I. INTERRUPTORES DE POTENCIA

NORMAS Y CARACTERISTICAS NOMINALES PARA INTERRUPTORES DE POTENCIA

Las características nominales de un interruptor de potencia están establecidas en las normas nacionales e internacionales aplicables. Estos parámetros nominales se consideran los límites mínimos de funcionamiento que el dispositivo debe cumplir.

Las normas nacionales e internacionales son referencias las cuales contienen valores sugeridos, estos valores son solo sugeridos por que son los comúnmente especificados por los usuarios y son los que, por conveniencia, han sido seleccionados por las normas.

1.1 NORMA NRF-022-CFE-2006.

Dentro de las normas actuales, empleadas para interruptores de potencia se encuentra la norma NRF-022-CFE-2006 DE INTERRUPTORES DE POTENCIA DE 72,5kV A 420kV. La cual es una norma de referencia basada en normas nacionales e internacionales como la ANSI, IEC, IEE, ANCE, NMX.

Esta norma de referencia ha sido elaborada de acuerdo a las Reglas de Operación del Comité de Normalización de CFE (CONORCFE), habiendo participando en la aprobación de la misma las áreas de CFE y organismos miembros del CONORCFE, indicados a continuación:

Asociación de Normalización y Certificación Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas Colegio de Ingenieros Mecánicos y Electricistas Dirección General de Normas Gerencia de Abastecimientos de CFE Instituto de Investigaciones Eléctricas Subdirección del Centro Nacional de Control de Energía de CFE Subdirección de Construcción de CFE Subdirección de Generación de CFE Subdirección de Transmisión de CFE Subdirección de Distribución de CFE

1.2 CONDICIONES NORMALES DE OPERACIÓN.

Las normas ANSI (American National Standard Institute) consideran como condiciones normales o usuales de operación cuando la temperatura ambiente no excede los 40°C y que no esté por debajo de los -30°C, la altitud nominal de operación es aquella que no excede los 1000 m.s.n.m. (Metros sobre el nivel del mar), sin marcar diferencia a las condiciones de operación para aplicaciones en interior o intemperie.

Para la IEC (International Electrotechnical Commission) sí hace diferencia entre aplicaciones para interior o intemperie, se establece que el límite de altitud es de 1000 m.s.n.m. a una temperatura ambiente máxima de 40°C para ambas aplicaciones, sin embargo se especifica que el promedio de temperatura máxima en un promedio de 24h no debe de exceder los 35°C.

En cuanto a los límites inferiores de temperatura existen dos opciones para cada aplicación, para interiores son -5°C y -25°C. Para aplicaciones tipo intemperie los límites son -25°C y -40°C adicionalmente.

Por lo que respecta a la norma NMX-J-IP-1997-ANCE y a la especificación CFE V5000-01 consideran que los interruptores de potencia, incluyendo al mecanismo de operación y los dispositivos de auxiliares, deben diseñarse para operar en sistemas conectados sólidamente a tierra a una temperatura ambiente máxima de 40°C y un promedio medido en un periodo de 24h, de 35°C, y una temperatura ambiente mínima de -25°C.

1.3 CARACTERÍSTICAS NOMINALES.

Las condiciones de operación de los interruptores de potencia están definidas por un cierto número de valores característicos, designados como “características nominales” o “valores preferidos”, porque son las que sirven para denominarlos y comúnmente están inscritas en la placa de datos del interruptor.

Las características nominales más importantes de un interruptor se pueden describir de la siguiente manera:

1.3.1TENSIÓN NOMINAL Y TENSIÓN MÁXIMA DE DISEÑO.

Para ésta característica nominal del interruptor, la ANSI (American National Standart Institute) la describe como tensión máxima de operación, mientras que la IEC (International Electrotechnical Commission) la describe como tensión nominal.

Esta característica establece el límite superior de la tensión del sistema para el cual está diseñado el interruptor. Tomando en cuenta las condiciones normales de

operación, así como la tensión del sistema no es constante en lapsos de tiempo, el interruptor debe de garantizar su correcta operación a la tensión máxima y a la tensión máxima de diseño.

La tensión máxima de diseño de un interruptor es el valor eficaz (r m s) de la tensión entre fases para la que el interruptor ésta diseñado y representa el límite superior del voltaje del sistema al cual el interruptor puede operar en forma continua.

La siguiente tabla, nos describe las tensiones nominales y máximas de diseño según la Norma IEC 62271-100-2001; High-Voltage Alternating-Current Circuit-Breakers.

1.3.2 CORRIENTE NOMINAL Y CORRIENTE NOMINAL DE INTERRUPCIÓN DE CORTO CIRCUITO.

La corriente nominal es el valor eficaz (r m s) de la corriente expresada en amperes para el que está diseñado y que tiene la capacidad de conducir continuamente a la frecuencia nominal, sin exceder los límites de elevación de temperatura de los elementos conductores del interruptor. Los valores establecidos por la IEC en la Norma IEC-62271-100-2001 y la ANSI en la Norma ANSI-C37.12-1952 Guide Specifications for Alternating Current Power Circuit Breakers son:

Los valores de corriente nominal establecidos por IEC son; 630 A; 800 A; 1 250 A; 1 600 A; 2 000 A; 3 150 A; y 4 000 A. Los valores correspondientes especificados por ANSI son; 600 A; 1 200 A; 1600A y 2 000 A. La corriente nominal de los interruptores de potencia es la corriente con la que opera el interruptor de potencia. De igual forma el interruptor de potencia debe ser capaz de interrumpir la corriente de cortocircuito dada por el valor eficaz de su componente en corriente alterna, asociada con una componente de corriente directa. INTERRUPTORES DE POTENCIA Y EXTINCION DEL ARCO ELECTRICO a corriente nominal y la corriente nominal de interrupción de cortocircuito de los interruptores deben seleccionarse de los valores indicados en la siguiente tabla.

1.3.3 CORRIENTE SOSTENIDA DE CORTA DURACIÓN. La corriente nominal sostenida de corta duración (1 s) es la que el interruptor de potencia es capaz de conducir en posición cerrada y con un valor igual al de la corriente nominal de interrupción de cortocircuito. INTERRUPTORES DE POTENCIA Y EXTINCION DEL ARCO ELECTRICO

1.3.4 CORRIENTE DE CIERRE EN CORTOCIRCUITO. Todos los interruptores de potencia deben poder cerrar sin sufrir daños ni deformaciones permanentes, con una corriente (valor cresta) de cortocircuito correspondiente a la tensión nominal, cuyo valor debe ser 2,6 veces, la componente de CA, de la corriente nominal de interrupción de cortocircuito.

1.3.5 CORRIENTE DE INTERRUPCIÓN FUERA DE FASE. A la tensión nominal del sistema, todos los interruptores de potencia deben ser capaces de soportar sin sufrir daños ni deformaciones permanentes, una corriente de interrupción fuera de fase del 25 % del valor nominal de la corriente eficaz de interrupción de cortocircuito.

1.3.6 FRECUENCIA NOMINAL. La frecuencia nominal de un interruptor es la frecuencia de la red para la que el interruptor fue diseñado y a la que corresponden las otras características nominales. Se ha recomendado que la frecuencia nominal sea de 50 Hz o 60 Hz según la norma IEC-56-2; en nuestro país a partir de 1976 se normalizó a 60 Hz.

1.3.7 PRESIÓN NOMINAL DE OPERACIÓN DEL GAS PARA INTERRUPCIÓN. Las normas establecen una presión de 0.5, 1, 1.6, 2, 3 y 4 Mpa para la presión nominal de operación del gas. El dispositivo de operación neumática debe ser capaz de abrir y cerrar el interruptor cuando la presión del gas comprimido este comprendida entre 85 y 100% de la presión nominal de alimentación.

1.3.8 CAPACIDAD INTERRUPTIVA NOMINAL. La capacidad interruptiva nominal de un interruptor se define como máxima intensidad de corriente, medida en el instante en que se separan los contactos, que el interruptor puede cortar con un voltaje de recuperación de frecuencia fundamental (el voltaje de recuperación es el valor eficaz de la onda fundamental, INTERRUPTORES DE POTENCIA Y EXTINCION DEL ARCO ELECTRICO a la frecuencia del sistema del voltaje entre fases que reaparece en el circuito, después de que se han extinguido los arcos en todos los polos del interruptor). De acuerdo a las normas IEC-56-2 la capacidad interruptiva queda definida por dos valores:

La capacidad interruptiva simétrica, expresada por el valor eficaz (R.M.S.) de la componente de corriente alterna de la corriente total interrumpida por el interruptor.

Por lo tanto, la capacidad interruptiva simétrica está dada por:

La capacidad interruptiva

asimétrica o total expresada por el valor eficaz (R.M.S.) de la corriente total, que comprende las componentes de corriente alterna y corriente directa, interrumpida por el interruptor. Por lo tanto, la capacidad interruptiva asimétrica Ias está dada por:

El valor eficaz de la componente alterna de la corriente de interrupción de corto circuito debe elegirse entre los siguientes valores: 6.3, 8, 10, 12.5, 16, 20, 25, 31.5, 40, 50, 63, 80 y 100 kA.

1.3.9 SECUENCIA DE OPERACIÓN NOMINAL. El ciclo de trabajo de un interruptor de potencia consiste en una serie de operaciones de apertura (desconexión) y cierre (conexión) o ambas a la vez. Los tiempos asociados a las maniobras son de gran importancia, tanto desde el punto de vista de la estabilidad del sistema, como de la demanda térmica. Mientras más se tarde el interruptor en eliminar la corriente de falla, mayor será el daño que ésta causará al sistema. El ciclo de operación nominal de un interruptor es el número prescrito de operaciones unitarias a intervalos de tiempo establecidos. De acuerdo con las recomendaciones de IEC para el servicio nominal de la operación de interruptores, cuya utilización no está especificada para autorecierre, se puede expresar de la siguiente forma: A – 0,3s – CA – 3 min – CA En donde: A= operación de apertura. CA= operación de cierre-apertura El ciclo de operación para los interruptores con auto-cierre, es el siguiente: A – 0 – CA En donde: 0= (cero) representa el tiempo muerto del interruptor en ciclos. Los diversos componentes del tiempo de operación del interruptor aparecen mostrados la siguiente gráfica:

1.3.10 SIMULTANEIDAD EN LA OPERACIÓN DE LOS POLOS. Los interruptores de potencia deben cumplir las siguientes diferencias en simultaneidad de tiempo de operación entre el primero y el último polo del interruptor de potencia: a) En operación de cierre 4.16 ms, máximo.

b) En operación de apertura 2.77 ms, máximo.

1.3.11 CORRIENTE CAPACITIVA NOMINAL DE INTERRUPCIÓN. En caso que los interruptores de potencia operen con bancos de capacitores, deben ser capaces de soportar sin sufrir daños ni deformaciones permanentes, la operación de conexión y desconexión de bancos de capacitores. La capacidad de los bancos de capacitores debe ser indicada en las Características Particulares. La interrupción de corrientes capacitivas es la tarea de mayor responsabilidad operativa de un interruptor.

1.3.12 NIVEL BÁSICO DE AISLAMIENTO AL IMPULSO (BIL). Este requerimiento está basado en el hecho de que las sobretensiones producidas por rayos son una de las causas principales de salidas del sistema y de fallas en el equipo de potencia. La magnitud y la forma de la onda del impulso dependen del nivel de aislamiento de la línea y de la distancia entre el punto de origen del impulso y el punto de la línea que está bajo consideración. Debido a lo anterior, es difícil establecer un límite superior para estas sobretensiones y, por lo tanto, es impráctico esperar que los interruptores se diseñen para soportar los límites superiores de las sobretensiones. El objetivo de especificar un nivel de soporte al impulso, es definir la capacidad máxima de un interruptor y el nivel de coordinación de tensión que debe proveer. El nivel básico de aislamiento al impulso (NBAI) que se especifica, en realidad sólo refleja las prácticas de coordinación de aislamiento utilizadas en el diseño de sistemas eléctricos, el cual está influenciado por los límites de aislamiento y los requerimientos de protección de transformadores de potencia y otros equipos del sistema. ANSI especifica únicamente un valor de NBAI para cada clase o nivel de tensión de interruptores, con la excepción de interruptores de 25.8 y 38 kV donde especifica dos valores. El valor más bajo es propuesto para aplicaciones en sistemas de distribución con estrella aterrizada y equipados con aparta-rayos. IEC, en contraste, especifica dos valores de NBAI para todas las clases de Tensión, excepto para las clases 52 y 72.5 kV donde sólo se especifica un valor, y para 245 kV donde se proporcionan tres valores

1.3.13 PLACA DE DATOS DEL INTERRUPTOR DE POTENCIA. La placa debe de incluir como mínimo los siguientes datos:

Nombre del equipo, Nombre del fabricante y año de fabricación, Número de serie (para el interruptor de potencia en su conjunto), Tipo y modelo, Tensión nominal (kv), Tensión de aguante al impulso por rayo (kv), Tensión de aguante al impulso por maniobra (kv), Distancia de fuga (mm) y nivel de contaminación, Frecuencia nominal (hz),

Corriente nominal (a), Corriente nominal de interrupción de cortocircuito (ka), Resistencia óhmica de prototipo, del circuito principal, (mω), Secuencia nominal de operación, Tipo de mecanismo, Corriente sostenida de corta duración (un segundo) (ka), Tensión de control de los dispositivos de cierre y apertura (v c.d.), Tensión de los circuitos auxiliares (v c.a.), Masa por polo del interruptor de potencia (kg), Carga de gas sf6 (kg), Presión nominal de operación del sf6 (mpa), Presión nominal de alarma del sf6 (mpa), Presión nominal de bloqueo del sf6 (mpa), Instructivo de operación (número de identificación), Valor de capacitancia del capacitor de gradiente (si lo hay), Nivel de calificación sísmica.

1.3.14 CARACTERÍSTICAS DE SEGURIDAD DEL PERSONAL. En general, los interruptores de potencia descritos en esta norma de referencia son por diseño altamente seguros, aun así, no se recomienda su operación local con interruptor de potencia energizado en la instalación, sino que, éstos deben ser operados desde el cuarto de control de la subestación, solo en los casos de mantenimiento deben ser operados en el sitio de la instalación mediante dispositivos de control para este propósito.

1.3.15 DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD CON PARTES ENERGIZADAS. Para una segura operación y con el fin de evitar riesgos y peligros, se consideraron ciertas distancias para que el personal que labora con equipo energizado, ya sea en su inspección o manipulación evite una descarga eléctrica.

Tabla 2.9 Distancias mínimas de seguridad con respecto a partes energizadas. DISTANCIAS MINIMAS DE SEGURIDAD (C.A., 60 Hz.) Tensión Nominal entre Fases (kV)

Distancia Mínima de Seguridad (metros)

2.4 a 13.8 0.60 34.5 0.75 115 1.50 230 2.50 400 4.40

Diferencia de tamaños con respecto al voltaje de operación. Interruptores ABB.

TIPOS DE INTERRUPTORES DE POTENCIAY MECANISMOS DE OPERACIÓN.

El interruptor de potencia es un dispositivo de conexión y desconexión, el cual de acuerdo con las normas ANSI y IEC, está definido como un dispositivo capaz de conectar, conducir e interrumpir corrientes bajo condiciones normales y también conectar y conducir corrientes por tiempo determinado e interrumpirlas bajo condiciones anormales o de falla, tales como las de corto circuito. Tiene una doble función vital para la conexión y desconexión de circuitos, dado que su comportamiento en estado cerrado es la de un conductor con muy baja resistencia, en estado abierto su comportamiento debe ser la de un aislante ideal. Adicionalmente se debe considerar que los interruptores deben tener también la capacidad de efectuar re-cierres, cuando sea una función requerida por el sistema. El proceso de interrupción de un circuito eléctrico con lleva a la ionización del medio en el cual se hace la separación de contactos, donde surge la formación de un arco eléctrico con una gran liberación de energía que puede llegar a alcanzar una temperatura mayor a los 50 000°C y pueden generar presiones de hasta 100 MPa contenidas en un volumen de menos de un litro. A lo largo de los años los interruptores han incorporado varios medios diferentes para disipar esta energía, tales como el agua, aceite, gases inertes, alto vacío, y aire comprimido. Los interruptores que se utilizaban primitivamente en los circuitos eléctricos eran, generalmente de accionamiento manual y del tipo seccionador o cuchilla, con el aumento de las corrientes y de las tensiones requeridas en el sector industrial resulto que el arco que se formaba al abrir el interruptor dañaba o destruía los contactos, entonces se construyeron interruptores que abrían o cortaban rápidamente los circuitos por medio de un resorte o por acción de la gravedad, reduciendo a si la duración del arco y la magnitud del deterioro del interruptor. Colocando el interruptor en posición vertical, con ruptura horizontal, la corriente de aire por convección, debida al calor del arco, tiende a extender el arco hacia arriba, alejándolo del interruptor, así mismo la acción magnética de la espira formada por el interruptor y el arco tiende a aumentar la longitud del arco extinguiéndolo.

En los comienzos del desarrollo, pronto aparecieron interruptores de agua y aceite que operaban a niveles muy bajos de corriente y tensión. Conforme se han incrementado las tensiones de operación y las capacidades de corto circuito de los sistemas de potencia, los interruptores de potencia de alta tensión han jugado un papel muy importante en dicho crecimiento. Se han desarrollado diferentes tecnologías, algunas que involucran el uso de medios de interrupción avanzados y continúan siendo estudiadas para lograr equipos más eficientes.

En la Graficaanterior se muestra una línea de tiempo en la cual cómo han ido evolucionando las tecnologías para la extinción de arco eléctrico en interruptores de potencia. Algunos de los primeros diseños han sido significativamente mejorados y algunas variaciones de este tipo de interruptores están todavía en uso, especialmente en aplicaciones de baja tensión, donde actualmente los interruptores de aire son el tipo dominante de interruptores. Para aplicaciones de interiores en tensiones de 5 a 38kV, los interruptores en soplo de aire magnético fueron los interruptores de elección en los Estados Unidos en la época de los años setenta, mientras que en Europa y México los interruptores de pequeño volumen de aceite. Por otra parte, para aplicaciones intemperie, para tensiones de 15 a 230 kV fueron muy usados los interruptores de gran volumen y los de soplo de aire.

Con la llegada de las tecnologías de vacío y hexafloruro de azufre, los diseños antiguos de interruptores han sido rápidamente sustituidos y en la actualidad son considerados como tecnologías obsoletas.

Interruptor de potencia antiguo, tipo cuchilla.

2. CLASIFICACIÓN DE LOS INTERRUPTORES. Los interruptores se puede clasificar de acuerdo: al nivel de tensión, lugar de instalación, características externas de diseño, así como el método y diseño usado para la interrupción de la corriente, tripolar o monopolar.

2.1 TIPOS DE INTERRUPTORES POR NIVEL DE TENSIÓN. El nivel de tensión en el cual se va a usar los interruptores es una clasificación muy amplia que divide a los interruptores en:

a) Interruptores de baja tensión, son los diseñados para usarse en tensiones de hasta 1000 Volts.

b) Interruptores de alta tensión, son los diseñados para usarse en tensiones superiores de 1000 volts.

Cada uno de esos grupos puede subdividirse. Para el caso de los interruptores de alta tensión estos se subdividen en interruptores de 123 kV y mayores e interruptores de 72.5kV y menores. Frecuentemente, estos grupos son relacionados como interruptores para transmisión e interruptores de distribución respectivamente. Esta clasificación de los interruptores de alta tensión es la que comúnmente es usada por las normas internacionales ANSI e IEC.

2.2 TIPOS DE INTERRUPTORES POR LUGAR DE INSTALACIÓN

Los interruptores de alta tensión pueden ser usados en instalaciones tipo interior y tipo exterior o intemperie. Los interruptores tipo interior son aquellos diseñados para usarse solo en el interior de edificios o en envolventes resistentes a la intemperie. Para media tensión es el rango de 4.76kV a 34.5kV estos son de tipo interior y están diseñados para usarse en el interior de tableros o cubículos metal-clad. La única diferencia entre los interruptores tipo interior y exterior es la envolvente externa o gabinete. Las partes internas tales como los contactos, las cámaras de interrupción y el mecanismo, en la mayoría de los casos, son los mismos para los dos tipos, siempre y cuando las características nominales de corriente y tensión sean las mismas y que utilicen la misma tecnología para la interrupción de corriente.

2.3 INTERRUPTORES POR CARACTERÍSTICAS EXTERNAS DE DISEÑO. Desde el punto de vista de su diseño físico estructural, los interruptores para intemperie pueden ser clasificados como interruptores de tanque muerto e interruptores de tanque vivo. Los interruptores de tanque muerto están definidos por las normas ANSI como un dispositivo de desconexión en el cual la envolvente o tanque está sólidamente aterrizada y aloja las cámaras interruptivas y el medio aislante.

El interruptor de tanque vivo está definido como un dispositivo de desconexión, en el cual las cámaras interruptivas se encuentran soportadas en columnas aislantes y éstas quedan aislando la parte energizada del potencial a tierra. Los interruptores de tanque muerto presentan ciertas ventajas sobre los interruptores de tanque vivo, entre las cuales se tienen: a) Se pueden instalar transformadores de corriente tipo boquilla, tanto en el lado de línea, como en el lado de la carga del interruptor.

b) Su construcción ofrece una capacidad de soporte sísmico mayor

c) Se embarcan ya ensamblados y ajustados desde la fábrica.

d) Tiene una mejor estética.

e) Ocupa menor espacio ya instalado.

Por otra parte, los interruptores de tanque vivo comparados con los de tanque muerto, ofrecen las siguientes ventajas:

a) Costo menor, ya que no incluye los transformadores de corriente.

b) Utilizan menor cantidad de fluido para interrupción.

c) Requiere menor espacio para instalación.

Interruptores tipo tanque muerto y tanque vivo.

2.4 TIPO DE INTERRUPTORES POR MÉTODO Y MEDIO DE INTERRUPCIÓN. De aire, la energía del arco se disipa por enfriamiento en las placas cerámicas. De aceite, la energía del arco se disipa en la descomposición del propio aceite. De soplo de aire, la energía del arco disipa aplicándole una fuerte inyección de

aire comprimido. De gas SF6, la energía del arco se disipa en el gas, de acuerdo con las leyes de la

termodinámica. De vacío, la energía del arco es disipada al mantener en el estado de vapor los

materiales metálicos provenientes de los contactos. 2.5 INTERRUPTORES POR MECANISMO DE ACCIONAMIENTO. Los principales mecanismos de accionamiento utilizados en interruptores son los siguientes:

Mecanismo de accionamiento por resorte. Mecanismo de accionamiento neumático. Mecanismo de accionamiento hidráulico. Accionamiento con gas dinámico.

3. INTERRUPTORES DE SOPLO MAGNETICO.

El primer diseño de este tipo de interruptor consistió de unas simples cuchillas operadas en aire bajo condiciones atmosféricas. Este diseño tenía una capacidad muy limitada en términos de tensión y de capacidad interruptiva, lo que obligó a desarrollar diseños mejorados que involucraron la inclusión de diferentes componentes cuya función fue mejorar el enfriamiento del arco. El principal componente fue una caja que contenía un número de placas metálicas o aislantes. En esta caja también se incluyó una bobina de soplo magnético, principalmente para aplicaciones de media tensión. Una cámara de arqueo para este tipo de interruptor es una estructura en forma de caja fabricada con materiales aislantes. Cada cámara de arqueo rodea a un polo del interruptor y en algunos casos sirve de estructura para soportar las placas del arqueo. Básicamente existen dos tipos de cámaras de arqueo, las cuales se caracterizan principalmente por el material de las placas de arqueo. En el primer tipo de cámara de arqueo las placas están fabricadas de acero suave o de níquel-cadmio. En este tipo, el arco es guiado hacia dentro de las placas por medio de un par de cuernos de arqueo. Subsecuentemente, el arco es atraído hacia adentro de la cámara de arqueo debido a la fuerza producida por la corriente y la presión de los gases calientes.

Sección transversal de una cámara de arqueo de soplo magnético, e interruptor de soplo magnético.

3.4 INTERRUPTORES DE SOPLO DE AIRE.

Esta tecnología fue presentada en 1972 y comercializada en 1940, teniendo un gran éxito en la década de los noventa. En todos los diseños de interruptores de soplo de aire, el proceso de interrupción se inicia por la formación del arco entre dos contactos y simultáneamente, con el inicio del arco, con la apertura de una válvula neumática que produce un soplo de aire a alta presión que alarga la columna del arco, la cual es sometida a los efectos de enfriamiento del flujo de aire. Dependiendo de la dirección del flujo del aire en relación con la columna del arco, existen tres tipos básicos de orientación del soplo, los cuales son: soplo axial, soplo radial y soplo cruzado.

Los interruptores de soplo de aire, además de que utilizan la propiedad que tiene el aire comprimido para extinguir el arco, también emplea el aire producido por la expansión para el mando de los interruptores. Las presiones de operación varían entre 15-30 bar, estos niveles son tan altos que el aire en el área del arco alcanza altas velocidades. El proceso de interrupción por soplo de aire depende del enfriamiento turbulento y por lo mismo, en ella influye la configuración aerodinámica de las toberas, los pasajes o conductos para el flujo del aire y de masa. El aire comprimido arrastra al arco a través de la tobera y ésta ayuda a expulsar el gas caliente y los productos del arqueo, hacia la atmósfera.

La extinción se efectúa cuando se presenta la primera corriente cero y la corriente de aire comprimido aumenta estableciendo una resistencia dieléctrica entre los contactos para soportar la tensión de restablecimiento.

Interruptor de soplo de aire, marca Brown & Boveri, mecanismo neumático, 245kV, 2000A y 40kA de capacidad interruptiva.

Esquema de un interruptor de potencia soplo de aire, marca AEG.

Ventajas de los Interruptores de Soplo de Aire.

No implican peligro de incendio. Su operación es muy rápida. Son adecuados para el cierre rápido Su capacidad de interrupción es muy alta. La apertura de las líneas de transmisión sin carga o la de sistemas altamente

capacitivos, no representa mucha dificultad. Se tiene muy fácil acceso a sus contactos.

Desventajas de los Interruptores de Soplo de Aire.

Requiere de la instalación de un sistema de aire comprimido. Su construcción es mucho más complicada. En caso de que el aire se humedezca lo suficiente puede reencender el arco

eléctrico y puede llegar a explotar el interruptor.

3.5 INTERRUPTORES SIMPLES DE INTERRUPCIÓN EN ACEITE.

El primer interruptor en aceite fue diseñado y construido en los Estados Unidos en 1901, fue instalado en un sistema de 40 kV y fue capaz de interrumpir entre 300 y 400 A. El diseño consistía de dos barriles de madera llenos de una mezcla de aceite y agua. Los contactos eran dos navajas verticales que conectaban unos contactos fijos para cerrar el circuito. Desde entonces, este diseño se fue refinando y mejorando pero mantuvo sus características de simplicidad en la construcción y su capacidad para interrumpir corrientes grandes.

Los primeros diseños de interruptores en aceite no contaban con dispositivos especiales para contener el arco o para mejorar el proceso de extinción del arco. En los primeros diseños, el arco era simplemente confinado en las paredes de un tanque con aceite, donde el proceso de extinción estaba acompañado por elongación del arco, por el incremento de presión producida por el calentamiento del aceite en la región del arco y por la turbulencia natural que se genera por el aceite caliente.

Interruptor simple de interrupción en aceite

Para lograr una interrupción exitosa en esas condiciones, era necesario generar un arco relativamente largo. Sin embargo, eran difíciles de controlar, y en la mayoría de los casos resultaban periodos de arqueo muy largos. Las combinaciones aleatorias de arcos largos, que se traducen en altas tensiones de arcos acompañados por tiempos largos de arqueo, hacen impredecible la energía de arco que tiene que ser controlada y extinguida por el interruptor. Esto hacía imposible diseñar un dispositivo que pudiera manejar un amplio e indefinido rango de energía. La aplicación de este tipo de interruptores estuvo limitada a sistemas de 15 kV y corrientes de falla hasta 200 A. El arco se forma a través de los contactos, pero con la diferencia de que ahora está dentro de la cámara interruptiva, por lo que las burbujas de hidrógeno están también dentro de la cámara. Conforme los contactos se mueven y tan pronto como la varilla de contacto móvil se separa del orificio en el fondo de la cámara, se produce una salida similar a una tobera que libera el hidrógeno atrapado dentro de la cámara interruptiva, como se ve en la siguiente figura.

Perfil de cámara de explosión de un interruptor de aceite (a) Contactos cerrados, (b) inicio de apertura y de arco, (c) escape del gas.

3.6 INTERRUPTORES EN GRAN VOLUMEN DE ACEITE, GVA.

La característica principal de este tipo de interruptores es que utiliza el aceite como medio aislante e interruptivo. Este interruptor pertenece al diseño original de interruptores en aceite. Posteriormente, cuando las cámaras interruptivas se agregaron a los interruptores en aceite con pequeñas modificaciones, hechas particularmente en el tanque de aceite, este tipo de diseño de interruptor de gran volumen en aceite fue muy aceptado. En la mayoría de los casos para tensiones de hasta 72.5 kV las tres fases del interruptor están contenidas en un solo tanque de aceite. Sin embargo, un gran número de interruptores en el rango de media tensión tienen tres tanques independientes, principalmente para tensiones mayores a 145 kV.

Las tres fases son operadas simultáneamente por un mecanismo de operación, para un interruptor de 145 kV se requieren aproximadamente 12,000 litros y para un interruptor de 230 kV se requieren 50,000 litros.

Interruptor en gran volumen de aceite con un solo tanque de 34.5

3.6.TIPOS DE CÁMARAS DE EXTINCIÓN PARA INTERRUPTORES EN GRAN VOLUMEN DE ACEITE.

Con la aparición de los interruptores en gran volumen de aceite se generó también un desarrollo continuo de las cámaras interruptivas, cuya función es el control del arco.

El funcionamiento de éstas consiste en que la corriente del arco eléctrico generado por la falla, desarrolla la presión necesaria para producir el soplo y extinguirlo. La presión generada está en función de la corriente del arco, es decir, un incremento de corriente genera un aumento de la presión. Debido a este aumento de presión se produce un soplo más potente y una mayor resistencia eléctrica del arco, por lo que la tensión transitoria de restablecimiento puede ser soportada por distancias más cortas entre contactos. En consecuencia, al aumentar la corriente, la extinción del arco se efectúa con arcos cada vez más cortos.

Tipos de cámaras de control de arco

(a) Cámara de soplado axial, (b) Cámara de soplado cruzado.

3.7 INTERRUPTORES EN PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE, PVA.

Debido a la necesidad de reducir espacio por los altos costos del terreno, a la escasez y al precio del aceite, se desarrolló en Europa el interruptor en pequeño volumen de aceite, que utiliza volúmenes menores de aceite. Estos interruptores ocupan aproximadamente el 2 % de aceite de un interruptor de gran volumen de aceite para los mismos valores nominales de tensión y capacidad interruptiva. La principal diferencia entre estos, es que el interruptor en pequeño volumen usa el aceite sólo como medio interruptivo y tiene materiales aislantes sólidos para propósitos dieléctricos, mientras que en los de gran volumen el aceite sirve para ambas funciones.

Esencialmente el interruptor en pequeño volumen, consta por cada fase de un vástago móvil de contacto que se introduce en el eje del contacto fijo, ambos contactos están contenidos en una cámara interruptiva localizada dentro de aisladores huecos. Esos aisladores son fabricados de fibra de vidrio reforzada para aplicaciones de media tensión y de porcelana para tensiones mayores.

En el interruptor en pequeño volumen de aceite, cada fase tiene su propia cámara, la cual está a potencial de la línea. La parte viva y tierra están aisladas mediante soportes aislantes, lo cual clasifica a éste como un interruptor de tanque vivo.

Debido al pequeño volumen de aceite utilizado en estos interruptores, se presenta una carbonización muy rápida por la interrupción de fallas y, por lo tanto, se requiere de un mantenimiento más frecuente que en los de gran volumen. Si el mantenimiento no es efectuado en el tiempo requerido, puede presentarse degradación interna en las superficies aislantes de la cámara interruptiva, lo cual puede provocar una falla catastrófica. Esta es la principal desventaja y una de las razones del uso limitado de estos interruptores.

Interruptor en pequeño volumen de aceite marca Sprecher & Schuh de 115 kV con mecanismo de resorte, y sus partes componentes.

3.7 TIPOS DE CÁMARAS DE EXTINCIÓN USADAS EN INTERRUPTORES DE PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE.

El tipo de cámara de extinción utilizada por los interruptores en pequeño volumen de aceite es la denominada de extinción por auto-soplado. Se denomina así porque el propio arco eléctrico suministra la energía necesaria para su extinción. Esta energía crece con la corriente que se ha de interrumpir y su capacidad de ruptura límite está relacionada con su robustez mecánica. En las cámaras de interrupción el soplado puede ser longitudinal o transversal. En las de soplado longitudinal los gases bajo presión aseguran un barrido longitudinal del arco. Debido a la reducida sección de evacuación de gases, la presión en la cámara es normalmente alta, incluso con pequeñas corrientes.

Cámara de ruptura de soplado longitudinal.

Se ilustra cómo, en las cámaras de soplado transversal los gases escapan por las aberturas ubicadas en la periferia de la envoltura. Debido a la mayor sección de los orificios, la presión es más débil que en el caso anterior, lo que permite la extinción rápida de grandes corrientes.

Cámara de ruptura de soplado transversal.

Existe una cámara llamada de soplado mixto que reúne las ventajas del soplado longitudinal con las del transversal. En los interruptores provistos con este tipo de cámaras, y a partir del contacto fijo, se sitúan primero las cámaras de soplado transversal y después las de soplado longitudinal.

Interruptor en pequeño volumen de aceite con cámara de soplado mixto.

3.7 INTERRUPTORES DE AGUA.

Históricamente, debería mencionarse que el agua pura ha sido usada por algún tiempo en Europa. La escasez de aceite mineral hizo que ciertos fabricantes dedicaran su esfuerzo al desarrollo de interruptores que en lugar de aceite usaran agua no conductora desmineralizada como medio de interrupción. El arco produce gases, vapor e hidrógeno, los cuales son efectivos como el vapor y el hidrógeno del aceite para extinguir los arcos, pero problemas de aislamiento ha limitado el uso de este medio y actualmente los interruptores automáticos ya no usan esta técnica esta idea aunque noble, tuvo poco éxito por los otros posibles medios de interrupción, en particular aire.

3.8 INTERRUPTORES EN .

3.8.1 PRIMERA GENERACIÓN DE INTERRUPTORES EN .

3.8.1.1 INTERRUPTORES DE DOS PRESIONES EN .

El primer interruptor en SF6 diseñado para aplicación en alta tensión fue comercializado en 1959 por la compañía Westinghouse. El diseño original de este tipo de interruptores fue una modificación a la tecnología de los interruptores de soplo de aire. Esta modificación consistió en agregar una trayectoria cerrada para los gases de escape. El aire fue sustituido por gas SF6 a alta presión, el cual era liberado por una válvula de soplo a través de una tobera a un recipiente de baja presión en lugar de ser liberado a la atmósfera. El gas SF6 era reciclado a través de filtros, comprimido y almacenado en un recipiente de alta presión para ser utilizado en operaciones subsecuentes. Los mecanismos de operación de los interruptores de dos presiones en SF6 fueron prácticamente los mismos que se usaron para interruptores en aceite con ligeras modificaciones o adaptaciones. Esto debido a que la industria estaba acostumbrada a la tecnología en aceite, lo que facilitó la aceptación de los interruptores de dos presiones en SF6.

Las presiones de operación eran del orden de 0.2 MPa para el lado de baja y 1.7 MPa para el lado de alta, respectivamente. Estos interruptores se clasifican del tipo de tanque muerto. El diseño del interruptor prevaleció en el mercado hasta mediados de los años setenta, que fue cuando se introdujeron los interruptores de soplo de una presión, con un diseño más simple y confiable. Una de las ventajas de los interruptores de dos presiones es el uso de mecanismos de operación de baja energía comparado con el mecanismo de los interruptores de soplo de una presión. Sin embargo, desde el punto de vista de energía total, se debe de considerar la energía que se gasta en comprimir el gas para almacenaje y la energía adicional que se requiere para prevenir la licuefacción del SF6 a bajas temperaturas ambientales.

Interruptor en SF6 de dos presiones tanque muerto.

El problema de licuefacción que se presenta a bajas temperaturas fue la desventaja principal de este tipo de interruptores, por lo que se requería el uso de calefacción. Otras de las desventajas son: los grandes volúmenes de SF6 requeridos, las altas tasas de fugas debido a las altas presiones de operación y la complejidad del diseño debido al uso de válvulas de soplo.

Interruptor en SF6 a dos presiones. Tanque muerto.

Partes componentes de un interruptor en SF6 a dos presiones Tanque vivo.

3.8.2. SEGUNDA GENERACION DE INTERRUPTORES EN .

3.8.2.1 INTERRUPTORES DE SOPLO DE UNA PRESIÓN.

Los fabricantes de interruptores desarrollaron la segunda generación de interruptores concentrándose básicamente en:

Incrementar la capacidad interruptiva de las cámaras. Mejorar la compresión de las diferentes técnicas de interrupción. Incrementar la vida útil de los contactos de arqueo. Reducir la tasa de degradación de las toberas usando diferentes materiales

para construirlas.

Se dice con frecuencia que estos interruptores pertenecen a la familia de los interruptores de auto-soplado, siendo que en realidad, todos los interruptores de una presión son miembros de la familia de los interruptores de auto-soplado. Lo anterior se debe a que, en cualquiera de los dos tipos de interruptores, el incremento de presión en la cámara interruptiva es generada sin la ayuda de compresores externos de gas.

La diferencia más notable entre esos dos tipos de interruptores es que, en los interruptores de soplo, la energía mecánica proporcionada por el mecanismo de operación también se utiliza para comprimir el gas, mientras que los interruptores de auto-soplado, usan la energía calorífica liberada por el arco para incrementar la presión del gas. Los interruptores de soplo se han diseñado, tanto en tanque vivo, como en tanque muerto.

Interruptor tipo soplo en SF6, tanque muerto, marca: Alsthom, tipo: DT1-145F1 de 145 kV, 2000 A, 40 kA de capacidad interruptiva con mecanismo de resorte.

La característica principal de los interruptores de soplo es que en la cámara interruptiva tienen ensamblado una combinación de pistón y cilindro como parte de la estructura de los contactos móviles. La secuencia de operación se muestra en la figura siguiente.

Principio de funcionamiento del interruptor de soplo

Durante la secuencia de operación la cámara interruptiva se encuentra en la posición de cerrado, donde el volumen se encuentra en reposo. Durante la apertura, los contactos principales se separan seguidos por los contactos de arqueo. El movimiento de los contactos provoca que el volumen disminuya comprimiendo el gas contenido en él. Conforme los contactos continúan separándose, el volumen sigue comprimiéndose y cuando los contactos dejan la garganta de la tobera, se genera un flujo de gas a lo largo del eje del arco. Es importante mencionar que, a corrientes altas, el diámetro del arco puede ser mayor que el diámetro de la tobera, provocando el fenómeno conocido como estrangulación de corriente. Esto causa un bloqueo total de la tobera sin que exista flujo de gas. Como consecuencia de ello, la presión sigue elevándose debido al cambio en el volumen y a la energía que es extraída del arco por el gas atrapado. Es común observar que cuando se interrumpen corrientes grandes, especialmente fallas trifásicas, la velocidad de apertura de este tipo de interruptores es menor debido a la presión generada térmicamente, la cual actúa sobre el ensamble del cilindro o pistón. Sin embargo, cuando se interrumpen corrientes muy pequeñas el diámetro del arco es pequeño y por lo tanto es incapaz de bloquear el flujo de gas, provocando con esto una presión menor para la extinción. Generalmente, para la extinción de pequeñas corrientes o corrientes de carga, para este tipo de interruptor, se requiere pre-comprimir el gas antes de que los contactos abran. Esto es resuelto aumentando la penetración del contacto de arqueo.

Interruptor en gas SF6 tipo T, tanque vivo marca ABB de soplo. INTERRUPTORES

La mayoría de los contactos de arqueo son fabricados con puntas de aleación de cobre-tungsteno. La tobera es el componente más importante de un interruptor de soplo. La característica de extinción de un interruptor está gobernada por la geometría de la tobera, tamaño, forma y tipo de material. Las toberas que usan los interruptores de la segunda generación se clasifican en toberas largas y cortas. La mayoría de estos diseños tienen capacidades interruptivas de 50 y 63 kA en tensiones de 420 y 550 kV respectivamente. Está claro que la tasa de ablación depende en gran medida del material utilizado, el cual puede ser teflón puro o teflón rellenado. El teflón puro es de color blanco y es el que se usa con más frecuencia debido a su costo razonable. Se ha observado que en este tipo de material la energía radiada del arco penetra profundamente en el material, produciendo moléculas de carbón. Para superar esto, algunos fabricantes usan teflón de color para absorber la energía radiada en la superficie y prevenir dicha penetración. Existen tres tipos de materiales para el relleno de las toberas: nitruro de boro (color crema), molibdeno (color azul) y óxido de aluminio (color blanco). Puesto que la tasa de ablación en las toberas rellenas es baja, el cambio en el diámetro de la garganta de la tobera después de 20 interrupciones a plena capacidad es mínimo. El teflón relleno es ligeramente más caro que el teflón puro, pero la consistencia en el funcionamiento y la vida útil adicional justifican su uso en cámaras para interrumpir altas corrientes.

3.8.3 TERCERA GENERACIÓN DE INTERRUPTORES EN .

3.8.3.1 INTERRUPTORES DE AUTO-SOPLADO.

Los interruptores del tipo auto-soplado aprovechan la energía térmica liberada por el arco para calentar el gas e incrementar su presión. En principio, la idea de interruptor de auto-soplado es muy similar al concepto de olla de explosión usado en los interruptores en aceite. El arco se forma a través de un par contactos que están localizados dentro de una cámara de arqueo y el gas calentado a alta presión es liberado a lo largo del arco después de que el contacto móvil se separa de la cámara de arqueo. En algunos diseños, para mejorar el proceso interruptivo en el rango de baja corriente, se incluye un soplado adicional. En otros diseños se opta por incluir una bobina magnética que genera una fuerza que hace girar el arco alrededor de los contactos, proporcionando un enfriamiento adicional del arco conforme éste gira a través del gas SF6 y ayuda a disminuir la tasa de erosión de los contactos de arqueo y, por lo tanto, incrementa la vida útil del interruptor. Muestra una sección transversal de una cámara interruptiva de un interruptor de auto-soplado con bobina magnética.

Sección transversal de la cámara interruptiva de un interruptor de auto soplado.

Los interruptores de soplo y auto-soplado requieren del mecanismo para proporcionar energía para mover el cilindro de la cámara a velocidades en el rango de 6 a 9 mxs -1. El movimiento del cilindro comprime el gas SF6 generando un incremento de presión en la tobera, debido a la compresión y al calentamiento del gas por el arco, que extingue los arcos asociados a las diferentes tipos de fallas. Las experiencias en este rubro a nivel mundial en las últimas dos décadas dictan que la mayoría de las fallas en interruptores son de origen mecánico.

Debido a esto, los fabricantes de interruptores han dirigido sus esfuerzos a producir interruptores simples con mecanismos confiables y económicos. Para lograr esto, han atacado el problema fundamental de reducir las fuerzas en el mecanismo durante la apertura. Este trabajo ha conducido al desarrollo de la tercera generación de interruptores, los cuales basando en los interruptores de la segunda generación, con las siguientes mejoras al diseño las cuales son más económicas comparadas con las dos generaciones anteriores de interruptores.

a) Se ha logrado una reducción de 10 al 20% en la energía requerida mediante la optimización del diseño de la cámara interruptiva, la cual asegura que la duración máxima para la corriente más alta no exceda a 21ms.

b) Se ha logrado una reducción del 50 al 60% en la energía mecánica mediante el uso del arco para calentar el gas SF6, generando suficiente presión para extinguirlo y ayudar al mecanismo durante la apertura.

c) La cámara de expansión que proporciona la presión de extinción necesaria a través del calentamiento del gas con la energía del arco.

d) La cámara de soplo que proporciona presión de gas suficiente para extinguir las pequeñas corrientes inductivas capacitivas y corrientes de carga.

El criterio de diseño depende de la optimización de los volúmenes de las dos cámaras.

Las principales ventajas del diseño de los interruptores de la tercera generación son:

a) Interrupción más suave, que produce sobretensiones bajas en la interrupción de pequeñas corrientes inductivas y capacitivas.

b) Requiere mecanismos de baja energía, partes móviles más ligeras, dispositivos de amortiguamiento más simples y cargas menores en bases y otros componentes del equipo.

c) Vida útil mayor, al menos para realizar 10,000 operaciones.

d) Mayor confiabilidad y menor costo de los interruptores.

3.9 INTERRUPTORES DE POTENCIA EN SUBESTACIONES AISLADAS EN SF6.

Las Subestaciones Eléctricas aisladas en gas usan este fluido para extinción del arco eléctrico y aislamiento eléctrico de sus distintos componentes -maniobra, medición, barras, etc.- de alta tensión. Su denominación común es GIS (Gas-Insulated Switchgear).

Subestacion aislada en gas SF6

Este tipo de subestación, envuelve todos los componentes en un sistema aislado por SF6, tanto cuchillas, interruptores, buses o barras y transformadores de instrumento, sin embargo el principio de funcionamiento de cada uno es similar al de una subestación convencional o tipo intemperie.

La ventaja de las subestaciones aisladas en gas, es que el espacio que ocupan es relativamente menor a la de una subestación convencional en un promedio del 20% de su área, haciendo que sea opción para ciudades con un espacio reducido y una demanda elevada en el consumo de energía.

Sin embargo presenta algunas desventajas como son: el costo de una gis es mayor a la de una convencional, el consumo de gas SF6 es mayor, en caso de pequeñas fugas de gas es necesario recuperar el gas perdido dado que se bloqueara el sistema completo evitando una posible falla. En caso de dañarse algún equipo es necesario conseguir uno igual tanto en modelo y marca.

Para el caso de un interruptor de potencia de una GIS es similar su principio de funcionamiento, así como el mecanismo con el que actúa, deben cumplir con las misma normas para su operación, tiempo de apertura y cierre, y actuar en caso de falla. Al igual sus materiales para su fabricación son de gran similitud y calidad.

Componentes de una subestación GIS.

Al igual que un interruptor de tanque vivo o tanque muerto, el interruptor de las GIS dependen de un mecanismo para su manipulación, este puede ser, hidráulico, neumático o de resorte.

Comparacion de un interruptor en SF6 tanque vivo y un interrupor aislado en gas SF6.

3.10 INTERRUPTORES EN VACÍO.

Los primeros dispositivos de interrupción en vacío se comercializaron en la década de los cincuenta por la compañía Jennings y fue hasta 1962 cuando la compañía General Electric introdujo al mercado el primer interruptor en vacío para media tensión. Los interruptores en vacío toman ventaja del vacío debido a sus excepcionales características dieléctricas y a sus capacidades de difusión como medio interruptivo, pero uno de los principales problemas técnicos que se presentaron al inicio fue el desgasificamiento de los materiales de los contactos, que es un proceso necesario para prevenir la degradación del vacío, debido a la liberación de gases que normalmente están atrapados en los metales. Otro problema fue la falta de tecnologías adecuadas necesarias para unir o soldar confiable y efectivamente las envolventes cerámicas a los extremos metálicos de la cámara. Estos problemas han sido resueltos incrementando la confiabilidad en el sellado de las cámaras interruptivas para prevenir fugas de vacío. En los años setenta se realizaron intentos para desarrollar interruptores en vacío para aplicaciones a tensiones mayores a 72.5 kV. Sin embargo, esos diseños no fueron adecuados para competir con los interruptores en SF6 y el poder del vacío ha quedado relegado a aplicaciones en el rango de 5 a 38 kV, donde predominan.

Interruptor de Potencia en Vacío marca GEC Alsthom de 23 kV.

El interruptor de vacío es básicamente una botella o cámara de cerámica sellada de por vida. Las cámaras en vacío se fabrican por dos métodos El más conocido de los métodos es el de estrangulamiento, en el cual las cámaras son evacuadas individualmente en una plataforma de bombeo después de que han sido ensambladas. Una tubería de evacuación se localiza en un extremo de la cámara, en un lado del contacto fijo. Una vez que se alcanza el vacío, el tubo es sellado con soldadura. Con el segundo método las cámaras son unidas y evacuadas en hornos especialmente diseñados. La ventaja de este proceso es que la evacuación se realiza a temperaturas mayores y por lo tanto se logra un mayor grado de pureza en el vacío durante el ensamble.

La presión de operación dentro de la cámara es del rango de 10-5 Torr (Torr = 1 mmHg), en el cual no se puede formar un plasma debido a la ausencia de los átomos que se requieren para la ionización.

El arco en cuestión se forma únicamente en un vapor metálico, producto de la separación de los contactos, para difundirse luego en forma radial. Esto evita un reencendido del arco después del paso natural por cero de la corriente.

Cámara de extinción y mecanismo de resorte.

Los diseños de los contactos de las cámaras en vacío son en forma de disco o copa con una distancia de 8 a 10 mm entre ellos. Se utilizan diferentes aleaciones para la fabricación de los contactos, siendo dos aleaciones las que han dado mejores resultados para la aplicación en interruptores, la primera es de Cu-Bi (cobre-bismuto) y la otra es de Cu-Cr (cobre–cromo). En la aleación Cu-Bi el cobre es el material base con

un 98% y el bismuto con un 2%. Para la aleación Cu-Cr la composición es de hasta un 60% de Cu y un 40% de Cr. En general los contactos fabricados con la aleación de Cu-Bi tienen una resistencia de soldado de 7 veces menor que los de aleación Cu-Cr pero tienen un nivel mayor para la interrupción prematura de corriente (current chopping). Una de las deficiencias de los contactos de Cu-Bi es la alta tasa de erosión y la disminución en la capacidad de resistencia dieléctrica que resulta del proceso de interrupción acumulativo.

En general se puede decir que los interruptores en vacío:

Son seguros y confiables. Son compactos. Tienen tasa baja de desgaste de contactos. Requieren poco mantenimiento.

Algunos fabricantes ya tienen botellas de vacío de hasta 50 kA de capacidad interruptiva y 4000 A de corriente nominal. Estas capacidades son posibles debido a la eficiencia de la tecnología de interruptores en vacío. La rigidez dieléctrica de un entrehierro de 1 cm en un vacío de 10-6 mm de mercurio es de 200 kV con un incremento ligero al aumentar el entrehierro entre contactos.

3.11 MECANISMOS DE OPERACIÓN.

El mecanismo de operación es un componente muy importante en los interruptores. Su función principal es proporcionar la fuerza para abrir y cerrar los contactos del interruptor. En principio esta función se ve muy sencilla, pero si se considera que cuando los interruptores se ponen en servicio, permanecen en posición de cerrado por largos periodos de tiempo y que cuando se requiere que abran y cierren, deben de ser muy confiables, sin retrasos o lentitud. Una falla en el mecanismo puede tener consecuencias muy serias. Debido a esto, el mecanismo debe ser extremadamente confiable y consistente para cualquier condición de operación.

Existen tres tipos básicos de mecanismos que son de resorte, neumáticos e hidráulicos o una combinación de ellos, pero lo que es común en ellos, es que todos almacenan energía potencial en algún medio elástico, el cual es cargado por medio de una fuente de baja potencia por un periodo de tiempo.

Los mecanismos de los interruptores usados por los diferentes fabricantes se agrupan de la siguiente manera:

Neumático-Cierre y Neumático-Apertura Hidráulico-Cierre e Hidráulico-Apertura Resortes-Cierre y Resortes -Apertura Hidráulico-Cierre y Resortes –Apertura Neumático-Cierre y Resortes –Apertura

El número de secuencias de operación y la consistencia de las características de apertura y cierre determinan el funcionamiento del mecanismo. Aunque las normas establecen que en las pruebas prototipo los interruptores requieren sólo 2000 operaciones satisfactorias para probar su funcionamiento, la tendencia actual es cumplir con 5000 operaciones para demostrar la compatibilidad de estos mecanismos con los interruptores en SF6, los cuales prácticamente son libres de mantenimiento.

3.11.1 MECANISMO DE RESORTES

Los mecanismos operados por resortes se han usado por muchos años en la aplicación de interruptores. La energía de este tipo de mecanismo, es almacenada en resortes de cierre. Esta energía es utilizada para cerrar el interruptor por medio de una señal que libera un trinquete de cierre. Básicamente, consiste de un motor de carga y una rueda dentada de carga, una leva de cierre, resortes de cierre, resortes de apertura y un varillaje. El motor y la rueda dentada cargan automáticamente los resortes de cierre, lo cual genera la secuencia de cierre de contactos. Los resortes cargados son mantenidos en esa posición por un trinquete que evita rotación de la leva de cierre. Para liberar la energía de los resortes se opera una bobina o solenoide de cierre o una palanca de cierre manual. Después de la activación de la bobina de cierre se libera un seguro de cierre secundario, mientras que el seguro primario gira hacia abajo debido a la fuerza ejercida por los resortes de cierre cargados, permitiendo la rotación de la leva de cierre que está conectada a las varillas de operación. Conforme la leva gira, acciona el varillaje que a su vez gira la flecha principal de operación provocando el movimiento de los contactos que están conectados a la flecha por medio de barras aislantes. El movimiento del varillaje carga el trinquete de disparo. Este trinquete mantiene al interruptor en posición cerrado. Además de cerrar los contactos, los resortes de cierre proporcionan energía suficiente para cargar los resortes de apertura.

La apertura de los contactos se realiza en forma eléctrica o manual, sin embargo, la apertura manual se utiliza sólo para propósitos de mantenimiento. Cuando se envía una señal de disparo, el seguro de disparo libera el mecanismo de leva. La fuerza producida por el varillaje hace girar el mecanismo de leva liberando los resortes de apertura, los cuales están conectados a la flecha principal de operación, proporcionando la energía necesaria para abrir los contactos del interruptor. El accionamiento de un interruptor basado en resorte contiene los siguientes elementos principales:

Fuente de energía a través de motor eléctrico en sistema reductor de velocidad formado por corona y tornillo sinfín.

Acumulador de energía basado en resortes. Dos mecanismos, uno de cierre y otro de apertura, que retienen

automáticamente la energía proporcionada por los resortes y la liberan a voluntad, por control local manual o a distancia, eléctricamente mediante solenoides.

Elemento de protección y control mecánico que impide maniobras falsas, tales como maniobra de cierre durante el periodo de carga de los resortes de

mando, inversión de giro de la manivela cuando se desea cargar el resorte manualmente.

Elementos que automáticamente obligan de nuevo a la carga del resorte (por motor) inmediatamente después del cierre del interruptor, dejando el mando dispuesto en pocos segundos para realizar una maniobra de cierre.

Esquema simplificado de un mecanismo típico de operación de resortes. Para interruptores de media tensión

Existen diferentes diseños de mecanismos basados en resortes; por ejemplo, para un interruptor de soplo en SF6 de 31.5 kA de capacidad interruptiva, 36 kV, se requieren resortes de disparo que entreguen una energía de sólo 250 joules. Sin embargo, para un interruptor de 50 kA de capacidad interruptiva y para tensiones mayores a 123 kV, las fuerzas de soplo y las energías se incrementan considerablemente hasta 3 kJ, por lo que se requieren mecanismos muy potentes como los mostrados anteriormente

Secuencia de apertura del mecanismo de resortes. Para abrir el interruptor, el gatillo de apertura (1) es liberado por la bobina de disparo, y el resorte de apertura (A) del interruptor realiza la operación. El movimiento del sistema de contacto es retardado por un dispositivo amortiguador (2).

Con un interruptor operado a resorte, la operación de apertura es extremadamente fiable dado que la operación sólo depende del funcionamiento del gatillo de apertura y

el resorte de apertura.

Secuencia de cierre del mecanismo de resortes. La liberación del gatillo de cierre (4) significa una respuesta inmediata para cerrar el interruptor. La palanca del impulsor (2) empuja la palanca de cierre excéntrica guiada (3) a la posición cerrada. Al mismo tiempo, el resorte de apertura (A) es cargado. Al final de la carrera, la palanca de cierre (3) conectada al interruptor es enganchada por el gatillo de apertura (2) en la posición cerrada. Debido a la palanca excéntrica guiada (3) la palanca impulsora (2) es desacoplada y continúa

hasta la posición de descanso.

3.11.2 MECANISMO NEUMÁTICO.

Los mecanismos neumáticos son los usados comúnmente en interruptores de soplo de aire, debido a que usan aire comprimido como medio aislante e interruptivo. Esto no significa que este tipo de mecanismos se usen sólo en este tipo de interruptores, ya que también se usan para operar interruptores en aceite y en SF6. Las partes principales de un sistema de accionamiento neumático son las siguientes:

Fuente de energía formada por un grupo de motor-compresor Tanque para almacenamiento de aire comprimido. Conjunto principal de accionamiento: válvulas de conexión, válvulas de

desconexión, émbolo de accionamiento. Solenoides de conexión y desconexión Elementos de control y protección. Elementos para señalización de posición del interruptor.

Para el cierre se aplica aire a alta presión a través de una válvula de tres vías El pistón se mueve hacia arriba transmitiendo la fuerza de cierre a través del varillaje del mecanismo. Al momento de cerrar el embolo queda en la parte superior del cilindro, mientras que para la apertura se aplica igualmente aire a alta presión quedando el embolo en la parte inferior.

En algunos casos, el mecanismo está compuesto por un sistema de resortes en el cual para el cierre se aplica aire a alta presión, pero al mismo tiempo el mecanismo carga un juego de resortes de apertura y una vez que los contactos están cerrados, un trinquete de disparo es enclavado para mantener el interruptor en la posición de cerrado.

La apertura del interruptor se realiza a través de la energización de un solenoide de disparo que libera el trinquete de disparo provocando la descarga de los resortes de apertura que hacen que los contactos se abran.

En la figura del interruptor de SF6 tipo T muestra un ejemplo típico de un mecanismo neumático, el cual usa un embolo para mover la barra de accionamiento de cierre y apertura. Estos mecanismos tienen un tanque para almacenar aire a alta presión que es utilizado para realizar al menos 5 operaciones sin necesidad de recargarlo entre operaciones.

Dibujo esquemático de un mecanismo neumático de un interruptor en SF6 marca AEG de 230kV de tensión nominal.

Maniobra de conexión.- La orden de conexión se transmite eléctricamente a la bobina de conexión de la válvula de accionamiento (19). En dicha válvula, el impulso eléctrico se transforma en una orden neumática, la cual se transmite por medio de la unión por tubo corto directamente hasta el accionamiento (16). De esta forma el émbolo (20) del accionamiento se desplaza desde la posición de desconexión hacia la posición de conexión y el interruptor queda cerrado. Durante el recorrido del émbolo y en el lado opuesto del mismo, el espacio existente queda vacío de aire, por medio de la válvula de desconexión (21). Simultáneamente, el dispositivo de contactos auxiliares se acciona de forma directa y mecánica por el émbolo de accionamiento (20) y se sitúa señalizando la posición mediante la varilla en la posición de conectado. A través del movimiento de los contactos de dicho dispositivo de contactos auxiliares, se interrumpen los circuitos eléctricos del accionamiento de conexión. De igual manera, la válvula de accionamiento desconexión se cierra y de esta forma apoya y refuerza la maniobra mediante acoplamiento neumático. Inmediatamente después del cierre de la válvula de accionamiento de conexión, el aire de accionamiento restante que permanece en el cilindro de accionamiento se evacua mediante la válvula de descarga que existe en la válvula de accionamiento de desconexión.

Esquema de un interruptor desconectado y sin presión.

Maniobra de desconexión.- La orden de desconexión se da de forma eléctrica a la bobina de desconexión de la válvula de accionamiento (22). En dicha válvula, el impulso eléctrico se transforma en una orden neumática que se transmite a la válvula de amplificación (23). Dicha válvula de amplificación se abre y descarga la presión en el espacio de accionamiento de la válvula de desconexión (21), de tal forma que el émbolo de la válvula de desconexión se desplaza hacia abajo y simultáneamente cierra la salida de evacuación. A través de la válvula de desconexión (21) abierta, el aire comprimido que se encuentra en el calderín llega de forma simultánea al accionamiento (16) de las columnas, así como al accionamiento de la válvula de evacuación (24) y, mediante el acoplamiento de retorno a la válvula de amplificación (24). El émbolo (20) del accionamiento se mueve desde la posición de conexión hacia la posición de desconexión y el interruptor queda desconectado. Durante el recorrido del pistón y en el lado opuesto del mismo, el espacio existente queda vacío de aire por medio de la válvula de evacuación (24) de sección amplia. Simultáneamente, el dispositivo de contactos auxiliares cambia su posición por medio de la varilla que se utiliza para señalización de posición, la cual es accionada de forma directa y mecánica. Al modificarse la posición de los contactos del dispositivo de contactos auxiliares se interrumpe eléctricamente el circuito del accionamiento de desconexión, provocando el cierre de la válvula de accionamiento de desconexión. Mediante el acoplamiento de retorno se comanda la válvula de amplificación (23) de forma rápida. La válvula de descarga de la válvula de desconexión (21) evacúa el aire del espacio situado por encima del pistón de accionamiento, asimismo actúa el mando para la válvula de evacuación (24).

3. 11. 3 MECANISMO HIDRÁULICO.

Los circuitos hidráulicos se han usado por muchos años en mecanismos para interruptores. Estos operan a presiones mucho mayores de fluido que los cilindros neumáticos y por lo tanto el diámetro del cilindro, el paso del fluido y la mayoría de las partes son más pequeñas. El aspecto de las fugas es más importante que en los mecanismos neumáticos, debido a que el fluido tiene que ser conservado y reciclado. Es por eso que las tolerancias en muchas de las partes son más críticas. El fluido utilizado en los mecanismos hidráulicos es nitrógeno. El mecanismo del tipo hidráulico es sólo una variación del mecanismo neumático. En el mecanismo del tipo hidráulico la energía es almacenada en un acumulador de nitrógeno y el fluido hidráulico se vuelve un eslabón operado por fluido interconectado entre el acumulador y el sistema de varillaje, el cual es muy similar al usado con los mecanismos neumáticos.

Cilindro de doble efecto diferencial (2); en el cual el lado de menor superficie está en permanente comunicación con el acumulador de energía (1).

Fuente de energía compuesta por grupo moto-bomba hidráulica (4). Acumulador de energía (1). Válvula principal de conmutación (3) para control de la posición del interruptor. Conjunto de solenoides de cierre y disparo Y1, Y2 / Y3.

Recipiente de aceite (5). Sistema de control y protección (6) del accionamiento hidráulico, así como para

la integridad misma del interruptor. Señalizadores ópticos de posición.

Circuito básico de accionamiento hidráulico.

Para la Maniobra de cierre nos basaremos en la Figura del mecanismo hidraulica, donde en el instante que el interruptor se encuentra abierto, la motobomba inyecta presión haciendo circular el aceite del cárter (17), pasando por el filtro (21) y liberando la válvula anti retorno (22) hasta llegar al distribuidor (24), donde se localizan conectados un manómetro (30) y los microswitch de alarmas y bloqueos (26) de igual forma una válvula de sobrepresión (25), del distribuidor sale circuito de aceite de alta presión hasta el mecanismo de accionamiento, inmediatamente después de que la bobina de cierre ( E ) actúa sobre la válvula anti retorno (10) el aceite a alta presión circula por los circuitos (1), (2) y (4) empujando a los émbolos (3) y (5) que a su vez actúan sobre las válvulas (11) y (12) haciendo circular el aceite con una presión tal que actúa sobre el embolo (F1) acoplado a la barra actuadora (8) empujándolos para el cierre de los contactos principales del interruptor y cambiando el indicador de estado (14) de abierto a cerrado. En el acumulador (13) el aceite empuja al embolo haciendo compresión sobre el nitrógeno que queda en condición para actuar cuando el mecanismo haga el proceso de apertura, los émbolos (3) y (5) de igual forma aísla al circuito de baja presión (6) que sirve al aceite de retorno al cárter.

Mecanismo hidráulico en estado cerrado.

En la maniobra de apertura el proceso es más sencillo, en el instante en que la bobina de apertura (D) actúa sobre la válvula (16) se libera la presión mantenida en el sistema y haciendo circular el aceite a través del circuito (6) que va directamente al cárter. El nitrógeno comprimido en el acumulador (13) empuja al embolo haciendo circular al aceite que carece de alta presión, de igual forma el aceite desplazado por el nitrógeno hace actuar al embolo (F) moviendo la barra que abre los contactos del interruptor (8) y el cambiador de estado de cerrado a abierto (14). Los émbolos (3) y (5) regresan a la posición de abierto liberando el aceite que circula por el circuito de retorno (6), cuando la presión disminuye considerablemente las válvulas anti retorno (10), (11) y (12) regresan a su posición de cerrado evitando que el sistema libere aceite y una presión mayor del que se necesita para el proceso de cierre.

Mecanismo Hidráulico en estado abierto.

MEDIOS DE EXTINCIÓN DEL ARCO ELÉCTRICO.

ACEITE AISLANTE.

El aceite aislante erróneamente llamado “aceite para transformadores” es usado en una gran variedad de equipos eléctricos además de los transformadores de potencia. Estos incluyen boquillas, reactores, interruptores, restauradores, cambiadores de derivaciones, seccionadores, etc.

Las características requeridas del aceite aislante dependen del equipo donde se use. Por ejemplo, la resistencia a la oxidación es importante para transformadores de distribución, mientras que esta propiedad es de menor importancia para interruptores, donde la principal preocupación es que éste tenga la habilidad de extinguir rápidamente el arco eléctrico. El aceite aislante usado en interruptores puede tener una viscosidad ligeramente mayor que el aceite usado para transformadores. Esto con el propósito de soportar una mayor temperatura de inflamación. La función del aceite en un interruptor es aislar las partes vivas de tierra y la extinción del arco. Las principales desventajas de los aceites usados en interruptores son la presencia de carbonización (con lo cual disminuye su rigidez dieléctrica) y el riesgo inherente de incendio.

Los aceites que se usan en la mayoría de los interruptores aislados en aceite son a base de petróleo del tipo nafténico, refinados para evitar la formación de lodos y corrosión debido al contenido de azufre y otras impurezas. Este tipo de aceites aislantes se caracterizan por una excelente rigidez dieléctrica, por una conductividad térmica muy buena (2.7 x 10-4 cal/s cm °C) y por una alta capacidad térmica (0.44cal/g°C).

El aceite bajo condiciones atmosféricas normales, y para un entrehierro de contactos dado, es muy superior al del aire o al SF6 bajo las mismas condiciones. Sin embargo, el aceite se degrada con pequeñas cantidades de agua y por depósitos de carbón que son el resultado de la carbonización del aceite. La carbonización se genera debido al contacto del aceite con el arco eléctrico.

La pureza del aceite generalmente se evalúa por su claridad y transparencia. El aceite nuevo tiene un color ámbar claro, mientras que el aceite contaminado es oscuro y tiene depósitos negros que muestra los signos de la carbonización. La condición del aceite se evalúa mediante la prueba de rigidez dieléctrica. Esta prueba se realiza usando dos electrodos esféricos de 20 mm de diámetro con una distancia de 3 mm entre ellos. El aceite en buenas condiciones debe de tener una rigidez dieléctrica mayor a 30 kV. Para aceite usado se recomienda que la rigidez dieléctrica no sea menor a 15 kV.

Cuando los interruptores en aceite se inventaron nadie sabía que los arcos formados en aceite generaban una burbuja que contenía hidrógeno principalmente y que los arcos que se formaban en una atmósfera de hidrógeno tendían a extinguirse más rápidamente que los arcos que se formaban en otros tipos de gases.

Cuando se establece un arco en aceite las superficies de contacto del aceite se vaporizan rápidamente debido a la alta temperatura del arco, la cual está en el rango de 5,000 a 15,000 °K. El gas vaporizado forma una burbuja la cual envuelve completamente al arco. La composición aproximada de esta burbuja es del 60 al 80 % de hidrógeno, 20 % de acetileno (C2H2) y el resto consiste de proporciones menores de metano y otros gases.

Dentro de la burbuja de gas, se identifican tres zonas. La zona interior, la cual contiene los gases disociados, es la que está en contacto directo con el arco, alcanza temperaturas entre los 500 y 800 °K. Esta zona gaseosa está rodeada por una zona de vapor, que es calentada en las capas interiores y saturadas en las capas exteriores. La tercera es una zona con líquido hirviendo en el interior y con una temperatura del líquido en el exterior prácticamente igual a la temperatura ambiente.

Se ha demostrado que el hidrógeno es probablemente el gas ideal para propósitos de interrupción de corriente, pero las complicaciones y el costo del sistema de recuperación hacen su aplicación poco viable. Debido a que la resistencia dieléctrica del hidrógeno no es alta, su tensión de reencendido es de 5 a 10 veces mayor que la del aire. Sin embargo, el hidrógeno tiene una conductividad térmica muy alta que resulta en un enfriamiento y una des-ionización más rápida del arco.

Burbuja de gas producida por un arco que es rodeado de aceite.

AIRE.

Las propiedades eléctricas estáticas del aire aplican a las partes internas de un interruptor que utiliza este medio aislante. En consecuencia, las presiones que utilizan los diseños de interruptores de soplo de aire exceden los 10 bars. Por lo tanto, las tensiones de ruptura de las zonas más esforzadas eléctricamente no se pueden deducir de la Ley de Paschen debido principalmente a las condiciones de campos eléctricos no uniformes. Por lo tanto, el diseño debe de considerar reducciones adicionales en la rigidez dieléctrica debido a estos campos no uniformes, al acabado de las superficies, a variaciones en las propiedades de emisión de electrones de los materiales y a las impurezas contenidas en el aire comprimido. En un campo eléctrico uniforme, la rigidez dieléctrica del aire es independiente de la forma de onda de la tensión aplicada, por lo tanto el nivel de la tensión de ruptura a un valor de la densidad del gas con una distancia tal de los contactos es prácticamente el mismo para impulso por maniobra, impulso por rayo y tensión a frecuencia del sistema. En campos no uniformes la tensión de ruptura del aire varia con la forma de onda de la tensión y de su polaridad, de las pruebas de tensión aplicada a interruptores, las tensiones de impulso por rayo generalmente da valores de ruptura altos, con tensión a frecuencia del sistema da valores menores y con impulso por maniobra dan valores intermedios.

En un interruptor de soplo de aire de tanque vivo las zonas de mayor esfuerzo están localizadas en las cámaras de interrupción que funcionan como aisladores entre las terminales del interruptor. En la construcción de tanque muerto o del tipo tablero, las zonas de mayor esfuerzo se presentan entre los conductores y el tanque.

Valores de distancia de contactos con respecto a la tensión de descarga.

VACÍO.

A pesar de que las ventajas del vacío como medio aislante e interruptivo se reconocieron a principios del siglo XIX, estas no se aplicaron ampliamente en el diseño y fabricación de interruptores hasta hace unos cuantos años. Esto se debió principalmente a las limitaciones para resolver diferentes problemas tecnológicos que se presentaron en el diseño y construcción de interruptores confiables utilizando el vacío.

El vacío tiene dos propiedades sobresalientes: (1) rigidez dieléctrica mayor que cualquier otro medio y (2) cuando se interrumpe un circuito de C. A. mediante la separación de contactos en vacío, la interrupción ocurre en el primer cruce por cero de la onda de corriente, presentándose inmediatamente un incremento de rigidez dieléctrica a través de los contactos, mucho mayor a la de interruptores en aire o aceite. Estas propiedades hacen que los interruptores en vacío sean más eficientes, compactos y económicos.

Todo medio que tiene una presión inferior que la presión atmosférica (760 mm de mercurio) se le conoce como vacío. Torricelli logró evacuar un espacio mediante la construcción de su barómetro de mercurio. Las presiones bajas se miden en términos de torr, donde 1 torr = 1 mm de mercurio. Actualmente pueden lograrse presiones tan bajas de hasta 10-7 torr.

Cuando se efectúa la apertura de contactos en aire, las moléculas ionizadas son las principales portadoras de cargas eléctricas y las responsables de un bajo valor de ruptura dieléctrica. En el arco en vacío los átomos neutros, iones y electrones provienen de los mismos electrodos, y no del medio interruptivo. Conforme se mueven los contactos que conducen la corriente, la corriente se concentra en unos cuantos puntos de las superficies de contacto. La conducción a través del metal cesa cuando el puente entre los dos contactos se vaporiza.

De los elementos aislantes conocidos: Aire atmosférico, aceite, SF6, papel, porcelana, etc., comparados con el vacío, su capacidad de soportar tensión es pequeña. En un entrehierro de 1 cm, sólo unos cuantos electrones por millón llegan a chocar con las moléculas y formar iones. A este hecho es al que se debe la muy alta resistencia a la interrupción del vacío. En este intervalo, la resistencia a la interrupción es independiente de la densidad del gas y varía sólo con la longitud del entrehierro.

La Gráfica. 3.3 muestra la rigidez dieléctrica de varios materiales aislantes. Típicamente la tensión que puede soportar un entrehierro decrece con una reducción de la densidad (presión y temperatura) a un mínimo y se incrementa rápidamente con una reducción adicional de la densidad del gas.

Rigidez dieléctrica de varios materiales aislantes. Está establecido que el alto vacío posee una rigidez dieléctrica extremadamente alta. A corriente cero los puntos del cátodo se extinguen dentro de s y después de este tiempo se restablece la rigidez dieléctrica original. Este restablecimiento rápido de la rigidez dieléctrica se debe a que el metal vaporizado, localizado entre los contactos, se propaga rápidamente debido a la ausencia de moléculas de gas. Las moléculas de metal chocan a altas velocidades en las paredes de vidrio y se condensan ahí.

HEXAFLUORURO DE AZUFRE .

El gas hexafluoruro de azufre es un compuesto químico cuya fórmula es SF6. Se considera que el SF6 es un gas superior a cualquier otro medio aislante gaseoso e ideal para usarse en equipo de interrupción. Éste se usa en una gran variedad de equipos eléctricos debido a las ventajas que tiene sobre otros medios, tales como el aire y el aceite. Este gas combina sus propiedades eléctricas, en lo que respecta a la rigidez dieléctrica y extinción del arco con sus excelentes propiedades térmicas; además de otras características físicas que han generalizado su uso en equipo de interrupción.

El proceso industrial de producción del SF6 se realiza por medio de electrolisis a partir del azufre y del flúor, mediante la siguiente reacción exotérmica:

S + 3SF2 → SF6 + 262 kcal (2079 BTU)

Durante su producción se forman diferentes fluoruros de azufre tales como SF4, SF2, S2F2, y S2F10, así como impurezas debido a la presencia de humedad, aire y carbón en las celdas de electrolisis de fluoruro.

El SF6 a pesar de sus múltiples ventajas, también tiene algunas desventajas. Sus principales desventajas son su descomposición bajo descargas eléctricas que da lugar a la formación de diferentes sustancias químicas y la licuefacción a grandes presiones. La molécula del SF6 es perfectamente simétrica y tiene en su centro un átomo de azufre cuyos seis electrones libres son usados por los seis átomos de flúor situados alrededor del átomo de azufre en las seis esquinas o vértices de un octaedro regular. Como resultado de este arreglo simétrico la estructura del gas es químicamente muy estable.

Molécula del SF6.

Átomos de Azufre y de Flúor formando la molécula de SF6.

Es recomendado que el punto de rocío se mantenga menos de 25 °C (-13 °F) no se puede encender y no es inflamable. El hexafluoruro de azufre no tiene color, olor y no es un gas tóxico, sin embargo desplaza al aire en sitios cerrados. Es 5 veces más pesado que el aire, su densidad es 6.14 gramos por litro, 6.14 kg./m3 con un peso molecular de 146.05, la velocidad de sonido en SF6 es casi 1/3 del que es en aire, atribuido al alto peso molecular y alta densidad. Bajo condiciones normales el SF6 se convierte en líquido a 64°C (83°F). Bajo condiciones de temperatura normal, 20°C (68°F) se convierte en líquido a una presión de 20 bar (295 psi). Al igual que el dióxido de carbono (CO2), el SF6 existe en estado líquido solamente bajo presión. El SF6 es generalmente usado a temperaturas mayores que la temperatura crítica, por lo que es importante considerar que la presión interna desarrollada en los equipos depende de la densidad de llenado, es decir peso del SF6/volumen del equipo. Por lo tanto, la densidad de llenado debe ser mucho menor al valor de densidad crítica. En la práctica, la densidad de llenado está en el rango de 10 a 50 kgxm-3.

El calor específico del SF6 referido a unidad de volumen es 3.7 veces mayor que el calor específico del aire. Esto es importante ya que la elevación de temperatura en el interior de los equipos es menor cuando se usa SF6 que cuando se usa aire.

II. FALLAS DE ARCO.

Una falla de arco es susceptible de presentarse en cualquier parte del sistema eléctrico, ya sea distribución, transmisión o subtransmisión; el tipo de falla de arco se presenta por el debilitamiento dieléctrico del medio aislante entre dos fases cuyo potencial puede ser elevado o cuya distancia entre fases disminuye hasta el punto de contacto ocasionando la falla de arco.

Cuando ocurre una falla de arco en el SEP, se forma el arco primario y está presente hasta el momento justo antes en el que el interruptor se acciona para despejar la falla,

después de éste momento se presenta el arco secundario, que se da por el acoplamiento mutuo entre las fases sanas y la fase fallida transportando energía hasta el punto de falla.

Actualmente el manejo dado a éste tipo de fallas ha sido usando una resistencia lineal para el análisis, tratando la falla como falla monofásica. Sin embargo, como la falla de arco no posee propiedades físicas similares a la falla monofásica el análisis no es confiable. También se ha tratado de usar la información que produce la falla para la detección de la misma, ya sea en tiempo real o usando información histórica (detección post-falla) sin presentar avances significativos en la detección de las fallas de arco, de hecho existe un consenso entre los autores sobre la necesidad de modelar el arco con las características dinámicas asociadas al fenómeno. Por ésta razón, y las mencionadas previamente, es sumamente importante incluir las características de las fallas de arco en los algoritmos del relé de protección, precisamente para ayudar en la selección de los ajustes del relé así como hacer un aporte en el diseño de nuevos esquemas de protección los cuales pueden ser de carácter adaptativos.

1.1 EL ARCO ELECTRICO.

Se denomina arco eléctrico a la descarga eléctrica que se forma entre dos electrodos sometidos a una diferencia de potencial y colocados en el seno de una atmósfera gaseosa enrarecida, normalmente a baja presión, o al aire libre.

Fue descubierto y demostrado por primera vez por el químico británico Humphry Davy en 1800 Siempre que una corriente eléctrica es interrumpida se crea un arco eléctrico;es decir, el fenómeno está presente en la operación de apertura y cierre de interruptores.

El estudio del proceso de operación de un interruptor de potencia se puede resumir en investigar la conducta del arco eléctrico que se crea dentro del mismo, en condiciones determinadas por varios factores como pueden ser: el tipo de maniobra que se está realizando, las características de la red asociada, el tipo de medio aislante, la magnitud de la corriente, entre otras. Es decir, la interrupción de corriente en un interruptor consiste en la transformación del arco eléctrico con altísimas temperaturas, en un medio aislante capaz de soportar la tensión impuesta por el circuito asociado, en el menor tiempo posible.

La interrupción de una corriente alterna y por lo tanto, la formación del arco eléctrico dentro de la cámara de interrupción del interruptor puede ser descrita de la siguiente forma: Cuando el interruptor se encuentra en la posición cerrada o de conducción, los polos del interruptor se tocan y sobre ellos se ejerce una presión determinada por un sistema mecánico, neumático o hidráulico asociado al mismo. Al llegar la señal de

apertura, la presión ejercida sobre los contactos empieza a disminuir y con ello también lo hace la superficie de contacto que a su vez es la del paso de corriente, lo que trae como consecuencia un notable crecimiento de la densidad de corriente en el punto de contacto; esto produce un fuerte incremento de la temperatura en la zona, debido al efecto Joule.

Como resultado, se inicia un proceso de ionización térmica del gas en contacto con ésta zona además de otra ionización provocada por los choques entre iones acelerados por el campo eléctrico entre los contactos, las moléculas y los átomos del gas aislante.

Cuando los contactos se han separado físicamente una ligera capa de aislante (aire, SF6, aceite) intenta interponerse entre estos y a consecuencia de la elevada ionización de la región se crea una columna cilíndrica de gas ionizado o plasma, que llamamos arco eléctrico; la descarga está producida por una parte de electrones que van desde el electrodo negativo al positivo, y otra parte, por iones positivos que se mueven en sentido opuesto. El choque de los iones genera un calor intenso en los electrodos, calentándose más el electrodo positivo debido a que los electrones que golpean contra él tienen mayor energía total. En un arco abierto al aire a presión normal el electrodo positivo alcanza una temperatura de 3.500 grados Celsius. Durante el tiempo de la descarga se produce una luminosidad muy intensa y un gran desprendimiento de calor. Ambos fenómenos, en caso de ser accidentales, pueden ser sumamente destructivos, como ocurre con la perforación de aisladores en las líneas de transmisión en alta tensión o de los aislantes de conductores y otros elementos eléctricos o electrónicos.

Si se mantienen las condiciones en las que fue establecido el arco; es decir, si el circuito aporta los electrones necesarios para sostener la corriente de arco, y esos electrones pasan de un polo a otro mas rápido de lo que el aislante se puede regenerar, entonces dicho arco se transformará en autosostenido y permanecerá en equilibrio estable ya que la ionización del medio está garantizada por su propio calor generado; además éste equilibrio también es mantenido en la medida en que el calor cedido al arco por efecto Joule en el circuito consiga igualar el calor retenido en la columna central del arco, más el calor que es cedido al medio aislante que, para éste caso, también actúa como medio refrigerante.

Evidentemente, si la corriente que da origen al arco eléctrico es de naturaleza alterna, con su paso natural por cero, dicho arco cesará si los contactos están suficientemente distanciados como para soportar la tensión impuesta entre ellos por el circuito. En tanto, la inercia térmica hará que continúe un canal central caliente debido a restos de ionización y por lo tanto, con cierta conductividad residual que permitirá el pasaje de una pequeña corriente llamada de “post-arco” que circulará dentro del canal donde la temperatura es mayor. Si el mecanismo de extinción del interruptor, justamente con el poder de desionización del medio aislante, es capaz de retirar el calor residual de ésta

zona en una proporción mayor al calor generado por ésta corriente residual más el calor absorbido por el arco, entonces la conductancia se anulará y la corriente será

totalmente interrumpida. Caso contrario se tendrá un restablecimiento del pasaje de la corriente y con ello un renacimiento del arco eléctrico. Es necesario resaltar que la ocurrencia o no del restablecimiento del arco está dada por la combinación de un proceso de intercambio térmico y de la tensión impuesta entre los contactos por el circuito como fue explicado en el párrafo anterior. Visto de ésta forma, el renacimiento del arco eléctrico tendrá orígenes distintos y según sea tendrá su nombre:

Ambos tipos de reignición ocurren dentro de los primeros microsegundos luego del paso por cero de la corriente; si el renacimiento del arco ocurre luego de un tiempo superior al cuarto ciclo se llama reencendido del arco.

A partir del momento en que se apaga totalmente el arco, da comienzo una “carrera” entre la Tensión Transitoria de Restablecimiento (TTR), que es la tensión que el ircuito impone sobre los contactos del interruptor, y la rapidez por la cual el medio aislante rata de impedir el posterior restablecimiento del arco y que tiene el nombre de Recuperación Dieléctrica del Medio. La extinción total del arco será posible solamente si a partir de un paso natural por cero de la corriente, la tensión que reaparece entre los contactos (TTR) es siempre menor que la tensión que soporta el aislante sin colapsarse.

Teniendo en cuenta la anterior explicación del funcionamiento y operación del interruptor, específicamente del comportamiento del arco del interruptor, y recordando que se ha demostrado que dicha teoría puede ser usada en la modelación del arco presente durante una falla de arco, es posible concluir sobre la complejidad de la modelación del fenómeno y la importancia de hacerlo correctamente; es decir, el arco al no poseer propiedades físicas definidas (éstas propiedades son vistas como luz, calor, sonido, ondas electromagnéticas) se hace difícil de modelar.

2.1 El ARCO PRIMARIO

Corresponde al arco que se forma en el momento en que ocurre la falla y que dura hasta el instante justo en el cual el interruptor opera; es decir, abre sus polos.

2.1.1 Modelos para representar el arco eléctrico primario:

Los modelos de arco pueden ser clasificados en tres categorías generales:

Modelos de caja negra: ecuaciones matemáticas que relacionan parámetros medibles del arco, tales como voltajes o corrientes de arco.

Modelos físicos: desarrollan el comportamiento del arco desde un punto de vista netamente físico.

Modelos de parámetros: son derivados de los modelos de caja negra en combinación con modelos físicos

2.2 El ARCO SECUNDARIO.

A continuación de una falla a tierra en una fase de una línea de transmisión, la apertura del interruptor de la fase fallada despeja el cortocircuito en el cero de corriente o en un punto muy cercano a él. En el instante en que el último polo de interruptor abre, el camino del arco ingresa en una transición desde una relativamente alta corriente de arco primario a una baja corriente de arco secundario que es mantenida a través de acoplamiento mutuo con las fases sanas, debido que el aire se ha calentado e ionizado por acción del arco primario. En estas condiciones, la corriente de arco secundario alcanza valores comúnmente menores a 20 A r.m.s., y la resistencia del arco secundario resultante es del orden de 1 kΩ o mayor. Sin embargo, el arco secundario es extremadamente no lineal, con una longitud que a menudo varía considerablemente durante el tiempo muerto de reconexión.

La corriente de arco secundario es, en general, inherentemente inestable, y se extinguirá a sí misma. Sin embargo, esta extinción debe ser rápida a fin de permitir reconexiones rápidas y exitosas, a fin de asegurar la estabilidad transitoria del sistema. El tiempo de extinción depende de la corriente y de factores aleatorios, incluyendo el viento. Varios ensayos realizados sobre líneas no compensadas han mostrado que, si la corriente de arco secundario no excede los 20 A r.m.s., la extinción es tan rápida que un recierre de 500ms es casi siempre exitoso. Si, por el contrario, la corriente excede los 30 A r.m.s., el tiempo de extinción es demasiado grande como para permitir una reconexión rápida.

Si la corriente de arco secundario excede los 20 A, la solución comúnmente utilizada en las redes de alta tensión es considerar el agregado de reactores de neutro en los reactores de compensación shunt. Varios autores recomendaron la necesidad de arribar a un método para simular realísticamente la respuesta del arco secundario en sistemas de muy alta tensión. Sin embargo, para efectos de un estudio de factibilidad como el que propone el presente informe, se ha estimado conveniente en primer término utilizar expresiones aproximadas que permitan inferir un tiempo muerto de reconexión teniendo en cuenta que la línea en cuestión esté perfectamente simetrizada, despreciando los acoplamientos inductivos y teniendo en cuenta solamente los acoplamientos capacitivos y, de existir, los reactores de compensación shunt y reactancias de neutro.

Si, luego del análisis de factibilidad, se demostrara la necesidad de compatibilizar el tiempo muerto de reconexión monofásica con el tiempo muerto crítico por estabilidad transitoria, corresponderá efectuar un estudio detallado utilizando un modelo de transitorios electromagnéticos que tenga en cuenta todas las particularidades constructivas de la línea (simetrizaciones, variaciones constructivas en su geometría, etc.) a fin de optimizar el cálculo del tiempo de extinción de arco, y por tanto, aumentar las posibilidades de una reconexión exitosa.

2.2.1 Número de reconexiones

La experiencia práctica recogida demuestra que existe una alta probabilidad de éxito en la primera reconexión de los circuitos de sistemas de transmisión y subtransmisión. La probabilidad de éxito de las reconexiones posteriores es sensiblemente menor. Un mayor número de reconexiones se justifica normalmente en sistemas de distribución (expuestos, por ejemplo, a fallas por contacto de los conductores con árboles cercanos), pero aún así la probabilidad de éxito de las reconexiones sucesivas es considerablemente inferior a la de la primera conexión.

Además, en estos casos, los tiempos de reconexión asociados son del orden de decenas de segundos, por lo que quedan excluidos todos los problemas relacionados a la estabilidad transitoria.

Se propone entonces, considerar la utilización de un único recierre, en los casos que éste sea factible.

2.2.2 Tiempo de despeje de fallas.

El tiempo durante el cual se establece la corriente de arco primario determina el grado de calentamiento del canal de aire ionizado. A mayor calentamiento, menor será la probabilidad que el arco secundario se extinga. En consecuencia, la velocidad con la cual se despeje el cortocircuito es un factor clave para el éxito de la reconexión.

Cuanto más rápido sea despejada la falla por los interruptores, menor será el impacto sobre el sistema y el grado de ionización del arco, y por tanto mayor será la probabilidad de éxito en la reconexión. La probabilidad de éxito en la reconexión, por tanto, será mejorada si sobre la línea protegida se encuentra un canal de comunicación de alta velocidad (hilo piloto) que permita operar rápidamente los interruptores de ambos extremos. Con este recaudo, es posible despejar las fallas en sistemas de 220 kV y 500 kV en tiempos entre 80 y 100 ms. No obstante lo anterior, se ha adoptado, con criterio conservador, un tiempo de despeje de fallas de 120 ms (6 ciclos),

2.2.3 Tiempos mínimos de extinción del arco secundario.

El mínimo tiempo muerto de reconexión (TMR) requerido para neutralizar el arco secundario previo a una reconexión tripolar puede ser aproximado mediante la siguiente ecuación.

Donde kV es la tensión compuesta nominal de la línea. De acuerdo a esta expresión, los tiempos muertos de reconexión tripolar para 500 kV y 220 kV serán de 500 ms y 340 ms respectivamente.

La reconexión monopolar requiere de tiempos muertos mayores, debido al acoplamiento inductivo y capacitivo entre la fase fallada y las fases sanas que mantienen energizado el arco secundario. Los tiempos muertos son aún mayores en las líneas de doble circuito, debido a los acoplamientos adicionales entre la fase fallada y las fases de la línea sana.

Según una encuesta realizada en diferentes países europeos ,los tiempos muertos de reconexión monopolar resultaron en promedio cercanos a los 900 ms, con valores extremos entre 0.5 s y 1.5 s.

2.2.4 Tiempos mínimos admisibles por estabilidad transitoria del sistema

Una vez despejada la falla, las fases comprometidas deberán permanecer abiertas durante un intervalo de tiempo mayor al necesario para extinguir el arco secundario, pero menor al tiempo admisible para el mantenimiento de la estabilidad transitoria. Estos últimos deben calcularse para cada una de las líneas bajo estudio, mediante simulaciones de estabilidad transitoria.

Severidades asociadas a las fallas Se ha considerado que los Estudios Específicos a que se refiere la NT en los numerales 5) y 6) en realidad pueden ser abordados a través de un único estudio, en el cual se documente la compatibilidad de los tiempos muertos de actuación de los automatismos de reconexión con los tiempos mínimos para la extinción del arco secundario, asegurando que no se produzca riesgo de inestabilidad transitoria, a partir del tratamiento de las fallas testigo que establece la NT En cuanto a éstas últimas, en lo referido a las fallas con severidad 6 y 7, que llevan al sistema prácticamente a la pérdida de vínculo, el recierre tripolar que debería tener lugar en tiempo normal o en tiempo prolongado sería llevado a cabo en condiciones angulares muy críticas, por lo que podrían esperarse importantes cambios en los torques mecánicos de las unidades generadoras adyacentes, y por tanto cabría esperar elevadas solicitaciones mecánicas en sus ejes.

La contingencia denominada severidad 1 (bypass de banco de compensación serie) no se considera factible de recierre, ya que cuando se produce este tipo de situación podría estar asociada a una falla interna al banco de capacitores. Por tanto, se

entiende que proceder a su reconexión ante una falla interna, podría resultar riesgoso para su integridad.