para el suelo de dos capas y cuando las jabalinas pasan a la capa inferior más conductiva, las jabalinas comparten parcialmente ρ1 y ρ2, los valores R 1 y R 2 son calculados con el uso de ρa resistividad aparente del suelo para suelos uniformes ρ1 y ρ2 tienen el mismo valor. ρ a

=

l 2 ( ρ 1 ρ 2 ) ρ 2 ( H − h)

+ ρ 1 (l 2 + h − H )

5.4.3. Máximas Tensiones de Paso y de Malla dentro de la estación Para los rangos usuales de sección de conductor, profundidad de enterramiento y especialmente se puede decir.

•

Estep = 0,1 a 0,15 ρ i.

de Paso

•

Etouch = 0,1 a 0,8 ρ i.

de Toque

•

Emesh = ρ i.

de Malla

Con i corriente en A por metro de conductor enterrado ρ resistividad (Ω⋅m) Deberá incluirse un factor de irregularidad para contemplar la no uniformidad en el flujo de corriente a tierra por unidad de longitud de conductor enterrado.




E mesh

=

ρ K m K i I g L

Donde

•

K m coeficiente que toma el efecto del número n, espaciamiento D diámetro d y profundidad de enterramiento h de los conductores de la red 1  D 2  1  3  5  7    + ln    ln K m = 2π  16hd  π  4  6  8 

Su valor puede ser determinado como

•

Ki coeficiente de irregularidad de corrección, calculado según IEEE Sd 80

•

ρ2 resistividad promedio del suelo (ohm⋅m)

•

Ig corriente máxima de falla (A) que fluye entre la red y el terreno antes calculada

•

L longitud mínima total de conductor enterrado

Si el valor de Emesh se iguala al valor máximo tolerable resulta: ρ K m K i I g L

=

157 + 0,235ρ S t S

Con el dato de L y de R g (resistencia de dispersión de la red) se tienen dos datos básicos para el diseño de la red que se puede mejorar con el plano de planta de la subestación. Se ha incluido ρs para considerar la resistividad superficial. Resulta: L

=

ρ S K m K i I G t S

157 + 0,235 ρ S

Con el dato de L y el de Rg (resistencia de dispersión de la red), se tienen dos datos básicos para el diseño de la red, que podrá afinarse sobre el plano de planta de la subestación. Si la longitud de conductor resultante por razones geométricas y físicas, por la necesidad de conexión de todo el equipamiento, es mayor que el valor L calculado, el problema está básicamente resuelto. De lo contrario, deberán reducirse las dimensiones de la cuadrícula hasta obtener el valor de L necesario para el control de los gradientes. Por otro lado, con el valor de Rg y el de la intensidad de falla más desfavorable IG, se tiene el valor de GPR, con el cual se analizarán eventuales problemas con la “tensión de transferencia.

5.4.4. Tensión de contacto del lado externo del cerco perimetral Es recomendable extender la red de puesta a tierra hasta fuera de cerco perimetral para evitar tensiones de contacto peligrosas para la persona parada en el lado exterior del cerco y tocando el mismo. El cerco perimetral debe conectarse cuidadosamente a la red cuando el cerco este distante de la malla se deberá conectarse con dos conductores en paralelo, para mantener los valores de tensión de contacto, por debajo de los máximos establecidos por las normas nacionales, caso SEE 77/98.




5.4.5. Materiales para la Red de Tierra a) b) c) d) e) f) g) h)

Jabalina cilíndrica de acero – cobre y sus accesorios Norma IRAM 2309. Soldadura cuproaluminotérmica Norma IRAM 2315 Conductores de cobre desnudos Norma IRAM 2049 Conductores de cobre cubiertos en PVC Norma IRAM 2143 Conductores de acero recubierto en cobre cableado en capas concéntrica Norma IRAM 2467 Conductores de acero recubierto en cobre trefilado duro Norma IRAM 2466 Conductores de acero - cobre Norma ASTM B227 Código de práctica para puestas a tierra de Sistema Eléctricos norma IRAM 2281

5.4.6. Sección Mínima del Conductor de Tierra La sección mínima deberá ser determinada en función de la corriente máxima previsible de falla con la metodología de la sección 9 de la Norma IEEE Std. 80. No obstante, en el diseño de la red basando en evitar daños producidos por corrosión se indica sección mínima de 90 mm2 constituido por 7 hilos de cobre. En la figura se puede apreciar la figura del transitorio de corriente en un cortocircuito el valor para el cálculo será la suma cuadrática de la componente alterna más la integral de la componente unidireccional Este valor de corriente deberá de verificado con la capacidad térmica de los conductores a través de aceptar una elevación máxima de 200 °C Formula de la corriente I para una temperatura máxima final dada. Tm

I = A

 TCAP × 10 −4   K 0 + T m     t t α r ρ r  ln K 0 + T a   




Donde

ABACO PARA DIMENSIONAR EL CONDUCTOR DE LA MALLA

Sección mínima de la Red de Tierra La sección mínima deberá ser determinada en función de la corriente máxima previsible de falla con la metodología de la sección 9 de la IEEE Std. 80. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 88



No obstante, en el diseño de la red basando en evitar daños producidos por corrosión se indica sección mínima de 90 mm2 constituido por 7 hilos de cobre. El diámetro de los conductores entre 90 y 250 mm2 normalmente empleados tienen un efecto despreciable en el “potencial de malla”. Los espaciamientos entre conductores paralelos de la red entre 5- 15 metros mientras que la profundidad normal sera de 0,80 m

5.5. CONSIDERACIONES CONSTRUCTIVAS Y DE MONTAJE Dada la importancia de la malla de puesta a tierra, tanto desde el punto de vista operativo como de seguridad, los siguientes aspectos deberán ser tenidos en cuenta desde la etapa de proyecto.

5.5.1. Fundaciones En las fundaciones, previo al hormigonado, deberán instalarse caños plásticos de diámetro mínimo 25 mm para el pasaje de los conductores de puesta a tierra. Todos los cables de conexión deberán quedar protegidos para evitar que puedan ser dañados. Todos los bulones de conexión deberán ser accesibles para inspección. Todas las armaduras de las fundaciones tendrán continuidad eléctrica mediante soldadura y serán conectadas a la malla de tierra mediante un chicote.

5.5.2. Malla de Puesta a Tierra y Conexiones Al margen de las necesidades específicas relativas a la resistividad del terreno y a las tensiones de paso y de contacto, la cuadrícula de la malla de tierra se densificará mediante el agregado de ramas adicionales en las proximidades de las estructuras aporticadas de retención de barras e hilo de guardia, los transformadores de medida, descargadores de sobretensión y capacitores de acoplamiento para el sistema de onda portadora. Las bajadas para conexión a la malla deberán ser conectadas, con la mínima longitud posible, a dos de los lados de la cuadrícula que rodean los pórticos y/o estructura soporte de equipo. Cada conexión deberá hacerse lo más cercana a los cruces de la malla. La sección de los cables de bajada deberá ser igual a la sección del cable de la malla de tierra. Todas las conexiones de la malla deberán ser ejecutadas mediante soldadura exotérmica y las conexiones a equipos y estructuras mediante terminales y bulones. Los descargadores de sobretensión, los transformadores de tensión y los neutros de los transformadores de potencia deberán estar conectados, además de su vinculación a la malla, a jabalinas con cámara de inspección. Los descargadores deberán conectarse a la red de tierra de forma tal que las corrientes que drenen no afecten la zona de puesta a tierra de aparatos fuentes de señal (TC, TV, capacitores de acople) La puesta a tierra del neutro de los secundarios de los transformadores de medida deberá ser realizada en la caja de conjunción de cada terna de transformadores.

5.5.3. Detalles en Canales para Cables Los canales para el tendido de cables llevarán a lo largo, como mínimo, un conductor de la misma sección que la malla de puesta a tierra, al que se conectarán todos los soportes metálicos colocados dentro de los canales. Dicho conductor deberá ser conectado a la malla de puesta a tierra cada 20 m como máximo.

5.5.4. En interior de los Edificios Las armaduras de edificios serán puestas a tierra con igual criterio que las fundaciones de playa. Igualmente, todas sus partes metálicas, aberturas, cabriadas, etc. deberán ser conectadas a la malla de puesta a tierra. Según sean las dimensiones, se las vinculará en uno o más puntos. Las partes móviles deberán estar vinculadas a las partes fijas mediante cintas flexibles. Los canales interiores para cables llevarán un conductor de puesta a tierra similar al de los exteriores igualmente vinculado a la malla de puesta a tierra. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 89



Todos los canales sobre los cuales se instalan tableros deberán estar recorridos por una pletina de cobre de sección mínima 120 mm 2 y a una distancia de 10 cm por debajo del nivel de montaje de tableros. Este colector se unirá regularmente a la malla de puesta a tierra y, al mismo, deberán ser conectados los siguientes elementos:

• • •

Los blindajes de los conductores, separados al pie de los tableros. Los conductores de reserva de los cables multifilares indicados en el párrafo respectivo. Los bastidores o estructuras de los tableros y / o de los equipos móviles instalados en él.

Los locales donde se instala equipamiento electrónico deberán estar provistos de un plano de tierra equipotencial, compuesto por una hoja de cobre continuo sobre todo el piso, con un espesor aproximado 0.1 mm o cinta de cobre 100 × 1 mm en configuración mayada, dependiendo del número y posición de los aparatos, instalada por ejemplo bajo el falso piso. Dicho plano de tierra constituirá el colector de la puesta a tierra funcional y de seguridad, para todos los aparatos electrónicos instalados, de clase 2 kV. El plano de tierra deberá ser conectado a una única toma de tierra que llegue a la malla de tierra mediante conexión de sección adecuada. Dicha conexión, si es de longitud superior a algunos metros, deberá ser de tipo blindado, debiendo ser dicho blindaje conectado a tierra, sólo del lado de la malla de tierra. Las tierras de los aparatos deberán conectarse al mencionado plano de tierra equipotencial, en modo radial, cada una con conexión propia de mínima longitud. Cuando se trate de locales en distintas cotas, deberá realizarse la interconexión de los planos de tierra equipotencial de los mismos, con conexiones de baja impedancia (cuerdas múltiples y/o pletina de cobre 100 x 1 mm). Todos los aparatos no electrónicos (otras alimentaciones y servicios como la instalación de acondicionamiento de aire, etc.), deberán conectarse a la toma de tierra utilizando conexiones independientes de las anteriores.

5.5.5. En las Estructuras de la Estación En las estructuras metálicas, deberá asegurarse la continuidad, para permitirles actuar como conductor de puesta a tierra y deberán preverse los agujeros necesarios para la colocación de los bulones de conexión a la malla de puesta a tierra. La puesta a tierra de funcionamiento de los seccionadores, transformadores de medida, capacitores de acoplamiento, deberá ser realizada mediante cables o pletinas de cobre de sección igual a la de la malla.

5.5.6. Conexión de los Cableados Auxiliares Los blindajes de los cables deberán ser conectados a tierra en ambos extremos de cada tramo con conexiones lo más cortas posibles, con las siguientes excepciones:

•

Cables para el envío de señales de muy bajo nivel (por ejemplo termorresistencias o termocuplas), cuyo blindaje deberá ser conectado a tierra en un solo extremo. Estos cables deberán, además, conducirse por cañería o por bandeja apantallante puesta a tierra cada 20 m.  • Cables provenientes de transductores del tipo doble apantallado; la pantalla interior, cinta de material no magnética, deberá ser conectada a tierra en un solo extremo, en tanto que la pantalla exterior, malla de cobre, deberá ser conectada a tierra en ambos extremos. • Cables provenientes de capacitores de acoplamiento de onda portadora, cables triaxiales, que además de lo s anteriores, su blindaje externo se conectará a tierra en ambos extremos. • En todos los casos, el blindaje de los cables deberá ser conectado mediante un collar de cobre soldado a aquél y de la misma sección. Todos los conductores libres de cables multifilares deberán ser conectados a tierra en ambos extremos. Los blindajes de los cables provenientes de la playa de alta tensión, deberán ser conectados a tierra, a la entrada de los edificios, pudiendo luego proseguir y transitar en proximidad de otros circuitos y de aparatos electrónicos.

5.5.7. Conexión del Cerco Perimetral El cerco perimetral de acero cincado deberá conectarse a la red de puesta a tierra mediante conductores de cobre o acero-cobre. La conexión se efectuará con conectores de acero cincado o aluminio bifilares bimetálicos. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 90



Deberá extenderse hacia fuera, fuera, mediante los conductores necesarios, para controlar controlar la tensión de contacto en la parte exterior del cerco. Se garantizará que todas y cada una de las secciones del cerco perimetral se encuentren conectadas a la red de tierra. Las puertas se conectarán conectarán al cerco mediante cintas cintas flexibles de cobre estañado.

5.6. MEDICIÓN DE RESISTENCIAS Y RESISTIVIDADES RESISTIVIDADES 5.6.1. Relación entre la l a Resistividad del Suelo y la Resistencia de Dispersión de un Electrodo Cilíndrico de Dimensiones Conocidas La fórmula de Dwight para obtener la resistencia de dispersión a tierra aplicable a un electrodo cilíndrico es: R

=

ρ

  4 L   2π L ln  − 1   a  

donde:

• • • •

resistividad "aparente" o "equivalente" del suelo atravesado por electrodo ( Ώ Ώcm), L longitud del electrodo(cm), a radio del electrodo (cm), R resistencia de dispersión a tierra Ώ).

r

Por tanto, la resistividad "equivalente" del terreno que rodea al electrodo es: ρ =

R × 2π × L

 4 L  ln  − 1  a 

Medida entonces la resistencia de dispersión R hincada hasta la profundidad L y conocidas las dimensiones físicas del electrodo, se puede calcular la resistividad "equivalente" ρ .

5.6.2. Método de tres electrodos para Medición de Resistencia de Dispersión El método de tres electrodos que es el mismo que se utiliza para medir la resistencia de dispersión de un electrodo cilíndrico común o Jabalina, solo que para el caso de utilizar la resistencia resistencia medida R D para el cálculo de la resistividad ρ, la dispersión del electrodo principal deberá ser medido sin interferencias mutuas. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 91



En resumen, se instalan tres electrodos a lo largo de una línea recta, separados por las siguientes distancias A, hincados a una profundidad 0,2 m. Se mide la tensión del electrodo de potencial de exploración P inyectando corriente entre los dos electrodos extremos E y C

• • •

E Electrodo Principal a medir C Electrodo de Corriente P Electrodo de Potencial

Telurómetro con 3 electrodos W

E

P

C

0,2 m Rg A = 0,61 B

B

5.6.3. Método de Wenner para Medición de la Resistividad Resisti vidad de Suelos El método de Wenner de cuatro electrodos es el más común de las técnicas utilizadas. En resumen, se instalan cuatro electrodos a lo largo de una línea recta, separados por distancias iguales A, hincados a una profundidad B. Se mide la tensión entre los electrodos interiores (de potencial), inyectando corriente entre los dos electrodos exteriores (de corriente). La resistividad es entonces vemos la ecuación: ρ =

4π × A × R 2 A A 1+ − A 2 + 4 B 2 A 2 + B 2

Donde:

• •

resistividad resistividad del suelo ( Ώm ) R resistencia en ohms resultante de la división de la tensión tensión entre los los electrodos de potencial por por la corriente corriente en amperes fluyendo entre los electrodos de corriente, A distancia entre electrodos adyacentes (m) B profundidad de los electrodos. r

• • Si B es pequeña comparada con A, (B<20 A) como en el caso más común, la ecuación anterior se reduce a la más conocida: ρ = 2π × A × R La corriente tiende a fluir cerca de la superficie, para separación pequeña entre electrodos, mientras que para separaciones mayores, la corriente penetra los suelos más profundos. Por tanto, es costumbre asumir (aunque no sea estrictamente cierto) que la resistividad medida, para una cierta separación A, representa la resistividad del suelo a la profundidad A. Entonces, la ecuación ecuación (4w) puede usarse usarse para determinar la resistividad aparente ρ a la profundidad A. Esquema de conexionado • C1 y C2 Bornes de corriente • V1 y V2 Bornes de Tensión ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 92



Telurímetro con 3 electrodos

W

E

P

C

0,2 m RD A = 0,61 B B

5.7. OPERACIÓN y MANTENIMIENTO DE PUESTA A TIERRA Es de gran importancia para tener la plena seguridad seguridad del buen funcionamiento de las P.A.T. que las mismas mismas sean controladas y mantenidas con gran dedicación a partir de su puesta en servicio. servicio.

5.7.1. Puesta en servicio Es conveniente que en la puesta en servicio de una instalación se realice una medición de toda la instalación la cual será útil tanto para evaluar la bondad del calculo de proyecto como para tener los valores de origen para futuros controles.

5.7.2. EL Mantenimiento Mantenimi ento de la P.A.T. P. A.T. Programa básico Un buen programa programa de mantenimiento mantenimiento esta basado en unas pocas premisas a saber: saber:

• • •

Medición y Control del conex. linea Medición Revisión y Control de conex. y de la P.A.T. Trabajos de Mejoras

1 año. 5 años Según resultados de inspección.

Cualquiera de estas tareas puede ejecutarse ante la sospecha de mal funcionamiento de la puesta a tierra.

Controles de Rutina Si la instalación lo permite es conveniente realizar realizar mediciones en periodos ya planificados pero también es interesante que estos controles se hagan en distintas épocas del año, de manera tal que alguna medición, sea representativa de la temporada seca, ya que esta esta será la de mayor valor. valor. Otra particularidad del control de las P.A.T. es que a veces existe gran dificultad para realizar la medición debido a los inconvenientes para desvincular desvincular la misma misma de la instalación, siendo a veces veces dificultosa la obtención de una buena medición. Se deberá verificar la continuidad de los contactos eléctricos entre elementos componentes.

Trabajos para mejorar las tierras Métodos para reducir el valor de la resistencia de tierra a) Electrodos más profundos Cuando el terreno es penetrable, dar mayor profundidad al electrodo es un método adecuado para reducir el valor óhmico, ya que la resistividad del mismo, disminuye con la profundidad en forma asintótica.




La experiencia demuestra que cuando el terreno es permeable la resistividad disminuye debido al aumento de la humedad. Esto indica que las mejores condiciones están a las mayores profundidades y en las napas freáticas se obtendrán electrodos de resistencias bajas, estables y prácticamente independientes de las variaciones estacionales. b) Electrodos múltiples en paralelo. Cuando en las capas superiores del terreno se presentan resistividades mas bajas que en las profundas, puede resultar antieconómico buscar mayor profundidad. En los casos que la implantación de electrodos profundos es dificultosa o imposible, la alternativa más adecuada es la instalación de multiples elementos conductores en paralelo. Al implementar esta solución se deberá tener en cuenta la influencia que existe entre electrodos cercanos, ya que por este fenómeno vemos que la suma de varios electrodos no dará igual al paralelo eléctrico de los mismos..y se considerará que entre dos jabalinas no existe influencian cuando la distancia entre ellas es superior a cinco veces el largo de la mayor. Cuando se conectan varios electrodos en paralelo deberán afectarse de los correspondientes factores de influencia, determinado por un coeficiente que es función del número de electrodos a saber: ELECTRODOS

FACTOR INFLU.

2

0,5

3

0,4

4

0,33

c) Tratamiento artificial del suelo. En aquellas situaciones, en que es imposible obtener los valores requeridos con dimensiones de electrodos lógicas, por las elevadas resistividades de los terrenos, vemos que lo recomendable para hacerlas compatibles del punto de vista económico, es proceder al tratamiento del área en la zona de influencia del electrodo, con el objeto de reducir artificialmente la resistividad. El agregado de sales simples aumenta notablemente la conductibilidad del suelo, estas sales deben ser colocadas en círculos alrededor del electrodo y luego tapadas con tierra sin entrar en contacto directo con el metal del mismo .para tener el menor efecto corrosivo. Sulfato de Cobre - Sulfato de Magnesio - Cloruro de Sodio son sales que pueden utilizarse con ese fin Otro beneficio es que las sales hacen descender el punto crítico, y de esta manera se evita que con temperaturas bajas se trabaje en zonas donde la resistividad se eleva debido al congelamiento del agua. Este método tiene como desventaja que las sales son disueltas y arrastradas por las lluvias, tras lo cual el efecto se atenúa a lo largo del tiempo y las resistencias van aumentando gradualmente. La otra desventaja, es que las sales pueden atacar las partes metálicas deduciendo la vida útil de la instalación. Otro método para el tratamiento del suelo es la utilización de carbonillas, o residuos industriales que en la zona se consigan a bajo costo, este método junto al agregado de suelo vegetal es el más recomendable.

5.8. Operación del Sistema de Tierra El funcionamiento puede verse en el esquema siguiente en el que se puede apreciar los distintos circuitos que forman en el momento de una falla.




5.8.1. Medición de Resistencia de una malla Puesta de Tierra de Estación Transformadora Para la medición de la resistencia de la Resistencia de Tierra de una Malla un método es utilizar una línea con una buena tierra, lo suficientemente alejada para no tener influencias y luego proceder a inyectar corriente Ig cerca de 50 a 100 Amp. con un generador, luego se realiza la exploración midiendo los potenciales con el electrodo de exploración, cuando estos no tienen variación importante < 5% Vex para 20% de D podemos asumir que estamos cercanos al potencial de referencia y en esa condición calculamos la resistencia de malla Rg El inconveniente de esta medición, radica en que los hilos de guardia y los otros elementos conectados producen distorsión de la medida al y además las de corriente parásitas de tierra interfieren la medida. Una posibilidad es trabajar con frecuencias distintas a la de la red y filtras matemáticamente la función medida. R g =

V ex I g

Esquema eléctrico Línea eléctrica longitud 5 a 10 D A

G V

Rg

Jabalina de referencia Jabalina de exploración

Malla diagonal = D

•

G :

5 a 10 D

Generador o fuente ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 95


• • •


A : Amperímetro V : Voltímetro D : Longitud de la diagonal de la malla

5.9. Operaciones Típicas de Sistemas de Puesta a Tierra •

Conectado a tierra efectivamente: a través de impedancia suficientemente baja y que siempre se cumpla X0/ X1 < 3 y que R 0/ X1 < 1

•

Sistema conectado a tierra. por lo menos un conductor o punto se conecta intencionalmente solidamente a tierra o a través de impedancia

•

Puesto a tierra conectado a tierra o a algún cuerpo conductor grande que sirve en vez de tierra no importa si es intencional o accidental.

•

Conectado a tierra por resistencia alta: tiene una resistencia insertada a propósito para limitarla corriente de falla a tierra a 10 A o menos. Cumple con el criterio de R 0 < Xco para limitar los sobrevoltages transitorios debidos a fallas a tierra

•

R 0 Resistencia de secuencia cero por fase del sistema

•

Xco Reactancia capacitiva distribuida a tierra, por fase del sistema

•

Conectado a tierra por reactancia: tiene una reactancia insertada a propósito para limitarla corriente y poder compensar la reactancia capacitiva.

5.9.1. Puestas a Tierra en Redes de Distribución Diversos criterios se han de desarrollado para realizar el análisis de la conexión a tierra de los Sistemas de Media Tensión, por lo general en nuestro país se utiliza el sistema Neutro Rígido a Tierra, el cual se obtiene conectando el centro de estrella del transformador de alimentación, si este es accesible conexión a centro estrella, o mediante un transformador de neutro, si el borne no esta disponible conexión triangulo, neutro artificial.

5.9.2. Puestas a Tierra de Sistemas de Alimentación 13,2 kV

Rt< 2 Ω Transformador de neutro

Centro de estrella directo a Tierra.

Tierra con Transformador de Neutro




5.9.3. Distintas Redes Distribución Rural Existen tres tipos clásicos de sistemas de Distribución Rural que son utilizados según exista preponderancia de criterios, económicos de confiabilidad o de capacidad de suministro, pero sea cual fuere el utilizado no deben existir riesgos adicionales, en lo referente a la seguridad de las personas. Por lo tanto nos detendremos a analizar las distintas situaciones que se plantean, los sistemas de distribución que se utilizan en la practica son tres veamos:

• Sistemas Trifásico • Sistemas Bifásicos • Sistema Monofásico con Neutro Metálico (bifilar o M.N.M). • Sistema Monofásico con Retorno Telúrico (unifilar o (M.R.T) Cada uno tiene sus ventajas e inconvenientes pero en la RA están normalizados y aceptados los dos primeros, pero los dos últimos por atendibles razones económicas, se utilizan en la mayoría los países. Puesto de Transformación en Sistemas Trifásico con tres hilos metálicos. 3 380 V

13,2 kV

Dist: 12 metros

Rt < 5W

Rt < 2W

La vinculación entre ambas tierras se puede realizar pero no todas las empresas la adoptan

Puesto de Transformación de Sistemas Bifásicos de dos hilos Es la Transformadora Aérea clásica que es utilizada en todas las instalaciones rurales de potencia significativa, y que en este caso también la vinculación entre ambas tierras se puede realizar pero no todas las empresas la ejecutan. Fases R, S o T 13,2 kV

220 V

Rt < 5W

Cu 35 mm2

Rt < 2W




Puesto de Transformación de Sistema Monofásico con Neutro Metálico (bifilar o M.N.M). Disposición de en el Puesto de Transformación Tipo Rural con línea Monofásica con neutro metálico tipo M.N.M. el hilo de neutro es puesto a tierra cada 1000mts. Este sistema es menos confiable y eficiente que el anterior, pero bien ejecutado y mantenido ofrece la seguridad mínima requerida para los que operan y usan las instalaciones. Fases R, S o T 7,6 kV

220 V

Último poste Rt < 5W

Cu 35 mm2 Dist: < 100 metros Rt < 2W

Puesto de Transformación de Sistema Monofásico sin Neutro (bifilar o M.R.T). Este sistema es también llamado Retorno por Tierra o Retorno Telúrico debe ser ejecutado con mucha precauciòn debido a que muy delicado desde el punto de vista de la segurdad personal, ya que pueden aparecer poenciales elevados en el lado BT al interrumpirse las conexiones del retorno por tierra Fases R, S o T 7,6 kV

220 V

Cu 35 mm2 4 metros Rt < 2W

Rt < 7W


ESTACIONES TRANSFORMADORAS y PAT Rev 002.pdf

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